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91.081.000-6
2423
2413
31 de marzo de 2009
1. Principios contables.
Los estados financieros consolidados intermedios de Endesa y filiales correspondientes al primer trimestre de 2009 han sido preparados de acuerdo a las NIIF, emitidas por el International Accounting Standards Board (en adelante “IASB”), y aprobados por su Directorio en sesión celebrada con fecha 29 de abril de 2009.
Estos estados financieros consolidados intermedios reflejan fielmente la situación financiera de Endesa y filiales al 31 marzo de 2009, y los resultados de las operaciones, los cambios en el patrimonio neto y los flujos de efectivo por el periodo terminado en esa fecha.
Los presentes estados financieros consolidados intermedios han sido preparados a partir de los registros de contabilidad mantenidos por la Sociedad y filiales. Cada entidad prepara sus estados financieros siguiendo los principios y criterios contables en vigor en cada país, por lo que en el proceso de consolidación se han introducido los ajustes y reclasificaciones necesarios para homogeneizar entre sí tales principios y criterios para adecuarlos a las NIIF.
Los estados consolidados de situación financiera al 31 de diciembre de 2008 y 1 de enero de 2008, y de resultados, de patrimonio neto y de flujos de efectivo por el periodo terminado al 31 de marzo de 2008, que se incluyen en el presente a efectos comparativos, también han sido preparados de acuerdo a NIIF, siendo los principios y criterios contables aplicados consistentes con los utilizados en 2009.
2. Nuevos pronunciamientos contables.
A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados intermedios, los siguientes pronunciamientos contables habían sido emitidos por el IASB pero no eran de aplicación obligatoria:
Normas y Enmiendas
NIIF 1 revisada
Adopción por primera vez de las normas internacionales de información financiera
Aplicación obligatoria: ejercicios iniciados a partir de 01/07/2009
Normas y Enmiendas
NIIF 3 revisada:
Combinaciones de negocio
Aplicación obligatoria: ejercicios iniciados a partir de 01/07/2009
Normas y Enmiendas
Enmienda a la NIC 39 y NIIF 7:
Reclasificación de activos financieros
Aplicación obligatoria: ejercicios iniciados a partir de 01/07/2009
Normas y Enmiendas
Enmienda a la NIC 39:
Reclasificación de activos financieros: Fecha efectiva de transición
Aplicación obligatoria: ejercicios iniciados a partir de 01/07/2009
Normas y Enmiendas
Enmienda a la NIC 39:
Elección de partidas cubiertas
Aplicación obligatoria: ejercicios iniciados a partir de 01/07/2009
Normas y Enmiendas
Enmienda a la NIC 27:
Estados financieros consolidados y separados
Aplicación obligatoria: ejercicios iniciados a partir de 01/07/2009
Interpretaciones
CINIIF 17
Distribuciones a los propietarios de activos no monetarios
Aplicación obligatoria: ejercicios iniciados a partir de 01/07/2009
Interpretaciones
CINIIF 18
Transferencia de activos desde Clientes
Aplicación obligatoria: ejercicios iniciados a partir de 01/07/2009
La Administración de la Sociedad estima que la adopción de las Normas, Enmiendas e Interpretaciones, antes descritas, no tendrá un impacto significativo en los estados financieros consolidados de Endesa y filiales en el periodo de su aplicación inicial.
3. Responsabilidad de la información y estimaciones realizadas.
La información contenida en estos estados financieros consolidados intermedios es responsabilidad del Directorio de la Sociedad, que manifiesta expresamente que se han aplicado en su totalidad los principios y criterios incluidos en las NIIF.
En la preparación de los estados financieros consolidados intermedios se han utilizado determinadas estimaciones realizadas por la Gerencia de la Sociedad, para cuantificar algunos de los activos, pasivos, ingresos, gastos y compromisos que figuran registrados en ellos.
Estas estimaciones se refieren básicamente a:
-La valoración de activos y plusvalía comprada (menor valor de inversiones o fondos de comercio) para determinar la existencia de pérdidas por deterioro de los mismos.
-Las hipótesis empleadas en el cálculo actuarial de los pasivos y obligaciones con los empleados.
-La vida útil de las propiedades, plantas y equipos e intangibles.
-Las hipótesis utilizadas para el cálculo del valor razonable de los instrumentos financieros.
-La energía suministrada a clientes y no facturada al cierre de cada período.
-Determinadas magnitudes del sistema eléctrico, incluyendo las correspondientes a otras empresas, tales como producción, facturación a clientes, energía consumida, etc. que permiten estimar la liquidación global del sistema eléctrico que deberá materializarse en las correspondientes liquidaciones definitivas, pendientes de emitir en la fecha de emisión de los estados financieros, y que podría afectar a los saldos de activos, pasivos, ingresos y costos, registrados en los mismos.
