Estados Financieros Consolidados CGE 4T 2015

COMPAÑÍA GENERAL DE ELECTRICIDAD S.A.
Y SUBSIDIARIAS
ESTADOS FINANCIEROS
CONSOLIDADOS
(Expresados en miles de pesos chilenos)
Correspondientes a los ejercicios terminados al
31 de diciembre de 2015 y 2014
CONTENIDO
I.
INFORME DE LOS AUDITORES EXTERNOS.
II.
ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS.
ESTADO CONSOLIDADO DE SITUACION FINANCIERA CLASIFICADO.
Activos.
Patrimonio y pasivos.
ESTADO CONSOLIDADO DE RESULTADOS POR FUNCION.
ESTADO CONSOLIDADO DE RESULTADOS INTEGRAL.
ESTADO CONSOLIDADO DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO NETO.
ESTADO CONSOLIDADO DE FLUJO DE EFECTIVO DIRECTO.
III.
NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS.
M$
CL $
US $
EUR $
COP $
Miles de pesos chilenos.
Pesos chilenos.
Dólares estadounidenses.
Euros.
Pesos colombianos.
Página 3
COMPAÑÍA GENERAL DE ELECTRICIDAD S.A. Y SUBSIDIARIAS
ESTADO CONSOLIDADO DE SITUACION FINANCIERA CLASIFICADO
Al 31 de diciembre de 2015 y 2014.
(Expresados en miles de pesos chilenos (M$))
ACTIVOS
Nota
31-12-2015
M$
31-12-2014
M$
ACTIVOS CORRIENTES
Efectivo y equivalentes al efectivo.
Otros activos financieros.
Otros activos no financieros.
Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar.
Cuentas por cobrar a entidades relacionadas.
Inventarios.
Activos por impuestos.
6
7
12
8
9
10
11
5.572.566
431.188.460
7.929.643
26.384.053
28.312.387
77.020.321
411.017
4.048.167
493.801.436
5.320.828
59.194.772
28.776.620
540.036.124
668.573.161
627.423.644
3.381.150
1.167.459.768
671.954.311
195.203
950.710
18.268.120
1.623.967
6.583.188
55.151.825
276.908.014
264.181.617
2.554.803.817
8.864.425
20.200.192
237.862
397.818
23.579.479
2.200.250
6.559.590
55.236.160
281.064.468
273.164.916
3.012.475.937
10.889.192
22.178.300
Total activos no corrientes
3.207.731.078
3.687.983.972
TOTAL ACTIVOS
4.375.190.846
4.359.938.283
Total de activos corrientes distintos de los activos o grupos de activos para su
disposición clasificados como mantenidos para la venta o como mantenidos
para distribuir a los propietarios.
Activos no corrientes o grupos de activos para su disposición clasificados
como mantenidos para la venta o como mantenidos para distribuir a los
propietarios.
37
Total activos corrientes
40.649.015
ACTIVOS NO CORRIENTES
Otros activos financieros.
Otros activos no financieros.
Cuentas por cobrar.
Inventario.
Cuentas por cobrar a entidades relacionadas.
Inversiones contabilizadas utilizando el método de la participación.
Activos intangibles distintos de la plusvalía.
Plusvalía.
Propiedades, planta y equipo.
Propiedad de inversión.
Activos por impuestos diferidos.
7
12
8
10
9
13
14
15
17
16
19
Las notas adjuntas forman parte integral de estos estados financieros consolidados.
Página 6
COMPAÑÍA GENERAL DE ELECTRICIDAD S.A. Y SUBSIDIARIAS
ESTADO CONSOLIDADO DE SITUACION FINANCIERA CLASIFICADO
Al 31 de diciembre de 2015 y 2014.
(Expresados en miles de pesos chilenos (M$))
PATRIMONIO Y PASIVOS
Nota
31-12-2015
M$
31-12-2014
M$
PASIVOS CORRIENTES
Otros pasivos financieros.
Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar
Cuentas por pagar a entidades relacionadas.
Otras provisiones.
Provisiones por beneficios a los empleados.
Otros pasivos no financieros.
20
21
9
22
23
24
127.813.678
278.951.250
2.254.087
14.802.304
466.364
11.029.474
243.353.542
328.134.134
13.453.641
18.894.779
1.224.804
14.391.255
435.317.157
619.452.155
413.068.808
0
848.385.965
619.452.155
1.166.178.330
509.921
4.658.673
1.357.697
379.657.041
36.268.245
1.321.344.711
1.426.430
2.847.478
849.049
463.944.461
49.094.928
1.924.325
Total pasivos no corrientes
1.588.629.907
1.841.431.382
TOTAL PASIVOS
2.437.015.872
2.460.883.537
671.278.954
274.208.027
428.987.117
671.278.954
196.499.624
473.503.177
1.374.474.098
1.341.281.755
563.700.876
557.772.991
Total patrimonio
1.938.174.974
1.899.054.746
TOTAL PATRIMONIO Y PASIVOS
4.375.190.846
4.359.938.283
Pasivos corrientes distintos de los pasivos incluidos en grupos de activos para
su disposición clasificados como mantenidos para la venta.
Pasivos incluidos en grupos de activos para su disposición clasificados
como mantenidos para la venta.
37
Total pasivos corrientes
PASIVOS NO CORRIENTES
Otros pasivos financieros.
Cuentas por pagar.
Cuentas por pagar a entidades relacionadas.
Otras provisiones.
Pasivo por impuestos diferidos.
Provisiones por beneficios a los empleados.
Otros pasivos no financieros.
20
21
9
22
19
23
24
PATRIMONIO
Capital emitido.
Ganancias (pérdidas) acumuladas.
Otras reservas.
25
25
25
Patrimonio atribuible a los propietarios de la controladora.
Participaciones no controladoras.
25
Las notas adjuntas forman parte integral de estos estados financieros consolidados.
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COMPAÑÍA GENERAL DE ELECTRICIDAD S.A. Y SUBSIDIARIAS
ESTADO CONSOLIDADO DE RESULTADOS POR FUNCION
Por los ejercicios terminados al 31 de diciembre de 2015 y 2014.
(Expresados en miles de pesos chilenos (M$))
ESTADO DE RESULTADOS POR FUNCION
Ingresos de actividades ordinarias.
Costo de ventas
del
al
Nota
01-01-2015
31-12-2015
M$
01-01-2014
31-12-2014
M$
26
27
2.058.823.680
(1.656.471.196)
1.943.046.204
(1.545.253.685)
402.352.484
397.792.519
5.024.353
(145.431.145)
(11.863.783)
(589.297)
4.775.413
(171.118.579)
(9.957.752)
20.440.270
249.492.612
241.931.871
Ganancia bruta
Otros ingresos, por función.
Gasto de administración.
Otros gastos, por función.
Otras ganancias (pérdidas).
26
27
27
27
Ganancias (pérdidas) de actividades operacionales.
Ingresos financieros.
Costos financieros.
Participación en ganancia (pérdida) de asociadas y negocios conjuntos
que se contabilicen utilizando el método de la participación.
28
28
11.724.939
(82.234.055)
13.688.741
(64.497.224)
13
16.979.185
12.575.724
Diferencias de cambio.
28
(1.290.165)
311.368
Resultados por unidades de reajuste.
28
(31.006.444)
(58.827.856)
163.666.072
145.182.624
(32.058.976)
(12.893.475)
131.607.096
132.289.149
26.709.452
10.867.041
158.316.548
143.156.190
95.706.827
60.720.353
62.609.721
82.435.837
158.316.548
143.156.190
Ganancia (pérdida) antes de impuesto
Gasto por impuestos a las ganancias.
29
Ganancia (pérdida) procedente de operaciones continuadas.
Ganancia (pérdida) procedente de operaciones discontinuadas.
38
Ganancia (pérdida)
Ganancia (pérdida) atribuible a
Ganancia (pérdida) atribuible a los propietarios de la controladora.
Ganancia (pérdida) atribuible a participaciones no controladoras
25.7
Ganancia (pérdida)
Ganancias por acción
Ganancia por acción básica y diluida ($ por acción)
Ganancia (pérdida) por acción básica en operaciones continuadas.
30
229,67
145,71
Ganancia (pérdida) por acción básica.
30
229,67
145,71
Las notas adjuntas forman parte integral de estos estados financieros consolidados.
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COMPAÑÍA GENERAL DE ELECTRICIDAD S.A. Y SUBSIDIARIAS
ESTADO CONSOLIDADO DE RESULTADOS INTEGRAL
Por los ejercicios terminados al 31 de diciembre de 2015 y 2014.
(Expresados en miles de pesos chilenos (M$))
ESTADO DEL RESULTADO INTEGRAL
del
al
Nota
Ganancia (pérdida)
01-01-2015
31-12-2015
M$
01-01-2014
31-12-2014
M$
158.316.548
143.156.190
Componentes de otro resultado integral que no se reclasificarán al resultado del período, antes de
impuestos
Otro resultado integral, antes de impuestos, ganancias (pérdidas) por revaluación.
Otro resultado integral, antes de impuestos, ganancias (pérdidas) actuariales por planes de beneficios
definidos.
246.262.807
25.10
Otro resultado integral que no se reclasificarán al resultado del período, antes de impuestos
708.561
(5.654.351)
708.561
240.608.456
Componentes de otro resultado integral que se reclasificarán al resultado del período, antes de impuestos
Diferencias de cambio por conversión
Ganancias (pérdidas) por diferencias de cambio de conversión, antes de impuestos.
25.10
Otro resultado integral, antes de impuestos, diferencia de cambio por conversión
(9.008.568)
4.498.564
(9.008.568)
4.498.564
Activos financieros disponibles para la venta
Ganancias (pérdidas) por nuevas mediciones de activos financieros disponibles para la venta, antes de
impuestos.
25.10
Otro resultado integral, antes de impuestos, activos financieros disponibles para la venta
(1.799.101)
0
(1.799.101)
1.060.805
Coberturas del flujo de efectivo
Ganancias (pérdidas) por coberturas de flujos de efectivo, antes de impuestos.
25.10
79.132
Ajustes de reclasificación en coberturas de flujos de efectivo, antes de impuestos.
25.10
(2.954.637)
Otro resultado integral, antes de impuestos, coberturas del flujo de efectivo
Participación de otro resultado integral de asociadas y negocios conjuntos contabilizados utilizando el
método de la participación que se reclasificará al resultado del periodo, antes de impuestos.
(2.875.505)
25.10
1.060.805
11.773.431
Otro resultado integral que se reclasificará al resultado de periodo, antes de impuestos
(11.884.073)
15.533.699
Otros componentes de otro resultado integral, antes de impuestos
(11.175.512)
256.142.155
(175.307)
(127.099.614)
1.594.319
(175.307)
(125.505.295)
551.968
1.050.817
23.420
Impuesto a las ganancias relacionado con componentes de otro resultado integral que no se reclasificarán a
resultado del período
Impuesto a las ganancias relacionado con cambios en el superávit de revaluación de otro resultado
integral
Impuesto a las ganancias relacionado con planes de beneficios definidos de otro resultado integral
25.10
25.10
Impuestos a las ganancias relativos a componentes de otro resultado integral que no se reclasificará al
resultado del periodo
Impuestos a las ganancias relativos a componentes de otro resultado integral que se reclasificará al
resultado del periodo
Impuesto a las ganancias relacionadas con activos financieros disponibles para la venta de otro
resultado integral
Impuesto a las ganancias relacionado con coberturas de flujos de efectivo de otro resultado integral
25.10
25.10
Impuestos a las ganancias relativos a componentes de otro resultado integral que se reclasificará al
resultado del periodo
551.968
1.074.237
Otro resultado integral
(10.798.851)
131.711.097
Total resultado integral
147.517.697
274.867.287
83.649.265
63.868.432
178.987.178
95.880.109
147.517.697
274.867.287
Resultado integral atribuible a
Resultado integral atribuible a los propietarios de la controladora.
Resultado integral atribuible a participaciones no controladas.
Total resultado integral
Las notas adjuntas forman parte integral de estos estados financieros consolidados.
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COMPAÑÍA GENERAL DE ELECTRICIDAD S.A. Y SUBSIDIARIAS
ESTADO CONSOLIDADO DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO NETO
Por los ejercicios terminados al 31 de diciembre de 2015 y 2014.
(Expresados en miles de pesos chilenos (M$))
Reservas
Estado de cambios en el patrimonio
Capital
emitido
M$
Patrimonio al comienzo del ejercicio al 1 de enero de 2015
671.278.954
Superávit de
revaluación
Reservas por
diferencias de
cambio en
conversiones
Reservas de
coberturas de
flujo de
efectivo
Reserva de
ganancias o
pérdidas
actuariales en
planes de
beneficios
definidos
M$
M$
M$
M$
558.789.477
(28.240.307)
411.620
(4.292.840)
0
(11.709.734)
(11.709.734)
(829.210)
(829.210)
481.382
481.382
Patrimonio
Reserva de
ganancias y
pérdidas en
nuevas
mediciones de
activos
financieros
disponibles
para la venta
Otras reservas
varias
Total reservas
Ganancias
(pérdidas)
acumuladas
M$
M$
M$
M$
0
(53.164.773)
473.503.177
0
(12.057.562)
(12.057.562)
0
Patrimonio
atribuible a los
propietarios de la
controladora
Participaciones
no
controladoras
Patrimonio total
M$
M$
M$
196.499.624
1.341.281.755
557.772.991
1.899.054.746
95.706.827
95.706.827
95.706.827
(12.057.562)
83.649.265
62.609.721
1.258.711
63.868.432
158.316.548
(10.798.851)
147.517.697
(43.754.588)
(43.754.588)
Cambios en patrimonio
Resultado integral
Ganancia (pérdida)
Otro resultado integral
Total resultado integral
0
Dividendos.
Incremento (disminución) por transferencias y otros cambios,
patrimonio.
Total incremento (disminución) en el patrimonio
Patrimonio al final del ejercicio al 31 de Diciembre de 2015
0
(43.754.588)
(7.125.831)
(32.458.498)
25.756.164
(6.702.334)
(57.940.547)
0
(25.332.667)
(11.709.734)
(829.210)
481.382
0
(7.125.831)
(44.516.060)
77.708.403
33.192.343
5.927.885
39.120.228
671.278.954
533.456.810
(39.950.041)
(417.590)
(3.811.458)
0
(60.290.604)
428.987.117
274.208.027
1.374.474.098
563.700.876
1.938.174.974
(25.332.667)
Las notas adjuntas forman parte integral de estos estados financieros consolidados.
(64.642.881)
Página 10
COMPAÑÍA GENERAL DE ELECTRICIDAD S.A. Y SUBSIDIARIAS
ESTADO CONSOLIDADO DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO NETO
Por los ejercicios terminados al 31 de diciembre de 2015 y 2014.
(Expresados en miles de pesos chilenos (M$))
Reservas
Estado de cambios en el patrimonio
Capital
emitido
M$
Patrimonio al comienzo del ejercicio al 1 de enero de 2014
Superavit de
revaluación
Reservas por
diferencias de
cambio en
conversiones
Reservas de
coberturas de
flujo de
efectivo
Reserva de
ganancias o
pérdidas
actuariales en
planes de
beneficios
definidos
M$
M$
M$
M$
Patrimonio
Reserva de
ganancias y
pérdidas en
nuevas
mediciones de
activos
financieros
disponibles
para la venta
Otras reservas
varias
Total reservas
Ganancias
(pérdidas)
acumuladas
M$
M$
M$
M$
671.278.954
462.750.688
(26.026.505)
233.221
(673.072)
219.643
(56.485.412)
380.018.563
0
120.746.468
120.746.468
(2.213.802)
(2.213.802)
178.399
178.399
(3.619.768)
(3.619.768)
(219.643)
(219.643)
3.395.171
3.395.171
118.266.825
118.266.825
0
Patrimonio
atribuible a los
propietarios de la
controladora
Participaciones
no
controladoras
Patrimonio total
M$
M$
M$
182.484.958
1.233.782.475
573.255.931
1.807.038.406
60.720.353
60.720.353
60.720.353
118.266.825
178.987.178
82.435.837
13.444.272
95.880.109
143.156.190
131.711.097
274.867.287
(50.005.244)
(50.005.244)
Cambios en patrimonio
Resultado integral
Ganancia (pérdida)
Otro resultado integral
Total resultado integral
Dividendos.
Incremento (disminución) por transferencias y otros cambios,
patrimonio.
Total incremento (disminución) en el patrimonio
Patrimonio al final del ejercicio al 31 de Diciembre de 2014
(50.005.244)
(74.532)
(24.782.211)
3.299.557
(21.482.654)
(111.363.049)
0
96.038.789
(2.213.802)
178.399
(3.619.768)
(219.643)
3.320.639
93.484.614
14.014.666
107.499.280
(15.482.940)
92.016.340
671.278.954
558.789.477
(28.240.307)
411.620
(4.292.840)
0
(53.164.773)
473.503.177,00
196.499.624
1.341.281.755
557.772.991
1.899.054.746
(24.707.679)
Las notas adjuntas forman parte integral de estos estados financieros consolidados.
(132.845.703)
Página 11
COMPAÑÍA GENERAL DE ELECTRICIDAD S.A. Y SUBSIDIARIAS
ESTADO CONSOLIDADO DE FLUJO DE EFECTIVO DIRECTO
Por los ejercicios terminados al 31 de diciembre de 2015 y 2014.
(Expresados en miles de pesos chilenos (M$))
01-01-2015
31-12-2015
M$
01-01-2014
31-12-2014
M$
2.531.593.723
2.304.302.000
813.540
13.647.098
0
5.649.294
(1.979.570.566)
(126.223.360)
(71.095.056)
(1.861.178.646)
(133.601.284)
(67.404.718)
Dividendos pagados.
Dividendos recibidos.
Intereses recibidos.
Impuestos a las ganancias reembolsados (pagados).
Otras entradas (salidas) de efectivo.
(43.696.884)
7.381.130
6.275.687
(36.428.145)
(3.982.346)
(49.857.236)
7.441.676
10.447.524
(60.826.558)
2.844.648
Flujos de efectivo netos procedentes de (utilizados en) actividades de operación
298.714.821
157.816.700
ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO POR METODO DIRECTO
del
al
Nota
Flujos de efectivo procedentes de (utilizados en) actividades de operación
Clases de cobros por actividades de operación
Cobros procedentes de las ventas de bienes y prestación de servicios.
Cobros procedentes de primas y prestaciones, anualidades y otros beneficios de pólizas
suscritas.
Otros cobros por actividades de operación.
Clases de pagos
Pagos a proveedores por el suministro de bienes y servicios.
Pagos a y por cuenta de los empleados.
Otros pagos por actividades de operación.
Otros cobros y pagos de operación
Flujos de efectivo procedentes de (utilizados en) actividades de inversión
Flujos de efectivo utilizados en la compra de participaciones no controladoras.
(107.655)
(222.857)
Otros pagos para adquirir patrimonio o instrumentos de deuda de otras entidades.
Importes procedentes de la venta de propiedades, planta y equipo.
Compras de propiedades, planta y equipo.
Compras de activos intangibles.
Otras entradas (salidas) de efectivo.
4.327.484
(170.347.241)
(8.848.749)
(20.193.451)
(10.406.863)
13.990.912
(125.131.467)
(10.803.625)
(1.865.156)
Flujos de efectivo netos procedentes de (utilizados en) actividades de inversión
(195.169.612)
(134.439.056)
1.298.403.012
281.296.250
1.017.106.762
(1.350.908.854)
(3.886.532)
(20.209.520)
(62.542.538)
628.438
175.742.796
62.211.274
113.531.522
(134.378.577)
(858.113)
(66.517.345)
(66.460.739)
(2.032.953)
(138.515.994)
(94.504.931)
(34.970.785)
(71.127.287)
(1.400.521)
669.421
(36.371.306)
(70.457.866)
77.020.321
147.478.187
40.649.015
77.020.321
Flujos de efectivo procedentes de (utilizados en) actividades de financiación
Total importes procedentes de préstamos.
- Importes procedentes de préstamos de largo plazo.
- Importes procedentes de préstamos de corto plazo.
Pagos de préstamos.
Pagos de pasivos por arrendamientos financieros.
Dividendos pagados.
Intereses pagados.
Otras entradas (salidas) de efectivo.
Flujos de efectivo netos procedentes de (utilizados en) actividades de financiación
Incremento neto (disminución) en el efectivo y equivalentes al efectivo, antes del efecto de los
cambios en la tasa de cambios
Efectos de la variación en la tasa de cambio sobre el efectivo y equivalentes al efectivo.
Incremento (disminución) neto de efectivo y equivalentes al efectivo
Efectivo y equivalentes al efectivo al principio del período o ejercicio.
6
Efectivo y equivalentes al efectivo al final del período o ejercicio
Las notas adjuntas forman parte integral de estos estados financieros consolidados.
Página 12
INDICE A LAS NOTAS DE LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
Correspondientes al 31 de diciembre de 2015 y 2014.
1.-
INFORMACION GENERAL.
17
2.-
DESCRIPCIÓN DE LOS SECTORES DONDE PARTICIPA EL GRUPO CGE.
17
2.1.2.2.3.-
Sector electricidad.
Sector gas.
RESUMEN DE LAS PRINCIPALES POLITICAS CONTABLES.
3.1.3.4.3.5.3.6.3.7.3.8.3.9.3.10.3.11.3.12.3.13.3.14.3.15.3.16.3.17.3.18.3.19.3.20.3.21.3.22.3.23.3.24.3.25.3.26.3.27.3.28.3.29.3.30.3.31.4.4.1.4.2.4.3.4.4.4.5.5.5.1.-
17
26
28
Bases de preparación de los estados financieros consolidados.
Bases de consolidación.
Entidades subsidiarias.
Transacciones en moneda extranjera y unidades de reajuste.
Información financiera por segmentos operativos.
Propiedades, planta y equipo.
Propiedades de inversión.
Menor valor o plusvalía comprada (Goodwill).
Activos intangibles distintos de la plusvalía.
Costos por intereses.
Pérdidas por deterioro del valor de los activos.
Activos no corrientes mantenidos para la venta y grupos en disposición.
Activos financieros.
Instrumentos financieros derivados y actividad de cobertura.
Inventarios.
Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar.
Efectivo y equivalentes al efectivo.
Capital social.
Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar.
Préstamos y otros pasivos financieros.
Impuesto a las ganancias e impuestos diferidos.
Obligaciones por beneficios post empleo u otros similares.
Provisiones.
Subvenciones estatales.
Clasificación de saldos en corrientes y no corrientes.
Reconocimiento de ingresos.
Arrendamientos.
Contratos de construcción.
Distribución de dividendos.
28
31
34
38
39
39
41
41
42
43
43
44
44
46
48
48
48
49
49
49
49
50
51
52
52
52
53
54
54
ESTIMACIONES Y JUICIOS O CRITERIOS CRITICOS DE LA ADMINISTRACIÓN.
55
Estimación del deterioro de la plusvalía comprada.
Valor razonable de derivados y de otros instrumentos financieros.
Beneficios por Indemnizaciones por cese pactadas (PIAS) y premios por antigüedad.
Tasaciones de propiedades, planta y equipo.
Reconocimiento de ingresos y costos de energía - Efectos de Precios de Contratos de Suministro y de
Precios de Subtransmisión (Decreto 14-2012 del Ministerio de Energía).
POLITICA DE GESTION DE RIESGOS.
Riesgo financiero.
55
55
55
56
56
58
58
6.-
EFECTIVO Y EQUIVALENTES AL EFECTIVO.
62
7.-
OTROS ACTIVOS FINANCIEROS.
63
Página 13
7.1.7.2.7.3.7.4.8.-
Activos financieros a valor razonable con cambios en resultados.
Activos y pasivos de cobertura.
Activos financieros disponibles para la venta.
Jerarquías del valor razonable.
63
63
64
64
DEUDORES COMERCIALES Y OTRAS CUENTAS POR COBRAR.
66
8.1.- Composición del rubro.
8.2.- Estratificación de la cartera.
8.3.- Resumen de estratificación de la cartera deudores comerciales.
8.4.- Cartera protestada y en cobranza judicial.
8.5.- Provisión y castigos.
8.6.- Número y monto de operaciones.
66
69
70
74
74
75
9.-
75
CUENTAS POR COBRAR Y PAGAR A ENTIDADES RELACIONADAS.
9.1.9.2.-
Saldos y transacciones con entidades relacionadas.
Directorio y gerencia de la sociedad.
76
80
10.- INVENTARIOS.
82
10.1.- Información adicional de inventarios.
82
11.- ACTIVOS, PASIVOS POR IMPUESTOS.
83
12.- OTROS ACTIVOS NO FINANCIEROS.
83
13.- INVERSIONES CONTABILIZADAS UTILIZANDO EL METODO DE LA PARTICIPACION.
84
13.1.13.2.13.3.13.4.-
84
85
87
92
Composición del rubro.
Inversiones en asociadas.
Sociedades con control conjunto.
Inversiones en subsidiarias.
14.- ACTIVOS INTANGIBLES DISTINTO DE LA PLUSVALIA.
94
14.1.- Composición y movimientos de los activos intangibles.
14.2.- Activos intangibles con vida útil indefinida.
94
96
15.- PLUSVALIA.
98
16.- PROPIEDADES DE INVERSION.
98
16.1.- Composición y movimientos de las propiedades de inversión.
16.2.- Conciliación entre tasación obtenida y tasación ajustada incluida en los estados financieros.
16.3.- Ingresos de propiedades de inversión.
98
99
99
17.- PROPIEDADES, PLANTA Y EQUIPO.
99
17.1.17.2.17.3.17.4.17.5.17.6.17.7.-
99
100
103
105
105
105
107
Vidas útiles.
Detalle de los rubros.
Reconciliación de cambios en propiedades, planta y equipo.
Política de inversiones en propiedades, planta y equipo.
Costo por intereses.
Información a considerar sobre los activos revaluados.
Activos sujetos a arrendamientos financieros.
18.- DETERIORO DE ACTIVOS.
108
18.1.- Prueba de deterioro de propiedad, planta y equipos, plusvalía comprada y otros activos intangibles de
vida útil indefinida.
108
18.2.- Pérdidas por deterioro del valor y reversión de las pérdidas por deterioro del valor.
109
19.- IMPUESTOS DIFERIDOS.
110
19.1.- Activos por impuestos diferidos.
19.2.- Pasivos por impuestos diferidos.
110
111
Página 14
19.3.- Movimientos de impuesto diferido del estado de situación financiera.
19.4.- Compensación de partidas.
111
112
20.- PASIVOS FINANCIEROS.
113
20.1.20.2.20.3.20.4.20.5.20.6.-
Clases de otros pasivos financieros.
Préstamos bancarios - desglose de monedas y vencimientos.
Obligaciones con el público. (Bonos)
Obligaciones por arrendamiento financiero.
Garantías de cilindros.
Otros.
113
114
118
119
120
120
21.- CUENTAS POR PAGAR COMERCIALES Y OTRAS CUENTAS POR PAGAR.
121
21.1.- Pasivos acumulados (o devengados).
21.2.- Información cuentas comerciales y otras cuentas por pagar con pagos al día y con plazos vencidos.
121
121
22.- OTRAS PROVISIONES.
122
22.1.- Provisiones – saldos.
22.2.- Movimiento de las provisiones.
122
123
23.- PROVISIONES POR BENEFICIOS A LOS EMPLEADOS.
124
23.1.23.2.23.3.23.4.23.5.-
124
124
124
124
125
Detalle del rubro.
Detalle de las obligaciones post empleo y similares.
Balance de las obligaciones post empleo y similares.
Gastos reconocidos en el estado de resultados.
Hipótesis actuariales
24.- OTROS PASIVOS NO FINANCIEROS.
125
24.1.- Ingresos diferidos.
24.2.- Contratos de construcción.
126
126
25.- PATRIMONIO NETO.
127
25.1.- Gestión de capital.
25.2.- Capital suscrito y pagado.
25.3.- Número de acciones suscritas y pagadas.
25.4.- Política de dividendos.
25.5.- Dividendos.
25.6.- Reservas.
25.7.- Ganancias (pérdidas) acumuladas.
25.8.- Participaciones no controladoras.
25.9.- Transacciones con participaciones no controladoras.
25.10.- Reconciliación del movimiento en reservas de los otros resultados integrales.
127
127
127
127
128
128
129
131
132
133
26.- INGRESOS DE ACTIVIDADES ORDINARIAS.
134
26.1.- Ingresos ordinarios.
26.2.- Otros ingresos, por función.
134
134
27.- COMPOSICIÓN DE RESULTADOS RELEVANTES.
135
27.1.27.2.27.3.27.4.-
135
135
136
136
Gastos por naturaleza.
Gastos de personal.
Depreciación y amortización.
Otras ganancias (pérdidas).
28.- RESULTADO FINANCIERO.
137
28.1.- Composición diferencias de cambio.
28.2.- Composición unidades de reajuste.
138
138
Página 15
29.- GASTO POR IMPUESTOS A LAS GANANCIAS.
139
29.1.29.2.29.3.29.4.29.5.29.6.-
139
140
140
141
141
141
Efecto en resultados por impuestos a las ganancias.
Localización del efecto en resultados por impuestos a las ganancias.
Conciliación entre el resultado por impuestos a las ganancias contabilizado y la tasa efectiva.
Efecto en los resultados integrales por impuestos a las ganancias.
Diferencias temporarias no reconocidas.
Gasto por impuestos de operaciones discontinuadas.
30.- GANANCIAS POR ACCION.
142
31.- INFORMACION POR SEGMENTO.
142
31.1.31.2.31.3.31.4.31.5.-
142
143
145
146
146
Criterios de segmentación.
Cuadros patrimoniales.
Cuadros de resultados por segmentos.
Cuadros de resultados por segmentos geográficos.
Flujos de efectivo por segmento por método directo.
32.- SALDOS EN MONEDA EXTRANJERA.
147
32.1.- Resumen de saldos en moneda extranjera.
32.2.- Saldos en moneda extranjera, activos.
32.3.- Saldos en moneda extranjera, pasivos.
147
149
151
33.- CONTINGENCIAS, JUICIOS Y OTROS
153
33.1.33.2.33.3.33.4.33.5.33.6
153
162
166
170
170
172
Juicios y otras acciones legales.
Juicios arbitrales
Sanciones administrativas:
Sanciones.
Restricciones.
Otras acciones legales.
34.- GARANTIAS COMPROMETIDAS CON TERCEROS, OTROS ACTIVOS Y PASIVOS CONTINGENTES Y OTROS
COMPROMISOS.
173
34.1.- Garantías comprometidas con terceros.
173
35.- DISTRIBUCION DEL PERSONAL.
174
36.- MEDIO AMBIENTE.
175
37.- NIIF 5 - ACTIVOS NO CORRIENTES MANTENIDOS PARA LA VENTA Y OPERACIONES DISCONTINUADAS
182
37.1.- Bienes del rubro propiedades planta y equipos.
37.2.- Discontinuación del negocio gas licuado de petróleo (GLP)
182
182
38.- HECHOS POSTERIORES.
190
Página 16
NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
Correspondientes al 31 de diciembre de 2015 y 2014.
1.-
INFORMACION GENERAL.
Compañía General de Electricidad S.A. (CGE S.A.), Rut 90.042.000-5, es una sociedad anónima abierta,
tiene su domicilio social en Avda. Presidente Riesco N° 5561 piso 17 en la comuna de Las Condes de la
ciudad de Santiago, en la República de Chile. La Sociedad se encuentra inscrita en el Registro de Valores
de la Superintendencia de Valores y Seguros de Chile bajo el N° 83, cotiza sus acciones en la Bolsa de
Comercio de Santiago, la Bolsa de Comercio de Valparaíso y la Bolsa Electrónica de Chile.
CGE S.A. es un holding de empresas que posee una presencia significativa en el sector eléctrico,
particularmente en distribución, transmisión y transformación de energía eléctrica y en menor medida en
generación de energía eléctrica. Asimismo en el sector gas, tanto en el negocio de gas natural como el de
gas licuado, presentado como disponible para la venta (en adelante denominados el “Grupo CGE”).
Los mayores accionistas del Grupo CGE son los siguientes:
Gas Natural Fenosa Chile SpA.
Otros Accionistas
97,36499%
2,63501%
Gas Natural Fenosa Chile SpA es integrante del grupo GAS NATURAL FENOSA, cuya sociedad matriz es GAS
NATURAL SDG, S.A. El accionista propietario del 100% de las acciones de Gas Natural Fenosa Chile SpA. es
GAS NATURAL FENOSA INTERNACIONAL, S.A., que a su vez es controlada, directa e indirectamente, en un
100% por GAS NATURAL SDG, S.A. Asimismo, el controlador final de GAS NATURAL SDG, S.A. es Criteria
Caixa Holding, S.A.U., en adelante grupo “la Caixa” y el grupo Repsol quienes en conjunto controlan un
64,4% de GAS NATURAL SDG, S.A.
Al 31 de diciembre de 2015, grupo “la Caixa” poseía el 34,4% de participación en el capital social de GAS
NATURAL SDG, S.A. y grupo Repsol el 30,0% de participación en el mismo.
La emisión de estos estados financieros consolidados correspondientes al ejercicio terminado al 31 de
diciembre de 2015 fue aprobada por el Directorio en Sesión Ordinaria N° 2.006 de fecha 1 de febrero de
2016, quien con dicha fecha autorizó además su publicación.
2.-
DESCRIPCIÓN DE LOS SECTORES DONDE PARTICIPA EL GRUPO CGE.
2.1.-
Sector electricidad.
2.1.1.- Distribución de electricidad en Chile.
El Grupo CGE participa en el negocio de distribución de energía eléctrica en Chile por
medio de sus subsidiarias EMELARI, ELIQSA, ELECDA, EMELAT, CONAFE, CGE
DISTRIBUCIÓN y EDELMAG que en conjunto abastecen a 2.711.873 clientes entre la
Región de Arica y Parinacota y la Región de la Araucanía, y en la Región de Magallanes,
con ventas físicas que alcanzaron a 13.538 GWh al 31 de diciembre de 2015.
Página 17
Aspectos regulatorios:
La actividad de distribución de electricidad en Chile está sujeta a la normativa
contemplada en la Ley General de Servicios Eléctricos (DFL N° 4-2006 del Ministerio de
Economía, Fomento y Turismo). Dicha Ley establece un marco regulatorio con criterios
objetivos para la fijación de precios, de forma tal que el resultado de su aplicación sea la
asignación económicamente eficiente de recursos en el sector eléctrico.
El sistema regulatorio, vigente desde 1982, aunque ha sufrido algunas modificaciones
importantes en los últimos años, ha permitido un desarrollo satisfactorio del sector
eléctrico, además de su tránsito desde un sistema de propiedad estatal a otro de
propiedad mayoritariamente privada. Asimismo, contribuyó a un rápido proceso de
crecimiento, con altas tasas de inversión durante la última década, a la diversificación de
la oferta en generación, e importantes reducciones en los costos de producción,
transporte y distribución. Sin perjuicio de esto y no obstante el resultado positivo del
último proceso de licitación de suministro adjudicado en diciembre de 2014, aún existen
dificultades que afectan el desarrollo de proyectos de generación y transmisión,
influyendo negativamente en la oferta de energía y en sus precios.
Concentración de las operaciones:
La extensa cobertura geográfica que posee el Grupo CGE en esta actividad, permite
reducir el riesgo inherente a la concentración de clientes, demanda e instalaciones. Las
distintas realidades socioeconómicas de cada una de las regiones del país, permiten
diversificar el origen de sus ingresos, evitando la dependencia y los posibles factores de
riesgo asociados a la concentración de su actividad comercial en una zona específica del
país.
Demanda:
En Chile, la demanda por energía eléctrica está asociada directamente con el desarrollo
económico experimentado por el país. En este sentido, el crecimiento de la demanda se
relaciona estrechamente con el mejoramiento del ingreso per cápita y el desarrollo
tecnológico. Lo anterior se traduce, en el caso del sector residencial, en un mayor acceso
a equipos electrodomésticos y, en el sector industrial, a la automatización de procesos
industriales. Otro factor que influye en el crecimiento de la demanda es el incremento de
la población y las viviendas, lo que está fuertemente relacionado con los planes de
desarrollo urbano.
Como nación en vías de desarrollo, el consumo per cápita en Chile aún es bajo en
comparación a otros países desarrollados, lo que se traduce en atractivas perspectivas de
crecimiento del consumo de energía eléctrica en el país. De este modo, el riesgo
relacionado a la volatilidad y evolución de la demanda es reducido, incluso considerando
el impacto que podría generar la implementación de planes de eficiencia energética, los
que tienden a traducirse en reducciones de la demanda que experimentan las empresas
concesionarias y con ellos, los correspondientes ingresos.
Página 18
Contratos de suministro:
Para abastecer el consumo de sus clientes regulados y libres, las empresas distribuidoras
del Grupo CGE cuentan con contratos de largo plazo de abastecimiento de energía y
potencia con las principales empresas generadoras del país.
i)
CGE DISTRIBUCIÓN: Para abastecer el consumo de sus clientes regulados, CGE
DISTRIBUCIÓN cuenta con contratos suscritos en el marco de las licitaciones de
suministro eléctrico efectuadas entre los años 2006 y 2014, en cumplimiento de
la Ley General de Servicios Eléctricos. Producto de los mencionados procesos,
CGE DISTRIBUCIÓN tiene contratado el total del suministro de sus clientes
regulados con los generadores: Endesa, Colbún, Campanario Generación S.A.,
Eólica Monte Redondo S.A., Eléctrica Diego de Almagro S.A., Eléctrica Puntilla
S.A., AES Gener S.A y Empresa Eléctrica Panguipulli S.A. En el mes de diciembre
de 2014 fue adjudicado el proceso denominado “Licitación Suministro SIC
2013/03-2° Llamado”, en el cual se licitaron suministros comprendidos entre los
años 2016 y 2033. En éste resultaron adjudicatarios los generadores Empresa
Eléctrica Carén S.A., Empresa Eléctrica ERNC-1 SpA., Chungungo S.A., Energía
Cerro El Morado S.A., SPV P4 S.A., San Juan SpA., Pelumpén S.A., Santiago Solar
S.A., Acciona Energía Chile SpA., E-CL S.A., Central El Campesino S.A., Norvind
S.A y el consorcio conformado por Abengoa Chile S.A., Abengoa Solar S.A. y
Abengoa Solar Chile SpA.
En cuanto al suministro para clientes libres, la Sociedad mantiene contratos
vigentes con diversos suministradores por plazos variables, los cuales se
encuentran ajustados a los plazos convenidos con dichos clientes. Sin perjuicio
de lo anterior, CGE DISTRIBUCIÓN se encuentra negociando condiciones de
suministro con distintos generadores del sistema, con el objeto de renovar
algunos contratos suscritos con clientes libres cuya vigencia se encuentra
próxima a su fin.
ii)
CONAFE: Para abastecer el consumo de sus clientes regulados, Compañía
Nacional de Fuerza Eléctrica S.A. cuenta con contratos de suministro de energía
y potencia con las empresas generadoras Colbún S.A., Empresa Eléctrica
Guacolda S.A., Empresa Nacional de Electricidad S.A., Empresa Eléctrica
Panguipulli S.A, Empresa Eléctrica Carén S.A., Empresa Eléctrica ERNC-1 S.A.,
Chungungo S.A., Energía Cerro El Morado S.A., SPV P4 S.A., San Juan S.A.,
Pelumpén S.A., Santiago Solar S.A., Acciona Energía Chile Holdings S.A., E.CL S.A.,
Central El Campesino S.A., Norvind S.A y Abengoa Generación Chile S.A.
Adicionalmente, en el mes de octubre de 2015 fue adjudicado el proceso
denominado “Licitación Suministro 2015/02”, en el cual se licitaron suministros
comprendidos entre los años 2017 y 2036. En éste resultaron adjudicatarios los
generadores Aela Generación S.A., Ibereólica Cabo Leones I S.A., SCB II SpA,
Amunche Solar SpA y el consorcio conformado por Abengoa Chile S.A., Abengoa
Solar S.A. y Abengoa Solar Chile SpA.
Para el caso de los clientes libres, estos son abastecidos a través de los contratos
que Compañía Nacional de Fuerza Eléctrica S.A. mantiene con las empresas
generadoras Empresa Nacional de Electricidad S.A. y Gas Sur S.A.
Página 19
Asimismo, la subsidiaria Empresa Eléctrica Atacama S.A. (EMELAT) cuenta con
contratos suscritos en el marco de las licitaciones de suministro eléctrico
efectuadas entre los años 2006 y 2014, en cumplimiento de la Ley General de
Servicios Eléctricos. En efecto, producto de los mencionados procesos EMELAT
contrató con los generadores Empresa Nacional de Electricidad S.A., Empresa
Eléctrica Panguipulli S.A. y AES Gener S.A, Empresa Eléctrica Carén S.A., Empresa
Eléctrica ERNC-1 S.A., Chungungo S.A., Energía Cerro El Morado S.A., SPV P4
S.A., San Juan S.A., Pelumpén S.A., Santiago Solar S.A., Acciona Energía Chile
Holdings S.A., E.CL S.A., Central El Campesino S.A., Norvind S.A y Abengoa
Generación Chile S.A. Para el caso de los clientes libres de EMELAT, estos son
abastecidos a través del contrato que ésta mantiene con Empresa Nacional de
Electricidad S.A.
iii)
Para abastecer el consumo de sus clientes regulados del SING, las distribuidoras
EMELARI, ELIQSA y ELECDA, cuentan con contratos de suministro de energía y
potencia a precio regulado con el generador E-CL, los cuales entraron en
vigencia el 1 de enero de 2012 por un período de 15 años (con vencimiento en
diciembre de 2026).
Por otra parte, ELECDA para abastecer los consumos de sus clientes regulados
del SIC, cuenta con contratos de suministro suscritos, en el marco de los
procesos licitatorios efectuados entre los años 2006 y 2014, con la Empresa
Nacional de Energía S.A., AES Gener S.A. y Empresa Eléctrica Panguipulli S.A.
Adicionalmente, en el mes de diciembre de 2014 fue adjudicado el proceso
denominado “Licitación Suministro SIC 2013/03-2° Llamado”, en el cual se
licitaron suministros comprendidos entre los años 2016 y 2033. En éste
resultaron adjudicatarios los generadores Empresa Eléctrica Carén S.A., Empresa
Eléctrica ERNC-1 SpA., Chungungo S.A., Energía Cerro El Morado S.A., SPV P4
S.A., San Juan SpA., Pelumpén S.A., Santiago Solar S.A., Acciona Energía Chile
SpA., E-CL S.A., Central El Campesino S.A., Norvind S.A y el consorcio
conformado por Abengoa Chile S.A., Abengoa Solar S.A. y Abengoa Solar Chile
SpA.
Adicionalmente, las distribuidoras CGE DISTRIBUCIÓN, CONAFE, EMELAT y
ELECDA solicitaron oportunamente a los generadores que cuentan con
excedentes en las energías contratadas con distintas empresas distribuidoras su
autorización para la transferencia de dichos excedentes, de modo de mitigar el
déficit existente, lo que no tuvo éxito ante la negativa de ellos. Al respecto, la
Superintendencia de Electricidad y Combustibles determinó que deben
emplearse los excedentes de energía contratada de otras distribuidoras,
requiriéndose el acuerdo previo entre concesionarias, la comunicación a las
suministradoras, el informe favorable de la Comisión Nacional de Energía y el
respeto a las características del suministro licitado en cuanto al precio y
cantidad.
Algunas empresas generadoras presentaron recursos de reclamación y/o
protección en contra del Oficio 7.230/2013 en la Corte de Apelaciones, los
cuales, con fecha 10 de abril de 2014, fueron desestimados por dicho tribunal.
En el caso de los recursos de reclamación, el fallo de la Corte de Apelaciones se
basó en la extemporaneidad de sus presentaciones, lo cual fue revocado por la
Corte Suprema con fecha 8 de julio de 2014, por lo que el 29 de enero de 2015 la
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Corte de Apelaciones rechazó nuevamente los recursos, esta vez
pronunciándose sobre el fondo del asunto debatido. Aún está pendiente el
pronunciamiento de la Corte Suprema debiendo ahora la Corte de Apelaciones
emitir un pronunciamiento sobre el fondo del asunto debatido. En el caso de los
recursos de protección, con fecha 9 de julio de 2014, la Corte Suprema confirmó
las sentencias de rechazo.
iv)
EDELMAG: Por tratarse de una empresa integrada verticalmente, la energía
eléctrica es generada directamente mediante centrales térmicas en cada uno de
los sistemas atendidos por esta subsidiaria.
Precios:
El segmento de distribución de electricidad en Chile se encuentra regulado por el Estado,
debido a que presenta las características propias de monopolio natural.
Consecuentemente, se establece un régimen de concesiones para el establecimiento,
operación y explotación de redes de distribución de servicio público, donde se delimita
territorialmente la zona de operación de las empresas distribuidoras. Asimismo, se
regulan las condiciones de explotación de este negocio, precios que se pueden cobrar a
clientes regulados y la calidad de servicio que debe prestar.
El marco regulatorio de la industria eléctrica en Chile, está definido por la Ley General de
Servicios Eléctricos cuyo texto se encuentra contenido en el DFL N°4-2006 del Ministerio
de Economía, Fomento y Turismo, el Reglamento de la Ley General de Servicios Eléctricos
(Decreto Nº 327 - 1997 del Ministerio de Minería), los decretos tarifarios y demás normas
técnicas y reglamentarias emanadas del referido ministerio, de la Comisión Nacional de
Energía (CNE) y de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles.
i) Valor agregado de distribución (VAD).
La tarifa regulada de distribución, que es fijada cada cuatro años por la Comisión
Nacional de Energía, resulta de la suma de tres componentes:
-
Precio de Nudo: Corresponde al precio aplicable a la compra de energía para
consumos regulados. Dicho valor es fijado por la autoridad en el punto de
interconexión de las instalaciones de transmisión con las de distribución y a
partir de enero de 2010, se debe considerar el precio de los contratos de
suministro que hayan suscrito las distribuidoras como resultado de la licitaciones
realizadas y con el objeto de dar cumplimiento a la modificación introducida por
la Ley Corta II. El precio de nudo contiene los precios aplicables al uso de los
sistemas de subtransmisión;
-
Cargo único por uso del Sistema Troncal; y
-
Valor Agregado de Distribución (VAD), que permite cubrir los costos de
operación y mantenimiento del sistema de distribución, los correspondientes
costos de comercialización y rentar sobre todas sus instalaciones.
Tanto el precio de nudo como el cargo único por uso del Sistema Troncal son traspasados
a los clientes finales, en consecuencia, la empresa distribuidora sólo recauda el VAD.
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La Ley General de Servicios Eléctricos establece que cada 4 años se debe efectuar el
cálculo de los costos de los componentes del VAD, basado en el dimensionamiento de
empresas modelo de distribución de energía eléctrica, las cuales deben ser eficientes y
satisfacer óptimamente la demanda con la calidad de servicio determinada en la
normativa vigente.
La Ley establece que las concesionarias deben mantener una rentabilidad agregada, esto
es considerando a todas las empresas como un conjunto, dentro de una banda del 10% ±
4% al momento de la determinación del Valor Agregado de Distribución. De este modo,
el retorno sobre la inversión para una distribuidora, dependerá de su desempeño relativo
a los estándares determinados para una empresa modelo. El sistema tarifario permite
que aquellas más eficientes, obtengan retornos superiores a los de la empresa modelo.
El Valor Agregado de Distribución remunera:
-
Costos fijos por concepto de gastos de administración, facturación y atención
del usuario, independiente de su consumo;
-
Pérdidas medias de distribución en potencia y energía;
-
Costos estándares de inversión, mantención y operación asociados a la
distribución por unidad de potencia suministrada. Los costos anuales de
inversión se calculan considerando el Valor Nuevo de Reemplazo, de
instalaciones adaptadas a la demanda, su vida útil, y una tasa de actualización
igual al 10% real anual.
Para la determinación del Valor Agregado de Distribución, la Comisión Nacional de
Energía y las empresas concesionarias realizan estudios, cuyos resultados son
ponderados en la proporción de dos tercios y un tercio, respectivamente. Con los valores
agregados definitivos, la Comisión Nacional de Energía estructura las fórmulas tarifarias
finales y sus fórmulas de indexación, las cuales, de acuerdo con los procedimientos
establecidos, son fijadas mediante decreto del Ministerio de Economía Fomento y
Turismo. Dichas fórmulas de indexación, que son aplicadas mensualmente, consideran
las variaciones del IPC, del IPP Industrial, del precio del cobre, del precio del aluminio y
del dólar, reflejando las variaciones de los precios de los principales insumos que afectan
los costos de la actividad de distribución de electricidad.
Adicionalmente, dada la existencia de economías de escala en la actividad de distribución
de electricidad, las empresas alcanzan anualmente rendimientos crecientes en función
del aumento de la cantidad de clientes y de la demanda en sus zonas de concesión, los
cuales son incorporados en las tarifas reguladas y transferidos a los clientes mediante la
aplicación de factores de ajuste anuales determinados por la CNE.
El 2 de abril de 2013 fue publicado en el Diario Oficial el Decreto N°1T-2012 del
Ministerio de Energía, que fija las fórmulas tarifarias aplicables en el período desde el 4
de noviembre de 2012 al 3 de noviembre de 2016.
ii)
Precios de servicios no consistentes en suministro de energía.
Por otra parte, en la misma ocasión en que se fija el Valor Agregado de Distribución,
cada cuatro años, se fijan los precios de los servicios no consistentes en suministros
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de energía. Los servicios más relevantes son los de apoyos en postes a empresas de
telecomunicaciones, arriendo de medidores, suspensión y reconexión de servicios,
pago fuera de plazo y ejecución de empalmes.
El procedimiento para la fijación de los precios de dichos servicios se encuentra
contenido en el Decreto Supremo N° 197 del Ministerio de Economía, Fomento y
Turismo, de fecha 4 de diciembre de 2009, publicado en el Diario Oficial del 4 de
diciembre de 2009.
En dicho reglamento se establece que la revisión y determinación de nuevas tarifas
de servicios no consistentes en suministro de energía que se efectúe con ocasión
del proceso de fijación de tarifas de suministro de distribución, debe hacerse sobre
la base de los estudios de costos del valor agregado de distribución y de criterios de
eficiencia, debiendo ser plenamente coherentes. Dicha coherencia se funda en el
hecho que una misma empresa es la que provee el servicio de distribución así como
los servicios no consistentes en suministro de energía.
Para dar cumplimiento a lo anterior, la CNE debe encargar un estudio de costos, que
es financiado, licitado y supervisado por ella, en el cual se estiman los costos del
valor agregado de distribución y de los servicios no consistentes en suministro de
energía. Dicho informe es sometido a la revisión de las empresas de distribución de
electricidad y en caso de discrepancia, es sometido al dictamen del Panel de
Expertos.
El 14 de marzo de 2014 fue publicado en el Diario Oficial el Decreto N° 8T del
Ministerio de Energía, que fija los precios de servicios no consistentes en
suministros de energía, asociados a la distribución eléctrica, actualmente vigente.
2.1.2.- Distribución de electricidad en Argentina.
En Argentina, el Grupo CGE a través de sus empresas relacionadas ENERGIA SAN JUAN,
EDET, EJESA y EJSEDSA abastece a 908.910 clientes distribuidos en las provincias de
Tucumán, Jujuy y San Juan, con ventas físicas que alcanzaron a 4.706 GWh acumulados al
31 de diciembre de 2015.
Demanda:
Tal como en el caso de Chile, la demanda eléctrica está influenciada por el incremento
del consumo, el cual se relaciona directamente con el desarrollo económico de las
provincias donde el Grupo CGE desarrolla su actividad de distribución de electricidad. En
los últimos años se han percibido signos de estabilidad en el crecimiento de las ventas
físicas de energía, lo que se traduce en que el riesgo asociado a la evolución de la
demanda no es significativo.
Precios:
Desde el punto de vista regulatorio, la industria eléctrica argentina está organizada en el
Sistema Argentino de Interconexión (SADI), similar al de Chile. A las empresas de
distribución de energía eléctrica se les garantiza un área específica de concesión, dentro
de la cual son responsables de distribuir y comercializar energía eléctrica a todos aquellos
usuarios que, de acuerdo a la normativa regulatoria, no pudieren acceder directamente
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al Mercado Eléctrico Mayorista. Las tarifas de distribución para clientes finales
comprenden un cargo fijo y un cargo variable por energía. Para las medianas y grandes
demandas se establecen además, cargos explícitos por potencia y por uso de la red de
distribución. Los cargos variables por energía y por potencia son calculados cada tres
meses y coinciden con las fechas en que se fijan los precios estacionales por parte de la
Secretaría de Energía del Gobierno Central.
Luego que en el año 2002, se promulgaran leyes provinciales que significaron un impacto
negativo para las compañías distribuidoras del Grupo CGE, durante los años 2006 y 2007
se acordó renegociar con los gobiernos provinciales los respectivos contratos de
concesión, lo que permitió incrementar las tarifas medias para usuarios finales. Suscritas
dichas renegociaciones y bajo la vigencia de los términos y condiciones de dichos
acuerdos, se ha reducido el factor de incertidumbre que afectaba a las inversiones del
Grupo CGE en este país.
Durante el año 2014, el Gobierno Nacional de Argentina, acordó con las provincias
argentinas un plan de convergencia tarifaria, el que dispuso el congelamiento de las
tarifas eléctricas para los usuarios. A cambio, la nación remitió a las provincias fondos
destinados para inversiones, que compensaron los menores ingresos derivados de dicho
congelamiento.
2.1.3.
Transmisión y transformación de energía eléctrica.
La transmisión de electricidad está compuesta por el sistema de transmisión troncal, los
sistemas de subtransmisión y los sistemas de transmisión adicional. El sistema troncal
interconecta las subestaciones troncales definidas en los decretos de precio de nudo,
mientras que los sistemas de subtransmisión corresponden a las instalaciones necesarias
para interconectar el sistema troncal con los clientes finales (empresas distribuidoras o
clientes no sometidos a regulación de precios) que se encuentren en zonas de concesión
de empresas distribuidoras. Por su parte, los sistemas de transmisión adicional
corresponden a todas las instalaciones que no pertenecen al sistema troncal o a la
subtransmisión y que están destinadas principalmente al suministro de energía a
usuarios no sometidos a regulación de precios o por aquellas cuyo objeto principal es
permitir a los generadores inyectar su producción al sistema eléctrico.
El negocio de transformación y transporte de energía eléctrica del Grupo CGE, es
desempeñado principalmente por la subsidiaria TRANSNET. Ésta cuenta con una
infraestructura de subtransmisión y transformación que se extiende desde la Región de
Atacama a la Región de Los Lagos y que representa el 44% de las líneas de
subtransmisión del SIC. Todas estas instalaciones representan un valor anualizado de
inversiones (AVI) más un costo anual de operación, mantenimiento y administración
(COMA) equivalente al 35% del AVI + COMA del total de las instalaciones de
subtransmisión del Sistema Interconectado Central.
Dentro de este negocio también participa TRANSEMEL, que atiende a las empresas
distribuidoras del SING, es decir, EMELARI, ELIQSA y ELECDA, que también disponen de
activos propios asociados a esta actividad.
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Demanda:
La demanda física que enfrenta el segmento de la subtransmisión, corresponde
principalmente a la energía retirada del sistema de subtransmisión, equivalente a los
requerimientos de las empresas distribuidoras del Grupo CGE, otras distribuidoras y
clientes libres, y a inyecciones efectuadas al sistema de subtransmisión por empresas de
generación. Lo anterior entrega una alta correlación entre los ingresos de las empresas y
el crecimiento económico imperante en sus zonas de operación, su desarrollo urbano
asociado y el crecimiento del consumo per cápita, todos factores fuertemente
relacionados con el consumo de energía eléctrica.
En este sentido, el comportamiento de la demanda se encuentra muy correlacionado con
el crecimiento del consumo per cápita, desarrollo urbano y crecimiento económico en las
zonas atendidas por las empresas del Grupo CGE. Desde este punto de vista, el riesgo
relacionado a la volatilidad y evolución de la demanda es más bien limitado en el
mediano y largo plazo, sin perjuicio de situaciones puntuales que puedan afectar el
consumo eléctrico en el corto plazo.
Precios:
Debido a que la subtransmisión eléctrica presenta características de monopolio natural,
su operación está regulada por la Ley N° 19.940 de 2004 (conocida como Ley Corta I,
posteriormente refundida en la Ley Eléctrica DFL N°4/20.018 de 2006), que modificó el
marco regulatorio de la transmisión de electricidad, estableciendo un nuevo régimen de
tarifas, otorgando certidumbre regulatoria a este segmento.
En resumen, el proceso consiste en calcular cada cuatro años una tarifa para los servicios
regulados de una empresa transmisora eficiente de manera que, considerando una cierta
demanda esperada y sus costos de operación, mantención y administración, ésta pueda
obtener la rentabilidad sobre sus inversiones definida en el marco regulatorio vigente. Su
aplicación se refleja en el último Decreto N°14 de Tarifas de Subtransmisión, publicado el
9 de abril de 2013, que rige desde el 1 de enero del año 2011 hasta el 31 de diciembre
del año 2015, donde se estableció un precio regulado aplicable a cada unidad de energía
y de potencia que circule por las redes de subtransmisión para los retiros de empresas
distribuidoras o clientes libres, y para las inyecciones de empresas generadoras
conectadas directamente al sistema de subtransmisión. Para la determinación de estos
precios se consideraron tasas de crecimiento de consumo proyectadas para los años
2010 al 2019.
2.1.4.
Generación de energía eléctrica.
El Grupo CGE participa en la actividad de generación de electricidad en Chile, tanto en el
Sistema Interconectado Central –SIC– como en el Sistema de Magallanes, a través de las
sociedades TECNET y EDELMAG, ésta última con una capacidad instalada en sus centrales
generadoras térmicas a gas natural y petróleo diésel de 110 MW.
En el SIC, a través de GAS SUR, se opera la Central Newen, ubicada en la VII región, una
termoeléctrica que cuenta con una turbina de generación a gas de 15 MW.
Página 25
2.2.-
Sector gas.
2.2.1.- Gas licuado.
El Grupo CGE al cierre de los estados financieros al 31 de diciembre de 2015 ha
discontinuado el negocio del gas licuado de petróleo, el cual es presentado como
disponible para la venta.
2.2.2.- Gas natural.
El Grupo CGE concentra las actividades de distribución y transporte de gas natural en 4
regiones de Chile y en 4 provincias de Argentina, a través de GASCO y sus empresas
subsidiarias y asociadas, abasteciendo a clientes residenciales, comerciales e industriales,
en ambos países.
En el negocio de distribución de gas natural en Chile, GASCO participa en esta actividad a
través de sus subsidiarias METROGAS, en las regiones Metropolitana y del Libertador
General Bernardo O’Higgins, GAS SUR e INNERGY HOLDINGS en la Región del Bío Bío y la
unidad de negocios Gasco Magallanes en la Región de Magallanes. También participa, a
través de METROGAS, en la propiedad de la sociedad GNL Quintero, que importa gas
natural licuado desde distintas partes de mundo.
En el noroeste de Argentina GASCO distribuye gas natural por intermedio de GASNOR y
comercializa gas natural a través de GASMARKET. Asimismo, participa en el transporte de
gas natural a través de sus empresas relacionadas GASODUCTO DEL PACÍFICO y
GASANDES.
Al 31 de diciembre de 2015, el número total de clientes abastecidos por METROGAS, GAS
SUR, INNERGY y GASODUCTO DEL PACÍFICO alcanza los 648.198, mientras que GASNOR
provee de gas natural a 508.400 clientes.
Marco Normativo en discusión que afecta a su negocio de distribución de gas natural:
La Ley que rige actualmente la industria del gas natural, es el Decreto con Fuerza de Ley
N° 323, Ley General de Servicios de Gas, que se promulgó en 1931. La agenda energética
del Gobierno anunciada en mayo del 2014, incluye como medida complementar los
vacíos que existan en la regulación de la distribución de gas natural por red, para lo cual
el Ejecutivo ingresó en Enero de 2015 al Congreso Nacional un proyecto de ley para tal
efecto.
Parte relevante de la discusión se centra en la rentabilidad máxima de las distribuidoras,
el rol del tribunal de defensa de la libre competencia, el tratamiento de determinados
activos de concesión, como son las inversiones en conversión que la compañía considera
como activos para el cálculo de la rentabilidad regulatoria, entre otros.
Demanda:
De manera similar al negocio de distribución de gas licuado, el gas natural también
corresponde a un bien de consumo básico, cuya demanda es bastante estable en el
tiempo y no es afectada significativamente por los ciclos económicos. Sin embargo,
Página 26
factores tales como la temperatura y el precio del gas natural en relación a otras
alternativas de combustibles, podrían eventualmente afectarla.
En relación con los precios, esta actividad está expuesta a los riesgos de un negocio
vinculado a los precios de los combustibles líquidos y gaseosos, cuyos valores tienen un
comportamiento que es propio de commodities transados en los mercados
internacionales.
Abastecimiento:
Con respecto al riesgo de suministro, GAS SUR adquiere su materia prima con
proveedores nacionales e importa una cantidad menor de gas natural desde Argentina
para su posterior distribución.
Para METROGAS, el inicio de la operación comercial del Terminal de Regasificación de
GNL en Quintero, cuya puesta en marcha se realizó en el mes de septiembre de 2009 y
que desde el 1° de enero de 2011 opera a plena capacidad, ha permitido contar con gas
natural proveniente desde distintas partes del mundo, a precios competitivos,
reduciendo la vulnerabilidad en cuanto al abastecimiento.
Adicionalmente, METROGAS dispone de un sistema de respaldo de gas natural simulado,
el cual puede ser inyectado en las redes en reemplazo del gas natural, y que estuvo en
operación hasta agosto de 2009, y además cuenta con almacenamiento de gas natural en
los gasoductos de Electrogas y GASANDES, ambos con el objeto de asegurar el suministro
a los clientes residenciales y comerciales.
En el nuevo escenario de suministro de gas natural, un evento de emergencia que
pudiera implicar una interrupción de suministro a los clientes residenciales y comerciales
es altamente improbable. En todo caso, METROGAS dispone de un sistema de respaldo
de gas natural simulado, el cual puede ser inyectado en las redes en reemplazo del gas
natural, y que estuvo en operación hasta agosto de 2009, con el objeto de asegurar el
suministro a los clientes residenciales y comerciales, durante el tiempo de la emergencia.
Producto del acuerdo logrado entre la subsidiaria METROGAS y GASANDES, hoy se
cuenta con la capacidad de almacenamiento de gas natural de reserva (“parking”) en el
gasoducto de GASANDES. Dicha capacidad de reserva equivale a consumo inmediato en
caso de emergencia y la cobertura es aproximadamente un día y medio de suministro de
nuestro mercado.
Por otro lado, GASSUR está orientado a atender clientes residenciales y comerciales en la
Región del Bío Bío, cuyo consumo respecto al volumen total de gas comercializado en su
zona de influencia es bajo.
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3.-
RESUMEN DE LAS PRINCIPALES POLITICAS CONTABLES.
Las principales políticas contables aplicadas en la preparación de los estados financieros consolidados se
detallan a continuación. Estas políticas han sido aplicadas uniformemente en todos los períodos y
ejercicios presentados, a menos que se indique lo contrario.
3.1.-
Bases de preparación de los estados financieros consolidados.
Los presentes estados financieros consolidados del Grupo CGE al 31 de diciembre de 2015 y 2014,
han sido preparados de acuerdo con Normas Internacionales de Información Financiera NIIF (IFRS
por su sigla en inglés) e instrucciones de la Superintendencia de Valores y Seguros de Chile (SVS),
en lo relacionado con el impuesto diferido, derivado de la Reforma Tributaria contenida en la Ley
N° 20.780, publicada en el Diario Oficial del 29 de septiembre de 2014, que aumentó la tasa de
Impuesto Renta de 20% a 25% o 27%, desde el año 2014 al 2017, respectivamente, dependiendo
del régimen tributario adoptado. El efecto inicial fue registrado en Ganancias (pérdidas)
acumuladas del Patrimonio, en los estados financieros del ejercicio 2014. El criterio anterior
difiere de lo indicado en NIC 12, la cual establece que el efecto por el cambio de tasa de impuesto
se debe registrar en resultados del ejercicio en que se publica la ley que modifica dichos
impuestos.
Los estados financieros consolidados han sido preparados de acuerdo con el principio de costo,
modificado por la revaluación de propiedades, planta y equipo, propiedades de inversión, activos
financieros disponibles para la venta y ciertos activos y pasivos financieros (incluyendo
instrumentos financieros derivados) a valor razonable con cambios en resultados o en patrimonio.
En la preparación de los estados financieros consolidados se han utilizado las políticas emanadas
desde Compañía General de Electricidad S.A. para todas las subsidiarias incluidas en la
consolidación.
En la preparación de los estados financieros consolidados se han utilizado estimaciones contables
críticas para cuantificar algunos activos, pasivos, ingresos y gastos. Las áreas que involucran un
mayor grado de juicio o complejidad o áreas en las que los supuestos y estimaciones son
significativos para los estados financieros consolidados se describen en Nota 4.
Para el ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2014, se han efectuado reclasificaciones
menores para facilitar su comparación con el ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2015, de
igual forma se presentan los efectos en el estado de resultados consolidado por función y el
estado consolidado de flujo de efectivo directo lo informado en Nota 37.2, en cuanto a la
discontinuación del negocio de gas licuado de petróleo (GLP), estas reclasificaciones no modifican
el resultado ni el patrimonio del ejercicio anterior.
3.2.-
Nuevos estándares, interpretaciones y enmiendas adoptadas por el Grupo.
No existen estándares, interpretaciones y enmiendas que sean obligatorios por primera vez para
los ejercicios financieros iniciados el 1 de enero de 2015.
Página 28
3.3.-
Nuevas normas, interpretaciones y enmiendas emitidas, no vigentes para el ejercicio 2015, para
las cuales no se ha efectuado adopción anticipada de las mismas.
3.3.1.- NIIF 9, “Instrumentos financieros” cuya versión final fue emitida en julio de 2014.
Modifica la clasificación y medición de los activos financieros e introduce un modelo
“más prospectivo” de pérdidas crediticias esperadas para la contabilidad del deterioro y
un enfoque sustancialmente reformado para la contabilidad de coberturas. Las entidades
también tendrán la opción de aplicar en forma anticipada la contabilidad de ganancias y
pérdidas por cambios de valor justo relacionados con el “riesgo crediticio propio” para
los pasivos financieros designados al valor razonable con cambios en resultados, sin
aplicar los otros requerimientos de IFRS 9. Su aplicación es obligatoria a contar del 1 de
enero de 2018 y su adopción anticipada es permitida.
3.3.2.- NIIF 14 “Cuentas Regulatorias Diferidas”, emitida en enero de 2014, es una norma
provisional que pretende mejorar la comparabilidad de información financiera de
entidades que están involucradas en actividades con precios regulados. Muchos países
tienen sectores industriales que están sujetos a la regulación de precios (por ejemplo gas,
agua y electricidad), la cual puede tener un impacto significativo en el reconocimiento
(momento y monto) de ingresos de la entidad. Una entidad que ya presenta estados
financieros bajo IFRS no debe aplicar esta norma. Su aplicación es efectiva a contar del 1
de enero de 2016 y su adopción anticipada es permitida.
3.3.3.- NIIF 15 “Ingresos procedentes de Contratos con Clientes”, emitida en mayo de 2014, es
una nueva norma que es aplicable a todos los contratos con clientes, excepto
arrendamientos, instrumentos financieros y contratos de seguros. Esta nueva norma
pretende mejorar las inconsistencias y debilidades de NIC 18 y proporcionar un modelo
que facilitará la comparabilidad de compañías de diferentes industrias y regiones.
Proporciona un nuevo modelo para el reconocimiento de ingresos y requerimientos más
detallados para contratos con elementos múltiples. Su aplicación es obligatoria a contar
del 1 de enero de 2017 y su adopción anticipada es permitida.
3.3.4.- NIIF 16 “Arrendamientos”, emitida en enero de 2016, es una nueva norma que establece
la definición de un contrato de arrendamiento y especifica el tratamiento contable de
los activos y pasivos originados por estos contratos desde el punto de vista del
arrendador y arrendatario. La nueva norma no difiere significativamente de la norma que
la precede, NIC 17 Arrendamientos, con respecto al tratamiento contable desde el punto
de vista del arrendador. Sin embargo, desde el punto de vista del arrendatario, la nueva
norma requiere el reconocimiento de activos y pasivos para la mayoría de los contratos
de arrendamientos. Su aplicación es obligatoria a contar del 1 de enero de 2019 y su
adopción anticipada es permitida si ésta es adoptada en conjunto con NIIF 15 “Ingresos
procedentes de Contratos con Clientes”.
3.3.5.- Enmienda a NIC 19 “Beneficios a los empleados”. Emitida en septiembre de 2014. Esta
enmienda clarifica que profundidad del mercado de los bonos corporativos de alta
calidad crediticia se evalúa en base a la moneda en que está denominada la obligación,
en vez del país donde se encuentra la obligación. Cuando no exista un mercado profundo
para estos bonos en esa moneda, se utilizará bonos emitidos por el gobierno en la misma
moneda y plazos. Esta modificación es aplicable a partir de 1 de enero de 2016 y su
adopción anticipada es permitida.
Página 29
3.3.6.- Enmienda a NIC 16 “Propiedades, Planta y Equipo” y NIC 38 “Activos Intangibles”. Emitida
en mayo de 2014. En sus enmiendas a NIC 16 y NIC 38 el IASB clarificó que el uso de
métodos basados en los ingresos para calcular la depreciación de un activo no es
adecuado porque los ingresos generados por una actividad que incluye el uso de un
activo, generalmente reflejan factores distintos del consumo de los beneficios
económicos incorporados al activo. El IASB también aclaró que los ingresos generalmente
presentan una base inadecuada para medir el consumo de los beneficios económicos
incorporados de un activo intangible. Sin embargo, esta suposición puede ser rebatida en
ciertas circunstancias limitadas. Esta modificación es aplicable a partir de 1 de enero de
2016 y su adopción anticipada es permitida.
3.3.7.- Enmienda a NIC 16 “Propiedades, Planta y Equipo” y NIC 41 “Agricultura”. Emitida en
junio de 2014. Estas enmiendas establecen que el tratamiento contable de las plantas
productoras de frutos debe ser igual a propiedades, planta y equipo, debido a que sus
operaciones son similares a las operaciones de manufactura. Esta modificación es
aplicable a partir de 1 de enero de 2016 y su adopción anticipada es permitida.
