analisis razonado de los estados financieros consolidados

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ANALISIS RAZONADO DE LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
AL 31 DE DICIEMBRE DE 2005
Con fecha 19 de Octubre de 2005, Colbún S.A se fusiona con Hidroeléctrica Cenelca S.A,
controlada por Minera Valparaíso, de propiedad del Grupo Matte, incorporando los activos hídricos
y térmicos pertenecientes a Cenelca S.A y el conjunto de centrales de generación hidráulica de
propiedad de Hidroeléctrica Guardia Vieja S.A.
Los activos de generación de electricidad adquiridos por Colbún tras la fusión, son los siguientes:
la Central Canutillar y la Central Antilhue de propiedad de Cenelca S.A, y la Central los Quilos, la
Central Blanco, la Central Juncal, la Central Juncalito, la Central Chacabuquito y la Central Hornitos
(en construcción), de propiedad de Hidroeléctrica Guardia Vieja S.A. El conjunto de centrales
recién descrito aporta 383 MW de capacidad de generación hidráulica y 101 MW de capacidad
térmica.
De este modo Colbún se transforma en la segunda generadora del Sistema Interconectado Central
(SIC) con una participación de aproximadamente un 28% en términos de capacidad instalada.
Dentro de los efectos que produce esta transacción para la compañía se destacan el menor riesgo
operacional, por mayor presencia de generación hidroeléctrica, la mayor diversificación geográfica
de las cuencas hidrológicas y una mayor generación de caja anual lo que aumenta la capacidad de
endeudamiento para el desarrollo de nuevos proyectos.
Concretada la fusión, Minera Valparaíso S.A. directa e indirectamente es el accionista mayoritario y
controlador de la compañía, con un 48,88% de la propiedad.
Los resultados, balances y flujos de caja de Hidroeléctrica Guardia Vieja y Cenelca se incorporan
a Colbún a partir del 19 de Octubre del 2005.
Los activos y pasivos de las compañías fusionadas han sido incorporadas a su valor justo (valor
económico) determinado de acuerdo con la evaluación hecha por la firma de auditores externos
Price Waterhouse Coopers.
A.
ANALISIS DEL BALANCE GENERAL
A continuación se presenta un análisis de las cuentas de Balance al 31 de diciembre de 2005 y al
31 de diciembre de 2004.
Es importante destacar que en el balance al 31 diciembre de 2005 los activos y pasivos
incorporados a Colbún S.A. se encuentran valorados a su valor justo. El valor justo de los activos
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y pasivos de Hidroeléctrica Cenelca S.A. fue determinado por un consultor externo y se calculó
de acuerdo a la metodología establecida por el Boletín Nº 72 del Colegio de Contadores de Chile.
El impacto relevante del valor justo en el valor de estos activos y pasivos se refleja en el valor del
activo fijo. En efecto, el valor libro del activo fijo incorporado a Colbún es de $201.697 millones y
su valor justo de $419.046 millones.
Respecto del pasivo, la única partida que presenta una variación entre el valor contable y su
valor justo es la de impuestos diferidos. Esta variación corresponde al impuesto diferido neto de
la diferencia entre el valor justo y el valor de libro de los activos incorporados y su valor es de
$37.583 millones.
De esta manera, la diferencia entre los valores justos de activos y pasivos se encuentran
presentados en la cuenta de patrimonio “Sobreprecio en venta de acciones propias”.
Activo Circulante:
El activo circulante se incrementó en $ 71.707 millones, respecto al mismo período del año
anterior, principalmente por el aumento de las cuentas que representan activos financieros
(depósitos a plazos y valores negociables). Este aumento se debe a la generación de caja de la
Compañía durante el período, a los ingresos recibidos en el mes de enero de 2005 producto de
las reliquidaciones de potencia de los años 2000-2004 por $17.374 millones, al giro de USD 100
millones del crédito sindicado reestructurado a fines del año 2004, efectuado en Abril de 2005 y
al aporte en cuentas por cobrar a clientes de las nuevas filiales por un monto de $5.314 millones.
Activo Fijo:
El incremento del Activo Fijo entre el 31 de diciembre de 2005 y la misma fecha del año 2004,
por un monto de $422.507 millones, se explica principalmente por los activos incorporados a
raíz de la fusión, los que fueron registrados a su valor justo . Las adiciones al activo fijo por los
proyectos Candelaria y Quilleco fueron compensadas con la depreciación acumulada entre
ambos períodos.
Pasivo Circulante:
El aumento del pasivo circulante por $35.689 millones respecto a diciembre de 2004 se explica
en su mayoría por el aumento de los dividendos por pagar, los que al 31 de diciembre de 2005
alcanzan $32.365 millones, correspondientes al reparto de un dividendo provisorio con cargo a
las utilidades del ejercicio del año 2005 y a un dividendo eventual, con cargo a las utilidades
retenidas de ejercicios anteriores y que serán distribuidos durante el mes de enero de 2006 por
un total de $2,16 / acción.
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Pasivo Largo Plazo:
El aumento del pasivo de largo plazo en $72.779 millones se debe principalmente al giro de USD
100 millones en el mes de abril pasado del crédito sindicado y por la reestructuración de dicho
crédito que significó traspasar desde el corto al largo plazo USD 44 millones que vencían en el
año 2005. La primera amortización de dicho crédito fue postergada para el primer semestre del
año 2007. Con ello, el monto del crédito sindicado es de USD 320 millones amortizables en 6
cuotas semestrales e iguales. Adicionalmente, la fusión agrega al pasivo de largo plazo $22.422
millones producto del único crédito de las sociedades incorporadas y $ 41.050 millones por
concepto de impuestos diferidos de largo plazo que se explica principalmente por la valoración a
valor justo de los activos y pasivos incorporados por medio de la fusión.