-La probabilidad de ocurrencia y el monto de los pasivos de monto incierto o contingentes.
-Los desembolsos futuros para el cierre de las instalaciones y restauración de terrenos.
-Los resultados fiscales de las distintas filiales de Endesa, que se declararán ante las respectivas autoridades tributarias en el futuro, que han servido de base para el registro de los distintos saldos relacionados con los impuestos sobre las ganancias en los presentes estados financieros intermedios.
A pesar de que estas estimaciones se han realizado en función de la mejor información disponible en la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados intermedios, es posible que acontecimientos que puedan tener lugar en el futuro obliguen a modificarlas (al alza o a la baja) en próximos periodos, lo que se haría de forma prospectiva, reconociendo los efectos del cambio de estimación en las correspondientes estados financieros consolidados futuros.
4. Entidades Filiales y de Control Conjunto.
Son Sociedades Filiales aquellas en las que la Sociedad Matriz controla la mayoría de los derechos de voto o, sin darse esta situación, tiene facultad para dirigir las políticas financieras y operativas de las mismas.
Se consideran Sociedades de Control Conjunto aquellas en las que la situación descrita en el párrafo anterior se da gracias al acuerdo con otros accionistas y conjuntamente con ellos.
4.1 Variaciones del perímetro de consolidación.
Durante el ejercicio 2008 y el periodo de tres meses terminado al 31 de marzo de 2009, no se produjeron cambios significativos en el perímetro de consolidación de Endesa Chile.
4.2 Sociedades consolidadas por integración global con participación inferior al 50%.
Aunque el Endesa Chile posee una participación inferior al 50% en Empresa Generadora de Energía Eléctrica S.A. (en adelante “Emgesa”), tienen la consideración de “Sociedad Filial” ya que Endesa, directa o indirectamente, en virtud de pactos o acuerdos entre accionistas, o como consecuencia de la estructura, composición y clases de accionariado, ejerce el control de las citadas sociedades.
4.3 Sociedades no consolidadas por integración global con participación superior al 50%.
Aunque el Endesa Chile posee una participación superior al 50% en Centrales Hidroeléctricas de Aysén, S.A. (en adelante “Aysén”), tiene la consideración de “Sociedad de Control Conjunto” ya que el Grupo, en virtud de pactos o acuerdos entre accionistas, ejerce el control conjunto de la citada sociedad.
5. Principios de consolidación y combinaciones de negocio.
Las Sociedades filiales se consolidan por el método de integración global, integrándose en los estados financieros consolidados la totalidad de sus activos, pasivos, ingresos, gastos y flujos de efectivo una vez realizados los ajustes y eliminaciones correspondientes de las operaciones intra Grupo.
Las Sociedades controladas en forma conjunta se consolidan por el método de integración proporcional. Endesa Chile reconoce, línea a línea, su participación en los activos, pasivos, ingresos y gastos de dichas entidades, de tal forma que la agregación de saldos y posteriores eliminaciones tienen lugar, sólo, en la proporción que Endesaa Chile representa en el capital social de las mismas.
Los resultados de las sociedades filiales y de aquellas controladas en forma conjunta, se incluyen en el estado de resultados consolidados desde la fecha efectiva de adquisición y hasta la fecha efectiva de enajenación o finalización del control conjunto, según corresponda.
La consolidación de las operaciones de la Sociedad Matriz y de las Sociedades filiales, y de aquellas controladas en forma conjunta, se ha efectuado siguiendo los siguientes principios básicos:
1.En la fecha de adquisición, los activos, pasivos y pasivos contingentes de la sociedad filial, o sociedad controlada en forma conjunta, son registrados a valor de mercado. En el caso de que exista una diferencia positiva entre el costo de adquisición y el valor de razonable de los activos y pasivos de la sociedad adquirida, incluyendo pasivos contingentes, correspondientes a la participación de la matriz, esta diferencia es registrada como plusvalía comprada. En el caso de que la diferencia sea negativa, ésta se registra con abono a resultados.
2.El valor de la participación de los accionistas minoritarios en el patrimonio y en los resultados de las Sociedades filiales consolidadas por integración global se presenta, respectivamente, en los rubros “Patrimonio Neto: Participaciones minoritarias” del estado de situación financiera consolidado y “Ganancia (pérdida) atribuible a participaciones minoritarias” en el estado de resultados consolidado.
3.La conversión de los estados financieros de las sociedades extranjeras con moneda funcional distinta del peso chileno se realiza del siguiente modo:
a.Los activos y pasivos, utilizando el tipo de cambio vigente en la fecha de cierre de los estados financieros.
b.Las partidas del estado de resultados utilizando el tipo de cambio medio del periodo.
c.El patrimonio neto se mantiene a tipo de cambio histórico a la fecha de su adquisición o aportación, y al tipo de cambio medio a la fecha de generación para el caso de los resultados acumulados.