3.3.8.- Enmienda a NIIF 11 “Acuerdos Conjuntos”. Emitida en mayo de 2014. Esta enmienda se
aplica a la adquisición de una participación en una operación conjunta que constituye un
negocio. La enmienda clarifica que los adquirentes de estas partes deben aplicar todos
los principios de la contabilidad para combinaciones de negocios de NIIF 3
“Combinaciones de Negocios” y otras normas que no estén en conflicto con las guías de
NIIF 11 “Acuerdos Conjuntos”. Esta modificación es aplicable a partir de 1 de enero de
2016 y su adopción anticipada es permitida.
3.3.9.- Enmienda a NIC 27 “Estados Financieros Separados”. Emitida en agosto de 2014. Esta
enmienda restablece la opción de utilizar el método de la participación para la
contabilidad de las inversiones en subsidiarias, negocios conjuntos y asociadas en los
estados financieros separados. Esta modificación es aplicable a partir de 1 de enero de
2016 y su adopción anticipada es permitida.
3.3.10.- Enmienda a NIC 28 “Inversiones en Asociadas y Negocios Conjuntos” y NIIF 10 “Estados
Financieros Consolidados”. Emitida en septiembre de 2014. Estas enmiendas abordan
una inconsistencia reconocida entre los requerimientos de NIIF 10 y los de NIC 28 en el
tratamiento de la venta o la aportación de bienes entre un inversor y su asociada o
negocio conjunto. Establece que cuando la transacción involucra un negocio (tanto
cuando se encuentra en una subsidiaria o no) se reconoce una ganancia o una pérdida
completa. Se reconoce una ganancia o pérdida parcial cuando la transacción involucra
activos que no constituyen un negocio, incluso cuando los activos se encuentran en una
subsidiaria. Esta modificación es aplicable a partir de 1 de enero de 2016 y su adopción
anticipada es permitida.
3.3.11.- Enmienda a NIIF 5 “Activos no Corrientes Mantenidos para la Venta y Operaciones
Discontinuadas”. Emitida en septiembre de 2014. Esta enmienda clarifica que si la
entidad reclasifica un activo (o grupo de activos para su disposición) desde mantenido
para la venta directamente a mantenido para distribuir a los propietarios, o desde
mantenido para distribuir a los propietarios directamente a mantenido para la venta,
entonces el cambio en la clasificación es considerado una continuación en el plan original
de venta. El IASB aclara que en estos casos no se aplicarán los requisitos de contabilidad
para los cambios en un plan de venta. Esta modificación es aplicable a partir de 1 de
enero de 2016 y su adopción anticipada es permitida.
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3.3.12.- Modificación a NIIF 7 “Instrumentos Financieros: Información a Revelar”. Emitida en
septiembre de 2014. Esta modificación clarifica que los acuerdos de servicio pueden
constituir implicación continuada en un activo transferido para los propósitos de las
revelaciones de transferencias de activos financieros. Generalmente esto será el caso
cuando el administrador tiene un interés en el futuro rendimiento de los activos
financieros transferidos como consecuencia de dicho contrato. Las modificaciones serán
de aplicación obligatoria para los períodos anuales que comiencen a partir del 1 de enero
de 2016 y su adopción anticipada es permitida.
3.3.13.- Modificación a NIC 34 “Información Financiera Intermedia”. Emitida en septiembre de
2014. Esta modificación clarifica que las revelaciones requeridas deben estar o en los
estados financieros interinos o deben ser indicadas con referenciadas cruzadas entre los
estados financieros interinos y cualquier otro informe que lo contenga. La modificación
será de aplicación obligatoria para los períodos anuales que comiencen a partir del 1 de
enero de 2016 y su adopción anticipada es permitida.
3.3.14.- Modificación a NIIF 10 “Estados Financieros Consolidados”, NIIF 12 “Información a
Revelar sobre Participaciones en Otras Entidades” y NIC 28 “Inversiones en Asociadas y
Negocios Conjuntos”. Emitida en diciembre de 2014. Estas modificaciones introducen
clarificaciones menores acerca de los requerimientos para la contabilización de entidades
de inversión. Las modificaciones serán de aplicación obligatoria para los períodos anuales
que comiencen a partir del 1 de enero de 2016 y su adopción anticipada es permitida.
3.3.15.- Modificación a NIC 1“Presentación de Estados Financieros”. Emitida en diciembre de
2014. Estas modificaciones abordan algunas preocupaciones expresados sobre los
requerimientos de presentación y revelación, y aseguran que las entidades tienen la
posibilidad de ejercer juicio cuando apliquen NIC 1. Las modificaciones serán de
aplicación obligatoria para los períodos anuales que comiencen a partir del 1 de enero de
2016 y su adopción anticipada es permitida.
La Administración del Grupo CGE estima que la adopción de las Normas, Enmiendas e
Interpretaciones, antes descritas, y que pudiesen aplicar al Grupo CGE, no tendrán un impacto
significativo en los estados financieros consolidados del Grupo CGE en el ejercicio de su primera
aplicación.
3.4.-
Bases de consolidación.
3.4.1.- Subsidiarias o filiales.
Subsidiarias o filiales son todas las entidades (incluidas las entidades de cometido
especial) sobre las que el Grupo CGE tiene el control. Consideramos que mantenemos
control cuando:
•
•
•
Se tiene el poder sobre la entidad;
Se está expuesto, o tiene derecho, a retornos variables procedentes de su
implicación en las sociedades.
Se tiene la capacidad de afectar los retornos mediante su poder sobre la
entidad.
Página 31
Se considera que el Grupo CGE tiene poder sobre una entidad, cuando tiene derechos
existentes que le otorgan la capacidad presente de dirigir las actividades relevantes, eso
es, las actividades que afectan de manera significativa los retornos de la entidad. El
Grupo CGE, en general, el poder sobre sus subsidiarias se deriva de la posesión de la
mayoría de los derechos de voto otorgados por instrumentos de capital de las
subsidiarias.
A la hora de evaluar si la Sociedad controla otra entidad, se considera la existencia y el
efecto de los derechos potenciales de voto que sean actualmente ejercibles o
convertibles. Las subsidiarias se consolidan a partir de la fecha en que se transfiere el
control y se excluyen de la consolidación en la fecha en que cesa el mismo.
Para contabilizar la adquisición de subsidiarias se utiliza el método de adquisición. El
costo de adquisición es el valor razonable de los activos entregados, de los instrumentos
de patrimonio emitidos y de los pasivos incurridos o asumidos en la fecha de
intercambio. El precio pagado determinado incluye el valor justo de activos o pasivos
resultantes de cualquier acuerdo contingente de precio. Los costos relacionados con la
adquisición son cargados a resultados tan pronto son incurridos. Los activos
identificables adquiridos y los pasivos y contingencias identificables asumidos en una
combinación de negocios se valoran inicialmente por su valor razonable a la fecha de
adquisición, con independencia del alcance de las participaciones no controladas, el cual
incluiría cualquier activo o pasivo contingente a su valor justo. Según cada adquisición,
el Grupo CGE reconoce el interés no controlador a su valor razonable o al valor
proporcional del interés no controlante sobre el valor justo de los activos netos
adquiridos. El exceso del costo de adquisición sobre el valor razonable de la participación
de la Sociedad en los activos netos identificables adquiridos, se reconoce como menor
valor o plusvalía comprada (goodwill). Si el costo de adquisición es menor que el valor
razonable de los activos netos de la subsidiaria adquirida, la diferencia se reconoce
directamente en el estado de resultados.
Se eliminan las transacciones intercompañías, los saldos y las ganancias no realizadas por
transacciones entre entidades relacionadas. Las pérdidas no realizadas también se
eliminan, a menos que la transacción proporcione evidencia de una pérdida por
deterioro del activo transferido. Cuando es necesario, para asegurar su uniformidad con
las políticas adoptadas por el Grupo CGE, se modifican las políticas contables de las
subsidiarias.
3.4.2.- Transacciones y participaciones no controladoras.
El Grupo CGE trata las transacciones con las participaciones no controladoras como si
fueran transacciones con accionistas del Grupo. En el caso de adquisiciones de
participaciones no controladoras, la diferencia entre cualquier retribución pagada y la
correspondiente participación en el valor en libros de los activos netos adquiridos de la
subsidiaria se reconoce en el patrimonio. Las ganancias y pérdidas por bajas a favor de la
participación no controladora, mientras se mantenga el control, también se reconocen
en el patrimonio.
Cuando el Grupo CGE deja de tener control o influencia significativa, cualquier interés
retenido en la entidad es remedido a valor razonable con impacto en resultados. El valor
razonable es el valor inicial para propósitos de su contabilización posterior como
Página 32
asociada, negocio conjunto o activo financiero. Los importes correspondientes
previamente reconocidos en Otros Resultados Integrales son reclasificados a resultados.
3.4.3.- Negocios conjuntos.
Las participaciones en negocios conjuntos se reconocen como se describe en la NIIF 11
párrafo 24, mediante el método de la participación que se detalla en la NIC 28 párrafo 10.
3.4.4.- Asociadas o coligadas.
Asociadas o coligadas son todas las entidades sobre las que el Grupo CGE ejerce
influencia significativa pero no tiene control, lo cual generalmente está acompañado por
una participación de entre un 20% y un 50% de los derechos de voto. Las inversiones en
asociadas o coligadas se contabilizan por el método de participación e inicialmente se
reconocen por su costo. La inversión del Grupo CGE en asociadas o coligadas incluye el
menor valor (goodwill o plusvalía comprada) identificada en la adquisición, neto de
cualquier pérdida por deterioro acumulada.
La participación del Grupo CGE en las pérdidas o ganancias posteriores a la adquisición
de sus coligadas o asociadas se reconoce en resultados, y su participación en los
movimientos patrimoniales posteriores a la adquisición que no constituyen resultados, se
imputan a las correspondientes reservas de patrimonio (y se reflejan según corresponda
en el estado consolidado de resultados integral).
Cuando la participación del Grupo CGE en las pérdidas de una coligada o asociada es
igual o superior a su participación en la misma, incluida cualquier otra cuenta a cobrar no
asegurada, el Grupo CGE no reconoce pérdidas adicionales, a no ser que haya incurrido
en obligaciones o realizado pagos en nombre de la coligada o asociada.
Las ganancias no realizadas por transacciones entre el Grupo CGE y sus coligadas o
asociadas se eliminan en función del porcentaje de participación de la Sociedad en éstas.
También se eliminan las pérdidas no realizadas, excepto si la transacción proporciona
evidencia de pérdida por deterioro del activo que se transfiere. Cuando es necesario
para asegurar su uniformidad con las políticas adoptadas por la Sociedad, se modifican
las políticas contables de las asociadas.
Las ganancias o pérdidas de dilución en coligadas o asociadas se reconocen en el estado
consolidado de resultados.
Página 33
3.5.-
Entidades subsidiarias.
3.5.1.- Entidades de consolidación directa.
Rut
Nombre sociedad
País
Domicilio subsidiaria
Moneda
funcional
Porcentaje de participación en el capital
y en los votos
31-12-2015
Directo
99.513.400-4
91.143.000-2
99.548.240-1
76.144.275-9
99.548.260-6
96.719.210-4
90.310.000-1
96.837.950-K
89.479.000-8
86.386.700-2
93.832.000-4
93.603.000-9
99.596.430-9
CGE Distribución S.A.
Compañía Nacional de Fuerza Eléctrica S.A.
CGE Magallanes S.A.
Emel Norte S.A.
CGE Argentina S.A.
Transnet S.A.
Gasco S.A.
Tecnet S.A.
Comercial & Logística General S.A.
Transformadores Tusan S.A.
Inversiones y Gestión S.A.
Sociedad de Computación Binaria S.A.
Novanet S.A.
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Pdte. Riesco 5561 Piso 15, Las Condes, Santiago
13 Norte 810, Viña del Mar
Pdte. Riesco 5561 Piso 17, Las Condes; Santiago
Pdte. Riesco 5561 Piso 15, Las Condes, Santiago
Teatinos 280 Piso 2, Santiago
Pdte. Riesco 5561 Piso 12, Las Condes, Santiago
Santo Domingo 1061, Santiago
Avda. Las Parcelas 5490, Estación Central, Santiago
Rosario Norte 407 Piso 11, Las Condes, Santiago
Avda. Gladys Marín 6030, Estación Central, Santiago
Rosario Norte 407 Piso 11, Las Condes, Santiago
Teatinos 280 Piso 2, Santiago
Rosario Norte 407 Piso 11, Las Condes, Santiago
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
99,34365%
99,31496%
99,89482%
98,21715%
99,99164%
99,59179%
56,62438%
99,77778%
99,99945%
99,07000%
99,99607%
99,99324%
99,99101%
Indirecto
0,00000%
0,00000%
0,00000%
0,00000%
0,00000%
0,00878%
0,00000%
0,22222%
0,00055%
0,93000%
0,00393%
0,00676%
0,00899%
31-12-2014
Total
Total
99,34365%
99,31496%
99,89482%
98,21715%
99,99164%
99,60057%
56,62438%
100,00000%
100,00000%
100,00000%
100,00000%
100,00000%
100,00000%
99,34365%
99,63403%
99,89482%
98,21715%
99,99164%
99,60057%
56,62438%
100,00000%
100,00000%
100,00000%
100,00000%
100,00000%
100,00000%
3.5.2.- Cambios en el perímetro de consolidación.
3.5.2.1 Perímetro de consolidación directo
No existen cambios en el perímetro de consolidación directo para el ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2015 y 2014.
3.5.2.1 Perímetro de consolidación Indirecto
Los siguientes cambios se han producido en el perímetro de consolidación indirecto de nuestras subsidiarias para el ejercicio
terminado al 31 de diciembre de 2015 y 2014:
Con fecha 18 de diciembre de 2015 el Grupo CGE informó mediante un Hecho Esencial dirigido a la Superintendencia de
Valores y Seguros que el Directorio de Compañía General de Electricidad S.A. (“CGE”) tomó conocimiento, a través de una
carta recibida de su accionista controlador, Gas Natural Fenosa Chile SpA (“GNF”), de la suscripción con fecha 18 de
diciembre de 2015 de un contrato con los accionistas de Gasco S.A.(“Gasco”) denominados como Familia Pérez Cruz
Página 34
(“Familia Pérez Cruz”), conforme al cual acordaron, en el interés social de Gasco y de todos sus accionistas (i) proponer la
división de Gasco en dos sociedades a las cuales se le asignen el conjunto de activos y pasivos diferenciados de los negocios
de gas licuado del petróleo y de gas natural y (ii) una vez materializado ello, llevar a cabo los actos y contratos necesarios
para el control de cada sociedad resultante con el fin de desarrollar su propio proyecto de forma independiente, cuyos pasos
y aspectos principales se exponen a continuación (el “Contrato o Acuerdo”).
El Grupo CGE ha determinado como altamente probable la operación y ha dejado de consolidar línea a línea el negocio de
gas licuado del petróleo según se detalla en Nota 37.2 e incorporado los activos en el rubro “Activos no corrientes o grupos
de activos para su disposición clasificados como mantenidos para la venta o como mantenidos para distribuir a los
propietarios”, los pasivos en el rubro “Pasivos incluidos en grupos de activos para su disposición clasificados como
mantenidos para la venta” y los resultados en el rubro “Ganancia (pérdida) procedente de operaciones discontinuadas”.
Con fecha 18 de junio de 2015, la subsidiaria Compañía Nacional de Fuerza Eléctrica S.A. fusionó por incorporación a su
Subsidiaria Emel Atacama S.A., con efecto al 1 de enero de 2015, lo que implicó la incorporación de los accionistas
minoritarios de esta última sociedad a la propiedad de la primera. Además, pasó a tener propiedad directa de Empresa
Eléctrica Atacama S.A. (Emelat) que hasta la fecha de fusión era subsidiaria de Emel Atacama S.A.
Con fecha 26 de noviembre de 2014, la subsidiaria Gasco S.A., de forma directa e indirecta, aumentó su participación
accionaria en las entidades de control conjunto Gasoducto del Pacífico S.A., Gasoducto del Pacífico (Argentina) S.A.,
Gasoducto del Pacífico (Cayman) Ltd. e Innergy Holding S.A., adquiriendo un 30% de participación accionaria, con lo cual, se
obtiene el control en dichas entidades.
Con fecha 1 de noviembre de 2014, fue fusionada Energía del Limarí S.A. por parte de la subsidiaria Compañía Nacional de
Fuerza Eléctrica S.A.
Con fecha 1 de noviembre de 2014, fueron fusionadas las Sociedades Empresa Eléctrica de Talca S.A. y Empresa Eléctrica de
Melipilla, Colchagua y Maule S.A. por parte de la subsidiaria CGE Distribución S.A.
Página 35
3.5.3.- Entidades de consolidación indirecta.
Los estados financieros de las subsidiarias que además consolidan incluyen las siguientes sociedades:
Porcentaje de Participación de
Rut
Nombre sociedad
País
Domicilio sociedad
Moneda
funcional
Subsidiaria de
31-12-2015
Subsidiaria
96.722.460-K
Metrogas S.A.
Chile
El Regidor 54, Las Condes, Santiago
CL $
Gasco S.A.
96.636.520-K
Gasmar S.A.
Chile
Avda. Apoquindo 3200 piso 11, Las Condes, Santiago
US $
96.853.490-4
Gas Sur S.A.
Chile
Avda. Gran Bretaña 5691, Talcahuano
CL $
96.568.740-8
Gasco GLP S.A.
Chile
Santo Domingo 1061, Santiago
79.738.350-3
Inversiones Invergas S.A.
Chile
Rosas 1062, Santiago
59.083.080-1
Gasco Grand Cayman Ltd.
Chile
96.930.050-8
Inversiones Atlántico S.A.
96.964.210-8
CGE
31-12-2014
Subsidiaria
29,35286%
Gasco S.A.
63,75000%
36,09804%
51,00000%
28,87843%
Gasco S.A.
100,00000%
56,62438%
100,00000%
56,62438%
CL $
Gasco S.A.
100,00000%
56,62438%
100,00000%
56,62438%
CL $
Gasco S.A.
100,00000%
56,62438%
100,00000%
56,62438%
Santo Domingo 1061, Santiago
CL $
Gasco S.A.
0,00000%
0,00000%
100,00000%
56,62438%
Chile
Santo Domingo 1061, Santiago
CL $
Gasco S.A.
100,00000%
56,62438%
100,00000%
56,62438%
Automotive Gas Systems S.A.
Chile
Santo Domingo 1061, Santiago
CL $
Gasco S.A.
100,00000%
56,62438%
100,00000%
56,62438%
76.076.073-0
Transportes e Inversiones Magallanes S.A.
Chile
Avda. Frei 314, Punta Arenas
CL $
Gasco S.A.
85,00000%
48,13072%
85,00000%
48,13072%
76.742.300-4
Autogasco S.A.
Chile
Santo Domingo 1061, Santiago
CL $
Gasco S.A.
100,00000%
56,62438%
100,00000%
56,62438%
Calle 113 7-21 Torre A of. 805, Bogotá
Cop $
Gasco S.A.
70,03203%
39,65520%
70,03203%
39,65520%
0-E
Inversiones GLP S.A.S. E.S.P.
Colombia
51,83784%
CGE
51,83784%
29,35286%
76.171.653-0
Gasco International S.A.
Chile
Santo Domingo 1061, Santiago
US $
Gasco S.A.
100,00000%
56,62438%
100,00000%
56,62438%
96.762.250-8
Gasoducto del Pacífico S.A.
Chile
Sebastián Elcano 1995, Hualpén, Concepción
US $
Gasco S.A.
60,00000%
33,97463%
60,00000%
33,97463%
190 Elgin Avenue Grand Cayman KY1-9005 Cayman Islands
US $
Gasco S.A. - Gasco International S.A.
56,70000%
32,10602%
56,70000%
32,10602%
Sarmiento 1230 piso 9 y 10, Buenos Aires
AR $
Gasco International S.A.
56,69780%
32,10478%
56,69780%
32,10478%
0-E
0-E
Gasoducto del Pacífico (Cayman ) Ltd.
Gasoducto del Pacífico (Argentina) S.A.
Islas Cayman
Argentina
96.867.260-6
Centrogas S.A.
Chile
Av. Vitacura 7646, Santiago
CL $
Metrogas S.A.
99,99750%
29,35212%
99,99750%
29,35212%
96.620.900-3
Empresa Chilena de Gas Natural S.A.
Chile
El Regidor 54, Las Condes, Santiago
CL $
Metrogas S.A.
99,99500%
29,35139%
99,99500%
29,35139%
99.589.320-7
Financiamiento Doméstico S.A.
Chile
El Regidor 54, Las Condes, Santiago
CL $
Metrogas S.A.
99,90000%
29,32350%
99,90000%
29,32350%
0-E
Unigas Colombia S.A. E.S.P.
Colombia
Autopista Medellín, Kilometro 1 vía Siberia Cota
Cop $
Inversiones GLP S.A.S. E.S.P.
70,00000%
27,75864%
70,00000%
27,75864%
96.856.650-4
Innergy Holdings S.A.
Chile
O'Higgins 940 of. 1001-1002, Concepción
US $
Inversiones Atlántico S.A.
60,00000%
33,97463%
60,00000%
33,97463%
96.856.700-4
Innergy Transportes S.A.
Chile
O'Higgins 940 of. 1001-1002, Concepción
US $
Innergy Holdings S.A.
99,99990%
33,97459%
99,99990%
33,97459%
96.861.390-1
Innergy Soluciones Energéticas S.A.
Chile
O'Higgins 940 of. 1001-1002, Concepción
US $
Innergy Holdings S.A.
99,99990%
33,97459%
99,99990%
33,97459%
0-E
Gasco Argentina S.A.
Argentina
Avda. Leandro Alem 1050 piso 4, Buenos Aires
AR $
Gasco International S.A.
100,00000%
56,62438%
100,00000%
56,62438%
0-E
JGB Inversiones S.A.S. E.S.P.
Colombia
Calle 113 No. 7 - 21 Torre A Oficina 805 - Bogotá
Cop $
Inversiones GLP S.A.S. E.S.P.
100,00000%
39,65520%
100,00000%
39,65520%
78.512.190-2
Energy Sur S.A.
Chile
Calle Local 55, San Pedro de la Paz, Concepción
CL $
Transformadores Tusan S.A.
55,00000%
55,00000%
55,00000%
55,00000%
96.868.110-9
Hormigones del Norte S.A.
Chile
Avenida la Fragua 1240 Barrio Industrial, Coquimbo
CL $
Transformadores Tusan S.A.
99,99500%
99,99500%
99,99500%
99,99500%
96.541.920-9
Empresa Eléctrica de Antofagasta S.A.
Chile
Pedro Aguirre Cerda 5558, Antofagasta
CL $
Emel Norte S.A.
92,67304%
91,02081%
92,55330%
90,90321%
96.541.870-9
Empresa Eléctrica de Iquique S.A.
Chile
Zegers 469, Iquique
CL $
Emel Norte S.A.
88,58393%
87,00461%
88,58302%
87,00372%
96.542.120-3
Empresa Eléctrica de Arica S.A.
Chile
Baquedano 731 Piso 12, Arica
CL $
Emel Norte S.A.
94,15909%
92,48037%
94,11517%
92,43724%
96.893.220-9
Transemel S.A.
Chile
Pdte. Riesco 5561 Piso 15, Las Condes, Santiago
CL $
Emel Norte S.A.
100,00000%
98,21715%
100,00000%
98,21715%
76.122.825-0
Emelat Inversiones S.A.
Chile
Pdte. Riesco 5561 Piso 15, Las Condes, Santiago
CL $
Emel Norte S.A.
98,40504%
96,65063%
98,40504%
96,65063%
87.601.500-5
Empresa Eléctrica Atacama S.A.
Chile
Avda. Circunvalación 51, Copiapó
CL $
Compañía Nacional de Fuerza Eléctrica S.A.
98,40504%
97,73093%
98,40504%
96,29917%
88.221.200-9
Empresa Eléctrica de Magallanes S.A.
Chile
Croacia 444, Punta Arenas
CL $
CGE Magallanes S.A.
55,10821%
55,16492%
55,10821%
55,16492%
96.641.320-4
Inversiones San Sebastian S.A.
Chile
Croacia 444-A, Punta Arenas
CL $
Empresa Eléctrica de Magallanes S.A.
99,99980%
55,10680%
99,99980%
55,10680%
79.882.520-8
TV Red S.A.
Chile
Kuzma Slavic 1069, Punta Arenas
CL $
Empresa Eléctrica de Magallanes S.A.
90,00000%
49,59621%
90,00000%
49,59621%
0-E
Agua Negra S.A.
Argentina
Avda. De Mayo 645, Buenos Aires
AR $
CGE Argentina S.A.
100,00000%
99,99164%
100,00000%
99,99164%
0-E
International Financial Investments S.A.
Argentina
Avda. De Mayo 645, Buenos Aires
AR $
CGE Argentina S.A.
100,00000%
99,99164%
100,00000%
99,99164%
0-E
Energía San Juan S.A.
Argentina
Mendoza 50 Sur, San Juan
AR $
Agua Negra S.A.
99,99999%
99,99999%
99,99999%
99,99999%
Los Andes Huarpes S.A.
Enerplus S.A.
Emel Atacama S.A.
Argentina
Chile
Chile
Avda. De Mayo 645, Buenos Aires
Pdte. Riesco 5561 Piso 15, Las Condes, Santiago
Pdte. Riesco 5561 Piso 15, Las Condes, Santiago
AR $
CL $
CL $
98,03450%
54,79450%
0,00000%
99,99650%
100,00000%
0,00000%
98,03450%
54,79450%
98,19136%
99,99650%
100,00000%
97,86000%
0-E
76.412.700-5
76.144.216-3
International Financial Investments S.A.
Novanet S.A.
Compañía Nacional de Fuerza Eléctrica S.A.
Página 36
3.5.4.- Entidades asociadas y control conjunto contabilizadas mediante el método de la participación.
3.5.4.1.- Entidades asociadas
Porcentaje de Participación de
Rut
Nombre sociedad
País
Domicilio sociedad
Moneda
funcional
Asociada de
31-12-2015
Subsidiaria
Campanario Generación S.A.
31-12-2014
Subsidiaria
CGE
El Regidor 66 piso 16, Las Condes, Santiago
CL $
Gasco S.A.
20,00000%
11,32488%
20,00000%
11,32488%
0-E
Gasmarket S.A.
Argentina
Jean Jaures 216 piso 4, Buenos Aires
AR $
Gasco Argentina S.A.
50,00000%
28,31219%
50,00000%
28,31219%
0-E
Montagas S.A. E.S.P.
Colombia
Carrera 25 15-29, Pasto
Cop $
Inversiones IGLP S.A.S. E.S.P.
33,33300%
18,87460%
33,33300%
18,87460%
0-E
Energas S.A. E.S.P.
Colombia
Carrera 25 15-29, Pasto
Cop $
Inversiones IGLP S.A.S. E.S.P.
28,22100%
15,97997%
28,22100%
15,97997%
99.527.700-K
Chile
CGE
96.955.090-3
Inmobiliaria Parque Nuevo S.A.
Chile
Avda. del Valle Norte 857 Piso 4, Huechuraba, Santiago
CL $
Inv. y Gestión S.A.
50,00000%
50,00000%
50,00000%
50,00000%
96.641.810-9
Gas Natural Producción S.A.
Chile
El Bosque Norte 0177, Santiago
CL $
Gasco S.A.
36,14500%
20,46688%
36,14500%
20,46688%
3.5.4.2.- Entidades control conjunto
Porcentaje de Participación de
Rut
Nombre sociedad
País
Domicilio sociedad
Moneda Sociedad control
funcional conjunto de
31-12-2015
31-12-2014
Subsidiaria
CGE
Subsidiaria
CGE
50,00000%
49,99582%
50,00000%
49,99582%
0-E
Norelec S.A.
0-E
Empresa de Distribución Eléctrica de
Tucumán S.A.
Argentina
Avda. Avellaneda 205, San Miguel De Tucumán
AR $
CGE Argentina S.A.
19,50000%
49,99582%
19,50000%
49,99582%
0-E
Compañía Eléctrica de Inversiones S.A.
Argentina
Jean Jaures 216, Buenos Aires
AR $
CGE S.A.
10,00000%
49,99666%
10,00000%
49,99666%
0-E
Gascart S.A.
Argentina
Jean Jaures 216 piso 4, Buenos Aires
AR $
Gasco International S.A.
50,00000%
28,31219%
50,00000%
28,31219%
0-E
Gasnor S.A.
Argentina
Jean Jaures 216 piso 4, Buenos Aires
AR $
Gasco International S.A.
2,60000%
28,31219%
2,60000%
28,31219%
Argentina
Jean Jaures 216, Buenos Aires
AR $
CGE Argentina S.A.
76.349.706-2
Hualpén Gas S.A.
Chile
Av. Apoquindo 3200 piso 11 Las Condes
US $
Gasmar S.A.
50,00000%
18,04902%
50,00000%
14,43922%
76.788.080-4
GNL Quintero S.A.
Chile
Avda. Rosario Norte 532, of. 1604, Las Condes, Santiago
CL $
Metrogas S.A.
20,00000%
5,87057%
20,00000%
5,87057%
76.418.940-K
GNL Chile S.A.
Chile
Avda. Rosario Norte 532, of. 1604, Las Condes, Santiago
CL $
Metrogas S.A.
33,33300%
9,78419%
33,33300%
9,78419%
Honduras 5663, piso 2, Buenos Aires.
AR$
Metrogas S.A.
47,00000%
13,79584%
47,00000%
13,79584%
0-E
Gasoductos Gasandes (Argentina) S.A.
Argentina
96.721.360-8
Gasoductos Gasandes S.A.
Chile
Avda.Chena 11650, San Bernardo, Santiago
US $
Metrogas S.A.
47,00000%
13,79584%
47,00000%
13,79584%
96.761.130-1
Andes Operaciones y Servicios S.A.
Chile
Avda.Chena 11650, San Bernardo, Santiago
US $
Metrogas S.A.
50,00000%
14,67643%
50,00000%
14,67643%
Página 37
3.6.-
Transacciones en moneda extranjera y unidades de reajuste.
3.6.1.- Moneda funcional y de presentación.
Las partidas incluidas en los estados financieros de cada una de las entidades de la
Sociedad se valoran utilizando la moneda del entorno económico principal en que la
entidad opera (“moneda funcional”). La moneda funcional de Compañía General de
Electricidad S.A. es el Peso chileno, que constituye además la moneda de presentación de
los estados financieros consolidados del Grupo CGE.
3.6.2.- Transacciones y saldos.
Las transacciones en moneda extranjera se convierten a la moneda funcional utilizando
los tipos de cambio vigentes en las fechas de las transacciones. Las pérdidas y ganancias
en moneda extranjera que resultan de la liquidación de estas transacciones y de la
conversión a los tipos de cambio de cierre de los activos y pasivos monetarios
denominados en moneda extranjera, se reconocen en el estado de resultados, excepto
que corresponda su diferimiento en el patrimonio neto, a través de otros resultados
integrales, como es el caso de las derivadas de estrategias de coberturas de flujos de
efectivo y coberturas de inversiones netas.
Los cambios en el valor razonable de inversiones financieras en títulos de deuda
denominados en moneda extranjera clasificados como disponibles para la venta son
separados entre diferencias de cambio resultantes de modificaciones en el costo
amortizado del título y otros cambios en el importe en libros del mismo. Las diferencias
de cambio se reconocen en el resultado del período o ejercicio en el que ocurra y los
otros cambios en el importe en libros se reconocen en el patrimonio neto, y son estos
últimos reflejados de acuerdo con NIC 1 a través del estado de resultados integral,
reciclando a resultados la porción devengada.
Las diferencias de cambio sobre inversiones financieras en instrumentos de patrimonio
mantenidos a valor razonable con cambios en resultados, se presentan como parte de la
ganancia o pérdida por valor razonable en el resultado del período o ejercicio en el que
ocurra. Las diferencias de cambio sobre dichos instrumentos clasificados como activos
financieros disponibles para la venta, se incluyen en el patrimonio neto en la reserva
correspondiente, y son reflejadas de acuerdo con NIC 1 a través del estado de resultados
integral.
3.6.3.- Bases de conversión.
Los activos y pasivos en moneda extranjera y aquellos pactados en unidades de fomento,
se presentan a los siguientes tipos de cambios y valores de cierre respectivamente:
Fecha
CL $/ US $
CL $ / EUR $
CL $ / UF
CL $ / AR $
CL $ / Cop $
31-12-2015
31-12-2014
710,16
606,75
774,61
738,05
25.629,09
24.627,10
54,75
70,97
0,22
0,25
CL $
U.F.
Cop $
Pesos chilenos
Unidades de fomento
Pesos colombianos
US $
AR $
EUR $
Dólares estadounidenses
Pesos argentinos
Euros
Página 38
3.6.4.- Entidades del Grupo CGE.
Los resultados y la situación financiera de todas las entidades del Grupo CGE (ninguna de
las cuales tiene la moneda de una economía hiperinflacionaria), que tienen una moneda
funcional diferente de la moneda de presentación, se convierten a la moneda de
presentación como sigue:
-
Los activos y pasivos de cada estado de situación financiera presentado se
convierten al tipo de cambio de cierre de cada período o ejercicio;
-
Los ingresos y gastos de cada cuenta de resultados se convierten a los tipos de
cambio promedio (a menos que este promedio no sea una aproximación razonable
del efecto acumulativo de los tipos existentes en las fechas de las transacciones, en
cuyo caso los ingresos y gastos se convierten en la fecha de las transacciones); y
-
Todas las diferencias de cambio resultantes se reconocen como un componente
separado del patrimonio neto a través de Otros Resultados Integrales.
En la consolidación, las diferencias de cambio que surgen de la conversión de una
inversión neta en entidades extranjeras (o nacionales con moneda funcional diferente de
la matriz), y de préstamos y otros instrumentos en moneda extranjera designados como
coberturas de esas inversiones, se llevan al patrimonio neto a través del estado de otros
resultados integrales. Cuando se vende o dispone la inversión (todo o parte), esas
diferencias de cambio se reconocen en el estado de resultados como parte de la pérdida
o ganancia en la venta o disposición.
Los ajustes al menor valor o plusvalía comprada (goodwill) y al valor razonable de activos
y pasivos que surgen en la adquisición de una entidad extranjera (o entidad con moneda
funcional diferente de la matriz), se tratan como activos y pasivos de la entidad
extranjera y se convierten al tipo de cambio de cierre del ejercicio o período, según
corresponda.
3.7.-
Información financiera por segmentos operativos.
La información por segmentos se presenta de manera consistente con los informes internos
proporcionados a los responsables de tomar las decisiones operativas relevantes. Dichos
ejecutivos son los responsables de asignar los recursos y evaluar el rendimiento de los segmentos
operativos, los cuales han sido identificados como: eléctrico, gas, servicios e inversiones, para los
que se toman las decisiones estratégicas. Esta información se detalla en Nota 31.
3.8.-
Propiedades, planta y equipo.
Los terrenos y edificios del Grupo CGE, se reconocen inicialmente a su costo. La medición
posterior de los mismos se realiza de acuerdo a NIC 16 mediante el método de retasación
periódica a valor razonable.
Los equipos, instalaciones y redes destinados al negocio eléctrico y de distribución de gas, se
reconocen inicialmente a su costo de adquisición y posteriormente son revalorizados mediante el
método de retasación periódica a valor razonable.
Página 39
Las tasaciones se llevan a cabo, a base del valor de mercado o valor de reposición técnicamente
depreciado, según corresponda. La plusvalía por revalorización neta de los correspondientes
impuestos diferidos se abona a la reserva o superávit por revaluación en el patrimonio neto a
través del estado de resultados integral.
El resto de las propiedades, planta y equipo, tanto en su reconocimiento inicial como en su
medición posterior, son valorados a su costo menos la correspondiente depreciación y deterioro
acumulado de existir.
Los costos posteriores (reemplazo de componentes, mejoras, ampliaciones, crecimientos, etc.) se
incluyen en el valor del activo inicial o se reconocen como un activo separado, sólo cuando es
probable que los beneficios económicos futuros asociados con los elementos de las propiedades,
planta y equipo vayan a fluir a la Sociedad y el costo del elemento pueda determinarse de forma
fiable. El valor del componente sustituido se da de baja contablemente. El resto de las
reparaciones y mantenciones se cargan en el resultado del ejercicio o período en el que se
incurren.
Las construcciones u obras en curso, incluyen los siguientes conceptos devengados únicamente
durante el período de construcción:
-
Gastos financieros relativos a la financiación externa que sean directamente atribuibles a
las construcciones, tanto si es de carácter específica como genérica. En relación con la
financiación genérica, los gastos financieros activados se obtienen aplicando el costo
promedio ponderado de financiación de largo plazo a la inversión promedio acumulada
susceptible de activación no financiada específicamente.
-
Gastos de personal relacionado en forma directa y otros de naturaleza operativa,
atribuibles a la construcción.
Las construcciones u obras en curso se traspasan a activos en explotación una vez terminado el
período de prueba, cuando se encuentran disponibles para su uso, a partir de ese momento
comienza su depreciación.
Los aumentos en el valor en libros como resultado de la revaluación de los activos valorados
mediante el método de retasación periódica se acreditan a los otros resultados integrales y a
reservas en el patrimonio, en la cuenta reserva o superávit de revaluación. Las disminuciones que
revierten aumentos previos al mismo activo se cargan a través de otros resultados integrales a la
cuenta reserva o superávit de revaluación en el patrimonio; todas las demás disminuciones se
cargan al estado de resultados. Cada año la diferencia entre la depreciación sobre la base del
valor en libros revaluado del activo cargada al estado de resultados y de la depreciación sobre la
base de su costo original se transfiere de la cuenta reserva o superávit de revaluación a las
ganancias (pérdidas) acumuladas, neta de sus impuestos diferidos.
La depreciación de las propiedades, planta y equipo se calcula usando el método lineal para
asignar sus costos o importes revalorizados a sus valores residuales sobre sus vidas útiles técnicas
estimadas con excepción de las unidades de generación, las cuales se deprecian en base a horas
de uso.
El valor residual y la vida útil de los bienes del rubro Propiedades, planta y equipo, se revisan y
ajustan si es necesario, en cada cierre de estado de situación financiera, de tal forma de tener una
vida útil restante acorde con el valor de dichos bienes.
Página 40
Cuando el valor de un activo es superior a su importe recuperable estimado, su valor se reduce de
forma inmediata hasta su importe recuperable, mediante la aplicación de pruebas de deterioro.
Las pérdidas y ganancias por la venta de una propiedad, planta y equipo, se calculan comparando
los ingresos obtenidos con el valor en libros y se incluyen en el estado de resultados. Al vender
activos revalorizados, los valores incluidos en reserva o superávit de revaluación se traspasan a
Ganancias (pérdidas) acumuladas, netas de impuestos diferidos.
3.9.-
Propiedades de inversión.
Se incluyen principalmente los terrenos y construcciones que se mantienen con el propósito de
obtener ganancias en futuras ventas (fuera del curso ordinario de los negocios), plusvalías, o bien
explotarlos bajo un régimen de arrendamientos, y no son ocupados por el Grupo CGE. El criterio
de valorización inicial de las propiedades de inversión es al costo y la medición posterior es a su
valor razonable, por medio de retasaciones independientes que reflejan su valor de mercado.
Las pérdidas o ganancias derivadas de un cambio en el valor razonable de las propiedades de
inversión se incluyen en el resultado del ejercicio en que se generan, y se presentan en el rubro
otras ganancias (pérdidas) del estado de resultados por función.
Se da de baja cuando se enajene o disponga de la misma por otra vía, o cuando no se espere
obtener beneficios económicos futuros por su utilización, enajenación o disposición por otra vía.
Las ganancias o pérdidas que surgen en la venta o retiro de propiedades de inversión se
reconocen en los resultados del ejercicio y se determina como la diferencia entre el valor de venta
y el valor neto contable del activo.
3.10.-
Menor valor o plusvalía comprada (Goodwill).
El menor valor representa el exceso del costo de adquisición sobre el valor razonable de la
participación del Grupo CGE en los activos netos identificables de subsidiarias o filiales a la fecha
de adquisición. El menor valor relacionado con adquisiciones de subsidiarias representa un
intangible y se incluye bajo el rubro de plusvalía.
El menor valor relacionado con adquisiciones de asociadas o coligadas se incluye en inversiones
en asociadas contabilizadas por el método de la participación, y se somete a pruebas por
deterioro de valor junto con el saldo total de la inversión en una coligada. El menor valor
reconocido por separado se somete a pruebas por deterioro de valor anualmente y se valora por
su costo menos pérdidas acumuladas por deterioro. Las ganancias y pérdidas por la venta de una
entidad incluyen el importe en libros del menor valor relacionado con la entidad vendida. La
plusvalía comprada se asigna a unidades generadoras de efectivo para efectos de realizar las
pruebas de deterioro. La distribución se efectúa entre aquellas unidades generadoras de efectivo
o grupos de unidades generadoras de efectivo que se espera se beneficiarán de la combinación
de negocios de la que surgió la plusvalía.
El mayor valor (Goodwill negativo) proveniente de una combinación de negocios, se abona
directamente al estado consolidado de resultados.
Página 41
3.11.-
Activos intangibles distintos de la plusvalía.
3.11.1.- Marcas comerciales y licencias.
Las marcas y licencias se muestran a costo, tienen una vida útil definida y se registran a
costo menos su amortización acumulada. La amortización se calcula utilizando el
método de línea recta para asignar el costo de las marcas y licencias en el término de su
vida útil estimada.
3.11.2.- Servidumbres.
Los derechos de servidumbre se presentan a costo. La explotación de dichos derechos en
general no tiene una vida útil definida, por lo cual no estarán afectos a amortización. Sin
embargo, la vida útil indefinida es objeto de revisión en cada ejercicio para el que se
presente información, para determinar si la consideración de vida útil indefinida sigue
siendo aplicable. Estos activos se someten a pruebas por deterioro de valor anualmente.
3.11.3- Derechos de agua.
Los derechos de agua se presentan al costo. No tienen una vida útil definida para la
explotación de dichos derechos, por lo cual no estarán afectos a amortización. Sin
embargo, la vida útil indefinida es objeto de revisión en cada ejercicio para el que se
presente información, con el fin de determinar si los eventos y las circunstancias
permiten seguir apoyando la evaluación de la vida útil indefinida para dicho activo. Estos
activos se someten a pruebas por deterioro de valor anualmente.
3.11.4.- Derechos de explotación exclusiva de clientes regulados.
Los derechos de explotación exclusiva de clientes regulados adquiridos a través de
combinaciones de negocios han sido determinados en base a los flujos netos estimados a
la fecha de adquisición que se recibirán durante el plazo de la concesión.
Dichos intangibles no se amortizan (vida útil indefinida), dado que la concesión no posee
un plazo de expiración. Estos activos se someten a pruebas por deterioro de valor
anualmente.
3.11.5
Concesiones de servicios públicos.
Las concesiones de distribución de electricidad y gas en la República de Argentina, se
valoran de acuerdo a CINIIF 12 y se amortizan en el plazo estipulado en los respectivos
contratos de concesión en los cuales se revierten al Estado Argentino los activos
concesionados. Estos activos se someten a pruebas por deterioro de valor, toda vez que
existan indicios de potencial deterioro.
3.11.6
Programas informáticos.
Las licencias para programas informáticos adquiridas, se capitalizan sobre la base de los
costos en que se ha incurrido para adquirirlas y prepararlas para usar el programa
específico. Estos costos se amortizan durante sus vidas útiles estimadas.
Los gastos relacionados con el desarrollo o mantenimiento de programas informáticos se
reconocen como gasto cuando se incurre en ellos. Los costos directamente relacionados
Página 42
con la producción de programas informáticos únicos e identificables controlados por el
Grupo CGE, y que es probable que vayan a generar beneficios económicos superiores a
los costos durante más de un año, se reconocen como activos intangibles. Los costos
directos incluyen los gastos del personal que desarrolla los programas informáticos.
Los costos de producción de programas informáticos reconocidos como activos, se
amortizan durante sus vidas útiles estimadas.
3.11.7.- Gastos de investigación y desarrollo.
Los gastos de investigación se reconocen como un gasto cuando se incurre en ellos. Los
costos incurridos en proyectos de desarrollo se reconocen como activo intangible cuando
se cumplen los siguientes requisitos:
-
Técnicamente, es posible completar la producción del activo intangible de forma que
pueda estar disponible para su utilización o su venta;
La administración tiene intención de completar el activo intangible en cuestión, para
usarlo o venderlo;
Existe la capacidad para utilizar o vender el activo intangible;
Es posible demostrar la forma en que el activo intangible vaya a generar probables
beneficios económicos en el futuro;
Existe disponibilidad de los adecuados recursos técnicos, financieros o de otro tipo,
para completar el desarrollo y para utilizar o vender el activo intangible; y
Es posible valorar, de forma fiable, el desembolso atribuible al activo intangible
durante su desarrollo.
Otros gastos de desarrollo se reconocen como gasto cuando se incurre en ellos. Los
costos de desarrollo previamente reconocidos como un gasto no se reconocen como un
activo en un ejercicio o período posterior. Los costos de desarrollo con una vida útil
finita que se capitalizan se amortizan desde su utilización de manera lineal durante el
período en que se espera que generen beneficios.
3.12.-
Costos por intereses.
Los costos por intereses incurridos para la construcción de cualquier activo calificado se
capitalizan durante el período de tiempo que es necesario para completar y preparar el activo
para el uso que se pretende. Otros costos por intereses se registran en resultados (costos
financieros).
3.13.-
Pérdidas por deterioro del valor de los activos.
Los activos que tienen una vida útil indefinida no están sujetos a amortización y se someten
anualmente a pruebas de pérdidas por deterioro del valor. Los activos sujetos a depreciación o
amortización se someten a pruebas de pérdidas por deterioro siempre que algún suceso o cambio
en las circunstancias indique que el importe en libros puede no ser recuperable. Se reconoce una
pérdida por deterioro por el exceso del importe en libros del activo sobre su importe recuperable.
El importe recuperable es el valor razonable de un activo menos los costos para la venta o el valor
de uso, el mayor de los dos. A efectos de evaluar las pérdidas por deterioro del valor, los activos
se agrupan al nivel más bajo para el que hay flujos de efectivo identificables por separado
Página 43
(unidades generadoras de efectivo). Los activos no financieros, distintos del menor valor
(Goodwill), que hubieran sufrido una pérdida por deterioro se someten a revisiones a cada fecha
de cierre por si se hubieran producido reversiones de la pérdida.
3.14.-
Activos no corrientes mantenidos para la venta y grupos en disposición.
Los activos no corrientes (y grupos en disposición) son clasificados como disponibles para la venta
cuando su valor de libros será recuperado principalmente a través de una transacción de venta y
la venta es considerada altamente probable dentro de los siguientes 12 meses. Estos activos se
registran al valor de libros o al valor razonable menos costos necesarios para efectuar su venta, el
que fuera menor.
3.15.-
Activos financieros.
El Grupo CGE clasifica sus activos financieros en las siguientes categorías: a valor razonable con
cambios en resultados, préstamos y cuentas por cobrar y disponibles para la venta. La
clasificación depende del propósito con el que se adquirieron los activos financieros. La
Administración determina la clasificación de sus activos financieros en el momento de
reconocimiento inicial.
3.15.1- Activos financieros a valor razonable con cambios en resultados.
Los activos financieros a valor razonable con cambios en resultados son activos
financieros mantenidos para negociar. Un activo financiero se clasifica en esta categoría
si se adquiere principalmente con el propósito de venderse en el corto plazo. Los
derivados también se clasifican como adquiridos para su negociación a menos que sean
designados como coberturas. Los activos de esta categoría se clasifican como activos
corrientes.
Las inversiones en valores negociables se registran inicialmente al costo y posteriormente
su valor se actualiza con base en su valor de mercado (valor razonable).
Las inversiones en acciones se encuentran contabilizadas a su valor razonable, los
resultados obtenidos se encuentran registrados en otros ingresos (resultados).
3.15.2.- Préstamos y cuentas por cobrar.
Los préstamos y cuentas por cobrar son activos financieros no derivados con pagos fijos o
determinables, que no cotizan en un mercado activo. Se incluyen en activos corrientes,
excepto para vencimientos superiores a 12 meses desde la fecha de los estados de
situación financiera, que se clasifican como activos no corrientes. Los préstamos y
cuentas por cobrar incluyen los deudores comerciales y otras cuentas por cobrar y el
efectivo y equivalentes al efectivo en el estado de situación financiera.
3.15.3.- Activos financieros disponibles para la venta.
Los activos financieros disponibles para la venta son no derivados que se designan en
esta categoría o no se clasifican en ninguna de las otras categorías. Se incluyen en
activos no corrientes a menos que la administración pretenda enajenar la inversión en
los 12 meses siguientes a la fecha de los estados de situación financiera.
Página 44
Reconocimiento y medición:
Las adquisiciones y enajenaciones de activos financieros se reconocen en la fecha de negociación,
es decir, la fecha en que el Grupo CGE se compromete a adquirir o vender el activo. Los activos
financieros se reconocen inicialmente por el valor razonable más los costos de la transacción para
todos los activos financieros no llevados a valor razonable con cambios en resultados. Los activos
financieros a valor razonable con cambios en resultados se reconocen inicialmente por su valor
razonable, y los costos de la transacción se llevan a resultados.
Los activos financieros se dan de baja contablemente cuando los derechos a recibir flujos de
efectivo de las inversiones han vencido o se han transferido y el Grupo CGE ha traspasado
sustancialmente todos los riesgos y ventajas derivados de su titularidad.
Los activos financieros disponibles para la venta y los activos financieros a valor razonable con
cambios en resultados se contabilizan posteriormente por su valor razonable (con contrapartida
en otros resultados integrales y resultados, respectivamente). Los préstamos y cuentas por
cobrar se registran por su costo amortizado de acuerdo con el método de la tasa de interés
efectiva.
Las ganancias y pérdidas que surgen de cambios en el valor de activos financieros a valor
razonable con cambios en resultados se incluyen en el estado de resultados, en el período o
ejercicio en el que se producen los referidos cambios en el valor razonable. Los ingresos por
dividendos de activos financieros a valor razonable con cambios en resultados, se reconocen en
el estado de resultados en el rubro otros ingresos por función cuando se ha establecido el
derecho del Grupo CGE a percibir los pagos por los dividendos.
Cuando un título o valor clasificado como disponible para la venta se vende o su valor se
deteriora, los ajustes acumulados por fluctuaciones en su valor razonable reconocidos en el
patrimonio se incluyen en el estado de resultados en el rubro “Otras ganancias (pérdidas)”.
Los intereses que surgen de los valores disponibles para la venta calculados usando el método de
interés efectivo se reconocen en el estado de resultados en el rubro ingresos financieros. Los
dividendos generados por instrumentos disponibles para la venta se reconocen en el estado de
resultados en el rubro Otras ganancias (pérdidas), cuando se ha establecido el derecho del Grupo
CGE a percibir el pago de los dividendos.
Los valores razonables de las inversiones que cotizan se basan en precios de compra corrientes. Si
el mercado para un activo financiero no es activo (y para los títulos que no cotizan), el Grupo CGE
establece el valor razonable empleando técnicas de valoración que incluyen el uso de valores
observados en transacciones libres recientes entre partes interesadas y debidamente informadas,
la referencia a otros instrumentos sustancialmente similares, el análisis de flujos de efectivo
descontados, y modelos de fijación de precios de opciones haciendo un uso máximo de
información del mercado y confiando lo menos posible en información interna específica de la
entidad. En caso de que ninguna técnica mencionada pueda ser utilizada para fijar el valor
razonable, se registran las inversiones a su costo de adquisición neto de la pérdida por deterioro,
si fuera el caso.
El Grupo CGE evalúa en la fecha de cada estado de situación financiera si existe evidencia objetiva
de que un activo financiero o un grupo de activos financieros puedan haber sufrido pérdidas por
deterioro. En el caso de títulos de patrimonio clasificados como disponibles para la venta, para
determinar si los títulos han sufrido pérdidas por deterioro se considerará si ha tenido lugar un
descenso significativo o prolongado en el valor razonable de los títulos por debajo de su costo. Si
Página 45
existe cualquier evidencia de este tipo para los activos financieros disponibles para venta, la
pérdida acumulada determinada como la diferencia entre el costo de adquisición y el valor
razonable corriente, menos cualquier pérdida por deterioro del valor en ese activo financiero
previamente reconocido en resultados, se elimina del patrimonio neto y se reconoce en el estado
de resultados. Las pérdidas por deterioro del valor reconocidas en el estado de resultados por
instrumentos de patrimonio no se revierten a través del estado de resultados.
Los activos y pasivos financieros se exponen netos en el estado de situación financiera cuando
existe el derecho legal de compensación y la intención de cancelarlos sobre bases netas o realizar
el activo y cancelar el pasivo simultáneamente.
3.16.-
Instrumentos financieros derivados y actividad de cobertura.
Los derivados se reconocen inicialmente al valor razonable en la fecha en que se ha efectuado el
contrato de derivados y posteriormente se vuelven a valorar a su valor razonable. El método para
reconocer la pérdida o ganancia resultante depende de si el derivado se ha designado como un
instrumento de cobertura y, si es así, de la naturaleza de la partida que está cubriendo. El Grupo
CGE designa determinados derivados como:
-
Coberturas del valor razonable de activos o pasivos reconocidos o compromisos a
firme (cobertura del valor razonable);
-
Coberturas de un riesgo concreto asociado a un activo o pasivo reconocido o a una
transacción prevista altamente probable (cobertura de flujos de efectivo); o
-
Coberturas de una inversión neta en una entidad del extranjero o cuya moneda
funcional es diferente a la de la matriz (cobertura de inversión neta).
El Grupo CGE documenta al inicio de la transacción la relación existente entre los instrumentos de
cobertura y las partidas cubiertas, así como sus objetivos para la gestión del riesgo y la estrategia
para manejar varias transacciones de cobertura. La Sociedad también documenta su evaluación,
tanto al inicio como sobre una base continua, de si los derivados que se utilizan en las
transacciones de cobertura son altamente efectivos para compensar los cambios en el valor
razonable o en los flujos de efectivo de las partidas cubiertas.
Los derivados negociables se clasifican como un activo o pasivo corriente.
La contabilidad de coberturas se registra de acuerdo con lo dispuesto por NIC 39.
3.16.1.- Coberturas de valor razonable.
Los cambios en el valor razonable de los derivados que son designados y califican como
coberturas de valor razonable se registran en el estado de resultados, junto con cualquier
cambio en el valor razonable del activo o del pasivo cubierto atribuible al riesgo cubierto.
La ganancia o pérdida relacionada con la porción efectiva de permutas de interés
(“swaps”) que cubren préstamos a tasas de interés fijas se reconoce en el estado de
ganancias y pérdidas como “costos financieros”.
La ganancia o pérdida relacionada con la porción inefectiva se reconoce también en el
estado de resultados. Los cambios en el valor razonable de los préstamos a tasa de
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interés fija cubiertos atribuibles al riesgo de tasa de interés se reconocen en el estado de
resultados como “costos financieros”.
Si la cobertura deja de cumplir con los criterios para ser reconocida a través del
tratamiento contable de coberturas, el ajuste en el valor en libros de la partida cubierta,
para la cual se utiliza el método de la tasa de interés efectiva, se amortiza en resultados
en el período remanente hasta su vencimiento.
3.16.2.- Coberturas de flujos de efectivo.
La porción efectiva de los cambios en el valor razonable de los derivados que son
designados y que califican como coberturas de flujos de efectivo se reconocen en el
patrimonio a través del estado de otros resultados integrales. La ganancia o pérdida
relativa a la porción inefectiva se reconoce inmediatamente en el estado de resultados.
Los montos acumulados en el patrimonio neto se reciclan al estado de resultados en los
períodos o ejercicios en los que la partida cubierta afecta los resultados (por ejemplo,
cuando la venta proyectada cubierta ocurre o el flujo cubierto se realiza). Sin embargo,
cuando la transacción prevista cubierta da como resultado el reconocimiento de un
activo no financiero (por ejemplo existencias o activos fijos), las ganancias o pérdidas
previamente reconocidas en el patrimonio se transfieren del patrimonio y se incluyen
como parte del costo inicial del activo. Los montos diferidos son finalmente reconocidos
en el costo de los productos vendidos, si se trata de existencias, o en la depreciación, si
se trata de propiedades, planta y equipo.
Cuando un instrumento de cobertura expira o se vende, o cuando deja de cumplir con los
criterios para ser reconocido a través del tratamiento contable de coberturas, cualquier
ganancia o pérdida acumulada en el patrimonio a esa fecha permanece en el patrimonio
y se reconoce cuando la transacción proyectada afecte al estado de resultados. Cuando
se espere que ya no se produzca una transacción proyectada la ganancia o pérdida
acumulada en el patrimonio se transfiere inmediatamente al estado de resultados.
3.16.3.- Cobertura de inversión neta en el exterior.
Las coberturas de inversiones netas de operaciones en el exterior (o de
subsidiarias/asociadas con moneda funcional diferente de la matriz) se contabilizan de
manera similar a las coberturas de flujos de efectivo. Cualquier ganancia o pérdida del
instrumento de cobertura relacionada con la porción efectiva de la cobertura se
reconoce en el patrimonio a través del estado de resultados integral. La ganancia o
pérdida relacionada con la porción inefectiva de la cobertura se reconoce
inmediatamente en resultados.
Las ganancias y pérdidas acumuladas en el patrimonio se transfieren al estado de
resultados cuando la operación en el exterior se vende o se le da parcialmente de baja.
3.16.4.- Derivados a valor razonable a través de resultados.
Ciertos instrumentos financieros derivados no califican para ser reconocidos a través del
tratamiento contable de coberturas y se registran a su valor razonable a través de
resultados. Cualquier cambio en el valor razonable de estos derivados se reconoce
inmediatamente en el estado de resultados.
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3.17.-
Inventarios.
Las existencias se valorizan a su costo o a su valor neto realizable, el menor de los dos. El costo se
determina de acuerdo al método de precio medio ponderado (PMP).
Los costos de los productos terminados, de los productos en proceso, como los costos de
construcción de transformadores y el de construcción de obras eléctricas para terceros, incluyen
los costos de diseño, los materiales eléctricos, la mano de obra directa propia y de terceros y
otros costos directos e indirectos de existir, los cuales no incluyen costos por intereses.
El valor neto realizable es el precio estimado de venta de un activo en el curso normal de la
operación menos los costos estimados para terminar su producción y los necesarios para llevar a
cabo las ventas.
3.18.-
Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar.
Las cuentas comerciales a cobrar corrientes se reconocen a su valor nominal, ya que los plazos
medios de vencimientos no superan los 20 días desde su facturación y los retrasos respecto de
dicho plazo generan intereses explícitos. Las cuentas comerciales a cobrar no corrientes se
reconocen a su costo amortizado.
Se establece una provisión para pérdidas por deterioro de cuentas comerciales a cobrar cuando
existe evidencia objetiva de que el Grupo CGE no será capaz de cobrar todos los importes que se
le adeudan de acuerdo con los términos originales de las cuentas por cobrar. Algunos indicadores
de posible deterioro de las cuentas por cobrar son dificultades financieras del deudor, la
probabilidad de que el deudor vaya a iniciar un proceso de quiebra o de reorganización financiera
y el incumplimiento o falta de pago, como así también la experiencia sobre el comportamiento y
características de la cartera colectiva.
El importe de la provisión es la diferencia entre el importe en libros del activo y el valor actual de
los flujos futuros de efectivo estimados, descontados al tipo de interés efectivo. El valor de libros
del activo se reduce por medio de la cuenta de provisión y el monto de la pérdida se reconoce con
cargo al estado de resultados. Cuando una cuenta por cobrar se considera incobrable, se castiga
contra la respectiva provisión para cuentas incobrables. La recuperación posterior de montos
previamente castigados se reconoce como abono en el estado de resultados.
3.19.-
Efectivo y equivalentes al efectivo.
El efectivo y equivalentes al efectivo incluyen el efectivo en caja, los depósitos a plazo en
entidades de crédito, otras inversiones a corto plazo de gran liquidez con un vencimiento original
de tres meses o menos, con un riesgo poco significativo de cambio de valor y los sobregiros
bancarios. En el estado de situación financiera, los sobregiros, de existir, se clasifican como Otros
Pasivos Financieros en el Pasivo Corriente.
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3.20.-
Capital social.
El capital social está representado por acciones ordinarias de una sola clase y un voto por acción.
Los costos incrementales directamente atribuibles a la emisión de nuevas acciones se presentan
en el patrimonio neto como una deducción, neta de impuestos, de los ingresos obtenidos.
3.21.-
Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar.
Las cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar corrientes se reconocen a su valor
nominal, ya que su plazo medio de pago es reducido y no existe diferencia material con su valor
razonable.
3.22.-
Préstamos y otros pasivos financieros.
Los préstamos, obligaciones con el público y pasivos financieros de naturaleza similar se
reconocen inicialmente a su valor razonable, neto de los costos en que se haya incurrido en la
transacción. Posteriormente, se valorizan a su costo amortizado y cualquier diferencia entre los
fondos obtenidos (netos de los costos necesarios para su obtención) y el valor de reembolso, se
reconoce en el estado de resultados durante el plazo de la deuda de acuerdo con el método de la
tasa de interés efectiva.
Las obligaciones financieras se clasifican como pasivos corrientes a menos que el Grupo CGE
tenga un derecho incondicional a diferir su liquidación durante al menos 12 meses después de la
fecha de los estados de situación financiera.
3.23.-
Impuesto a las ganancias e impuestos diferidos.
El gasto por impuesto a las ganancias del ejercicio comprende al impuesto a la renta corriente y
al impuesto diferido. El impuesto se reconoce en el estado de resultados, excepto cuando se trata
de partidas que se reconocen directamente en el patrimonio, en otros resultados integral o
provienen de una combinación de negocios.
El cargo por impuesto a la renta corriente se calcula sobre la base de las leyes tributarias vigentes
a la fecha del estado de situación financiera, en los países en los que las subsidiarias y asociadas
del Grupo CGE operan y generan renta gravable.
Los impuestos diferidos se calculan de acuerdo con el método del pasivo, sobre las diferencias
que surgen entre las bases tributarias de los activos y pasivos, y sus importes en libros en los
estados financieros. Sin embargo, si los impuestos diferidos surgen del reconocimiento inicial de
un pasivo o un activo en una transacción distinta de una combinación de negocios que en el
momento de la transacción no afecta ni al resultado contable ni a la ganancia o pérdida fiscal, no
se contabiliza. El impuesto diferido se determina usando tasas impositivas (y leyes) aprobadas o a
punto de aprobarse en la fecha de los estados de situación financiera y que se espera aplicar
cuando el correspondiente activo por impuesto diferido se realice o el pasivo por impuesto
diferido se liquide.
Los activos por impuestos diferidos se reconocen en la medida en que es probable que vaya a
disponerse de beneficios fiscales futuros con los que poder compensar dichas diferencias.
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El impuesto a la renta diferido se provisiona por las diferencias temporales que surgen de las
inversiones en subsidiarias y en asociadas, excepto cuando la oportunidad en que se revertirán las
diferencias temporales es controlada por la Sociedad y es probable que la diferencia temporal no
se revertirá en un momento previsible en el futuro.
3.24.-
Obligaciones por beneficios post empleo u otros similares.
3.24.1.- Vacaciones del personal.
El Grupo CGE reconoce el gasto por vacaciones del personal mediante el método del
devengo. Este beneficio corresponde a todo el personal y equivale a un importe fijo
según los contratos particulares de cada trabajador. Este beneficio es registrado a su
valor nominal y presentado bajo el rubro Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas
por pagar.
3.24.2.- Beneficios post jubilatorios.
El Grupo CGE mantiene en algunas de sus subsidiarias, beneficios post-jubilatorios
acordados con el personal conforme a los contratos colectivos e individuales vigentes,
para todo el personal contratado con anterioridad al año 1992. Este beneficio se
reconoce en base al método de la unidad de crédito proyectada.
3.24.3.- Indemnizaciones por años de servicio (PIAS).
El Grupo CGE constituye pasivos por obligaciones por indemnizaciones por cese de
servicios, en base a lo estipulado en los contratos colectivos e individuales del personal
de sus subsidiarias. Si este beneficio se encuentra pactado, la obligación se trata de
acuerdo con NIC 19 (r), de la misma manera que los planes de beneficios definidos y es
registrada mediante el método de la unidad de crédito proyectada. El resto de los
beneficios por cese de servicios se tratan según el apartado siguiente.
Los planes de beneficios definidos establecen el monto de retribución que recibirá un
empleado al momento estimado de goce del beneficio, el que usualmente, depende de
uno o más factores, tales como, edad del empleado, rotación, años de servicio y
compensación.
El pasivo reconocido en el estado de situación financiera es el valor presente de la
obligación del beneficio definido. El valor presente de la obligación de beneficio definido
se determina descontando los flujos de salida de efectivo estimados, usando
rendimientos de mercado de bonos denominados en la misma moneda en la que los
beneficios serán pagados y que tienen términos que se aproximan a los términos de la
obligación por PIAS hasta su vencimiento.
Los costos de servicios pasados se reconocen inmediatamente en resultados. Las
ganancias y pérdidas actuariales se reconocen inmediatamente en el balance, con un
cargo o abono a otros resultados integrales en los períodos en los cuales ocurren. No son
reciclados posteriormente.
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3.24.4.- Otros beneficios por cese de la relación laboral.
Los beneficios por cese que no califican con lo descrito en el punto 3.24.3.- se pagan
cuando la relación laboral se interrumpe antes de la fecha normal de retiro o cuando un
empleado acepta voluntariamente el cese a cambio de estos beneficios. El Grupo CGE
reconoce los beneficios por cese cuando está demostrablemente comprometido, ya sea:
i)
A poner fin a la relación laboral de empleados de acuerdo a un plan formal
detallado sin posibilidad de renuncia; o
ii)
De proporcionar beneficios por cese como resultado de una oferta hecha para
incentivar el retiro voluntario. Los beneficios que vencen en más de 12 meses
después de la fecha del estado de situación financiera, de existir, se descuentan
a su valor presente.
3.24.5.- Premios de antigüedad.
El Grupo CGE tiene pactado en algunas subsidiarias premios pagaderos a los empleados,
toda vez que éstos cumplan 5, 10, 15, 20, 25 y 30 años de servicio en la Sociedad. Este
beneficio se reconoce en base a estimaciones actuariales. Los costos de servicio e
intereses se reconocen inmediatamente en resultados. Las ganancias y pérdidas
actuariales se reconocen inmediatamente en el balance, con un cargo o abono a otros
resultados integrales en los períodos en los cuales ocurren. No son reciclados
posteriormente.
3.24.6.- Participación en las utilidades.
El Grupo CGE reconoce un pasivo y un gasto por participación en las utilidades en base a
contratos colectivos e individuales de sus trabajadores, sobre la base de una fórmula que
toma en cuenta la utilidad atribuible a los accionistas de las Sociedades.
3.25.-
Provisiones.
El Grupo CGE reconoce una provisión cuando está obligado contractualmente o cuando existe una
práctica del pasado que ha creado una obligación asumida.
Las provisiones para contratos onerosos, litigios y otras contingencias se reconocen cuando:
-
El Grupo CGE tiene una obligación presente, ya sea legal o constructiva, como
resultado de sucesos pasados;
-
Es probable que vaya a ser necesaria una salida de recursos para liquidar la
obligación;
-
El importe puede ser estimado de forma fiable.
Las provisiones se valoran por el valor actual de los desembolsos que se espera que sean
necesarios para liquidar la obligación usando la mejor estimación del Grupo CGE. La tasa de
descuento utilizada para determinar el valor actual refleja las evaluaciones actuales del mercado,
en la fecha de cierre de los estados financieros, del valor temporal del dinero, así como el riesgo
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específico relacionado con el pasivo en particular, de corresponder. El incremento en la provisión
por el paso del tiempo se reconoce en el rubro gasto por intereses.
3.26.-
Subvenciones estatales.
Las subvenciones estatales se reconocen por su valor razonable, cuando hay una seguridad
razonable de que la subvención se cobrará, y el Grupo CGE cumplirá con todas las condiciones
establecidas.
Las subvenciones estatales relacionadas con costos, se difieren como pasivo y se reconocen en el
estado de resultados durante el período necesario para correlacionarlas con los costos que
pretenden compensar.
Las subvenciones estatales relacionadas con la adquisición de
propiedades, planta y equipo se presentan netas del valor del activo correspondiente y se abonan
en el estado de resultados sobre una base lineal durante las vidas esperadas de los activos.
Las subvenciones estatales relacionadas con bonificación a la mano de obra se abonan
directamente a resultados.
3.27.-
Clasificación de saldos en corrientes y no corrientes.
En el estado de situación financiera, los saldos se clasifican en función de sus vencimientos o
plazos estimados de realización, como corrientes los con vencimiento igual o inferior a doce
meses contados desde la fecha de corte de los estados financieros y como no corrientes, los
mayores a ese período.
En el caso que existan obligaciones cuyo vencimiento es inferior a doce meses, pero cuyo
refinanciamiento a largo plazo se encuentre asegurado, se reclasifican como no corrientes.
3.28.-
Reconocimiento de ingresos.
Los ingresos ordinarios incluyen el valor razonable de las contraprestaciones recibidas o a recibir
por la venta de bienes y servicios en el curso ordinario de las actividades del Grupo CGE. Los
ingresos ordinarios se presentan netos de impuestos a las ventas, devoluciones, rebajas y
descuentos.
El Grupo CGE reconoce los ingresos cuando el importe de los mismos se puede valorar con
fiabilidad, es probable que los beneficios económicos futuros vayan a fluir a la entidad y se
cumplen las condiciones específicas para cada una de las actividades del Grupo CGE, tal y como se
describe a continuación. No se considera que sea posible valorar el importe de los ingresos con
fiabilidad hasta que no se han resuelto todas las contingencias relacionadas con la venta.
3.28.1.- Ventas de electricidad y gas.
El ingreso por ventas de electricidad y gas natural se registra en base a la facturación
efectiva del período de consumo, además de incluir una estimación de energía y/o gas
por facturar que ha sido suministrado hasta la fecha de cierre del período o ejercicio.
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3.28.2.- Servicios de transmisión y transformación de energía eléctrica.
El ingreso por servicios de transmisión y transformación de energía eléctrica se registra
en base a la facturación efectiva del período de consumo, además de incluir una
estimación de los servicios que han sido suministrados hasta la fecha de cierre del
período o ejercicio.
3.28.3.- Ventas de bienes.
Las ventas de bienes se reconocen cuando el Grupo CGE ha entregado los productos al
cliente y no existe ninguna obligación pendiente de cumplirse que pueda afectar la
aceptación de los productos por parte del cliente. La entrega no tiene lugar hasta que los
productos se han enviado al lugar concreto, los riesgos de obsolescencia y pérdida se han
transferido al cliente y el cliente ha aceptado los productos de acuerdo con el contrato
de venta, el período de aceptación ha finalizado, o bien el Grupo CGE tiene evidencia
objetiva de que se han cumplido los criterios necesarios para la aceptación.