Lo anterior se vio compensado con el traspaso al corto plazo de dos cuotas correspondientes a
un crédito de proveedor, como asimismo de las cuotas correspondientes de los bonos series C y
D y a la última cuota de los bonos serie B.
Patrimonio:
El aumento del patrimonio en $ 389.475 millones, se explica principalmente por el aumento de
patrimonial por efecto de la fusión por incorporación de Hidroeléctrica Cenelca S.A. de $360.863
millones materializada en el mes de Octubre más la utilidad del año 2005 de $ 82.557 millones,
descontado el pago de los dividendos distribuidos en el ejercicio por un total de $ 56.297
millones.
El aumento de patrimonio por efecto de la fusión corresponde a la diferencia de los valores
económicos (valor justo) entre los activos y pasivos de la empresa absorbida.
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INDICADORES
A continuación se presenta un cuadro comparativo de ciertos índices financieros, considerando
la nueva estructura de la compañía incorporadas las nuevas filiales. Los indicadores financieros
de balance son calculados a la fecha que se indica y los del estado de resultados consideran el
resultado acumulado a la fecha indicada.
Es necesario notar que los flujos de los activos de Hidroeléctrica Cenelca se incorporan a contar
del 19 de Octubre del presente año
(1)Patrimonio promedio es definido como el patrimonio a diciembre del año 2004 más el
patrimonio a diciembre de 2005 dividido por dos.
(2)Total activo promedio es definido como el total de activo de diciembre del año 2004 más el
total de activo a diciembre de 2005 dividido por dos.
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Debido a las características del negocio, la Compañía no mantiene inventarios de materias
primas, productos en procesos ni productos terminados y sólo mantiene stock de petróleo Diesel.
Lo anterior distorsiona los índices de liquidez normalmente utilizados en los análisis financieros.
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B.
ANALISIS DEL ESTADO DE RESULTADOS
A continuación se presenta un cuadro resumen del Estado de Resultados acumulado a cada
período y un análisis comparativo a diciembre de 2004 y a diciembre 2005.
Las cifras se presentan actualizadas por IPC a diciembre de 2005.
Para los doce meses acumulados al 31 de diciembre de 2005, la Compañía registró un aumento
en la utilidad de $2.618 millones respecto a igual período del año anterior. Cabe señalar que la
utilidad del ejercicio del año 2004 incorpora el efecto de la resolución del Panel de Expertos
respecto de las divergencias existentes entre las empresas eléctricas sobre materias
relacionadas con el cálculo de la potencia a firme en el CDEC-SIC para los años 2000 – 2004.
En base a este pronunciamiento, el monto que le correspondió recibir a Colbún producto de las
reliquidaciones de los balances valorizados de potencia firme de los años 2000 a 2004, ascendió
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a $17.374 millones, situación excepcional que no se repite para el año 2005, y que es necesario
destacar para efectos de este análisis y su comparación respecto a los resultados obtenidos por
la compañía en el año 2005. Eliminando el efecto antes mencionado, la variación de la utilidad de
Colbún fue positiva en $19.992 millones.( 38% de incremento respecto a 2004)
La utilidad obtenida se explica tanto por un mayor resultado operacional como por un mayor
resultado no operacional, compensado por un aumento en la provisión de
impuesto a las
utilidades.
El impacto de la fusión sobre el resultado antes de impuesto a diciembre de 2005 es de $5.928
millones, incrementando los ingresos de explotación en $ 10.894 millones y los costos de
explotación en $5.260 millones. El impacto en los gastos de administración y ventas fue de $192
millones. Las partidas relativas al resultado fuera de explotación registraron un impacto de $487
millones positivos. El siguiente cuadro resume el impacto de la fusión:
Millones de pesos
Colbún previo a fusión
Efecto fusión
Colbún fusionado
Ingresos de explotación
253.264
10.894
264.157
Costos de Explotación
(171.197)
(5.260)
(176.457)
Gastos Adm y Ventas
(7.688)
(192)
(7.880)
Resultado Operacional
74.379
5.442
79.820
487
12.569
5.928
92.389
Resultado
Fuera
de
la 12.083
Explotación
Resultado antes de impuesto
86.461
Es importante recalcar que el efecto de la fusión indicado en el cuadro anterior corresponde a los
resultados de Hidroeléctrica Guardia Vieja y Cenelca desde el 19 de octubre al 31 de diciembre.
Por su parte, la columna “Colbún previo a fusión” corresponde a los resultados de 12 meses de
la compañía sin incorporar los activos absorbidos. La columna “efecto fusión” corresponde al
resultado agregado de las filiales absorbidas, a partir del 19 de octubre con excepción de la
depreciación la que considera el valor justo del activo fijo.
RESULTADO DE EXPLOTACIÓN.
El Margen de Explotación registró una variación positiva de $ 13.117 millones (si se aísla el
efecto de la reliquidación de potencia efectuada en diciembre de 2004) que se explica
principalmente por el incremento de las ventas de energía y potencia. Lo anterior en parte fue
compensado por los aumentos de costo en consumo de petróleo y compras de energía.
Adicionalmente, el impacto de la fusión en el margen de explotación fue de $5.634 millones.
Por su parte, los gastos de administración y ventas se incrementaron en $1.798 millones.
En consecuencia, el incremento en el resultado de explotación fue de $11.320 millones ( aislado
el efecto de reliquidación de potencia efectuado en diciembre de 2004 )
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Las principales variaciones del resultado de explotación son las siguientes:
Ingresos de Explotación
El aumento de los ingresos de explotación de 22%(excluyendo en el año 2004 los ingresos
percibidos por la reliquidación de potencia) se debe principalmente al aumento de las ventas de
energía en un 24% ($37.650 millones) y en menor medida al aumento de las ventas de potencia
en 20% ($9.753 millones). Estos incrementos se explican tanto por aumentos en las ventas
físicas, tanto de energía como de potencia, como por el alza en los precios de nudo.