Las diferencias de cambio que se producen en la conversión de los estados financieros se registran en el rubro “Ajustes por conversión” dentro del Patrimonio Neto.
Los ajustes por conversión generados hasta la fecha que Endesa Chile efectuó su transición a las NIIF han sido traspasados a reservas, en consideración a la exención prevista para tal efecto en la NIIF 1 “Adopción por primera vez de las NIIF”.
Todos los saldos y transacciones entre las sociedades consolidadas por integración global se han eliminado en el proceso de consolidación, así como la parte correspondiente de las sociedades consolidadas por integración proporcional.
1.Conversión de saldos en moneda extranjera.
Las operaciones que realiza cada sociedad en una moneda distinta de su moneda funcional se registran a los tipos de cambio vigentes en el momento de la transacción. Durante el ejercicio, las diferencias que se producen entre el tipo de cambio contabilizado y el que se encuentra vigente a la fecha de cobro o pago se registran como diferencias de cambio en el estado de resultados.
Asimismo, al cierre de cada periodo, la conversión de los saldos a cobrar o a pagar en una moneda distinta de la funcional de cada sociedad, se realiza al tipo de cambio de cierre. Las diferencias de valoración producidas se registran como e registran como diferencias de cambio en el estado de resultados.
Endesa y filailes ha establecido una política de cobertura de la parte de los ingresos de sus filiales que están directamente vinculadas a la evolución del dólar norteamericano, mediante la obtención de financiación en esta última moneda. Las diferencias de cambio de esta deuda, al tratarse de operaciones de cobertura de flujos de caja, se imputan, netas de su efecto impositivo, en una cuenta de reservas en el patrimonio, registrándose en resultados en el plazo en que se realizarán los flujos de caja cubiertos. Este plazo se ha estimado en diez años.
2. Clasificación de saldos en corrientes y no corrientes.
En el estado de situación financiera consolidado adjunto, los saldos se clasifican en función de sus vencimientos, es decir, como corrientes aquellos con vencimiento igual o inferior a doce meses y como no corrientes, los de vencimiento superior a dicho período.
En el caso que existiesen obligaciones cuyo vencimiento es inferior a doce meses, pero cuyo refinanciamiento a largo plazo esté asegurado a discreción de la Sociedad, mediante contratos de crédito disponibles de forma incondicional con vencimiento a largo plazo, podrían clasificarse como pasivos a largo plazo.
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1.Directorio y personal clave de la Gerencia.
Endesa es administrada por un Directorio compuesto por nueve miembros, los cuales permanecen por un periodo de tres años en sus funciones, pudiendo ser reelegidos.
El Directorio fue elegido en Junta General Ordinaria de Accionistas de fecha 1 de abril de 2008. El Presidente, Vicepresidente y Secretario del Directorio fueron designados en sesión de Directorio de igual fecha.
a)Cuentas por cobrar y pagar y otras transacciones
•Cuentas por cobrar y pagar
No existen saldos pendientes por cobrar y pagar entre la sociedad y sus Directores y Gerencia del Grupo.
•Otras transacciones
No existen transacciones entre la sociedad y sus Directores y Gerencia del Grupo.
b)Retribución del Directorio.
En conformidad a lo establecido en el artículo 33 de la Ley N° 18.046 de Sociedades Anónimas, la remuneración del Directorio es fijada anualmente en la Junta General Ordinaria de Accionistas de Endesa. Los beneficios que a continuación se describen, en lo referente a su metodología de determinación, no han variados desde el año 2001.
De acuerdo a lo anterior dicha remuneración se descompone de la siguiente manera:
-55 Unidades de Fomento en carácter de retribución fija mensual a todo evento, y
-36 Unidades de Fomento en carácter de dieta por asistencia a sesión.
En ambos casos con un incremento de un 100% para el Presidente y de un 50% para el Vicepresidente.
En el evento que un Director de Endesa tenga participación en más de un Directorio de filiales y/o coligadas, nacionales o extranjeras, o se desempeñare como director o consejero de otras sociedades o personas jurídicas nacionales o extranjeras en las cuales Endesa ostentare directa o indirectamente, alguna participación, sólo podrá recibir remuneración en uno de dichos Directorios o Consejos de Administración.
Los ejecutivos de Endesa y/o de sus filiales o coligadas, nacionales o extranjeras, no percibirán para sí remuneraciones o dietas en el evento de desempeñarse como directores en cualquiera de las sociedades filiales, coligadas, o participadas en alguna forma, nacionales o extranjeras de Endesa.