Las ventas se reconocen en función del precio fijado en el contrato de venta, neto de los
descuentos por volumen y las devoluciones estimadas a la fecha de la venta. Los
descuentos por volumen se evalúan en función de las compras anuales previstas. Se
asume que no existe un componente financiero implícito, dado que las ventas se realizan
con un período medio de cobro reducido.
3.28.4.- Ingresos por intereses.
Los ingresos por intereses se reconocen usando el método de la tasa de interés efectiva.
3.28.5.- Ingresos por dividendos de inversiones temporales.
Los ingresos por dividendos se reconocen cuando se establece el derecho de recibirlos o
se percibe su pago.
3.29.-
Arrendamientos.
3.29.1.- Cuando una entidad del Grupo es el arrendatario - arrendamiento financiero.
El Grupo CGE arrienda determinadas propiedades, planta y equipo. Para los
arrendamientos donde la Sociedad tiene sustancialmente todos los riesgos y beneficios
inherentes a la propiedad, se clasifican como arrendamientos financieros. Los
arrendamientos financieros se capitalizan al inicio del arrendamiento al valor razonable
de la propiedad o activo arrendado o al valor presente de los pagos mínimos por el
arrendamiento, el menor de los dos.
Cada pago por arrendamiento se distribuye entre el pasivo y las cargas financieras para
obtener una tasa de interés constante sobre el saldo pendiente de la deuda. Las
correspondientes obligaciones por arrendamiento, netas de cargas financieras, se
incluyen en Otros pasivos financieros. El elemento de interés del costo financiero se
carga en el estado de resultados durante el período de arrendamiento de forma que se
obtenga una tasa periódica constante de interés sobre el saldo restante del pasivo para
cada período o ejercicio. El activo adquirido en régimen de arrendamiento financiero se
deprecia durante su vida útil o la duración del contrato, el menor de los dos.
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3.29.2.- Cuando una entidad del Grupo es el arrendatario - arrendamiento operativo.
Los arrendamientos en los que el arrendador conserva una parte importante de los
riesgos y ventajas derivados de la titularidad del bien se clasifican como arrendamientos
operativos. Los pagos en concepto de arrendamiento operativo (netos de cualquier
incentivo recibido del arrendador) se cargan en el estado de resultados sobre una base
lineal durante el período de arrendamiento.
3.29.3.- Cuando una entidad del Grupo es el arrendador.
Cuando los activos son arrendados bajo arrendamiento financiero, el valor actual de los
pagos por arrendamiento se reconoce como una cuenta financiera a cobrar. La
diferencia entre el importe bruto a cobrar y el valor actual de dicho importe se reconoce
como rendimiento financiero del capital.
Los ingresos por arrendamiento financiero se reconocen durante el período del
arrendamiento de acuerdo con el método de la inversión neta, que refleja una tasa de
rendimiento periódico constante.
Los activos arrendados a terceros bajo contratos de arrendamiento operativo se incluyen
dentro del rubro de propiedades, planta y equipos o en propiedades de inversión según
corresponda.
Los ingresos derivados del arrendamiento operativo se reconocen de forma lineal
durante el plazo del arrendamiento.
3.30.-
Contratos de construcción.
Los costos de los contratos de construcción a terceros se reconocen cuando se incurre en ellos.
Los ingresos y costos del contrato de construcción se reconocen en resultados de acuerdo con el
método de grado de avance físico. Cuando el resultado de un contrato de construcción no puede
estimarse de forma fiable, los ingresos del contrato se reconocen sólo hasta el límite de los
costos del contrato incurridos que sea probable que se recuperarán. Cuando el resultado de un
contrato de construcción puede estimarse de forma fiable y es probable que el contrato vaya a
ser rentable, los ingresos del contrato se reconocen durante el período del contrato. Cuando sea
probable que los costos del contrato vayan a exceder el total de los ingresos del mismo, la
pérdida esperada se reconoce inmediatamente como un gasto, o como parte de un contrato
oneroso.
3.31.-
Distribución de dividendos.
Los dividendos a pagar a los accionistas del Grupo CGE se reconocen como un pasivo en los
estados financieros en el ejercicio en que son declarados y aprobados por los accionistas o cuando
se configura la obligación correspondiente en función de las disposiciones legales vigentes o las
políticas de distribución establecidas por la Junta de Accionistas.
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4.-
ESTIMACIONES Y JUICIOS O CRITERIOS CRITICOS DE LA ADMINISTRACIÓN.
Las estimaciones y criterios usados son continuamente evaluados y se basan en la experiencia histórica y
otros factores, incluyendo la expectativa de ocurrencia de eventos futuros que se consideran razonables
de acuerdo con las circunstancias.
El Grupo CGE efectúa estimaciones y supuestos respecto del futuro. Las estimaciones contables
resultantes por definición muy pocas veces serán iguales a los resultados reales. Las estimaciones y
supuestos que tienen un riesgo significativo de causar un ajuste material a los saldos de los activos y
pasivos en el próximo año se presentan a continuación.
4.1.-
Estimación del deterioro de la plusvalía comprada.
El Grupo CGE evalúa anualmente si la plusvalía mercantil ha sufrido algún deterioro, de acuerdo
con la política contable que se describe en la Nota 3.13. Los montos recuperables de las unidades
generadoras de efectivo han sido determinados sobre la base de cálculos de sus valores en uso.
Los resultados de las estimaciones efectuadas al 31 de diciembre de 2015 no arrojaron deterioro
alguno sobre la plusvalía comprada (ver Nota 18.1).
4.2.-
Valor razonable de derivados y de otros instrumentos financieros.
El valor razonable de los instrumentos financieros que no son comercializados en un mercado
activo (por ejemplo, acciones sin cotización o suficiente presencia bursátil, derivados extrabursátiles, etc.) se determina usando técnicas de valuación. El Grupo CGE aplica su juicio para
seleccionar una variedad de métodos y aplica supuestos que principalmente se basan en las
condiciones de mercado existentes a la fecha de cada estado de situación financiera. El Grupo
CGE utiliza flujos netos descontados o técnicas de valoración a base de múltiplos de EBITDA para
ciertos activos financieros disponibles para la venta que no se comercializan en mercados activos.
4.3.-
Beneficios por Indemnizaciones por cese pactadas (PIAS) y premios por antigüedad.
El valor presente de las obligaciones por indemnizaciones por años de servicio pactadas y premios
por antigüedad (“los beneficios”) depende de un número de factores que se determinan sobre
bases actuariales usando un número de supuestos. Los supuestos usados al determinar el costo
neto por los beneficios incluyen la tasa de descuento. Cualquier cambio en estos supuestos
tendrá impacto en el valor en libros de la obligación por los beneficios.
El Grupo CGE determina la tasa de descuento al final de cada año que considera más apropiada de
acuerdo a las condiciones de mercado a la fecha de valoración. Esta tasa de interés es la que
utiliza el Grupo CGE para determinar el valor presente de las futuras salidas de flujos de efectivo
estimadas que se prevé se requerirá para cancelar las obligaciones por planes de beneficios. Al
determinar la tasa de descuento, el Grupo CGE considera las tasas de interés de mercado de
bonos que se denominan en la moneda en la que los beneficios se pagarán y que tienen plazos de
vencimiento similares o que se aproximan a los plazos de las respectivas obligaciones por los
beneficios.
Otros supuestos claves para establecer las obligaciones por planes de beneficios se basan en
parte en las condiciones actuales del mercado. En la Nota 23.5 se presenta información adicional
al respecto.
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4.4.-
Tasaciones de propiedades, planta y equipo.
El Grupo CGE efectúa periódicamente retasaciones de parte significativa de sus propiedades,
planta y equipo. Las tasaciones vinculadas con las redes de distribución y transmisión eléctrica
son efectuadas tomando como base la metodología del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR / VI ) de
los activos utilizada en los informes presentados periódicamente a la autoridad regulatoria, el cual
es ajustado –si corresponde– para incorporar las variables no contempladas por el estudio a la
fecha de cierre del período o ejercicio. Las tasaciones vinculadas con las redes de distribución,
cilindros y estanques del gas fueron efectuadas tomando como base la metodología del Valor
Nuevo de Reemplazo (VNR) de los activos. Dicho VNR /VI es reducido en la proporción apropiada
que representa el uso y estado de conservación de los activos, a base de la metodología de
Marston y Agg.
La referida metodología utiliza supuestos críticos vinculados con tasa de interés, factores de
reajustes e indexación y estimaciones de vidas útiles, cuya variación pueden generar
modificaciones significativas sobre los estados financieros consolidados de la Sociedad.
4.5.-
Reconocimiento de ingresos y costos de energía - Efectos de Precios de Contratos de Suministro
y de Precios de Subtransmisión (Decreto 14-2012 del Ministerio de Energía).
Para Distribuidoras de Energía Eléctrica.
El 9 de abril de 2013 fue publicado en Diario Oficial el Decreto 14-2012 del Ministerio de Energía,
de fecha 14 de febrero de 2012, mediante el cual se fijaron las tarifas de los sistemas de
subtransmisión y de transmisión adicional y sus fórmulas de indexación, a partir del 1 de enero de
2011.
Al respecto, el 6 de octubre de 2014 fue publicado el Decreto 2T-2014 del Ministerio de Energía,
mediante el cual se fijan precios de nudo promedio con vigencia a contar del 1 de enero de 2013,
para el SIC, y del 1 de marzo de 2013, para el SING, estableciéndose la forma en que los precios de
los contratos de suministro suscritos entre las empresas generadoras y distribuidoras, así como
los precios de subtransmisión fijados en el Decreto 14-2012, se incluyen en las fórmulas tarifarias
aplicables a los clientes finales sujetos a fijación de precios. Adicionalmente, en dicho decreto se
actualizan los valores de los decretos con vigencia entre enero de 2011 y las fechas de vigencia del
Decreto 2T-2014. Del mismo modo, el 10 de octubre de 2014 fue publicado el Decreto 3T-2014; el
29 de octubre de 2014, el Decreto 4T-2014; el 14 de noviembre de 2014, el Decreto 6T-2014; el 24
de noviembre de 2014, el Decreto 7T-2014; el 6 de diciembre de 2014, el Decreto 8T-2014; el 27
de enero de 2015; el Decreto 9T-2014; el 12 de mayo de 2015, el Decreto 2T-2015; el 12 de mayo
de 2015, el Decreto 3T-2015; el 22 de mayo de 2015, el Decreto 9T-2015; el 23 de junio de 2015,
el Decreto 12T-2015; el 4 de agosto de 2015, el Decreto 15T-2015; el 4 de noviembre de 2015, el
Decreto 16T-2015; y el 26 de diciembre de 2015, el Decreto 21T-2015, todos del Ministerio de
Energía, mediante los cuales se fijan precios de nudo promedio con vigencia a contar del 1 de
mayo de 2013, 1 de noviembre de 2013, 1 de diciembre de 2013, 1 de enero de 2014, 1 de marzo
de 2014, 1 de mayo de 2014, 1 de septiembre de 2014, 1 de octubre de 2014, 1 de noviembre de
2014, 1 de enero de 2015, 1 de febrero de 2015, 1 de abril de 2015 y 1 de mayo de 2015,
respectivamente.
Por lo señalado precedentemente, mediante Oficio N° 13442/2014 del 9 de diciembre de 2014, la
Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) instruyó la reliquidación de los decretos de
nudo promedio 2T-2014, 3T-2014, 4T-2014, 6T-2014, 7T-2014 y 8T-2014, estableciendo que
producto de las reliquidaciones entre distribuidoras y sus clientes regulados, los abonos o cargos
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que procedan entre las distribuidoras y las empresas generadoras deberán materializarse en las
primeras facturas que emitan estas últimas, incluyendo las diferencias por concepto de compra de
energía y potencia originadas como consecuencia de la aplicación de los referidos decretos de
precios de nudo promedio y el Decreto 14-2012, conforme a la metodología establecida en el
mismo para la determinación de los suministros efectuados a las empresas distribuidoras. En el
mismo Oficio, SEC estableció que las diferencias para cada boleta o factura se deberán reajustar
de acuerdo a las tasas de interés corriente para operaciones no reajustables por menos de 90 días
mayores a 5.000 UF, vigentes a la fecha de publicación correspondiente de los nuevos valores en
el Diario Oficial. Del mismo modo, mediante Oficio N° 1871/2015 del 10 de febrero de 2015, SEC
instruyó la reliquidación del Decreto 9T/2014, y a través del Oficio N° 11167/2015 del 21 de
agosto de 2015, instruyó las reliquidaciones de los Decretos 2T-2015, 3T-2015, 9T-2015, 12T-2015
y 15T-2015.
Aún se encuentra pendiente la publicación de los decretos de precios de nudo promedio que
fijarán precios retroactivamente a contar de los meses de septiembre y noviembre de 2015, lo
que hace necesario reflejar en los balances y estados de resultados los efectos que ellos tendrán
en las cuentas de los clientes finales.
Para Transmisoras de Energía Eléctrica.
El 9 de abril de 2013 fue publicado en Diario Oficial el Decreto 14-2012 del Ministerio de Energía,
de fecha 14 de febrero de 2012, mediante el cual se fijaron las tarifas de los sistemas de
subtransmisión y de transmisión adicional y sus fórmulas de indexación, a partir del 1 de enero de
2011.
Al respecto, en el período que medió entre el inicio de vigencia del Decreto 14-2012 y su
aplicación por parte del CDEC-SIC, esto es entre los meses de enero de 2011 y agosto de 2013, la
Sociedad facturó provisionalmente sus ingresos de acuerdo al Decreto N° 320 del Ministerio de
Economía, Fomento y Reconstrucción, que tarifica las instalaciones de subtransmisión el cual fue
publicado en el Diario Oficial el 9 de enero de 2009 y cuya vigencia es hasta el 31 de diciembre de
2010.
Posteriormente, durante los años 2014 y 2015, el CDEC-SIC publicó las reliquidaciones
correspondientes a los años 2011, 2012 y 2013, lo cual se encuentra reflejado en los estados
financieros.
A estos efectos, el monto estimado de la referida reliquidación se encuentra activado en el rubro
“Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar” en lo que respecta a los derechos a cobro y bajo el
rubro “Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar” sobre las obligaciones.
Página 57
5.-
POLITICA DE GESTION DE RIESGOS.
Los factores de riesgo a los que está sometido el Grupo CGE son de carácter general y se enumeran a
continuación:
5.1.-
Riesgo financiero.
Los negocios del sector eléctrico en que participan las empresas del Grupo CGE, corresponden a
inversiones con un perfil de retornos de largo plazo y estabilidad regulatoria, ya que los precios de
venta son determinados mediante un procedimiento de carácter reglado, el cual permite obtener
una rentabilidad razonable, tanto en las actividades de distribución y subtransmisión de
electricidad. Asimismo, los ingresos y costos se encuentran estructurados fundamentalmente en
pesos y/o unidades de fomento. Por su parte el sector de gas natural, también corresponden a
inversiones con un perfil de retorno de largo plazo y estabilidad regulatoria, donde el regulador
permite obtener una rentabilidad razonable. A diferencia del sector eléctrico, los ingresos y costos
se encuentran en parte influenciados por el valor del dólar y precios de los hidrocarburos.
En atención a lo anterior, a nivel corporativo se definen, coordinan y controlan las estructuras
financieras de las empresas que conforman el Grupo CGE, en orden a prevenir y mitigar los
principales riesgos financieros identificados.
5.1.1.- Riesgo de tipo de cambio y unidades de reajuste.
Debido a que los negocios en que participan las empresas del Grupo CGE son
fundamentalmente en pesos y unidades de fomento, se ha determinado como política
mantener un equilibrio entre los flujos operacionales y los flujos de sus deudas
financieras, con el objetivo de minimizar la exposición al riesgo de variaciones en el tipo
de cambio y las unidades de reajuste.
Al 31 de diciembre de 2015 el stock de deuda en moneda extranjera alcanza a
M$ 27.596.804, en consecuencia, el riesgo de variación de tipo de cambio solamente
afecta al 2,1% de la deuda financiera total, lo que implica que el 97,9% se encuentra
expresado en Unidades de Fomento o pesos chilenos.
Tipo de deuda
Deuda en CL$
Deuda en unidades de fomento
Deuda en moneda extranjera - m/e
Total deuda financiera
31-12-2015
M$
31-12-2014
%
M$
%
664.358.272
602.036.932
27.596.804
51,34%
46,53%
2,13%
232.014.922
1.214.180.302
83.174.388
15,17%
79,39%
5,44%
1.293.992.008
100,00%
1.529.369.612
100,00%
Al cierre de los estados financieros al 31 de diciembre de 2015, el valor del dólar
observado alcanzó a $710,16 es decir un 17% mayor al valor de cierre al 31 de diciembre
de 2014, fecha en que alcanzó un valor de $ 606,75.
Considerando los valores indicados anteriormente, se efectuó un análisis de sensibilidad
sobre aquella parte de la deuda expresada en dólares u otra moneda extranjera que no
posee algún instrumento de cobertura asociado, para determinar el efecto marginal en
los resultados del Grupo CGE a diciembre de 2015 debido a la variación de ±1% en el tipo
de cambio.
Página 58
Sensibilización tipo de cambio de cierre
Variación %
t/c
t/c
cierre
Saldos al 31 de Diciembre de 2015
-1%
1%
Deuda en moneda extranjera
MUS$
M$
710,16
38.860
27.596.804
703,06
717,26
38.860
38.860
27.320.836
27.872.772
Efecto t/c
M$
(275.968)
275.968
Como resultado de esta sensibilización, la utilidad antes de impuesto del Grupo CGE
habría disminuido en M$ 275.968 ante un alza de un 1% en el valor de tipo de cambio y
lo contrario hubiera sucedido ante una disminución de un 1%.
5.1.2.- Riesgo de variación unidad de fomento.
Al 31 de diciembre de 2015, el Grupo CGE mantiene un 46,5% de su deuda financiera
expresada en UF. Para dimensionar el efecto de la variación de la UF en el resultado
antes de impuestos, se realizó una sensibilización de esta unidad de reajuste,
determinando que ante un alza de un 1% en el valor de la UF al 31 de diciembre de 2015,
el resultado antes de impuestos habría disminuido en M$ 6.020.369 y lo contrario
hubiera sucedido ante una disminución de 1% en la UF.
5.1.3.- Riesgo de tasa de interés.
El objetivo de la gestión de riesgo de tasas de interés es alcanzar un equilibrio en la
estructura de financiamiento, que permita minimizar el costo de la deuda con una
volatilidad reducida en el estado de resultados.
En este sentido, el Grupo CGE posee una exposición acotada al riesgo asociado a las
fluctuaciones de las tasas de interés en el mercado, ya que el 54,4% de la deuda
financiera a nivel consolidado al cierre de los estados financieros al 31 de diciembre de
2015 se encuentra estructurada a tasa fija, ya sea directamente o mediante contratos de
derivados.
Al efectuar un análisis de sensibilidad sobre la porción de deuda que se encuentra
estructurada a tasa variable, el efecto en resultados antes de impuestos bajo un
escenario en que las tasas fueran 1% superior a las vigentes sería de M$ 5.670.757 de
mayor gasto por intereses.
5.1.4.- Riesgo de liquidez y estructura de pasivos financieros.
El riesgo de liquidez en las empresas del Grupo CGE, es administrado mediante una
adecuada gestión de los activos y pasivos, optimizando los excedentes de caja diarios y
de esa manera asegurar el cumplimiento de los compromisos de deudas en el momento
de su vencimiento. En efecto, un 94,4% de la deuda financiera se encuentra estructurada
a largo plazo.
Continuamente se efectúan proyecciones de flujos de caja, análisis de la situación
financiera, del entorno económico y análisis del mercado de deuda con el objeto de, en
caso de requerirlo, contratar nuevos financiamientos o reestructurar créditos existentes
a plazos que sean coherentes con la capacidad de generación de flujos de los diversos
negocios en que participa el Grupo CGE. Sin perjuicio de lo anterior, se cuenta con líneas
bancarias de corto plazo aprobadas, que permiten reducir ostensiblemente el riesgo de
liquidez a nivel de la matriz o de cualquiera de sus filiales.
Página 59
En los siguientes cuadros se puede apreciar el perfil de vencimientos de capital e
intereses del Grupo CGE, los cuales, como se indicó, se encuentran radicados
mayoritariamente en el largo plazo.
Capital e intereses con
proyección futura de flujo de caja
Hasta 1 año
Más de 1 año y
hasta 3 años
31-12-2015
M$
M$
Bancos
Bonos
Total
Porcentualidad
Más de 3 años y Más de 6 años y
hasta 6 años
hasta 10 años
M$
M$
Más de 10 años
Total
M$
M$
95.944.350
32.739.610
475.230.542
64.752.926
204.167.300
95.180.741
0
116.315.518
0
592.881.352
775.342.192
901.870.148
128.683.961
539.983.468
299.348.041
116.315.518
592.881.352
1.677.212.340
8%
32%
Capital e intereses con
proyección futura de flujo de caja
Hasta 1 año
Más de 1 año y
hasta 3 años
31-12-2014
M$
M$
18%
7%
Más de 3 años y Más de 6 años y
hasta 6 años
hasta 10 años
M$
M$
35%
100%
Más de 10 años
Total
M$
M$
Bancos
Bonos
143.256.111
61.435.320
360.513.122
138.285.199
70.487.526
177.471.537
16.441.977
638.100.935
448.924.528
590.698.736
1.464.217.519
Total
204.691.431
498.798.321
247.959.063
654.542.912
448.924.528
2.054.916.255
Porcentualidad
10%
24%
12%
32%
22%
100%
5.1.5.- Riesgo de crédito deudores comerciales y otras cuentas por cobrar
En la actividad de distribución de electricidad, principal negocio del Grupo CGE, el riesgo
de crédito es históricamente muy bajo. El reducido plazo de cobro a los clientes y la
relevancia que tiene el suministro de electricidad en el diario vivir, hace que éstos no
acumulen montos significativos de deudas antes que pueda producirse la suspensión del
suministro, conforme a las herramientas de cobranza definidas en la ley.
Adicionalmente, la regulación vigente prevé la radicación de la deuda en la propiedad del
usuario del servicio eléctrico, reduciendo la probabilidad de incobrabilidad. Otro factor
que permite reducir el riesgo de crédito es la elevada atomización de la cartera de
clientes.
En relación a la actividad de distribución gas natural, la mayor parte de las ventas en
términos de volumen, corresponde al segmento residencial-comercial, cuya modalidad
de pago es principalmente al contado y recaudada directamente por la empresa.
Asimismo, el Reglamento de Servicios de Gas de Red, establece la facultad de suspender
el suministro de gas por falta de pago de las cuentas de consumo. De lo indicado
anteriormente se puede concluir que el riesgo crediticio en este segmento de clientes se
encuentra acotado y no es significativo.
En el siguiente cuadro se puede apreciar lo planteado anteriormente en el sentido que el
riesgo de crédito es bajo. En efecto, la rotación de cuentas por cobrar del Grupo CGE es
de aproximadamente 2,6 meses de ventas, reflejando las características de los negocios
de distribución de electricidad y gas natural. Del mismo modo, el monto de Deudas
Comerciales Vencidas y Deterioradas representa un monto poco significativo, del orden
de 3,5% del total de Ingresos Operacionales anuales.
Página 60
Conceptos
Ingresos operacionales. (últimos 12 meses)
Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar bruto.*
Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar vencidas y deterioradas.*
Rotación cuentas por cobrar. (meses)
Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar deterioradas / ingresos
operacionales.
31-12-2015
M$
31-12-2014
M$
2.063.848.033
535.721.763
86.265.183
1.947.821.617
580.450.779
102.096.715
2,6
3,0
3,51%
4,40%
*Para efectos comparativos al 31 de diciembre de 2014 se ha descontado el negocio de
GLP, dado que se ha tomado como disponible para la venta.
5.1.6.- Análisis de la deuda financiera que no está a valor de mercado.
Como parte del análisis de riesgo financiero, se ha realizado una estimación del valor de
mercado (valor justo) que tendrían los pasivos bancarios, bonos y efectos de comercio de
la Compañía al 31 de diciembre de 2015 y 2014. Este análisis consiste en obtener el valor
presente de los flujos de caja futuros de cada deuda financiera vigente, utilizando tasas
representativas de las condiciones de mercado de acuerdo al riesgo de la empresa y al
plazo remanente de la deuda.
De esta forma, se presenta a continuación un resumen de los pasivos financieros del
Grupo CGE que compara su valor libro en relación a su valor justo:
Deuda al 31 de Diciembre de 2015
Bancos.
Bonos
Total pasivo financiero
Deuda al 31 de diciembre de 2014
Bancos.
Bonos
Total pasivo financiero
Pasivos financieros
a valor libro
Pasivos financieros
a valor justo
Valor justo v/s
valor libro
M$
M$
%
732.480.216
561.511.792
673.410.258
635.392.905
-8,06%
13,16%
1.293.992.008
1.308.803.163
1,14%
Pasivos financieros a
valor libro
Pasivos financieros a
valor justo
Valor justo v/s
valor libro
M$
M$
%
595.664.305
933.705.307
577.745.330
1.012.320.544
-3,01%
8,42%
1.529.369.612
1.590.065.874
3,97%
Página 61
6.-
EFECTIVO Y EQUIVALENTES AL EFECTIVO.
La composición del rubro al 31 de diciembre de 2015 y 2014 es la siguiente:
31-12-2015
M$
Clases de efectivo y equivalentes al efectivo
31-12-2014
M$
Efectivo
Efectivo en caja.
Saldos en bancos.
321.052
19.256.852
3.275.202
31.248.526
Total efectivo.
19.577.904
34.523.728
Depósitos a corto plazo, clasificado como equivalentes al efectivo.
Otros equivalentes al efectivo (*).
9.914.961
11.156.150
7.392.106
35.104.487
Total equivalente al efectivo.
21.071.111
42.496.593
Total
40.649.015
77.020.321
Equivalente al efectivo
El efectivo y equivalentes al efectivo incluido en los estados consolidados de situación financiera al 31 de
diciembre de 2015 y 2014 no difieren del presentado en los estados consolidados de flujos de efectivo.
A la fecha no existen restricciones sobre el efectivo y equivalente al efectivo.
31-12-2015
M$
(*) Otros equivalentes al efectivo
31-12-2014
M$
Cuotas de fondos mutuos.
Inversiones en pactos.
11.156.150
30.593.567
4.510.920
Total otros equivalentes al efectivo.
11.156.150
35.104.487
La composición del rubro por tipo de monedas al 31 de diciembre de 2015 y 2014 es la siguiente:
Información del efectivo y equivalentes al efectivo por moneda
Moneda
Monto del efectivo y equivalente al efectivo.
CL $
US $
AR $
COP $
EUR $
Total
31-12-2015
M$
31-12-2014
M$
22.242.537
10.672.474
7.734.004
50.515.909
12.577.058
8.940.214
4.986.358
782
40.649.015
77.020.321
Página 62
7.-
OTROS ACTIVOS FINANCIEROS.
La composición del rubro al 31 de diciembre de 2015 y 2014 es la siguiente:
31-12-2015
Otros activos financieros
Corrientes
M$
No corrientes
M$
Activos financieros a valor razonable con cambios en resultados.
Activos financieros disponibles para la venta.
Corrientes
M$
No corrientes
M$
411.017
195.203
Total
7.1.-
31-12-2014
0
195.203
237.862
411.017
237.862
Activos financieros a valor razonable con cambios en resultados.
Los activos financieros a valor razonable con cambios en resultados se presentaron como
“actividades de operación” en el estados de flujos de efectivo, como parte de los cambios en el
capital de trabajo. Lo anterior, se fundamenta en que el Grupo CGE ha contratado los señalados
activos como instrumentos financieros derivados con el propósito de hacer cobertura económica
y financiera de los riesgos asociados al tipo de cambio y tasas de interés enunciados.
Los cambios en los valores razonables de los activos clasificados en esta categoría se registran en
la cuenta “otros ingresos por función/otros gastos por función” en el estado de resultados.
Clase de activos financieros a valor razonable con cambios en
resultados
31-12-2015
Corrientes
M$
31-12-2014
No corrientes
M$
Corrientes
M$
Activos financieros a valor razonable con cambios en resultados,
instrumentos de patrimonio.
Total
7.2.-
No corrientes
M$
411.017
0
0
411.017
0
Activos y pasivos de cobertura.
El Grupo CGE, manteniendo la política de gestión de riesgos, tiene suscritos contratos de
derivados que cubren las variaciones de tasas de interés, tipos de cambio y variaciones de precio
del gas natural y gas licuado para el ejercicio 2014. Estos derivados han sido designados como de
cobertura y se clasifican bajo el rubro “otros activos financieros y otros pasivos financieros”.
Los contratos de derivados que no hayan madurado, son valorizados a su valor razonable y
reconocidos sus resultados en cuentas de activos o pasivos según corresponda, y en las cuentas
de patrimonio denominada otro resultado integral o en el resultado del ejercicio, según el tipo de
cobertura.
Los derivados de tipo de cambio se denominan como de cobertura de valor razonable y cobertura
de flujo de efectivo, dependiendo de la naturaleza de la operación.
El Grupo CGE, no ha reconocido en resultados ineficiencias de partidas cubiertas en instrumentos
derivados. La composición de los activos y pasivos de cobertura al 31 de diciembre de 2015 y
2014 se detallan en los siguientes cuadros.
Página 63
Valor justo
Pasivos de coberturas corrientes y no corrientes
Sociedad
Tipo de
contrato
Gasco GLP S.A.
Forward
Gasmar S.A.
Forward
Gasmar S.A.
Swap
Inversiones GLP S.A.S.
E.S.P.
Swap
Unigas Colombia S.A.
Swap
Corrientes
Tipo de
cobertura
Riesgo de cobertura
Partida cubierta
Valor
razonable
Flujo de
efectivo
Flujo de
efectivo
Flujo de
efectivo
Flujo de
efectivo
Exposición de las variaciones de precios de
gas licuado.
Exposición de las variaciones de tipo de
cambio.
Exposición de las variaciones de precios de
gas licuado.
Exposición de variaciones de tasa de
interés variable.
Exposición de variaciones de tasa de
interés variable.
Existencias de
gas
31-12-2015
M$
No corrientes
31-12-2014
M$
31-12-2015
M$
31-12-2014
M$
18.006
Moneda
Existencias de
gas
10.908
178.385
Interés
761.294
Interés
Total
12.344
0
207.299
0
773.638
Los pasivos de coberturas se encuentran expuestos para los efectos de presentación en el estado
de situación en la Nota 20.1.
7.3.-
Activos financieros disponibles para la venta.
La composición de los activos financieros disponibles para la venta al 31 de diciembre de 2015 y
2014, corresponden solamente a instrumentos de patrimonio y su detalle es el siguiente:
Detalle de los instrumentos de patrimonio
R.U.T
Sociedad
Número de
acciones
31-12-2015
31-12-2014
31-12-2015
31-12-2014
M$
M$
76.139.483-5
SCX Bolsa de Clima de Santiago
50.000
5,00000%
5,00000%
175.001
175.001
96.539.380-3
Ediciones Financieras S.A.
27
0,29205%
0,29205%
16.520
16.520
99.581.910-4
Gráfica Puerto Madero S.A.
240
0,00000%
0,00000%
8.531
0-E
Surcolombiana de Gas S.A. E.S.P.
578
1,59000%
1,59000%
20.303
0-E
Organización Terpel S.A.
3.621
0,00189%
0,00189%
2.307
50
5,68000%
5,68000%
6
0,12000%
0,12000%
0,00000%
0,00000%
2
0,06000%
0,06000%
676
0,26000%
0,26000%
1
0,03000%
0,03000%
91.968.000-8
Inmobiliaria Club de la Unión de Punta Arenas S.A.
70.497.500-7
Estadio Español de Concepción S.A.
73.116.100-3
Instituto de la Construcción
70.393.200-2
Club de Campo La Posada S.A.
70.024.300-1
Sociedad de Fomento Fabril
70.341.300-5
Corporación Club Concepción
Total
7.4.-
No corrientes
Porcentaje participación
6.960
2.889
3.886
2.904
792
1.167
282
1
1
195.203
237.862
Jerarquías del valor razonable.
Los instrumentos financieros que han sido contabilizados a valor razonable en el estado de
situación financiera al 31 de diciembre de 2015 y 2014, han sido medidos en base a las
metodologías previstas en la NIC 39. Dichas metodologías aplicadas para cada clase de
instrumentos financieros se clasifican según su jerarquía de la siguiente manera:
-
Nivel I: Valores o precios de cotización en mercados activos para activos y pasivos
idénticos.
-
Nivel II: Información (“inputs”) provenientes de fuentes distintas a los valores de
cotización del Nivel I, pero observables en mercados para los activos y pasivos ya sea de
manera directa (precios) o indirecta (obtenidos a partir de precios).
-
Nivel III: Inputs para activos o pasivos que no se basen en datos de mercados
observables.
Página 64
La siguiente tabla presenta los activos y pasivos financieros que son medidos a valor razonable al
31 de diciembre de 2015 y 2014, en la medida que existan saldos vigentes a la fecha de cierre de
los estados financieros.
7.4.1.- Activos financieros a valor razonable con cambios en resultados.
Valor razonable medido al final del
período de reporte utilizando:
Instrumentos financieros a valor razonable con cambios en resultados
31-12-2014
Activos financieros
Corrientes
No corrientes
Activos financieros a valor razonable con cambios en
resultados.
411.017
Total
411.017
Nivel I
Nivel II
Nivel III
M$
M$
M$
411.017
0
0
411.017
0
7.4.2.- Pasivos por instrumentos financieros medidos a valor razonable.
Valor razonable medido al final del
período de reporte utilizando:
Instrumentos financieros medidos a valor razonable
31-12-2014
Pasivos financieros
Corrientes
No corrientes
Derivados de cobertura de flujo de caja
Derivados de cobertura valor razonable.
189.293
18.006
773.638
Total
207.299
773.638
Nivel I
Nivel II
Nivel III
M$
M$
M$
962.931
18.006
0
980.937
0
7.4.3.- Activos financieros disponibles para la venta.
Valor razonable medido al final del
período de reporte utilizando:
Activos financieros disponibles para la venta
31-12-2015
Corrientes
No corrientes
SCX Bolsa de Clima de Santiago
Otros Gasco S.A.
Otros Inversiones y Gestión S.A.
Nivel II
Nivel III
M$
M$
M$
175.001
3.682
16.520
Total
0
175.001
3.682
16.520
195.203
0
0
195.203
Valor razonable medido al final del
período de reporte utilizando:
Activos financieros disponibles para la venta
31-12-2014
Corrientes
No corrientes
SCX Bolsa de Clima de Santiago
Otros Gasco S.A.
Otros Inversiones y Gestión S.A.
Total
Nivel I
Nivel I
Nivel II
Nivel III
M$
M$
M$
175.001
46.341
16.520
0
237.862
175.001
46.341
16.520
0
0
237.862
Un porcentaje significativo de los valores razonables de los activos financieros disponibles para la venta
que no son comercializados en un mercado activo, han sido determinados utilizando técnicas de valuación
como lo señala la Nota 4.2.- El valor razonable de las inversiones menores que no tienen un precio de
mercado cotizado en un mercado activo, han sido valorizados a su costo de adquisición por la baja
significancia que ellos representan.
Página 65
Conforme a NIC 39, las variaciones en el valor justo de estas inversiones son registradas en otros
resultados integral y acumuladas en patrimonio hasta su realización, neto de impuesto diferido.
8.-
DEUDORES COMERCIALES Y OTRAS CUENTAS POR COBRAR.
8.1.- Composición del rubro.
8.1.1.- Clases de deudores comerciales y otras cuentas por cobrar, neto.
Corrientes
Clases de deudores comerciales y otras cuentas por cobrar, neto
31-12-2015
M$
No corrientes
31-12-2014
M$
31-12-2015
M$
31-12-2014
M$
Deudores comerciales, neto.
Cuentas por cobrar por arrendamiento financiero, neto.
Otras cuentas por cobrar, neto.
360.030.833
237.116
70.920.511
287.930.976
2.917.424
202.953.036
15.866.751
1.005.070
1.396.299
16.228.642
4.634.565
2.716.272
Total
431.188.460
493.801.436
18.268.120
23.579.479
8.1.2.- Detalle de otras cuentas por cobrar, neto.
Corrientes
Otras cuentas por cobrar, neto
31-12-2015
M$
No corrientes
31-12-2014
M$
31-12-2015
M$
31-12-2014
M$
Por cobrar al personal
Anticipo asignación feriado legal.
Anticipo honorarios.
Préstamos al personal.
Anticipo de remuneraciones.
Fondos por rendir.
7.897
3.533
2.244.048
685.762
177.685
8.367
5.063
2.953.363
288.872
64.915
533.383
1.222.934
Sub total
3.118.925
3.320.580
533.383
1.222.934
Iva crédito físcal.
5.561.408
19.711.408
Sub total
5.561.408
19.711.408
0
0
Deudores varios. (*)
Anticipo Proveedores.
Instalaciones y proyectos por cobrar.
Boletas garantias.
Documentos por cobrar fideicomiso financiero.
Otros documentos por cobrar.
Otros.
Provisión de deterioro.
56.116.611
2.978.995
28.968
8.170
464.911
2.645.587
651.514
(654.578)
169.642.841
4.016.817
19.183
84.464
332.340
5.848.913
603.473
(626.983)
805.927
44.136
12.853
723.678
142.513
463.473
163.674
Sub total
62.240.178
179.921.048
862.916
1.493.338
Total
70.920.511
202.953.036
1.396.299
2.716.272
Impuestos por recuperar
Deudores varios
(*) Ver Nota N° 4.5
Página 66
8.1.3.- Clases de deudores comerciales y otras cuentas por cobrar, bruto.
No corrientes
Corrientes
Clases de deudores comerciales y otras cuentas por cobrar, bruto
31-12-2015
M$
31-12-2014
M$
31-12-2015
M$
31-12-2014
M$
Deudores comerciales, bruto.
Cuentas por cobrar por arrendamiento financiero, bruto.
Otras cuentas por cobrar, bruto.
445.641.438
237.116
71.575.089
391.230.381
3.379.872
203.580.019
15.866.751
1.005.070
1.396.299
16.364.345
4.634.565
2.716.272
Total
517.453.643
598.190.272
18.268.120
23.715.182
8.1.4.- Deterioro de deudores comerciales y otras cuentas por cobrar.
Importe en libros de deudores comerciales, otras cuentas por cobrar deteriorados
31-12-2015
M$
31-12-2014
M$
Deudores comerciales.
Cuentas por cobrar por arrendamiento financiero.
Otras cuentas por cobrar.
85.610.605
654.578
103.435.108
462.448
626.983
Total
86.265.183
104.524.539
El movimiento de la provisión por deterioro de los deudores comerciales y otras cuentas por cobrar al
31 de diciembre de 2015 y 2014, se muestra en el siguiente cuadro:
Provisión deudores comerciales y otras cuentas por cobrar vencidos y no pagados
con deterioro
Saldo inicial.
Baja de deudores comerciales y otras cuentas por cobrar deterioradas del período
o ejercicio.
Transferencias a (desde) activos no corrientes y grupos en enajenación
mantenidos para la venta.
Incremento (decremento) en el cambio de moneda extranjera.
Aumento (disminución) del período o ejercicio.
Total
31-12-2015
M$
31-12-2014
M$
104.524.539
86.200.677
(19.237.417)
(2.924.259)
(2.427.824)
(113.498)
3.519.383
(87.520)
21.335.641
86.265.183
104.524.539
El valor justo de los deudores comerciales y otras cuentas por cobrar no difiere significativamente del valor
de libros presentado. Asimismo, el valor libros de los deudores y clientes por cobrar en mora no
deteriorados y deteriorados representan una aproximación razonable al valor justo de los mismos, ya que
incluyen un interés explícito por el retraso en el pago y consideran una provisión de deterioro cuando
existe evidencia objetiva de que el Grupo CGE no será capaz de cobrar el importe que se le adeuda, ello
aún luego de aplicar las acciones de cobranza.
La exposición máxima al riesgo de crédito a la fecha de reporte es el valor en libros de cada clase de cuenta
por cobrar mencionada.
La calidad crediticia en materia de energía eléctrica, las empresas distribuidoras se rigen por el Decreto
con Fuerza de Ley Nº 1, de Minería de 1982, Ley General de Servicios Eléctricos, y por su Reglamento
Eléctrico, Decreto Supremo Nº 327 de diciembre de 1997. Las disposiciones de este último, en su Art.
N°146, fija los plazos para el pago del suministro eléctrico por parte del usuario o cliente definido, no
siendo éste considerado como un crédito y por otro lado, señala que en el inmueble o instalación
quedarán radicadas todas las obligaciones derivadas del servicio para con la empresa suministradora, y
sumado a que en Art. N° 147 se establecen los plazos para suspensión del suministro eléctrico, es que
Página 67
podemos concluir que la cuentas por cobrar proveniente de la actividad comercial del negocio eléctrico es
de riesgo limitado.
En relación al suministro de gas para el segmento residencial comercial, es un servicio básico de consumo
masivo, que concentra la mayor parte de la venta en términos de volumen. Para este tipo de clientes se
contemplan dos modalidades de venta: de contado y a plazo, siendo la venta al contado mayoritaria y
recaudada directamente por la empresa. Las empresas distribuidoras, a través de alianzas comerciales con
emisores de tarjetas de crédito han acercado la modalidad de venta a crédito al público, asumiendo estos
últimos el 100% del riesgo crediticio. En consecuencia, para este segmento no existe riesgo de crédito para
Gasco y sus subsidiarias.
El Grupo CGE ha definido las siguientes segmentaciones de clientes para efectos de determinar las
provisiones por deterioro:
•
•
•
Clientes energéticos: (electricidad, gas natural)
Clientes no energéticos
Clientes de retail
Se consideran saldos de dudoso cobro, todos aquellos cuya antigüedad de morosidad sea igual o superior
a 180 días (seis meses). Se computa el cálculo de 180 días a partir del vencimiento del documento de
cobro (facturas, boletas, convenios, etc). Los servicios clasificados como municipales y fiscales son
excluidos de esta provisión.
Asimismo, se provisionan todos aquellos clientes que sin cumplir con la condición descrita en el párrafo
anterior, en función de su situación jurídica, como son por ejemplo, los deudores en estado de quiebra o
en los que exista una reclamación judicial, donde no se tenga certeza de su recuperabilidad.
La administración evalúa además, el provisionar convenios o programas especiales de recuperación de
clientes que evidencien un alto riesgo de incobrabilidad.
Los castigos tributarios son realizados en la medida que las deudas son declaradas sin posibilidad alguna
de recupero, de acuerdo a las normas tributarias vigentes.
Durante el ejercicio 2014 en el segmento eléctrico se consideraban como saldos de dudoso cobro, toda
deuda superior a tres años de antigüedad, la cual era provisionada en un 100%, adicionalmente a ella, se
establecía un porcentaje a las treinta y seis últimas facturaciones móviles. El efecto del cambio de
metodología correspondió a un menor cargo a resultados por M$ 931.107.
8.1.5.- Cuentas por cobrar por arrendamiento financiero.
31-12-2014
31-12-2015
Pagos mínimos a recibir por arrendamiento,
arrendamientos financieros
No posterior a un año.
Posterior a un año pero menor de cinco años.
Más de cinco años.
Total
Bruto
Interés
M$
M$
Valor
presente
M$
Bruto
M$
Interés
M$
Valor
presente
M$
321.199
949.913
280.916
(84.083)
(209.745)
(16.014)
237.116
740.168
264.902
4.223.895
5.764.209
375.174
(1.306.468)
(1.471.497)
(33.324)
2.917.427
4.292.712
341.850
1.552.028
(309.842)
1.242.186
10.363.278
(2.811.289)
7.551.989
Página 68
8.2.-
Estratificación de la cartera.
La estratificación de la cartera al 31 de diciembre 2015 y 2014 es la siguiente:
31-12-2015
Cartera
al día
M$
Morosidad
1-30 días
M$
Morosidad
31-60 días
M$
Morosidad
61-90 días
M$
Morosidad
91-120 días
M$
Morosidad
121-150 días
M$
Morosidad
151-180 días
M$
Morosidad
181-210 días
M$
Morosidad
211-250 días
M$
Morosidad
mayor a 251
días
M$
1.304.363
(74.038.891)
1.169.981
449.456.580
431.188.460
18.268.120
15.788.873
4.582.246
4.126.366
2.838.354
2.296.675
1.736.195
1.619.757
73.904.509
554.144
(601.152)
390.563
(822.660)
37.988
(290.574)
38.263
(374.492)
128.239
(399.153)
36.959
(551.974)
24.517
(1.728.657)
24.517
(1.609.357)
Total
336.113.137
84.280.817
15.356.776
4.329.660
3.790.137
2.567.440
1.781.660
32.055
34.917
Morosidad
121-150 días
Morosidad
151-180 días
Morosidad
181-210 días
Morosidad
211-250 días
M$
M$
Morosidad
31-60 días
M$
Morosidad
61-90 días
M$
Morosidad
91-120 días
M$
M$
M$
M$
M$
M$
17.303.805
1.005.070
1.396.299
(1.437.054)
84.327.825
Morosidad
1-30 días
M$
Total
no corrientes
444.204.384
237.116
71.575.089
(84.828.129)
270.287.389
1.242.186
70.431.835
(5.848.273)
Cartera
al día
M$
Total
corrientes
461.508.189
1.242.186
72.971.388
(86.265.183)
Deudores comerciales, bruto.
Cuentas por cobrar por arrendamiento financiero, bruto.
Otras cuentas por cobrar, bruto.
Provision deterioro
31-12-2014
Total deudores
Morosidad
mayor a 251
días
M$
Total deudores
Total
corrientes
Total
no corrientes
M$
M$
Deudores comerciales, bruto.
Cuentas por cobrar por arrendamiento financiero, bruto.
Otras cuentas por cobrar, bruto.
Provision deterioro
225.465.864
7.559.330
199.511.628
(10.148.603)
59.858.811
109.023
377.657
(2.728.377)
15.482.520
30.785
228.563
(2.522.780)
4.477.773
9.582
25.104
(1.338.265)
3.262.971
7.915
27.278
(1.694.472)
2.300.996
6.365
98.248
(1.313.324)
2.012.386
5.941
16.567
(1.365.871)
1.880.876
7.822
37.974
(1.511.216)
1.993.290
10.440
35.473
(1.497.118)
90.859.239
267.234
5.937.799
(80.404.513)
407.594.726
8.014.437
206.296.291
(104.524.539)
387.493.811
3.379.872
203.580.019
(100.652.266)
20.100.915
4.634.565
2.716.272
(3.872.273)
M$
Total
422.388.219
57.617.114
13.219.088
3.174.194
1.603.692
1.092.285
669.023
415.456
542.085
16.659.759
517.380.915
493.801.436
23.579.479
Página 69
8.3.-
Resumen de estratificación de la cartera deudores comerciales.
El resumen de estratificación de cartera al 31 de diciembre de 2015 y 2014 es el siguiente:
31-12-2015
Tramos de deudas
Clientes de
cartera no
repactada
N°
Cartera no
repactada, bruta
Provisión
deterioro
Clientes de
cartera repactada
Cartera
repactada, bruta
Provisión
deterioro
Total cartera,
bruta
Total provisión
deterioro
M$
M$
N°
M$
M$
M$
M$
Por vencer
Vendida y no facturada. (1)
Por vencer. (2)
1.267.946
149.345.008
89.149.432
(3.544)
211.521
4.206
31.788.743
(5.844.728)
149.349.214
120.938.175
0
(5.848.272)
Sub total por vencer
1.267.946
238.494.440
(3.544)
211.521
31.792.949
(5.844.728)
270.287.389
(5.848.272)
715.465
116.392
37.094
18.936
32.928
16.559
16.829
13.777
473.004
83.149.327
15.228.979
4.187.581
3.688.269
2.475.252
1.970.947
1.374.626
1.190.010
62.543.728
(59.960)
(161.442)
(36.363)
(88.774)
(161.178)
(333.132)
(1.369.552)
(1.184.739)
(62.262.958)
10.099
6.495
4.876
3.696
3.838
2.118
2.831
1.960
101.679
1.178.498
559.894
394.665
438.097
363.102
325.728
361.569
429.747
11.360.781
(541.192)
(351.029)
(254.210)
(285.718)
(237.976)
(218.844)
(359.105)
(424.617)
(11.431.544)
84.327.825
15.788.873
4.582.246
4.126.366
2.838.354
2.296.675
1.736.195
1.619.757
73.904.509
(601.152)
(512.471)
(290.573)
(374.492)
(399.154)
(551.976)
(1.728.657)
(1.609.356)
(73.694.502)
Vencidos (3)
Entre 1 y 30 días
Entre 31 y 60 días
Entre 61 y 90 días
Entre 91 y 120 días
Entre 121 y 150 días
Entre 151 y 180 días
Entre 181 y 210 días
Entre 211 y 250 días
Más de 250 días
Sub total vencidos
1.440.984
175.808.719
(65.658.098)
137.592
15.412.081
(14.104.235)
191.220.800
(79.762.333)
Total
2.708.930
414.303.159
(65.661.642)
349.113
47.205.030
(19.948.963)
461.508.189
(85.610.605)
31-12-2014
Tramos de deudas
Clientes de
cartera no
repactada
N°
Cartera no
repactada, bruta
Provisión
deterioro
Clientes de
cartera repactada
Cartera
repactada, bruta
Provisión
deterioro
Total cartera,
bruta
Total provisión
deterioro
M$
M$
N°
M$
M$
M$
M$
Por vencer
Vendida y no facturada. (1)
Por vencer. (2)
1.073.853
108.763.907
82.877.242
(779.492)
246.428
7.583
33.817.132
(9.335.433)
108.771.490
116.694.374
0
(10.114.925)
Sub total por vencer
1.073.853
191.641.149
(779.492)
246.428
33.824.715
(9.335.433)
225.465.864
(10.114.925)
800.340
176.513
37.250
37.954
32.230
17.024
18.800
16.307
574.709
58.526.094
14.760.486
3.882.952
2.691.714
1.808.978
1.511.811
1.350.810
1.331.463
77.277.296
(1.683.061)
(1.792.709)
(802.726)
(1.071.667)
(863.897)
(928.032)
(1.041.812)
(897.076)
(69.648.146)
10.455
7.338
7.473
4.954
4.885
2.744
3.972
3.036
120.317
1.318.541
722.034
594.821
571.257
492.018
500.575
530.066
661.827
13.596.119
(998.107)
(698.355)
(522.447)
(614.024)
(441.196)
(430.756)
(460.143)
(588.616)
(9.837.413)
59.844.635
15.482.520
4.477.773
3.262.971
2.300.996
2.012.386
1.880.876
1.993.290
90.873.415
(2.681.168)
(2.491.064)
(1.325.173)
(1.685.691)
(1.305.093)
(1.358.788)
(1.501.955)
(1.485.692)
(79.485.559)
Sub total vencidos
1.711.127
163.141.604
(78.729.126)
165.174
18.987.258
(14.591.057)
182.128.862
(93.320.183)
Total
2.784.980
354.782.753
(79.508.618)
411.602
52.811.973
(23.926.490)
407.594.726
(103.435.108)
Vencidos (3)
Entre 1 y 30 días
Entre 31 y 60 días
Entre 61 y 90 días
Entre 91 y 120 días
Entre 121 y 150 días
Entre 151 y 180 días
Entre 181 y 210 días
Entre 211 y 250 días
Más de 250 días
(1) Vendida y no facturada: Corresponde a la estimación de energía por facturar que ha sido suministrada
hasta la fecha de cierre de los estados financieros.
(2) Por vencer: Corresponde a las facturas y boletas emitidas que al cierre de los estados financieros se
encuentran sin vencer su fecha de pago.
(3) Vencidos: Corresponde a las facturas y boletas emitidas que al cierre de los estados financieros tienen
como mínimo un día de morosidad con respecto a su fecha de vencimiento.
Página 70
8.3.1.-
Resumen de estratificación de la cartera deudores comerciales segmento eléctrico.
31-12-2015
Tramos de deudas
Segmento Eléctrico
Clientes de
cartera no
repactada
N°
Cartera no
repactada, bruta
Provisión
deterioro
Clientes de
cartera repactada
Cartera
repactada, bruta
Provisión
deterioro
Total cartera,
bruta
Total provisión
deterioro
M$
M$
N°
M$
M$
M$
M$
Por vencer
Vendida y no facturada. (1)
Por vencer. (2)
825.988
141.269.768
65.085.643
(2.286)
207.359
4.206
25.885.041
141.273.974
90.970.684
0
(2.286)
Sub total por vencer
825.988
206.355.411
(2.286)
207.359
25.889.247
0
232.244.658
(2.286)
628.204
88.888
26.269
11.326
26.982
10.546
12.142
8.947
414.442
75.198.343
14.243.354
3.954.954
3.471.073
2.372.944
1.892.873
1.314.496
1.079.108
55.563.291
(58.368)
(159.881)
(34.754)
(85.714)
(158.225)
(331.370)
(1.312.438)
(1.076.826)
(55.462.923)
3.632
3.460
3.782
2.633
2.976
1.505
2.387
1.475
79.705
632.720
205.547
137.887
149.493
122.723
104.673
140.297
156.485
5.338.385
(872)
(226)
75.831.063
14.448.901
4.092.841
3.620.566
2.495.667
1.997.546
1.454.793
1.235.593
60.901.676
(59.240)
(160.107)
(34.754)
(85.714)
(158.225)
(331.370)
(1.452.484)
(1.230.913)
(60.792.880)
Sub total vencidos
1.227.746
159.090.436
(58.680.499)
101.555
6.988.210
(5.625.188)
166.078.646
(64.305.687)
Total
2.053.734
365.445.847
(58.682.785)
308.914
32.877.457
(5.625.188)
398.323.304
(64.307.973)
Vencidos (3)
Entre 1 y 30 días
Entre 31 y 60 días
Entre 61 y 90 días
Entre 91 y 120 días
Entre 121 y 150 días
Entre 151 y 180 días
Entre 181 y 210 días
Entre 211 y 250 días
Más de 250 días
(140.046)
(154.087)
(5.329.957)
31-12-2014
Tramos de deudas
Segmento Eléctrico
Clientes de
cartera no
repactada
N°
Cartera no
repactada, bruta
Provisión
deterioro
Clientes de
cartera repactada
Cartera
repactada, bruta
Provisión
deterioro
Total cartera,
bruta
Total provisión
deterioro
M$
M$
N°
M$
M$
M$
M$
Por vencer
Vendida y no facturada. (1)
Por vencer. (2)
667.222
101.530.302
46.799.369
(688.697)
239.464
7.583
23.621.666
(588.297)
101.537.885
70.421.035
0
(1.276.994)
Sub total por vencer
667.222
148.329.671
(688.697)
239.464
23.629.249
(588.297)
171.958.920
(1.276.994)
666.005
133.791
23.151
27.540
25.006
10.944
13.010
10.342
430.387
47.508.379
12.113.886
2.961.831
1.984.952
1.440.136
1.240.319
1.083.300
1.073.691
60.932.561
(1.621.266)
(1.746.434)
(760.372)
(1.031.239)
(823.753)
(851.904)
(844.984)
(686.476)
(54.225.586)
4.499
3.876
5.366
3.114
3.547
1.757
2.812
1.636
93.982
473.991
196.116
147.488
134.663
118.811
126.437
148.248
187.415
9.312.404
(205.660)
(198.975)
(99.588)
(201.576)
(85.148)
(71.094)
(92.711)
(132.109)
(5.550.109)
47.982.370
12.310.002
3.109.319
2.119.615
1.558.947
1.366.756
1.231.548
1.261.106
70.244.965
(1.826.926)
(1.945.409)
(859.960)
(1.232.815)
(908.901)
(922.998)
(937.695)
(818.585)
(59.775.695)
Sub total vencidos
1.340.176
130.339.055
(62.592.014)
120.589
10.845.573
(6.636.970)
141.184.628
(69.228.984)
Total
2.007.398
278.668.726
(63.280.711)
360.053
34.474.822
(7.225.267)
313.143.548
(70.505.978)
Vencidos (3)
Entre 1 y 30 días
Entre 31 y 60 días
Entre 61 y 90 días
Entre 91 y 120 días
Entre 121 y 150 días
Entre 151 y 180 días
Entre 181 y 210 días
Entre 211 y 250 días
Más de 250 días
Página 71
8.3.2.- Resumen de estratificación de la cartera deudores comerciales segmento gas natural.
31-12-2015
Tramos de deudas
Segmento Gas
Clientes de
cartera no
repactada
N°
Cartera no
repactada, bruta
Provisión
deterioro
Clientes de
cartera repactada
Cartera
repactada, bruta
Provisión
deterioro
Total cartera,
bruta
Total provisión
deterioro
M$
M$
N°
M$
M$
M$
M$
Por vencer
Vendida y no facturada. (1)
Por vencer. (2)
441.760
8.075.240
21.301.265
Sub total por vencer
441.760
29.376.505
87.105
27.464
10.800
7.594
5.941
6.006
4.670
4.825
38.992
7.517.901
862.513
217.160
184.919
96.392
73.363
53.983
103.526
2.833.917
(53.983)
(103.526)
(2.833.917)
Sub total vencidos
193.397
11.943.674
(2.991.426)
0
0
Total
635.157
41.320.179
(2.991.426)
0
0
0
0
0
8.075.240
21.301.265
0
0
29.376.505
0
7.517.901
862.513
217.160
184.919
96.392
73.363
53.983
103.526
2.833.917
0
0
0
0
0
0
(53.983)
(103.526)
(2.833.917)
0
11.943.674
(2.991.426)
0
41.320.179
(2.991.426)
0
Vencidos (3)
Entre 1 y 30 días
Entre 31 y 60 días
Entre 61 y 90 días
Entre 91 y 120 días
Entre 121 y 150 días
Entre 151 y 180 días
Entre 181 y 210 días
Entre 211 y 250 días
Más de 250 días
31-12-2014
Tramos de deudas
Segmento Gas
Clientes de
cartera no
repactada
N°
Cartera no
repactada, bruta
Provisión
deterioro
Clientes de
cartera repactada
Cartera
repactada, bruta
Provisión
deterioro
Total cartera,
bruta
Total provisión
deterioro
M$
M$
N°
M$
M$
M$
M$
Por vencer
Vendida y no facturada. (1)
Por vencer. (2)
406.465
7.031.845
34.409.320
(342)
2.167
605.592
(94.021)
7.031.845
35.014.912
0
(94.363)
Sub total por vencer
406.465
41.441.165
(342)
2.167
605.592
(94.021)
42.046.757
(94.363)
Entre 1 y 30 días
Entre 31 y 60 días
Entre 61 y 90 días
Entre 91 y 120 días
Entre 121 y 150 días
Entre 151 y 180 días
Entre 181 y 210 días
Entre 211 y 250 días
Más de 250 días
133.822
42.195
13.727
10.102
7.077
5.982
5.738
5.874
45.934
10.210.685
2.500.366
827.702
507.828
311.679
221.983
217.097
183.144
4.517.929
(33.307)
(150.156)
(139.470)
(4.188.721)
45
59
17
19
4
5
7
2
45
20.757
6.786
7.748
7.831
3.075
4.468
3.732
3.836
14.607
(4.058)
(3.732)
(3.836)
(14.606)
10.231.442
2.507.152
835.450
515.659
314.754
226.451
220.829
186.980
4.532.536
0
0
0
0
0
(37.365)
(153.888)
(143.306)
(4.203.327)
Sub total vencidos
270.451
19.498.413
(4.511.654)
203
72.840
(26.232)
19.571.253
(4.537.886)
Total
676.916
60.939.578
(4.511.996)
2.370
678.432
(120.253)
61.618.010
(4.632.249)
Vencidos (3)
Página 72
8.3.3.- Resumen de estratificación de la cartera deudores comerciales segmento servicios.
31-12-2015
Tramos de deudas
Segmento Servicios
Clientes de
cartera no
repactada
N°
Cartera no
repactada, bruta
Provisión
deterioro
Clientes de
cartera repactada
Cartera
repactada, bruta
Provisión
deterioro
Total cartera,
bruta
Total provisión
deterioro
M$
M$
N°
M$
M$
M$
M$
Por vencer
Vendida y no facturada. (1)
Por vencer. (2)
198
2.762.524
(1.258)
4.162
5.903.702
(5.844.728)
0
8.666.226
0
(5.845.986)
Sub total por vencer
198
2.762.524
(1.258)
4.162
5.903.702
(5.844.728)
8.666.226
(5.845.986)
Entre 1 y 30 días
Entre 31 y 60 días
Entre 61 y 90 días
Entre 91 y 120 días
Entre 121 y 150 días
Entre 151 y 180 días
Entre 181 y 210 días
Entre 211 y 250 días
Más de 250 días
156
40
25
16
5
7
17
5
19.570
433.083
123.112
15.467
32.277
5.916
4.711
6.147
7.376
4.146.520
(1.592)
(1.561)
(1.609)
(3.060)
(2.953)
(1.762)
(3.131)
(4.387)
(3.966.118)
6.467
3.035
1.094
1.063
862
613
444
485
21.974
545.778
354.347
256.778
288.604
240.379
221.055
221.272
273.262
6.022.396
(540.320)
(350.803)
(254.210)
(285.718)
(237.976)
(218.844)
(219.059)
(270.530)
(6.101.587)
978.861
477.459
272.245
320.881
246.295
225.766
227.419
280.638
10.168.916
(541.912)
(352.364)
(255.819)
(288.778)
(240.929)
(220.606)
(222.190)
(274.917)
(10.067.705)
Sub total vencidos
19.841
4.774.609
(3.986.173)
36.037
8.423.871
(8.479.047)
13.198.480
(12.465.220)
Total
20.039
7.537.133
(3.987.431)
40.199
14.327.573
(14.323.775)
21.864.706
(18.311.206)
Vencidos (3)
31-12-2014
Tramos de deudas
Segmento Servicios
Clientes de
cartera no
repactada
N°
Cartera no
repactada, bruta
Provisión
deterioro
Clientes de
cartera repactada
Cartera
repactada, bruta
Provisión
deterioro
Total cartera,
bruta
Total provisión
deterioro
M$
M$
N°
M$
M$
M$
M$
Por vencer
Vendida y no facturada. (1)
Por vencer. (2)
166
201.760
1.668.553
(90.453)
4.797
9.589.874
(8.653.115)
201.760
11.258.427
0
(8.743.568)
Sub total por vencer
166
1.870.313
(90.453)
4.797
9.589.874
(8.653.115)
11.460.187
(8.743.568)
513
527
372
312
147
98
52
91
98.388
807.030
146.234
93.419
198.934
57.163
49.509
50.413
74.628
11.826.806
(61.795)
(46.275)
(42.354)
(40.428)
(40.144)
(42.821)
(46.672)
(71.130)
(11.233.839)
5.911
3.403
2.090
1.821
1.334
982
1.153
1.398
26.290
823.793
519.132
439.585
428.763
370.132
369.670
378.086
470.576
4.269.108
(792.447)
(499.380)
(422.859)
(412.448)
(356.048)
(355.604)
(363.700)
(452.671)
(4.272.698)
1.630.823
665.366
533.004
627.697
427.295
419.179
428.499
545.204
16.095.914
(854.242)
(545.655)
(465.213)
(452.876)
(396.192)
(398.425)
(410.372)
(523.801)
(15.506.537)
Sub total vencidos
100.500
13.304.136
(11.625.458)
44.382
8.068.845
(7.927.855)
21.372.981
(19.553.313)
Total
100.666
15.174.449
(11.715.911)
49.179
17.658.719
(16.580.970)
32.833.168
(28.296.881)
Vencidos (3)
Entre 1 y 30 días
Entre 31 y 60 días
Entre 61 y 90 días
Entre 91 y 120 días
Entre 121 y 150 días
Entre 151 y 180 días
Entre 181 y 210 días
Entre 211 y 250 días
Más de 250 días
Página 73
8.4.-
Cartera protestada y en cobranza judicial.
La cartera protestada y en cobranza judicial al 31 de diciembre de 2015 y 2014 es el siguiente, los
cuales forman parte de la cartera morosa:
31-12-2015
Cartera en cobranza judicial
Documentos por cobrar en cartera
protestada, cartera no securitizada
N°
M$
Documentos por cobrar en cobranza
judicial, cartera no securitizada
N°
M$
Cartera protestada o en cobranza judicial.
26.435
1.679.297
4.449
7.888.270
Total
26.435
1.679.297
4.449
7.888.270
31-12-2014
Cartera en cobranza judicial
Documentos por cobrar en cartera
protestada, cartera no securitizada
N°
8.5.-
M$
Documentos por cobrar en cobranza
judicial, cartera no securitizada
N°
M$
Cartera protestada o en cobranza judicial.
26.427
1.159.220
5.227
13.074.820
Total
26.427
1.159.220
5.227
13.074.820
Provisión y castigos.
El detalle de la provisión y castigo de la cartera no repactada y repactada al 31 de diciembre de
2015 y 2014 es el siguiente:
Provisión y castigos
Provisión cartera no repactada
Provisión cartera repactada
Total
01-01-2015
31-12-2015
M$
01-01-2014
31-12-2014
M$
3.626.799
16.466.617
(107.416)
4.869.024
3.519.383
21.335.641
Página 74
8.6.-
Número y monto de operaciones.
El número y monto de operaciones al 31 de diciembre de 2015 y 2014 es el siguiente por venta de
energía, gas y servicios:
Segmentos de ventas
Operaciones
01-01-2015
31-12-2015
N°
M$
Ventas de energía eléctrica
Ventas de gas
Ventas de servicios
Total
Segmentos de ventas
37.290.894
1.564.516.996
5.234.253
453.943.115
118.619
114.388.247
42.643.766
2.132.848.358
Operaciones
N°
9.-
01-01-2014
31-12-2014
M$
Ventas de energía eléctrica
Ventas de gas
Ventas de servicios
33.511.086
5.158.157
188.422
1.422.045.201
485.428.770
103.968.685
Total
38.857.665
2.011.442.656
CUENTAS POR COBRAR Y PAGAR A ENTIDADES RELACIONADAS.
Las transacciones con empresas relacionadas son por lo general de pago/cobro inmediato o hasta 90 días,
y no están sujetas a condiciones especiales. Estas operaciones se ajustan a lo establecido en el Título XVI
de la Ley N° 18.046, sobre Sociedades Anónimas.
Los traspasos de fondos de corto plazo desde y hacia la matriz, que no correspondan a cobro o pago de
servicios, se estructuran bajo la modalidad de cuenta corriente mercantil, estableciéndose para el saldo
mensual una tasa de interés variable, de acuerdo a las condiciones del mercado.
El Grupo CGE, tiene como política informar todas las transacciones que efectúa con partes relacionadas
durante el período o ejercicio, con excepción de los dividendos pagados, aportes de capital recibidos, los
cuales no se entienden como transacciones.
Para el ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2015 y 2014 no existen garantías otorgadas o recibidas
en dichas operaciones.
Página 75
9.1.-
Saldos y transacciones con entidades relacionadas.
9.1.1.- Cuentas por cobrar a entidades relacionadas.
La composición del rubro al 31 de diciembre de 2015 y 2014 es la siguiente:
R.U.T
Sociedad
País de
origen
Corrientes
Descripción de la transacción
Plazo de la transacción
No corrientes
31-12-2015
31-12-2014
31-12-2015
31-12-2014
M$
M$
M$
M$
Indirecta
Cop $
CL $
Negocio Conjunto
US $
152.848
Asociada
US$
99.083
Indirecta
Cop $
Hasta 90 días
Indirecta
Cop $
13.901
Aportes futuras Capitalizaciones
Hasta 90 días
Indirecta
Cop $
375.149
Argentina
Dividendos
Hasta 30 dias
Accionista común
US $
Argentina
Servicios prestados
Hasta 30 días
Accionista
US $
Hasta 90 días
Colombia
0-E
Argentina
Argentina
Servicios prestados
Reembolso de Gastos
Hasta 90 días
Más de 90 días y hasta 1 año
0-E
Gasmarket S.A.
Argentina
Reembolso de Gastos
Más de 90 días y hasta 1 año
0-E
Montagas S.A. E.S.P.
Colombia
Servicios prestados
Hasta 90 días
0-E
Montagas S.A. E.S.P.
Colombia
Venta de gas licuado
0-E
Ferdilan Overseas INC
0-E
Yacimientos Petrolíferos Federales
0-E
Yacimientos Petrolíferos Federales
0-E
Moneda
Negocio Conjunto
Venta de gas licuado
Combustibles Cota Ltda.
Empresa Jujeña de Sistemas Energéticos
Dispersos S.A.
Gasnor S.A.
0-E
Naturaleza de la relación
Panamá
258
15.829
32.511
931.361
1.356.579
65.166.730-5
Fundación Gasco
Chile
Reembolso de Gastos
Hasta 90 días
Indirecta
CL $
824
76.349.706-2
Hualpén Gas S.A.
Chile
Servicios prestados
Hasta 90 días
Negocios Conjuntos
CL $
30.873
76.418.940-K
GNL Chile S.A.
Chile
Anticipo por compra de gas
Hasta 90 días
Negocios conjuntos
US $
76.418.940-K
GNL Chile S.A.
Chile
Préstamos otorgados
Más de 1 año
Negocio Conjunto
US $
76.742.300-4
AutoGasco S.A.
Chile
Hasta 90 días
Subsidiaria Discontinuada
CL $
87.756.500-9
Enap Refinerias S.A.
Chile
De 1 a 30 dias
Accionistas
CL $
90.310.000-1
Gasco S.A.
Chile
Venta de gas natural
Servicio Capacidad de
Transporte
Recuperación de Gastos
Hasta 90 días
Matriz Común
CL $
91.806.000-6
Abastecedora de Combustibles S.A.
Chile
Venta de gas Licuado
Hasta 90 días
Accionista de Subsidiaria
CL $
96.568.740-8
Gasco GLP S.A.
Chile
Venta de Energía
Hasta 30 días
Subsidiaria Discontinuada
CL $
96.568.740-8
Gasco GLP S.A.
Chile
Venta de Energia
Hasta 90 días
Subsidiaria Discontinuada
CL $
15.933
715
96.568.740-8
Gasco GLP S.A.
Chile
Servicios Prestados
Hasta 90 días
Subsidiaria Discontinuada
CL $
44.539
96.568.740-8
Gasco GLP S.A.
Chile
Venta de gas natural
Hasta 90 días
Subsidiaria Discontinuada
CL $
1.202
96.721.360-8
Gasoducto Gasandes S.A.
Chile
Otras valores por cobrar
Más de 1 Año
Asociada
US $
96.933.430-5
Inversiones Trigas Cuatro S.A.
Chile
Imp. a cuenta de los accionistas
Hasta 30 dias
Accionista común
US $
99.520.000-7
Cía. De Petróleos de Chile Copec S.A.