El efecto de la fusión sobre los ingresos de explotación se presenta en el cuadro siguiente:
Ingresos de Explotación
Colbún previo a Fusión
MM$
253.264
Efecto Fusión
MM$
10.894
Colbún Fusionado
MM$
264.157
Ventas de Energía
Clientes Regulados:
Las ventas valoradas se vieron incrementadas en un 24% ( $23.388
millones) debido a un aumento en las tarifas reguladas y en menor medida al aumento de un 2%
en el consumo de estos clientes. El aumento del precio regulado (precio nudo) se debe al
incremento del límite superior de la banda de precios libres de 5% a 30% introducido por la ley
20.018, por cuanto el precio nudo teórico excede con creces el techo de la banda. Por su parte,
el aumento de consumo se explica por el incremento en los retiros de Chilectra el que se vio
compensado con el término de los contratos con Saesa y Empresa Eléctrica Puente Alto en
diciembre del año 2004.
El efecto de la fusión en las ventas a precio regulado por la incorporación de las ventas de las
empresas que se incorporaron fue de $2.280 millones.
Clientes No Regulados: Las ventas aumentaron en 18% ($ 9.807 millones), lo que se explica
principalmente por el aumento en el consumo debido a la entrada en vigencia del contrato de
suministro con la División El Teniente y División Andina de propiedad de Codelco Chile y a los
contratos existentes en las nuevas filiales con Minera Sur Andes, Cemento Melón , Minera el
Soldado y Codelco Chile para su División Andina, que totalizan ventas por $2.767 millones para
el período desde el 19 Octubre al 31 de Diciembre del 2005.
Ventas bajo el amparo de la resolución N° 88: corresponde a ventas que la compañía debe
realizar a empresas distribuidoras que actualmente se encuentran sin contrato de suministro.
Durante el año 2005, las ventas fueron de $6.545 millones, respecto de los $3.334 millones del
año anterior. Este aumento se debe a que empresas distribuidoras tales como Saesa y Empresa
Eléctrica Puente Alto, que durante el 2004 tenían contratos de suministro con generadores, no
han conseguido nuevos contratos de suministro y han tenido que abastecerse bajo el amparo de
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esta normativa. A partir de Junio de este año, producto de la aplicación de la Ley 20.018, estas
ventas se hacen a costo marginal con lo cual desaparece una importante contingencia de exceso
de costos, originados en una resolución administrativa que obliga a los generadores a vender a
precios de Nudo a empresas distribuidoras a pesar de no existir relación contractual con ellas.
Ventas de Potencia
El aumento de las ventas valoradas de potencia en $9.753 millones se explica por el incremento
en la ventas físicas, debido principalmente a la mayor disponibilidad de potencia a firme, por la
entrada en servicio de la central Nehuenco II en ciclo combinado a partir del 30 de abril de 2004
y la entrada en ciclo abierto de la central térmica Candelaria el 1 de mayo de 2005.
Ventas Físicas
A continuación se presenta un cuadro comparativo de ventas físicas de energía y potencia al 31
de diciembre de 2005, comparadas con igual período del año 2004. Se han incluido las ventas
realizadas por las filiales a partir de la fecha de la fusión.
Las ventas a diciembre de 2005 incorporan 444 GWH registradas por las nuevas filiales de la
compañía en el período desde el 19 de Octubre al 31 de Diciembre del 2005, de las cuales 63
GHW son a clientes regulados, 191 GWH a clientes libres,181 GW a generadoras y 9 GWH
corresponden a ventas realizadas bajo la Resolución N° 88.
COSTOS DE EXPLOTACIÓN
Al 31 de diciembre de 2005, los costos de explotación aumentaron en $ 33.751 millones (un 24%
respecto del año 2004). La razón fundamental de esta alza es la restricción arbitraria al
suministro de gas natural dispuesta por las autoridades argentinas y la llegada tardía del periodo
de lluvias. Lo anterior se reflejó en un mayor consumo de petróleo diesel por $33.370 millones, el
cual fue utilizado para la generación de las centrales Nehuenco I y en menor medida de
Nehuenco III y Candelaria, y en las mayores compras de energía en el mercado spot por $8.832
millones. Del aumento de los costos de explotación, $ 5.260 millones corresponden a costos de
explotación incurridos por las nuevas centrales que se incorporaron por la fusión durante el
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período 19 de Octubre al 31 de Diciembre del 2005, constituyendo en su mayoría cargos por
depreciación del ejercicio ($3.696 millones).
Es importante destacar que para efectos de los resultados de Colbún S.A., la depreciación de los
activos fijos de las empresas incorporadas incluye la depreciación de sus respectivos valores
justos y por lo tanto es superior a la que se presenta en los balances individuales de estas
últimas. En el cuadro siguiente se presenta la diferencia entre ambas depreciaciones la que
refleja la diferencia de sólo dos meses en el año 2005
A continuación se presenta un cuadro de generación que muestra la mayor generación térmica,
la que a su vez explica el aumento de costos explicado.
La generación considerada para las nuevas compañías totaliza 466,61 GWH, siendo 463,56
GWH generados bajo fuente hidráulica y 3,05 GWH térmicos, todos éstos en base a diesel. Los
datos corresponden sólo a la generación realizada con posterioridad a la fusión, es decir, desde
la segunda quincena de octubre en adelante.