Comité de Directores
Cada miembro integrante del Comité de Directores percibe una dieta por asistencia a Sesión de 36 Unidades de Fomento, con un máximo de doce sesiones anuales remuneradas.
Comité de auditoria
Cada miembro integrante del Comité de Auditoría percibe una dieta por asistencia a Sesión de 36 Unidades de Fomento, con un máximo de doce sesiones anuales remuneradas. La remuneración del Comité de Auditoría es la misma que rige desde su creación en el año 2005.
A continuación se detallan las retribuciones del directorio por el período 2009 y 2008:
Período 2009
Mario Valcarce Durán, cargo Presidente, período de desempeño del 01.01.09 al 31.03.09, Directorio de Endesa $7.712.000 y Comité de Directores $1.525.000.
Fernando de D\\\\\\\'Ornellas Silva, cargo Director, período de desempeño del 01.01.09 al 31.03.09, Directorio de Endesa $3.097.000 y Comité de Auditoría $766.000.
Jaime Estévez Valencia, cargo Director, período de desempeño del 01.01.09 al 31.03.09, Directorio de Endesa $3.856.000, Comité de Directores $1.525.000 y Comité de Auditoría $766.000.
Borja Prado Eulate, cargo Director, período de desempeño del 01.01.09 al 31.03.09, Directorio de Endesa $3.097.000 y Comité de Auditoría $766.000.
Raimundo Valenzuela Lang, cargo Director, período de desempeño del 01.01.09 al 26.03.09, Directorio de Endesa $3.090.000 y Comité de Directores $759.000.
Leonidas Vial Echeverría, cargo Director, período de desempeño del 01.01.09 al 31.03.09, Directorio de Endesa $3.856.000.
Los siguientes Directores no recibieron retribución:
Juan Gallardo Cruces, cargo Vicepresidente, período de desempeño del 01.01.09 al 26.03.09.
Andrea Brentan, cargo Vicepresidente, período de desempeño del 26.03.09 al 31.03.09.
Franceso Buresti, cargo Director, período de desempeño del 01.01.09 al 31.03.09.
Pio Cabanillas Alonso, cargo Director, período de desempeño del 01.01.09 al 26.03.09.
José María Calvo-Sotelo Ibañez-Martín, cargo Director, período de desempeño del 26.03.09 al 31.03.09.
Período 2008
Mario Valcarce Durán, cargo Presidente, período de desempeño del 01.01.08 al 31.03.08, Directorio de Endesa $7.190.000 y Comité de Directores $1.422.000.
Jaime Estévez Valencia, cargo Director, período de desempeño del 01.01.08 al 31.03.08, Directorio de Endesa $3.595.000, Comité de Directores $1.422.000 y Comité de Auditoría $1.422.000.
Leonidas Vial Echeverría, cargo Director, período de desempeño del 01.01.08 al 31.03.08, Directorio de Endesa $3.595.000.
Raimundo Valenzuela Lang, cargo Director, período de desempeño del 01.01.08 al 31.03.08, Directorio de Endesa $3.595.000 y Comité de Directores $1.422.000.
Carlos Torres Vila, cargo Director, período de desempeño del 01.01.08 al 31.03.08, Directorio de Endesa $3.259.000.
Enrique García Alvarez, cargo Director, período de desempeño del 01.01.08 al 31.03.08, Directorio de Endesa $3.595.000 y Comité de Auditoria $1.422.000.
José Fernández Olano, cargo Director, período de desempeño del 01.01.08 al 31.03.08, Directorio de Endesa $3.595.000 y Comité de Auditoria $1.422.000.
Rafael Español Navarro, cargo Director, período de desempeño del 01.01.08 al 31.03.08, Directorio de Endesa $3.595.000.
José María Calvo-Sotelo Ibañez-Martín, cargo Director, período de desempeño del 01.01.08 al 31.03.08, Directorio de Endesa $3.595.000.
c)Garantías constituidas por la Sociedad a favor de los Directores.
No existen garantías constituidas a favor de los Directores.
2.Retribución de Gerencia de Endesa Chile.
a)Remuneraciones recibidas por el personal clave de la gerencia
Rafael Mateo Alcalá - Gerente General
Claudio Iglesis Guillard - Gerente de Generación Chile
Juan Benabarre Benaiges - Gerente Regional de Producción y Transporte
José Venegas Maluenda - Gerente Regional de Trading y Comercialización
Manuel Irarrázaval Aldunate - Gerente de Administración y Finanzas
Julio Balbuena Sánchez - Gerente de Planificación y Control
Juan Carlos Mundaca Alvarez - Gerente de Recursos Humanos
Renato Fernández Baeza - Gerente de Comunicación
Sebastián Fernández Cox - Gerente Regional de Planificación Energética
Carlos Martín Vergara - Fiscal
Las remuneraciones devengadas por el personal clave de la Gerencia ascienden a M$ 675.316, por el período terminado al 31 de marzo de 2009 (M$ 647.558 al 31 de marzo de 2008). Estas remuneraciones incluyen los salarios y una estimación de los beneficios .a corto (bono anual) y a largo plazo (principalmente Indemnización por años de servicio).