Chile
Venta de gas natural
Hasta 90 días
Indirecta
CL $
TOTALES
5.885.324
1.496.819
1.239.391
5.086.369
5.320.199
6.583.188
6.559.590
212.616
9.990
16.834
2.916.296
889.090
133.980
114.736
7.929.643
5.320.828
Página 76
9.1.2.- Cuentas por pagar a entidades relacionadas.
La composición del rubro al 31 de diciembre de 2015 y 2014 es la siguiente:
R.U.T
Sociedad
País de
origen
0-E
0-E
0-E
0-E
0-E
0-E
0-E
0-E
0-E
0-E
0-E
0-E
0-E
0-E
0-E
5.333.806-2
6.357.359-0
76.349.706-2
76.375.230-5
76.418.940-K
76.742.300-4
77.058.290-2
79.738.350-3
79.738.350-3
79.738.350-3
81.095.400-0
81.533.000-5
90.310.000-1
90.310.000-1
90.310.000-1
92.604.000-6
92.604.000-6
92.604.000-6
92.604.000-6
96.568.740-8
96.568.740-8
96.568.740-8
96.568.740-8
96.568.740-8
96.568.740-8
96.636.520-K
96.721.360-8
96.923.660-5
96.933.430-5
96.933.430-5
96.933.430-5
96.955.090-3
Plexport S.A.
Automotores Reina S.A.
Automotores Reina S.A.
Gases Unidos de Colombia S.A.S.
Fif y Cía. S.A.S.
Supra Seguros Asesores
Plexa S.A. E.S.P.
Norelec S.A.
Cilgas S.A.
Cilgas S.A.
Gasnor S.A.
Gasoducto Gasandes (Argentina) S.A.
Yacimientos Petrolíferos Federales
Gas Natural SDG S.A.
Gas Natural Fenosa Engineering, S.L.
Erich Gruttner Grimal
Guillermo Hayes Morales
Hualpén Gas S.A.
Círculo Ejecutivo Arriendo Vehículos Ltda.
GNL Chile S.A.
AutoGasco S.A.
Energía del Sur S.A.
Inversiones Invergas S.A.
Inversiones Invergas S.A.
Inversiones Invergas S.A.
Sociedad Nacional de Oleoductos S.A.
Danilo Jordan S.A.
Gasco S.A.
Gasco S.A.
Gasco S.A.
Empresa Nacional del Petróleo
Empresa Nacional del Petróleo
Empresa Nacional del Petróleo
Empresa Nacional del Petróleo
Gasco GLP S.A.
Gasco GLP S.A.
Gasco GLP S.A.
Gasco GLP S.A.
Gasco GLP S.A.
Gasco GLP S.A.
Gasmar S.A.
Gasoducto Gasandes S.A.
Jordan S.A.
Inversiones Trigas Cuatro S.A.
Inversiones Trigas Cuatro S.A.
Inversiones Trigas Cuatro S.A.
Inmobiliaria Parque Nuevo S.A.
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Argentina
Colombia
Colombia
Argentina
Argentina
Argentina
España
España
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
99.520.000-7
Compañía de Petróleos de Chile Copec S.A.
Chile
TOTALES
Corrientes
Descripción de la transacción
Servicio de transporte terrestre
Compra de combustibles
Servicios recibidos
Servicios recibidos
Compra de combustibles
Servicios recibidos
Servicios recibidos
Préstamos
Servicios recibidos
Compra de activos
Reembolso de gastos
Otros valores a pagar
Dividendos
Reembolso de gastos
Prestacion de servicios
Dividendos
Dividendos
Servicios recibidos
Préstamos recibidos
Compra de gas natural
Compra de combustible
Compra de combustibles
Dividendos
Dividendos
Dividendos
Servicios recibidos
Servicios recibidos
Gas natural
Gas licuado
Servicios recibidos
Préstamos
Dividendos
Dividendos
Compra de gas
Servicios recibidos
Compra Gas
Servicios Recibidos
Servicios Recibidos
Compra de gas licuado
Servicios recibidos
Compra de gas licuado
Servicio de transporte
Compra de materiales
Dividendos
Dividendos
Préstamo
Préstamos otorgados
Compra de combustibles y
lubricantes
Plazo de la transacción
Naturaleza de la relación
Moneda
Hasta 90 días
Hasta 90 días
Hasta 90 días
Hasta 90 días
Hasta 90 días
Hasta 90 días
Hasta 90 días
Hasta 90 días
Hasta 90 días
Hasta 90 días
Más de 90 Días y hasta 1 año
Más de 90 Días y hasta 1 año
Hasta 30 días
Hasta 90 días
Hasta 90 días
Más de 90 días y hasta 1 año
Más de 90 días y hasta 1 año
Hasta 30 dias
Hasta 90 días
Hasta 90 días
Hasta 90 días
Hasta 90 días
Hasta 90 días
Más de 90 días y hasta 1 año
Hasta 90 días
Hasta 90 días
Hasta 90 días
90 días
90 días
90 días
Hasta 30 días
Hasta 30 días
Más de 1 año
Hasta 30 días
Hasta 30 días
Hasta 90 días
Hasta 90 días
Hasta 90 días
Hasta 90 días
Hasta 90 días
Hasta 90 días
Hasta 90 días
Hasta 90 días
Mas de 90 días hasta 1 año
Más de un 1 año
Hasta 30 días
Más de 90 días y hasta 1 año
Indirecta
Indirecta
Indirecta
Indirecta
Indirecta
Indirecta
Indirecta
Negocio Conjunto
Indirecta
Indirecta
Negocio Conjunto
Asociada
Accionista Común
Controlador
Accionista Subsidiaria
Accionista de Subsidiaria
Accionista de Subsidiaria
Negocio Conjunto
Accionista de Subsidiaria
Negocio Conjunto
Subsidiaria Discontinuada
Director común
Subsidiaria Discontinuada
Subsidiaria Discontinuada
Subsidiaria Discontinuada
Indirecta
Director común
Subsidiaria Discontinuada
Subsidiaria Discontinuada
Subsidiaria Discontinuada
Accionista Común
Accionista Común
Accionista Común
Accionista Común
Subsidiaria Discontinuada
Subsidiaria Discontinuada
Subsidiaria Discontinuada
Subsidiaria Discontinuada
Subsidiaria Discontinuada
Subsidiaria Discontinuada
Subsidiaria Discontinuada
Asociada
Director común
Accionista Común
Accionista Común
Accionista Común
Asociada
Cop $
Cop $
Cop $
Cop $
Cop $
Cop $
Cop $
AR $
Cop $
Cop $
US $
US $
US $
CL $
EUR $
CL $
CL $
CL $
CL $
US $
CL $
CL $
CL $
CL$
CL $
CL $
CL $
CL$
CL$
CL$
CL $
CL $
CL $
CL $
CLP
CL $
CL $
CL$
CL $
CL $
CL $
US $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
Hasta 90 días
Indirecta
CL $
No corrientes
31-12-2015
31-12-2014
31-12-2015
31-12-2014
M$
M$
M$
M$
10.745
15.594
119.391
46.956
15.362
6.900
13.800
113.368
3.360
174
1.211
2.273
3.122
6.522
13.928
5.174
445
3.200.002
424.629
4.125
8.251
294.275
82.500
4.909.735
18.735
185
523
45.726
244
98.089
418
702.205
500
2.375
908.216
535.686
1.930.553
2.082.784
1.779.598
1.249.672
418.001
1.067.880
4.658.673
2.847.478
1.234.028
5.374
1.352
57.576
44
17.226
879
126.977
219.297
246.708
23.719
204.325
140
889.090
23.719
20.193
2.254.087
13.453.641
Página 77
9.1.3.- Transacciones con relacionadas y sus efectos en resultados.
Se presentan las operaciones y sus efectos en resultados por los ejercicios terminados al 31 de diciembre de 2015 y 2014.
01-01-2015
31-12-2015
R.U.T
Sociedad
País de
origen
Naturaleza de la relación
Descripción de la transacción
Moneda
Servicios prestados
Compra de gas licuado
Servicios recibidos
Compra de combustibles
Servicios recibidos
Servicios recibidos
Compra de activos
Compra de combustibles
Venta de gas licuado
Venta de gas licuado
Compra de combustibles
Servicios recibidos
Venta de gas licuado
Prestacion de servicios
Venta de gas licuado
Servicios Prestados
Recuperación de gastos
Servicios recibidos
Servicio de transporte
terrestre recibido
Servicios recibidos
Compra de activo fijo
Servicio de transporte
Servicios recibidos
Reembolso de gastos
Servicios recibidos
Intereses cobrados
Servicio de transporte
Servicios Prestados
Servicios prestados
Servicios recibidos
Venta de Gas Licuado
compra de materiales
Compra de gas natural
Intereses cobrados
Otros valores por cobrar
Compra de combustible
Servicio de transporte
terrestre recibido
Servicios recibidos
Compra de activos
Cop $
Cop $
Cop $
Cop $
Cop $
Cop $
COP $
Cop $
Cop $
Cop $
Cop $
Cop $
Cop $
EU $
Cop $
Cop $
Cop $
Cop $
0-E
0-E
0-E
0-E
0-E
0-E
0-E
0-E
0-E
0-E
0-E
0-E
0-E
0-E
0-E
0-E
0-E
0-E
Almallano S.A. E.S.P.
Almallano S.A. E.S.P.
Almallano S.A. E.S.P.
Automotores Reina S.A.
Automotores Reina S.A.
Cilgas S.A.
Cilgas S.A
Combustibles Cota Ltda.
Combustibles Cota Ltda.
Famicaro S.A.S.
Fif y Cía. S.A.S.
Fif y Cía. S.A.S.
Fif y Cía. S.A.S.
Gas Natural Fenosa Engineering, S.L.
Montagas S.A E.S.P.
Montagas S.A E.S.P.
Montagas S.A E.S.P.
Plexa S.A. E.S.P.
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
España
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Asociada
Asociada
Asociada
Indirecta
Indirecta
Indirecta
Director común
Indirecta
Indirecta
Indirecta
Indirecta
Indirecta
Indirecta
Indirecta
Asociada
Asociada
Asociada
Indirecta
0-E
Plexport S.A.
Colombia
Indirecta
0-E
0-E
0-E
0-E
0-E
0-E
0-E
0-E
0-E
76.349.706-2
76.349.706-2
76.349.706-2
76.375.230-5
76.418.940-K
76.418.940-K
76.788.080-4
77.058.290-3
Supra Seguros Asesores de Seguros S.A.S.
Transportes Unitrans S.A.S.
Transportes Unitrans S.A.S.
Transportes Unitrans S.A.S.
Transportes Unitrans S.A.S.
Gases Unidos de Colombia S.A.S
Gasoducto Gasandes (Argentina) S.A.
Gasoducto Gasandes (Argentina) S.A.
Yacimientos Petrolíferos Federales
Hualpén Gas S.A.
Hualpén Gas S.A.
Hualpén Gas S.A.
Circulo Ejecutivo Arriendo Vehículos Ltda.
GNL Chile S.A.
GNL Chile S.A.
GNL Quintero S.A.
Energía del Sur S.A.
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Argentina
Argentina
Argentina
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Indirecta
Indirecta
Indirecta
Indirecta
Indirecta
Indirecta
Asociada
Asociada
Accionista común
Negocio conjunto
Negocio conjunto
Negocios conjuntos
Accionista de Subsidiaria
Negocio conjunto
Negocio conjunto
Negocio conjunto
Director común
81.095.400-0
Sociedad Nacional de Oleoductos S.A.
Chile
Indirecta
81.533.000-5
81.533.000-5
Danilo Jordan S.A.
Danilo Jordan S.A.
Chile
Chile
Director común
Director común
Cop $
Cop $
Cop $
Cop $
Cop $
Cop $
Cop $
US $
US $
US $
CL$
CL$
CL$
CL $
US $
US $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
01-01-2014
31-12-2014
Operación
Efecto en resultados
(cargo) / abono
Operación
Efecto en resultados
(cargo) / abono
M$
M$
M$
M$
13.434
30.915
26.173
6.126
4.553
35.063
177.648
13.434
(30.915)
(26.173)
(6.126)
(4.553)
(35.063)
142
343
3.255
142
343
(3.255)
13.312
338.006
304.542
(13.312)
338.006
304.542
613.869
(613.869)
497.354
29.343
(497.354)
(29.343)
65.459
(65.459)
7.032
365.717
1.330.256
7.272.347
164.986
4.351.169
92.420
3.609
242.989.107
43.210
(7.032)
365.717
(1.330.256)
7.272.347
164.986
(4.351.169)
92.420
(3.609)
(242.989.107)
43.210
773
(773)
4.238.288
3.486
(4.238.288)
(3.486)
26.991
7.272
60.102
206
37.357
138.326
750
1.151
190
25.371
413
1.392
(26.991)
(7.272)
(60.102)
(206)
(37.357)
995.887
328.936
1.107
29.841
981.347
328.936
1.037.418
31.020
148.750
43.232
8.645
620
8.008
289.332
1.160.779
(1.037.418)
(28.008)
(750)
1.151
190
(25.371)
(413)
1.392
(29.841)
(43.232)
(8.645)
(8.008)
289.332
(1.160.779)
5.003.277
561.325
8.922
259.337.318
32.756
252.384
97.109
(5.003.277)
561.325
(8.922)
(259.337.318)
32.756
4.789.159
3.838
2.403
(4.789.159)
(3.838)
(97.109)
Página 78
9.1.3.- Transacciones con relacionadas y sus efectos en resultados. (Continuación).
01-01-2015
31-12-2015
R.U.T
81.533.000-5
91.806.000-6
91.806.000-6
92.604.000-6
92.604.000-6
92.604.000-6
92.604.000-6
76.301.099-6
77.766.520-0
99.555.340-6
96.853.490-4
96.853.490-4
96.853.490-4
96.861.390-1
96.861.390-1
96.933.430-5
96.933.430-5
96.933.430-5
96.721.360-8
96.923.660-5
96.923.660-5
76.227.236-9
99.520.000-7
99.520.000-7
99.520.000-7
99.520.000-7
Sociedad
País de
origen
Naturaleza de la relación
Descripción de la transacción
Moneda
Danilo Jordan S.A.
Abastecedora de Combustibles S.A.
Abastecedora de Combustibles S.A.
Empresa Nacional del Petróleo
Empresa Nacional del Petróleo
Empresa Nacional del Petróleo
Empresa Nacional del Petróleo
Turismo y Hotel VF Ltda.
Inversiones Brac Ltda.
Turismo y Hoteles Navarino S.A.
Enap Refinerías S.A.
Enap Refinerías S.A.
Enap Refinerías S.A.
Innergy Soluciones Energéticas S.A.
Innergy Soluciones Energéticas S.A.
Inversiones Trigas Cuatro S.A.
Inversiones Trigas Cuatro S.A.
Inversiones Trigas Cuatro S.A.
Gasoducto Gasandes S.A.
Jordan S.A.
Jordan S.A.
Transporte Energía Móvil Ltda.
Cía. de Petróleos de Chile Copec S.A.
Cía. de Petróleos de Chile Copec S.A.
Cía. de Petróleos de Chile Copec S.A.
Cía. de Petróleos de Chile Copec S.A.
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Director común
Accionista de Subsidiaria
Accionista de Subsidiaria
Accionista de Subsidiaria
Accionista de Subsidiaria
Accionista de Subsidiaria
Accionista de Subsidiaria
Director común
Director común
Director común
Accionista de Subsidiaria
Accionista de Subsidiaria
Accionista de Subsidiaria
Negocio conjunto
Negocio conjunto
Accionista de Subsidiaria
Accionista de Subsidiaria
Accionista de Subsidiaria
Asociada
Director común
Director común
Director común
Indirecta
Indirecta
Indirecta
Indirecta
Compra de materiales
Venta de gas licuado
Servicios recibidos
Préstamo
Devolución Préstamo
Intereses Préstamo
Compra de gas licuado
Servicios recibidos
Arriendo de oficinas
Servicios recibidos
Capacidad de Transporte
Refacturación Gtos PSR
Compra Gas Natural
Compra de gas natural
Venta de gas natural
Préstamo
Devolución Préstamo
Intereses Préstamo
Servicio de transporte
Compra de materiales
Compra de activos
Servicios recibidos
Servicios recibidos
Venta de gas natural
Compra de lubricantes
Compra de combustibles
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
US $
CL $
US $
CL $
CL $
US $
US $
US $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
01-01-2014
31-12-2014
Operación
Efecto en resultados
(cargo) / abono
Operación
Efecto en resultados
(cargo) / abono
M$
M$
M$
M$
1.584
99.960.835
6.748
2.039.116
947.867
27.107
6.061
122
(1.584)
99.960.835
(6.748)
646
1.386.668
845.140
5.019.595
(646)
1.386.668
845.140
(5.019.595)
939.090
436.700
12.469
2.654.302
442
105
11.215
29.143
1.404.270
73.830
478.698
(27.107)
(6.061)
(122)
(12.469)
(2.654.302)
(442)
(11.215)
(29.143)
1.404.270
(73.830)
(478.698)
98
162.235.780
122.038
(98)
162.235.780
(122.038)
953
8.977
840
(953)
(8.977)
(840)
1.668.651
68.417
(1.668.651)
68.417
1.739.671
271
(1.739.671)
(271)
6.720
901
1.363.738
(6.720)
(901)
1.363.738
102.332
(102.332)
Página 79
9.2.-
Directorio y gerencia de la sociedad.
El Directorio de Compañía General de Electricidad S.A. lo componen siete miembros, los cuales
permanecen por un período de 3 años en sus funciones, pudiendo estos reelegirse.
Con fecha 14 de enero de 2015, la Sociedad comunicó a la Superintendencia de Valores y Seguros
que el Directorio de Compañía General de Electricidad S.A., en Sesión Ordinaria de Directorio
celebrada con esta fecha, acordó por unanimidad, que la Sociedad no optará por acogerse
voluntariamente a las normas contenidas en el artículo 50 bis de la Ley N° 18.046, Ley de
Sociedades Anónimas, y que por lo tanto, a contar de esta fecha cesa en sus funciones el Comité
de Directores de CGE.
En Junta Ordinaria de Accionistas de fecha 16 de abril de 2015 se eligió a los integrantes del
Directorio el cual quedó compuesto de la siguiente forma:
Rafael Villaseca Marco
Antonio Basolas Tena
Jon Ganuza Fernández de Arroyabe
Enrique Berenguer Marsal
Jordi García Tabernero
Joan Felip Font
Eduardo Morandé Montt
Presidente del Directorio
Vicepresidente del Directorio
Director
Director
Director
Director
Director
Se designó como Presidente de Directorio y de la Sociedad al director señor Rafael Villaseca
Marco y como Vicepresidente al director señor Antonio Basolas Tena.
Con fecha 28 de Julio de 2015 el señor Enrique Berenguer Marsal, presentó su renuncia al
Directorio de la Sociedad.
El equipo gerencial del Grupo CGE lo componen a nivel matriz un gerente general, tres gerentes
corporativos, tres gerentes de área y once subgerentes corporativos.
9.2.1.-
Remuneración del Directorio.
Según lo establecido en el Artículo N° 33 de la Ley N° 18.046 sobre Sociedades Anónimas,
la Junta Ordinaria de Accionistas de la Sociedad, celebrada con fecha 16 de abril de 2015,
fijó los siguientes montos para el ejercicio 2015:
-
Dietas por asistencia a sesiones.
Pagar a cada Director 153 unidades de fomento por asistencia a las sesiones del
directorio. La dieta del Presidente del Directorio será el equivalente a una coma
cinco veces la dieta que le corresponda a un Director.
Página 80
Para el ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2014, la remuneración del
directorio estaba compuesta por los siguientes ítems:
-
Dietas por asistencia a sesiones.
Pagar a cada Director 60 unidades de fomento por asistencia a las sesiones del
directorio. La dieta del Presidente del Directorio será el equivalente a dos veces la
dieta que le corresponda a un Director.
-
Participación de utilidades.
Pagar una participación del 1,5 por ciento de las utilidades del ejercicio con un tope
máximo de un 5 por ciento de los dividendos con cargo a las utilidades del ejercicio y
demás dividendos con cargo a otras utilidades o fondos que se hayan pagado
durante el ejercicio. La participación del Presidente del Directorio será equivalente a
dos veces la participación de un Director.
-
Asistencia comité de directores.
Pagar a cada integrante del comité de directores una dieta por asistencia a las
sesiones de 20 unidades de fomento; y una participación de un tercio de la
participación que el director perciba en su calidad de tal conforme al punto anterior.
El detalle de los montos pagados por los ejercicios terminados al 31 de diciembre de 2015 y 2014
a los señores Directores es el siguiente:
Nombre
Cargo
Rafael Villaseca Marco
Antonio Basolas Tena
Enrique Berenguer Marsal
Jon Ganuza Fernández de
Arroyabe
Juan Felip Font
Jordi Garcia Tabernero
Eduardo Rafael Morande Montt
Carlos J. Alvarez Fernández
Manuel García Cobaleda
José Antonio Bascuñán Valdés
Jorge Eduardo Marín Correa
José Luis Hornauer Herrmann
Francisco Javier Marín Estévez
Francisco Javier Marín Jordán
Cristián Neuweiler Heinsen
Andrés Pérez Cruz
Totales
01-01-2015
31-12-2015
Dieta
directorio
M$
Presidente
Vicepresidente
Ex - Director
69.115
46.118
30.877
Director
Director
Director
Director
Ex - Director
Ex - Director
Ex - Director
Ex - Director
Ex - Director
Ex - Director
Ex - Director
Ex - Director
Ex - Director
30.877
30.877
30.877
15.293
15.241
15.241
15.241
299.757
Comité
directores
M$
492
492
492
1.476
01-01-2014
31-12-2014
Participación
utilidades
M$
Dieta
directorio
M$
Comité
directores
M$
Participación
utilidades
M$
25.577
12.789
5.887
2.943
14.598
14.598
151.801
202.123
101.062
101.062
101.062
134.748
134.748
2.943
2.943
20.164
31.585
17.220
17.220
17.220
15.789
17.220
3.819
4.293
203.529
305.292
152.646
152.646
152.646
203.529
203.529
994.168
151.134
13.880
1.373.817
492
492
4.784
Las remuneraciones correspondientes a directores de subsidiarias ascendieron a M$ 469.134 al 31
de diciembre de 2015 y M$ 1.749.038 por el ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2014.
Página 81
9.2.2.- Remuneración del equipo gerencial.
Las remuneraciones con cargo a resultados al equipo gerencial clave del Grupo CGE asciende a
M$ 3.984.611 por el ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2015, (M$ 4.811.674 en el mismo
ejercicio de 2014).
Las remuneraciones con cargo a resultados del equipo gerencial de subsidiarias asciende a
M$ 12.749.881 al 31 de diciembre de 2015 (M$ 16.183.479 en el mismo ejercicio de 2014).
El Grupo CGE tiene para sus ejecutivos, establecido un plan de incentivo por cumplimiento de
objetivos individuales de aportación a los resultados de las sociedades, estos incentivos están
estructurados en un mínimo y máximo de remuneraciones brutas y son canceladas una vez al año.
10.-
INVENTARIOS.
La composición del rubro al 31 de diciembre de 2015 y 2014 es la siguiente:
Corriente
Clases de inventarios
31-12-2015
M$
No corriente
31-12-2014
M$
Materias primas.
Productos en proceso.
Mercaderías para la venta.
Suministros para la producción.
Suministros para mantención.
Mercaderias en tránsito.
Terrenos Parque Coronel programadas para ser enajenadas.
Otros (*)
Provisión de deterioro.
14.433.849
431.694
5.821.864
3.951.353
2.550.955
329.142
399.681
108.315
(1.642.800)
37.617.948
455.054
10.113.159
3.150.507
6.382.742
146.477
574.261
2.826.074
(2.071.450)
Total
26.384.053
59.194.772
(*)
31-12-2015
M$
31-12-2014
M$
1.623.967
2.200.250
1.623.967
2.200.250
Para el ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2014, en el ítem otros, se incluye el stock de
vehículos que la subsidiaria Gasco S.A., asigna a sus clientes de gas licuado, vía leasing financiero.
10.1.-
Información adicional de inventarios.
Corrientes
Otra información de inventarios
Importe de reversiones de rebajas de importes de inventarios.
Costos de inventarios reconocidos como gastos durante el período o ejercicio.
01-01-2015
01-01-2014
31-12-2015
31-12-2014
M$
M$
428.650
318.004.880
193.714
320.487.553
Las reversiones están dadas por liquidaciones de inventarios y reversos de la provisión por
deterioro dado por el incremento en el valor neto realizable.
Página 82
11.-
ACTIVOS, PASIVOS POR IMPUESTOS.
El detalle de este rubro es el siguiente para el ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2015 y 2014.
Corriente
Activos, pasivos por impuestos
No corriente
31-12-2015
31-12-2014
31-12-2015
31-12-2014
M$
M$
M$
M$
Pagos provisionales mensuales.
Rebajas al impuesto.
Créditos al impuesto.
Incentivo al desarrollo regiones extremas.
46.505.520
9.965.845
5.598.379
1.775.320
56.888.482
6.733.181
11.375.005
1.380.226
Subtotal activos por impuestos
63.845.064
76.376.894
(35.532.677)
(47.600.274)
(35.532.677)
28.312.387
Activos por impuestos
0
0
(47.600.274)
0
0
28.776.620
0
0
Pasivos por impuestos
Impuesto a la renta de primera categoría.
Subtotal pasivos por impuestos
Total activos (pasivos) por impuestos
12.-
OTROS ACTIVOS NO FINANCIEROS.
El detalle de este rubro es el siguiente al 31 de diciembre de 2015 y 2014.
Corrientes
Otros activos no financieros
31-12-2015
M$
31-12-2014
M$
Gastos pagados por anticipado.
Garantías de arriendo.
Boletas en garantía.
Otros activos
4.720.950
75.738
256.459
519.419
3.023.008
239.037
268.324
517.798
Total
5.572.566
4.048.167
No corrientes
31-12-2015
M$
31-12-2014
M$
659.898
22.286
116.962
290.812
258.570
950.710
397.818
Página 83
13.-
INVERSIONES CONTABILIZADAS UTILIZANDO EL METODO DE LA PARTICIPACION.
13.1.-
Composición del rubro.
Al 31 de diciembre de 2015
Saldo al
Adiciones
Participación
en ganancia
(pérdida)
01-01-2015
M$
M$
M$
Inversiones contabilizadas utilizando el método de la
participación
Resultado
responsabilidad
sobre pasivos
netos asociadas
Dividendos
recibidos
Dividendos
acordados
Diferencia de
conversión
Otro
incremento
(decremento)
M$
M$
M$
M$
M$
Saldo al
31-12-2015
M$
Inversiones en asociadas.
Inversiones en sociedades con control conjunto.
3.495.995
51.740.165
0
0
871.626
16.107.560
0
0
0
(7.381.130)
0
0
(582.956)
(5.832.295)
(2.516.505)
(750.635)
1.268.160
53.883.665
Total
55.236.160
0
16.979.186
0
(7.381.130)
0
(6.415.251)
(3.267.140)
55.151.825
Al 31 de diciembre de 2014
Saldo al
Adiciones
Participación
en ganancia
(pérdida)
Resultado
responsabilidad
sobre pasivos
netos asociadas
Dividendos
recibidos
Dividendos
acordados
Diferencia de
conversión
Otro
incremento
(decremento)
01-01-2014
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
Inversiones contabilizadas utilizando el método de la
participación
Saldo al
31-12-2014
M$
Inversiones en asociadas.
Inversiones en sociedades con control conjunto.
3.265.179
34.074.162
0
24.506.227
1.179.400
12.434.142
0
0
(637.197)
(9.258.108)
0
0
(310.416)
162.154
(971)
(10.178.412)
3.495.995
51.740.165
Total
37.339.341
24.506.227
13.613.542
0
(9.895.305)
0
(148.262)
(10.179.383)
55.236.160
Página 84
13.2.-
Inversiones en asociadas.
13.2.1.- Inversiones en asociadas contabilizadas usando el método de la participación y los movimientos en las mismas.
Saldos al 31 de diciembre de 2015.
Movimiento de inversiones en asociadas
utilizando el método de la participación
País de
origen
Moneda
funcional
Porcentaje
participación
Porcentaje
poder de
votos
Saldo al
Adiciones
Participación
en ganancia
(pérdida)
Dividendos
recibidos
Diferencia de
conversión
Otro
incremento
(decremento)
M$
M$
M$
M$
M$
01-01-2015
M$
Gas Natural Producción S.A.
Gasmarket S.A.
Montagas S.A. E.S.P.
Energas S.A. E.S.P.
Gasco GLP S.A.
Inversiones GLP S.A.S. E.S.P.
Inmobiliaria Parque Nuevo S.A.
Chile
Argentina
Colombia
Colombia
Chile
Colombia
Chile
CL $
AR $
COP $
COP $
CL $
COP $
CL $
36,14500%
50,00000%
33,33300%
27,70000%
0,09090%
0,00066%
50,00000%
36,14500%
50,00000%
33,33300%
27,70000%
0,00000%
0,00000%
50,00000%
Total
Saldo al
31-12-2015
0
810.076
2.253.646
386.742
0
0
45.531
871.575
M$
(582.956)
(2.253.646)
(386.742)
123.706
177
51
3.495.995
0
871.626
0
(582.956)
(2.516.505)
0
1.098.695
0
0
123.706
177
45.582
1.268.160
Saldos al 31 de diciembre de 2014.
Movimiento de inversiones en asociadas
utilizando el método de la participación
Gas Natural Producción S.A.
Gasmarket S.A.
Vectores Energéticos S.A.
Montagas S.A. E.S.P.
Energas S.A. E.S.P.
Inmobiliaria Parque Nuevo S.A.
Total
País de
origen
Chile
Argentina
Argentina
Colombia
Colombia
Chile
Moneda
funcional
CL $
AR $
AR $
COP $
COP $
CL $
Porcentaje
participación
36,14500%
50,00000%
25,00000%
33,33300%
27,70000%
50,00000%
Porcentaje
poder de
votos
36,14500%
50,00000%
25,00000%
33,33300%
27,70000%
50,00000%
Saldo al
Adiciones
Participación
en ganancia
(pérdida)
Dividendos
recibidos
Diferencia de
conversión
Otro
incremento
(decremento)
01-01-2014
M$
M$
M$
M$
M$
M$
0
633.982
971
2.192.889
392.217
45.120
3.265.179
502.388
(259.114)
(67.180)
653.023
23.578
411
(378.083)
(214.183)
(29.053)
1.179.400
(637.197)
(310.416)
31-12-2014
M$
(971)
0
Saldo al
(971)
0
810.076
0
2.253.646
386.742
45.531
3.495.995
Página 85
13.2.2.- Información resumida inversiones en asociadas.
Saldos al 31 de diciembre de 2015.
31-12-2015
Inversiones en asociadas
Gas Natural Producción S.A.
Gasmarket S.A.
Gasco GLP S.A.
Inversiones GLP S.A.S. E.S.P.
Inmobiliaria Parque Nuevo S.A.
Porcentaje
participación
36,14500%
50,00000%
0,09090%
0,00066%
50,00000%
Activos
corrientes
Activos no
corrientes
Total activos
Pasivos
corrientes
Pasivos no
corrientes
Total pasivos
Patrimonio
Ingresos
ordinarios
Otros
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
Ganancia
(pérdida) de
operaciones
continuadas
M$
243.906
237.887.664
74.489.224
0
8.621.354
269.516.865
81.620.727
92.618
0
6.423.788
133.426.716
52.268.072
1.454
0
2.197.566
136.090.149
29.352.655
91.164
(13.535.986)
(177.095.780)
(47.772.795)
(1.118)
0
1.742.639
18.304.367
2.435.746
102
8.377.448
31.629.201
7.131.503
92.618
6.249.345
63.621.346
20.118.358
1.454
174.443
69.805.370
32.149.714
15.278.625
195.400.147
50.208.541
1.220
Ganancia
(pérdida) de
operaciones
discontinuadas
M$
Ganancia
(pérdida)
Otro
resultado
integral
Resultado
integral
M$
M$
M$
0
1.742.639
18.304.367
2.435.746
102
(632.516)
(32.998)
(3.055.500)
0
1.110.123
18.271.369
(619.754)
102
Ganancia
(pérdida)
Otro
resultado
integral
Resultado
integral
M$
M$
M$
Saldos al 31 de diciembre de 2014.
31-12-2014
Inversiones en asociadas
Gas Natural Producción S.A.
Gasmarket S.A.
Montagas S.A. E.S.P.
Energas S.A. E.S.P.
Inmobiliaria Parque Nuevo S.A.
Porcentaje
participación
36,14500%
50,00000%
33,33300%
28,22100%
50,00000%
Activos
corrientes
Activos no
corrientes
Total activos
Pasivos
corrientes
Pasivos no
corrientes
Total pasivos
Patrimonio
Ingresos
ordinarios
Otros
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
8.417.296
3.907.431
512.495
91.987
204.341
13.382.151
942.024
0
8.621.637
17.289.582
1.454.519
91.987
7.001.485
3.517.236
84.115
925
7.011.340
0
7.001.485
10.528.576
84.115
925
0
1.620.152
6.761.006
1.370.404
91.062
11.835.107
28.290.044
2.446.819
1.428
(10.830.331)
(26.330.954)
(2.363.270)
(606)
Ganancia
(pérdida) de
operaciones
continuadas
M$
0
1.004.776
1.959.090
83.549
822
Ganancia
(pérdida) de
operaciones
discontinuadas
M$
0
1.004.776
1.959.090
83.549
822
0
1.004.776
1.959.090
83.549
822
Página 86
13.3.-
Sociedades con control conjunto.
13.3.1.- Inversiones en sociedades con control conjunto contabilizadas usando el método de la participación.
Saldos al 31 de diciembre de 2015.
Movimiento de inversiones en sociedades con
control conjunto utilizando el método de la
participación
Norelec S.A.
Empresa de Distribución Eléctrica de Tucumán
S.A.
Compañía Eléctrica de Inversiones S.A.
Gasoductos Gasandes (Argentina) S.A.
Gasoductos Gasandes S.A.
Andes Operaciones y Servicio S.A.
Gascart S.A.
Gasnor S.A.
Hualpén Gas S.A.
GNL Quintero S.A.
GNL Chile S.A.
Total
País de
origen
Moneda
funcional
Argentina
AR $
Argentina
AR $
Argentina
Chile
Chile
Chile
Argentina
Argentina
Chile
Chile
Chile
AR $
AR $
US $
US $
AR $
AR $
CL $
US $
US $
Porcentaje
participación
Porcentaje
poder de
votos
Saldo al
Adiciones
Participación
en ganancia
(pérdida)
Dividendos
recibidos
Diferencia de
conversión
Otro
incremento
(decremento)
01-01-2015
M$
M$
M$
M$
M$
M$
Saldo al
31-12-2015
M$
50,00000%
50,00000%
10.825.341
5.528.696
(1.267.203)
(3.962.088)
11.124.746
19,50000%
10,00000%
47,00000%
47,00000%
50,00000%
50,00000%
2,60000%
50,00000%
20,00000%
33,33300%
19,50000%
10,00000%
47,00000%
47,00000%
50,00000%
50,00000%
2,60000%
50,00000%
20,00000%
33,33300%
5.619.093
683.077
9.318.117
3.603.154
247.554
3.313.789
192.925
758.447
15.361.918
1.816.750
2.685.003
174.136
(69.902)
604.729
122.693
1.734.210
90.333
(237.672)
(54.091)
(580.148)
(2.355.013)
(196.720)
(1.813.795)
608.159
28.969
(1.100.871)
(64.122)
4.359.608
878.054
(5.242.016)
2.713.169
310.017
5.711.411
606.402
6.862.084
4.816.042
399.216
3.947.128
219.136
0
17.192.679
3.004.821
16.107.560
(7.381.130)
(5.832.295)
51.740.165
7.812
(758.447)
0
(750.635)
53.883.665
Página 87
Saldos al 31 de diciembre de 2014.
Movimiento de inversiones en sociedades con
control conjunto utilizando el método de la
participación
Norelec S.A.
Empresa de Distribución Eléctrica de Tucumán
S.A.
Compañía Eléctrica de Inversiones S.A.
Gasoductos Gasandes (Argentina) S.A.
Gasoductos Gasandes S.A.
Andes Operaciones y Servicio S.A.
Gascart S.A.
Gasnor S.A.
Innergy Holdings S.A. (*)
Innergy Transportes S.A.
Hualpén Gas S.A.
Gasoducto del Pacífico S.A.
Gasoducto del Pacífico (Cayman ) Ltd. (*)
Gasoducto del Pacífico (Argentina) S.A. (*)
GNL Quintero S.A.
GNL Chile S.A.
Total
País de
origen
Argentina
Argentina
Argentina
Chile
Chile
Chile
Argentina
Argentina
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Argentina
Chile
Chile
Moneda
funcional
Porcentaje
participación
Porcentaje
poder de
votos
Saldo al
Adiciones
Participación
en ganancia
(pérdida)
Dividendos
recibidos
Diferencia de
conversión
Otro
incremento
(decremento)
01-01-2014
M$
M$
M$
M$
M$
M$
Saldo al
31-12-2014
M$
AR $
50,00000%
50,00000%
10.954.283
2.793.748
(1.034.456)
(1.888.234)
10.825.341
AR $
AR $
AR $
US $
US $
AR $
AR $
US $
CL $
CL $
US $
CL $
US $
US $
US $
19,50000%
10,00000%
47,00000%
47,00000%
50,00000%
50,00000%
2,60000%
0,00000%
0,00000%
50,00000%
0,00000%
0,00000%
0,00000%
20,00000%
33,33300%
19,50000%
10,00000%
47,00000%
47,00000%
50,00000%
50,00000%
2,60000%
0,00000%
0,00000%
50,00000%
0,00000%
0,00000%
0,00000%
20,00000%
33,33300%
5.392.920
717.211
1.415.705
106.563
(169.962)
(362.971)
(15.323)
(256.830)
(13.807)
1.291.627
(325.942)
(43.724)
(863.590)
(96.973)
1.711
3.653
154
(474.730)
(27.393)
217.300
5.619.093
683.077
9.318.117
3.603.154
247.554
3.313.789
192.925
0
0
758.447
0
0
0
15.361.918
1.816.750
9.486.368
3.962.472
262.723
4.045.185
234.125
1.362.180
3.056.391
393.458
5.627.081
4.789.041
558.678
34.074.162
361.217
(26.572)
9.014
7.729.259
24.506.227
3.772
(95.238)
410.092
5.791.198
1.109.457
(7.853.986)
888.968
2.344.139
148.615
12.434.142
(9.258.108)
162.154
164
(5.927.498)
121.810
(9.014)
(14.655.400)
10.291.526
(10.178.412)
51.740.165
(*) Con fecha 26 de noviembre de 2014, Gasco S.A., de forma directa e indirecta, aumentó su participación accionaria en un 30% en las entidades de control
conjunto Gasoducto del Pacífico S.A., Gasoducto del Pacífico (Argentina) S.A., Gasoducto del Pacífico (Cayman) Ltd. e Innergy Holding S.A., con lo cual, se
obtiene el control en dichas entidades y se clasifican como subsidiarias.
Página 88
13.3.2.- Información resumida en sociedades con control conjunto.
Saldos al 31 de diciembre de 2015.
31-12-2015
Inversiones en sociedades con control conjunto
Porcentaje
participación
Activos
corrientes
M$
Norelec S.A.
Empresa de Distribución Eléctrica de Tucumán
S.A.
Compañía Eléctrica de Inversiones S.A.
Gasoductos Gasandes (Argentina) S.A.
Gasoductos Gasandes S.A.
Andes Operaciones y Servicios S.A.
Gascart S.A.
Gasnor S.A.
GNL Quintero S.A.
GNL Chile S.A.
Activos no
corrientes
M$
Total activos
Pasivos
corrientes
Pasivos no
corrientes
Total pasivos
M$
M$
M$
M$
50,00000%
2.063.104
20.211.324
22.274.428
24.938
19,50000%
10,00000%
47,00000%
47,00000%
50,00000%
50,00000%
2,60000%
20,00000%
33,33300%
21.116.635
523.237
5.641.511
5.580.437
965.818
9.308.798
9.284.556
154.256.694
70.380.736
55.507.940
5.547.119
11.113.294
26.666.508
290.597
11.664.527
11.661.177
679.632.352
19.854.646
76.624.575
6.070.356
16.754.805
32.246.945
1.256.415
20.973.325
20.945.733
833.889.046
90.235.382
39.018.653
6.334
224.411
1.555.250
457.983
10.711.751
10.498.148
22.117.223
59.694.427
8.316.634
1.930.215
20.444.797
1.805.054
2.018.602
725.808.428
21.526.402
Patrimonio
Ingresos
ordinarios
M$
M$
24.938
22.249.490
47.335.287
6.334
2.154.626
22.000.047
457.983
12.516.805
12.516.750
747.925.651
81.220.829
29.289.288
6.064.022
14.600.179
10.246.898
798.432
8.456.520
8.428.983
85.963.395
9.014.553
44.181.091
3.241.170
7.843.007
1.745.644
29.160.725
29.160.725
130.202.228
647.696.345
Otros
M$
Ganancia
(pérdida) de
operaciones
continuadas
M$
Ganancia
(pérdida) de
operaciones
discontinuadas
M$
Ganancia
(pérdida)
Otro
resultado
integral
M$
M$
Resultado
integral
M$
11.057.391
11.057.391
11.057.391
11.057.391
(30.411.843)
1.741.361
(3.389.898)
(6.556.350)
(1.500.258)
(25.880.497)
(25.680.778)
(108.404.188)
(645.062.157)
13.769.248
1.741.361
(148.728)
1.286.657
245.386
3.280.228
3.479.947
21.798.040
2.634.188
13.769.248
1.741.361
(148.728)
1.286.657
245.386
3.280.228
3.479.947
21.798.040
2.634.188
13.769.248
1.741.361
(148.728)
1.286.657
245.386
1.031.396
1.012.352
26.528.741
2.944.972
(2.248.832)
(2.467.595)
4.730.701
310.784
Saldos al 31 de diciembre de 2014.
31-12-2014
Inversiones en sociedades con control conjunto
Porcentaje
participación
Activos
corrientes
M$
Norelec S.A.
Empresa de Distribución Eléctrica de Tucumán
S.A.
Compañía Eléctrica de Inversiones S.A.
Gasoductos Gasandes (Argentina) S.A.
Gasoductos Gasandes S.A.
Andes Operaciones y Servicios S.A.
Gascart S.A.
Gasnor S.A.
Hualpén Gas S.A.
GNL Quintero S.A.
GNL Chile S.A.
Activos no
corrientes
M$
Total activos
Pasivos
corrientes
Pasivos no
corrientes
M$
M$
M$
50,00000%
2.439.899
19.887.566
22.327.465
676.784
19,50000%
10,00000%
47,00000%
47,00000%
50,00000%
50,00000%
2,60000%
50,00000%
20,00000%
33,33300%
23.902.928
425.019
3.179.213
5.064.292
871.857
4.436.575
4.422.680
1.331.749
99.047.084
72.293.371
58.804.629
6.408.912
17.889.737
23.914.247
6.557.454
14.225.486
14.208.983
683.841
597.455.804
81.971
82.707.557
6.833.931
21.068.950
28.978.539
7.429.311
18.662.061
18.631.663
2.015.590
696.502.888
72.375.342
36.570.463
3.162
834.240
2.438.408
6.934.203
11.714.500
10.891.759
498.696
20.954.111
63.205.602
17.321.232
408.929
18.873.846
319.983
319.712
598.739.185
3.719.435
Total pasivos
M$
Patrimonio
Ingresos
ordinarios
M$
M$
676.784
21.650.681
53.891.695
3.162
1.243.169
21.312.254
6.934.203
12.034.483
11.211.471
498.696
619.693.296
66.925.037
28.815.862
6.830.769
19.825.781
7.666.285
495.108
6.627.578
7.420.192
1.516.894
76.809.592
5.450.305
31.921.457
16.247
2.873.369
9.268.576
1.644.464
21.202.118
21.254.036
5.842.304
117.513.026
728.329.802
Otros
M$
Ganancia
(pérdida) de
operaciones
continuadas
M$
Ganancia
(pérdida) de
operaciones
discontinuadas
M$
Ganancia
(pérdida)
Otro
resultado
integral
M$
M$
Resultado
integral
M$
5.587.496
5.587.496
5.587.496
5.587.496
(24.661.432)
1.049.384
(2.995.340)
(7.831.279)
251.910
(21.715.778)
(21.785.074)
(5.119.870)
(88.557.035)
(725.001.397)
7.260.025
1.065.631
(121.971)
1.437.297
1.896.374
(513.660)
(531.038)
722.434
28.955.991
3.328.405
7.260.025
1.065.631
(121.971)
1.437.297
1.896.374
(513.660)
(531.038)
722.434
28.955.991
3.328.405
7.260.025
1.065.631
(121.971)
1.437.297
1.896.374
(1.468.767)
(1.588.206)
722.434
103.289.515
3.599.303
(955.107)
(1.057.168)
74.333.524
270.898
Página 89
13.3.3.- Otra información de inversiones en sociedades con control conjunto.
Saldos al 31 de diciembre de 2015.
31-12-2015
Otra información de inversiones en sociedades con
control conjunto
Norelec S.A.
Empresa de Distribución Eléctrica de Tucumán S.A.
Compañía Eléctrica de Inversiones S.A.
Gascart S.A.
Gasnor S.A.
GNL Quintero S.A.
GNL Chile S.A.
Gasoducto Gasandes (Argentina) S.A.
Gasoducto Gasandes S.A.
Andes Operaciones y Servicios S.A.
Efectivo y
equivalente a
efectivo
Otros pasivos
financieros
corrientes
Otros pasivos
financieros
no corrientes
Gasto por
depreciación y
amortización
Ingresos de
actividades
ordinarias
procedentes
de intereses
Gastos por
intereses
Gasto por
impuestos a
las ganancias,
operaciones
continuadas
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
1.336.633
567.417
21.004
3.621.337
3.597.558
140.433.430
20.034.779
5.049.948
4.459.805
764.416
5.892.943
38.242
38.242
15.083.088
277.673
629.912
16.263
1.554.640
666.266.431
5.472.493
(810.595)
(810.595)
(23.575.435)
(19.185)
(684.594)
(840.829)
(44.669)
126.255
3.102.524
50.792
1.088.157
1.086.151
202.047
306.914
200.265
48.291
1.491
(4.754.818)
(1.093.885)
(1.093.885)
(48.422.015)
(135.102)
(2.130)
(1.782.502)
(710)
(11.080)
(3.754.320)
(9.480)
(1.985.140)
(1.985.001)
(9.011.604)
(742.481)
(174.699)
(29.117)
(6.747)
Página 90
Saldos al 31 de diciembre de 2014.
31-12-2014
Otra información de inversiones en sociedades con
control conjunto
Norelec S.A.
Empresa de Distribución Eléctrica de Tucumán S.A.
Compañía Eléctrica de Inversiones S.A.
Gascart S.A.
Gasnor S.A.
Hualpén Gas S.A.
GNL Quintero S.A.
GNL Chile S.A.
Gasoducto Gasandes (Argentina) S.A.
Gasoducto Gasandes S.A.
Andes Operaciones y Servicios S.A.
Efectivo y
equivalente a
efectivo
Otros pasivos
financieros
corrientes
Otros pasivos
financieros
no corrientes
Gasto por
depreciación y
amortización
Ingresos de
actividades
ordinarias
procedentes
de intereses
Gastos por
intereses
Gasto por
impuestos a
las ganancias,
operaciones
continuadas
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
187.088
1.298.296
70.870
340.312
338.453
746.099
83.890.469
367.888
3.881.987
3.703.602
299.735
4.458.357
10.871.229
(499.958)
1.350.928
1.349.787
49.326
49.285
12.886.763
556.718.002
238.490
708.278
13.617.275
(803.442)
(803.442)
(8.483)
(16.636.003)
(26.602)
(309.791)
(1.007.712)
(2.374)
166.609
2.202.460
36.593
270.285
268.150
5.842.304
12.645
461.098
34.421
40.949
7.122
(5.240.801)
(550.087)
(550.714)
(36.681.605)
(103.370)
(4.154)
(1.278.928)
(1.187)
(36.828)
(3.119.203)
(13.407)
157.550
164.556
(192.039)
(8.121.670)
(889.385)
(75.371)
(399.999)
Página 91
13.4.-
Inversiones en subsidiarias.
13.4.1.- Inversiones en subsidiarias contabilizadas usando el método de la participación.
Saldos al 31 de diciembre de 2015.
Movimiento de inversiones en sociedades
subsidiarias
CGE Distribución S.A.
Compañía Nacional de Fuerza Eléctrica S.A.
CGE Magallanes S.A.
Emel Norte S.A.
CGE Argentina S.A.
Transnet S.A.
Gasco S.A.
Tecnet S.A.
Comercial & Logística General S.A.
Transformadores Tusan S.A.
Inversiones y Gestión S.A.
Sociedad de Computación Binaria S.A.
Novanet S.A.
País de
origen
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Moneda
funcional
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
Porcentaje
participación
99,34365%
99,31496%
99,89482%
98,21715%
99,99164%
99,60057%
56,62438%
100,00000%
100,00000%
100,00000%
100,00000%
100,00000%
100,00000%
Porcentaje
poder de
votos
99,34365%
99,31496%
99,89482%
98,21715%
99,99164%
99,60057%
56,62438%
100,00000%
100,00000%
100,00000%
100,00000%
100,00000%
100,00000%
Total
Saldo al
Adiciones
Participación
en ganancia
(pérdida)
Resultado
responsabilidad
sobre pasivos
netos asociadas
Dividendos
recibidos
Diferencia de
conversión
Otro
incremento
(decremento)
01-01-2015
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
466.295.973
220.314.965
24.009.676
165.092.950
26.239.005
371.520.871
304.934.555
2.056.680
4.373.295
14.203.448
54.781.780
3.671.481
10.181.291
1.667.675.970
7.639
7.639
26.175.083
15.410.121
3.368.574
12.318.650
9.083.604
27.609.625
29.878.525
588.952
584.160
1.258.747
5.297.365
(1.362.673)
1.330.701
(22.981.931)
(10.101.166)
(2.908.157)
(8.577.701)
(1.113.001)
(27.052.984)
(20.642.983)
(570.230)
(12.046.052)
656.085
(772.746)
(5.743.126)
131.541.434
0
Saldo al
31-12-2015
M$
Dividendos
pagados a
participaciones
no controladoras
M$
225.297
2.496.073
6.514
548.324
(2.725.082)
38.739
(7.087.439)
6.441
45.321
13.176
469.714.422
228.127.632
24.476.607
169.382.223
19.438.474
372.116.251
307.738.743
2.081.843
5.002.776
14.702.625
54.336.019
2.308.808
11.511.992
(150.842)
(69.197)
(3.059)
(152.928)
(93)
(108.058)
(15.813.017)
1.680.938.415
(16.297.194)
(100.464.025)
(11.389.967)
(6.432.636)
Saldos al 31 de diciembre de 2014.
Movimiento de inversiones en sociedades
subsidiarias
CGE Distribución S.A.
Compañía Nacional de Fuerza Eléctrica S.A.
CGE Magallanes S.A.
Emel Norte S.A.
CGE Argentina S.A.
Transnet S.A.
Gasco S.A.
Tecnet S.A.
Comercial & Logística General S.A.
Transformadores Tusan S.A.
Inversiones y Gestión S.A.
Sociedad de Computación Binaria S.A.
Novanet S.A.
Total
País de
origen
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Moneda
funcional
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
Porcentaje
participación
99,34365%
99,63403%
99,89482%
98,21715%
99,99164%
99,60057%
56,62438%
100,00000%
100,00000%
100,00000%
100,00000%
100,00000%
100,00000%
Porcentaje
poder de
votos
99,34365%
99,63403%
99,89482%
98,21715%
99,99164%
99,60057%
56,62438%
100,00000%
100,00000%
100,00000%
100,00000%
100,00000%
100,00000%
Saldo al
Adiciones
Participación
en ganancia
(pérdida)
Resultado
responsabilidad
sobre pasivos
netos asociadas
Dividendos
recibidos
Diferencia de
conversión
Otro
incremento
(decremento)
01-01-2014
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
416.354.309
196.861.981
22.729.295
150.538.158
27.578.143
338.756.986
319.353.421
1.653.689
4.872.818
13.755.534
51.188.940
4.004.003
20.197.908
1.567.845.185
4.808
4.808
48.950.655
10.123.209
2.489.661
11.325.168
3.466.850
18.127.758
30.223.612
485.253
(655.090)
1.022.208
2.471.187
(1.446.273)
(10.058.675)
116.525.523
(28.692.057)
(190.584)
(2.623.664)
(3.631.227)
(1.360.335)
(29.894.455)
(43.473.932)
(112.099.673)
31-12-2014
M$
Dividendos
pagados a
participaciones
no controladoras
M$
2.672.015
29.683.066
13.515.551
1.414.384
6.860.851
1.322.085
44.530.582
(3.840.561)
(82.262)
155.567
638.125
2.142.653
1.113.751
42.058
466.295.973
220.314.965
24.009.676
165.092.950
26.239.005
371.520.871
304.934.555
2.056.680
4.373.295
14.203.448
54.781.780
3.671.481
10.181.291
(189.564)
(700)
(2.762)
(65.914)
(114)
(119.886)
(33.302.068)
(2.095.723)
97.495.850
1.667.675.970
(33.681.008)
(4.767.738)
(1.212.419)
(1.021.000)
0
Saldo al
Página 92
13.4.2.- Información resumida de las subsidiarias.
Saldos al 31 de diciembre de 2015.
31-12-2015
Inversiones en sociedades subsidiarias al
Porcentaje
participación
Activos
corrientes
CGE Distribución S.A.
Compañía Nacional de Fueza Eléctrica S.A.
CGE Magallanes S.A.
Emel Norte S.A.
CGE Argentina S.A.
Transnet S.A.
Gasco S.A.
Tecnet S.A.
Comercial & Logística General S.A.
Transformadores Tusan S.A.
Inversiones y Gestión S.A.
Sociedad de Computación Binaria S.A.
Novanet S.A.
99,34365%
99,31496%
99,89482%
98,21715%
99,99164%
99,60057%
56,62438%
100,00000%
100,00000%
100,00000%
100,00000%
100,00000%
100,00000%
229.631.775
87.163.915
10.439.188
73.269.156
24.914.945
27.963.156
719.708.904
6.153.706
13.819.145
13.976.185
3.400.938
4.229.627
14.474.212
M$
Activos no
corrientes
M$
748.797.292
285.487.318
60.874.404
301.383.465
52.551.091
617.290.923
997.266.313
3.343.323
1.224.675
10.494.722
52.864.930
23.448.253
111.089
Total activos
Pasivos
corrientes
M$
M$
978.429.067
372.651.233
71.313.592
374.652.621
77.466.036
645.254.079
1.716.975.217
9.497.029
15.043.820
24.470.907
56.265.868
27.677.880
14.585.301
165.503.272
53.351.004
4.685.278
61.555.656
50.594.009
35.612.469
489.126.471
3.178.737
4.752.641
7.403.940
1.050.884
5.448.589
2.020.053
Pasivos no
corrientes
M$
340.108.033
89.345.466
22.983.174
129.794.445
7.102.969
236.000.118
396.343.917
4.231.814
5.288.377
1.756.438
876.830
19.920.328
22.555
Total pasivos
M$
505.611.305
142.696.470
27.668.452
191.350.101
57.696.978
271.612.587
885.470.388
7.410.551
10.041.018
9.160.378
1.927.714
25.368.917
2.042.608
Patrimonio
Ingresos
ordinarios
M$
472.817.762
229.954.763
43.645.140
183.302.520
19.769.058
373.641.492
831.504.829
2.086.478
5.002.802
15.310.529
54.338.154
2.308.963
12.542.693
M$
931.884.279
258.835.093
33.857.562
197.557.528
52.850.206
89.532.328
453.943.115
21.505.950
34.371.839
15.077.148
10.613.372
25.247.932
7.572.006
Costo de ventas
M$
(826.780.568)
(217.114.954)
(22.556.264)
(159.826.495)
(25.834.851)
(32.301.859)
(314.297.105)
(18.759.078)
(31.221.360)
(10.420.469)
(4.167.196)
(24.519.044)
(3.926.639)
Otros
M$
(78.755.692)
(26.170.628)
(5.184.147)
(23.683.116)
(17.887.733)
(29.507.677)
(59.678.518)
(2.156.609)
(2.566.316)
(3.317.097)
(1.148.602)
(2.091.653)
(2.322.619)
Ganancia
(pérdida)
neta
M$
26.348.019
15.549.511
6.117.151
14.047.917
9.127.622
27.722.792
79.967.492
590.263
584.163
1.339.582
5.297.574
(1.362.765)
1.322.748
Ganancia
(pérdida)
controlador
M$
26.348.019
15.516.415
3.372.121
12.542.260
9.084.364
27.722.792
52.766.185
590.263
584.163
1.270.563
5.297.574
(1.362.765)
1.330.821
Resultado
Integral
controlador
Resultado
integral
M$
M$
26.574.805
15.692.553
6.128.869
14.148.155
(3.004.299)
27.761.688
80.714.803
596.719
629.484
1.352.883
5.297.574
(1.362.765)
1.322.748
26.574.805
15.659.290
3.378.642
12.637.785
(2.962.695)
27.761.688
52.413.866
596.719
629.484
1.283.864
5.297.574
(1.362.765)
1.330.821
Saldos al 31 de diciembre de 2014.
31-12-2014
Inversiones en sociedades subsidiarias
Porcentaje
participación
Activos
corrientes
M$
M$
M$
M$
CGE Distribución S.A.
Compañía Nacional de Fueza Eléctrica S.A.
CGE Magallanes S.A.
Emel Norte S.A.
CGE Argentina S.A.
Transnet S.A.
Gasco S.A.
Tecnet S.A.
Comercial & Logística General S.A.
Transformadores Tusan S.A.
Inversiones y Gestión S.A.
Sociedad de Computación Binaria S.A.
Novanet S.A.
99,34365%
99,63403%
99,89482%
98,21715%
99,99164%
99,60057%
56,62438%
100,00000%
100,00000%
100,00000%
100,00000%
100,00000%
100,00000%
240.885.392
109.351.744
10.374.486
81.536.041
17.973.061
49.361.148
186.271.926
5.619.389
17.377.159
12.164.543
7.400.350
2.028.743
13.233.730
731.297.992
283.279.076
61.190.615
295.039.882
55.204.797
596.578.716
1.516.517.313
3.922.483
1.772.180
10.609.226
56.344.400
22.659.835
431.608
972.183.384
392.630.820
71.565.101
376.575.923
73.177.858
645.939.864
1.702.789.239
9.541.872
19.149.339
22.773.769
63.744.750
24.688.578
13.665.338
214.348.826
78.571.598
7.446.936
64.864.508
41.249.110
26.922.681
209.398.468
3.113.269
9.379.207
2.160.344
7.729.371
21.016.850
2.375.959
Activos no
corrientes
Total activos
Pasivos
corrientes
Pasivos no
corrientes
M$
288.457.832
92.006.408
21.701.588
133.536.899
5.316.988
245.973.511
668.847.211
4.367.344
5.396.814
5.855.070
1.231.447
Total pasivos
M$
502.806.658
170.578.006
29.148.524
198.401.407
46.566.098
272.896.192
878.245.679
7.480.613
14.776.021
8.015.414
8.960.818
21.016.850
2.375.959
Patrimonio
M$
469.376.726
222.052.814
42.416.577
178.174.516
26.611.760
373.043.672
824.543.560
2.061.259
4.373.318
14.758.355
54.783.932
3.671.728
11.289.379
Ingresos
ordinarios
M$
839.534.909
228.124.678
29.507.401
200.055.196
41.028.634
83.794.383
485.428.770
21.073.241
28.855.628
14.756.411
10.171.329
23.318.870
5.793.206
Costo de ventas
M$
(732.968.328)
(194.630.130)
(19.180.174)
(165.346.741)
(22.695.132)
(31.729.649)
(326.789.340)
(18.549.035)
(26.255.965)
(10.447.190)
(5.068.554)
(21.856.926)
(2.352.013)
Otros
M$
(57.292.516)
(23.261.275)
(5.803.455)
(21.859.156)
(14.847.721)
(33.862.673)
(61.843.452)
(2.037.872)
(3.254.757)
(3.236.164)
(2.631.491)
(2.908.315)
(13.298.964)
Ganancia
(pérdida)
neta
M$
49.274.065
10.233.273
4.523.772
12.849.299
3.485.781
18.202.061
96.795.978
486.334
(655.094)
1.073.057
2.471.284
(1.446.371)
(9.857.771)
Ganancia
(pérdida)
controlador
Resultado
Integral
controlador
Resultado
integral
M$
M$
M$
49.274.065
10.160.393
2.492.283
11.530.743
3.467.140
18.202.061
53.375.616
486.334
(655.094)
1.031.803
2.471.284
(1.446.371)
(10.059.578)
86.572.841
23.040.414
8.427.255
27.628.555
(1.231.157)
64.229.537
116.586.228
482.832
(647.165)
1.680.222
3.648.220
(1.413.246)
(9.857.771)
86.572.841
22.908.730
4.647.568
25.077.498
(1.300.996)
64.229.537
71.919.186
482.832
(647.165)
1.638.968
3.648.220
(1.413.246)
(10.059.578)
Página 93
14.-
ACTIVOS INTANGIBLES DISTINTO DE LA PLUSVALIA.
14.1.-
Composición y movimientos de los activos intangibles.
Este rubro está compuesto principalmente por concesiones, derechos de agua, servidumbres de
paso y software computacionales. Su detalle al 31 de diciembre de 2015 y 2014 es el siguiente:
31-12-2015
Activos Intangibles
Valores brutos
M$
Amortización
acumulada
M$
Valores netos
M$
Costos de desarrollo.
Patentes, marcas registradas y otros derechos.
Programas informáticos.
Otros activos intangibles identificables.
3.716.101
101.711
55.980.929
260.364.728
(52.571)
(41.780.523)
(1.422.361)
3.716.101
49.140
14.200.406
258.942.367
Total
320.163.469
(43.255.455)
276.908.014
31-12-2014
Activos Intangibles
Valores brutos
M$
Amortización
acumulada
M$
Valores netos
M$
Costos de desarrollo.
Patentes, marcas registradas y otros derechos.
Programas informáticos.
Otros activos intangibles identificables.
481.888
160.033
64.586.690
263.137.705
(97.017)
(46.294.110)
(910.721)
481.888
63.016
18.292.580
262.226.984
Total
328.366.316
(47.301.848)
281.064.468
El detalle de los otros activos intangibles identificables al 31 de diciembre de 2015 se encuentra
en nota 14.1.1.La amortización acumulada al 31 de diciembre de 2015 alcanza a M$ 43.255.455 y
M$ 47.301.848 al 31 de diciembre de 2014, la que corresponde a los activos intangibles distintos
a la plusvalía con vida útil finita.
El detalle de vidas útiles aplicadas en el rubro Intangibles al 31 de diciembre de 2015 y 31 de
diciembre de 2014 es la siguiente:
Vidas útiles estimadas o tasas de amortización utilizadas
Costos de desarrollo.
Patentes, marcas registradas y otros derechos.
Programas Informáticos.
Otros activos intangibles identificables.
Servidumbres.
Concesiones.
Concesiones Argentina.
Vida / tasa
Mínima
Máxima
Vida
Vida
Vida
Vida
Vida
Vida
Vida
4
3
1
20
Indefinida
Indefinida
50
8
20
8
20
Indefinida
Indefinida
50
Página 94
El movimiento de intangibles al 31 de diciembre de 2015 y 2014 es el siguiente:
31-12-2015
Movimientos en activos intangibles
Saldo inicial al 1 de enero de 2015
Costos de
desarrollo,
neto
Patentes,
marcas
registradas y
otros
derechos,
neto
M$
M$
481.888
Programas
informáticos,
neto
M$
Otros activos
intangibles
identificables,
neto
M$
Activos
intangibles
identificables,
neto
M$
63.016
18.292.580
262.226.984
281.064.468
4.631
539.622
185.258
52.195
5.161.992
3.773.835
5.351.881
52.195
(12.173)
(6.106)
(821.758)
(4.756.326)
(231.318)
(744.479)
(1.065.249)
(5.506.911)
102.556
102.556
(7.595.289)
21.921
(7.572.368)
707.607
Adiciones por desarrollo interno.
Adiciones.
Adquisiciones mediante combinaciones de negocios.
Transferencias a (desde) activos no corrientes y grupos
en enajenación mantenidos para la venta.
Amortización.
Reversiones de deterioro de valor reconocidas en el
estado de resultados.
Incremento (disminución) en el cambio de moneda
extranjera.
Otros incrementos (disminuciones).
3.234.213
Cambios, total
3.234.213
(13.876)
(4.092.174)
(3.284.617)
(4.156.454)
Saldo final al 31 de diciembre de 2015
3.716.101
49.140
14.200.406
258.942.367
276.908.014
144
(372)
22.777
686.058
31-12-2014
Movimientos en activos intangibles
Saldo inicial al 1 de enero de 2014
Costos de
desarrollo,
neto
Patentes,
marcas
registradas y
otros
derechos,
neto
Programas
informáticos,
neto
Otros activos
intangibles
identificables,
neto
Activos
intangibles
identificables,
neto
M$
M$
M$
M$
M$
481.888
Adiciones por desarrollo interno.
Adiciones.
Adquisiciones mediante combinaciones de negocios.
Retiros.
Amortización.
Reversiones de deterioro de valor reconocidas en el
estado de resultados.
Incremento (disminución) en el cambio de moneda
extranjera.
Otros incrementos (disminuciones).
Cambios, total
Saldo al 31 de diciembre de 2014
65.575
7.408
1.214
(5.537)
15.598.033
257.463.562
273.609.058
6.175.883
1.299.198
150.474
(149)
(4.786.071)
7.389.785
1.487.377
(89)
(843.919)
6.175.883
8.696.391
1.639.065
(238)
(5.635.527)
712.213
712.213
(5.644)
(2.052)
(142.736)
(3.969.223)
(12.722)
(3.971.275)
(161.102)
0
(2.559)
2.694.547
4.763.422
7.455.410
481.888
63.016
18.292.580
262.226.984
281.064.468
Página 95
14.1.1
El detalle del importe de activos intangibles identificables individuales significativos y su
vida útil o período de amortización al 31 de diciembre de 2015 y 2014 es el siguiente:
Importe en libros
de activo individual
intangible
significativo
Detalle de otros activos identificables al
31-12-2015
Explicación del período o
ejercicio de amortización
restante de activo intangible
individual identificable
significativo
M$
Concesiones.
Concesiones Argentina - (IFRIC 12).
Servidumbres.
Servidumbres.
210.586.524
31.228.060
16.952.124
175.659
Total
258.942.367
Importe en libros
de activo individual
intangible
significativo
Detalle de otros activos identificables al
31-12-2014
Indefinida
42
Indefinida
Definida
Explicación del período o
ejercicio de amortización
restante de activo intangible
individual identificable
significativo
M$
Concesiones.
Concesiones Argentina - (IFRIC 12).
Servidumbres.
Servidumbres.
210.586.524
34.879.235
16.590.712
170.513
Total
262.226.984
Indefinida
43
Indefinida
Definida
El cargo a resultados del ejercicio por amortización de intangibles al 31 de diciembre de 2015 y
2014 es el siguiente:
01-01-2015
Línea de partida en el estado de
resultados que incluye amortización de
activos intangibles identificables
01-01-2014
31-12-2015
Patentes, marcas
registradas y
otros derechos
M$
Programas
informáticos
M$
31-12-2014
Otros activos
intangibles
identificables
M$
Patentes, marcas
registradas y
otros derechos
M$
Programas
informáticos
M$
Otros activos
intangibles
identificables
M$
Costo de ventas.
Gastos de administración.
6.106
4.176.469
579.857
719.411
25.068
5.537
4.398.514
387.557
784.266
59.653
Total
6.106
4.756.326
744.479
5.537
4.786.071
843.919
14.2.-
Activos intangibles con vida útil indefinida.
14.2.1.- Servidumbres.
Los derechos de servidumbre se presentan al costo. El período de explotación de dichos
derechos, en general no tiene límite por lo que son considerados activos con una vida
útil indefinida, y en consecuencia no están sujetos a amortización.
14.2.2.- Derechos de explotación exclusiva de clientes regulados.
Los derechos de explotación exclusiva de clientes regulados adquiridos a través de
combinaciones de negocios han sido determinados en base a los flujos netos estimados
Página 96
a la fecha de adquisición que se recibirán por el uso de dicho activo. Dichos intangibles
no se amortizan pues poseen vida útil indefinida, ya que dicha concesión no posee un
plazo de expiración.
La vida útil de todos los activos intangibles de vida útil indefinida, previamente
enunciados es objeto de revisión en cada ejercicio para el que se presente información,
para determinar si la consideración de vida útil indefinida sigue siendo aplicable. Estos
activos se someten a pruebas de deterioro de valor anualmente.
14.2.3.- Información sobre las concesiones de servicio.
Las concesiones para establecer operar y explotar las instalaciones de servicio público de
distribución de energía eléctrica en Chile registradas, provienen de la valoración de
derechos de explotación exclusiva de clientes regulados establecidos en el DFL
N°4/20.018 de 2006 del Ministerio de Economía Fomento y Turismo y que fueron
adquiridas a través de combinaciones de negocios. Dichas concesiones tienen vida útil
indefinida y están sujetas a caducidad sólo si la calidad del servicio suministrado no
corresponde a las exigencias prestablecidas en dicho cuerpo normativo o en sus
reglamentos, o a las condiciones estipuladas en los decretos de concesión. Por lo tanto,
la actividad de distribución de energía eléctrica en Chile constituye un negocio regulado
y no una concesión de servicios en los términos de IFRIC 12.
Las concesiones de distribución de electricidad y gas en la República de Argentina, se
valorizan de acuerdo a IFRIC 12 y se amortizan en el plazo estipulado en los respectivos
contratos de concesión en los cuales se revierten al Estado Argentino los activos
concesionados. Estos activos son sometidos a pruebas por deterioro de valor, toda vez
que existan indicios de potencial deterioro.
Dichas concesiones están establecidas en las Provincias de Jujuy, San Juan, Tucumán
(concesiones eléctricas) y Provincias de Jujuy, Tucumán, Salta y Santiago del Estero
(concesiones gas). El plazo total de dichas concesiones fluctúa en un rango de 35 a 90
años, donde las mejoras y mantenciones efectuadas quedarán a futuro beneficio del
cedente y no podrán ser cobradas por las sociedades subsidiarias titulares de la
concesión.
Página 97
15.-
PLUSVALIA.