El efecto de la fusión sobre los costos de explotación se presenta en el cuadro siguiente:
Costos de Explotación
Colbún previo a Fusión
MM$
(171.197 )
Efecto Fusión
MM$
(5.260 )
Colbún Fusionado
MM$
(176.457 )
Las principales variaciones en los costos de explotación, separados por ítem, a diciembre de
2005, son las siguientes:
o
Consumo de Petróleo:
Los costos por este concepto se incrementaron en $33.370 millones Este monto se explica
porque la compañía se vio obligada a generar electricidad con petróleo diesel debido a las
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restricciones al suministro de gas natural que arbitrariamente impusieron las autoridades
argentinas.
o
Compras de Energía:
Las compras de energía en el mercado spot aumentaron en $8.832 respecto al 2004 (50% de
incremento), lo que se explica tanto por un aumento de las compras físicas como por el aumento
de los precios de la energía en el mercado spot. El aumento de las compras físicas se explica
principalmente por las restricciones de suministro de gas Argentino, el retraso del período de
lluvia ocurrido durante los meses de abril y mayo, y el aumento de precios se debió al aumento
de los costos de generación en el SIC por la necesidad de reemplazo de gas natural por petróleo
Diesel.
o
Peajes :
A diciembre de 2005 registraron una disminución de $7.190 millones respecto a diciembre de
2004, lo que se explica por menores costos de peaje adicional. ( $5.483 millones). El peaje
básico disminuyó en $1.706 millones.
El peaje básico disminuyó principalmente por los menores peajes de las unidades de Nehuenco
producto de la modalidad de cálculo aplicada, mientras que la baja del peaje adicional se debió al
término de algunos contratos con clientes en diciembre de 2004. Lo anterior, se vio reforzado por
la baja experimentada por el dólar durante el año 2005, lo que se refleja en un menor costo en
pesos de aquellos peajes que son nominados en dólares.
o
Consumo y transporte de Gas:
Los costos de explotación asociados al consumo y transporte de gas disminuyeron en $4.562
millones, lo que se explica a raíz de la menor disponibilidad de gas para generación térmica
producto de las restricciones al suministro impuestas por el gobierno argentino.
o
Depreciación:
La depreciación registró un incremento de $5.092 millones, de los cuales aproximadamente
$1.328 millones corresponden se explica por la entrada en operación de la central Candelaria y
la diferencia por la depreciación de las centrales incorporadas por medio de la fusión.
RESULTADO FUERA DE EXPLOTACIÓN
La variación en el resultado fuera de la explotación, al 31 de diciembre del año 2005 respecto a
igual período del año anterior, excluyendo el efecto de reliquidación de potencia para los años
2000 – 2003 ($10.767 millones, incluidos en la cuenta “otros ingresos fuera de explotación” ) ,
totaliza $12.447 millones y se explica por los siguientes efectos:
Utilidad por diferencia de cambio: Incremento de $14.075 millones. Esta se genera debido a que
durante el año 2004 el tipo de cambio se apreció en un 9,2% real, mientras en el año 2005 el
peso con respecto al dólar, en términos reales, se apreció en un 12,7%. Los efectos de las
variaciones del tipo de cambio impactan positiva o negativamente a la deuda denominada en
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dólares que no se encuentra asignada a proyectos de inversión. Del total de utilidad registrada
por diferencia de cambio, $1.247 millones fueron aportadas por las nuevas filiales incorporadas
en la fusión.
Otros ingresos fuera de explotación: Incremento de $2.554 millones que se debe al resultado
positivo de operaciones de compra de dólares a futuro para calzar los desembolsos de esta
moneda del año 2005.
Otros egresos fuera de la explotación: Éstos fueron superiores en $4.976 millones debido a
pérdidas por diferencia de tipo de cambio originadas por operaciones de compra y venta de
dólares a futuro.
El efecto de la fusión sobre el resultado fuera de explotación se presenta en el siguiente cuadro:
Millones de pesos
Resultado Fuera de la
Explotación
Colbún previo a fusión
Efecto fusión
Colbún fusionado
12.082
487
12.569
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C. ANALISIS DE RIESGO
1) Del Negocio:
Colbún S.A. es una empresa generadora cuyo parque de producción alcanza una capacidad de
2.359 MW, conformada por 1.237 MW en unidades térmicas y 1.122 MW en unidades hidráulicas.
En efecto, antes de la fusión Colbún poseía en la comuna de Quillota tres unidades térmicas,
Nehuenco I, Nehuenco II y Nehuenco III, las dos primeras de ciclo combinado, de 368,4 MW y
390,4 MW, respectivamente, y la última de 108 MW en ciclo abierto, y en la comuna de San
Francisco de Mostazal, es propietaria de la Central Candelaria, con dos unidades de ciclo abierto
de una potencia máxima total de 269,6 MW cada una. Esta capacidad térmica es complementada
con la capacidad de generación hidráulica de las centrales Colbún, Machicura, San Ignacio, Rucúe
y Carena, por el total de 794 MW antes señalado.
Por medio de la fusión con Hidroeléctrica Cenelca S.A producida el 19 de Octubre de 2005, Colbún
incorpora a su parque generador 383 MW de generación hidráulica que incluye las centrales Los Quilos,
Blanco, Juncal y Juncalito, Chacabuquito y la central en construcción Hornitos, todas ellas ubicadas en
la cuenca del río Aconcagua y la central Canutillar ubicada en Puerto Montt), y 101 MW de generación
térmica (Antilhue) en turbinas aeroderivativas ubicadas en Valdivia.
Durante el año 2007, la compañía tiene previsto poner en servicio la central hidráulica Quilleco, de
70 MW, en serie hidráulica con la central Rucúe, en la Octava Región, la central Hornitos,
consistente en una central hidroeléctrica de pasada, de 55 MW de potencia, ubicada en la cuenca del
río Aconcagua y la central Chiburgo de 20 MW ubicada aguas abajo del embalse Colbún, agregando
otros 145 MW a su parque hidroeléctrico. Es del caso mencionar que tanto la central Rucúe como la
central Quilleco están en la descarga del Lago Laja, lo cual les permite operar con un muy buen
factor de planta aún en años secos.