Planes de incentivo a los principales ejecutivos y gerentes
Endesa tiene para sus ejecutivos un plan de bonos anuales por cumplimiento de objetivos y nivel de aportación individual a los resultados de la empresa. Este plan incluye una definición de rango de bonos según el nivel jerárquico de los ejecutivos. Los bonos que eventualmente se entregan a los ejecutivos consisten en un determinado número de remuneraciones brutas mensuales.
b)Garantías constituidas por la Sociedad a favor de la Gerencia de Endesa.
No existen garantías constituidas por la Sociedad a favor de la Gerencia de Endesa.
c)Cláusulas de garantía: Consejo de Administración y Gerencia de Endesa.
Cláusulas de garantía para casos de despido o cambios de control.
No existen cláusulas de garantías.
Pacto de no competencia post contractual.
No existen pactos.
3.Planes de retribución vinculados a la cotización de la acción.
No existen planes de retribuciones a la cotización de la acción al Directorio.
77032280-4
Gasoducto Tal Tal Ltda.
Subsidiarias
CL
226000
Menos de 90 días
Sin Garantia
Servicios Prestados
-
22831000
Menos de 90 días
Extranjera
Endesa Latinoamerica S.A.
Controladora
ES
27382000
Menos de 90 días
Sin Garantia
Servicios Prestados
-
13219597000
Menos de 90 días
78932860-9
Gas Atacama Generación S.A.
Subsidiarias
CL
Servicios Prestados
833812000
-
Servicios Recibidos
-101208000
-
Extranjera
EE Piura
Subsidiarias
PE
Venta de Energía
412267000
-
Compra de Energía
-28788000
-
1107000
Menos de 90 días
Sin Garantia
Venta de Energía
-
Extranjera
Endesa Brasil S.A.
Subsidiarias
BR
Servicios Prestados
21985000
-
107272000
Menos de 90 días
Sin Garantia
Servicios Prestados
-
Extranjera
Edelnor
Subsidiarias
PE
Venta de Energía
16933849000
-
6134103000
Menos de 90 días
Sin Garantia
Venta de Energía
-
4244000
Menos de 90 días
Extranjera
CEMSA (Comercializadora de Energía del Mercosur)
Subsidiarias
AR
Venta de Energía
4395784000
-
Compra de Energía
-18335000
-
Servicios Recibidos
-19812235000
-
2970044000
Menos de 90 días
Sin Garantia
Venta de Energía
-
13454671000
Menos de 90 días
76788080-4
GNL Quinteros S.A.
Subsidiarias
CL
Diferencia de Cambio
-286784000
-
539000
Menos de 90 días
Sin Garantia
Préstamos
-
77625850-4
Consorcio Ara-Ingendesa Ltda.
Subsidiarias
CL
Servicios Prestados
77629000
-
Extranjera
CIEN (Companhia Interconexao Energética S.A.)
Subsidiarias
BR
910481000
Menos de 90 días
Sin Garantia
Otras
-
Extranjera
Generalima S.A.
Subsidiarias
PE
Servicios Prestados
34063000
-
34063000
Menos de 90 días
Sin Garantia
Servicios Prestados
-
3587207000
Menos de 90 días
Extranjera
Codensa
Subsidiarias
CO
Venta de Energía
27868735000
-
Servicios Prestados
21533000
-
Servicios Recibidos
-5119436000
-
Intereses Pagados
-1150814000
-
25261431000
Menos de 90 días
Sin Garantia
Venta de Energía
-
24702715000
Menos de 90 días
Extranjera
Edesur S.A.
Subsidiarias
AR
Venta de Energía
9588000
-
3606000
Menos de 90 días
Sin Garantia
Venta de Energía
-
Extranjera
Synapsis Colombia Ltda.
Subsidiarias
CO
Servicios Recibidos
-107314000
-
57910000
Menos de 90 días
Extranjera
Synapsis Perú Ltda.
Subsidiarias
PE
Servicios Recibidos
-105999000
-
49820000
Menos de 90 días
Extranjera
Synapsis de Argentina Ltda.
Subsidiarias
AR
Servicios Recibidos
-9924000
-
16777000
Menos de 90 días
96529420-1
Synapsis Soluciones y Servicios IT Ltda.