El detalle de la plusvalía comprada al 31 de diciembre de 2015 y 2014 es la siguiente:
Movimientos 2014
Rut
90.310.000-1
80.215.300-7
96.661.850-7
86.897.200-9
96.722.460-K
96.853.490-4
96.557.330-5
76.348.900-0
86.977.200-3
0-E
0-E
0-E
Fecha de
generación
plusvalía
Sociedad adquirente
Gasco S.A. (*)
Sociedad Eléctricidad del Sur S.A. (*)
Inmobiliaria Coronel S.A. (*)
Empresa Eléctrica EMEC S.A (*)
Metrogas S.A. (*)
Gas Sur S.A. (*)
Compañía Eléctrica del Río Maipo S.A. (*)
Energía del Limarí S.A.
Empresas Emel S.A.
Inversiones GLP S.A.S. E.S.P.
Grupo Unigas S.A.
12-09-1977
30-07-1993
30-06-1997
30-08-1999
03-10-2000
08-06-2001
30-04-2003
05-01-2007
30-11-2007
18-02-2010
15-03-2011
Compañía General de Electricidad S.A.
CGE Distribución S.A.
Inversiones y Gestión S.A.
Compañía Nacional de Fuerza Eléctrica S.A.
Gasco S.A.
Gasco S.A.
CGE Distribución S.A.
Compañía Nacional de Fuerza Eléctrica S.A.
Compañía General de Electricidad S.A.
Gasco S.A.
Gasco S.A.
JGB Inversiones S.A.S. E.S.P.
12-07-2012
Inversiones GLP S.A. E.S.P.
Sociedad sobre la cual se mantiene la
plusvalía
Relación con
vendedor
Sin relación
Reorganización
Sin relación
Reorganización
Sin relación
Sin relación
Sin relación
Sin relación
Sin relación
Sin relación
Sin relación
Accionista de
subsidiaria
Totales
01-01-2014
Otros
incrementos
(disminuciones)
M$
M$
Saldo al
Movimientos 2015
31-12-2014
Otros
incrementos
(disminuciones)
M$
M$
Saldo al
2.544.299
1.028.052
808.051
98.971.277
8.462.106
684.967
103.712.002
89.457
47.881.406
3.313.251
4.550.102
(311.138)
(337.045)
1.909.579
273.954.549
Saldo al
31-12-2015
M$
2.544.299
1.028.052
808.051
98.971.277
8.462.106
684.967
103.712.002
89.457
47.881.406
3.002.113
4.213.057
2.544.299
1.028.052
808.051
98.971.277
8.462.106
684.967
103.712.002
89.457
47.881.406
0
0
(3.002.113)
(4.213.057)
(141.450)
1.768.129
(1.768.129)
0
(789.633)
273.164.916
(8.983.299)
264.181.617
(*)
Para todas las combinaciones de negocios efectuadas con anterioridad al 1 de enero de 2008, se optó por
no aplicar de forma retroactiva la NIIF 3, utilizando la exención de la NIIF 1 como fecha de transición.
16.-
PROPIEDADES DE INVERSION.
La composición y el movimiento de este rubro al 31 de diciembre de 2015 y 2014 es el siguiente:
16.1.-
Composición y movimientos de las propiedades de inversión.
Propiedades de inversión, modelo del valor razonable
Saldo Inicial
Adiciones, propiedades de inversión.
Transferencias (desde) propiedades ocupadas por el dueño, propiedades de
inversión.
Retiros o desapropiaciones, propiedades de inversión.
Ganancias (pérdidas) por ajustes del valor razonable.
Otro Incremento (decremento), propiedades de inversión.
Total de cambios en propiedades de inversión, modelo del valor razonable
Total
31-12-2015
M$
10.889.192
31-12-2014
M$
11.547.848
21.965
(329.712)
370.942
(1.518.474)
333.573
133.338
(2.024.767)
(658.656)
8.864.425
10.889.192
(1.695.055)
Las tasaciones para los efectos de determinar el valor razonable de las propiedades de inversión,
son evaluadas y efectuadas en forma anual.
Página 98
16.2.-
Conciliación entre tasación obtenida y tasación ajustada incluida en los estados financieros.
Valorización ajustada incluida en los estados financieros, modelo del valor
razonable
16.3.-
31-12-2015
31-12-2014
M$
M$
Valorización obtenida para las propiedades de inversión.
8.864.425
10.889.192
Total
8.864.425
10.889.192
Ingresos de propiedades de inversión.
Ingresos de propiedades de inversión
01-01-2015
31-12-2015
M$
01-01-2014
31-12-2014
M$
676.663
496.406
Importe de ingresos por alquileres de propiedades de inversión.
17.-
PROPIEDADES, PLANTA Y EQUIPO.
17.1.-
Vidas útiles.
El siguiente cuadro muestra las vidas útiles técnicas para los bienes del Grupo CGE.
Vida útil para la depreciación de propiedades, planta y equipo
Vida útil
Vida útil
Vida útil
Vida útil
Vida útil
Vida útil
para edificios.
para planta y equipo.
para equipamiento de tecnologías de la información.
para instalaciones fijas y accesorios.
para vehículos de motor.
para otras propiedades, planta y equipo.
Vida útil
Mínima
Máxima
60
20
5
20
7
5
80
80
8
45
7
10
Página 99
17.2.-
Detalle de los rubros.
La composición de este rubro al 31 de diciembre de 2015 y 2014 es la siguiente:
17.2.1.- Valores netos de propiedades, planta y equipo.
Clases de propiedades, plantas y equipos, neto
31-12-2015
M$
31-12-2014
M$
227.952.272
166.716.408
Terrenos.
75.478.248
142.066.860
Edificios.
53.564.546
80.433.823
2.061.146.856
346.735.621
220.255.432
87.590.331
605.198.883
43.628.566
625.091.339
132.646.684
2.463.629.510
352.467.160
224.754.128
85.122.650
611.040.318
66.162.059
723.655.691
175.240.706
50.827.578
36.591.102
137.768.118
2.764.038
4.831.397
102.660.420
877.988
7.457.342
3.083.717
91.241.373
103.708.339
2.524.240
8.571.664
3.539.599
89.072.836
Vehículos de motor.
4.600.072
12.624.301
Mejoras de bienes arrendados.
3.892.516
4.309.078
16.720.779
27.494.477
6.024.070
6.661.744
2.554.803.817
3.012.475.937
Construcciones en curso.
Planta y equipos.
Subestaciones de poder.
Lineas de transporte energía.
Subestaciones de distribución.
Líneas y redes de media y baja tensión.
Maquinas y equipos de generación.
Red de distribución de gas.
Cilindros de gas licuado.
Estanques refrigerados
Estanques domiciliarios.
Medidores.
Equipamiento de tecnología de la información
Instalaciones fijas y accesorios
Equipos de comunicaciones.
Herramientas.
Muebles y útiles.
Instalaciones y accesorios diversos.
Otras propiedades, plantas y equipos.
Repuestos
Total
Página 100
17.2.2.- Valores brutos de propiedades, planta y equipo.
Clases de propiedades, plantas y equipos, bruto
31-12-2015
M$
31-12-2014
M$
227.952.272
166.716.408
Terrenos.
75.478.248
142.066.860
Edificios.
78.375.666
121.002.067
2.912.019.959
444.193.596
280.690.319
125.046.081
831.639.716
89.777.135
869.311.628
271.361.484
3.368.623.280
436.861.349
278.360.478
118.842.912
818.801.907
127.197.200
1.002.975.090
216.186.789
62.827.773
41.141.299
265.428.483
21.767.244
29.496.963
160.200.063
4.481.258
23.423.841
12.248.992
120.045.972
170.305.327
12.014.301
26.944.291
15.029.128
116.317.607
16.268.154
36.492.800
5.476.957
5.703.724
24.981.643
35.319.078
7.211.828
7.820.431
3.529.732.034
4.083.546.938
Construcciones en curso.
Planta y equipos.
Subestaciones de poder.
Lineas de transporte energía.
Subestaciones de distribución.
Líneas y redes de media y baja tensión.
Maquinas y equipos de generación.
Red de distribución de gas.
Cilindros de gas licuado.
Estanques refrigerados
Estanques domiciliarios.
Medidores.
Equipamiento de tecnología de la información
Instalaciones fijas y accesorios
Equipos de comunicaciones.
Herramientas.
Muebles y útiles.
Instalaciones y accesorios diversos.
Vehículos de motor.
Mejoras de bienes arrendados.
Otras propiedades, plantas y equipos.
Repuestos
Total
Página 101
17.2.3.- Depreciación acumulada de propiedades, planta y equipo.
Depreciación acumulada y deterioro, propiedades, planta y equipos
Edificios.
31-12-2015
M$
31-12-2014
M$
24.811.120
40.568.244
Planta y equipos.
Subestaciones de poder.
Lineas de transporte energía.
Subestaciones de distribución.
Líneas y redes de media y baja tensión.
Maquinas y equipos de generación.
Red de distribución de gas.
Cilindros de gas licuado.
Estanques refrigerados
Estanques domiciliarios.
Medidores.
850.873.103
97.457.975
60.434.887
37.455.750
226.440.833
46.148.569
244.220.289
138.714.800
904.993.770
84.394.189
53.606.350
33.720.262
207.761.589
61.035.141
279.319.399
40.946.083
12.000.195
4.550.197
127.660.365
Equipamiento de tecnología de la información
19.003.206
24.665.566
Instalaciones fijas y accesorios
Equipos de comunicaciones.
Herramientas.
Muebles y útiles.
Instalaciones y accesorios diversos.
57.539.643
3.603.270
15.966.499
9.165.275
28.804.599
66.596.988
9.490.061
18.372.627
11.489.529
27.244.771
Vehículos de motor.
11.668.082
23.868.499
Mejoras de bienes arrendados.
1.584.441
1.394.646
Otras propiedades, plantas y equipos.
8.260.864
7.824.601
Repuestos
1.187.758
1.158.687
974.928.217
1.071.071.001
Total
Página 102
17.3.-
Reconciliación de cambios en propiedades, planta y equipo.
Movimiento al 31 de diciembre de 2015.
Construcción en curso
M$
Cambios
Saldo inicial al 1 de enero de 2015
Adiciones.
Desapropiaciones
Transferencias a (desde) activos no corrientes y grupos en desapropiación mantenidos
para la venta.
Gasto por depreciación y retiros.
Reversiones de deterioro de valor reconocidas en el estado de resultados.
Incremento (decremento) en el cambio de moneda extranjera.
Utilización repuestos
Otros incrementos (decrementos).
Total cambios
Saldo final al 31 de diciembre de 2015
Terrenos
Edificios,
neto
Planta y equipo,
neto
Equipamiento
de tecnologías
de la
información,
neto
M$
M$
2.463.629.510
4.831.397
103.708.339
12.624.301
4.309.078
27.494.477
6.661.744
3.012.475.937
136.811.551
(148.768)
1.709.596
(587.824)
126.955
(11.397)
4.574.863
(58.801)
505.333
(509)
351.045
(49.557)
459.228
(175.990)
620.272
(41.989)
5.278.183
(962.962)
3.879.814
154.316.840
(2.037.797)
(4.012.904)
(68.878.426)
(23.576.769)
(1.702.563)
(390.540.883)
(89.600.778)
977.849
6.077.975
(9.683)
66.096.804
(402.482.654)
(1.198.959)
(1.415.502)
(8.020.009)
(1.106.389)
(416.562)
(10.073.486)
(544.250)
(24.388)
(206.183)
9.164
(8.102.001)
(6.220.359)
5.298
66.687
33.114
(2.067.359)
12.900.968
(1.047.919)
819.230
(8.024.229)
(578.283)
(416.562)
(474.925)
(3.996.258)
(10.773.698)
14.462
(409.339)
(3.892.040)
(637.674)
(514.427.825)
(101.212.586)
983.147
6.221.972
(893.947)
(621.924)
(457.672.120)
2.061.146.856
2.764.038
102.660.420
4.600.072
3.892.516
16.720.779
6.024.070
2.554.803.817
75.478.248
53.564.546
M$
Propiedades,
planta y equipo,
neto
Repuestos
80.433.823
227.952.272
M$
Otras
propiedades,
planta y
equipo, neto
M$
53.983
M$
Mejoras de
bienes
arrendados,
neto
142.066.860
1.114.059
(1.705.503)
(66.588.612) (26.869.277)
M$
Vehículos de
motor, neto
166.716.408
(71.414.015)
61.235.864
M$
Instalaciones
fijas y
accesorios,
neto
(299)
M$
M$
Página 103
Movimiento al 31 de diciembre de 2014.
Movimiento año 2014
Construcción en curso
M$
Adiciones.
Adquisiciones mediante combinaciones de negocios.
Desapropiaciones
Transferencias a (desde) activos no corrientes y grupos en desapropiación mantenidos
para la venta.
Transferencias a (desde) propiedades de inversión.
Gasto por depreciación y retiros.
Incremento (decremento) por revaluación reconocido en
patrimonio neto.
Pérdida por deterioro reconocida en el patrimonio neto.
Incrementos
(decrementos) por
revaluación y por
pérdidas por
deterioro del valor
(reversiones)
reconocido en el
patrimonio neto.
Cambios
Saldo inicial al 1 de enero de 2014
Planta y equipo,
neto
Equipamiento
de tecnologías
de la
información,
neto
M$
M$
M$
81.814.594
2.191.000.975
4.494.891
102.464.894
16.691.954
131.441.415
791.988
300.933
(623.528)
552.668
(181.764)
6.001.749
27.998.300
(879.976)
1.831.774
6.918
(165.930)
2.510.714
210.423
(179.053)
2.455.878
44.391
(977.855)
(103.131)
(155.482)
(46.705)
(3.278.019)
(215.460)
(1.705.289)
22.674.958
3.543.302
220.866.311
(821.715)
22.674.958
3.543.302
220.044.596
(1.903)
(153.611)
(10.531)
(83.666.753)
M$
Vehículos de
motor, neto
116.913.453
(2.648.175)
M$
Instalaciones
fijas y
accesorios,
neto
138.486.295
(1.970.774)
M$
(5.956.573)
Mejoras de
bienes
arrendados,
neto
M$
(1.415.444)
Otras
propiedades,
planta y
equipo, neto
M$
4.595.637
(286.559)
Propiedades,
planta y equipo,
neto
Repuestos
M$
M$
29.945.905
8.266.671
2.694.675.269
16.260.942
1.604.186
85.322
(756.465)
163.451.314
28.646.287
(6.412.746)
(717.600)
(3.381.150)
(370.942)
(95.972.925)
(207.228)
247.084.522
(821.715)
(49)
Sub total reconocido en patrimonio neto
Incremento (decremento) por revaluación reconocido en el estado de resultados.
Pérdida por deterioro reconocida en el estado de resultados.
Reversiones de deterioro de valor reconocidas en el estado de resultados.
Incremento (decremento) en el cambio de moneda extranjera.
Utilización repuestos
Otros incrementos (decrementos).
Total cambios
Saldo final al 31 de diciembre de 2014
Terrenos
Edificios,
neto
1.532.008
422.860
(8.976)
(102.095.135)
28.230.113
1.893.417
25.153.407
76.909
(1.380.771)
2.037.032
(5.909)
7.118.997
1.457.175
(143.501)
92.666.825
272.628.535
166.716.408
142.066.860
80.433.823
2.463.629.510
0
(49)
0
0
(1.351)
(1.152.328)
(23.555)
(902.089)
6.446
210.211
(238.476)
629.423
336.506
5.623.655
1.243.445
(3.034.058)
(4.067.653)
(286.559)
4.831.397
103.708.339
12.624.301
4.309.078
0
0
246.262.807
(16.008.305)
(2.451.428)
8.648
(23.817)
(3.072.038)
(1.604.927)
729.190
(2.173.435)
7.118.997
3.389.896
(167.318)
(23.319.307)
317.800.668
27.494.477
6.661.744
3.012.475.937
(1.230.000)
Página 104
17.4.-
Política de inversiones en propiedades, planta y equipo.
El Grupo CGE, ha mantenido tradicionalmente una política de llevar a cabo todas las obras
necesarias para satisfacer los incrementos de la demanda, conservar en buen estado las
instalaciones y adaptar el sistema a los avances tecnológicos, con el objeto de cumplir cabalmente
con las normas de calidad y continuidad de suministro establecidos por la regulación vigente
tanto en el sector electricidad como en el sector gas, como asimismo con los contratos
comerciales suscritos con sus clientes. No existen restricciones en la titularidad de propiedades,
plantas y equipos del Grupo CGE.
17.4.1.- Informaciones adicionales a revelar sobre propiedades, planta y equipos.
Informaciones adicionales a revelar sobre propiedades, planta y equipos
Importe en libros de Propiedad, planta y equipo completamente depreciados todavía
en uso.
Importe en libros de Propiedades, planta y equipo retiradas no mantenidas para la
venta.
Importe de desembolsos sobre cuentas de propiedades, planta y equipos en proceso
de construcción.
17.5.-
31-12-2015
M$
31-12-2014
M$
8.556.121
3.064.302
7.979.724
7.430.656
138.863.419
124.851.450
Costo por intereses.
Durante los ejercicios terminados al 31 de diciembre de 2015 y 2014 no se han capitalizado
intereses, por no existir propiedades, planta y equipo que califiquen para dicha activación.
17.6.-
Información a considerar sobre los activos revaluados.
Los terrenos, construcciones y edificios, así como los equipos, instalaciones y redes destinadas al
negocio eléctrico y del gas, se reconocen inicialmente a su costo de adquisición, y posteriormente
son revalorizados mediante el método de retasación periódica a valor razonable, este método
implica revisar anualmente la variación en los valores razonables de los bienes. Las tasaciones de
propiedades, planta y equipo son efectuadas toda vez que existan variaciones significativas en las
variables que inciden en la determinación de sus valores razonables. Tales revaluaciones
frecuentes serán innecesarias para elementos de Propiedades, planta y equipo con variaciones
insignificantes en su valor razonable. Para éstos, pueden ser suficientes revaluaciones hechas
cada tres o cinco años.
En cuanto a la revaluación de los equipos, instalaciones y redes destinados al negocio de
distribución y transmisión eléctrica, se realizó de acuerdo a NIC 16 y los requerimientos de la
autoridad regulatoria, siendo revisado este proceso por auditores independientes. En el caso de
la tasación de los terrenos y edificios de la Sociedad, se contrataron los servicios de los tasadores
independientes especializados.
En el caso de los bienes eléctricos que son los sometidos a reevaluación periódica se ha definido
considerar como valor de referencia el valor nuevo de reemplazo (VNR) entregado a la
Superintendencias de Electricidad y Combustibles (SEC), dado que no existe un mercado activo
para los bienes eléctricos y así calcular el valor justo considerando la antigüedad real del bien, sus
condiciones actuales de uso, una tasa efectiva de retorno y basados en una vida útil total por
clases de bienes como período total de retorno de flujos.
Página 105
En el caso de los bienes de transmisión eléctrica que son sometidos a revaluación se ha definido
considerar como valor de referencia el Valor Nuevo de Mercado, calculando su valor justo
considerando la antigüedad real del bien, sus condiciones actuales de uso, una tasa efectiva de
retorno y la vida útil total por clase de bienes como período total de retorno de flujos.
Las tasaciones vinculadas con las redes de distribución, cilindros y estanques del gas fueron
efectuadas de acuerdo a NIC 16, tomando como base la metodología del Valor Nuevo de
Reemplazo (VNR) de los activos.
El valor razonable para las instalaciones eléctricas y del gas, mencionado en los párrafos
anteriores, ha sido incorporado a la fórmula de Marston y Agg , que calcula el valor de un bien a
una determinada fecha considerando su antigüedad, las condiciones actuales de uso y el período
de retorno de los flujos que genera el bien.
En el caso de los terrenos y edificios el método utilizado como se señaló fue una tasación
independiente y dentro de la cual se indican las hipótesis utilizadas por los profesionales
independientes.
Respecto de las restricciones sobre la distribución del saldo de la reserva de revaluación en
régimen bajo NIC 16, el superávit de revaluación incluido en el patrimonio neto será transferido
directamente a la cuenta ganancias y (pérdidas) acumuladas, cuando se produzca la baja del bien,
o en la medida que este fuera depreciado por el Grupo CGE.
Durante el ejercicio 2014 se revaluó el segmento eléctrico y el subsegmento de gas licuado
(presentado al 31 de diciembre de 2015 como disponible para la venta por M$ 193.381.229) del
Grupo CGE, no existiendo indicios de variaciones relevantes para el subsegmento de gas natural,
cuya última revaluación se efectuó al 31 de diciembre de 2013. De igual forma se revaluaron
todas las propiedades, las cuales son transversales a todos los segmentos del Grupo. Las
tasaciones se llevaron a cabo a base del valor de mercado o valor de reposición técnicamente
depreciado, según correspondiese. La revalorización neta de los correspondientes impuestos
diferidos se abonó a la reserva o superávit de revaluación en el patrimonio neto, registrada a
través del estado de resultados integral. Este proceso implicó un incremento al 31 de diciembre
de 2014 (antes de impuestos diferidos) de M$ 246.262.807, el saldo revaluado de dichas
propiedades, planta y equipo al 31 de diciembre de 2015 asciende al valor de M$ 884.169.578.
Valor de libros según modelo del costo de los bienes revaluados:
31-12-2015
M$
31-12-2014
M$
Terrenos.
Edificios.
Planta y equipos.
31.732.079
41.262.122
1.326.960.100
45.527.602
62.832.341
1.550.752.627
Total
1.399.954.301
1.659.112.570
Valor de libros de Propiedades, planta y equipo revaluado según el modelo del costo
Página 106
El siguiente es el movimiento de la porción del valor de los activos detallados precedentemente
atribuibles a su revaluación para el ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2015 y 2014.
31-12-2015
M$
Valor de libros de Propiedades, planta y equipo revaluado según el modelo del costo
Saldo inicial
Ajustes de revaluación.
Retiros de propiedades, planta y equipos revaluado.
Transferencias a (desde) activos no corrientes y grupos en enajenación mantenidos
para la venta.
Aumento (decremento) cambio en moneda extranjera
Depreciación de la porción del valor de propiedades, planta y equipos revaluado.
31-12-2014
M$
1.118.752.905
916.128.346
(5.692.269)
246.262.807
(4.202.205)
(193.381.229)
Movimiento del ejercicio
Total
(35.509.829)
4.994.780
(44.430.823)
(234.583.327)
202.624.559
884.169.578
1.118.752.905
Propiedades, planta
y equipo, activos
revaluados
M$
Propiedades, planta
y equipo, activos
revaluados, al costo
M$
Propiedades, planta
y equipo, superávit
de revaluación
M$
Propiedades, planta
y equipo, activos
revaluados
M$
Propiedades, planta
y equipo, activos
revaluados, al costo
M$
Propiedades, planta
y equipo, superávit
de revaluación
M$
Terrenos.
Edificios.
Planta y equipos.
74.455.773
59.406.075
2.150.262.031
31.732.079
41.262.121
1.326.960.101
42.723.694
18.143.954
823.301.930
142.066.862
85.029.605
2.550.769.008
45.527.602
62.832.341
1.550.752.627
96.539.260
22.197.264
1.000.016.381
Total
2.284.123.879
1.399.954.301
884.169.578
2.777.865.475
1.659.112.570
1.118.752.905
Propiedades, planta y equipo, revaluación
Valor de libros según modelo del costo de los bienes no revaluados:
17.7.-
31-12-2014
M$
31-12-2015
M$
Valor de libros según modelo del costo de propiedades, planta y equipo no revaluado
Construcción en curso.
Planta y equipos.
Equipamiento de tecnologías de la información.
Instalaciones fijas y accesorios.
Vehículos de motor.
Otras propiedades, planta y equipos.
Repuestos
227.952.272
1.626.153
2.764.038
10.992.554
4.600.072
16.720.779
6.024.070
166.716.408
1.717.572
4.831.397
14.564.653
12.624.301
27.494.387
6.661.744
Total
270.679.938
234.610.462
Activos sujetos a arrendamientos financieros.
Propiedades, planta y equipos en arrendamiento financiero, neto
Valor bruto
M$
31-12-2015
31-12-2014
Depreciación
acumulada,
amortización y
deterioro de
valor
M$
Depreciación
acumulada,
amortización y
deterioro de
valor
M$
Terreno bajo arrendamientos financieros.
Edificio en arrendamiento financiero.
Planta y equipo bajo arrendamiento financiero.
Vehículos de motor, bajo arrendamiento financiero.
Total
0
0
Valor Neto
Valor bruto
M$
M$
Valor Neto
M$
0
0
0
0
6.319.476
7.148.363
9.320.899
3.736.996
(440.455)
(362.837)
(1.682.454)
6.319.476
6.707.908
8.958.062
2.054.542
0
26.525.734
(2.485.746)
24.039.988
Metrogas S.A celebró con fecha 07 de junio de 2005 un contrato de arriendo con opción de
compra con Chilena Consolidada Seguros de Vida S.A. El objeto del arriendo es el Edificio
Corporativo de Metrogas, ubicado en El Regidor N°54 y N°66 comuna de Las Condes en Santiago.
Página 107
La fecha de término del contrato fue el 07 de mayo de 2015 y se ejerció la opción de compra de
U.F. 141.936,68, bienes que pasaron a formar parte del rubro propiedades, planta y equipo.
31-12-2014
31-12-2015
Pagos mínimos a pagar por arrendamiento,
obligaciones por arrendamientos financieros
Bruto
Interés
Valor
presente
M$
M$
M$
Hasta un año.
Posterior a un año pero menor de cinco años.
Más de cinco años.
Total
18.-
0
0
Bruto
Interés
Valor
presente
M$
M$
M$
0
0
0
4.992.578
1.966.255
468.589
(189.485)
(224.701)
(19.934)
4.803.093
1.741.554
448.655
0
7.427.422
(434.120)
6.993.302
DETERIORO DE ACTIVOS.
18.1.-
Prueba de deterioro de propiedad, planta y equipos, plusvalía comprada y otros activos
intangibles de vida útil indefinida.
El Grupo CGE evalúa anualmente o siempre y cuando existan indicadores, si la plusvalía comprada
y demás activos intangibles de vida útil indefinida han sufrido algún deterioro, de acuerdo con la
política contable que se describe en la Nota 3.13.- Los montos recuperables de las unidades
generadoras de efectivo han sido determinados sobre la base de cálculos de sus valores en uso.
La estimación del valor en uso ha requerido que la administración realice las estimaciones de los
flujos de efectivo futuros esperados, utilizando las proyecciones sectoriales, la experiencia del
pasado y las expectativas futuras.
Los principales parámetros e indicadores utilizados por el Grupo CGE para la evaluación del
deterioro son:
•
•
•
•
Margen operacional, crecimiento de ventas físicas y crecimiento del número de clientes.
Margen de servicios complementarios que implica el aumento de clientes, ventas de
energía con crecimientos asociados al PIB, IPC.
Gastos de personal, con dotaciones constantes en los períodos de análisis apoyados por
las sinergias del negocio, considerando ajustes salariales en línea con el IPC.
Costo O&M y Administración, los cuales se incrementan según número de clientes, IPC,
ventas físicas y variación de propiedades, planta y equipo.
Las tasas de descuento nominales antes de impuestos aplicadas al cierre de los estados
financieros al 31 de diciembre de 2015, fluctuaron entre un 9% y un 12% para Chile, entre un
11,0% y un 12,5% para Colombia y para Argentina tasas de descuento reales antes de impuestos
que fluctúan entre un 13% y 14,2%, para los negocios eléctricos y del gas.
Como resultado de estas pruebas el Grupo CGE determinó que no existen deterioros en la
plusvalía comprada y demás activos intangibles de vida útil indefinida, no existiendo indicios de
deterioro para el ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2015.
Página 108
18.2.-
Pérdidas por deterioro del valor y reversión de las pérdidas por deterioro del valor.
Los montos reconocidos en resultados por pérdidas por deterioro al 31 de diciembre de 2015 y
2014 se detallan a continuación:
01-01-2015
31-12-2015
Pérdidas por deterioro del valor y reversión de las pérdidas por deterioro
del valor
Pérdidas por deterioro de valor reconocidas en el resultado del periodo
Reversión de pérdidas por deterioro de valor reconocidas en el resultado
del periodo
Propiedades,
planta y equipo
Activos
intangibles
distintos de la
plusvalía
Activos
financieros
Plusvalía
Inversiones
contabilizadas
utilizando el
método de la
participación
M$
M$
M$
M$
M$
983.147
102.556
Activos no
corrientes o
grupos de
activos para su
disposición
clasificados
como
M$
Otros activos
con su valor
deteriorado
Total
M$
M$
(5.817.474)
(5.817.474)
2.298.091
3.383.794
Pérdidas por deterioro de valor reconocidas en otro resultado integral
Reversión de pérdidas por deterioro de valor reconocidas en otro
resultado integral
0
0
01-01-2014
31-12-2014
Pérdidas por deterioro del valor y reversión de las pérdidas por deterioro
del valor
Pérdidas por deterioro de valor reconocidas en el resultado del periodo
Reversión de pérdidas por deterioro de valor reconocidas en el resultado
del periodo
Pérdidas por deterioro de valor reconocidas en otro resultado integral
Reversión de pérdidas por deterioro de valor reconocidas en otro
resultado integral
Propiedades,
planta y equipo
Activos
intangibles
distintos de la
plusvalía
Activos
financieros
Plusvalía
Inversiones
contabilizadas
utilizando el
método de la
participación
M$
M$
M$
M$
M$
(2.173.435)
7.118.997
Activos no
corrientes o
grupos de
activos para su
disposición
clasificados
como
M$
Otros activos
con su valor
deteriorado
Total
M$
M$
(23.138.698)
(25.312.133)
1.803.057
9.634.267
712.213
(821.715)
(821.715)
0
Las pérdidas y reversión de pérdidas por deterioro de activos financieros al 31 de diciembre de
2015 y 2014, corresponden al deterioro de cuentas por cobrar registrado en nota 8.5.
18.2.1.- Pérdidas por deterioro de valor reconocidas o revertidas por segmento.
Pérdidas por deterioro de valor reconocidas o revertidas por segmento
Pérdidas por deterioro de valor
Reversión de pérdidas por deterioro de valor reconocidas
Pérdidas por deterioro de valor reconocidas o revertidas por segmento
Pérdidas por deterioro de valor
Reversión de pérdidas por deterioro de valor reconocidas
01-01-2015
31-12-2015
Eléctrico
Gas
Servicios
Total
M$
M$
M$
M$
(5.376.196)
(437.406)
(3.872)
(5.817.474)
356.844
1.171.220
1.855.730
3.383.794
01-01-2014
31-12-2014
Eléctrico
Gas
Servicios
Total
M$
M$
M$
M$
(17.000.593)
(4.030.435)
(4.281.105)
(25.312.133)
(169.508)
9.791.547
12.228
9.634.267
Página 109
18.2.2.- Información a revelar sobre las unidades generadoras de efectivo.
31-12-2015
Información a revelar sobre las unidades generadoras de efectivo
19.-
31-12-2014
Unidades
generadoras de
efectivo
acumuladas para
las que el importe
de la plusvalía o
activos intangibles
con vidas útiles
indefinidas no es
significativo
Unidades
generadoras
de efectivo
Total
M$
M$
M$
Unidades
generadoras
de efectivo
acumuladas
para las que
el importe de
la plusvalía o
activos
intangibles
con vidas
útiles
indefinidas
no es
M$
Unidades
generadoras
de efectivo
Total
M$
M$
Plusvalía
264.181.617
264.181.617
273.164.916
273.164.916
Activos intangibles con vidas útiles indefinidas
227.538.648
227.538.648
227.177.236
227.177.236
IMPUESTOS DIFERIDOS.
Al 31 de diciembre de 2014 se procedió a la actualización de los activos y pasivos por impuestos diferidos
como consecuencia de la aplicación de las modificaciones legales introducidas por la Ley N° 20.780
(Reforma Tributaria), publicada en el Diario Oficial con fecha 29 de septiembre de 2014, lo que originó un
incremento en los activos diferidos por M$ 17.942.773 y un aumento en los pasivos diferidos por
M$ 120.907.195.
19.1.-
Activos por impuestos diferidos.
Activos por impuestos diferidos
Relativos a propiedades, plantas y equipos.
Relativos a intangibles.
Relativos a ingresos anticipados
Relativos a provisiones.
Relativos a obligaciones por beneficios a los empleados.
Relativos a revaluaciones de instrumentos financieros.
Relativos a pérdidas fiscales.
Relativos a cuentas por cobrar.
Relativos a los inventarios.
Relativos a contratos de leasing.
Concesiones IFRIC 12
Relativos a otros.
Total
31-12-2015
M$
8.908.764
1.964.995
2.148.454
2.680.759
9.244.754
31-12-2014
M$
1.248.357
765.244
7.992.322
3.252.360
3.164.425
5.894.742
8.410.830
263.037
54.142.296
6.101.092
1.947.530
367.472
930.111
2.859.380
80.721.630
95.325.597
38.837.060
12.986.341
1.936.902
La recuperación de los saldos de activos por impuestos diferidos, requieren de la obtención de
utilidades tributarias suficientes en el futuro. El Grupo CGE estima con proyecciones futuras de
utilidades que estas cubrirán el recupero de estos activos.
Los impuestos diferidos relativos a pérdidas fiscales corresponden a bases imponibles negativas
que proceden de diversas sociedades del Grupo CGE. Estos créditos se han generado básicamente
por la aplicación de un incentivo fiscal de depreciación acelerada. La recuperación de estos
créditos está asegurada por no tener plazo de vencimiento y corresponder a sociedades que han
venido obteniendo históricamente beneficios de manera recurrente.
Página 110
19.2.-
Pasivos por impuestos diferidos.
Pasivos por impuestos diferidos
Relativos
Relativos
Relativos
Relativos
Relativos
Relativos
Relativos
Relativos
Relativos
Relativos
Relativos
31-12-2015
M$
a propiedades, planta y equipos.
a revaluaciones de propiedades, planta y equipos.
a intangibles.
a acumulaciones (o devengos).
a obligaciones por beneficios a los empleados.
a revaluaciones de instrumentos financieros.
a cuentas por cobrar.
a los inventarios.
a contratos de leasing.
a otros.
a propiedades de inversión.
158.115.644
234.815.691
43.197.153
99.296
349.570
1.738.506
621.359
Total
19.3.-
31-12-2014
M$
316.943
889.135
35.182
173.555.257
300.449.260
47.447.373
91.311
615.426
2.094.704
5.278.957
627.714
2.807.123
3.998.912
125.721
440.178.479
537.091.758
Movimientos de impuesto diferido del estado de situación financiera.
El siguiente es el movimiento de los activos por impuestos diferidos al 31 de diciembre de 2015 y
2014:
Movimientos en activos por impuestos diferidos
31-12-2015
M$
31-12-2014
M$
Saldo inicial
95.325.597
87.657.495
Incremento (decremento) en activos impuestos diferidos.
Aumento (disminución) consolidación subsidiarias del periodo o ejercicio
Transferencias a (desde) activos no corrientes y grupos en enajenación mantenidos
para la venta.
Incremento (decremento) en el cambio de moneda extranjera, activos por impuesto
diferido.
Otros incrementos (decrementos), activos por impuestos diferidos.
(3.765.296)
(13.826.152)
4.373.906
(11.075.342)
236.671
(822.425)
17.942.773
Cambios en activos por impuestos diferidos, total
(14.603.967)
7.668.102
80.721.630
95.325.597
Total
El siguiente es el movimiento de los pasivos por impuestos diferidos al 31 de diciembre de 2015 y
2014:
Movimientos en pasivos por impuestos diferidos
Saldo inicial
31-12-2015
M$
31-12-2014
M$
537.091.758
365.216.322
(9.886.080)
45.472.223
4.937.988
Incremento (decremento) en pasivos impuestos diferidos.
Aumento (disminución) consolidación subsidiarias del periodo o ejercicio
Disminución por transferencias a pasivos incluidos en grupos de activos para su
disposición clasificados como mantenidos para la venta, otras provisiones
Incremento (decremento) en el cambio de moneda extranjera, pasivos por impuesto
diferido.
Otros incrementos (decrementos), pasivos por impuestos diferidos.
(88.080.109)
1.060.919
(8.009)
558.030
120.907.195
Cambios en pasivos por impuestos diferidos, total
(96.913.279)
171.875.436
Total
440.178.479
537.091.758
Página 111
19.4.-
Compensación de partidas.
Los impuestos diferidos activos y pasivos se compensan cuando existe derecho legalmente
ejecutable de compensar los activos tributarios corrientes contra los pasivos tributarios corrientes
y cuando los impuestos a la renta diferidos activos y pasivos están relacionados con el impuesto a
la renta que grava la misma autoridad tributaria a la misma entidad gravada o a diferentes
entidades gravadas por las que existe la intención de liquidar los saldos sobre bases netas. Los
montos compensados son los siguientes:
31-12-2015
Concepto
Activos
(pasivos)
M$
Valores
compensados
M$
31-12-2014
Saldos netos
al cierre
M$
Activos
(pasivos)
M$
Valores
compensados
M$
Saldos netos
al cierre
M$
Activos por impuestos diferidos.
Pasivos por impuestos diferidos.
80.721.630
(440.178.479)
(60.521.438)
60.521.438
20.200.192
(379.657.041)
95.325.597
(537.091.758)
(73.147.297)
73.147.297
22.178.300
(463.944.461)
Total
(359.456.849)
0
(359.456.849)
(441.766.161)
0
(441.766.161)
Página 112
20.-
PASIVOS FINANCIEROS.
El detalle de este rubro para los cierres al 31 de diciembre de 2015 y 2014, es el siguiente:
20.1.-
Clases de otros pasivos financieros.
Pasivos financieros
Préstamos
Préstamos
Préstamos
Préstamos
Préstamos
bancarios.
bancarios.
bancarios.
bancarios.
bancarios.
Ref.
nota
31-12-2015
Moneda
CL $
US $
AR $
UF
COP $
Total préstamos bancarios
Obligaciones con el público (bonos)
UF
Obligaciones por arrendamiento financiero
Obligaciones por arrendamiento financiero
Obligaciones por arrendamiento financiero
UF
COP $
Pasivos de cobertura
Pasivos de cobertura
Pasivos de cobertura
US $
COP $
Garantías de cilindros
Garantías de cilindros
Otros
Otros
Otros
Otros
CL $
COP $
US$
UF
COP $
Total
CL$
US$
AR$
UF
Cop$
Corrientes
M$
31-12-2014
No corrientes
M$
Corrientes
M$
No corrientes
M$
99.631.784
1.473.282
9.356.811
63.388
564.726.488
11.333.703
5.433.008
40.461.752
75.764.690
5.632.832
8.553.766
68.463.817
7.154.709
156.250.232
23.019.989
3.451.113
206.912.974
32.485.944
110.525.265
621.954.951
165.569.814
422.120.252
9.579.305
544.223.379
37.441.695
896.263.612
0
3.866.757
939.336
4.806.093
1.231.447
955.762
2.187.209
0
207.299
0
0
207.299
773.638
773.638
10.959.901
11.301.924
7.328.326
7.709.108
7.709.108
0
5.738.490
35.328.641
0
127.813.678
1.166.178.330
243.353.542
1.321.344.711
: Pesos chilenos.
: Dólares estadounidenses.
: Pesos argentinos.
: Unidad de fomento.
: Pesos colombianos
Página 113
20.2.-
Préstamos bancarios - desglose de monedas y vencimientos.
Saldos al 31 de diciembre de 2015.
Corrientes
País
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Sociedad deudora
Compañía General de Electricidad S.A.
Compañía General de Electricidad S.A.
Compañía General de Electricidad S.A.
Compañía General de Electricidad S.A.
Compañía General de Electricidad S.A.
Compañía General de Electricidad S.A.
Compañía General de Electricidad S.A.
Compañía General de Electricidad S.A.
Compañía General de Electricidad S.A.
Compañía General de Electricidad S.A.
CGE Distribución S.A.
CGE Distribución S.A.
CGE Distribución S.A.
CGE Distribución S.A.
CGE Distribución S.A.
CGE Distribución S.A.
CGE Distribución S.A.
CGE Distribución S.A.
CGE Distribución S.A.
CGE Distribución S.A.
CGE Distribución S.A.
Compañía Nacional de Fuerza Eléctrica S.A.
Compañía Nacional de Fuerza Eléctrica S.A.
Compañía Nacional de Fuerza Eléctrica S.A.
Compañía Nacional de Fuerza Eléctrica S.A.
Compañía Nacional de Fuerza Eléctrica S.A.
Empresa Eléctrica Atacama S.A.
Empresa Eléctrica Atacama S.A.
Empresa Eléctrica Atacama S.A.
Empresa Eléctrica de Magallanes S.A.
Empresa Eléctrica de Magallanes S.A.
Empresa Eléctrica de Magallanes S.A.
Empresa Eléctrica de Magallanes S.A.
Empresa Eléctrica de Magallanes S.A.
TV Red S. A.
Empresa Eléctrica Antofagasta S.A.
Empresa Eléctrica Antofagasta S.A.
Empresa Eléctrica Antofagasta S.A.
Empresa Eléctrica Antofagasta S.A.
Empresa Eléctrica Antofagasta S.A.
Empresa Eléctrica Arica S.A.
Empresa Eléctrica Arica S.A.
Empresa Eléctrica Arica S.A.
Empresa Eléctrica Iquique S.A.
Empresa Eléctrica Iquique S.A.
Emel Norte S.A.
Transemel S.A.
Transemel S.A.
Energia San Juan S.A.
Energia San Juan S.A.
Energia San Juan S.A.
Energia San Juan S.A.
Energia San Juan S.A.
Energia San Juan S.A.
Energia San Juan S.A.
Energia San Juan S.A.
Energia San Juan S.A.
Energia San Juan S.A.
Energia San Juan S.A.
Energia San Juan S.A.
Energia San Juan S.A.
Energia San Juan S.A.
Energia San Juan S.A.
Energia San Juan S.A.
Institución acreedora
Banco BBVA
Banco Crédito e Inversiones
Banco de Chile
Banco Santander
Banco Santander
Banco Santander
Banco de Chile
Banco BBVA
Banco Crédito e Inversiones
Banco Scotiabank
BancoEstado
Banco BBVA
Banco Bice
Banco de Chile
BancoEstado
BancoEstado
BancoEstado
Banco Santander
BancoEstado
Banco Itaú
Banco Itaú
Banco Santander
BancoEstado
BancoEstado
Banco Crédito e Inversiones
BancoEstado
Banco de Chile
Banco Santander
Banco BBVA
Banco de Chile
Banco de Chile
Banco de Chile
Banco de Chile
BancoEstado
Banco de Chile
BancoEstado
BancoEstado
BancoEstado
BancoEstado
BancoEstado
Banco de Chile
Banco Santander
BancoEstado
BancoEstado
Banco de Chile
Banco Santander
Banco Santander
BancoEstado
Banco Macro
Banco Macro
Banco Macro
Banco Macro
Banco Patagonia
Banco Patagonia
Banco Patagonia
Banco Patagonia
Banco Patagonia
Banco Patagonia
Banco San Juan
Banco San Juan
Banco San Juan
Banco San Juan
Banco San Juan
Banco San Juan
Moneda
CL $
CL $
CL $
CL $
UF
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL
CL
CL
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
AR $
AR $
AR $
AR $
AR $
AR $
AR $
AR $
AR $
AR $
AR $
AR $
AR $
AR $
AR $
AR $
Tipo de
amortización
Mensual
Mensual
Mensual
Mensual
Al vencimiento
Al Vencimiento
Al Vencimiento
Al Vencimiento
Al Vencimiento
Al Vencimiento
Semestral
Semestral
Anual
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Mensual
Mensual
Mensual
Sobregiro
Sobregiro
Mensual
Mensual
Mensual
Mensual
Mensual
Sobregiro
Mensual
Mensual
Mensual
Mensual
Mensual
Tasa
efectiva
anual
3,58%
3,95%
4,16%
3,85%
1,59%
3,96%
4,33%
4,42%
4,61%
5,11%
6,43%
5,35%
2,71%
3,73%
3,92%
4,12%
4,11%
4,20%
5,67%
5,19%
5,15%
4,76%
3,83%
4,02%
5,66%
5,85%
3,87%
3,88%
5,01%
5,00%
4,50%
3,91%
4,58%
4,21%
5,36%
3,84%
4,01%
3,84%
3,92%
4,91%
3,84%
3,87%
3,94%
4,34%
3,87%
5,12%
5,19%
4,61%
27,03%
28,76%
28,36%
31,00%
32,50%
33,63%
32,00%
33,42%
33,66%
32,97%
33,14%
15,76%
15,25%
28,28%
30,34%
32,89%
Tasa
nominal
anual
3,58%
3,95%
4,16%
3,85%
0,58%
4,54%
4,18%
4,27%
4,41%
5,11%
4,50%
5,33%
5,36%
4,07%
4,39%
4,51%
4,50%
4,69%
5,45%
4,98%
5,15%
5,11%
4,17%
4,41%
5,66%
5,85%
3,87%
3,88%
5,01%
5,00%
4,50%
3,91%
4,58%
4,21%
5,36%
3,84%
4,01%
3,84%
3,92%
4,91%
3,84%
3,87%
3,94%
4,34%
3,87%
5,12%
5,19%
4,61%
27,03%
28,76%
28,36%
31,00%
32,50%
33,63%
32,00%
33,42%
33,66%
32,97%
33,14%
15,76%
15,25%
28,28%
30,34%
32,89%
No Corrientes
Total
corrientes
Vencimientos
Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Indeterminado
hasta 1 mes
1 a 3 meses
3 a 12 meses
M$
M$
M$
M$
9.808.843
439.186
77
7.531.750
63.388
13.313.416
905.667
462.583
235.200
8.517
242.500
75.508
65.754
415.786
67.069
172.103
132.770
135.450
480.660
351.367
25.750
5.024.131
228.947
63.712
180.806
74.750
230.299
90.720
108.550
15.278
11.574
41.584
52.004
31.513
2.680
234.217
137.677
320.826
233.726
141.844
196.885
93.726
33.151
148.830
320.454
2.203
3.535
11.275
17.242.102
45.808
81.067
39.470
133.347
236.977
1.786
1.387
1.308
6.381
7.090
129.252
42.382
16.517
194.425
371.193
685
1.275
3.133
13.692
26.697
41.194
67.411
184.307
236.991
447.913
405.436
68.299
678.834
Total no
corrientes
Vencimientos
31-12-2015
1 hasta 2
años
más de 2
hasta 3 años
más de 3
hasta 4 años
más de 4
hasta 5 años
más de 5
hasta 10 años
10 o más
años
31-12-2015
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
9.808.843
439.186
77
7.531.750
63.388
13.313.416
905.667
462.583
235.200
8.517
242.500
75.508
65.754
415.786
67.069
172.103
132.770
135.450
480.660
351.367
25.750
5.024.131
228.947
63.712
180.806
74.750
230.299
90.720
108.550
15.278
11.574
41.584
52.004
31.513
2.680
234.217
137.677
320.826
233.726
141.844
196.885
93.726
33.151
148.830
320.454
17.242.102
45.808
81.067
41.673
136.882
248.252
405.436
68.299
131.038
43.769
17.825
200.806
378.283
678.834
41.879
68.686
187.440
250.683
474.610
40.461.752
49.817.077
24.908.539
14.946.510
19.920.328
19.998.043
14.998.908
10.755.818
22.425.095
5.000.000
14.771.766
10.950.084
16.503.180
24.906.951
19.929.270
9.960.657
17.187.184
5.592.492
24.902.518
9.961.007
6.338.203
2.505.154
14.942.746
2.200.000
985.038
1.263.609
2.233.678
1.623.289
500.000
6.458.190
4.000.000
8.846.291
6.350.487
19.923.659
5.428.805
2.579.501
890.881
7.620.594
8.819.438
6.619.598
11.106.439
37.413
50.648
21.270
15.208
152.083
68.438
152.083
486.667
0
0
0
0
40.461.752
0
49.817.077
24.908.539
14.946.510
19.920.328
19.998.043
14.998.908
10.755.818
22.425.095
5.000.000
14.771.766
10.950.084
16.503.180
24.906.951
19.929.270
9.960.657
0
17.187.184
5.592.492
24.902.518
9.961.007
6.338.203
2.505.154
14.942.746
2.200.000
985.038
1.263.609
2.233.678
1.623.289
500.000
6.458.190
4.000.000
8.846.291
6.350.487
19.923.659
5.428.805
2.579.501
890.881
7.620.594
8.819.438
0
6.619.598
11.106.439
0
0
37.413
0
0
0
50.648
21.270
15.208
152.083
0
0
0
68.438
152.083
486.667
Página 114
Saldos al 31 de diciembre de 2015. (Continuación)
Corrientes
País
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Totales
Sociedad deudora
Energia San Juan S.A.
Energia San Juan S.A.
Energia San Juan S.A.
Energia San Juan S.A.
Energia San Juan S.A.
Energia San Juan S.A.
Energia San Juan S.A.
Energia San Juan S.A.
Energia San Juan S.A.
Energia San Juan S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Gas Sur S.A.
Metrogas S.A.
Metrogas S.A.
Metrogas S.A.
Metrogas S.A
Metrogas S.A
Metrogas S.A
Tecnet S.A.
Tecnet S.A.
Comercial y Logistica S.A.
Transformadores Tusan S.A.
Energy Sur Ingenieria S.A.
Institución acreedora
Banco Comafi
Banco Servicios y Transacciones
Banco Santander Rio
Banco Supervielle
Banco Hipotecario
SINDICADO II
SINDICADO III
SINDICADO IV
Banco Patagonia
Banco Patagonia
Banco BBVA
Banco BBVA
Banco Crédito e Inversiones
BancoEstado
Banco BBVA
Banco de Chile
Banco Santander
BancoEstado
BancoEstado
Banco de Chile
Banco Santander
BancoEstado
BancoEstado
BancoEstado
BancoEstado
Banco Itaú
Moneda
AR $
AR $
AR $
AR $
AR $
AR $
AR $
AR $
AR $
AR $
CLP
CLP
CLP
CLP
CL$
CL $
CL $
CL $
US$
US$
CL $
CL $
CL $
CL$
CL$
CL $
Tipo de
amortización
Al
Al
Al
Al
Al
Al
Al
Al
Al
Al
Al
Al
Al
Al
Sobregiro
Sobregiro
Sobregiro
Sobregiro
Sobregiro
Mensual
Mensual
Mensual
Mensual
Mensual
vencimiento
vencimiento
vencimiento
vencimiento
vencimiento
vencimiento
vencimiento
vencimiento
vencimiento
vencimiento
Mensual
vencimiento
vencimiento
vencimiento
vencimiento
Mensual
Tasa
efectiva
anual
40,74%
33,00%
36,81%
37,03%
34,00%
35,69%
33,88%
33,54%
33,92%
34,92%
4,21%
3,87%
5,66%
5,85%
5,43%
4,50%
4,55%
4,21%
1,12%
1,70%
3,84%
4,42%
4,19%
4,38%
4,43%
7,80%
Tasa
nominal
anual
40,74%
33,00%
36,81%
37,03%
34,00%
35,69%
33,88%
33,54%
33,92%
34,92%
4,68%
4,24%
5,66%
5,85%
5,43%
4,60%
4,60%
4,46%
1,02%
1,82%
3,84%
4,42%
4,19%
4,44%
4,43%
7,80%
No Corrientes
Total
corrientes
Vencimientos
Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Indeterminado
hasta 1 mes
1 a 3 meses
3 a 12 meses
M$
M$
M$
M$
183.630
561.940
797.236
49.580
112.300
53.946
81.725
101.102
763
3.142
145.470
102.222
102.222
96.633
3.472
1.539.844
2.053.125
243.333
54.750
146.000
219.681
10.467.124
180.805
112.125
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1.420.320
49.490
17.367.152
2.210
19.242
20.637.111
4.544
9.209
4.000.492
42.895
21.161.325
3.008.904
65.717.925
Total no
corrientes
Vencimientos
31-12-2015
1 hasta 2
años
más de 2
hasta 3 años
más de 3
hasta 4 años
más de 4
hasta 5 años
más de 5
hasta 10 años
10 o más
años
31-12-2015
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
183.630
561.940
797.236
49.580
112.300
1.593.790
2.134.850
344.435
55.513
149.142
219.681
10.612.594
180.805
112.125
6.502.941
102.222
102.222
96.633
1.423.792
49.490
17.367.152
2.210
19.242
0
4.000.492
56.648
110.525.265
0
0
0
0
0
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0
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0
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0
376.406
2.053.125
1.946.667
73.000
22.234.914
24.902.518
14.941.510
12.477.919
12.478.140
9.987.037
11.333.703
3.000.000
1.014.265
4.999.254
19.904
124.779.721
309.267.729
0
187.907.501
0
0
621.954.951
Página 115
Saldos al 31 de diciembre de 2014.
Corrientes
País
Sociedad deudora
Institución acreedora
Moneda
Tipo de
amortización
Tasa
efectiva
anual
Tasa
nominal
anual
Garantía
Indeterminado
M$
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
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Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Compañía General de Electricidad S.A.
Compañía General de Electricidad S.A.
Compañía General de Electricidad S.A.
Compañía General de Electricidad S.A.
Compañía General de Electricidad S.A.
Compañía General de Electricidad S.A.
CGE Distribución S.A.
CGE Distribución S.A.
CGE Distribución S.A.
CGE Distribución S.A.
CGE Distribución S.A.
CGE Distribución S.A.
CGE Distribución S.A.
CGE Distribución S.A.
Compañía Nacional de Fuerza Eléctrica S.A.
Compañía Nacional de Fuerza Eléctrica S.A.
Compañía Nacional de Fuerza Eléctrica S.A.
Empresa Eléctrica Atacama S.A.
Empresa Eléctrica Atacama S.A.
Empresa Eléctrica de Magallanes S.A.
Empresa Eléctrica de Magallanes S.A.
Empresa Eléctrica de Magallanes S.A.
Empresa Eléctrica de Magallanes S.A.
Empresa Eléctrica de Magallanes S.A.
Empresa Eléctrica de Magallanes S.A.
Empresa Eléctrica de Magallanes S.A.
TV Red S. A.
Empresa Eléctrica Antofagasta S.A.
Empresa Eléctrica Antofagasta S.A.
Empresa Eléctrica Antofagasta S.A.
Empresa Eléctrica Antofagasta S.A.
Empresa Eléctrica Arica S.A.
Empresa Eléctrica Arica S.A.
Empresa Eléctrica Arica S.A.
Empresa Eléctrica Iquique S.A.
Empresa Eléctrica Iquique S.A.
Emel Norte S.A.
Transemel S.A.
Transemel S.A.
Energía San Juan S.A.
Energía San Juan S.A.
Energía San Juan S.A.
Energía San Juan S.A.
Energía San Juan S.A.
Energía San Juan S.A.
Energía San Juan S.A.
Energía San Juan S.A.
Energía San Juan S.A.
Energía San Juan S.A.
Energía San Juan S.A.
Energía San Juan S.A.
Energía San Juan S.A.
Energía San Juan S.A.
Energía San Juan S.A.
International Financial Investments S.A.
Energía San Juan S.A.
Energía San Juan S.A.
Agua Negra S.A.
Energía San Juan S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Gasco GLP S.A.
Gasco GLP S.A.
Gasco GLP S.A.
Gasco GLP S.A.
Gasco GLP S.A.
Gasco GLP S.A.
Banco Crédito e Inversiones
Banco de Chile
Banco Santander
Banco Scotiabank
Banco Santander
Banco Santander
Banco de Chile
BancoEstado
Banco BBVA
Banco Itaú
Banco Bice
Banco Penta
BancoEstado
Banco Santander
Banco Santander
BancoEstado
BancoEstado
BancoEstado
Banco de Chile
Banco Penta
Banco de Chile
Banco de Chile
Banco de Chile
Banco de Chile
Banco de Chile
BancoEstado
Banco de Chile
BancoEstado
BancoEstado
BancoEstado
BancoEstado
BancoEstado
BancoEstado
BancoEstado
BancoEstado
Banco de Chile
Banco Santander
Banco Santander
BancoEstado
Banco Macro
Banco Macro
Banco Macro
Banco Patagonia
Banco Patagonia
Banco San Juan
Banco San Juan
Banco San Juan
Banco San Juan
Banco San Juan
Banco San Juan
Banco Servicios y Transacciones
Banco Servicios y Transacciones
Banco Supervielle
Banco Comafi
Banco Itaù
Banco Hipotecario
Banco Patagonia
Banco Santander Rio
Banco Santander Rio
Banco BBVA
Banco BBVA
Banco BBVA
BancoEstado
Banco de Chile
Banco de Chile
Banco de Chile
Banco de Chile
CL $
CL $
CL $
CL $
UF
CL $
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CL $
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AR $
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AR $
AR $
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AR $
UF
UF
UF
UF
CL $
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CL $
CL $
Mensual
Mensual
Mensual
Mensual
Al vencimiento
Al Vencimiento
Semestral
Semestral
Semestral
Anual
Anual
Semestral
Semestral
Semestral
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Mensual
Mensual
Sobregiro
Mensual
Sobregiro
Sobregiro
Mensual
Mensual
Mensual
Mensual
Mensual
Sobregiro
Mensual
Sobregiro
Mensual
Al vencimiento
Sobregiro
Al vencimiento
Sobregiro
Sobregiro
Al vencimiento
Al vencimiento
Semestral
Semestral
Semestral
Al Vencimiento
Al Vencimiento
Al Vencimiento
5,04%
6,00%
3,96%
6,36%
1,59%
3,96%
3,34%
6,43%
5,35%
0,25%
2,71%
4,39%
0,66%
1,98%
4,76%
0,45%
0,31%
2,81%
2,76%
4,46%
3,56%
0,92%
3,19%
3,56%
1,30%
2,67%
4,78%
5,21%
5,11%
2,59%
2,76%
4,60%
5,21%
2,76%
2,68%
2,60%
2,05%
2,22%
3,92%
27,98%
26,84%
28,25%
29,50%
33,00%
29,97%
15,01%
15,25%
15,25%
27,00%
28,21%
35,00%
29,78%
33,00%
33,84%
34,78%
35,00%
30,97%
28,50%
28,50%
1,53%
3,51%
3,75%
3,60%
4,08%
0,50%
0,50%
0,40%
4,20%
4,44%
3,36%
6,36%
0,63%
3,96%
2,80%
4,07%
4,40%
0,25%
2,71%
4,39%
0,66%
1,98%
4,76%
0,45%
0,31%
2,81%
2,76%
4,46%
3,56%
0,92%
3,19%
3,56%
1,30%
2,67%
4,78%
5,21%
5,11%
2,59%
2,76%
4,60%
5,21%
2,76%
2,68%
2,60%
2,05%
2,22%
3,92%
27,98%
26,84%
28,25%
29,50%
33,00%
29,97%
15,01%
15,25%
15,25%
27,00%
28,21%
35,00%
29,78%
33,00%
33,84%
34,78%
35,00%
30,97%
28,50%
28,50%
1,60%
0,75%
3,75%
3,60%
4,08%
0,50%
0,50%
0,40%
No Corrientes
Total
corrientes
Vencimientos
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Con Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
hasta 1 mes
M$
1 a 3 meses
M$
3 a 12 meses
M$
9.752.308
554
22.519.141
35
66.160
94.417
1.122.996
286.489
219.328
62.333
10.966.213
33.245
65.826
14.801.454
16.474.030
19.739
24.781
4.528
30.195
164.161
13.628
1.217.329
4.531
2.234.074
166.519
5.448
20.011
2.324
148.585
72.108
101.416
76.139
110.295
20.497
30.927
91.503
99.610
3.006
4.863
65.348
88.904
178.046
19.034
67.725
130.695
180.333
2.610
162.672
475.524
972
2.860
826
4.098
5.391
76.246
57.830
36.292
35.515
81.218
165.661
98.920
110.647
198.639
13.973
666.752
3.920
162.611
993.580
89.510
434.072
507.713
204.638
725.555
420.055
68.186
142.485
1.132.293
4.770
994.583
73.881
25.813
2
14.942.493
200.682
106.054
49.273
1.400
31.494
Total no
corrientes
Vencimientos
31-12-2014
1 hasta 2
años
más de 2
hasta 3 años
más de 3
hasta 4 años
más de 4
hasta 5 años
más de 5
hasta 10 años
10 o más
años
31-12-2014
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
9.752.308
554
22.519.141
35
66.160
94.417
1.409.485
219.328
62.333
10.966.213
33.245
65.826
14.801.454
16.474.030
19.739
24.781
4.528
30.195
164.161
13.628
1.217.329
4.531
2.234.074
166.519
5.448
20.011
2.324
148.585
72.108
101.416
76.139
110.295
20.497
30.927
91.503
99.610
178.046
19.034
67.725
199.049
274.100
507.713
640.806
204.638
725.555
77.218
226.351
136.038
150.260
285.248
420.055
680.725
68.186
166.531
993.580
142.485
1.655.875
4.770
994.583
73.881
25.813
14.942.495
200.682
106.054
49.273
32.894
0
38.847.527
13.205.170
2.237.912
19.996.902
3.360.908
3.360.908
3.360.908
8.962.422
1.935.401
3.870.801
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1.075.222
1.935.401
5.000.000
1.935.401
5.000.000
17.238.970
5.594.194
2.511.964
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2.200.000
1.970.168
1.267.688
1.625.389
500.000
6.458.190
4.000.000
8.865.756
6.366.105
5.428.805
890.881
2.585.846
7.634.401
8.841.129
16.992.699
6.567.309
11.106.439
42.582
118.283
35.485
79.841
301.623
433.706
2.439.593
22.164.390
10.500.163
19.701.680
1.726.169
18.603
102.625
2.588.134
1.725.423
12.749
419
0
0
0
0
38.847.527
13.205.170
21.283.058
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14.997.895
0
10.752.226
5.000.000
0
0
5.000.000
17.238.970
5.594.194
2.511.964
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2.200.000
0
1.970.168
0
0
1.267.688
1.625.389
500.000
6.458.190
4.000.000
8.865.756
6.366.105
5.428.805
890.881
2.585.846
7.634.401
8.841.129
16.992.699
6.567.309
11.106.439
0
42.582
0
118.283
0
0
0
35.485
79.841
301.623
433.706
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0
0
0
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0
22.164.390
10.500.163
0
19.701.680
6.039.726
0
31.771
102.625
Página 116
Saldos al 31 de diciembre de 2014. (continuación)
Corrientes
País
Sociedad deudora
Institución acreedora
Moneda
Tipo de
amortización
Tasa
efectiva
anual
Tasa
nominal
anual
Garantía
Indeterminado
M$
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Totales
Gasco GLP S.A.
Gasco GLP S.A.
Gasco GLP S.A.
Gasco GLP S.A.
Gas Sur S.A.
Gas Sur S.A.
Gasmar S.A
Gasmar S.A
Gasmar S.A
Gasmar S.A
Gasmar S.A
Gasmar S.A
Metrogas S.A.
Metrogas S.A.
Metrogas S.A.
Metrogas S.A
Metrogas S.A
Autogasco S.A.
Inversiones GLP SAS ESP
Inversiones GLP SAS ESP
Inversiones GLP SAS ESP
Inversiones GLP SAS ESP
Inversiones GLP SAS ESP
Inversiones GLP SAS ESP
Inversiones GLP SAS ESP
Inversiones GLP SAS ESP
Unigas Colombia S.A. E.S.P
Unigas Colombia S.A. E.S.P
Unigas Colombia S.A. E.S.P
Unigas Colombia S.A. E.S.P
Unigas Colombia S.A. E.S.P
Unigas Colombia S.A. E.S.P
Unigas Colombia S.A. E.S.P
Unigas Colombia S.A. E.S.P
Unigas Colombia S.A. E.S.P
Unigas Colombia S.A. E.S.P
Unigas Colombia S.A. E.S.P
Tecnet S.A.
Tecnet S.A.
Comercial y Logistica S.A.
Comercial y Logistica S.A.
Transformadores Tusan S.A.
Energy Sur Ingenieria S.A.
Inversiones y Gestión S.A.
Sociedad de Computación Binaria S.A.
Banco de Chile
Banco de Chile
Banco de Chile
Banco de Chile
Banco Scotiabank
Banco BBVA
Banco de Chile
BancoEstado
BancoEstado
BancoEstado
BancoEstado
Banco Crédito e Inversiones
Banco de Chile
Banco Santander
BancoEstado
BancoEstado
Banco de Chile
Banco de Chile
Banco de Bogotá
Bancolombia
Banco Corpbanca
Banco GNB Colombia
Banco GNB Colombia
Banco de Bogotá
Banco Santander
Banco Corpbanca
Banco Sudameris
Banco de Bogotá
Helm Bank
Banco Sudameris
Banco Corpbanca
Banco de Occidente
Banco Popular
Banco Popular
Banco Corpbanca
Banco de Bogotá
Banco Corpbanca
BancoEstado
BancoEstado
Banco Penta
BancoEstado
BancoEstado
Banco Itaù
BancoEstado
BancoEstado
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
US$
US$
US$
US$
US$
CL $
CL $
CL $
CL $
US$
US$
CL $
Cop $
Cop $
Cop $
Cop $
Cop $
Cop $
Cop $
Cop $
COP $
COP $
COP $
COP $
COP $
COP $
COP $
COP $
COP $
COP $
COP $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
CL $
UF
CL $
Al
Al
Al
Al
Al
Al
Al
Al
Al
Vencimiento
Vencimiento
Vencimiento
Vencimiento
Vencimiento
Vencimiento
Vencimiento
Vencimiento
Vencimiento
Anual
Anual
Al Vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al Vencimiento
Semestral
Anual
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Trimestral
Trimestral
Mensual
Mensual
Al vencimiento
Trimestral
Trimestral
Trimestral
Trimestral
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Mensual
Al vencimiento
Semestral
4,52%
4,85%
0,50%
3,94%
6,58%
4,29%
3,90%
3,80%
2,42%
2,40%
2,42%
3,72%
4,50%
4,55%
4,25%
1,12%
1,70%
0,50%
8,12%
11,72%
9,36%
7,72%
7,99%
7,24%
10,37%
9,19%
10,99%
7,58%
9,00%
9,28%
8,76%
8,02%
7,04%
7,06%
7,54%
8,69%
8,33%
5,77%
5,47%
4,.52%
4,30%
6,27%
7,80%
2,85%
7,11%
4,52%
4,85%
0,50%
3,94%
6,58%
4,29%
3,90%
3,80%
2,42%
2,40%
2,42%
3,72%
4,28%
4,34%
3,80%
0,73%
1,63%
0,50%
8,12%
11,72%
9,36%
7,72%
7,99%
7,24%
10,37%
9,19%
10,99%
7,58%
9,00%
9,28%
8,76%
8,02%
7,04%
7,06%
7,54%
8,69%
8,33%
4,42%
5,47%
4,52%
4,30%
6,27%
7,80%
2,85%
7,11%
No Corrientes
Total
corrientes
Vencimientos
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
Sin Garantía
hasta 1 mes
M$
1 a 3 meses
M$
26.491
16.344
2.121
2.000
351
2.165.795
188.464
99.344
20.820
7.595
12.500
1.369
13.653
25.000
79.177
118.892
90.335
42.020
8.943.928
29.393.595
más de 4
hasta 5 años
más de 5
hasta 10 años
10 o más
años
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
165.569.814
2.210
35.340.023
más de 3
hasta 4 años
91.892.268
234.375
321.875
179.167
121.875
25.118
8.574
más de 2
hasta 3 años
11.926
5.000.600
574
39.632
4.986.079
10.007.367
100
37.419
8.575.115
2.324
1.471.417
1.708
8.988
2.462.596
411.963
6.272.651
89.333
89.333
9.988.560
1.209.839
37.709
4.500
259.784
187.500
1.476.438
441.640
187.500
88.528
208.333
16.054
61.438
112.500
1.463
177.928
37.001
175.995
4.164
1 hasta 2
años
47.886
2.196.558
1.466
37.419
8.575.115
2.324
1.497.908
1.708
8.988
2.462.596
411.963
6.272.651
89.333
89.333
10.004.904
1.211.960
37.709
6.500
259.784
187.851
3.642.233
441.640
375.964
187.872
229.153
16.054
82.686
150.000
1.369
313.552
440.767
269.502
163.895
1.463
177.928
37.001
175.995
2.210
25.118
11.926
5.000.600
574
52.370
4.986.079
10.007.367
47.886
2.196.558
1.366
31-12-2014
3 a 12 meses
M$
Total no
corrientes
Vencimientos
2.191.896
3.201.157
640.232
6.500.000
2.022.500
2.427.000
2.427.000
404.500
2.427.000
404.500
2.427.000
404.500
404.500
12.461.267
12.461.655
9.671.489
9.181
2.952.878
88.528
833.333
81.917
150.000
438.200
156.250
321.875
2.952.878
2.952.878
2.952.878
208.333
5.416.667
81.917
149.229
5.416.667
47.785
5.416.667
94.949.567
16.497.354
1.476.439
40.625
350.000
3.000.000
1.014.265
4.984.143
4.000.000
76.552
127.026.671
159.665.509
14.309.662
9.671.489
31-12-2014
M$
2.191.896
0
0
3.841.389
0
6.500.000
0
2.022.500
2.427.000
7.281.000
1.618.000
0
12.461.267
12.461.655
0
0
9.671.489
9.181
0
0
13.287.951
0
0
88.528
1.041.666
16.250.001
211.619
299.229
438.200
156.250
321.875
0
40.625
350.000
0
0
0
3.000.000
1.014.265
4.984.143
0
4.000.000
76.552
0
0
422.120.252
Página 117
20.3.-
Obligaciones con el público. (Bonos)
Saldos al 31 de diciembre de 2015.