Las unidades Nehuenco I y Nehuenco III están habilitadas para funcionar con petróleo diesel,
además de gas natural, su combustible básico, característica que no fue considerada para la
unidad Nehuenco II. La Central Candelaria está habilitada para operar con petróleo diesel, además
de gas natural, su combustible básico, para lo cual se cuenta con las autorizaciones ambientales
correspondientes. Es del caso señalar que la capacidad de generación de este tipo de unidades
térmicas disminuye levemente cuando se las opera con petróleo diesel, resultando además su
costo de operación significativamente superior al de su operación con gas natural. Las unidades
Antilhue I y Antilhue II ( en funcionamiento desde noviembre de 2005) están habilitadas sólo para operar
con petróleo diesel, pero las características de sus turbinas hace que operen con eficiencias superiores
a la de los ciclos abiertos.
Este parque generador permite a Colbún S.A. mantener un equilibrio hidrotérmico, para enfrentar
situaciones hidrológicas desfavorables, en la medida que exista abastecimiento de gas natural, sin
experimentar perjuicios en sus flujos de caja. Sin embargo, dadas las restricciones al suministro de
gas desde la República Argentina, (lo cual unido al extraordinario aumento del precio del petróleo,
introdujo un factor de riesgo relevante, no considerado al evaluar el diseño del parque generador
térmico, debido a la seguridad jurídica que entonces entregaba el Protocolo Regulatorio de la
Interconexión Gasífera y el Suministro de Gas Natural, firmado entre la República de Chile y la
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República de Argentina) los resultados de la compañía pasan a depender fuertemente de las
condiciones hidrológicas por cuanto en años secos deberá operar sus unidades térmicas con
petróleo diesel y además incrementar las compras de energía en el CDEC a costos marginales
elevados. Lo anterior sucedió tanto en el otoño del año 2004 como en los primeros cinco meses del
año 2005. En efecto, en dichos períodos coincidieron la escasez de lluvias, la indisponibilidad de
gas natural y un elevado precio del petróleo diesel.
Las restricciones de suministro de gas natural y un deshielo más seco de lo esperado implicó
que, durante los primeros cuatro meses del año 2005, los costos marginales se elevaran a
valores superiores a los 150 US$/MWh, en circunstancias que la compañía tiene una posición
compradora en el CDEC SIC. Estos elevados precios de compra, unidos a un aumento
importante de sus propios costos de operación, como consecuencia del aumento del consumo
de petróleo diesel, el que además ha triplicado su precio desde que se aprobó la construcción
de la central de Nehuenco II, afectaron fuertemente los resultados operacionales. Sin embargo,
a partir de la segunda semana del mes de mayo, en el sistema se presentó una condición
hidrológica húmeda, superior a la de un año medio, lo que se reflejó en precipitaciones muy
abundantes y una acumulación de nieve suficiente como para que se llenaran los embalses,
llegando a presentarse abundantes vertimientos, eliminando cualquier riesgo de suministro y
dando como resultado costos marginales bastante bajos respecto a lo que habría cabido
esperar.
Las reservas de agua permiten esperar un primer trimestre del año 2006 sin problemas de
suministro, aunque el nivel de los costos marginales, de la operación con diesel y por lo tanto de
los resultados de la compañía, dependerá fuertemente del abastecimiento de gas natural y de
las condiciones del año hidrológico 2006/2007.
En efecto, es preciso señalar que la incertidumbre que presenta y que continuará presentando
el abastecimiento de gas natural desde Argentina tanto para Colbún S.A. como para los demás
generadores del SIC, representa una fuente de riesgo importante para la compañía que se
traduce en un aumento significativo y asimétrico de la volatilidad de sus resultados.
En años de hidrología menos abundante que la que se presentó durante 2005, incluso una
restricción de gas a otros generadores, habría producido algún grado de escasez de energía de
bajo costo que se habría reemplazado por diesel lo que habría implicado el aumento de los
costos marginales, afectando a la empresa que como se ha dicho es compradora neta en el
CDEC en situaciones de déficit en el abastecimiento de gas a precios de contrato. Además, el
CDEC SIC establecería, sin lugar a dudas, planes de seguridad mediante la operación de
centrales térmicas fuera de programa, para guardar agua, lo cual implica aumento de costos al
tener que contribuir a pagar parte del petróleo diesel necesario para estas operaciones de
seguridad. En los hechos, durante los primeros meses de 2005 tales operaciones de seguridad
tuvieron lugar en más de una oportunidad. Tal escenario podría repetirse durante 2006,en
función de la hidrología y de los escenarios de suministro de gas que se vayan presentando.
Se espera que la empresa siga enfrentando una situación como la descrita al menos por los
próximos 2 años. Para disminuir el impacto de la doble contingencia, la empresa ha tomado y
seguirá tomando medidas que van en las siguientes direcciones: maximizar las compras de gas
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en Argentina aunque sea a un costo mayor al estipulado en los contratos de suministro por
ejemplo a través de los mecanismos de Swap y tener las instalaciones y la logística para
abastecer con diesel aquellas centrales que pueden operar con dicho combustible. A pesar de
que la fragilidad del sistema - como consecuencia del aumento de la demanda y la inexistencia
de un suficiente número de nuevas centrales - se acrecienta gradualmente en los próximos
años, por la entrada en operación de las centrales en construcción y el vencimiento de algunos
contratos comerciales con clientes, a partir de fines del 2007 la compañía disminuye
considerablemente la posición compradora neta de la compañía (e incluso podría pasar a una
posición vendedora neta) por lo que se espera que la volatilidad en los resultados disminuya
considerablemente. Con este mismo objetivo en mente, se gestionará la construcción de los
proyectos en ejecución de manera de anticipar en la medida de lo posible su puesta en marcha.