Subsidiarias
CL
Servicios Prestados
52956000
-
Servicios Recibidos
-540295000
-
104580000
Menos de 90 días
Sin Garantia
Servicios Prestados
-
644248000
Menos de 90 días
Extranjera
CAM Perú S.A.
Subsidiarias
PE
Servicios Recibidos
-1144000
-
553000
Menos de 90 días
Extranjera
CAM Colombia Ltda.
Subsidiarias
CO
Servicios Prestados
25747000
-
Servicios Recibidos
-132258000
-
19612000
Menos de 90 días
Sin Garantia
Servicios Prestados
-
67554000
Menos de 90 días
96543670-1
Cia. A. Multiser. Ltda.
Subsidiarias
CL
33000
Menos de 90 días
96800460-3
Luz Andes
Subsidiarias
CL
Venta de Energía
320000
-
1922000
Menos de 90 días
Sin Garantia
Venta de Energía
-
96783910-8
Empresa Eléctrica Colina
Subsidiarias
CL
Venta de Energía
7352000
-
89328000
Menos de 90 días
Sin Garantia
Venta de Energía
-
96800570-7
Chilectra S.A.
Subsidiarias
CL
Venta de Energía
78571232000
-
Servicios Prestados
699043000
-
Servicios Recibidos
-80772000
-
26528150000
Menos de 90 días
Sin Garantia
Venta de Energía
-
91473000
Menos de 90 días
94271000-3
ENERSIS
Controladora
CL
Servicios Prestados
243639000
-
Serivios Recibidos
-270712000
-
Intereses Pagados
-2259000
-
199618000
Menos de 90 días
Sin Garantia
Cta. Cte. Mercantil
-
82356530000
Menos de 90 días
96806130-5
Electrogas S.A.
Subsidiarias
CL
1682235000
Menos de 90 días
Extranjera
CTM (Compañía de Transmisión del Mercosur S.A.)
Subsidiarias
AR
748517000
Menos de 90 días
79913810-7
Inmobiliaria Manzo de Velasco
Subsidiarias
CL
56417000
Menos de 90 días
76418940-K
GNL Chile S.A.
Subsidiarias
CL
664526000
Menos de 90 días
Sin Garantia
Otras
-
76652400-1
Central Hidroeléctrica de Aysén S.A.
Subsidiarias
CL
Servicios Prestados
738950000
-
Extranjera
Cachoeira Dourada S.A.
Subsidiarias
BR
Servicios Prestados
1318000
-
Extranjera
Atacama Finance Co.
Subsidiarias
KY
Intereses Recibidos
1527719000
-
Diferencia de Cambio
-11447492000
-
Corrección Monetaria
717456000
-
96806130-5
Electrogas S.A.
Subsidiarias
CL
Compra de Gas
-599169000
-
1784801000
Menos de 90 días
Sin Garantia
Cta. cte. Mercantil
Extranjera
CTM (Compañía de Transmisión del Mercosur S.A.)
Subsidiarias
AR
879934000
Menos de 90 días
Sin Garantia
Cta. Cte. Mercantil
Extranjera
CGTF Fortaleza
Subsidiarias
BR
Servicios Prestados
2649000
-
7997000
Menos de 90 días
Sin Garantia
Servicios Prestados
-
76418940-K
GNL Chile S.A.
Subsidiarias
CL
725127000
Menos de 90 días
Sin Garantia
Otras
-
77032280-4
Gasoducto Tal Tal Ltda.
Subsidiarias
CL
123000
Menos de 90 días
Sin Garantia
Servicios Prestados
-
19872000
Menos de 90 días
Sin Garantia
Cta. Cte. Mercantil
Extranjera
Endesa Latinoamerica S.A.
Controladora
ES
27382000
Menos de 90 días
Sin Garantia
Servicios Prestados
-
889565000
Menos de 90 días
Sin Garantia
Dividendos
78932860-9
Gas Atacama Generación S.A.
Subsidiarias
CL
Servicios Prestados
28654000
-
Extranjera
CEMSA (Comercializadora de Energía del Mercosur)
Subsidiarias
AR
Compra de Energía
-16633000
-
Venta de Energía
3960839000
-
3634618000
Menos de 90 días
Sin Garantia
Venta de Energía
-
14433685000
Menos de 90 días
Sin Garantia
Cta. Cte. Mercantil
Extranjera
Codensa
Subsidiarias
CO
Venta de Energía
18603550000
-
Compra de Energía
-3766495000
-
Servicios Prestados
37020000
-
Servicios Recibidos
-103492000
-
26451167000
Menos de 90 días
Sin Garantia
Venta de Energía
-
64864048000
Menos de 90 días
Sin Garantia
Compra de Energía
Extranjera
Edesur S.A.