Corrientes
N° de
Inscripción o
identificación
del
instrumento
Serie
542
542
541
765
610
217
217
259
259
344
I
J
K
BCGED-E
BCGET-D
BMGAS-B-1
BMGAS-B-2
BMGAS-D-1
BMGAS-D-2
BMGAS-F
Monto
nominal
colocado
vigente
5.500.000
500.000
2.000.000
4.000.000
3.500.000
69.147
622.318
800.000
3.200.000
1.499.998
Unidad
de
reajuste
del bono
UF
UF
UF
UF
UF
UF
UF
UF
UF
UF
Tasa
Tasa
nominal efectiva
anual
anual
4,65%
4,75%
4,00%
3,85%
4,30%
7,00%
7,00%
6,50%
6,50%
6,00%
4,76%
5,10%
4,05%
3,89%
4,20%
7,61%
7,61%
7,25%
7,25%
6,24%
Plazo Final
11-08-2029
12-01-2029
02-12-2031
30-09-2034
10-09-2030
01-09-2024
01-09-2024
01-06-2026
01-06-2026
01-08-2024
Periodicidad
Colocación
en Chile o
en el
extranjero
Pago de
intereses
Pago de
amortización
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Al Vencimiento
Al Vencimiento
Semestral
A partir del 03-2020
Semestral
Semestral
Final
Final
Semestral
Vencimientos
1 a 3 meses
3 a 12 meses
M$
M$
2.518.126
281.190
166.413
998.872
1.184.834
161.307
1.315.134
98.892
395.566
2.458.971
8.918.434
Totales
660.871
No Corrientes
Total
corrientes
Total no
corrientes
Vencimientos
31-12-2015
1 hasta 2
años
más de 2
hasta 3 años
más de 3
hasta 4 años
más de 4
hasta 5 años
M$
M$
M$
M$
M$
más de 5
hasta 10 años
M$
M$
M$
92.936.576
12.514.158
50.837.546
101.698.170
40.964.791
139.404.920
12.514.158
50.837.546
101.698.170
90.121.921
1.572.725
14.154.459
20.302.446
81.209.784
32.407.250
4.271.524
4.271.524
4.271.524
4.271.524
15.321.154
9.579.305
5.865.524
5.990.544
6.115.564
14.433.439
111.354.837
171.901
1.547.119
184.403
1.659.637
8.192.855
196.905
1.772.155
31-12-2015
46.468.344
2.518.126
281.190
166.413
998.872
1.184.834
161.307
1.315.134
98.892
395.566
2.458.971
159.399
1.434.601
10 o más
años
40.964.275
860.117
7.740.947
20.302.446
81.209.784
400.463.471
544.223.379
Saldos al 31 de diciembre de 2014.
Corrientes
N° de
Inscripción o
identificación
del
instrumento
469
469
470
542
542
541
389
765
377
465
610
344
259
259
217
217
429
238
238
209
Totales
Serie
D
F
G
I
J
K
BCGED-B
BCGED-E
BCNFE-D
BEMEL-D
BCGET-D
BMGAS-F
BMGAS-D-2
BMGAS-D-1
BMGAS-B-2
BMGAS-B-1
BGASC-H
BGASC-F2
BGASC-F1
BGASC-D
Monto
nominal
colocado
vigente
3.500.000
1.500.000
483.331
5.500.000
500.000
2.000.000
2.357.143
4.000.000
1.852.941
2.000.000
3.500.000
1.666.665
3.200.000
800.000
669.513
74.391
1.500.000
1.783.217
356.643
1.000.000
Unidad
de
reajuste
del bono
UF
UF
UF
UF
UF
UF
UF
UF
UF
UF
UF
UF
UF
UF
UF
UF
UF
UF
UF
UF
Tasa
Tasa
nominal efectiva
anual
anual
4,10%
3,70%
3,50%
4,65%
4,75%
4,00%
4,50%
3,85%
4,40%
4,50%
4,30%
6,00%
6,50%
6,50%
7,00%
7,00%
3,50%
7,30%
7,30%
7,50%
4,19%
3,85%
3,86%
4,76%
5,10%
4,05%
4,77%
3,89%
4,50%
4,79%
4,30%
6,24%
7,25%
7,25%
7,61%
7,61%
4,34%
7,16%
7,16%
7,62%
Plazo Final
01-09-2029
15-11-2027
20-10-2015
11-08-2029
12-01-2029
02-12-2031
01-10-2025
30-09-2034
01-06-2025
01-06-2027
10-09-2030
01-08-2024
01-06-2026
01-06-2026
01-09-2024
01-09-2024
01-09-2028
01-12-2025
01-12-2025
01-03-2029
Colocación
en Chile o
en el
extranjero
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Periodicidad
Pago de
intereses
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Pago de
amortización
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Al Vencimiento
Al Vencimiento
Semestral
Semestral
Semestral
A partir del 12-2021
A partir del 03-2020
Semestral
Final
Final
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Final
Vencimientos
No Corrientes
Total
corrientes
Total no
corrientes
Vencimientos
1 a 3 meses
3 a 12 meses
31-12-2014
1 hasta 2
años
más de 2
hasta 3 años
más de 3
hasta 4 años
más de 4
hasta 5 años
más de 5
hasta 10 años
10 o más
años
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
29.572.161
15.199.320
29.572.361
9.119.592
22.291.830
111.459.040
11.990.116
48.807.143
5.201.036
97.642.912
2.146.173
20.136.045
47.268.868
260.445
52.078
450.905
276.419
2.672.329
534.398
137.919
1.179.045
175.847
11.985.880
2.419.678
270.197
160.785
5.928.397
965.123
4.514.646
180.660
1.144.802
2.350.043
380.274
95.069
1.162.417
144.339
276.419
2.932.774
586.476
588.824
10.399.072
27.042.623
37.441.695
1.179.045
175.847
11.985.880
2.419.678
270.197
160.785
5.928.397
965.123
4.514.646
180.660
1.144.802
2.350.043
380.274
95.069
1.162.417
144.339
31-12-2014
5.124.842
5.201.039
5.201.039
5.201.039
26.005.193
4.238.695
4.292.326
4.292.326
4.292.326
4.104.525
4.104.525
4.104.525
4.104.525
21.461.632
28.190.598
39.390.310
18.762.722
1.270.396
141.154
1.378.514
153.167
1.486.633
165.180
1.594.752
177.193
9.107.660
1.011.973
2.672.813
534.495
2.672.436
534.427
2.672.639
534.463
3.791.914
758.321
24.550.756
4.909.959
34.652.140
4.908.639
981.720
24.221.844
82.802.250
36.478.368
0
133.750.870
11.990.116
48.807.143
51.934.188
97.642.912
40.723.478
48.326.643
86.659.178
35.180.822
77.667.565
19.416.891
14.837.955
1.648.667
34.652.140
41.269.197
8.253.385
24.221.844
27.041.216
27.290.730
27.411.101
28.874.366
240.454.114
545.192.085
896.263.612
5.914.432
3.039.864
5.914.432
3.039.864
5.914.432
3.039.864
5.914.432
3.039.864
77.667.565
19.416.891
Página 118
20.4.-
Obligaciones por arrendamiento financiero.
Las obligaciones por arrendamientos financieros se encuentran garantizadas, debido a que los derechos de propiedad sobre el activo,
revierten al arrendador en caso de incumplimiento.
Saldos al 31 de diciembre de 2014.
Corrientes
País
Sociedad deudora
Institución acreedora
Moneda
Tipo de
amortización
Tasa
efectiva
anual
Tasa
nominal
anual
Garantía
Indeterminado
M$
Chile
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Chile
Totales
Metrogas S.A.
Inversiones GLP SAS ESP
Inversiones GLP SAS ESP
Inversiones GLP SAS ESP
Inversiones GLP SAS ESP
Inversiones GLP SAS ESP
Unigas Colombia S.A. E.S.P
Unigas Colombia S.A. E.S.P
Inversiones y Gestión
Chilena Consolidada S.A.
Banco de Occidente
Banco de Occidente
Banco de Occidente
Banco de Bogotá
Banco de Bogotá
Banco de Bogotá
Banco de Bogotá
Banco Santander
UF
Cop $
Cop $
Cop $
Cop $
Cop $
COP $
COP $
UF
Mensual
Mensual
Mensual
Mensual
Mensual
Mensual
Mensual
Mensual
Mensual
3,76%
8,39%
8,95%
9,32%
8,23%
8,56%
9,25%
9,81%
4,32%
3,76%
8,39%
8,95%
9,32%
8,23%
8,56%
9,25%
9,81%
4,32%
No Corrientes
Total
corrientes
Vencimientos
hasta 1 mes
M$
Sin garantía
Sin Garantia
Sin Garantia
Sin Garantia
Sin Garantia
Sin Garantia
Sn Garantía
Sn Garantía
Sin Garantía
0
1 a 3 meses
M$
3 a 12 meses
M$
Total no
corrientes
Vencimientos
31-12-2014
1 hasta 2
años
más de 2
hasta 3 años
más de 3
hasta 4 años
más de 4
hasta 5 años
más de 5
hasta 10 años
10 o más
años
31-12-2014
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
16.484
181.343
30.023
10.339
88.731
5.982
132.647
132.647
9.790
88.731
93.049
88.339
184.167
192.123
200.422
209.081
445.654
599.426
429.273
426.118
286.738
445.654
50.471
1.374
109.198
4.113
862
7.394
484
6.307
17.084
101.409
2.747
223.256
8.226
1.723
14.789
981
12.780
29.009
3.535.687
12.363
355.276
37.017
7.755
66.548
5.798
60.345
133.097
3.687.567
16.484
687.730
49.356
10.340
88.731
7.263
79.432
179.190
197.287
394.920
4.213.886
4.806.093
0
22.466
524.294
30.023
20.129
270.511
0
88.339
1.231.447
77.657
0
2.187.209
Página 119
20.5.-
Garantías de cilindros.
Los saldos al 31 de diciembre de 2015 se presentan en una sola línea en el rubro de pasivos
disponibles para la venta.
Al 31 de diciembre de 2014 el saldo está compuesto por garantías de envases a la vista recibidas
por las sociedades del Grupo que distribuyen gas licuado en su formato de envasado, tanto en el
mercado de GLP de Chile como en Colombia.
Como parte del esquema de distribución y venta de gas licuado, el Grupo CGE a cambio de la
entrega de cilindros de gas licuado a sus distribuidores y clientes, podría requerir depósitos en
efectivo en garantía de esos envases, correspondientes a una fracción del valor del cilindro, u
otros activos, los que son documentados al inicio mediante un instrumento que obliga a dichas
sociedades a responder por su valor, en la medida que el distribuidor/cliente/interesado devuelva
el envase en buen estado de conservación, además del comprobante original de entrega de la
garantía.
En Chile las garantías de envases son recibidas principalmente de distribuidores, canal de mayor
importancia en la comercialización de GLP del Grupo CGE. En su mayoría, se trata de
distribuidores exclusivos en la comercialización de la marca, manteniendo una relación comercial
de largo plazo, lo cual se ve incentivado por una serie de contratos de distribución, premios de
cumplimiento de metas, apoyo de imagen, contrato de leasing en la entrega de camiones de
reparto de GLP y otros.
Respecto de los depósitos en garantía recibidos de clientes finales, por el tipo de uso de los
cilindros de gas y los altos costos de transacción para hacer efectivo su reintegro, en la práctica la
tasa de devolución es mínima.
Por lo anterior, las devoluciones de cilindros y reintegro de las garantías recibidas de
distribuidores y clientes, son en la práctica marginales, existiendo una baja exigibilidad económica
en el corto y mediano plazo.
20.6.-
Otros.
Al 31 de diciembre de 2015 este saldo corresponde a costo de prepago de bono EMEL-D
Página 120
21.-
CUENTAS POR PAGAR COMERCIALES Y OTRAS CUENTAS POR PAGAR.
El detalle de este rubro al 31 de diciembre de 2015 y 2014 es el siguiente:
No corrientes
Corrientes
Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar
31-12-2015
M$
31-12-2014
M$
31-12-2015
M$
31-12-2014
M$
Proveedores de energía y otros eléctricos. (*)
Proveedores de energía y otros gas.
Retenciones.
Dividendos por pagar.
Pasivos acumulados (o devengados). (**)
Proveedores no energéticos.
Proveedores de importación.
Acreedores varios.
Otros.
142.956.488
7.592.794
18.077.852
2.188.993
14.918.110
67.617.787
872.843
20.123.698
4.602.685
160.665.298
18.205.433
17.328.723
4.192.235
21.265.114
73.965.297
811.370
23.882.381
7.818.283
504.093
5.828
1.426.430
Total
278.951.250
328.134.134
509.921
1.426.430
(*)
Ver Nota N° 4.5.
21.1.-
Pasivos acumulados (o devengados).
Corrientes
(**) Pasivos acumulados (o devengados).
Vacaciones del personal.
Bonificaciones de feriados
Participación sobre resultados.
Participación del directorio.
Aguinaldos.
Total
21.2.-
31-12-2015
M$
No corrientes
31-12-2014
M$
8.705.098
749.479
5.299.688
163.845
10.208.218
1.152.599
7.840.093
1.940.561
123.643
14.918.110
21.265.114
31-12-2015
M$
31-12-2014
M$
0
0
Información cuentas comerciales y otras cuentas por pagar con pagos al día y con plazos
vencidos.
Cuentas comerciales con pagos al día (por vencer)
Cuentas comerciales al día según plazo
Bienes
Servicios
Otros
Total
31-12-2015
M$
31-12-2015
M$
31-12-2015
M$
31-12-2015
M$
Hasta 30 días
Entre 31 y 60 días
Entre 61 y 90 días
Entre 91 y 120 días
Entre 121 y 365 días
Más de 365 días
21.485.264
5.199.884
44.487
22.579
7.448.014
195.574.688
1.319.986
662
2.914
70.875
28.887.559
2.486.260
2.655.509
4.801.540
7.316.721
509.921
245.947.511
9.006.130
2.700.658
4.827.033
14.835.610
509.921
Total
34.200.228
196.969.125
46.657.510
277.826.863
Página 121
Cuentas comerciales con plazos vencidos
Cuentas comerciales vencidas según plazo
Bienes
Servicios
Otros
Total
31-12-2015
M$
31-12-2015
M$
31-12-2015
M$
31-12-2015
M$
1.446.197
110.543
77.568
0
0
0
942.000
275.855
1.634.308
349.217
53.989
13.247
917.189
Total
416.453
Cuentas comerciales con pagos al día (por vencer)
Cuentas comerciales al día según plazo
Bienes
Servicios
Otros
Total
31-12-2014
M$
31-12-2014
M$
31-12-2014
M$
31-12-2014
M$
Hasta 30 días
Entre 31 y 60 días
Entre 61 y 90 días
Entre 91 y 120 días
Entre 121 y 365 días
Más de 365 días
33.256.170
3.225.119
24.046
37.410
14.523
198.860.287
2.343.101
323.963
72.832
10.013.182
34.427.075
22.493.813
3.475.139
5.657.738
12.989.431
1.426.430
266.543.532
28.062.033
3.823.148
5.767.980
23.017.136
1.426.430
Total
36.557.268
211.613.365
80.469.626
328.640.259
Bienes
Servicios
Otros
Total
31-12-2014
M$
31-12-2014
M$
31-12-2014
M$
31-12-2014
M$
Cuentas comerciales con plazos vencidos
Cuentas comerciales vencidas según plazo
Hasta 30 días
Entre 31 y 60 días
Entre 61 y 90 días
Entre 91 y 120 días
Entre 121 y 365 días
Más de 365 días
877.240
43.065
0
0
0
0
877.240
43.065
Total
22.-
24.811
179.791
56.554
39.510
Hasta 30 días
Entre 31 y 60 días
Entre 61 y 90 días
Entre 91 y 120 días
Entre 121 y 365 días
Más de 365 días
0
920.305
0
920.305
OTRAS PROVISIONES.
El detalle de este rubro al 31 de diciembre de 2015 y 2014 es el siguiente:
22.1.-
Provisiones – saldos.
Corrientes
Clase de provisiones
Provisión de reclamaciones legales.
Participación en utilidades y bonos.
Responsabilidad sobre pasivos netos de negocios conjuntos.
Otras provisiones.
Total
31-12-2015
M$
No corrientes
31-12-2014
M$
4.712.418
3.870.554
3.613.885
7.318.257
6.219.332
14.802.304
31-12-2015
M$
31-12-2014
M$
473.324
358.101
7.962.637
80.912
803.461
490.948
18.894.779
1.357.697
849.049
22.1.1.- Provisiones de reclamaciones legales.
Los montos corresponden a la provisión para ciertas demandas legales contra el Grupo
CGE por clientes o particulares afectados con los servicios prestados. Los plazos para
utilizar los saldos de las provisiones están acotados a los plazos normales de los procesos
Página 122
judiciales. Se incluyen además provisiones por multas de la autoridad eléctrica y del gas,
que están en proceso de reclamación y cuya resolución para efectos de su uso también
está sujeta a los plazos de dicho organismo, (detalle de juicios en Nota 33).
22.1.2.- Participación en utilidades y bonos.
La provisión para la participación de los empleados en las utilidades y de los bonos de
desempeño se paga al mes siguiente de la aprobación de los estados financieros.
22.1.3.- Otras provisiones.
Corresponden principalmente a provisiones provenientes de situaciones contingentes
y/o legales. Los montos constituidos cubren adecuadamente los riesgos existentes.
22.2.-
Movimiento de las provisiones.
Saldos al 31 de diciembre de 2015.
Movimiento de provisiones
Conceptos
Saldo al 01 de enero de 2015
Provisiones adicionales.
Incremento (decremento) en provisiones existentes.
Provisión utilizada.
Reversión de provisión no utilizada.
Incremento (decremento) en el cambio de moneda extranjera.
Disminución por transferencias a pasivos incluidos en grupos de activos
para su disposición clasificados como mantenidos para la venta, otras
provisiones
Otro incremento (decremento).
Por
reclamaciones
legales
Por part. en
utilidades y
bonos
Por resp.
sobre pasivos
netos de
asociadas
Otras
provisiones
M$
M$
M$
M$
3.971.986
7.318.257
1.049.574
4.681.196
(3.582.457)
(677.234)
(159.786)
86.227
1.671.762
(1.904.190)
(3.301.502)
(97.537)
0
Total al
31-12-2015
M$
8.453.585
19.743.828
589.333
(1.497.979)
(529.592)
(495.168)
800.004
1.725.134
4.854.979
(6.016.239)
(4.473.904)
640.218
42.392
38.520
(346.929)
49.539
(402.074)
88.059
Total cambio en provisiones
1.213.756
(3.447.703)
80.912
(1.430.792)
(3.583.827)
Saldo al 31 de diciembre de 2015
5.185.742
3.870.554
80.912
7.022.793
16.160.001
Por
reclamaciones
legales
Por part. en
utilidades y
bonos
Por resp.
sobre pasivos
netos de
asociadas
Otras
provisiones
M$
M$
M$
M$
Saldos al 31 diciembre de 2014.
Movimiento de provisiones
Conceptos
Saldo al 01 de enero de 2014
6.417.501
4.181.707
Provisiones adicionales.
Incremento (decremento) en provisiones existentes.
Provisión utilizada.
Reversión de provisión no utilizada.
Incremento por ajuste del valor del dinero en el tiempo.
Incremento (decremento) en el cambio de moneda extranjera.
Otro incremento (decremento).
1.851.298
34.476
(3.895.447)
(1.484.215)
3.230
(115.221)
1.160.364
5.464.529
(882.497)
(1.249.849)
(195.633)
Total cambio en provisiones
(2.445.515)
3.136.550
3.971.986
7.318.257
Saldo al 31 de diciembre de 2014
Total al
31-12-2014
M$
882.326
520.293
12.001.827
(882.326)
5.698.250
1.369.111
(107.682)
(253)
973.866
13.014.077
(361.236)
(5.252.978)
(1.679.848)
3.230
(115.474)
2.134.230
(882.326)
7.933.292
7.742.001
0
8.453.585
19.743.828
Página 123
23.-
PROVISIONES POR BENEFICIOS A LOS EMPLEADOS.
El detalle de este rubro al 31 de diciembre de 2015 y 2014 es el siguiente:
23.1.-
Detalle del rubro.
Corrientes
Provisión por beneficios a los empleados
No corrientes
31-12-2015
31-12-2014
31-12-2015
31-12-2014
M$
M$
M$
M$
Provisión indemnización años de servicio.
Provisión premio de antigüedad.
Provisión beneficios post-jubilatorios.
447.925
1.200.903
18.439
Total
466.364
23.2.-
31.056.011
936.233
17.102.684
1.224.804
36.268.245
49.094.928
Detalle de las obligaciones post empleo y similares.
Indemnización por años de
servicios
Valor presente de las obligaciones post empleo y similar
Valor presente obligación, saldo inicial
Premios por antigüedad
Beneficios post-jubilatorios
31-12-2015
31-12-2014
31-12-2015
31-12-2014
31-12-2015
31-12-2014
M$
M$
M$
M$
M$
M$
29.093.535
22.967.674
936.233
645.436
17.126.585
14.320.964
2.116.173
414.452
(187.638)
4.831.439
457.155
2.791.627
(22.188)
15.916
(134.381)
(34.389)
10.972
338.147
(274.280)
580.242
(365.741)
(332.849)
446.852
2.750.671
(67.605)
(25.490)
(159.294)
(58.620)
(7.819.817)
(3.821.589)
(1.928.870)
(143.881)
(23.933)
(1.144.561)
(433)
6.125.861
(284.534)
290.797
(1.363.634)
2.805.621
29.093.535
651.699
936.233
15.762.951
17.126.585
Costo del servicio corriente obligación plan de beneficios definidos.
Costo por intereses por obligación de plan de beneficios definidos.
Ganancias pérdidas actuariales obligación planes de beneficios definidos.
Incremento disminución en el cambio de moneda extranjera obligación del plan de
beneficios definidos.
Disminución por transferencias a pasivos incluidos en grupos de activos para su
disposición clasificados como mantenidos para la venta, otras provisiones
Liquidaciones obligación plan de beneficios definidos.
Total cambios en provisiones
(9.366.024)
Total
19.727.511
23.3.-
23.901
19.740.381
651.699
15.876.165
Balance de las obligaciones post empleo y similares.
Indemnización por años de
servicios
Balance plan de beneficios
Premios por antigüedad
Beneficios post-jubilatorios
31-12-2015
31-12-2014
31-12-2015
31-12-2014
31-12-2015
M$
M$
M$
M$
M$
31-12-2014
M$
Obligación presente sin fondos de plan de beneficios definidos.
Otros importes reconocidos en el balance.
19.727.511
460.795
29.093.535
3.163.379
651.699
936.233
15.762.951
131.653
17.126.585
Total
20.188.306
32.256.914
651.699
936.233
15.894.604
17.126.585
23.4.-
Gastos reconocidos en el estado de resultados.
Indemnización por años de
servicios
Gastos reconocidos en el estado de resultados por función
Premios por antigüedad
Beneficios post-jubilatorios
01-01-2015
01-01-2014
01-01-2015
01-01-2014
01-01-2015
01-01-2014
31-12-2015
31-12-2014
31-12-2015
31-12-2014
31-12-2015
31-12-2014
M$
M$
M$
M$
M$
M$
Costo del servicio corriente plan de beneficios definidos.
Costo por intereses plan de beneficios definidos.
2.116.173
414.452
4.831.439
457.155
(22.188)
15.916
(34.389)
10.972
(274.280)
580.242
(332.849)
446.852
Total
2.530.625
5.288.594
(6.272)
(23.417)
305.962
114.003
Línea del estado de resultados
Costo de ventas - gastos de administración.
Costos Financieros.
Página 124
23.5.-
Hipótesis actuariales
Las principales hipótesis actuariales utilizadas al cierre de estos estados financieros han sido las
siguientes:
Detalle
Tasa de descuento real utilizada.
Aumento futuros de salarios.
Tabla de mortalidad.
Tabla de invalidez.
Tasa de rotación anual.
1,70%
1,90%
RV - 2009
30% de la RV - 2009
2,83%
Los supuestos respecto a la tasa futura de mortalidad se fijan sobre la base de asesoría actuarial
de acuerdo con las estadísticas publicadas y con la experiencia en Chile.
Para el cálculo del pasivo al 31 de diciembre de 2015, se aplicó la misma metodología utilizada en
el ejercicio anterior. Respecto a lo anterior, el Grupo CGE contrató a Seacsa, Servicios Actuariales
S.A., para la determinación de las obligaciones por beneficios definidos.
Al 31 de diciembre de 2015, la sensibilidad del valor del pasivo actuarial por beneficios definidos
ante variaciones de un 1% en la tasa de descuento genera los siguientes efectos:
Disminución de 1%
M$
Sensibilización de la tasa de descuento
4.111.811
Efecto en las obligaciones por beneficios definidos
24.-
Incremento de 1%
M$
(3.454.945)
OTROS PASIVOS NO FINANCIEROS.
El detalle de este rubro al 31 de diciembre de 2015 y 2014 es el siguiente:
Corrientes
Otros pasivos no financieros
Ingresos diferidos. (*)
Aportes reembolsables.
Garantias recibidas en efectivo.
Total
31-12-2015
M$
No corrientes
31-12-2014
M$
9.126.788
623.639
1.279.047
12.393.551
691.057
1.306.647
11.029.474
14.391.255
31-12-2015
M$
31-12-2014
M$
1.922.791
1.534
0
1.924.325
Página 125
24.1.-
Ingresos diferidos.
El detalle de este rubro al 31 de diciembre de 2015 y 2014 es el siguiente:
Corrientes
(*) Detalle de los ingresos diferidos
31-12-2015
M$
No corrientes
31-12-2014
M$
31-12-2015
M$
Ingresos diferidos por obras de terceros.
Ingresos diferidos por apoyos en postación.
Garantías (pago anticipado de clientes).
Gas por entregar.
Otros ingresos diferidos.
8.015.978
51.800
342.560
716.450
8.096.848
3.542
131.638
3.035.752
1.125.771
Total
9.126.788
12.393.551
31-12-2014
M$
1.922.791
0
1.922.791
El movimiento de este rubro al 31 de diciembre de 2015 y 2014 es el siguiente:
Movimiento del período ingresos diferidos
Saldo inicial ingresos diferidos
Adiciones.
Imputación a resultados.
Disminución por transferencias a pasivos incluidos en grupos de activos
para su disposición clasificados como mantenidos para la venta, otras
provisiones
Ganancia (pérdida) diferencias de conversión.
Ganancia (pérdida) otros.
Total
24.2.-
31-12-2015
M$
31-12-2014
M$
14.316.342
15.678.928
48.953.277
(49.222.851)
52.510.163
(53.872.444)
(4.675.719)
42.563
(286.824)
(305)
9.126.788
14.316.342
Contratos de construcción.
De acuerdo con lo dispuesto en la NIC 11, a continuación se detalla información relevante de
contratos en construcción.
24.2.1.- Margen del ejercicio por contratos de construcción.
Detalle
Ingresos ordinarios de contrato de construcción reconocido durante el período o
ejercicio.
Costos ordinarios de contrato de construcción reconocido durante el período o
ejercicio.
Total
01-01-2015
31-12-2015
M$
01-01-2014
31-12-2014
M$
22.808.820
15.348.212
(11.823.485)
(10.155.370)
10.985.335
5.192.842
24.2.2.- Importes adeudados por clientes bajo contratos de construcción.
Detalle
Importe de anticipos recibidos sobre contratos de construcción.
Importe bruto debido por clientes por contratos de construcción como activos.
Importe bruto debido por clientes por contratos de construcción como pasivos.
31-12-2015
M$
19.690.209
4.081.809
12.097.787
31-12-2014
M$
28.772.189
1.043.916
9.140.764
Página 126
24.2.3.- Subvenciones gubernamentales.
Detalle
Importe de las subvenciones del gobierno reconocidas.
25.-
31-12-2015
M$
2.277.274
31-12-2014
M$
2.178.708
Naturaleza
subvención
PER - FNDR
PATRIMONIO NETO.
25.1.-
Gestión de capital.
Los objetivos del Grupo CGE al administrar el capital son el salvaguardar la capacidad de continuar
como empresa en marcha con el propósito de generar retornos a sus accionistas, beneficios a
otros grupos de interés y mantener una estructura de capital óptima para reducir el costo del
capital.
Consistente con la industria, el Grupo CGE monitorea su capital sobre la base del ratio de
apalancamiento. Este ratio se calcula dividiendo la deuda neta por el capital total. La deuda neta
corresponde al total del endeudamiento (incluyendo el endeudamiento corriente y no corriente)
menos el efectivo y equivalentes de efectivo. El capital total corresponde al patrimonio tal y
como se muestra en el estado de situación financiera consolidado más la deuda neta.
En este sentido, el Grupo CGE ha combinado distintas fuentes de financiamiento tales como:
aumentos de capital, flujos de la operación, créditos bancarios, obligaciones con el público en su
modalidad de bonos y pagarés.
25.2.-
Capital suscrito y pagado.
Al 31 de diciembre de 2015 y 2014, el capital social autorizado, suscrito y pagado asciende a
M$ 671.278.954.
25.3.-
Número de acciones suscritas y pagadas.
Al 31 de diciembre de 2015 y 2014 el capital de Compañía General de Electricidad S.A., está
representado por 416.710.367, acciones sin valor nominal, de un voto por acción.
25.4.-
Política de dividendos.
En Junta Ordinaria de Accionistas de la Sociedad, celebrada el 16 de abril de 2015, se informó
acerca de la política de reparto de dividendos aprobada por el Directorio para el ejercicio 2015
consistente en la intención de distribuir no menos del 30% de las utilidades líquidas del ejercicio,
mediante un dividendo provisorio, sin perjuicio del reparto de dividendos eventuales con cargo a
utilidades acumuladas. Dicho dividendo se pagará, en lo posible, durante el mes de noviembre de
2015. Además se espera proponer un dividendo definitivo a la Junta Ordinaria de Accionistas a
celebrarse en abril del año 2016.
Página 127
El cumplimiento del programa antes señalado quedará condicionado a las utilidades que
realmente se obtengan, así como también a los resultados que señalen las proyecciones que
periódicamente efectúa la empresa, o a la existencia de determinadas condiciones, según
corresponda, cuya concurrencia será determinada por el Directorio.
25.5.-
Dividendos.
En Junta Ordinaria de Accionistas de la Sociedad, celebrada el 16 de abril de 2014, aprobó el pago
del dividendo definitivo N° 373 de $ 30,00.- por acción con cargo a las utilidades del ejercicio
2013, el cual se pagó con fecha 29 de abril de 2014, por un total de M$ 12.501.311.El Directorio en Sesión Ordinaria N° 1.985 de fecha 30 de mayo de 2014, acordó repartir el
dividendo provisorio N° 374 de $ 30,00.- por acción con cargo a las utilidades del ejercicio 2014, el
cual se pagó con fecha 26 de junio de 2014, por un total de M$ 12.501.311.El Directorio en Sesión Ordinaria N° 1.988 de fecha 29 de agosto de 2014, acordó repartir el
dividendo provisorio N° 375 de $ 30,00.- por acción con cargo a las utilidades del ejercicio 2014, el
cual se pagó con fecha 30 de septiembre de 2014, por un total de M$ 12.501.311.El Directorio en Sesión Ordinaria N° 1.991 de fecha 20 de noviembre de 2014, acordó repartir el
dividendo provisorio N° 376 de $ 30,00.- por acción con cargo a las utilidades del ejercicio 2014, el
cual se pagó con fecha 23 de diciembre de 2014, por un total de M$ 12.501.311.En Junta Ordinaria de Accionistas de la Sociedad, celebrada el 16 de abril de 2015, aprobó el pago
del dividendo definitivo N° 377 de $ 30,00.- por acción con cargo a las utilidades del ejercicio
2014, el cual se pagó con fecha 29 de abril de 2015, por un total de M$ 12.501.311.El Directorio en Sesión Ordinaria N° 2002 de fecha 07 de octubre de 2015, acordó repartir el
dividendo provisorio N° 378 de $ 75,00.- por acción con cargo a las utilidades del ejercicio 2015, el
cual se pagó con fecha 4 de noviembre de 2015, por un total de M$ 31.253.278.-
25.6.-
Reservas.
En el ítem de otras reservas dentro del patrimonio, se incluyen los siguientes conceptos:
25.6.1.- Superávit de revaluación.
Corresponde a la revaluación del rubro propiedades, planta y equipo, la cual se presenta
neta de su respectivo impuesto diferido y depreciación, esta última es reciclada a las
ganancias (pérdidas) acumuladas.
Al 31 de diciembre de 2014 se efectuó el último proceso de revaluación de acuerdo a NIC
16 y a las políticas del Grupo CGE, el efecto de este incremento neto de impuestos
diferidos ascendió a M$ 179.771.849 y el saldo acumulado de esta reserva al cierre de los
estados financieros al 31 de diciembre de 2015 asciende a M$ 533.436.810, luego de ser
aplicado el respectivo reciclaje, equivalente a la depreciación del ejercicio neta de
impuestos diferidos por valor de M$ 25.332.667.
Página 128
25.6.2.- Reservas de conversión.
Este concepto refleja los resultados acumulados, por fluctuaciones de cambio, al
convertir los estados financieros de subsidiarias cuya moneda funcional es distinta a la de
presentación del Grupo CGE (pesos chilenos).
25.6.3.- Reservas de coberturas.
Se presentan en este rubro los movimientos en el valor justo de los instrumentos
derivados de cobertura de flujos de caja medidos a valor razonable con cambios en otros
resultados integrales.
25.6.4.- Reservas de disponibles para la venta.
Corresponde a las fluctuaciones en el valor justo de activos financieros clasificados como
disponibles para la venta.
25.6.5.- Reservas de ganancias y pérdidas por planes de beneficios definidos.
Corresponde a las variaciones de los valores actuariales de la provisión por beneficios
definidos de empleados.
Los saldos acumulados por la aplicación de la NIC 19 (r) se han reconocido en otros
resultados integrales, producto de lo anterior el saldo de estas reservas al 31 de
diciembre de 2015 asciende a M$ 3.811.458 (M$ 4.292.840 al 31 de diciembre de 2014),
ambos netos de impuestos diferidos.
25.6.6.- Otras reservas.
En este rubro se incluye la desafectación de la Revalorización del Capital Propio del
ejercicio 2008 de acuerdo a la Circular N° 456 de la Superintendencia de Valores y
Seguros de fecha 20 de junio de 2008 incorporada en el capital emitido de acuerdo a lo
establecido en la ley N° 18.046 artículo 10 inciso segundo y otras reservas que se
reconocen de inversiones en subsidiarias, asociadas y negocios de control conjunto.
25.7.-
Ganancias (pérdidas) acumuladas.
Los componentes de este rubro para el ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2015 y 2014 son
los siguientes:
Ganancias (pérdidas) acumuladas
31-12-2015
M$
31-12-2014
M$
Aplicación NIC 19 r
Utilidades acumuladas para pago de dividendos eventuales en ejercicios futuros
Reciclaje acumulado de superávit de reserva de revaluación
Oficio Circular N° 856 - SVS (*)
Dividendos provisorios
Resultado del período o ejercicio
(363.749)
76.029.676
155.496.673
(21.408.122)
(31.253.278)
95.706.827
(363.749)
64.891.068
130.164.007
(21.408.122)
(37.503.933)
60.720.353
Total
274.208.027
196.499.624
Página 129
(*) El Oficio Circular N° 856 de la SVS, de fecha 17 de octubre de 2014 dispuso que la actualización
de los activos y pasivos por impuestos diferidos que se producen como efecto directo del
incremento en la tasa de impuestos de primera categoría introducido por la Ley 20.780 (Reforma
Tributaria), publicada el 29 de septiembre de 2014 se realizara con cargo o abono a patrimonio
según correspondiera. Durante el ejercicio 2014 el cargo neto registrado en el Patrimonio del
Grupo CGE ascendió a M$ 21.408.122.
Página 130
25.8.-
Participaciones no controladoras.
Las siguientes son las participaciones no controladoras al 31 de diciembre y 2014.
Rut
96.722.460-K
90.310.000-1
96.636.520-K
96.762.250-8
0-E
0-E
96.856.650-4
79.882.520-8
0-E
96.541.920-9
96.541.870-9
76.144.275-9
0-E
96.719.210-4
96.542.120-3
99.513.400-4
91.143.000-2
76.144.216-3
78.512.190-2
87.601.500-5
76.122.825-0
76.076.073-0
79.882.520-8
99.548.240-1
99.548.260-6
99.589.320-7
96.868.110-9
0-E
96.620.900-3
Total
Nombre de la subsidiaria
Metrogas S.A.
Gasco S.A.
Gasmar S.A.
Gasoducto del Pacífico S.A
Gasoducto del Pacífico (Argentina) S.A
Gasoducto del Pacífico (Cayman) Ltd.
Innergy Holdings s.A.
Empresa Eléctrica de Magallanes S.A.
Inversiones GLP S.A.S. ESP
Empresa Eléctrica de Antofagasta S.A.
Empresa Eléctrica de Iquique S.A.
Emel Norte S.A.
Unigas Colombia S.A. E.S.P.
Transnet S.A.
Empresa Eléctrica de Arica S.A.
CGE Distribución S.A.
Compañía Nacional de Fuerza Eléctrica S.A.
Emel Atacama S.A.
Energy Sur S.A.
Empresa Eléctrica de Atacama S.A.
Emelat Inversiones S.A.
Transportes e Inversiones Magallanes S.A.
TV Red S.A.
CGE Magallanes S.A.
CGE Argentina S.A.
Financiamiento Doméstico S.A.
Hormigones del Norte S.A.
Energía San Juan S.A.
Empresa Chilena de Gas Natural S.A.
País de
origen
Chile
Chile
Chile
Chile
Argentina
Islas Cayman
Chile
Chile
Colombia
Chile
Chile
Chile
Colombia
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Argentina
Chile
Porcentaje de participación en
subsidiarias de la participación
no controladora
31-12-2015
31-12-2014
%
%
48,16216%
43,37562%
36,25000%
40,00000%
43,30220%
43,30000%
40,00000%
44,83508%
29,96797%
7,32083%
11,41607%
1,78285%
30,00000%
0,39943%
5,84091%
0,65635%
0,68504%
0,00000%
45,00000%
1,59496%
1,59496%
15,00000%
10,00000%
0,10518%
0,00836%
0,10000%
0,00500%
0,00001%
0,00500%
48,16216%
43,37562%
49,00000%
40,00000%
43,30220%
43,30000%
40,00000%
44,83508%
29,96797%
7,44670%
11,41698%
1,78285%
30,00000%
0,39943%
5,88483%
0,67284%
0,36893%
1,80864%
45,00000%
1,59496%
1,59496%
15,00000%
10,00000%
0,10518%
0,00836%
0,10000%
0,00500%
0,00001%
0,00500%
Participación
no
controladora
en patrimonio
Ganancia
(pérdida)
atribuible a
participación no
controladora
Participación
no
controladora
en
patrimonio
31-12-2015
M$
241.279.566
235.735.187
18.093.641
3.080.612
9.280.066
(5.360)
5.739.999
18.925.639
8.040.838
4.035.835
4.793.012
3.074.647
2.521.216
1.492.436
1.661.465
3.103.339
1.573.545
Ganancia
(pérdida)
atribuible a
participación
no
controladora
31-12-2014
M$
M$
469.831
253.586
355.338
26.121.195
22.887.660
6.568.531
310.768
203.477
(1.198)
566.648
2.704.506
619.432
435.291
810.493
223.610
368.769
110.733
210.043
172.935
106.294
267
69.011
33.096
49.830
233.738.016
233.587.110
25.051.823
2.460.287
9.413.202
(3.531)
4.420.066
18.189.900
8.337.689
3.862.734
4.286.041
2.996.788
2.603.851
1.490.049
1.598.470
3.080.754
809.248
621.347
421.459
296.925
337.534
168.656
25.772
1.625
111
55
9
210
33.598
3.547
759
(125)
8
1
542
145.138
25.280
2.194
236
115
12
254
563.700.876
62.609.721
557.772.991
M$
39.822.660
23.152.004
12.564.666
3.721.108
(96.358)
(720)
129.759
1.980.130
(1.298.417)
464.982
564.577
205.576
496.926
72.705
245.854
323.410
37.184
37.907
41.235
34.448
43.070
(156.590)
46.288
2.621
290
(1)
19
504
82.435.837
Página 131
25.9.-
Transacciones con participaciones no controladoras.
Al cierre de los estados financieros al 31 de diciembre de 2015 y 2014, se realizaron las siguientes
transacciones de adquisición de acciones con la participación no controladora.
Transacciones efectuadas al 31 de diciembre de 2015.
31-12-2015
Sociedad
Empresa Eléctrica de Arica S.A.
Empresa Eléctrica de Antofagasta S.A.
Empresa Eléctrica de Iquique S.A.
Cantidad de
acciones
adquiridas
81.700
227.574
1.677
% de
adquisición al
minoritario
0,12587%
0,00091%
0,04392%
Total
Valor pagado
Valor libros
M$
M$
Imputación a
otras
reservas
M$
13.889
93.305
461
12.088
68.087
367
1.801
25.218
94
107.655
80.542
27.113
Transacciones efectuadas al 31 de diciembre de 2014.
31-12-2014
Sociedad
Empresa Eléctrica de Arica S.A.
Empresa Eléctrica de Antofagasta S.A.
Empresa Eléctrica de Iquique S.A.
Total
Cantidad de
acciones
adquiridas
220.708
455.823
1.329
% de
adquisición al
minoritario
0,11866%
0,25211%
0,00073%
Imputación a
otras
reservas
M$
Valor pagado
Valor libros
M$
M$
37.365
185.133
359
27.376
112.928
282
9.989
72.205
77
222.857
140.586
82.271
Dichas transacciones fueron contabilizadas de acuerdo con lo descrito en Nota 3.4.2.-, imputando
la diferencia entre el monto pagado y el valor libros de la inversión adquirida a otras reservas del
patrimonio neto, en el rubro “otros incrementos (decrementos) en patrimonio neto”.
Página 132
25.10.- Reconciliación del movimiento en reservas de los otros resultados integrales.
Movimientos al 31 de diciembre de 2015.
Movimientos de otros resultados integrales al
31-12-2015
Porción atribuible a los accionistas de la
controladora
Importe
bruto
M$
Efecto
tributario
M$
Importe neto
M$
Ganancia (pérdida) después de impuestos
Porción atribuible al interés no controlante
Importe
bruto
M$
Efecto
tributario
M$
Importe neto
M$
95.706.827
Total
Importe
bruto
M$
Efecto
tributario
M$
Importe neto
M$
62.609.721
158.316.548
Reservas de cobertura de flujo de efectivo
Ganancias (pérdidas) por coberturas de flujo de efectivo.
(1.135.905)
306.694
(829.211)
(1.739.600)
245.274
(1.494.326)
(2.875.505)
551.968
(2.323.537)
Total movimientos del período o ejercicio
(1.135.905)
306.694
(829.211)
(1.739.600)
245.274
(1.494.326)
(2.875.505)
551.968
(2.323.537)
(11.709.733)
2.701.165
2.701.165
(9.008.568)
0
(11.709.733)
2.701.165
0
2.701.165
(9.008.568)
0
(9.008.568)
Reservas de conversión
Ganancias (pérdidas) por diferencias de conversión.
(11.709.733)
Total movimientos del período o ejercicio
(11.709.733)
(9.008.568)
Reservas ganancias o pérdidas actuariales planes beneficios
definidos
Ganancias (pérdidas) actuariales planes beneficios
definidos.
659.427
(178.045)
481.382
49.134
2.738
51.872
708.561
(175.307)
533.254
Total movimientos del período o ejercicio
659.427
(178.045)
481.382
49.134
2.738
51.872
708.561
(175.307)
533.254
Total resultado integral
83.649.265
63.868.432
147.517.697
Movimientos al 31 de diciembre de 2014.
Movimientos de otros resultados integrales al
31-12-2014
Porción atribuible a los accionistas de la
controladora
Importe
bruto
M$
Efecto
tributario
M$
Importe neto
M$
Ganancia (pérdida) después de impuestos
Porción atribuible al interés no controlante
Importe
bruto
M$
Efecto
tributario
M$
Importe neto
M$
60.720.353
Total
Importe
bruto
M$
Efecto
tributario
M$
Importe neto
M$
82.435.837
143.156.190
Reservas de disponibles para la venta
Ganancias (pérdidas) por nuevas mediciones de activos
financieros disponibles para la venta.
(278.947)
59.304
(219.643)
(1.520.154)
991.513
(528.641)
(1.799.101)
1.050.817
(748.284)
Total movimientos del período o ejercicio
(278.947)
59.304
(219.643)
(1.520.154)
991.513
(528.641)
(1.799.101)
1.050.817
(748.284)
Ganancias (pérdidas) por coberturas de flujo de efectivo.
226.567
(48.168)
178.399
834.238
71.588
905.826
1.060.805
23.420
1.084.225
Total movimientos del período o ejercicio
226.567
(48.168)
178.399
834.238
71.588
905.826
1.060.805
23.420
1.084.225
Reservas de cobertura de flujo de caja
Reservas por revaluación
Otro resultado integral, ganancia (pérdida) por
revaluación.
153.348.014
(32.601.546)
120.746.468
92.914.793
(94.498.068)
(1.583.275)
246.262.807
(127.099.614)
119.163.193
Total movimientos del período o ejercicio
153.348.014
(32.601.546)
120.746.468
92.914.793
(94.498.068)
(1.583.275)
246.262.807
(127.099.614)
119.163.193
Reservas de conversión
Ganancias (pérdidas) por diferencias de conversión.
(2.213.802)
(2.213.802)
6.712.366
6.712.366
4.498.564
0
4.498.564
Total movimientos del período o ejercicio
(2.213.802)
0
(2.213.802)
6.712.366
0
6.712.366
4.498.564
0
4.498.564
Ganancias (pérdidas) actuariales planes beneficios
definidos.
(4.597.105)
977.337
(3.619.768)
(1.057.246)
616.982
(440.264)
(5.654.351)
1.594.319
(4.060.032)
Total movimientos del período o ejercicio
(4.597.105)
977.337
(3.619.768)
(1.057.246)
616.982
(440.264)
(5.654.351)
1.594.319
(4.060.032)
3.395.171
8.378.260
8.378.260
11.773.431
0
11.773.431
0
3.395.171
8.378.260
0
8.378.260
11.773.431
0
11.773.431
Reservas ganancias o pérdidas actuariales planes beneficios
Otras reservas
Participación en el otro resultado integral de inversiones
contabilziadas utilizando el método de la participación.
3.395.171
Total movimientos del período o ejercicio
3.395.171
Total resultado integral
178.987.178
95.880.109
274.867.287
Página 133
26.-
INGRESOS DE ACTIVIDADES ORDINARIAS.
26.1.-
Ingresos ordinarios.
Ingresos de actividades ordinarias
01-01-2015
01-01-2014
31-12-2015
31-12-2014
M$
M$
Ventas
1.827.352.521
1.731.966.158
Venta de energía.
Venta de gas.
Venta de mercaderías, materiales y equipos.
1.363.392.507
424.779.945
39.180.069
1.234.448.276
462.936.777
34.581.105
Prestaciones de servicios
231.471.159
211.080.046
Recargos regulados, peajes y transmisión.
Arriendo de equipos de medida.
Servicios de mantenimiento de equipos a clientes.
Apoyos en postación.
Servicios de construcción de obras e instalaciones eléctricas.
Servicios de construcción de obras e instalaciones de gas.
Servicios de televisión por cable
Otras prestaciones
104.893.121
4.771.169
3.487.063
1.423.387
40.596.126
1.035.969
4.747.235
70.517.089
98.467.064
4.948.241
3.130.385
2.080.753
35.349.453
1.246.394
4.684.399
61.173.357
2.058.823.680
1.943.046.204
Total
El Grupo CGE no tiene clientes con los cuales registre ventas que representen el 10% o más de sus
ingresos ordinarios en los ejercicios terminados al 31 de diciembre de 2015 y 2014.
26.2.-
Otros ingresos, por función.
01-01-2015
31-12-2015
01-01-2014
31-12-2014
M$
M$
Arriendo de oficinas a terceros.
Otros ingresos de operación.
1.145.716
3.878.637
1.378.280
3.397.133
Total
5.024.353
4.775.413
Otros ingresos por función
Página 134
27.-
COMPOSICIÓN DE RESULTADOS RELEVANTES.
Los ítems del estado de resultados por función por los ejercicios terminados al 31 de diciembre de 2015 y
2014 que se adjunta, se descomponen como se indica en 27.1, 27.2, 27.3 y 27.4.
Gastos por naturaleza del estado de resultados por función
01-01-2015
31-12-2015
01-01-2014
31-12-2014
M$
M$
Costo de venta.
Costo de administración.
Otros gastos por función.
1.656.471.196
145.431.145
11.863.783
1.545.253.685
171.118.579
9.957.752
Total
1.813.766.124
1.726.330.016
01-01-2015
01-01-2014
31-12-2015
31-12-2014
M$
M$
27.1.-
Gastos por naturaleza.
Apertura de gastos por naturaleza
Compra de energía.
Compra de gas.
Gastos de personal.
Gastos de operación y mantenimiento.
Gastos de administración.
Costos de mercadotecnia.
Depreciación.
Amortización.
Otros gastos varios de operación.
1.108.097.152
276.723.988
126.744.616
104.708.052
68.480.460
3.749.851
93.040.792
5.506.911
26.714.302
1.000.913.362
289.484.619
138.557.464
92.392.232
82.360.036
4.775.786
89.043.877
5.635.527
23.167.113
Total
1.813.766.124
1.726.330.016
01-01-2015
31-12-2015
01-01-2014
31-12-2014
M$
M$
27.2.-
Gastos de personal.
Gastos de personal
Sueldos y salarios.
Beneficios a corto plazo a los empleados.
Gasto por obligación por beneficios post empleo.
Beneficios por terminación.
Otros beneficios a largo plazo.
Otros gastos de personal.
100.639.620
10.812.177
2.399.469
266.367
905.625
11.721.358
97.997.505
19.236.563
3.009.176
6.969.027
1.272.680
10.072.513
Total
126.744.616
138.557.464
Página 135
27.3.-
Depreciación y amortización.
Detalle
01-01-2015
31-12-2015
01-01-2014
31-12-2014
M$
M$
Depreciación y retiros
Costo de ventas.
Gasto de administración.
Otras ganancias (pérdidas).
90.021.303
3.019.489
8.171.794
86.546.453
2.497.424
6.929.048
101.212.586
95.972.925
Costo de ventas.
Gasto de administración.
4.895.880
611.031
5.182.780
452.747
Total amortización
5.506.911
5.635.527
106.719.497
101.608.452
Total depreciación
Amortización
Total
27.4.-
Otras ganancias (pérdidas).
Detalle
Castigo o deterioro de propiedades, planta y equipos.
Venta de chatarra.
Venta de propiedades, planta y equipo.
Compensación términos de contratos.
Juicios o arbitrajes.
Remuneraciones del directorio.
Participación utilidad del directorio.
Remuneraciones comité de directores.
Participación comité de directores
Otras (pérdidas) ganancias. (*)
Cambios en el valor razonable en propiedad de inversión.
Dividendos Gas Andes
Aportes de terceros para financiar obras propias
Total
(*)
01-01-2015
31-12-2015
01-01-2014
31-12-2014
M$
M$
(8.171.794)
857.696
1.853.773
2.779.006
(6.929.048)
416.025
1.741.632
(108.411)
(3.398.835)
(442.702)
(953.916)
(75.350)
(283.726)
26.267.514
333.573
411.802
3.461.712
(589.297)
20.440.270
(5.002.803)
(353.122)
(33.975)
(3.725)
(3.775)
7.489.422
El monto al 31 de diciembre de 2014 corresponde principalmente a efectos de reliquidación de
precios de contrato de suministro y de precios de subtransmisión por M$ 15.200.298, de acuerdo
a lo expuesto en nota 4.5.
Página 136
28.-
RESULTADO FINANCIERO.
Los ítems adjuntos de ingresos financieros, costos financieros, resultados por unidades de reajustes y
diferencias de cambio del estado de resultados por función por los ejercicios terminados al 31 de
diciembre de 2015 y 2014 se detallan a continuación.
01-01-2015
31-12-2015
01-01-2014
31-12-2014
M$
M$
3.511.935
7.601.123
611.881
5.471.916
7.357.853
858.972
11.724.939
13.688.741
Gastos por préstamos bancarios.
Gastos por obligaciones con el público (bonos).
Gastos por arrendamientos financieros.
Otros gastos.
(29.281.857)
(50.686.241)
(55.325)
(2.210.632)
(21.328.045)
(39.744.214)
(277.563)
(3.147.402)
Total costos financieros
(82.234.055)
(64.497.224)
(1.290.165)
311.368
(31.006.444)
(58.827.856)
(102.805.725)
(109.324.971)
Resultado financiero
Ingresos financieros
Intereses comerciales.
Ingresos por otros activos financieros.
Otros ingresos financieros.
Total ingresos financieros
Costos financieros
Total diferencias de cambio (*)
Total resultados por unidades de reajuste (**)
Total
Página 137
28.1.-
Composición diferencias de cambio.
(*) Diferencias de cambio
01-01-2015
31-12-2015
01-01-2014
31-12-2014
M$
M$
Diferencias de cambio por activos
Efectivo y equivalentes al efectivo.
Otros activos financieros.
Otros activos no financieros.
Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar.
Cuentas por cobrar a entidades relacionadas.
Inventarios.
Activos por impuestos.
(2.789.447)
5.322
178.796
(210.910)
860.011
2.447
(402.898)
77.218
(7.501)
(20.213)
448.002
522.433
(17)
(18.388)
Total diferencias de cambio por activos
(2.356.679)
1.001.534
Otros pasivos financieros.
Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar
Cuentas por pagar a entidades relacionadas.
Pasivos por impuestos.
Otros pasivos no financieros.
(105.178)
1.108.322
(340.160)
413.601
(10.071)
(321.021)
(98.441)
(282.919)
8.144
4.071
Total diferencias de cambio por pasivos
1.066.514
(690.166)
(1.290.165)
311.368
Diferencias de cambio por pasivos
Total diferencia de cambios neta
28.2.-
Composición unidades de reajuste.
(**) Resultado por unidades de reajuste
01-01-2015
31-12-2015
01-01-2014
31-12-2014
M$
M$
Unidades de reajuste por activos
Otros activos financieros.
Otros activos no financieros.
Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar.
Activos por impuestos.
2.399
314.923
170.650
1.336.212
241.486
233.686
824.009
Total unidades de reajuste por activos
1.824.184
1.299.181
Otros pasivos financieros.
Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar
Cuentas por pagar a entidades relacionadas.
Pasivos por impuestos.
Provisiones por beneficios a los empleados.
Otros pasivos no financieros.
(32.631.395)
(153.637)
(25.379)
(113)
(17.587)
(2.517)
(59.811.833)
(281.508)
(1.813)
Total unidades de reajuste por pasivos
(32.830.628)
(60.127.037)
Total unidades de reajuste neto
(31.006.444)
(58.827.856)
Unidades de reajuste por pasivos
(12.615)
(19.268)
Página 138
29.-
GASTO POR IMPUESTOS A LAS GANANCIAS.
En el ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2015 se procedió a calcular y contabilizar la renta líquida
imponible con una tasa del 22,5%, en base a lo dispuesto por la Ley N° 20.780, publicada en el Diario
Oficial con fecha 29 de septiembre de 2014, para el ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2014, esta
se encuentra calculada con una tasa del 21%.
La misma Ley estableció un aumento gradual de la tasa de impuesto a la renta de las sociedades. Así, para
el año 2016 dicho impuesto se fijó en 24%. A contar del año 2017, los contribuyentes sujetos al régimen
de renta atribuida tendrán una tasa de 25%, mientras que las sociedades acogidas al sistema parcialmente
integrado aumentarán su tasa a 25,5% el año 2017 y a 27% a contar del año 2018.
La Ley N° 20.780, establece que los contribuyentes obligados a declarar sobre la base de sus rentas
efectivas según contabilidad completa, podrán optar por aplicar las disposiciones referidas al “Sistema de
renta atribuida” o bien, al “Sistema de tributación parcialmente integrado”. Tratándose de sociedades
anónimas, la opción que se elija deberá ser aprobada en Junta Extraordinaria de Accionistas la que deberá
celebrarse antes de la vigencia del año comercial 2017. No obstante, si la sociedad anónima no ejerciere
su opción, la ley dispone que se aplicará a ella el sistema de tributación parcialmente integrado.
29.1.-
Efecto en resultados por impuestos a las ganancias.
Durante los ejercicios terminados al 31 de diciembre de 2015 y 2014 se originó un cargo a
resultados por impuesto a las ganancias ascendente a M$ 32.058.976 y M$ 12.893.475,
respectivamente.
(Gasto) ingreso por impuesto a las ganancias por partes corriente y diferida
01-01-2015
31-12-2015
01-01-2014
31-12-2014
M$
M$
Impuestos corrientes a las ganancias
(Gasto) ingreso por impuestos corrientes.
Ajustes al impuesto corriente de períodos anteriores.
(29.353.925)
(8.670.866)
(21.222.300)
(513.866)
Total gasto por impuestos corrientes a las ganancias, neto
(38.024.791)
(21.736.166)
(Gasto) ingreso por impuestos diferidos relacionado con el nacimiento y
reversión de diferencias temporarias. (*)
Ajustes por impuestos diferidos de periodos anteriores.
1.647.526
4.318.289
6.679.474
2.163.217
Total (gasto) ingreso por impuestos diferidos , neto
5.965.815
8.842.691
(32.058.976)
(12.893.475)
Impuestos diferidos
(Gasto) ingreso por impuesto a las ganancias
(*)
Con fecha 18 de junio de 2015, la subsidiaria Compañía Nacional de Fuerza Eléctrica S.A.,
fusionó por incorporación a Emel Atacama S.A., generando el reconocimiento de un
activo diferido por M$ 6.054.122, que surge de la diferencia, originada entre el capital
propio tributario de Emel Atacama S.A., versus la inversión tributaria que mantenía
Compañía Nacional de Fuerza Eléctrica S.A. en dicha sociedad.
Página 139
29.2.-
Localización del efecto en resultados por impuestos a las ganancias.
(Gasto) ingreso por impuesto a las ganancias, extranjero y nacional
01-01-2015
31-12-2015
01-01-2014
31-12-2014
M$
M$
Impuestos corrientes a las ganancias
Gasto por impuestos corrientes, neto, extranjero.
Gasto por impuestos corrientes, neto, nacional.
(4.048.387)
(33.976.404)
(1.902.375)
(19.833.792)
Total gasto por impuestos corrientes a las ganancias, neto
(38.024.791)
(21.736.167)
(Gasto) o Ingreso por impuestos diferidos, neto, extranjero.
(Gasto) o Ingreso por impuestos diferidos, neto, nacional.
1.327.800
4.638.015
587.782
8.254.910
Total (gasto) ingreso por impuestos diferidos , neto
5.965.815
8.842.692
(32.058.976)
(12.893.475)
Impuestos diferidos
(Gasto) ingreso por impuesto a las ganancias
29.3.-
Conciliación entre el resultado por impuestos a las ganancias contabilizado y la tasa efectiva.
El siguiente cuadro muestra la conciliación entre el impuesto a las ganancias contabilizado y el
que resultaría de aplicar la tasa efectiva por los ejercicios terminados al 31 de diciembre de 2015
y 2014.
Conciliación del gasto por impuestos utilizando la tasa legal con el gasto por
impuestos utilizando la tasa efectiva
01-01-2015
31-12-2015
01-01-2015
31-12-2015
M$
%
01-01-2014
31-12-2014
01-01-2014
31-12-2014
M$
%
Ganancia contable
163.666.072
Total de (gasto) ingreso por impuestos a la tasa impositiva aplicable
(36.824.866)
22,5%
(30.488.351)
21,0%
50.222
0,0%
(160.168)
0,1%
10.541.334
(2.179.797)
40.944
5.197
-6,4%
1,3%
0,0%
0,0%
19.963.746
1.864.400
11.652
29.516
-13,8%
-1,3%
0,0%
0,0%
(3.692.010)
2,3%
(4.114.270)
2,8%
Efecto fiscal de ingresos de actividades ordinarias exentos de tributación
Efecto fiscal de gastos no deducibles para la determinación de la ganancia
(pérdida) tributable
Efecto fiscal de pérdidas fiscales
Efecto fiscal de tasas impositivas soportadas en el extranjero.
Efecto fiscal procedente de cambios en las tasas impositivas
Otros efectos fiscales por conciliación entre la ganancia contable y gasto por
impuestos (ingreso)
Total ajustes al gasto por impuestos utilizando la tasa legal
(Gasto) ingreso por impuestos a las ganancias, operaciones continuadas
145.182.624
4.765.890
-2,9%
17.594.876
-12,1%
(32.058.976)
19,6%
(12.893.475)
8,9%
Página 140
29.4.-
Efecto en los resultados integrales por impuestos a las ganancias.
01-01-2014
31-12-2014
01-01-2015
31-12-2015
Importes antes de impuestos
Ganancias (pérdidas) por revaluación.
Activos financieros disponibles para la venta.
Cobertura de flujo de efectivo.
Diferencia de cambio por conversión.
Participación en el otro resultado integral de
asociadas y negocios conjuntos contabilizados
utilizando el método de la participación.
Ganancias (pérdidas) actuariales por planes
de beneficios definidos.
Importe
antes de
impuestos
Gasto
(ingreso) por
impuesto a
las ganancias
Importe
después de
impuestos
Importe
antes de
impuestos
Gasto
(ingreso) por
impuesto a las
ganancias
Importe
después de
impuestos
M$
M$
M$
M$
M$
M$
0
0
(2.323.537)
(9.008.568)
245.868.347
(1.799.101)
1.060.805
4.498.564
(127.099.614)
1.050.817
23.420
118.768.733
(748.284)
1.084.225
4.498.564
0
11.773.431
533.254
(5.654.351)
(2.875.505)
(9.008.568)
708.561
Total
29.5.-
551.968
(175.307)
376.661
1.594.319
(4.060.032)
(124.431.058)
Diferencias temporarias no reconocidas.
Diferencias temporarias no reconocidas
Pérdidas fiscales no utilizadas para las que no se han reconocido activos por
impuestos diferidos.
Diferencias temporarias relacionadas con inversiones en subsidiarias,
sucursales y asociadas y con participaciones en negocios conjuntos, para los
cuales no se han reconocido pasivos por impuestos diferidos.
29.6.-
11.773.431
31-12-2015
31-12-2014
M$
M$
224.521.998
203.741.323
504.414.030
537.785.889
Gasto por impuestos de operaciones discontinuadas.
Gasto por impuestos de operaciones discontinuadas
01-01-2015
31-12-2015
01-01-2014
31-12-2014
M$
M$
(Gasto) por impuestos relacionado con ganancias (pérdidas) derivadas de la
discontinuación
10.096.396
10.632.332
Total (gasto) por impuestos de operaciones discontinuadas
10.096.396
10.632.332
Página 141
30.-
GANANCIAS POR ACCION.
La utilidad por acción básica se calcula dividiendo la utilidad atribuible a los accionistas del Grupo CGE
entre el promedio ponderado de las acciones comunes en circulación en el año, excluyendo de existir, las
acciones comunes adquiridas por Compañía General de Electricidad S.A. y mantenidas como acciones de
tesorería.
ESTADO DE RESULTADOS POR FUNCION
Ganancia (pérdida) atribuible a los propietarios de la controladora.
Ganancia (pérdida) por acción básica y diluidas en operaciones continuadas. ($)
Cantidad de acciones
01-01-2015
31-12-2015
01-01-2014
31-12-2014
M$
M$
95.706.827
60.720.353
229,67
145,71
416.710.367
416.710.367
No existen transacciones o conceptos que generen efecto dilutivo.
31.-
INFORMACION POR SEGMENTO.
31.1.-
Criterios de segmentación.
La gerencia ha determinado los segmentos operativos sobre la base de los informes revisados por
el comité ejecutivo estratégico.
El comité considera el negocio desde una perspectiva asociada al tipo de servicio o producto
vendido (electricidad, gas, servicios e inversiones).
Los segmentos operativos reportables derivan sus ingresos principalmente de la distribución,
transmisión y generación eléctrica y venta de gas natural. En relación con las características del
negocio de dichos segmentos. (ver nota 2.1.- y 2.2.-)
Los indicadores utilizados por el comité ejecutivo para la medición de desempeño y asignación de
recursos a cada segmento están vinculados con el margen de cada actividad y su EBITDA.
La información por segmentos que se entrega al comité ejecutivo estratégico de los segmentos
reportables por los ejercicios terminados al 31 de diciembre de 2015 y 2014, respectivamente, es
la siguiente:
Página 142
31.2.-
Cuadros patrimoniales.
31.2.1.- Activos por segmentos.
Eléctrico
ACTIVOS
31-12-2015
M$
Gas
31-12-2014
M$
31-12-2015
M$
Servicios
31-12-2014
M$
31-12-2015
M$
Ajustes de consolidación
Inversiones
31-12-2014
M$
31-12-2015
M$
31-12-2014
M$
31-12-2015
M$
Consolidado
31-12-2014
M$
31-12-2015
M$
31-12-2014
M$
ACTIVOS CORRIENTES
(3.976.958)
40.649.015
0
5.572.566
431.188.460
7.929.643
26.384.053
28.312.387
77.020.321
411.017
4.048.167
493.801.436
5.320.828
59.194.772
28.776.620
(122.461.536)
(210.162.536)
540.036.124
668.573.161
627.423.644
3.381.150
(122.461.536)
(210.162.536)
1.167.459.768
671.954.311
237.862
397.818
23.579.479
2.200.250
6.559.590
55.236.160
281.064.468
273.164.916
3.012.475.937
10.889.192
22.178.300
Efectivo y equivalentes al efectivo.
Otros activos financieros.
Otros activos no financieros.
Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar.
Cuentas por cobrar a entidades relacionadas.
Inventarios.
Activos por impuestos.
15.575.167
15.105.905
21.949.482
311.663
2.335.071
4.875.996
1.019.686
410.911.350
54.593.596
2.494.372
21.975.813
2.336.588
40.126.410
7.985.817
6.793.017
13.634.980
56.726.757
411.017
2.498.285
74.815.361
5.650.494
42.498.870
3.671.142
789.295
2.622.031
384.322.267
34.234.703
2.939.661
13.147.272
559.434
6.613.574
30.936.830
16.651.375
503.305
530.196
8.037.736
33.096.777
14.201.530
1.646.012
54.513
126.210
51.210.854
36.989
118.165.539
(1)
(116.438.561)
(206.185.578)
7.049.804
5.460.611
(6.022.974)
Total de activos corrientes distintos de los activos o grupos de activos
para su disposición clasificados como mantenidos para la venta o como
mantenidos para distribuir a los propietarios.
452.841.101
506.100.722
92.826.294
186.271.926
56.053.813
57.823.914
60.776.452
128.539.135
Activos no corrientes o grupos de activos para su disposición
clasificados como mantenidos para la venta o como mantenidos para
distribuir a los propietarios.
Total activos corrientes
541.034
3.381.150
626.882.610
453.382.135
509.481.872
719.708.904
186.271.926
56.053.813
57.823.914
60.776.452
128.539.135
46.341
312.725
4.194.036
16.520
175.001
175.001
85.090
18.064.626
3.682
865.620
44.136
16.520
85.090
17.218.914
6.583.188
37.663.684
4.066.196
9.147.073
932.295.477
6.559.590
38.063.118
5.061.334
18.130.372
1.438.330.936
ACTIVOS NO CORRIENTES
Otros activos financieros.
Otros activos no financieros.
Cuentas por cobrar.
Inventario.
Cuentas por cobrar a entidades relacionadas.
Inversiones contabilizadas utilizando el método de la participación.
Activos intangibles distintos de la plusvalía.
Plusvalía.
Propiedades, planta y equipo.
Propiedad de inversión.
Activos por impuestos diferidos.
17.015.135
256.509.901
203.800.788
1.559.413.444
5.409.260
6.931.961
16.618.617
260.096.803
203.800.788
1.508.367.159
6.399.572
9.158.423
6.597.257
5.818.861
Total activos no corrientes
2.066.384.493
2.022.591.078
997.266.313
1.516.517.313
91.486.992
TOTAL ACTIVOS
2.519.766.628
2.532.072.950
1.716.975.217
1.702.789.239
147.540.805
(20.000.000)
(1.682.524.306)
(1.669.384.608)
195.203
950.710
18.268.120
1.623.967
6.583.188
55.151.825
276.908.014
264.181.617
2.554.803.817
8.864.425
20.200.192
1.722.520.454
(1.702.524.306)
(1.669.384.605)
3.207.731.078
3.687.983.972
1.851.059.589
(1.824.985.842)
(1.879.547.141)
4.375.190.846
4.359.938.283
3
1.005.070
1.623.967
1.320.817
2.200.250
45.582
16.331.917
808.051
62.976.135
2.793.281
5.886.469
45.531
15.906.331
808.051
65.764.904
3.827.736
5.849.592
20.000.000
1.682.951.730
1.669.893.502
50.425.705
118.761
661.884
784.505
50.425.705
12.938
661.884
1.351.424
95.739.732
1.755.117.586
153.563.646
1.815.894.038
Página 143
31.2.2.- Pasivos y Patrimonio por segmentos.
Eléctrico
PASIVOS
Servicios
Gas
31-12-2015
M$
31-12-2014
M$
31-12-2015
M$
Inversiones
31-12-2015
M$
31-12-2014
M$
31-12-2014
M$
31-12-2015
M$
Otros pasivos financieros.
Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar
Cuentas por pagar a entidades relacionadas.
Otras provisiones.
Pasivos por impuestos.
Provisiones por beneficios a los empleados.
Otros pasivos no financieros.
57.926.408
223.671.520
72.397.316
5.721.992
3.573.048
26.264
7.985.140
70.342.155
229.998.788
117.804.312
4.804.645
712.275
236.966
9.504.517
30.074.322
34.639.907
1.486.656
5.548.005
2.120.904
440.100
1.747.769
104.121.907
77.836.737
13.460.558
5.550.303
3.264.683
987.838
4.176.442
4.078.592
15.832.798
1.011.166
1.306.701
329.022
20.265.434
12.730.990
8.978.300
3.089.980
1.296.565
710.296
Pasivos corrientes distintos de los pasivos incluidos en grupos de
activos para su disposición clasificados como mantenidos para la venta.
371.301.688
433.403.658
76.057.663
209.398.468
23.854.844
45.775.000
86.564.497
371.301.688
433.403.658
489.126.471
209.398.468
23.854.844
45.775.000
608.410.614
589.593
563.431.871
1.383.380
195.923.463
377.724.989
43.050
2.847.478
9.033.423
14.306.407
19.920.328
Ajustes de consolidación
31-12-2014
M$
Consolidado
31-12-2015
M$
31-12-2014
M$
(1.005)
(116.437.556)
686.964
(206.872.542)
(6.022.974)
(3.976.958)
141.037.565
(122.461.535)
(210.162.536)
86.564.497
141.037.565
(122.461.535)
(210.162.536)
352.810.830
365.881.444
31-12-2015
M$
31-12-2014
M$
127.813.678
278.951.250
2.254.087
14.802.304
0
466.364
11.029.474
243.353.542
328.134.134
13.453.641
18.894.779
0
1.224.804
14.391.255
435.317.157
619.452.155
PASIVOS CORRIENTES
Pasivos incluidos en grupos de activos para su disposición
clasificados como mantenidos para la venta.
Total pasivos corrientes
35.734.356
4.808.030
43.796.505
2.225.606
48.624.046
6.880.655
80.083.013
5.449.851
413.068.808
413.068.808
0
848.385.965
619.452.155
1.166.178.330
509.921
4.658.673
1.357.697
379.657.041
36.268.245
0
1.321.344.711
1.426.430
2.847.478
849.049
463.944.461
49.094.928
1.924.325
PASIVOS NO CORRIENTES
Otros pasivos financieros.