Como un alternativa de suministro de gas
de mediano y largo plazo,
la empresa está
participando, junto con Endesa, Gener, Metrogas y Enap, en el proyecto de una planta
regasificadora de Gas Natural Licuado (“GNL”), que se ubicará en la Quinta Región, uno de
cuyos propósitos principales es diversificar las fuentes de suministro de gas natural. La puesta
en marcha de dicha planta se estima para
los años 2009-1010, aunque una mejor
aproximación de la puesta en marcha así como de los costos que tendría el GNL, estará
disponible prontamente cuando se conozcan las ofertas definitivas con los condiciones de
suministro y de gasificación del LNG de los posibles proveedores.
Se debe tener presente que la generación de electricidad basada en GNL, carbón o diesel
necesariamente serán más caras que con gas natural argentino a los precios contratados, lo
que llevará indefectiblemente a que el precio de la energía eléctrica deba mantenerse en niveles
muy superiores a los que estuvieron vigentes en años anteriores. y
Otra iniciativa de mediano a largo plazo, es la reactivación de proyectos hidráulicos que con la
realidad anterior de precios habían quedado fuera de mercado. Es así como están en
construcción los proyectos Quilleco, Hornitos y Chiburgo los que se espera entren en operación
el año 2007. Además la compañía ha adquirido derechos de agua que le están permitiendo
estudiar proyectos hidráulicos por sobre los 500 MW en las VII, VIII y X regiones. Asimismo
están bastante avanzados los estudios de una central térmica en base a carbón de
aproximadamente 350 MW de capacidad
instalada que podría entrar en servicio en el año
2009.
Como se dijo anteriormente los riesgos mencionados anteriormente se atenúan por la fusión con
Hidroeléctrica Cenelca S.A..
Los principales efectos de la fusión desde el punto de vista de los riesgos operacionales y
comerciales de la compañía son los siguientes:
Reducción del impacto de la falta de gas natural desde el punto de vista de los costos de
generación. La incorporación de centrales hidráulicas incorpora nuevas fuentes de energía que
ayudarán a Colbún a limitar los déficit de generación de bajo costo producidos por las
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restricciones de suministro de gas natural argentino.
Reducción del riesgo de compras de energía. Las nuevas centrales permitirán a Colbún ir
disminuyendo su exposición a los mercados spot de energía en escenarios de estrechez de oferta
eléctrica y alto precio de combustibles alternativos como es el caso del petróleo y carbón. Ello es
especialmente válido no sólo porque a contar de fines del año 2007 disminuyen sustancialmente
los compromisos comerciales de la nueva filial Cenelca S.A., quedando la energía disponible para
disminuir las compras de Colbún en dicho mercado spot, sino que también por que la capacidad
de generación hidráulica de la sociedad fusionada queda más uniforme como consecuencia de
cuencas hidrológicas más diversas en las cuales rara vez coinciden los años secos.
Cabe destacar aquí que la fusión con Hidroeléctrica Cenelca S.A. presenta también la ventaja
de incrementar significativamente la fortaleza financiera de la compañía. En efecto, los
activos incorporados traen consigo un flujo operacional en base a generación hidráulica de
cuencas complementarias con una volatilidad baja respecto de la hidrología y de la escasez
de gas.
Además el nivel de endeudamiento es muy bajo en relación al de Colbun. Se
incrementará por lo tanto la holgura financiera de Colbún al reducir su nivel de
endeudamiento relativo y mejorar sustancialmente su flujo de caja operacional además de
fortalecer la base de capital de Colbún, aumentando su flexibilidad para invertir aprovechando
las oportunidades futuras del sector y para enfrentar financieramente de mejor forma los años
complicados. De esta manera, la compañía contará con la fortaleza financiera para obtener
los recursos necesarios para abordar las obras de desarrollo en óptimas condiciones.
2) Riesgos Regulatorios:
Con la publicación de la Ley 20.018, el 19 de mayo de 2005, que modificó la Ley General de
Servicios Eléctricos, la autoridad dio impulso a una reestructuración de la situación que
imperaba en el sector eléctrico, procurando evitar la crisis hacia la cual se estaba dirigiendo. En
efecto, las ventas impuestas a los generadores para las empresas sin contratos a precios de
nudo, la ausencia casi total de inversiones en unidades generadoras, junto a las restricciones
del suministro de gas natural argentino y a los elevados precios de los combustibles líquidos,
eran claros síntomas de los problemas que se iban a presentar ante la creciente demanda
impulsada por el desarrollo económico del país. La Ley 20.018, entre otras materias, vino a
reconocer el enorme aumento experimentado por los costos de producción en el sistema y lo
insuficiente que estaba resultando el nivel de los precios de nudo determinado según la norma
anterior. Algunos mecanismos relevantes de esta ley que han permitido que los precios de nudo
vayan convergiendo hacia valores representativos de los costos de generación en el sistema,
son los siguientes:
-
Se aumentó desde 5% hasta 30% la diferencia máxima permitida entre los precios de
nudo y el promedio de los precios libres. Estos últimos precios dejaron de ser representativos
17
del mercado eléctrico pues provienen de contratos firmados con anterioridad a la crisis del gas
natural argentino y sus precios evolucionarán sólo en la medida en que se vayan terminando
sus vigencias o concretando las revisiones de precios que ese hecho originó. Con la nueva
banda se pudo concretar un importante aumento del nivel de los precios regulados, lo que ha
permitido el incremento de los flujos anuales de la compañía.