Subsidiarias
AR
160807000
Menos de 90 días
Sin Garantia
Venta de Energía
-
Extranjera
Synapsis Colombia Ltda.
Subsidiarias
CO
Servicios Recibidos
-103318000
-
246279000
Menos de 90 días
Sin Garantia
Servicios Recibidos
Extranjera
Synapsis Perú Ltda.
Subsidiarias
PE
Servicios Recibidos
-7801000
-
168973000
Menos de 90 días
Sin Garantia
Servicios Recibidos
Extranjera
Synapsis de Argentina Ltda.
Subsidiarias
AR
Servicios Recibidos
-18384000
-
27589000
Menos de 90 días
Sin Garantia
Servicios Recibidos
Extranjera
Endesa Brasil S.A.
Subsidiarias
BR
Servicios Prestados
19019000
-
90524000
Menos de 90 días
Sin Garantia
Servicios Prestados
-
76788080-4
GNL Quinteros S.A.
Subsidiarias
CL
Intereses Recibidos
398332000
-
Diferencia de Cambio
-5903932000
-
Correccion Monetaria
454259000
-
4198715000
Menos de 90 días
Sin Garantia
Préstamos
-
77625850-4
Consorcio Ara-Ingendesa Ltda.
Subsidiarias
CL
Servicios Prestados
163674000
-
63130000
Menos de 90 días
Sin Garantia
Servicios Prestados
Extranjera
CIEN (Companhia Interconexao Energética S.A.)
Subsidiarias
BR
Diferencia de Cambio
-661705000
-
993290000
Menos de 90 días
Sin Garantia
Otras
-
Extranjera
EE Piura
Subsidiarias
PE
Venta de Energía
447000
-
2121000
Menos de 90 días
Sin Garantia
Venta de Energía
-
10000
Menos de 90 días
Sin Garantia
Otras
Extranjera
Edelnor
Subsidiarias
PE
Venta de Energía
8259942000
-
5734712000
Menos de 90 días
Sin Garantia
Venta de Energía
-
11085000
Menos de 90 días
Sin Garantia
Servicios Recibidos
96800570-7
Chilectra S.A.
Subsidiarias
CL
Venta de Energía
65011104000
-
Servicios Prestados
610210000
-
Servicios Recibidos
-268586000
-
23879572000
Menos de 90 días
Sin Garantia
Venta de Energía
-
235031000
Menos de 90 días
Sin Garantia
Servicios Recibidos
94271000-3
ENERSIS
Controladora
CL
Servicios Prestados
271292000
-
Servicios Recibidos
-282314000
-
Intereses Pagados
840000
-
362058000
Menos de 90 días
Sin Garantia
Cta. Cte. Mercantil
-
52476199000
Menos de 90 días
Sin Garantia
Dividendos
96543670-1
Cia. A. Multiser. Ltda.
Subsidiarias
CL
19739000
Menos de 90 días
Sin Garantia
Servicios Prestados
-
30272000
Menos de 90 días
Sin Garantia
Servicios Recibidos
96800460-3
Luz Andes
Subsidiarias
CL
1545000
Menos de 90 días
Sin Garantia
Venta de Energía
-
96783910-8
Empresa Eléctrica Colina
Subsidiarias
CL
21072000
Menos de 90 días
Sin Garantia
Venta de Energía
-
96529420-1
Synapsis Soluciones y Servicios IT Ltda.
Subsidiarias
CL
Servicios Prestados
49346000
-
Servicios Recibidos
-553627000
-
88763000
Menos de 90 días
Sin Garantia
Servicios Prestados
-
823391000
Menos de 90 días
Sin Garantia
Servicios Recibidos
Extranjera
CAM Perú S.A.
Subsidiarias
PE
Servicios Recibidos
-3955000
-
16485000
Menos de 90 días
Sin Garantia
Servicios Recibidos
Extranjera
CAM Colombia Ltda.
Subsidiarias
CO
Servicios Recibidos
-106406000
-
18789000
Menos de 90 días
Sin Garantia
Servicios Prestados
-
459933000
Menos de 90 días
Sin Garantia
Servicios Recibidos
101176624000
101718249000
655671064000
499431732000
756847688000
601149981000
99381886000
68101337000
658757356000
518470836000
758139242000
586572173000
12859605000
129168100000
8229980000
115807818000
4629625000
13360282000
450814605000
480449521000
18302298000
16811479000
77272565000
2080358000
-36093500000
-129084321000
78444316000
91095000000
59162295000
55505184000
Consorcio Ara-Ingendesa Ltda.
269491000
Chile
CLP
-
0.5
-
-
-
Distrilec
1875724000
Argentina
ARS
-
0.0139
-
-
-
CEMSA (Comercializadora de Energía Mercosur S.A.)