Cuentas por pagar.
Cuentas por pagar a entidades relacionadas.
Otras provisiones.
Pasivo por impuestos diferidos.
Provisiones por beneficios a los empleados.
Otros pasivos no financieros.
Total pasivos no corrientes
1.276.785
186.169.903
28.887.310
849.049
187.967.515
33.359.877
1.534
4.658.673
80.912
191.394.364
4.286.505
(79.672)
(19.920.328)
274.582.787
11.726.116
1.922.791
2.092.774
1.049.817
1.394.159
1.150.109
2.044.613
2.858.826
825.334.205
786.993.226
396.343.917
668.847.211
32.096.342
16.850.675
354.855.443
368.740.270
(20.000.000)
0
1.588.629.907
1.841.431.382
1.196.635.893
1.220.396.884
885.470.388
878.245.679
55.951.186
62.625.675
441.419.940
509.777.835
(142.461.535)
(210.162.536)
2.437.015.872
2.460.883.537
Capital emitido.
Ganancias (pérdidas) acumuladas.
Primas de emisión.
Acciones propias en cartera.
Otras reservas.
Patrimonio atribuible a los propietarios de la controladora.
Participaciones no controladoras.
832.845.795
178.837.450
2.954.384
(247.842)
278.169.992
1.292.559.779
30.570.956
832.335.077
137.481.879
2.954.384
136.133.418
169.836.263
2.055.435
136.133.418
142.584.128
2.055.435
124.748.382
(46.829.281)
954
124.748.382
(47.715.781)
954
671.278.954
274.208.027
671.278.954
196.499.624
(1.093.216.877)
(232.350.226)
(5.010.773)
309.139.165
1.281.910.505
29.765.561
235.448.814
543.473.930
288.030.899
257.748.686
538.521.667
286.021.893
12.170.015
90.090.070
1.499.549
12.375.672
89.409.227
1.528.744
428.987.117
1.374.474.098
473.503.176
1.341.281.754
(1.093.727.595)
(301.844.432)
(5.010.773)
247.842
(525.788.821)
(1.926.123.779)
243.599.472
671.278.954
274.208.027
0
0
428.987.117
1.374.474.098
563.700.876
671.278.954
196.499.624
0
0
473.503.177
1.341.281.755
557.772.991
Total patrimonio
1.323.130.735
1.311.676.066
831.504.829
824.543.560
91.589.619
90.937.971
1.374.474.098
1.341.281.754
(1.682.524.307)
(1.669.384.605)
1.938.174.974
1.899.054.746
TOTAL PATRIMONIO Y PASIVOS
2.519.766.628
2.532.072.950
1.716.975.217
1.702.789.239
147.540.805
153.563.646
1.815.894.038
1.851.059.589
(1.824.985.842)
(1.879.547.141)
4.375.190.846
4.359.938.283
TOTAL PASIVOS
PATRIMONIO
(579.263.522)
(1.909.841.398)
240.456.793
Página 144
31.3.-
Cuadros de resultados por segmentos.
Eléctrico
ESTADO DE RESULTADOS POR FUNCION
Ingresos de actividades ordinarias.
Costo de ventas
Ganancia bruta
Otros ingresos, por función.
Costos de distribución.
Gasto de administración.
Otros gastos, por función.
Otras ganancias (pérdidas).
01-01-2015
31-12-2015
M$
Gas
01-01-2014
31-12-2014
M$
1.564.516.996 1.422.045.201
(1.284.414.991) (1.166.550.154)
280.102.005
255.495.047
Servicios
Inversiones
01-01-2015
31-12-2015
M$
01-01-2014
31-12-2014
M$
01-01-2015
31-12-2015
M$
01-01-2014
31-12-2014
M$
453.943.115
(314.297.105)
485.428.770
(326.789.340)
114.388.247
(93.013.786)
103.968.685
(84.529.683)
139.646.010
158.639.430
21.374.461
19.439.002
01-01-2015
31-12-2015
M$
Ajustes de consolidación
01-01-2014
31-12-2014
M$
0
01-01-2015
31-12-2015
M$
0
Consolidado
01-01-2014
31-12-2014
M$
01-01-2015
31-12-2015
M$
01-01-2014
31-12-2014
M$
(74.024.678)
35.254.686
(68.396.452) 2.058.823.680 1.943.046.204
32.615.492 (1.656.471.196) (1.545.253.685)
(38.769.992)
(35.780.960)
402.352.484
397.792.519
4.775.413
0
(171.118.579)
(9.957.752)
20.440.270
3.104.728
4.588.706
1.919.625
175.944
10.763
5.999.566
4.662.917
(5.999.566)
(4.662.917)
(117.387.447)
(7.583.766)
(627.195)
(130.129.246)
(6.202.841)
12.320.861
(43.747.047)
(4.280.017)
(2.287.518)
(32.677.654)
(3.754.911)
11.471.476
(14.747.245)
(22.774.440)
(14.318.964)
(25.981.116)
44.769.558
40.443.877
2.963.407
(2.195.836)
(637.991)
(1.156.069)
(162)
5.024.353
0
(145.431.145)
(11.863.783)
(589.297)
Ganancias (pérdidas) de actividades operacionales.
157.608.325
136.072.527
91.251.053
133.854.285
9.590.623
(5.520.511)
(8.957.389)
(22.474.268)
0
(162)
249.492.612
241.931.871
Ingresos financieros.
Costos financieros.
Participación en ganancia (pérdida) de asociadas y negocios
conjuntos que se contabilicen utilizando el método de la
participación.
Diferencias de cambio.
Resultados por unidades de reajuste.
8.904.785
(50.041.836)
9.862.755
(33.642.516)
3.233.744
(14.755.297)
2.486.854
(13.914.414)
1.786.555
(1.916.954)
3.263.209
(2.824.770)
5.614.828
(23.334.941)
6.333.505
(22.373.106)
(7.814.973)
7.814.973
(8.257.582)
8.257.582
11.724.939
(82.234.055)
13.688.741
(64.497.224)
8.229.498
81.827
(12.277.773)
4.220.680
(112.494)
(29.106.813)
8.591.300
(1.354.228)
(5.765.416)
8.259.297
561.803
(8.368.263)
51
(58.922)
125.960
411
(77.559)
(152.439)
131.757.416
41.158
(13.089.215)
116.858.180
(60.382)
(21.200.341)
(131.599.080)
(116.762.844)
16.979.185
(1.290.165)
(31.006.444)
12.575.724
311.368
(58.827.856)
Ganancia (pérdida) antes de impuesto
112.504.826
87.294.139
81.201.156
122.879.562
9.527.313
(5.311.659)
92.031.857
57.083.588
(131.599.080)
(116.763.006)
163.666.072
145.182.624
Gasto por impuestos a las ganancias.
(13.591.814)
11.274.112
(20.386.384)
(25.187.450)
(1.755.748)
(2.616.902)
3.674.970
3.636.765
(32.058.976)
(12.893.475)
98.913.012
98.568.251
60.814.772
97.692.112
7.771.565
(7.928.561)
95.706.827
60.720.353
131.607.096
132.289.149
26.709.452
10.867.041
26.709.452
10.867.041
Ganancia (pérdida) procedente de operaciones continuadas.
Ganancia (pérdida) procedente de operaciones discontinuadas.
Ganancia (pérdida)
(131.599.080)
(116.763.006)
98.913.012
98.568.251
87.524.224
108.559.153
7.771.565
(7.928.561)
95.706.827
60.720.353
(131.599.080)
(116.763.006)
158.316.548
143.156.190
94.585.971
95.126.685
52.766.185
53.375.616
7.710.619
(8.171.622)
95.706.827
60.720.353
(155.062.775)
(140.330.679)
95.706.827
60.720.353
4.327.041
3.441.566
34.758.039
55.183.537
60.946
243.061
23.463.695
23.567.673
62.609.721
82.435.837
Ganancia (pérdida)
98.913.012
98.568.251
87.524.224
108.559.153
7.771.565
(7.928.561)
95.706.827
60.720.353
(131.599.080)
(116.763.006)
158.316.548
143.156.190
Depreciación
Amortización
54.764.184
938.024
51.319.875
1.074.603
34.560.396
486.655
32.843.532
314.304
3.704.548
4.082.232
4.873.907
4.246.620
11.664
6.563
93.040.792
5.506.911
89.043.877
5.635.527
213.937.728
176.146.144
128.585.622
155.540.645
14.413.996
5.795.852
(8.307.734)
(21.311.636)
348.629.612
316.171.005
Ganancia (pérdida) atribuible a
Ganancia (pérdida) atribuible a los propietarios de la
controladora.
Ganancia (pérdida) atribuible a participaciones no
controladoras.
EBITDA
0
0
Página 145
31.4.-
Cuadros de resultados por segmentos geográficos.
Chile
Información de segmentos por áreas geográficas
Ingresos de actividades ordinarias.
31.5.-
Argentina
01-01-2015
31-12-2015
M$
01-01-2014
31-12-2014
M$
1.998.682.456
1.900.953.439
01-01-2015
31-12-2015
M$
Consolidado
01-01-2014
31-12-2014
M$
60.141.224
42.092.765
01-01-2015
31-12-2015
M$
01-01-2014
31-12-2014
M$
2.058.823.680
1.943.046.204
Flujos de efectivo por segmento por método directo.
Eléctrico
ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO POR METODO DIRECTO
Flujos de efectivo netos procedentes de (utilizados en) actividades de operación.
Flujos de efectivo netos procedentes de (utilizados en) actividades de inversión.
Flujos de efectivo netos procedentes de (utilizados en) actividades de financiación.
Incremento neto (disminución) en el efectivo y equivalentes al efectivo, antes del
efecto de los cambios en la tasa de cambios
Efectos de la variación en la tasa de cambio sobre el efectivo y equivalentes al
efectivo.
01-01-2015
31-12-2015
M$
Gas
01-01-2014
31-12-2014
M$
01-01-2015
31-12-2015
M$
Inversiones
Servicios
01-01-2014
31-12-2014
M$
01-01-2015
31-12-2015
M$
01-01-2014
31-12-2014
M$
01-01-2015
31-12-2015
M$
Ajustes de consolidación
01-01-2014
31-12-2014
M$
Consolidado
01-01-2014
31-12-2014
M$
01-01-2015
31-12-2015
M$
01-01-2014
31-12-2014
M$
254.526.899
(134.523.161)
(119.341.995)
55.853.449
(77.955.592)
18.130.825
71.810.284
(56.134.056)
(49.227.382)
145.706.478
(59.891.408)
(90.065.201)
20.174.114
(3.795.059)
(15.919.504)
8.242.396
3.009.945
(11.306.734)
46.747.329
9.766.272
(59.054.526)
57.254.353
(119.027.681)
(1.078.117)
(94.543.805)
(10.483.608)
105.027.413
(109.239.976)
119.425.680
(10.185.704)
298.714.821
(195.169.612)
(138.515.994)
157.816.700
(134.439.056)
(94.504.931)
661.743
(3.971.318)
(33.551.154)
(4.250.131)
459.551
(54.393)
(2.540.925)
(62.851.445)
0
0
(34.970.785)
(71.127.287)
(1.400.521)
669.421
0
0
(36.371.306)
(70.457.866)
77.020.321
147.478.187
0
0
40.649.015
77.020.321
(192.481)
27.321
(1.226.121)
639.235
18.081
2.865
469.262
(3.943.997)
(34.777.275)
(3.610.896)
477.632
(51.528)
(2.540.925)
(62.851.445)
Efectivo y equivalentes al efectivo al principio del período o ejercicio.
15.105.905
19.049.902
56.726.757
60.337.653
311.663
363.191
4.875.996
67.727.441
Efectivo y equivalentes al efectivo al final del período o ejercicio
15.575.167
15.105.905
21.949.482
56.726.757
789.295
311.663
2.335.071
4.875.996
Incremento (disminución) neto de efectivo y equivalentes al efectivo
01-01-2015
31-12-2015
M$
Página 146
32.-
SALDOS EN MONEDA EXTRANJERA.
32.1.-
Resumen de saldos en moneda extranjera.
Saldos al 31 de diciembre de 2015.
Resumen moneda extranjera
Tipo de
moneda
de
origen
Monto
expresado en
moneda de
presentación
de la entidad
informante
M$
Activos
Activos
Activos
Activos
Activos
corrientes
corrientes
corrientes
no corrientes
no corrientes
Total activos en moneda extranjera
Pasivos
Pasivos
Pasivos
Pasivos
Pasivos
corrientes
corrientes
corrientes
no corrientes
no corrientes
Total pasivos en moneda extranjera
Corrientes
No corrientes
Total activos
Hasta 90 días
De 91 días a 1
año
Total corrientes
Más de 1 año a 3
años
Más de 3 años a
5 años
Más de 5 años
Total no
corrientes
31-12-2015
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
US $
AR $
EUR $
US $
AR $
23.383.734
71.229.262
16.016
72.681.065
23.820.135
21.576.246
23.179.135
16.016
M/e
191.130.212
44.771.397
US $
AR $
EUR $
US $
AR $
25.744.394
48.838.488
31.288
23.277.876
6.533.224
16.863.238
31.295.437
31.288
M/e
104.425.270
48.189.963
23.383.734
35.514.327
16.016
0
0
9.335.243
23.820.135
1.703.851
61.641.971
14.142.680
58.914.077
34.002.964
1.703.851
96.509.320
8.881.156
10.589.677
25.744.394
41.885.114
31.288
0
0
3.584.308
6.533.224
19.664.841
28.727
67.660.796
16.023.864
19.664.841
1.075.769
1.807.488
12.335.192
19.470.833
847.586
34.867.349
5.906.332
1.047.042
0
35.714.935
0
72.681.065
23.820.135
23.383.734
71.229.262
16.016
72.681.065
23.820.135
132.216.135
191.130.212
0
6.953.374
0
23.277.876
6.533.224
25.744.394
48.838.488
31.288
23.277.876
6.533.224
36.764.474
104.425.270
Página 147
Saldos al 31 de diciembre de 2014.
Resumen moneda extranjera
Tipo de
moneda
de
origen
Monto
expresado en
moneda de
presentación
de la entidad
informante
M$
Activos
Activos
Activos
Activos
Activos
Activos
Activos
corrientes
corrientes
corrientes
corrientes
no corrientes
no corrientes
no corrientes
Total activos en moneda extranjera
Pasivos
Pasivos
Pasivos
Pasivos
Pasivos
Pasivos
corrientes
corrientes
corrientes
corrientes
no corrientes
no corrientes
Total pasivos en moneda extranjera
Corrientes
No corrientes
Total activos
Hasta 90 días
De 91 días a 1
año
Total corrientes
Más de 1 año a 3
años
Más de 3 años a
5 años
Más de 5 años
Total no
corrientes
31-12-2014
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
US $
AR $
COP $
EUR $
US $
AR $
COP $
235.801.384
83.104.410
14.930.091
1.141
702.815.784
27.605.868
98.811.673
235.801.384
29.548.778
14.871.395
1.141
M/e
1.163.070.351
280.222.698
US $
AR $
COP $
EUR $
US $
COP $
23.048.701
37.762.132
28.985.409
250
24.087.869
36.214.872
6.708.854
23.792.936
7.108.652
250
M/e
150.099.233
37.610.692
235.801.384
44.344.047
14.930.091
1.141
0
0
0
949.787
37.810.576
702.815.784
27.605.868
15.311.720
14.853.965
295.076.663
746.683.159
16.339.847
8.808.718
21.876.757
23.048.701
32.601.654
28.985.409
250
0
0
8.753.380
17.951.558
5.663.000
16.786.875
84.636.014
30.906.673
22.449.875
14.795.269
58.696
47.025.322
0
4.201.735
83.499.953
0
38.760.363
0
0
702.815.784
27.605.868
98.811.673
235.801.384
83.104.410
14.930.091
1.141
702.815.784
27.605.868
98.811.673
121.310.529
867.993.688
1.163.070.351
9.671.489
1.476.439
0
5.160.478
0
0
24.087.869
36.214.872
23.048.701
37.762.132
28.985.409
250
24.087.869
36.214.872
12.106.671
65.463.219
150.099.233
958.743
Página 148
32.2.-
Saldos en moneda extranjera, activos.
Saldos al 31 de diciembre de 2015.
Detalle moneda extranjera - activos corrientes y no
corrientes
Tipo de
moneda
de
origen
Monto
expresado en
moneda de
presentación
de la entidad
informante
M$
Efectivo y equivalentes al efectivo.
Efectivo y equivalentes al efectivo.
Otros activos financieros.
Otros activos no financieros.
Otros activos no financieros.
Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar.
Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar.
Cuentas por cobrar a entidades relacionadas.
Cuentas por cobrar a entidades relacionadas.
Inventarios.
Inventarios.
Inventarios.
Activos por impuestos.
Otros activos no financieros.
Derechos por cobrar.
Derechos por cobrar.
Cuentas por cobrar a entidades relacionadas.
Inversiones contabilizadas utilizando el método de la
participación.
Inversiones contabilizadas utilizando el método de la
participación.
Activos intangibles distintos de la plusvalía.
Activos intangibles distintos de la plusvalía.
Plusvalía.
Propiedades, planta y equipo.
Propiedades, planta y equipo.
Activos por impuestos diferidos.
Activos por impuestos diferidos.
Total activos en moneda extranjera
Corrientes
No corrientes
Hasta 90 días
De 91 días a 1
año
Total corrientes
Más de 1 año a 3
años
Más de 3 años a
5 años
Más de 5 años
Total no
corrientes
31-12-2015
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
1.496.819
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
4.152
44.136
847.586
8.325.514
10.672.474
7.734.004
216.755
88.791
281.704
1.399.328
21.837.133
9.163.270
1.363.306
1.843.116
2.643.614
16.016
1.654.566
4.152
44.136
847.586
8.325.514
32.274.842
36.441.105
36.441.105
5.771.405
3.639.289
1.098.696
1.094.552
31.228.060
1.730.846
19.269.355
22.721.439
5.771.405
3.639.289
1.098.696
1.094.552
31.228.060
1.730.846
19.269.355
22.721.439
5.771.405
3.639.289
96.509.320
132.216.135
191.130.212
10.672.474
7.734.004
216.755
88.791
281.704
1.399.328
21.837.133
9.163.270
1.363.306
1.843.116
2.643.614
16.016
1.654.566
0
0
0
0
44.136
847.586
5.124.844
36.441.105
0
4.166.263
1.098.696
1.094.552
31.228.060
1.730.846
19.269.355
22.721.439
5.771.405
3.639.289
0
0
0
0
0
0
0
0
1.098.696
US $
AR $
US $
US $
AR $
US $
AR $
M/e
191.130.212
US $
AR $
US $
US $
AR $
US $
AR $
US $
AR $
US $
AR $
EUR $
AR $
US $
US $
AR $
US $
US $
AR $
10.672.474
7.734.004
216.755
88.791
281.704
1.399.328
21.837.133
9.163.270
1.363.306
1.843.116
2.643.614
16.016
1.654.566
4.152
44.136
847.586
8.325.514
Total activos
10.672.474
7.734.004
3.977
27.084
1.399.328
12.400.175
9.163.270
1.363.306
337.197
212.778
88.791
254.620
9.436.958
1.505.919
2.643.614
16.016
1.654.566
44.771.397
14.142.680
58.914.077
4.152
1.703.851
1.094.552
31.228.060
1.730.846
19.269.355
22.721.439
34.002.964
1.703.851
Página 149
Saldos al 31 de diciembre de 2014.
Detalle moneda extranjera - activos corrientes y no
corrientes
Tipo de
moneda
de
origen
Monto
expresado en
moneda de
presentación
de la entidad
informante
M$
Efectivo y equivalentes al efectivo.
Efectivo y equivalentes al efectivo.
Efectivo y equivalentes al efectivo.
Efectivo y equivalentes al efectivo.
Otros activos no financieros.
Otros activos no financieros.
Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar.
Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar.
Cuentas por cobrar a entidades relacionadas.
Cuentas por cobrar a entidades relacionadas.
Inventarios.
Inventarios.
Inventarios.
Inventarios.
Activos por impuestos.
Otros activos financieros.
Derechos por cobrar.
Cuentas por cobrar a entidades relacionadas.
Inversiones contabilizadas utilizando el método de la
participación.
Inversiones contabilizadas utilizando el método de la
participación.
Inversiones contabilizadas utilizando el método de la
participación.
Activos intangibles distintos de la plusvalía.
Activos intangibles distintos de la plusvalía.
Plusvalía.
Propiedades, planta y equipo.
Activos por impuestos diferidos.
Total activos en moneda extranjera
Corrientes
No corrientes
Hasta 90 días
De 91 días a 1
año
Total corrientes
Más de 1 año a 3
años
Más de 3 años a
5 años
Más de 5 años
Total no
corrientes
31-12-2014
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
12.577.058
8.940.214
4.986.358
782
101.156
58.696
14.759.129
3.674.551
1.820.451
421.819
574
2.189.962
767.155
359
428.698
0
0
0
221.403.301
45.959.454
AR $
COP $
COP $
COP $
AR $
M/e
US $
AR $
COP $
EUR $
AR $
COP $
AR $
COP $
US $
COP $
US $
AR $
COP $
EUR $
COP $
COP $
AR $
US $
US $
AR $
COP $
Total activos
22.610
949.787
6.559.590
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
22.610
949.787
6.559.590
12.577.058
8.940.214
4.986.358
782
101.156
58.696
14.759.129
3.674.551
1.820.451
421.819
574
2.189.962
767.155
359
428.698
22.610
949.787
6.559.590
221.403.301
696.256.194
696.256.194
917.659.495
18.353.586
18.353.586
27.605.868
27.605.868
45.959.454
19.863.747
34.879.235
18.177
9.870.403
73.629.550
2.931.341
4.592.814
4.592.814
0
0
0
0
0
15.270.933
9.870.403
73.629.550
2.931.341
15.270.933
34.879.235
18.177
9.870.403
73.629.550
2.931.341
19.863.747
34.879.235
18.177
9.870.403
73.629.550
2.931.341
1.163.070.351
280.222.698
295.076.663
746.683.159
121.310.529
867.993.688
1.163.070.351
12.577.058
8.940.214
4.986.358
782
101.156
58.696
14.759.129
3.674.551
1.820.451
421.819
574
2.189.962
767.155
359
428.698
22.610
949.787
6.559.590
12.577.058
8.940.214
4.986.358
782
12.698
917.659.495
2.242.280
3.674.551
1.820.451
421.819
574
88.458
58.696
12.516.849
2.189.962
767.155
359
428.698
14.853.965
34.879.235
18.177
0
Página 150
32.3.-
Saldos en moneda extranjera, pasivos.
Saldos al 31 de diciembre de 2015.
Detalle moneda extranjera - pasivos corrientes
Tipo de
moneda
de
origen
Monto
expresado en
moneda de
presentación
de la entidad
informante
M$
Pasivos financieros.
Pasivos financieros.
Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por
pagar.
Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por
pagar.
Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por
pagar.
Cuentas por pagar a entidades relacionadas.
Cuentas por pagar a entidades relacionadas.
Otras provisiones a corto plazo.
Otras provisiones a corto plazo.
Pasivos por impuestos.
Pasivos financieros.
Pasivos financieros.
Otras provisiones
Pasivo por impuestos diferidos.
Pasivo por impuestos diferidos.
Provisión por beneficio a los empleados
Otros pasivos no financieros.
Total pasivos en moneda extranjera
US $
AR $
US $
AR $
EUR $
US $
AR $
US $
AR $
AR $
US $
AR $
AR $
US $
AR $
AR $
AR $
Corrientes
No corrientes
Total pasivos
Hasta 90 días
De 91 días a 1
año
Total corrientes
Más de 1 año a 3
años
Más de 3 años a
5 años
Más de 5 años
Total no
corrientes
31-12-2015
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
1.473.282
9.356.811
3.472
1.469.810
9.356.811
1.473.282
9.356.811
0
0
1.473.282
9.356.811
14.987.512
7.695.557
7.291.955
14.987.512
0
14.987.512
26.669.043
26.669.043
26.669.043
0
26.669.043
31.288
15.689.765
2.511.204
5.509.282
1.231.661
2.115.189
11.333.703
5.433.008
473.324
28.727
6.533.224
1.047.042
1.205
31.288
3.654.928
2.511.204
5.509.282
0
11.915.446
0
0
0
0
11.333.703
5.433.008
473.324
28.727
6.533.224
1.047.042
0
31.288
15.689.765
2.511.204
5.509.282
1.231.661
2.115.189
11.333.703
5.433.008
473.324
28.727
6.533.224
1.047.042
1.205
104.425.270
48.189.963
36.764.474
104.425.270
1.205
31.288
3.774.319
2.511.204
5.509.282
1.231.661
2.115.189
0
0
0
0
0
0
1.205
19.470.833
67.660.796
119.391
1.231.661
2.115.189
3.584.308
8.331.138
11.333.703
5.433.008
473.324
28.727
6.533.224
1.047.042
16.023.864
19.664.841
1.075.769
Página 151
Saldos al 31 de diciembre de 2014.
Detalle moneda extranjera - pasivos corrientes y no
corrientes
Tipo de
moneda
de
origen
Monto
expresado en
moneda de
presentación
de la entidad
informante
M$
Pasivos financieros.
Pasivos financieros.
Pasivos financieros.
Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas
pagar.
Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas
pagar.
Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas
pagar.
Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas
pagar.
Cuentas por pagar a entidades relacionadas.
Otras provisiones a corto plazo.
Otras provisiones a corto plazo.
Otros pasivos no financieros.
Pasivos financieros.
Pasivos financieros.
Pasivos financieros.
Otras cuentas por pagar
Otras provisiones
Pasivo por impuestos diferidos.
Provisión por beneficio a los empleados
Otros pasivos no financieros.
Total pasivos en moneda extranjera
US $
AR $
COP $
por
por
por
por
US $
AR $
COP $
EUR $
US $
AR $
COP $
COP $
US $
AR $
COP $
AR $
AR $
COP $
AR $
AR $
Corrientes
No corrientes
Total pasivos
Hasta 90 días
De 91 días a 1
año
Total corrientes
Más de 1 año a 3
años
Más de 3 años a
5 años
Más de 5 años
Total no
corrientes
31-12-2014
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
13.168.457
8.553.766
25.134.459
0
0
0
13.168.457
8.553.766
25.134.459
252.463
252.463
0
252.463
23.660.907
23.660.907
23.660.907
0
23.660.907
3.732.709
3.732.709
3.732.709
0
3.732.709
250
10.695.661
384.838
97.537
20.704
23.019.989
3.451.113
34.215.344
392.521
358.101
1.999.528
958.743
2.143
250
6.427.779
0
1.067.880
0
0
0
23.019.989
3.451.113
34.215.344
392.521
358.101
1.999.528
958.743
0
250
10.695.661
384.838
97.537
20.704
23.019.989
3.451.113
34.215.344
392.521
358.101
1.999.528
958.743
2.143
150.099.233
37.610.692
65.463.219
150.099.233
13.168.457
8.553.766
25.134.459
28.612
132.029
3.257.702
252.463
13.139.845
8.421.737
21.876.757
2.143
250
9.627.781
384.838
97.537
20.704
0
0
0
0
0
0
0
2.143
47.025.322
84.636.014
3.200.002
384.838
97.537
20.704
1.067.880
7.685.500
3.451.113
15.952.030
392.521
358.101
1.999.528
5.663.000
9.671.489
16.786.875
1.476.439
958.743
30.906.673
22.449.875
12.106.671
Página 152
33.-
CONTINGENCIAS, JUICIOS Y OTROS
33.1.-
Juicios y otras acciones legales.
Empresa Eléctrica de Arica S.A.
33.1.01.-
Nombre del Juicio:
Fecha:
Tribunal:
Rol:
Materia:
Cuantía:
Estado:
“Yampara Ortiga y Otros con Emelari y Otros”
1 de abril de 2011.
6° Juzgado Civil de Santiago.
27.343-2011
Accidente eléctrico provocó el fallecimiento de dos personas
en faenas agrícolas.
M$ 808.900.
Con fecha 20 de marzo de 2015, se dictó sentencia de
primera instancia que rechazó la demanda respecto de
Transnet, acogiéndola solo respecto del demandado Manuel
Plaza Bravo fijando un monto de indemnización de
M$150.000. Con fecha 5 de mayo de 2015, dicho demandado
presentó un recurso de apelación en la Corte de Apelaciones
de Santiago, el que se encuentra pendiente de resolución.
Empresa Eléctrica de Iquique S.A.:
33.1.02.-
Nombre del Juicio:
Fecha:
Tribunal:
Rol:
Materia:
Cuantía:
Estado:
“Oyanedel Villagra Yasna y Otros con Eliqsa”
3 de abril de 2014.
3° Juzgado de Letras de Iquique.
1.929-2013
Indemnización de perjuicios por muerte por electrocución.
M$ 350.000.
Etapa de prueba finalizada.
Empresa Eléctrica de Antofagasta S.A.:
33.1.03.-
Nombre del Juicio:
Fecha:
Tribunal:
Rol:
Materia:
Cuantía:
Estado:
33.1.04.-
Nombre del Juicio:
Fecha:
Tribunal:
Rol:
Materia:
Cuantía:
“Elecda, Emelat, Emelectric, Emetal y otros con Endesa”
22 de septiembre de 2014.
7° Juzgado Civil de Santiago.
14.689-2014
Nulidad de cláusula arbitral de contrato de suministro de
fecha 27 de junio de 2007.
No hay.
Etapa de discusión finalizada.
“CGED, Conafe, Emelat y Elecda con Transelec y Otros”
29 de enero de 2015.
23° Juzgado Civil de Santiago.
29.105-14
Reembolso del pago de las sumas de dinero abonadas por las
demandantes a los usuarios del servicio eléctrico por
interrupción de suministro público eléctrico ocurrido el 14 de
marzo de 2010 en el Sistema Interconectado Central.
M$ 1.080.888.
Página 153
Estado:
Etapa de discusión finalizada.
Empresa Eléctrica de Atacama S.A.:
33.1.05.-
Nombre del Juicio:
Fecha:
Tribunal:
Rol:
Materia:
Cuantía:
Estado:
33.1.06.-
Nombre del Juicio:
Fecha:
Tribunal:
Rol:
Materia:
Cuantía:
Estado:
“Sociedad Agrícola Iglesia Colorada con Emelat”
14 de octubre de 2011.
1° Juzgado Civil de Copiapó.
4.281-2011
Demanda civil de indemnización de perjuicios por suspensión
suministro.
M$ 177.701.
Etapa de prueba finalizada con diligencias pendientes.
“AES Gener S.A. y Sociedad Eléctrica de Santiago SPA con
Emelat, CGE Distribución y Elecda”
29 de abril de 2015.
14° Juzgado Civil de Santiago.
5.307-2015
Cobro de pesos por retiro de energía del Sistema
Interconectado Central.
M$ 551.683.
Etapa de discusión finalizada.
Compañía Nacional de Fuerza Eléctrica S.A.:
33.1.07.-
Nombre del Juicio:
Fecha:
Tribunal:
Rol:
Materia:
Cuantía:
Estado:
33.1.08.-
Nombre del Juicio:
Fecha:
Tribunal:
Rol:
Materia:
Cuantía:
Estado:
33.1.09.-
Nombre del Juicio:
Fecha:
Tribunal:
Rol:
Materia:
Cuantía:
Estado:
“Ahumada con Conafe”
8 de septiembre de 2011.
1° Juzgado Civil de Viña del Mar.
7.156-2011
Indemnización de perjuicios provocados por incendio que el
demandante atribuye a falla en instalaciones de Conafe.
M$ 190.000.
Etapa de prueba.
“Comunidad Edificio Couve con Conafe”
2 de junio de 2014.
3° Juzgado de Letras de Viña del Mar.
447-2014
Se reclama indemnización por emplazamiento de línea
eléctrica en propiedad particular.
M$ 2.000.000.
Con fecha 25 de noviembre de 2015 se citó a las partes a oír
sentencia.
“Lobos con Servicios Topográficos y Conafe”
16 de septiembre de 2014.
Juzgado de Letras de Casablanca.
898-2014
Indemnización de perjuicios por fallecimiento de tercero en
accidente eléctrico.
M$ 258.100.
Etapa de prueba.
Página 154
33.1.10.-
Nombre del Juicio:
Fecha:
Tribunal:
Rol:
Materia:
Cuantía:
Estado:
“Fernández con Conafe”
24 de septiembre de 2014.
1° Juzgado de Policía Local de La Serena.
9.396-2014
Querella infraccional y demanda civil por infracción a la Ley
del Consumidor.
M$ 350.000.
Etapa de prueba finalizada.
CGE Distribución S.A.:
33.1.11.-
Nombre del Juicio:
Fecha:
Tribunal:
Rol:
Materia:
Cuantía:
Estado:
33.1.12.-
Nombre del Juicio:
Fecha:
Tribunal:
Rol:
Materia:
Cuantía:
Estado:
33.1.13.-
33.1.14.-
Nombre del Juicio:
Fecha:
Tribunal:
Rol:
Materia:
“Guajardo con Lizama”
2 de agosto de 2013.
4° Juzgado Civil de Santiago.
3.992-2013.
Indemnización de perjuicios provocado por contacto de un
tercero con líneas de propiedad de CGED.
M$ 229.000.
Fecha 19 de enero de 2015, se dictó sentencia definitiva, que
rechazó la demanda en relación a CGED. La parte
demandante presentó un recurso de apelación ante la Corte
de Apelaciones de Santiago que revocó la sentencia de
primera instancia condenando solidariamente a la
Municipalidad y a CGED a la suman de M$ 10.000. Con fecha
28 se septiembre de 2015, CGED interpuso un recurso de
casación ante la Corte Suprema que se encuentra pendiente
de resolución.
“Fisco con CGE Distribución S.A.”
12 de noviembre de 2013.
7° Juzgado Civil de Santiago.
10.037-2013.
Demanda de cobro de pesos por reembolso de pago por
traslado de instalaciones.
M$ 306.320.
Con fecha 24 de agosto de 2015, se dictó sentencia de
primera instancia que acoge la demanda. Con fecha 4 de
septiembre de 2015, se presentó un recurso de apelación
ante la Corte de Apelaciones de Santiago, el que se encuentra
pendiente de resolución.
Cuantía:
Estado:
“Innocenti con CGE Distribución S.A.”
14 de mayo de 2014.
3° Juzgado Civil de Concepción.
1073-2014.
Indemnización de perjuicios por demora en cambio de tarifa
de BT3 a BT1.
Indeterminada.
Etapa de discusión finalizada.
Nombre del Juicio:
Fecha:
“Robles con CGE Distribución S.A.”
19 de marzo de 2014.
Página 155
33.1.15.-
Tribunal:
Rol:
Materia:
Cuantía:
Estado:
1° Juzgado de Letras en lo Civil de Talca.
784-2015.
Demanda de Indemnización de perjuicios por incendio.
M$ 2.009.550.
Etapa de prueba.
Nombre del Juicio:
“AES Gener S.A. y Sociedad Eléctrica Santiago S.A. con CGE
Distribución”
29 de abril de 2015.
14° Juzgado Civil de Santiago.
5.307-2015.
Cobro de pesos por retiro de energía del Sistema
Interconectado Central.
M$ 1.193.176.
Etapa de discusión.
Fecha:
Tribunal:
Rol:
Materia:
Cuantía:
Estado:
33.1.16.-
Nombre del Juicio:
Fecha:
Tribunal:
Rol:
Materia:
Cuantía:
Estado:
33.1.17.-
Nombre del Juicio:
Fecha:
Tribunal:
Rol:
Materia:
Cuantía:
Estado:
33.1.18.-
Nombre del Juicio:
Fecha:
Tribunal:
Rol:
Materia:
Cuantía:
Estado:
33.1.19.-
Nombre del Juicio:
Fecha:
Tribunal:
Rol:
Materia:
Cuantía:
Estado:
“Chilena Consolidada con CGE Distribución S.A.”
6 de abril de 2015.
19° Juzgado Civil de Santiago.
3.227-2015.
Acción de cobro de la indemnización pagada al asegurado
Indura S.A. como consecuencia de un contrato de seguros por
un corte total de suministro de fecha 24 de septiembre de
2011.
MUS$ 546.
Etapa de discusión.
“Plaza con CGE Distribución”
14 de mayo de 2015.
1° Juzgado Civil de Talca.
1.407-2015.
Demanda de Indemnización de perjuicios por incendio en
predio de la demandante.
M$ 2.836.487.
Etapa de discusión.
“Forestal Los Molinos con CGE Distribución”
13 de agosto de 2015.
3° Juzgado Civil de Talca.
1.688-2015.
Demanda de Indemnización de perjuicios por incendio en
predio de la demandante.
M$ 448.914.
Etapa de prueba finalizada.
“Pérez con CGE Distribución”
13 de agosto de 2015.
4° Juzgado Civil de Talca.
1.684-2015.
Demanda de Indemnización de perjuicios por incendio en
inmueble de la demandante.
M$ 698.628.
Etapa de discusión.
Página 156
33.1.20.-
Nombre del Juicio:
Fecha:
Tribunal:
Rol:
Materia:
Cuantía:
Estado:
33.1.21.-
Nombre del Juicio:
Fecha:
Tribunal:
Rol:
Materia:
Cuantía:
Estado:
33.1.22.-
Nombre del Juicio:
Fecha:
Tribunal:
Rol:
Materia:
Cuantía:
Estado:
33.1.23.-
Nombre del Juicio:
Fecha:
Tribunal:
Rol:
Materia:
Cuantía:
Estado:
33.1.24.-
Nombre del Juicio:
Fecha:
Tribunal:
Rol:
Materia:
Cuantía:
Estado:
“Uribe con CGE Distribución”
17 de agosto de 2015.
1° Juzgado de Letras de Melipilla.
1.295-2015.
Demanda civil de indemnización de perjuicios por utilización
gratuita de instalaciones que la demandante estima que son
de su propiedad.
M$ 1.350.000.
Etapa de discusión.
“Oficina de Propiedades Ossandón con CGE Distribución”
9 de septiembre de 2015.
27° Juzgado Civil de Santiago.
7.482-2015.
Indemnización de perjuicios por incendio en inmueble de la
demandante.
M$ 1.929.826.
Etapa de discusión.
“Del Río con CGED”
7 de octubre de 2015
Juzgado de Letras de Cauquenes.
562-2015.
Indemnización de perjuicios por incendio en inmueble de la
demandante.
M$ 164.983.
Etapa de discusión finalizada.
“Miranda con CGED”
9 de noviembre de 2015
Juzgado de Letras de Melipilla.
2.104-2015.
Indemnización de perjuicios por incendio en inmueble de la
demandante.
M$ 3.392.000.
Etapa de discusión.
“CGE Distribución S.A. con Municipalidad de Buin”
18 de enero de 2013.
2° Juzgado de Letras de Buin.
67-2013.
Demanda cumplimiento de contrato de alumbrado público
con indemnización de perjuicios.
M$ 1.227.291.
Con fecha 4 de diciembre de 2014, se dictó sentencia de
primera instancia que rechazó la demanda. Con fecha 21 de
diciembre de 2014, CGED presentó un recurso de apelación
ante la Corte de Apelaciones de San Miguel el que fue
rechazado con fecha 25 de noviembre de 2015. Con fecha 14
de diciembre de 2015, CGED presentó un recurso de casación
en el fondo ante la Corte Suprema, el que se encuentra
Página 157
pendiente de resolución.
33.1.25.-
Nombre del Juicio:
Fecha:
Tribunal:
Rol:
Materia:
Cuantía:
Estado:
“CGE Distribución S.A. con Municipalidad de Buin”
18 de enero de 2013.
2° Juzgado de Letras de Buin.
66-2013.
Demanda cobro de pesos.
M$ 601.332.
Con fecha 20 de noviembre de 2014, se dictó sentencia que
acogió la demanda contra la Municipalidad. Con fecha 18 de
diciembre de 2014, la Municipalidad presentó un recurso de
apelación ante la Corte de Apelaciones de San Miguel, el que
fue rechazado con fecha 14 de octubre de 2015. Con fecha 2
de noviembre de 2015, la demandada presentó un recurso de
casación en la forma ante la Corte Suprema, el que se
encuentra pendiente de resolución.
33.1.26.-
Nombre del Juicio:
Fecha:
Tribunal:
Rol:
Materia:
“CGE Distribución S.A. con Municipalidad de Talagante”
30 de junio de 2014.
1° Juzgado Civil de Talagante.
640-2014.
Cumplimiento de contrato de reposición de luminarias para
alumbrado público, con indemnización de perjuicios.
UF 22.773,6.
La
Municipalidad
de
Talagante
demandó
reconvencionalmente a CGE Distribución S.A. la nulidad
absoluta del contrato referido y la indemnización de
perjuicios por la suma de M$ 505.000.
Con fecha 25 de septiembre de 2015, se citó a las partes a oír
sentencia.
Cuantía:
Demanda
reconvencional:
Estado:
33.1.27.-
Nombre del Juicio:
Fecha:
Tribunal:
Rol:
Materia:
Cuantía:
Estado:
33.1.28.-
33.1.29.-
Nombre del Juicio:
Fecha:
Tribunal:
Rol:
Materia:
“CGE Distribución S.A. con Soprole”
6 de mayo de 2015.
24° juzgado de Civil de Santiago.
28.865-2014.
Demanda de cumplimiento de contrato con indemnización
de perjuicios.
M$ 860.539.
Etapa de discusión finalizada.
Cuantía:
Estado:
“CGED con AES Gener”
19 de agosto de 2014.
14° Juzgado Civil de Santiago.
14.708-2014.
Nulidad de cláusula arbitral de contrato de suministro de
fecha 27 de diciembre de 2012.
No hay.
Etapa de discusión finalizada.
Nombre del Juicio:
Fecha:
Tribunal:
Rol:
“CGED con Empresa Eléctrica Diego de Almagro”
5 de septiembre de 2014.
19° Juzgado Civil de Santiago.
19.876-2014.
Página 158
Materia:
Cuantía:
Estado:
33.1.30.-
Nombre del Juicio:
Fecha:
Tribunal:
Rol:
Materia:
Cuantía:
Estado:
Nulidad de cláusula arbitral de contrato de suministro de
fecha 30 de diciembre de 2009.
No hay.
Etapa de discusión.
“CGED con Servicios San Cristóbal”
20 de mayo de 2015.
2° Juzgado de Civil de Curicó.
1.675-2015.
Demanda de cumplimiento de contrato con indemnización de
perjuicios.
M$ 254.809.
Etapa de discusión finalizada.
CGED como continuadora legal de Emelectric S.A.
33.1.31.-
Nombre del Juicio:
Fecha:
Tribunal:
Rol:
Materia:
Cuantía:
Estado:
33.1.32.-
Nombre del Juicio:
Fecha:
Tribunal:
Rol:
Materia:
Cuantía:
Demanda
reconvencional:
Estado:
33.1.33.-
33.1.34.-
Nombre del Juicio:
Fecha:
Tribunal:
Rol:
Materia:
“Agrícola Esmeralda con Emelectric”
6 de octubre de 2011.
1° Juzgado de Letras de Melipilla.
2.353-2011.
Indemnización de perjuicios por incendio ocurrido en predio
de la demandante.
M$ 5.034.580.
Con fecha 17 de septiembre de 2014, se dictó sentencia de
primera instancia que acoge la demanda por M$ 1.322.486.
Con fecha 22 de octubre de 2014, Emelectric presentó un
recurso de apelación ante la Corte de Apelaciones de San
Miguel, el que se encuentra pendiente de resolución.
“Municipalidad de El Monte con Emelectric”
13 de diciembre de 2012.
1° Juzgado de Letras de San Bernardo.
2.642-2012.
Demanda de nulidad absoluta de obligación de dar, y en
subsidio, declaración del pago de lo no debido.
Indeterminada.
Emelectric demandó reconvencionalmente a la Ilustre
Municipalidad El Monte por el cumplimiento de contrato, con
indemnización de perjuicios, y en subsidio cobro de pesos por
la suma total de M$ 1.075.781.
Etapa de prueba finalizada.
Cuantía:
Estado:
“Astudillo Briones con Emelectric”
10 de marzo de 2015.
1° Juzgado de Letras de San Antonio.
145-2015.
Indemnización de perjuicios por accidente que provocó
lesiones graves.
M$ 220.260.
Etapa de discusión.
Nombre del Juicio:
“Monsalve Aguilar y otros con Emelectric”
Página 159
Fecha:
Tribunal:
Rol:
Materia:
Cuantía:
Estado:
33.1.35.-
Nombre del Juicio:
Fecha:
Tribunal:
Rol:
Materia:
Cuantía:
Estado:
10 de marzo de 2015.
1° Juzgado de Letras de Melipilla.
554-2015.
Indemnización de perjuicios por accidente que provocó el
fallecimiento de un tercero.
M$ 490.100.
Etapa de discusión.
“Emelectric con Servicios de Frío Servifrío Lontué Limitada”
29 de abril de 2013.
Juzgado de Letras en lo Civil de Molina.
373-2013.
Demanda de cobro de pesos por error en la facturación
mensual.
M$ 278.501.
Con fecha 26 de mayo de 2015 se dicta sentencia,
rechazando la demanda en todas sus partes, la que no se
encuentra notificada a las partes. Con fecha 23 de junio de
2015, Emelectric apeló de la sentencia ante la Corte de
Apelaciones de Talca, recurso que se encuentra pendiente de
resolución.
CGE Argentina S.A.
33.1.36.-
Nombre del Juicio:
Fecha:
Tribunal:
Rol:
Materia:
Cuantía:
Estado:
“Municipalidad de Santiago con CGE Argentina S.A.”
11 de agosto de 2015.
7° Juzgado Civil de Santiago.
12.288-15.
Juicio ejecutivo por pago de patente comercial.
MM$ 774.073.
Con fecha 26 de octubre de 2015, se citó a las partes a oír
sentencia.
CGE S.A. y Otras
33.1.37.-
Nombre del Juicio:
Fecha:
Tribunal:
Rol:
Materia:
Cuantía:
Estado:
33.1.38.-
Nombre del Juicio:
Fecha:
“Sindicato Nacional de Trabajadores Profesionales
Universitarios de CGE Distribución S.A. con Compañía General
de Electricidad y Otras”
15 de septiembre de 2015.
Juzgado del Trabajo de Trabajo de Concepción.
0-902-2015.
Declaración de empleador único con multiplicidad de razones
sociales.
Al ser una demanda donde se solicita declarar una situación
jurídica, no hay cuantía solicitada.
Se celebró Audiencia de Juicio el día 14 de diciembre de
2015, la cual se suspendió. Continuación de dicha Audiencia
el día 9 de marzo de 2016.
“Federación Nacional de Trabajadores del gas, de servicios
conexos, afines, energía y otros, Fentragas con Gasco S.A. y
Otras”
10 de diciembre de 2015.
Página 160
Tribunal:
Rol:
Materia:
Cuantía:
Estado:
Juzgado del Trabajo de Trabajo de Santiago.
0-5976-2015.
Declaración de empleador único con multiplicidad de razones
sociales.
Al ser una demanda donde se solicita declarar una situación
jurídica, no hay cuantía solicitada.
Audiencia Preparatoria fijada para el 21 de enero de 2016.
Gas Sur S.A.
33.1.39.-
Nombre del Juicio:
Tribunal:
Materia:
Cuantía:
Estado:
“Comunidad Edificio Cerro Amarillo y Gas Sur S.A.”
Juzgado de Talcahuano.
Indemnización de perjuicios.
M$ 6.500.000.
Acogida excepciones dilatorias, Pendiente corrección de
demanda por demandante.
Metrogas S.A.
33.1.40.-
Nombre del Juicio:
Fecha:
Tribunal:
Rol:
Materia:
Cuantía:
Estado:
“Transportadora de Gas del Norte S.A. c/Metrogas S.A.”
Juzgado Nacional Primera Instancia en lo Civil
y Comercial Federal N° 5 República Argentina
7026-2011
Cumplimiento de Contrato.
MUS$ 114.529.
Demanda ordinaria por cumplimiento de contrato deducida
por Transportadora de Gas del Norte S.A. en contra de
Metrogas S.A. reclamando el pago de facturas emitidas por la
demandante por concepto de servicios de transporte de gas
natural prestados a Metrogas S.A.
Metrogas S.A. solicitó la acumulación de este expediente con
el Expte. Nº 825/2009 (caratulado TGN S.A. c/ Metrogas S.A.
(Chile) s/ proceso de conocimiento) que tramita ante el
Juzgado en lo Contencioso Administrativo Federal Nº 10,
Secretaría Nº 19. La solicitud fue rechazada el 02 de octubre
de 2013 y confirmada por la Cámara Nacional de Apelaciones
en lo Contencioso Administrativo Federal en fecha 02 de
junio de 2014.
Radicado en la Justicia en lo Civil y Comercial Federal, con
fecha 30 de octubre de 2014 se rechazó la excepción de
incompetencia opuesta por Metrogas S.A. Frente a esta
resolución Metrogas interpuso recurso de apelación.
Con fecha 14 de julio de 2015 se notificó la resolución de la
Cámara de Apelaciones, la cual no hizo lugar al recurso de
apelación interpuesto por Metrogas S.A., confirmando de
esta manera la resolución de Primera Instancia. En razón de
ello, el proceso deberá seguir su trámite en el fuero civil y
comercial federal.
Con fecha 23 de octubre de 2015 fuimos notificados de una
ampliación de demanda. El monto resultante de la última
ampliación asciende a MUS$ 114.529 más sus intereses y
Página 161
costas. Metrogas S.A. presentó la contestación al escrito de
ampliación en fecha 12 de noviembre de 2015.
33.1.41.-
Nombre del Juicio:
Fecha:
Tribunal:
Rol:
Materia:
Cuantía:
Estado:
“Metrogas S.A. con TGN proceso de conocimiento”
Juzgado Contencioso Administrativo Federal N° 10.
825-2009
Acción meramente declarativa.
Indeterminada.
Metrogas S.A. inició una acción meramente declarativa
contra Transportadora de Gas del Norte S.A. (“TGN”) a
efectos que se declare que las disposiciones contenidas en el
Decreto Nº 689/02 resultan aplicables exclusivamente a las
tarifas de transporte que TGN percibe de Metrogas S.A. por el
transporte dentro del territorio de la República Argentina de
los volúmenes de gas natural que luego sean efectivamente
exportados.
Teniendo en cuenta lo fallado por la Cámara Nacional de
Apelaciones, el proceso no podrá acumularse con el
expediente N° 7026-2011, y deberá continuar su trámite por
separado. Sin perjuicio de ello y, en la medida en que la
justicia competente en el Expte. 7.026-2011 requiere tener a
la vista la acción iniciada por Metrogas, el expediente está
reservado en la Justicia en lo Civil y Comercial Federal a esos
efectos.
Las contingencias enunciadas en el punto 33.1, cuentan la mayoría con seguros y de ser
desfavorables para el Grupo CGE, estos no comprometen el patrimonio de las subsidiarias.
33.2.-
Juicios arbitrales
Empresa Eléctrica de Antofagasta S.A.:
33.2.01.-
Nombre del Juicio:
Fecha:
Arbitro:
Rol:
Materia:
Cuantía:
Estado:
33.2.02.-
Nombre del Juicio:
Fecha:
Arbitro:
Rol:
Materia:
Cuantía:
Estado:
“Endesa con Elecda”
26 de noviembre de 2014.
Miguel Amunátegui Monckeberg.
2.080-2014
Cumplimiento de contrato de suministro eléctrico con
indemnización de perjuicios.
No hay.
Etapa de discusión.
“AES Gener con Elecda”
5 de noviembre de 2014.
Miguel Amunátegui Monckeberg.
2.147-2014.
Cumplimiento de contrato de suministro eléctrico con
indemnización de perjuicios.
M$ 145.409.
Etapa de prueba.
Página 162
Empresa Eléctrica de Atacama S.A.:
33.2.03.-
Nombre del Juicio:
Fecha:
Arbitro:
Rol:
Materia:
Cuantía:
Estado:
33.2.04.-
Nombre del Juicio:
Fecha:
Arbitro:
Rol:
Materia:
Cuantía:
Estado:
“Endesa con Emelat”
20 de noviembre de 2014.
Orlando Poblete Iturrate.
2.083-2014.
Cumplimiento de contrato de suministro eléctrico con
indemnización de perjuicios.
No hay.
Etapa de prueba.
“Aes Gener con Emelat”
13 de noviembre de 2014.
Miguel Amunátegui Monckeberg.
2.148-2014.
Cumplimiento de contrato de suministro eléctrico con
indemnización de perjuicios.
M$ 1.922.376.
Etapa de prueba.
CGE Distribución S.A.:
33.2.05.-
Nombre del Juicio:
Fecha:
Arbitro:
Rol:
Materia:
Cuantía:
Estado:
33.2.06.-
Nombre del Juicio:
Fecha:
Arbitro:
Rol:
Materia:
Cuantía:
Estado:
33.2.07.-
Nombre del Juicio:
Fecha:
Arbitro:
Rol:
Materia:
Cuantía:
Estado:
“Colbún S.A. con CGE Distribución S.A.”
10 de noviembre de 2014.
Francisco Orrego Vicuña.
2.103-2014.
Cumplimiento de contratos de suministro de energía
eléctrica con indemnización de perjuicios.
M$ 2.507.692.
Etapa de prueba.
“Endesa con CGED.”
29 de octubre de 2014.
Andrés Cuneo Macchiavello.
2.142-2014.
Cumplimiento de contratos de suministro de energía
eléctrica con indemnización de perjuicios.
Indeterminada.
Etapa de prueba.
“AES Gener con CGED.”
13 de noviembre de 2014.
Miguel Amunátegui Monckeberg.
2.151-2014.
Cumplimiento de contratos de suministro de energía
eléctrica con indemnización de perjuicios.
Indeterminada.
Etapa de prueba.
CGED como continuadora legal de Emelectric S.A.
33.2.08.-
Nombre del Juicio:
Fecha:
“Endesa con Emelectric”
26 de noviembre de 2011.
Página 163
Arbitro:
Rol:
Materia:
Cuantía:
Estado:
33.2.09.-
Nombre del Juicio:
Fecha:
Arbitro:
Rol:
Materia:
Cuantía:
Estado:
Miguel Amunátegui Monckeberg.
2.082-2014.
Cumplimiento de contratos de suministros de energía
eléctrica con indemnización de perjuicios.
Indeterminada.
Etapa de discusión finalizada.
“Aes Gener con Emelectric”
6 de noviembre de 2014.
Orlando Poblete Iturrate.
2.150-2014.
Cumplimiento de contratos de suministro de energía eléctrica
con indemnización de perjuicios.
M$ 5.467.351.
Etapa de prueba.
CGED como continuadora legal de Emetal S.A.:
33.2.10.-
Nombre del Juicio:
Fecha:
Arbitro:
Rol:
Materia:
Cuantía:
Estado:
33.2.11.-
Nombre del Juicio:
Fecha:
Arbitro:
Rol:
Materia:
Cuantía:
Estado:
“Endesa con Emetal”
25 de septiembre de 2014.
Francisco Orrego Vicuña.
2.081-2014.
Cumplimiento de contratos de suministro de energía eléctrica
con indemnización de perjuicios.
Indeterminada.
Etapa de discusión.
“Aes Gener con Emetal”
6 de noviembre de 2014.
Orlando Poblete Iturrate.
2.149-2014.
Cumplimiento de contratos de suministro de energía eléctrica
con indemnización de perjuicios.
M$ 349.414.
Etapa de prueba.
Metrogas S.A.
33.2.12.-
Nombre del Juicio:
Fecha:
Tribunal:
Rol:
Materia:
Cuantía:
Estado:
“Metrogas S.A. con Total Austral S.A. Wintershall Energía S.A.
y Pan American LLC – Sucursal Argentina”
Corte Internacional de Arbitraje de la Cámara de Comercio
Internacional.
19465/CA
Demanda por daños y perjuicios.
MUS$ 241.476.
Metrogas S.A. presentó demanda arbitral en contra de los
integrantes del Consorcio “Aguada Pichana” ante la Corte
Internacional de Arbitraje de la Cámara de Comercio
Internacional (la “Corte”) con sede en París, Francia. El objeto
de la demanda es reclamar los daños y perjuicios derivados
de los incumplimientos contractuales incurridos por el
Página 164
Consorcio durante la ejecución del mismo. Las empresas
demandas presentaron su contestación en julio de 2013 y la
composición del Tribunal fue determinada en agosto de dicho
año.
El día 13 de agosto de 2015 Metrogas presentó el Memorial
de Réplica, por su parte las Demandadas presentaron el día
14 de diciembre de 2015 el Memorial de Dúplica.
Asimismo, con fecha 22 de diciembre de 2015, la Demandada
2 (WIAR) solicitó al Tribunal la oportunidad de presentar
observaciones respecto de argumentos sostenidos en la
dúplica de la Demandada 1 (TOTAL). Frente a ello, el Tribunal
estableció un plazo para que las demás partes tomaran
posición respecto de la solicitud. Lo anterior fue realizado el
30 de diciembre de 2015.
Además, en la misma fecha, las partes presentaron los
nombres de los testigos y expertos a convocar para ser
interrogados en la audiencia de mérito, de conformidad con
lo dispuesto en el calendario del procedimiento fijado en la
Orden Procesal N° 6.
33.2.13.-
Nombre del Juicio:
Fecha:
Tribunal:
Rol:
Materia:
Cuantía:
Estado:
“Pan American Energy LLC con Metrogas S.A.”
Corte Internacional de Arbitraje de la Cámara de Comercio
Internacional.
19616/CA
Demanda por incumplimiento contractual más daños y
perjuicios.
Indeterminada.
Pan American Energy LLC – Sucursal Argentina (“PAE”)
presentó una demanda arbitral en contra de Metrogas S.A.
ante la Corte Internacional de Arbitraje de la Cámara de
Comercio Internacional (la “Corte”) con sede en París,
Francia. PAE demanda que toda controversia entre las partes
se resuelva según el Acuerdo firmado en el año 2007.
Además solicita que el Tribunal declare que Metrogas ha
incurrido en presuntos incumplimientos contractuales y que
esta última reembolse a PAE todos los costos, costas,
honorarios y demás gastos del presente arbitraje.
Con fecha 14 de septiembre, las partes presentaron sus
escritos de conclusiones finales. Al día siguiente, PAE
presentó un nuevo escrito alegando que Metrogas había
procedido a agregar una nueva prueba. El Árbitro Único dio
traslado a Metrogas para sus formulaciones y con fecha 04 de
octubre se dictó la Orden Procesal Nº 10 que resolvió admitir
el anexo alegado.
El Árbitro Único, a través de la Orden Procesal Nº 11, fijó
plazo hasta el 21 de diciembre de 2015 para que las partes se
pronuncien respecto de los gastos y costos del arbitraje y
hasta el 25 de diciembre de 2015 para presentar sus
observaciones respecto del escrito de la otra. Asimismo, a
través de la Orden Procesal Nº 12, anuló el plazo establecido
en la orden anterior para la presentación de observaciones
Página 165
estableciendo que se extendería hasta el 30 de diciembre, lo
que fue cumplido por cada una de las partes.
El plazo para dictar laudo final está previsto para el día 29 de
enero de 2016, aunque el mismo puede ser prorrogado por la
Secretaría de la CCI.
Innergy Soluciones Energéticas S.A.
33.2.14.-Con fecha 15 de abril de 2015 Enap Refinería S.A. (ERSA) presentó una demanda arbitral
en contra de Innergy Soluciones Energéticas S.A. (Innergy), ante el Centro de Arbitraje y
Mediación de la Cámara de Comercio de Santiago (“CAM Santiago), fundada en
supuestos incumplimientos por parte de Innergy en la aplicación de las disposiciones
contractuales de los dos Contratos de Suministro de Gas, vigentes entre las partes.
Como consecuencia de lo anterior, ERSA reclama la terminación anticipada del Contrato
de Suministro y la reliquidación de facturaciones pasadas, lo cual ascendería a la suma
de US$ 10.389.835, más intereses y reajustes. Innergy ha contestado la demanda y
demandado reconvencionalmente a ERSA por la suma de US$ 4.333.438, más intereses
máximo convencional desde la fecha en que se adeudan hasta la fecha de su pago
efectivo. . A su vez ERSA ha evacuado el traslado conferido y queda pendiente que
Innergy conteste la dúplica.
Con fecha 16 de junio ERSA replicó su demanda e interpuso excepción dilatoria en
demanda reconvencional, Innergy respondió excepción dilatoria el 26 de junio y duplicó
a la demanda de ERSA.
Con fecha 27 de julio de 2015 el Tribunal Arbitral rechazó dilatoria interpuesta por ERSA.
El 3 de Agosto ERSA contestó la demanda reconvencional. El 26 de agosto Innergy
presentó escrito de réplica,
Con fecha 14 de septiembre ERSA las partes presentaron sus escritos de réplica y
dúplica respecto de la demanda principal y reconvencional, dándose por finalizado la
etapa de discusión.
Actualmente, el juicio se encuentra en etapa de conciliación y el árbitro ha sostenido
reuniones por separado con los representantes de ambas partes.
33.3.-
Sanciones administrativas:
Empresa Eléctrica de Antofagasta S.A.
33.3.01.- Mediante Resolución Exenta SEC N° 10.097, de fecha 10 de septiembre de 2015,
notificada a la sociedad con fecha 14 de septiembre de 2015, la Superintendencia de
Electricidad y Combustibles impuso una multa de 1.000 UTM por el incumplimiento de
lo dispuesto, entre otras normas, por el artículo N° 139 del DFL N° 4. Luego de
desestimarse la reposición respectiva, se reclamó la ilegalidad ante la Corte de
Apelaciones competente, la cual rechazó el recurso con fecha 13 de diciembre de
2015, estando en curso el pago de esta multa.
33.3.02.- Mediante Resolución Exenta SEC N° 10.258 de fecha 25 de septiembre de 2015,
notificada a la sociedad con fecha 28 de septiembre de 2015, la Superintendencia de
Electricidad y Combustibles impuso una multa de 800 UTM por el cumplimiento de lo
Página 166
dispuesto, entre otras normas, por el artículo N° 139 del DFL N°4. Se interpuso un
recurso de reposición ante la SEC, el que fue rechazado. Con fecha 17 de noviembre de
2015, se interpuso un recurso de reclamación de ilegalidad, el que se encuentra
pendiente.
33.3.03.- Mediante Resolución Exenta SEC N° 10.522, de fecha 14 de octubre de 2015, notificada
a la sociedad con fecha 15 de octubre de 2015, la Superintendencia de Electricidad y
Combustibles, impuso una multa de 800 UTM por el incumplimiento de lo dispuesto,
entre otras normas, por el artículo N° 139 del DFL N° 4. Con fecha 22 de octubre de
2015, se interpuso recurso de reposición, el que fue rechazado con fecha 11 de
noviembre de 2015. Con fecha 11 de diciembre de 2015, se interpuso recurso de
reclamación de ilegalidad, el que se encuentra pendiente de resolución.
33.3.04.- Mediante Resolución Exenta SEC N° 10.694, de fecha 23 de octubre de 2015, notificada
a la sociedad con fecha 27 de octubre de 2015, la Superintendencia de Electricidad y
Combustibles, impuso una multa de 1.000 UTM por el incumplimiento de lo dispuesto,
entre otras normas, por el artículo N° 139 del DFL N° 4. Con fecha 3 de noviembre de
2015, se interpuso recurso de reposición, el que se encuentra pendiente.
33.3.05.- Mediante Resolución Exenta SEC N° 10.734, de fecha 27 de octubre de 2015, notificada
a la sociedad con fecha 29 de octubre de 2015, la Superintendencia de Electricidad y
Combustibles, impuso una multa de 500 UTM por el incumplimiento de lo dispuesto,
entre otras normas, por el artículo N° 139 del DFL N° 4. Con fecha 5 de noviembre de
2015, se interpuso recurso de reposición, el que se encuentra pendiente.
33.3.06.- Mediante Resolución Exenta SEC N° 10.817, de fecha 3 de noviembre de 2015,
notificada a la sociedad con fecha 4 de noviembre de 2015, la Superintendencia de
Electricidad y Combustibles, impuso una multa de 800 UTM por el incumplimiento de
lo dispuesto, entre otras normas, por el artículo N° 214 del Reglamento de la Ley
General de Servicios Eléctricos (D.S. N° 327). Con fecha 11 de noviembre de 2015, se
interpuso recurso de reposición, el que se encuentra pendiente de resolución.
Empresa Eléctrica Transemel S.A.
33.3.07.- Mediante Resolución Exenta N° 6.699, de fecha 15 de enero de 2015, la
Superintendencia de Electricidad y Combustible, impuso una multa de 500 UTM a
Transemel, por una falla verificada en la línea 110 kV Cóndores-Pacífico con fecha 15
de mayo de 2012. Con fecha 29 de enero de 2015, se interpuso un recurso de
reposición ante la SEC. Con fecha 3 de noviembre de 2015, se rechazó el recurso de
reposición interpuesto, lo que aún no ha sido notificado.
CGE Distribución S.A.
33.3.08.- Mediante Resolución Exenta N° 10.181, de fecha 16 de septiembre de 2015, la
Superintendencia de Electricidad y Combustibles, impuso una multa de 40.000 UTM
por superación índices de interrupciones por demora en la reposición del servicio y
falta de atención de reclamos con ocasión de temporal de viento y lluvia de julio de
2015. Con fecha 24 de septiembre de 2015 se interpuso un recurso de reposición.
33.3.09.- Mediante Resolución Exenta N° 11.629, de fecha 21 de diciembre de 2015, notificada a
la sociedad con fecha 30 de diciembre de 2015, la Superintendencia de Electricidad y
Combustibles, impuso una multa de 32.056 UTM por el incumplimiento de lo
dispuesto por el artículo N° 130 del DFL N° 4, de 2006, del Ministerio de Economía,
Página 167
Fomento y Reconstrucción y N°221, N° 246 y N° 323 letra e), del D.S. N° 327/97, del
Ministerio de Minería. Al respecto, se hace presente que en contra de la resolución
referida, se interpondrá un recurso de reposición administrativo.
CGE Distribución como continuador de Emelectric
33.3.10.- Mediante Resolución Exenta N° 02409, de fecha 2 de enero de 2014, notificada a la
sociedad con fecha 9 de enero de 2014, la Superintendencia de Electricidad y
Combustibles impuso una multa de 26.210 UTM por incumplimiento de lo dispuesto
por el artículo 131 del DFL N° 4, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y
Reconstrucción. Con fecha 15 de enero de 2014, se presentó un recurso de reposición
contra dicha resolución, que se encuentra pendiente de resolución. Al respecto, se
hace presente que con fecha 9 de diciembre de 2015, la Superintendencia de
Electricidad y Combustibles acogió los recursos de reposición interpuestos por Elecda,
Emelat y Emetal por esta misma infracción, dejando sin efecto las multas aplicadas a
cada una de esas empresas. Por tratarse de una misma infracción, se estima que la
reposición de Emelectric también será acogida.
33.3.11.- Mediante Resolución Exenta N° 11.630, de fecha 21 de diciembre de 2015, notificada a
la sociedad con fecha 30 de diciembre de 2015, la Superintendencia de Electricidad y
Combustibles impuso una multa de 5.628 UTM por incumplimiento de lo dispuesto por
el artículo 130 del DFL N° 4, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y
Reconstrucción y N°221, N° 246 y N° 323 letra e), del D.S. N° 327/97, del Ministerio de
Minería. Al respecto, se hace presente que en contra de la resolución referida, se
interpondrá un recurso de reposición administrativo.
CGE Distribución como continuador de Empresa Eléctrica de Talca S.A.
33.3.12.- Mediante Resolución Exenta N° 11.633, de fecha 21 de diciembre de 2015, notificada a
la sociedad con fecha 30 de diciembre de 2015, la Superintendencia de Electricidad y
Combustibles impuso una multa de 453 UTM por incumplimiento de lo dispuesto por
el artículo 130 del DFL N° 4, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y
Reconstrucción y N°221, N° 246 y N° 323 letra e), del D.S. N° 327/97, del Ministerio de
Minería. Al respecto, se hace presente que en contra de la resolución referida, se
interpondrá un recurso de reposición administrativo.
Transnet S.A.:
33.3.13.- Mediante Resolución Exenta N° 158 - Bio Bio, de fecha 12 de septiembre de 2012, la
Dirección regional Biobío de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC),
aplicó a Transnet una sanción ascendente a 800 UTM, por un presunto incumplimiento
de su obligación de mantener en buen estado sus instalaciones, en relación con la
operación de una protección de la Subestación Curanilahue, con ocasión de una falla
en el tramo de línea de 66 Kv. Tres Pinos – Lebu, registrada con fecha 17 de noviembre
de 2011. Con fecha 8 de octubre de 2012, se presentó reposición ante la
Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), la que se encuentra pendiente
de resolución. Atendido a la inactividad de la Superintendencia de Electricidad y
Combustibles, por más de 3 años, el proceso administrativo se encuentra afecto al
“decaimiento”, que lo invalida, conforme a lo resulto mayoritariamente por la
jurisprudencia de los tribunales superiores de justicia.
Página 168
33.3.14.- Mediante Resolución Exenta N° 8201-2015, de fecha 24 de abril de 2015, la
Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), aplicó a Transnet una sanción
ascendente a 1.000 UTM, por la presunta responsabilidad en una falla ocurrida en la
Subestación Copiapó el 20 de enero de 2014, afectando los consumos suministrada
desde esa subestación. En contra de dicha resolución se presentó un recurso de
reposición el 15 de mayo de 2015, el que fue rechazado mediante Resolución Exenta
SEC N° 9.337, de fecha 17 de julio de 2015. Se interpuso reclamación de ilegalidad ante
la Corte de Apelaciones de Santiago (Rol 7795-2015), la cual fue rechazada con fecha 3
de noviembre de 2015. Se encuentra pendiente el pago de esta multa.
33.3.15.- Mediante Resolución Exenta SEC N° 9.786, de fecha 21 de agosto de 2015, notificada a
la sociedad con fecha 2 de septiembre de 2015, la Superintendencia de Electricidad y
Combustibles impuso una multa de 1.800 UTM por el incumplimiento de lo dispuesto,
entre otras normas, por el artículo N° 139 del DFL N° 4, siendo interpuesto recurso de
reposición ante la SEC, el que fue rechazado. Con fecha 22 de octubre de 2015, se
interpuso recurso de reclamación de ilegalidad ante la Corte de Apelaciones de
Santiago, el que se encuentra pendiente de resolución.
33.3.16.- Mediante Resolución Exenta SEC N° 10.979, de fecha 10 de noviembre de 2015,
notificada a la sociedad con fecha 20 de noviembre de 2015, la Superintendencia de
Electricidad y Combustibles impuso una multa de 500 UTM por el incumplimiento de lo
dispuesto, entre otras normas, por el artículo N° 139 del DFL N° 4, siendo interpuesto
con fecha 27 de noviembre de 2015 recurso de reposición ante la SEC, el que se
encuentra pendiente de resolución.