-
Transitoriamente, hasta el 31 de diciembre de 2008, en tanto se completa el ajuste de
los precios de nudo, se permite que las distribuidoras que no puedan contratar sus suministros
de energía a precios de nudo, puedan comprar energía a los costos marginales horarios. Está
abierta la posibilidad de extender la aplicación de esta facilidad hasta en un año. Con ello
desaparece el riesgo de tener que entregar energía a precios subsidiados a empresas con las
cuales no existen contratos.
-
Para los contratos de suministro de energía a clientes regulados que se inicien después
de 2008, se permite que estos sean de largo plazo, con cláusulas de indexación acordadas al
inicio de estas y cuyo precio inicial pueda superar en hasta un 35% el precio de nudo fijado por
la autoridad.
El nuevo nivel de precios regulados es cercano al necesario para rentar centrales que operan
con carbón, lo que hace esperable que las licitaciones a que convocarán las empresas
distribuidoras tendrán oferentes y tenderá a normalizarse así el sistema de precios en el sector,
disminuyendo así el riesgo regulatorio, ya que una parte relevante de los contratos estarán a
precios acordados libremente.
Con la puesta en vigencia de esta ley se espera que progresivamente se vayan superando los
graves problemas a que había llegado el sector eléctrico..
Subsisten sin embargo ciertos riesgos en materia regulatoria.
Si bien la nueva ley debería devolver el dinamismo que debe caracterizar a una industria
eléctrica en expansión, establece que, a partir de su publicación, todos los suministros a
empresas distribuidoras, sean ellos originados en un contrato de suministro a precios de nudo u
obligados a los costos marginales aplicables cuando no existe tal contrato, estarán sujetos al
pago de compensaciones en el evento de racionamientos. Esta disposición de la ley introduce
un nuevo riesgo, atendida la precariedad que continuará experimentando el abastecimiento del
sistema hasta que efectivamente entren en operaciones las nuevas obras de generación que se
ha procurado incentivar.
Asimismo se ha ido consolidando una muy mala práctica respecto de las fallas que presenta
o pueda presentar el abastecimiento del SIC, en la cual la Superintendencia de Electricidad y
Combustibles, SEC, responsabiliza de las fallas a todos los integrantes del CDEC por su sola
condición de tales, imponiéndoles multas a beneficio fiscal desproporcionadamente altas, en
circunstancias que en muchas de dichas fallas ningún grado de responsabilidad individual les
cabe a la mayoría de las empresas integrantes del CDEC-SIC.
Esta situación ha ido derivando en condenas sin forma de juicio. El criterio adoptado por la
autoridad ha producido un evidente deterioro en la percepción de riesgo en la industria, sin
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que se aprecie en dicha autoridad una disposición a racionalizar este tema y concordar un
método objetivo y preciso para determinar las responsabilidades y multar a los responsables
directos de una determinada falla.
Lo anterior, tiene como consecuencia que las empresas se hayan visto obligadas a recurrir a
los Tribunales Superiores de Justicia, con los gastos y costos que ello conlleva, lo que se ve
agravado por la complejidad de los aspectos técnicos de cada una de las situaciones de falla
que se producen, las que deben ser expuestas ante dichos Tribunales.
3) Financieros
-Moneda: Los Ingresos de Colbún S.A., están fundamentalmente indexados al dólar
norteamericano. En efecto, las ventas de energía y potencia se efectúan principalmente a
través de contratos de largo plazo con clientes, los que se clasifican en clientes regulados y
no regulados. Los precios de la electricidad de los clientes regulados corresponden a los
denominados “Precios de Nudo”, los cuales son calculados por la autoridad reguladora
semestralmente en dólares y convertidos a pesos chilenos con la tasa de cambio del mes de
cada fijación y en su cálculo influyen significativamente insumos y bienes importados cuyos
precios se transan en dólares. Por su parte, los precios de los contratos con clientes no
regulados se encuentran fundamentalmente denominados en dólares. Por otra parte, una
importante porción de los egresos operacionales están correlacionados al dólar los que
corresponden a gastos fijos de peajes por el uso de líneas de terceros, transporte de gas y
costos variables correspondientes al consumo de gas y petróleo diesel, cuya verdadera
proporción depende de la hidrología del año.
El siguiente cuadro muestra la composición de moneda extranjera de los ingresos y costos de
explotación para cada período:
USD : dólares o correlacionados al dólar
Del cuadro anterior se desprende que los flujos de caja están fuertemente correlacionados al
dólar. Sin embargo, esta correlación al dólar en el resultado operacional, se ve compensada
por el ítem depreciación en los costos operacionales.
Por otra parte un 27% de la deuda financiera de la compañía se encuentra denominada en
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Unidades de Fomento lo que puede significar un descalce con los flujos operacionales. Los
que se van cubriendo mediante derivados financieros cuando las condiciones así lo ameritan.
-Tasas de Interés: el 76% de la deuda financiera de Colbún S.A. está expresada en tasa de
interés fija o a través de contratos derivados por lo cual no existe un riesgo relevante en esta
materia.
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D. ANALISIS DEL ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO
El comportamiento del flujo de efectivo de la sociedad y sus filiales acumulados a septiembre
de 2005 y de 2004, presenta el siguiente movimiento:
Actividades de la Operación: el flujo neto de efectivo originado por actividades de la operación
fue mayor en $21.128 millones. Este incremento se debe al aumento en la recaudación de
los deudores por venta explicado por el aumento en los volúmenes vendidos tanto de energía
como de potencia, así como en los precios nudo de la energía; y por los ingresos percibidos
por la reliquidación de potencia firme de los años 2000 a 2004 ya mencionado con
anterioridad en este análisis. Lo anterior, se vio compensado por mayores pagos a
proveedores, principalmente por compras de otros combustibles alternativos al gas natural
para la operación de algunas de nuestras plantas térmicas y por mayores compras de
energía en el mercado spot para cumplir con nuestros contratos de suministro de energía
eléctrica.
Actividades de Financiamiento: el flujo neto de efectivo originado por actividades de
financiamiento fue de $8.149 millones, en comparación a los $53.477 millones negativos del
período anterior. Esta variación, se debe a que durante el año 2005 la compañía obtuvo un
préstamo de USD100 millones (corresponde a la parte no desembolsada del crédito sindicado
reestructurado a fines del año pasado), amortizaciones de deuda financiera por $28.122
millones (cuotas de capital Bonos Serie B, C y D y crédito de proveedores) y pago de
dividendos por $23.932, respecto al período anterior donde la compañía obtuvo un préstamo
de USD60 millones (créditos de corto plazo), amortizaciones de deuda financiera por $64.853
millones (pago de la única cuota de los créditos de proveedores utilizados en el
financiamiento de la construcción de las centrales Nehuenco I y Rucúe, además de las
amortizaciones de las cuotas de los bonos Serie B y D y del crédito proveedor que financió la
parte de la central Nehuenco y a la amortización de la penúltima cuota del crédito con la
Corporación de Fomento de la Producción (CORFO)) y pago de dividendos por $29.793
millones.
Actividades de Inversión : El flujo neto originado por actividades de inversión fue de $ 49.536
millones negativos, en comparación a los $52.978 millones negativos del período 2004. La
inversión realizada a diciembre del año 2004 estuvo destinada en la construcción de las
centrales Nehuenco II y Candelaria, mientras que durante el año 2005 se ha incorporado al
activo fijo lo restante de la central Candelaria, lo que lleva de período de construcción la
central Quilleco, y la construcción a la fecha del proyecto Hornitos, incorporado a raíz de la
fusión.
E.
ANALISIS DE LAS DIFERENCIAS ENTRE VALOR LIBRO Y DE MERCADO DE LOS
PRINCIPALES ACTIVOS
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Los principales activos se presentan valorizados de acuerdo a principios y normas de
contabilidad generalmente aceptados y a las instrucciones impartidas al respecto por la
Superintendencia de Valores y Seguros, expuestas en Notas a los Estados Financieros.
Se estima que no deberían existir diferencias significativas entre el valor de mercado y el
valor libro de los activos.
Cabe mencionar que los activos y pasivos de las compañías fusionadas al 19 de octubre de 2005 se
encuentran incorporados a valores justos.
F. MERCADO EN EL QUE PARTICIPA LA EMPRESA
Colbún S.A. tiene sus instalaciones productivas en las Regiones V, VI, VII, VIII y X, y vende
toda su producción en el Sistema Interconectado Central (SIC), principal sistema eléctrico del
país que se extiende desde Taltal hasta la Isla Grande de Chiloé. A diciembre del año 2005, el
consumo de esta zona alcanzó a 37.964,5 GWh, con un crecimiento de 5,32 % con relación a
igual período del año anterior.
Para inyectar su energía al SIC, los generadores deben pagar, por cada una de sus centrales,
por el uso que hacen del sistema de transmisión troncal y de los sistemas de subtransmisión y
adicionales que correspondan. Asimismo, cuando efectúan retiros de electricidad para
comercializarla con distribuidoras o con clientes finales, deben pagar por los mismos conceptos.
Al respecto, está pendiente la aplicación total de la denominada Ley Corta publicada en marzo
de 2004.
Las ventas a las empresas distribuidoras, que deben hacerse a los precios de nudo fijados
por la autoridad, representan aproximadamente un 68% de las ventas totales de las
empresas generadoras a los clientes del SIC. El resto corresponde a los clientes industriales
libres, cuyos contratos de venta se utilizan en los procesos de fijación tarifaria
para
establecer una banda de precios al interior de la cual se debe ubicar el precio de nudo. La
amplitud de esta banda fue completamente redefinida por la Ley 20.018, según lo señalado
anteriormente.
Por otra parte la fusión con Hidroeléctrica Cenelca S.A., incorpora nuevos mercados y
diversificación en las fuentes de energía. Hidroeléctrica Guardia Vieja y sus filiales han
construido en los últimos 20 años centrales cuya capacidad instalada total es de 213MW, la
que se conforma por 5 centrales de generación hidráulica en operación y una en
construcción, todas ellas ubicadas en el valle del río Aconcagua, por el camino internacional
que une la ciudad de Los Andes con Mendoza y con capacidad de embalsar agua para
entregar su máxima potencia en horas de punta...
Por su parte Cenelca S.A., es dueña de la central Canutillar, la que tiene una capacidad de
172 MW y se encuentra ubicada en la Región de Los Lagos (X Región), la cual se abastece
desde el lago Chapo teniendo con ello una interesante capacidad de regulación estacional de
energía además de generar su máxima capacidad en período de invierno. Además, Cenelca
S.A. desarrolló el denominado Complejo Antilhue compuesto por dos turbinas aeroderivativas
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LM-6000 con 50 MW de capacidad cada una. La primera de las unidades entró en operación
durante el mes de enero pasado y la segunda lo hizo en el mes de octubre lo que permite
también abastecer la zona sur con relativa facilidad a pesar de las limitaciones del sistema de
transmisión.
Además de la capacidad de generación, la fusión incorpora y/o aumenta la relación comercial
con clientes de reconocido prestigio tales como CODELCO para su División Andina, Minera
Sur Andes ex Disputada de las Condes para sus instalaciones en Chagres y El Soldado,
Chilquinta, para las ciudades de Los Andes y San Felipe y Cemento Melón, todas ellas con
consumos importantes en las cercanías de sus centrales y con una larga historia de
excelentes relaciones comerciales.