Compañía de Fuerza Eléctrica S.A.
33.3.17.- Mediante Resolución Exenta SEC N° 9.406, de fecha 28 de julio de 2015, notificada a la
sociedad con fecha 11 de agosto de 2015, la Superintendencia de Electricidad y
Combustibles impuso una multa de 1.200 UTM por el incumplimiento de lo dispuesto,
entre otras normas, por el D.S. N° 244, siendo interpuesto recurso de reposición antes
la SEC con fecha 18 de agosto de 2015, el que fue rechazado con fecha 9 de diciembre
de 2015, encontrándose pendiente el plazo para reclamar.
33.3.18.- Mediante Resolución Exenta SEC N° 10.918, de fecha 9 de noviembre de 2015,
notificada a la sociedad con fecha 17 de noviembre de 2015, la Superintendencia de
Electricidad y Combustibles impuso una multa de 700 UTM por el incumplimiento de lo
dispuesto, entre otras normas, por la NSEG N° 20 E.p. 78, siendo interpuesto recurso
de reposición antes la SEC con fecha 23 de noviembre de 2015, el que se encuentra
pendiente de resolución.
33.3.19.- Mediante Resolución Exenta SEC N° 10.899, de fecha 5 de noviembre de 2015,
notificada a la sociedad con fecha 12 de noviembre de 2015, la Superintendencia de
Electricidad y Combustibles impuso una multa de 500 UTM por el incumplimiento de lo
dispuesto, entre otras normas, por el artículo N° 139 de la Ley General de Servicios
Eléctricos, siendo interpuesto recurso de reposición antes la SEC con fecha 19 de
noviembre de 2015, el que se encuentra pendiente de resolución.
33.3.20.- Mediante Resolución Exenta N° 11.626, de fecha 21 de diciembre de 2015, notificada a
la sociedad con fecha 31 de diciembre de 2015, la Superintendencia de Electricidad y
Combustibles impuso una multa de 8.012 UTM por incumplimiento de lo dispuesto por
el artículo 130 del DFL N° 4, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y
Reconstrucción y N°221, N° 246 y N° 323 letra e), del D.S. N° 327/97, del Ministerio de
Página 169
Minería. Al respecto, se hace presente que en contra de la resolución referida, se
interpondrá un recurso de reposición administrativo.
Compañía de Fuerza Eléctrica S.A. como continuador legal de Energía del Limarí S.A.
33.3.21.- Mediante Resolución Exenta N° 11.618, de fecha 21 de diciembre de 2015, notificada a
la sociedad con fecha 31 de diciembre de 2015, la Superintendencia de Electricidad y
Combustibles impuso una multa de 351 UTM por incumplimiento de lo dispuesto por
el artículo 130 del DFL N° 4, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y
Reconstrucción y N°221, N° 246 y N° 323 letra e), del D.S. N° 327/97, del Ministerio de
Minería. Al respecto, se hace presente que en contra de la resolución referida, se
interpondrá un recurso de reposición administrativo.
Gas Sur S.A.
33.3.22.- Con fecha 6 de febrero de 2015, la Superintendencia de Electricidad y Combustibles
(SEC), aplicó una sanción de 1.200 UTM a la subsidiaria Gas Sur S.A. por infracciones a
la normativa técnica a instalaciones de gas. Gas Sur S.A. interpuso recurso de
reclamación en contra de resolución ante la Corte de apelaciones de Concepción. Con
fecha 31 de diciembre de 2015 se dictó sentencia definitiva, que rechazó la
reclamación interpuesta por Gas Sur S.A., se interpondrá recurso ante la Corte
Suprema.
33.4.-
Sanciones.
33.4.01.-De la Superintendencia de Valores y Seguros.
El Grupo CGE, sus subsidiarias, los Directores y Ejecutivos de las empresas que
componen el Grupo CGE, no han sido sancionados por la Superintendencia de Valores y
Seguros durante el ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2015.
33.4.02.-De otras autoridades administrativas.
El Grupo CGE, sus Directores y Ejecutivos no han sido sancionados por otras autoridades
administrativas durante el ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2015.
Las subsidiarias enumeradas en la Nota 33.3 han sido sancionadas por la
Superintendencia de Electricidad y Combustibles.
33.5.-
Restricciones.
La Compañía General de Electricidad S.A. ha convenido con bancos, acreedores y tenedores de
bonos los siguientes covenants financieros medidos sobre la base de los estados financieros, y
para ello se define:
Ebitda: se calcula a partir del estado de resultados por función considerando; Ganancia bruta +
Otros ingresos por función – Costos de distribución – Gastos de administración – Otros gastos por
función + depreciación del ejercicio + Amortización de intangibles. Ver nota 31.3 con cálculo de
Ebitda por segmento.
Página 170
Costos financieros netos: se calcula a partir del estado de resultados por función considerando;
Ingresos financieros – Costos financieros.
Total deuda financiera: se calcula a partir del estado de situación financiera clasificado
(patrimonio y pasivos) considerando; Otros pasivos financieros corrientes + Otros pasivos
financieros no corrientes.
Las principales restricciones son:
Indice
Medición
Factor
Resultado con NIIF 5
Resultado sin NIIF 5
Periodicidad
de medición
Procedencia
Razón de endeudamiento
financiero
(Total deuda financiera - efectivo y
equivalente al efectivo) / total
patrimonio neto
< o = 1,5 veces
0,65 Veces
0,78 Veces
Trimestral
Bonos
Activos libres de garantías
reales
Activos sin Garantía/total deuda
financiera no garantizada
> o = 1,2 veces
3,38 Veces
2,79 Veces
Trimestral
Bonos
Patrimonio mínimo
Patrimonio atribuible a los
propietarios de la controladora
> UF 25.000.000
53.629.454 UF
53.629.454 UF
Trimestral
Bonos
Activos en el sector Eléctrico y
Gas
Activos sector eléctrico y gas/Capital
insoluto línea bonos N°541
Activos sector eléctrico y Gas >
2 veces capital Insoluto
45,03 Veces
45,38 Veces
Trimestral
Bonos
Activos en el sector Eléctrico y
Gas
Activos sector eléctrico y gas/Capital
insoluto línea bonos N°542
Activos sector eléctrico y Gas >
2 veces capital Insoluto
15,01 Veces
15,13 Veces
Trimestral
Bonos
Las Subsidiarias que se encuentran en la consolidación poseen para sus endeudamientos
compromisos de covenants similares, de práctica normal en el mercado.
Al cierre de los estados financieros consolidados al 31 de diciembre de 2015 el Grupo CGE se
encuentra en cumplimiento de dichas restricciones y compromisos.
Página 171
33.6
Otras acciones legales.
Con fecha 05 de marzo de 2015, la Superintendencia de Valores y Seguros (SVS), notificó a
Metrogas S.A. el cambio en los criterios de contabilización aplicados hasta este momento por
dicha sociedad relativo a los costos de conversión, estableciendo que los mismos no pueden ser
incorporados como activos en los estados financieros, sino como gastos.
Teniendo en cuenta lo anterior, la autoridad ordenó reformular los estados financieros de 2014 y
2013. Ante ello, Metrogas S.A. interpuso recurso de reposición ante la SVS el cual fue rechazado
en fecha 15 de abril de 2015.
Con fecha 28 de abril de 2015, Metrogas S.A. interpuso un recurso de reclamación ante la Corte
de Apelaciones de Santiago, cuyos fundamentos técnicos para respaldar la política contable
utilizada desde el inicio de la Compañía, los cuales han sido consistentes en el tiempo, incluía
entre otros, informes técnicos de respaldo de las 4 principales firmas auditoras a nivel mundial, a
saber EY, PwC, KPMG y Deloitte, todos los cuales son coincidentes en que la contabilización
realizada por Metrogas S.A. de los costos de conversión, se ajusta plenamente a los criterios
establecidos por las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) que aplica la
Empresa, y por lo tanto, califican como activos del rubro “Propiedades, planta y equipo”.
Las partes de común acuerdo solicitaron la suspensión de la causa lo que fue resuelto y admitido
el 17 de diciembre de 2015. La causa fue suspendida hasta el 31 de diciembre de
2015. Actualmente se encuentra en Tabla para la vista de la Corte de Apelaciones de Santiago.
En caso de ser rechazado el Recurso de Reclamación implicaría:
1) Modificar la información financiera del ejercicio 2014 que debe ser comparado con el
ejercicio 2013. Para lo anterior se debería registrar según la NIC 8.
2) Cambios en las cifras financieras cuyos efectos principales se estiman a diciembre 2014 en
los siguientes: (i) Disminución de Activos por aproximadamente MM$ 75.000 de
MM$ 918.000 a MM$ 843.000, (ii) Disminución del Pasivo, por impuestos diferidos por MM$
19.000 de MM$ 433.000 a MM$ 414.000, (iii) Disminución Patrimonial por MM$ 56.000 de
MM$ 485.000 a MM$ 429.000.
3) Eliminar los costos de conversión, con lo que las utilidades de los años 2013 y 2014,
aumentarían en MM$ 3.000 y MM$ 6.000, respectivamente. Lo anterior resulta del efecto
neto de la eliminación de la depreciación de los costos de conversiones y del aumento de la
inversión en costos de conversión de los año 2013 y 2014 que según la SVS se debería llegar
a gastos.
4) Aumentar el leverage desde 0,94 (al cierre del año 2014) a 1,02 (cierre del año 2014
modificado). Sin embargo, esta última modificación mantiene en cumplimiento la restricción
de nivel de endeudamiento o leverage, ya que el límite para este indicador es de 1,38, tal
como se ha definido en las escrituras de emisión de bonos colocados por Metrogas.
Página 172
34.-
GARANTIAS COMPROMETIDAS CON TERCEROS, OTROS ACTIVOS Y PASIVOS CONTINGENTES Y OTROS
COMPROMISOS.
34.1.-
Garantías comprometidas con terceros.
Metrogas S.A.
34.1.01.- Cartas de crédito “Stand By” Metrogas S.A. con BG LNG TRADING LLC.
Al 31 de diciembre de 2015, Metrogas S.A. mantiene vigentes 5 cartas de crédito “Stand By” a
beneficio de BG LNG TRADING LLC (Beneficiary), dichas cartas de crédito garantizan el pago de
gas según contrato de suministro suscrito con BG LNG TRADING.
•
•
•
•
•
Con fecha de emisión 28 de diciembre de 2014 por MUS$ 1.500 a través del Banco
Chile con vencimiento el 30 de enero de 2016.
Con fecha de emisión 01 de diciembre de 2015 por MUS$ 1.500 a través del Banco
Chile con vencimiento el 31 de diciembre de 2016.
Con fecha de emisión 01 de diciembre de 2015 por MUS$ 1.500 a través del Banco
Estado con vencimiento el 30 de enero de 2017.
Con fecha de emisión 11 de diciembre de 2015 por MUS$ 16.011 a través del Banco
de Chile con vencimiento el 29 de febrero de 2016.
Con fecha de emisión 11 de diciembre de 2015 por MUS$ 14.065 a través del Banco
Estado con vencimiento el 29 de febrero de 2016.
Página 173
35.-
DISTRIBUCION DEL PERSONAL.
La distribución de personal del Grupo CGE es la siguiente para el ejercicio terminado al 31 de diciembre de
2015 y 2014 es la siguiente:
31-12-2015
Subsidiaria / área
Compañía General de Electricidad S.A.
CGE Distribución S.A.
Compañía Nacional de Fuerza Eléctrica S.A. y subsidiaria
CGE Magallanes S.A. y subsidiarias
Emel Norte S.A. y subsidiarias
CGE Argentina S.A. y subsidiarias
Transnet S.A.
Gasco S.A. y subsidiarias
Tecnet S.A.
Comercial y Logística General S.A.
Transformadores Tusan S.A. y subsidiarias
Inversiones y Gestión S.A.
Sociedad de Computación Binaria S.A.
Novanet S.A. y subsidiaria
Total
Gerentes y
ejecutivos
principales
13
3
8
2
28
5
32
5
1
6
3
106
Total
Promedio del
ejercicio
67
495
742
54
204
7
45
176
188
974
475
188
466
265
167
906
853
95
282
15
122
245
151
919
453
186
544
265
215
914
880
83
280
39
108
225
3.077
5.241
5.262
Total
Promedio del
ejercicio
169
1.002
355
177
604
266
251
2.849
907
81
293
45
135
265
7.399
Profesionales y
técnicos
Trabajadores y
otros
155
490
137
75
121
237
95
379
106
40
72
5
77
69
20
481
338
105
343
2.058
31-12-2014
Gerentes y
ejecutivos
principales
Profesionales y
técnicos
Trabajadores y
otros
Compañía General de Electricidad S.A.
CGE Distribución S.A.
Compañía Nacional de Fuerza Eléctrica S.A. y subsidiaria
CGE Magallanes S.A. y subsidiarias
Emel Norte S.A. y subsidiarias
CGE Argentina S.A. y subsidiarias
Transnet S.A.
Gasco S.A. y subsidiarias
Tecnet S.A.
Comercial y Logística General S.A.
Transformadores Tusan S.A. y subsidiarias
Inversiones y Gestión S.A.
Sociedad de Computación Binaria S.A.
Novanet S.A. y subsidiaria
18
18
4
9
17
28
14
115
8
3
6
6
3
2
111
620
326
75
569
237
220
1.271
793
34
76
23
100
200
21
371
108
102
18
19
1.408
113
44
211
15
2
36
150
1.009
438
186
604
265
253
2.794
914
81
293
44
105
238
Total
251
4.655
2.468
7.374
Subsidiaria / área
Página 174
36.-
MEDIO AMBIENTE.
CGE Distribución S.A., Compañía Nacional de Fuerza Eléctrica S.A., Empresas Emel S.A., a través de sus
subsidiarias Emelari S.A., Eliqsa S.A., Elecda S.A., Emelat S.A., Emelectric S.A. y Emetal S.A., CGE
Magallanes S.A., a través de su subsidiaria Edelmag S.A., participan en el mercado de la distribución de
energía eléctrica, y más allá de la naturaleza eminentemente eficiente del sector, hacen esfuerzos
permanentes por mejorar su desempeño ambiental. A su vez, estas empresas cumplen y hacen
seguimiento proactivo a la normativa ambiental de manera de cumplirla cabalmente en forma sostenida.
Además de lo anterior, todos los proyectos eléctricos en que la empresa participa cumplen con la
normativa y reglamentación existente sobre la materia, los cuales incluyen, en proyectos que así lo
requieran, ser sometidos a procesos de calificación ambiental, mediante el Servicio de Evaluación
Ambiental. En este mismo sentido, estas empresas han suscrito el compromiso de medir su huella de
carbono, iniciativa tendiente a identificar los impactos ambientales, en materia de gases de efecto
invernadero, detectar las fuentes de emisión y eventualmente comprometer planes de reducción.
Transnet S.A. y Transemel S.A., acorde con las políticas medioambientales desarrollan y mantienen
sistemas de gestión ambiental que les permite mejorar en forma sostenida su desempeño en esta
materia, con el objetivo de desarrollar su actividad de manera eficiente y limpia. Adicionalmente,
teniendo en consideración los nuevos proyectos de inversión, cada proyecto es evaluado de acuerdo a la
normativa legal vigente, presentando las declaraciones y/o estudios de impacto ambiental que
correspondan, al servicio respectivo. Dichos estudios son preparados por estas compañías, dando así,
cumplimiento a la normativa vigente. A su vez, ambas empresas también suscribieron el acuerdo de medir
su huella de carbono, y hacer gestión sobre ella.
Gasco S.A., así como cada una de sus subsidiarias, cumplen con la normativa y legislación ambiental
establecida para las empresas que operan en el sector de energía, particularmente en la industria del gas.
Así, este compromiso con el medio ambiente a lo largo de su historia se ha traducido en acciones como
mejoramiento continuo de sus procesos de fabricación de gas de ciudad, utilización comercial de biogás
proveniente de basurales, interconexiones gasíferas con Argentina y la construcción de un terminal
marítimo modelo para la importación de gas licuado al país en la Bahía de Quintero, a través del cual
importa gas licuado con los estándares correspondientes.
Por otro lado, Gasco S.A. y sus subsidiarias se encuentran haciendo importantes esfuerzos técnicos,
comerciales y comunicacionales de modo de masificar en Chile el uso de gas como combustible vehicular
y marino. A nivel mundial, el gas licuado es utilizado con éxito en 10 millones de vehículos, mientras que
el gas natural comprimido (GNC) es usado en 5 millones de vehículos. Su uso como combustible trae
consigo grandes beneficios ambientales tanto en emisiones reguladas (CO, NOx, material particulado)
como en las no reguladas (benceno, tolueno, xileno, aldehídos, etc.), en relación a los combustibles
tradicionales que desplaza.
Respecto a la subsidiaria Metrogas S.A., esta se encuentra desarrollando el Biogás en Chile. Este proyecto
tiene un carácter emblemático en el ámbito del aprovechamiento de las energías renovables no
convencionales. Entre los principales beneficios destacan el aumento de la eficiencia energética, dado que
se está aprovechando energía (calor), que antes simplemente se quemaba, para desplazar el uso de
combustibles fósiles que actualmente se requieren para producir Gas de Ciudad – aproximadamente
500.000 MMBtu. Lo anterior supone una reducción de gases de efecto invernadero (GEI) de
aproximadamente 22.300 Ton de CO2eq anuales. Se reducirán también las emisiones asociadas de
Material Particulado y NOx, y de azufre.
El siguiente es el detalle de los desembolsos efectuados y que se efectuarán relacionados con normas de
medioambiente para los ejercicios terminados al 31 de diciembre de 2015 y 2014:
Página 175
Al 31 de diciembre de 2015.
Identificación de la
compañía que efectúa el
desembolso
Nombre del proyecto
Concepto por el que se efectuó o efectuará el
desembolso
Desembolso
activo / gasto
Descripción del activo o Ítem de gasto
Monto del
desembolso
M$
Empresa Eléctrica de
Magallanes S.A.
Estimación de emisiones RETC
Empresa Eléctrica de
Magallanes S.A.
Auditoría eficiencia energética
Empresa Eléctrica de
Magallanes S.A.
Evaluaciones calidad de aire CTP
Empresa Eléctrica de
Magallanes S.A.
Empresa Eléctrica de
Magallanes S.A.
Empresa Eléctrica de
Magallanes S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Asesoría Jurídico - Ambiental
Disposición de Residuos Peligrosos
Estudio ingeniería acústica CTP
Ampliación S/E Fátima
Ampliación S/E Fátima
Ampliación S/E Fátima
Ampliación S/E Fátima
Ampliación S/E Fátima
Ampliación S/E Fátima
Ampliación S/E Fátima
Ampliación S/E Fátima
Ampliación S/E Fátima
Ampliación S/E Fátima
LT 1X66 kV Fátima - Isla de Maipo
LT 1X66 kV Fátima - Isla de Maipo
LT 1X66 kV Fátima - Isla de Maipo
LT 1X66 kV Fátima - Isla de Maipo
LT 1X66 kV Fátima - Isla de Maipo
LT 1X66 kV Fátima - Isla de Maipo
LT 1X66 kV Fátima - Isla de Maipo
LT 1X66 kV Fátima - Isla de Maipo
LT 1X66 kV Fátima - Isla de Maipo
LT 1X66 kV Fátima - Isla de Maipo
LT 1X66 kV Fátima - Isla de Maipo
LT 1X66 kV Fátima - Isla de Maipo
LT 1X66 kV Fátima - Isla de Maipo
LT 1X66 kV Fátima - Isla de Maipo
Estimación y declaración de emisiones gaseosas
según Decreto Supremo Nº138, Registro de
Emisiones y Transferencia de Contaminantes
Estudio de detección de oportunidades de uso
eficiente de recursos energéticos para el Edificio
Administración Punta Arenas
Monitoreos según compromisos ambientales de
resoluciones de calificaciones ambientales
Nº286/2002, “Instalación y Operación TG SOLAR
TITAN 130 de 14 MW”; Nº052/2006, “Instalación y
Operación TG GE-10B/1”y Nº144/2007,
“Instalación y Operación TG SOLAR TITAN 130”.
Asesoría mensual en regulaciones ambientales.
Almacenamiento, transporte y disposición final de
residuos peligrosos según D.S. 148 del MINSAL
Estudios ingeniería básica y de detalle, control
acústico CTP
Adicional rescate reptiles
Rescate reptiles
Rescate reptiles
Cambio uso de suelo
Cambio uso de suelo
Cambio uso de suelo
Adicional cambio uso de suelo. Pago arancel
Calificación industrial
Estudio aves rapaces
Estudio aves rapaces
Adicional DIA. Estudios Adenda 1
Adicional DIA. Estudios Adenda 2
Adicional DIA. Radiodifusión
Adicional DIA. PAS 132
Adicional DIA. Ampliación línea base
Adicional DIA. Ampliación línea base
Adicional DIA. Gastos arqueología
DIA
DIA
DIA
Monitoreo aves
Adicional rescate arq. Sondeo SE I. de Maipo
Adicional rescate arq. Sondeo SE I. de Maipo
Rescate arqueológico
1.493
Fecha cierta o
estimada en
que los
desembolsos
a futuro
serán
efectuados
Gasto
Asesoría medio ambiente
01-06-2015
Gasto
Asesoría medio ambiente
Gasto
Asesoría medio ambiente
5.349
31-12-2015
Gasto
Asesoría medio ambiente
592
31-12-2015
Gasto
Disposición de residuos peligrosos
10.338
31-12-2015
Gasto
Asesoría medio ambiente
2.973
31-12-2015
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
S/E Fátima
S/E Fátima
S/E Fátima
S/E Fátima
S/E Fátima
S/E Fátima
S/E Fátima
S/E Fátima
S/E Fátima
S/E Fátima
LT 1X66 kV Fátima - Isla de Maipo
LT 1X66 kV Fátima - Isla de Maipo
LT 1X66 kV Fátima - Isla de Maipo
LT 1X66 kV Fátima - Isla de Maipo
LT 1X66 kV Fátima - Isla de Maipo
LT 1X66 kV Fátima - Isla de Maipo
LT 1X66 kV Fátima - Isla de Maipo
LT 1X66 kV Fátima - Isla de Maipo
LT 1X66 kV Fátima - Isla de Maipo
LT 1X66 kV Fátima - Isla de Maipo
LT 1X66 kV Fátima - Isla de Maipo
LT 1X66 kV Fátima - Isla de Maipo
LT 1X66 kV Fátima - Isla de Maipo
LT 1X66 kV Fátima - Isla de Maipo
519
4.914
4.914
1.251
1.251
626
76
440
1.211
1.211
13.125
5.625
350
1.876
9.036
3.872
120
16.393
11.519
11.519
3.261
1.990
1.990
1.729
16-04-2015
20-04-2015
25-03-2015
04-05-2015
06-04-2015
13-10-2015
14-10-2015
01-10-2015
05-06-2015
14-05-2015
14-12-2015
05-11-2015
13-10-2015
17-08-2015
01-07-2015
12-05-2015
22-04-2015
01-09-2015
06-04-2015
18-03-2015
04-02-2015
03-08-2015
13-07-2015
09-01-2015
31-10-2015
Página 176
Al 31 de diciembre de 2015. (continuación)
Identificación de la
compañía que efectúa el
desembolso
Nombre del proyecto
Monto del
desembolso
Concepto por el que se efectuó o efectuará el
desembolso
Desembolso
activo / gasto
Monitoreo arqueológico
Monitoreo arqueológico
Monitoreo arqueológico
Monitoreo arqueológico
IFC para caseta de comando
Adicional DIA
DIA
DIA
Auditoría RCA
Auditoría RCA
Auditoría RCA
Consulta de Pertinencia
Consulta de Pertinencia
Auditoría RCA
Auditoría RCA
Auditoría RCA
Auditoría RCA
Auditoría RCA
Manejo flora
Colecta semillas
Colecta semillas
Adicional DIA. Adenda complementaria
Adicional DIA. Geophytas
DIA
Informe pertinencia
Evaluación componentes ambientales
DIA
DIA
DIA
DIA
DIA
Adicional DIA: Radiodifusión
Consulta de Pertinencia
Auditoría RCA
Auditoría RCA
Auditoría RCA
Adicional. PAS 160
Adicional. Radiodifusión
Adicional. Reunión con autoridad
Elaboración y Tramitación DIA: EP4
Revisión de RCA y sistematización de compromiso:
EP5
Tramitación sectorial PAS 160 EP1
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
S/E Los Peumos
S/E Los Peumos
S/E Los Peumos
S/E Los Peumos
S/E Los Peumos
S/E Los Peumos
S/E Los Peumos
S/E Los Peumos
S/E Los Peumos
S/E Los Peumos
S/E Los Peumos
S/E El Peñón
S/E El Peñón
S/E El Peñón
S/E El Peñón
S/E El Peñón
S/E El Peñón
S/E El Peñón
S/E El Peñón
S/E El Peñón
S/E El Peñón
S/E El Peñón
S/E El Peñón
S/E El Peñón
LT Molina - Curicó
LT El Peñón - Ovalle
S/E San Fernando
S/E San Fernando
S/E San Fernando
S/E San Fernando
S/E San Fernando
S/E San Fernando
S/E San Fernando
Apoyo S/E Maule
Apoyo S/E Maule
Apoyo S/E Maule
SE Santa Luisa
SE Santa Luisa
SE Santa Luisa
SE Santa Luisa
3.203
2.982
1.546
1.325
1.307
1.994
4.007
2.862
2.500
2.500
2.500
911
911
522
522
487
487
487
1.393
164
1.475
3.123
674
5.492
7.120
2.620
7.547
6.038
1.509
9.057
6.038
100
1.761
712
1.054
1.745
2.050
222
404
1.466
16-09-2015
05-11-2015
11-11-2015
09-12-2015
17-07-2015
13-01-2015
03-07-2015
10-02-2015
06-10-2015
04-11-2015
15-12-2015
11-11-2015
01-12-2015
02-10-2015
16-09-2015
06-08-2015
09-07-2015
17-06-2015
01-06-2015
01-07-2015
20-04-2015
20-02-2015
13-01-2015
16-04-2015
19-03-2015
06-04-2015
01-12-2015
02-10-2015
20-07-2015
01-07-2015
05-06-2015
13-10-2015
03-06-2015
03-08-2015
13-07-2015
03-07-2015
13-01-2015
18-03-2015
01-04-2015
01-04-2015
Activo
Activo
SE Santa Luisa
SE Santa Luisa
2.199
761
15-06-2015
01-10-2015
Descripción del activo o Ítem de gasto
M$
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
S/E Los Peumos
S/E Los Peumos
S/E Los Peumos
S/E Los Peumos
S/E Los Peumos
S/E Los Peumos
S/E Los Peumos
S/E Los Peumos
S/E Los Peumos
S/E Los Peumos
S/E Los Peumos
S/E El Peñón
S/E El Peñón
S/E El Peñón
S/E El Peñón
S/E El Peñón
S/E El Peñón
S/E El Peñón
S/E El Peñón
S/E El Peñón
S/E El Peñón
S/E El Peñón
S/E El Peñón
S/E El Peñón
LT Molina - Curicó
LT El Peñón - Ovalle
S/E San Fernando
S/E San Fernando
S/E San Fernando
S/E San Fernando
S/E San Fernando
S/E San Fernando
S/E San Fernando
Apoyo S/E Maule
Apoyo S/E Maule
Apoyo S/E Maule
Subestación Seccionadora Santa Luisa
Subestación Seccionadora Santa Luisa
Subestación Seccionadora Santa Luisa
Subestación Seccionadora Santa Luisa
Subestación Seccionadora Santa Luisa
Subestación Seccionadora Santa Luisa
Fecha cierta o
estimada en
que los
desembolsos
a futuro
serán
efectuados
Página 177
Al 31 de diciembre de 2015. (continuación)
Identificación de la
compañía que efectúa el
desembolso
Nombre del proyecto
Concepto por el que se efectuó o efectuará el
desembolso
Desembolso
activo / gasto
Descripción del activo o Ítem de gasto
Monto del
desembolso
M$
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Sistema de Transmisión 220/110kV Copayapu
Galleguillos
Fortalecimiento del Sistema Eléctrico de la
Provincia de Arauco
Fortalecimiento del Sistema Eléctrico de la
Provincia de Arauco
Fortalecimiento del Sistema Eléctrico de la
Provincia de Arauco
Fortalecimiento del Sistema Eléctrico de la
Provincia de Arauco
Fortalecimiento del Sistema Eléctrico de la
Provincia de Arauco
Fortalecimiento del Sistema Eléctrico de la
Provincia de Arauco
Fortalecimiento del Sistema Eléctrico de la
Provincia de Arauco
Fortalecimiento del Sistema Eléctrico de la
Provincia de Arauco
Fortalecimiento del Sistema Eléctrico de la
Provincia de Arauco
Fortalecimiento del Sistema Eléctrico de la
Provincia de Arauco
Fortalecimiento del Sistema Eléctrico de la
Provincia de Arauco
Búsqueda predios reforestación nativa
Búsqueda predios reforestación forestal
LT Loncoche Villarrica
LT Santa Marta Padre Hurtado
LT El Nevado Santa Elvira
Subestación Seccionadora Santa Clara
Subestación Seccionadora Lota
Subestación Seccionadora Lota
Subestación Seccionadora Lota
Subestación Seccionadora Lota
LT 110 kV Loncoche-Villarrica, Segundo Circuito
Transnet S.A.
LT 110 kV Loncoche-Villarrica, Segundo Circuito
Fecha cierta o
estimada en
que los
desembolsos
a futuro
serán
efectuados
IFC para casetas de control
Activo
LT 2x220 kV Copayapu-Galleguillos
638
18-05-2015
Radiodifusión comuna Los Álamos
Activo
LT Horcones - Tres Pinos
267
14-01-2015
Radiodifusión comuna Curanilahue
Activo
LT Horcones - Tres Pinos
107
14-01-2015
Radiodifusión comuna Arauco
Activo
LT Horcones - Tres Pinos
92
14-01-2015
Adicional. Cambio trazado predio Amoyao
Activo
LT Horcones - Tres Pinos
3.516
14-01-2015
Adicional. Ampliación de faja para PAS 148 - 149
Activo
LT Horcones - Tres Pinos
4.491
18-03-2015
Elaboración y Tramitación DIA: EP2
Activo
LT Horcones - Tres Pinos
15.798
07-05-2015
Adicional. Segunda campaña de fauna (estival)
Activo
LT Horcones - Tres Pinos
7.285
07-05-2015
Adenda complementaria
Revisión RCA y sistematización de compromisos:
EP3
Activo
LT Horcones - Tres Pinos
8.076
15-07-2015
Activo
LT Horcones - Tres Pinos
23.697
16-11-2015
Medición campos electromagnéticos
Activo
LT Horcones - Tres Pinos
2.061
13-01-2015
Elaboración de documentos DIA: EP1
Búsqueda predios nativos: EP1
Búsqueda predios forestales: EP1
Reforestación del predio Los Alpes
Auditoría RCA
Estudio de impacto acústico
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
9.430
625
2.164
13.793
4.163
1.461
16-11-2015
03-08-2015
05-08-2015
15-10-2015
06-10-2015
06-07-2015
Consulta de Pertinencia
Elaboración y Tramitación DIA: EP1
Elaboración y Tramitación DIA: EP2
Adicional. Aviso radial
Elaboración y Tramitación DIA: EP3
Asesoría Técnica a Postulación a subsidios
habitacionales y Derecho Real de uso
Comunidades Cabrapán y Antillanca.
Depósito a Subsidios Habitacionales y Derecho
Real de Uso comunidades Cabrapán y Antillanca
Activo
Activo
Activo
Activo
Activo
LT Horcones - Tres Pinos
LT Horcones - Tres Pinos
LT Horcones - Tres Pinos
LT Loncoche Villarrica
LT Santa Marta Padre Hurtado
LT El Nevado Santa Elvira
Subestación Seccionadora Santa
Clara
SE Lota
SE Lota
SE Lota
SE Lota
1.814
5.591
13.046
129
1.793
09-12-2015
17-06-2015
06-07-2015
19-08-2015
02-11-2015
2.217
08-01-2015
506
05-02-2015
Activo
Activo
LT 110 kV Loncoche-Villarrica,
Segundo Circuito.
LT 110 kV Loncoche-Villarrica,
Segundo Circuito.
Totales
338.100
Página 178
Al 31 de diciembre de 2014.
Identificación de la
compañía que efectúa el
desembolso
Nombre del proyecto
Concepto por el que se efectuó o efectuará el
desembolso
Desembolso
activo / gasto
Descripción del activo o Ítem de gasto
Monto del
desembolso
M$
Empresa Eléctrica de
Magallanes S.A.
Evaluaciones emisiones de ruido CTP
Empresa Eléctrica de
Magallanes S.A.
Evaluaciones emisiones calidad de aire CTP
Empresa Eléctrica de
Magallanes S.A.
Estimación de emisiones RETC
Empresa Eléctrica de
Magallanes S.A.
Empresa Eléctrica de
Magallanes S.A.
Transnet S.A.
Asesoría Jurídico - Ambiental
Transnet S.A.
LT 110 kV Loncoche-Villarrica 2: Nueva
Transnet S.A.
LT 110 kV Loncoche-Villarrica 2: Nueva
Transnet S.A.
LT 110 kV Loncoche-Villarrica 2: Nueva
Transnet S.A.
LT 110 kV Loncoche-Villarrica 2: Nueva
Transnet S.A.
LT 110 kV Loncoche-Villarrica 2: Nueva
Transnet S.A.
SE Padre Hurtado: Nueva SE 110kV/MT
Transnet S.A.
SE Padre Hurtado: Nueva SE 110kV/MT
Transnet S.A.
SE Padre Hurtado: Nueva SE 110kV/MT
Disposición de Residuos Peligrosos
LT 110 kV Loncoche-Villarrica 2: Nueva
Monitoreos según compromisos ambientales de
resoluciones de calificaciones ambientales
Nº286/2002, “Instalación y Operación TG SOLAR
TITAN 130 de 14 MW”; Nº052/2006, “Instalación y
Operación TG GE-10B/1”y Nº144/2007,
“Instalación y Operación TG SOLAR TITAN 130”.
Monitoreos según compromisos ambientales de
resoluciones de calificaciones ambientales
Nº286/2002, “Instalación y Operación TG SOLAR
TITAN 130 de 14 MW”; Nº052/2006, “Instalación y
Operación TG GE-10B/1”y Nº144/2007,
“Instalación y Operación TG SOLAR TITAN 130”.
Estimación y declaración de emisiones gaseosas
según Decreto Supremo Nº138, Registro de
Emisiones y Transferencia de Contaminantes
Asesoría mensual en regulaciones ambientales.
Almacenamiento, transporte y disposición final de
residuos peligrosos según D.S. 148 del MINSAL
Cumplimiento Resolución de Calificación
Ambiental: Plan de Apoyo a las Comunidades
Cumplimiento Resolución de Calificación
Ambiental:Plan de Apoyo a las Comunidades
Cumplimiento Resolución de Calificación
Ambiental:PMF 6,26 ha - Nitrihuala - Búsqueda
Predio
Cumplimiento Resolución de Calificación
Ambiental: PMF 6,26 ha - Nitrihuala - Elaboración
PMF
Cumplimiento Resolución de Calificación
Ambiental: Elaboración PMF La Feria Variante
Ñancul
Cumplimiento Resolución de Calificación
Ambiental: Cumplimiento PAL-Mejoramiento
sistema de agua
Cumplimiento Resolución de Calificación
Ambiental: Arborización SE Padre- Hurtado- Riego
Cumplimiento Resolución de Calificación
Ambiental: Arborización SE Padre- Hurtado- Riego
Cumplimiento Resolución de Calificación
Ambiental: Arborización SE Padre- Hurtado- Riego
Gasto
Asesoría medio ambiente
Gasto
Asesoría medio ambiente
Gasto
Asesoría medio ambiente
Gasto
Asesoría medio ambiente
Gasto
Disposición de residuos peligrosos
Activo
LT 110 kV Loncoche-Villarrica 2:
Nueva
LT 110 kV Loncoche-Villarrica 2:
Nueva
LT 110 kV Loncoche-Villarrica 2:
Nueva
Activo
Activo
Activo
LT 110 kV Loncoche-Villarrica 2:
Nueva
Activo
LT 110 kV Loncoche-Villarrica 2:
Nueva
Activo
LT 110 kV Loncoche-Villarrica 2:
Nueva
Activo
SE Padre Hurtado: Nueva SE 110kV/MT
Activo
SE Padre Hurtado: Nueva SE 110kV/MT
Activo
SE Padre Hurtado: Nueva SE 110kV/MT
Fecha cierta o
estimada en
que los
desembolsos
a futuro
serán
efectuados
3.680
30-09-2014
10.350
30-09-2014
1.495
31-08-2014
1.776
31-12-2014
12.572
31-12-2014
844
01-01-2014
5.838
01-03-2014
2.567
01-01-2014
2.913
01-01-2014
2.041
01-01-2014
1.105
01-03-2014
988
01-01-2014
938
01-02-2014
938
01-03-2014
Página 179
Al 31 de diciembre de 2014. (continuación)
Identificación de la
compañía que efectúa el
desembolso
Nombre del proyecto
Concepto por el que se efectuó o efectuará el
desembolso
Desembolso
activo / gasto
Descripción del activo o Ítem de gasto
Monto del
desembolso
M$
Transnet S.A.
LT 110 kV Loncoche-Villarrica 2: Nueva
Transnet S.A.
LT 110 kV Loncoche-Villarrica 2: Nueva
Transnet S.A.
LT 110 kV Loncoche-Villarrica 2: Nueva
Transnet S.A.
LT 110 kV Loncoche-Villarrica 2: Nueva
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Cumplimiento Resolución de Calificación
Ambiental: Monitoreo Sociocultural
Cumplimiento Resolución de Calificación
Ambiental: Curso y Subsidios (Plan de Apoyo Local)
Activo
Cumplimiento Resolución de Calificación
Ambiental: Curso y Subsidios (Plan de Apoyo Local)
Activo
LT 110 kV Loncoche-Villarrica 2:
Nueva
Cumplimiento Resolución de Calificación
Ambiental: Cumplimiento PAL-Mejoramiento
sistema de agua
LT 110 kV Loncoche-Villarrica 2: Nueva
Cumplimiento Resolución de Calificación
Ambiental: Cumplimiento PAL-Lavadero para uso
doméstico
LT 110 kV Loncoche-Villarrica 2: Nueva
Cumplimiento Resolución de Calificación
Ambiental: Cumplimiento PAL-Compra de Máquina
Esquiladora y Ovejas
Apoyo en 220 kV a S/E Maule
Elaboración Evaluación Ambiental: Estudio de
campos electromagnéticos
SE Padre Hurtado: Nueva SE 110kV/MT
Cumplimiento Resolución de Calificación
Ambiental: Arborización SE Padre- Hurtado- Riego
SE Padre Hurtado: Nueva SE 110kV/MT
Cumplimiento Resolución de Calificación
Ambiental: Arborización SE Padre- Hurtado- Riego
SE Padre Hurtado: Nueva SE 110kV/MT
Cumplimiento Resolución de Calificación
Ambiental: Arborización SE Padre- Hurtado- Riego
SE Padre Hurtado: Nueva SE 110kV/MT
Elaboración y tramitación Consulta de pertinencia
y DIA
Proyecto Confiabilidad en el Sistema Eléctrico de la Elaboración y tramitación DIA
Provincia de Arauco
Proyecto Confiabilidad en el Sistema Eléctrico de la Elaboración y tramitación DIA
Provincia de Arauco
LT 110 kV Loncoche-Villarrica 2: Nueva
Cumplimiento Resolución de Calificación
Ambiental: Cumplimiento PAL-Compra de Máquina
Esquiladora y Ovejas traslado
LT 110 kV Loncoche-Villarrica 2: Nueva
Cumplimiento Resolución de Calificación
Ambiental: Reforestación Parcela 28
LT 110 kV Loncoche-Villarrica 2: Nueva
Cumplimiento Resolución de Calificación
Ambiental: Curso y Subsidios (Plan de Apoyo Local)
Activo
LT 110 kV Loncoche-Villarrica 2:
Nueva
Activo
LT 110 kV Loncoche-Villarrica 2:
Nueva
Activo
LT 110 kV Loncoche-Villarrica 2:
Nueva
Activo
LT Sta Isabel - Maule
Activo
SE Padre Hurtado: Nueva SE 110kV/MT
Activo
SE Padre Hurtado: Nueva SE 110kV/MT
Activo
SE Padre Hurtado: Nueva SE 110kV/MT
Activo
LT Sta Marta - Padre Hurtado
Activo
LT Horcones - Tres Pinos
Activo
LT Horcones - Tres Pinos
Activo
LT 110 kV Loncoche-Villarrica 2:
Nueva
Activo
LT 110 kV Loncoche-Villarrica 2:
Nueva
LT 110 kV Loncoche-Villarrica 2:
Nueva
S/E El Peñón
Activo
Elaboración y Tramitación DIA
Activo
Activo
LT 110 kV Loncoche-Villarrica 2:
Nueva
LT 110 kV Loncoche-Villarrica 2:
Nueva
S/E El Peñón
Fecha cierta o
estimada en
que los
desembolsos
a futuro
serán
efectuados
8.088
01-05-2014
2.587
01-05-2014
2.560
01-06-2014
600
01-04-2014
2.104
01-04-2014
915
01-04-2014
2.300
01-06-2014
938
01-04-2014
938
28-04-2014
988
28-05-2014
23.420
01-05-2014
11.734
01-05-2014
7.823
01-06-2014
105
18-06-2014
15.018
01-10-2014
1.543
2.243
15-10-2014
28-11-2014
Página 180
Al 31 de diciembre de 2014. (continuación)
Identificación de la
compañía que efectúa el
desembolso
Nombre del proyecto
Concepto por el que se efectuó o efectuará el
desembolso
Desembolso
activo / gasto
Descripción del activo o Ítem de gasto
Monto del
desembolso
M$
Transnet S.A.
Transnet S.A.
S/E El Peñón
Sistema de Transmisión 220/110kV Copayapu
Galleguillos
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Sistema de Transmisión 220/110kV Copayapu
Galleguillos
LT 110 kV Loncoche-Villarrica 2: Nueva
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Transnet S.A.
Elaboración y Tramitación de DIA
Cumplimiento Resolución de Calificación
Ambiental: Plan de trabajo de formaciones
xerofíticas
Elaboración y Tramitación Consulta Pertinencia
Activo
Activo
S/E El Peñón
LT 2x220 kV Copayapu-Galleguillos
Activo
LT 2x220 kV Copayapu-Galleguillos
Cumplimiento Resolución de Calificación
Ambiental: Curso y Subsidios (Plan de Apoyo Local)
Activo
LT 110 kV Loncoche-Villarrica 2:
Nueva
LT 110 kV Loncoche-Villarrica 2: Nueva
Cumplimiento Resolución de Calificación
Ambiental: Curso y Subsidios (Plan de Apoyo Local)
Activo
LT 110 kV Loncoche-Villarrica 2:
Nueva
S/E Los Peumos
LT 1X66 kV Fátima - Isla de Maipo
Proyecto Confiabilidad en el Sistema Eléctrico de la
Provincia de Arauco
Proyecto confiabiliada en el sstema electrico de la
provincia de arauco
Elaboración y Tramitación de DIA
Factibilidad Ambiental
Elaboración y Tramitación de DIA: Adicional
cambio trazado
Elaboración y Tramitación de DIA: Adicional
cambio trazado
Activo
Activo
Activo
S/E Los Peumos
LT 1X66 kV Fátima - Isla de Maipo
LT Horcones - Tres Pinos
Activo
LT Horcones - Tres Pinos
Totales
Fecha cierta o
estimada en
que los
desembolsos
a futuro
serán
efectuados
23.907
03-11-2014
1.375
30-11-2014
673
01-11-2014
2.300
31-12-2014
9.771
21.753
38.218
31-12-2014
19-12-2014
31-12-2014
3.516
01-12-2014
1.120
01-12-2014
234.582
Página 181
37.-
NIIF 5 - ACTIVOS NO CORRIENTES MANTENIDOS PARA LA VENTA Y OPERACIONES
DISCONTINUADAS
37.1.-
Bienes del rubro propiedades planta y equipos.
El Grupo CGE clasifica como activos no corrientes mantenidos para la venta la decisión de
vender la propiedad ubicada en 6 Sur N° 1936 y 1950, Talca, en la actualidad de propiedad
de la subsidiaria Transnet S.A.
La Subsidiaria Edelmag S.A. clasifica como activos no corrientes mantenidos para la venta
las propiedades ubicadas en Bories N° 100 y Arturo Prat N° 426 en la ciudad de Puerto
Natales, y José Menéndez N° 556 en la ciudad de Punta Arenas.
Estos activos no están sujetos a depreciación y se encuentran valorizados al menor valor
entre su costo y su valor estimado de realización que asciende a M$ 541.034.
37.2.-
Discontinuación del negocio gas licuado de petróleo (GLP)
Con fecha 18 de diciembre, el Directorio de Compañía General de Electricidad S.A. (“CGE”)
tomó conocimiento, a través de una carta recibida de su accionista controlador, Gas
Natural Fenosa Chile SpA (“GNF”), de la suscripción con fecha 18 de diciembre de 2015 de
un contrato con los accionistas de Gasco S.A.(“Gasco”) denominados como Familia Pérez
Cruz (“Familia Pérez Cruz”), conforme al cual acordaron, en el interés social de Gasco y de
todos sus accionistas (i) proponer la división de Gasco en dos sociedades a las cuales se le
asignen el conjunto de activos y pasivos diferenciados de los negocios de gas licuado del
petróleo y de gas natural y (ii) una vez materializado ello, llevar a cabo los actos y contratos
necesarios para el control de cada sociedad resultante con el fin de desarrollar su propio
proyecto de forma independiente, cuyos pasos y aspectos principales se exponen a
continuación (el “Contrato o Acuerdo”):
1.
GNF y Familia Pérez Cruz se obligaron a realizar todas las acciones o aquello que fuera
necesario para que una junta extraordinaria de accionistas de Gasco (la “Junta”)
acuerde su división en dos sociedades anónimas: una dedicada al desarrollo de los
negocios de gas natural (“Gasco GN”) y la otra dedicada al desarrollo de los negocios
de gas petróleo (“Gasco GLP o Gasco S.A., y sus negocios como GLP”) (ambas
sociedades divididas se denominarán las “Sociedades Resultantes”). Tanto la Familia
Pérez Cruz como GNF se obligaron, por sí y como promesa de hecho ajeno, a concurrir
y que sus personas relacionadas concurran a la Junta y voten en ella favorablemente a
la proposición de división.
2.
La determinación respecto a cuál será la sociedad continuadora legal de Gasco se
realizará a más tardar a la fecha en que se cite la Junta, sujeto a la procedencia a que
Gasco GN no asuma solidaridad de pago establecida en los distintos contratos de
emisión de bonos de Gasco S.A. en caso de su división. En caso contrario, el negocio
de GLP será asignado a la nueva sociedad resultante de la división.
3.
En todo caso, en cualquiera de los casos, será la sociedad a que se le asigne los
negocios de gas licuado petróleo y afines la que seguirá bajo la razón social de Gasco
S.A.
Página 182
4.
Se propondrá a los accionistas asignar a Gasco todos los activos relacionados directa o
indirectamente con el negocio de GLP, incluyendo todos los bienes muebles,
existencias, inventarios, posiciones contractuales, cuentas por cobrar e inmuebles de
cualquier naturaleza de Gasco S.A., que sean parte del negocio de GLP, incluidas las
participaciones accionarias de todas las sociedades referidas al negocio de GLP.
También se le asignarán los activos que no estén relacionados directa o
indirectamente con el negocio de GLP ni con el negocio de gas natural.
Adicionalmente, se le asignará, entre otros, la unidad de negocios Gasco Magallanes.
Finalmente se le asignará una parte de los activos que están relacionados directa e
indirectamente tanto con el negocio de GLP como con el negocio de gas natural que se
detallan en el Acuerdo.
5.
A Gasco GN se asignarán todos los activos relacionados directa o indirectamente con
el negocio del gas natural, incluyendo las participaciones accionarias de todas las
sociedades referidas a GN. También se le asignará una parte de los activos que están
relacionados directa e indirectamente tanto con el negocio de GLP como con el
negocio de GN que se detallan en el Acuerdo.
6.
Se propondrá también que, en caso que todo o parte de los activos no puedan ser
asignados a Gasco en la división, los mismos permanezcan en Gasco GN y ésta los
entregue posteriormente a Gasco en las condiciones que la Junta determine.
Asimismo, a cada una de las Sociedades Resultantes se le adjudicarán los pasivos que
se indican en el Acuerdo.
7.
En la Junta se propondrá que cada una de las sociedades resultantes, esto es, Gasco
GN y Gasco, sean recíprocamente obligadas a indemnizarse por reclamos recíprocos o
de terceros, u otros que se presenten en su contra respecto de activos y pasivos
asignados a la otra con el fin de que cada negocio soporte sus propias contingencias,
riesgos y beneficios.
8.
Una vez perfeccionada la división y producida la entrega de las acciones a los
accionistas de la sociedad que nazca de la división – que será el mismo número de
acciones de la sociedad dividida-, se solicitará la inscripción de la nueva sociedad y de
sus acciones en el Registro de Valores de la Superintendencia de Valores y Seguros.
9.
Efectuada la inscripción referida en el número anterior, GNF y la Familia Pérez Cruz,
respectivamente, directamente o a través de personas relacionadas, lanzarán sendas
ofertas públicas de adquisición de acciones (“OPAs”) conforme a la legislación de
Valores vigente, para adquirir hasta el 100% de las acciones de Gasco GN y de Gasco, y
comprometiéndose a acudir a la OPA lanzada por la otra parte, según corresponda.
10. Las partes han valorizado las Sociedades Resultantes en los siguientes precios base
considerando que cada Sociedad Resultante tendría el mismo número actual de
acciones que Gasco S.A. y considerando que los Bonos y Gasco Magallanes se asignan
a Gasco:
Gasco: $1.754 por acción
Gasco GN: $3.546 por acción
11. Ahora bien, las partes han valorizado las Sociedades Resultantes en los siguientes
precios base, considerando que cada Sociedad Resultante tendría el mismo número
actual de acciones que Gasco S.A. y considerando que los Bonos y Gasco Magallanes
se asignan a Gasco GN:
Página 183
Gasco: $ 2.100 por acción
Gasco GN: $3.200 por acción
12. Dichos precios por acción serán ajustados por las partes, entre otros, por efecto de los
dividendos pagados por Gasco S.A., o por Gasco GN o Gasco, o por causa de hechos
producidos a partir del 31 de diciembre de 2015.
13. Por último, GNF ha informado a este directorio que está considerando, una vez
perfeccionada la OPA sobre Gasco GN, distintas formas de mejorar la organización y
entre ellas, proponer a las juntas de accionistas respectivas, la fusión de Gasco GN,
CGE y GNF teniendo en cuenta el precio pagado en la OPA sobre CGE.
14. De esta forma y como consecuencia de esta reorganización resultará en que el negocio
de gas natural y el negocio de gas licuado de petróleo sean desarrollados por
sociedades independientes, con controladores distintos, teniendo cada uno de los
actuales accionistas de Gasco S.A. la facultad de decidir libremente si permanecer en
ambas sociedades, en sólo una de ellas o enajenar su participación en ambas.
El plazo de materialización ha sido estimado en no más de 12 meses a partir de la fecha de
(el “Contrato o Acuerdo”).
Por lo expuesto, a partir de los estados financieros al 31 de diciembre de 2015, se ha
procedido a aplicar NIIF 5 “Activos no corrientes clasificados como mantenidos para la
venta”, en consideración a que la pérdida del control del grupo de activos del negocio de
GLP de Gasco S.A., se considera altamente probable, ya que Gas Natural Fenosa Chile SpA
en su carácter de controlador del 97,36% de la propiedad de Compañía General de
Electricidad S.A., se ha obligado a adoptar las acciones necesarias para desprenderse del
control de la sociedad que concentrará dicho grupo de activos y pasivos que están
claramente identificados. Dicho proceso se encuentra en curso, el futuro controlador de
dichos activos está identificado y se espera concluir la transacción dentro del año,
exponiendo así las operaciones del gas licuado de petróleo, de manera separada en los
estados financieros consolidados.
Página 184
a) A continuación se presentan los rubros de activos y pasivos mantenidos para la venta
al 31 de diciembre de 2015:
ESTADO CONSOLIDADO DE SITUACION FINANCIERA CLASIFICADO
Al 31 de diciembre de 2015.
(Expresado en miles de pesos chilenos (M$))
ACTIVOS
Sin Gasco GLP
Con Gasco GLP
31-12-2015
31-12-2015
M$
M$
Disponible para la
venta
M$
ACTIVOS CORRIENTES
Efectivo y equivalentes al efectivo.
Otros activos financieros.
Otros activos no financieros.
Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar.
Cuentas por cobrar a entidades relacionadas.
Inventarios.
Activos por impuestos.
Activos no corrientes o grupos de activos para su disposición clasificados
como mantenidos para la venta o como mantenidos para distribuir a los
propietarios.
5.572.566
431.188.460
7.929.643
26.384.053
28.312.387
58.518.552
31.851
6.664.187
463.946.116
9.947.277
64.468.438
24.639.952
17.869.537
31.851
1.091.621
32.757.656
2.017.634
38.084.385
(3.672.435)
541.034
541.034
0
540.577.158
628.757.407
88.180.249
Otros activos financieros.
Otros activos no financieros.
Cuentas por cobrar.
Inventario.
Cuentas por cobrar a entidades relacionadas.
Inversiones contabilizadas utilizando el método de la participación.
Activos intangibles distintos de la plusvalía.
Plusvalía.
Propiedades, planta y equipo.
Propiedad de inversión.
Activos por impuestos diferidos.
195.203
950.710
18.268.120
1.623.967
6.583.188
55.151.825
276.908.014
264.181.617
2.554.803.817
8.864.425
20.200.192
233.177
1.023.484
22.300.811
1.623.967
6.583.188
58.345.697
277.873.698
271.980.468
3.071.748.659
8.864.425
25.855.865
37.974
72.774
4.032.691
0
0
3.193.872
965.684
7.798.851
516.944.842
0
5.655.673
Total activos no corrientes
3.207.731.078
3.746.433.439
538.702.361
Total activos no corrientes o grupos de activos para su disposición clasificados
como mantenidos para la venta o como mantenidos para distribuir a los
propietarios.
3.748.308.236
4.375.190.846
626.882.610
Total activos corrientes
40.649.015
ACTIVOS NO CORRIENTES
Página 185
ESTADO CONSOLIDADO DE SITUACION FINANCIERA CLASIFICADO
Al 31 de diciembre de 2015.
(Expresado en miles de pesos chilenos (M$))
PASIVOS
Sin Gasco GLP
Con Gasco GLP
31-12-2015
31-12-2015
M$
M$
Disponible para la
venta
M$
PASIVOS CORRIENTES
Otros pasivos financieros.
Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar
Cuentas por pagar a entidades relacionadas.
Otras provisiones.
Provisiones por beneficios a los empleados.
Otros pasivos no financieros.
127.813.678
278.951.250
2.254.087
14.802.304
466.364
11.029.474
192.306.594
324.978.218
1.939.315
15.238.225
1.110.573
13.420.169
64.492.916
46.026.968
(314.772)
435.921
644.209
2.390.695
Total pasivos corrientes
435.317.157
548.993.094
113.675.937
Otros pasivos financieros.
Cuentas por pagar.
Cuentas por pagar a entidades relacionadas.
Otras provisiones.
Pasivo por impuestos diferidos.
Provisiones por beneficios a los empleados.
Otros pasivos no financieros.
1.166.178.330
509.921
4.658.673
1.357.697
379.657.041
36.268.245
0
1.373.508.668
509.921
4.658.673
1.276.785
461.866.565
44.201.541
2.000.625
207.330.338
0
0
(80.912)
82.209.524
7.933.296
2.000.625
Total pasivos no corrientes
1.588.629.907
1.888.022.778
299.392.871
Total pasivos incluidos en grupos de activos para su disposición clasificados
como mantenidos para la venta.
2.023.947.064
2.437.015.872
413.068.808
PASIVOS NO CORRIENTES
Página 186
b) A continuación se presenta la apertura de los ingresos y gastos de las operaciones
discontinuadas en el Estado Consolidado de Resultados por Función por los ejercicios
terminados al 31 de diciembre de 2015 y 2014:
ESTADO CONSOLIDADO DE RESULTADOS POR FUNCION
Al 31 de diciembre de 2015 y 2014.
(Expresado en miles de pesos chilenos (M$))
Sin Gasco GLP
Con Gasco GLP
01-01-2015
31-12-2015
M$
01-01-2014
31-12-2014
M$
01-01-2015
31-12-2015
M$
01-01-2014
31-12-2014
M$
2.058.823.680
(1.656.471.196)
1.943.046.204
(1.545.253.685)
2.462.879.838
(1.957.551.612)
402.352.484
397.792.519
5.024.353
0
(145.431.145)
(11.863.783)
(589.297)
4.775.413
0
(171.118.579)
(9.957.752)
20.440.270
Ganancias (pérdidas) de actividades operacionales.
249.492.612
Ingresos financieros.
Costos financieros.
Participación en ganancia (pérdida) de asociadas y negocios conjuntos
que se contabilicen utilizando el método de la participación.
Diferencias de cambio.
Resultados por unidades de reajuste.
Operación Discontinuada
01-01-2015
31-12-2015
M$
01-01-2014
31-12-2014
M$
2.558.531.891
(2.065.199.161)
404.056.158
(301.080.416)
615.485.687
(519.945.476)
505.328.226
493.332.730
102.975.742
95.540.211
5.173.351
(16.193.410)
(170.297.495)
(15.692.018)
(4.626.428)
4.918.858
(16.645.907)
(196.242.916)
(13.636.471)
16.500.909
148.998
(16.193.410)
(24.866.350)
(3.828.235)
(4.037.131)
143.445
(16.645.907)
(25.124.337)
(3.678.719)
(3.939.361)
241.931.871
303.692.226
288.227.203
54.199.614
46.295.332
11.724.939
(82.234.055)
13.688.741
(64.497.224)
12.864.742
(96.632.637)
15.250.383
(80.793.250)
1.139.803
(14.398.582)
1.561.642
(16.296.026)
16.979.185
(1.290.165)
(31.006.444)
12.575.724
311.368
(58.827.856)
17.332.632
367.022
(37.152.065)
13.613.542
(2.415.862)
(67.200.019)
353.447
1.657.187
(6.145.621)
1.037.818
(2.727.230)
(8.372.163)
Ganancia (pérdida) antes de impuesto
163.666.072
145.182.624
200.471.920
166.681.997
36.805.848
21.499.373
Gasto por impuestos a las ganancias.
(32.058.976)
(12.893.475)
(42.155.372)
(23.525.807)
(10.096.396)
(10.632.332)
Ganancia (pérdida) procedente de operaciones continuadas.
131.607.096
132.289.149
158.316.548
143.156.190
26.709.452
10.867.041
158.316.548
143.156.190
158.316.548
95.706.827
62.609.721
60.720.353
82.435.837
158.316.548
143.156.190
ESTADO DE RESULTADOS POR FUNCION
Ingresos de actividades ordinarias.
Costo de ventas
Ganancia bruta
Otros ingresos, por función.
Costos de distribución.
Gasto de administración.
Otros gastos, por función.
Otras ganancias (pérdidas).
Ganancia (pérdida) procedente de operaciones discontinuadas.
Ganancia (pérdida)
26.709.452
10.867.041
(26.709.452)
(10.867.041)
143.156.190
0
0
95.706.827
62.609.721
60.720.353
82.435.837
0
0
0
0
158.316.548
143.156.190
0
0
Ganancia (pérdida) atribuible a
Ganancia (pérdida) atribuible a los propietarios de la controladora.
Ganancia (pérdida) atribuible a participaciones no controladoras
Ganancia (pérdida)
Los efectos de la ganancia de la operación discontinua atribuibles a los propietarios de la controladora y a
las participaciones no controladoras es el siguiente:
Ganancia (pérdida) procedente de operaciones discontinuadas
Ganancia (pérdida) atribuible a los propietarios de la controladora.
19.152.720
(896.134)
Ganancia (pérdida) atribuible a participaciones no controladoras
7.556.732
11.763.175
26.709.452
10.867.041
Ganancia (pérdida)
Página 187
c) A continuación se presenta la apertura del Estado Consolidado de Flujo de Efectivo
Directo de acuerdo a las operaciones discontinuadas por los ejercicios terminados al
31 de diciembre de 2015:
ESTADO CONSOLIDADO DE FLUJO DE EFECTIVO DIRECTO
Al 31 de diciembre de 2015.
(Expresado en miles de pesos chilenos (M$))
Sin Gasco GLP
Con Gasco GLP
01-01-2015
31-12-2015
M$
01-01-2015
31-12-2015
M$
2.531.593.723
3.079.555.328
547.961.605
813.540
13.647.098
813.540
13.647.098
0
0
(1.968.809.544)
(126.223.360)
(71.095.056)
(2.399.137.082)
(155.741.809)
(93.153.640)
(430.327.538)
(29.518.449)
(22.058.584)
Dividendos pagados.
Dividendos recibidos.
Intereses recibidos.
Impuestos a las ganancias reembolsados (pagados).
Otras entradas (salidas) de efectivo.
(43.696.884)
7.381.130
6.275.687
(36.428.145)
(3.982.346)
(43.696.884)
7.583.114
7.418.834
(42.041.791)
(5.086.885)
0
201.984
1.143.147
(5.613.646)
(1.104.539)
Flujos de efectivo netos procedentes de (utilizados en) actividades de operación
309.475.843
370.159.823
60.683.980
ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO POR METODO DIRECTO
Operación
Discontinuada
M$
Flujos de efectivo procedentes de (utilizados en) actividades de operación
Clases de cobros por actividades de operación
Cobros procedentes de las ventas de bienes y prestación de servicios.
Cobros procedentes de primas y prestaciones, anualidades y otros beneficios de pólizas
suscritas.
Otros cobros por actividades de operación.
Clases de pagos
Pagos a proveedores por el suministro de bienes y servicios.
Pagos a y por cuenta de los empleados.
Otros pagos por actividades de operación.
Otros cobros y pagos de operación
Flujos de efectivo procedentes de (utilizados en) actividades de inversión
Flujos de efectivo utilizados para obtener el control de subsidiarias u otros negocios.
(23.801.942)
(23.801.942)
Flujos de efectivo utilizados en la compra de participaciones no controladoras.
Importes procedentes de la venta de propiedades, planta y equipo.
Compras de propiedades, planta y equipo.
Compras de activos intangibles.
Otras entradas (salidas) de efectivo.
(107.655)
4.327.484
(170.347.241)
(8.848.749)
(20.193.451)
(107.655)
4.816.383
(197.494.315)
(8.964.371)
3.420.948
0
488.899
(27.147.074)
(115.622)
23.614.399
Flujos de efectivo netos procedentes de (utilizados en) actividades de inversión
(195.169.612)
(222.130.952)
(26.961.340)
1.298.403.012
281.296.250
1.017.106.762
(1.350.908.854)
(3.886.532)
(20.209.520)
(62.542.538)
628.438
1.583.730.631
323.287.427
1.260.443.204
(1.623.519.094)
(4.856.250)
(46.764.180)
(74.930.572)
922.116
285.327.619
41.991.177
243.336.442
(272.610.240)
(969.718)
(26.554.660)
(12.388.034)
293.678
(138.515.994)
(165.417.349)
(26.901.355)
(24.209.763)
(17.388.478)
6.821.285
(1.400.521)
(1.113.291)
287.230
Flujos de efectivo procedentes de (utilizados en) actividades de financiación
Total importes procedentes de préstamos.
- Importes procedentes de préstamos de largo plazo.
- Importes procedentes de préstamos de corto plazo.
Pagos de préstamos.
Pagos de pasivos por arrendamientos financieros.
Dividendos pagados.
Intereses pagados.
Otras entradas (salidas) de efectivo.
Flujos de efectivo netos procedentes de (utilizados en) actividades de financiación
Incremento neto (disminución) en el efectivo y equivalentes al efectivo, antes del efecto de los
cambios en la tasa de cambios
Efectos de la variación en la tasa de cambio sobre el efectivo y equivalentes al efectivo.
Incremento (disminución) neto de efectivo y equivalentes al efectivo
(25.610.284)
(18.501.769)
7.108.515
Efectivo y equivalentes al efectivo al principio del período.
77.020.321
77.020.321
0
Efectivo y equivalentes al efectivo al final del período.
51.410.037
58.518.552
7.108.515
Página 188
Es importante destacar que las operaciones entre las compañías que integran el negocio del gas licuado de petróleo GLP y las orientadas al
negocio de gas natural GN, prácticamente no registran operaciones entre ellas, limitándose solamente a:
Rut
Sociedad prestadora
Rut
Sociedad receptora
Concepto
M$
96.722.460-K
Metrogas S.A.
96.568.740-8
Gasco GLP S.A.
Servicios prestados
91.217
96.722.460-K
Metrogas S.A.
96.568.740-8
Gasco GLP S.A.
Venta de gas natural
13.325
96.853.490-4
Gas Sur S.A.
96.568.740-8
Gasco GLP S.A.
Venta de gas granel
96.636.520-K
Gasmar S.A.
96.722.460-K
Metrogas S.A.
Arriendo respaldo
1.291.425
2.691.974
96.722.460-K
Metrogas S.A.
76.742.300-4
Autogasco S.A.
Venta de gas natural
76.742.300-4
Autogasco S.A.
96.722.460-K
Metrogas S.A.
Venta de gas natural
90.310.000-1
Gasco S.A.
96.722.460-K
Metrogas S.A.
Arriendo de fábrica y terreno
96.853.490-4
Gas Sur S.A.
96.568.740-8
Gasco GLP S.A.
Arriendo de equipos
96.853.490-4
Gas Sur S.A.
96.568.740-8
Gasco GLP S.A.
Servicios de recaudación y pesaje
171.046
42.577
861.949
31.835
617
Total
5.195.965
d) A continuación se presentan las sociedades que dejan el perímetro de consolidación, las cuales están incorporadas en una sola línea
tanto en activos como en pasivos disponibles para la venta, resultado discontinuado y flujo de efectivo discontinuado al 31 de
diciembre de 2015.
Porcentaje de Participación de
Rut
Nombre sociedad
País
Domicilio sociedad
Moneda
funcional
Asociada de
31-12-2015
Subsidiaria
99.527.700-K
96.964.210-8
96.636.520-K
96.568.740-8
79.738.350-3
76.742.300-4
76.349.706-2
76.076.073-0
0-E
0-E
0-E
0-E
0-E
Campanario Generación S.A.
Automotive Gas Systems S.A.
Gasmar S.A.
Gasco GLP S.A.
Inversiones Invergas S.A.
Autogasco S.A.
Hualpén Gas S.A.
Transportes e Inversiones Magallanes S.A.
JGB Inversiones S.A.S. E.S.P.
Inversiones GLP S.A.S. E.S.P.
Unigas Colombia S.A. E.S.P.
Montagas S.A. E.S.P.
Energas S.A. E.S.P.
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
El Regidor 66 piso 16, Las Condes, Santiago
Santo Domingo 1061, Santiago
Avda. Apoquindo 3200 piso 11, Las Condes, Santiago
Santo Domingo 1061, Santiago
Rosas 1062, Santiago
Santo Domingo 1061, Santiago
Av. Apoquindo 3200 piso 11 Las Condes
Avda. Frei 314, Punta Arenas
Calle 113 No. 7 - 21 Torre A Oficina 805 - Bogotá
Calle 113 7-21 Torre A of. 805, Bogotá
Autopista Medellín, Kilometro 1 vía Siberia Cota
Carrera 25 15-29, Pasto
Carrera 25 15-29, Pasto
CL $
CL $
US $
CL $
CL $
CL $
US $
CL $
Cop $
Cop $
Cop $
Cop $
Cop $
Gasco S.A.
Gasco S.A.
Gasco S.A.
Gasco S.A.
Gasco S.A.
Gasco S.A.
Gasmar S.A.
Gasco S.A.
Inversiones GLP S.A.S. E.S.P.
Gasco S.A.
Inversiones GLP S.A.S. E.S.P.
Inversiones IGLP S.A.S. E.S.P.
Inversiones IGLP S.A.S. E.S.P.
20,00000%
100,00000%
63,75000%
100,00000%
100,00000%
100,00000%
50,00000%
85,00000%
100,00000%
70,03203%
70,00000%
33,33300%
28,22100%
CGE
11,32488%
56,62438%
36,09804%
56,62438%
56,62438%
56,62438%
18,04902%
48,13072%
39,65520%
39,65520%
27,75864%
18,87460%
15,97997%
31-12-2014
Subsidiaria
20,00000%
100,00000%
51,00000%
100,00000%
100,00000%
100,00000%
50,00000%
85,00000%
100,00000%
70,03203%
70,00000%
33,33300%
28,22100%
CGE
11,32488%
56,62438%
28,87843%
56,62438%
56,62438%
56,62438%
14,43922%
48,13072%
39,65520%
39,65520%
27,75864%
18,87460%
15,97997%
Página 189
38.-
HECHOS POSTERIORES.
Con fecha 28 de enero de 2016 los tenedores de bonos de las Series D, F1, F2 y H emitidos por la
subsidiaria Gasco S.A., en juntas de tenedores de bonos celebradas en la misma fecha, acordaron
renunciar a la solidaridad establecida en los Contratos de Emisión de Bonos respectivos, para el
evento de división, y de tal forma liberar de la solidaridad a la sociedad que surja de la división que
llevará a cabo Gasco S.A. para separar los negocios de gas licuado y gas natural; quedando
únicamente obligado al pago de los bonos Gasco S.A., Rut Nº 90.310.000-1. Con esta aprobación, se
cumple con la primera de las acciones tendientes a que Gas Natural Fenosa Chile SpA en su carácter
de controlador del 97,36% de la propiedad de Compañía General de Electricidad S.A., se desprenda
del control de la sociedad que concentrará los activos y pasivos de gas licuado, situación que hace
que los estados financieros presentados por el Grupo CGE se ajusten de acuerdo a NIIF 5 y lo
informado en la Nota 37.2 N° 10.
Entre el 31 de diciembre de 2015, fecha de cierre de los presentes estados financieros consolidados
y su fecha de presentación, no han ocurrido otros hechos significativos de carácter financierocontable que pudieran afectar el patrimonio del Grupo CGE o la interpretación de éstos.
Marcelo Jacard Besoaín
Subgerente Corporativo de Contabilidad
Pablo Sobarzo Mierzo
Gerente Corporativo Económico - Financiero
Antonio Gallart Gabás
Gerente General
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