3834839000
Argentina
ARS
-
0.45
-
-
-
GNL Chile S.A.
-746564000
Chile
USD
-
0.3333
-
-
-
GNL Quinteros S.A.
22591329000
Chile
USD
-
0.2
-
-
-
Endesa Brasil S.A.
472866374000
Brasil
BRL
-
0.4045
-
-
-
Inversiones Electrogas S.A.
9281306000
Chile
USD
-
0.425
-
-
-
Electrogas S.A.
4401000
Chile
USD
-
0.0002125
-
-
-
Consorcio Ara-Ingendesa Ltda.
269491000
Chile
CLP
-
0.5
-
-
-
Distrilec
1256515000
Argentina
ARS
-
0.0089
-
-
-
CEMSA (Comercializadora de Energía del Mercosur S.A.)
4323409000
Argentina
ARS
-
0.45
-
-
-
GNL Chile S.A.
-748325000
Chile
USD
-
0.3333
-
-
-
GNL Quinteros S.A.
24126683000
Chile
USD
-
0.2
-
-
-
Endesa Brasil S.A.
497656990000
Brasil
BRL
-
0.4045
-
-
-
Inversiones Electrogas S.A.
9065667000
Chile
USD
-
0.425
-
-
-
Eletrogas S.A.
4275000
Chile
USD
-
0.0002
-
-
-
149180799000
102106720000
437234105000
219737711000
586414904000
321844431000
153741298000
94884659000
462138546000
230363759000
615879844000
325248418000
96593221000
554466968000
-76693977000
-501951882000
Gas Atacama
Generación de Energía Eléctrica
Chile
0
0.5
-
493943652000
135432392000
358511260000
301189642000
83906624000
217283018000
96209420000
-75724286000
0
Transquillota Ltda.
Transmisión de Energía Eléctrica
Chile
0.5
12469014000
1474934000
10994080000
4040095000
1788149000
2251946000
383801000
-187811000
0
Hidroaysen
Generacion de Energía Eléctrica
Chile
0.51
-
80002238000
12273473000
67728765000
16614694000
16411947000
202747000
0
-781880000
0
Gas Atacama
Generación de Energía Eléctrica
Chile
0.5
-
533250736000
142564800000
390685936000
313133400000
84011400000
229122000000
553075050000
-497067450000
0
Transquillota Ltda.
Transmisión de Energía Eléctrica
Chile
0.5
-
13354108000
2195498000
11158610000
5344018000
4267259000
1076759000
1391918000
-1349432000
0
Hidroaysen
Generacion de Energía Eléctrica
Chile
0.51
-
69275000000
8981000000
60294000000
6771000000
6606000000
165000000
0
-3535000000
0
165784662000
68412531000
165784662000
68412531000
13713097000
15740059000
166666000
298671000
6125160000
10830617000
9408725000
425920000
2230156000
2283697000
15777000
765063000
15740059000
298671000
2283697000
16298948000
34621375000
46251000
-1570787000
-1524536000
103921000
103921000
-862094000
-862094000
-1601042000
-132005000
-99792000
517011000
-1315828000
-1601042000
-132005000
-53541000
-2019791000
-3806379000
14139017000
166666000
2230156000
14279157000
30814996000
1)Plusvalía Comprada.
La plusvalía comprada (menor valor de inversiones o fondos de comercio) generada en la consolidación representa el exceso del costo de adquisición sobre la participación de Endesa en el valor razonable de los activos y pasivos, incluyendo los contingentes identificables de una Sociedad filial en la fecha de adquisición.
La valoración de los activos y pasivos adquiridos se realiza de forma provisional en la fecha de toma de control de la sociedad, revisándose la misma en el plazo máximo de un año a partir de la fecha de adquisición. Hasta que se determina de forma definitiva el valor razonable de los activos y pasivos, la diferencia entre el precio de adquisición y el valor contable de la sociedad adquirida se registra de forma provisional como plusvalía comprada.
En el caso de que la determinación definitiva de la plusvalía comprada se realice en los estados financieros del año siguiente al de la adquisición de la participación, los rubros del ejercicio anterior que se presentan a efectos comparativos se modifican para incorporar el valor de los activos y pasivos adquiridos y de la plusvalía comprada definitiva desde la fecha de adquisición de la participación.
La plusvalía comprada surgida en la adquisición de sociedades con moneda funcional distinta del peso chileno se valora en la moneda funcional de la sociedad adquirida, realizándose la conversión a pesos chilenos al tipo de cambio vigente a la fecha del estado de situación financiera.
La plusvalía comprada que se generó con anterioridad de la fecha de nuestra transición a NIIF se mantiene por el valor neto registrado a esa fecha, en tanto que las originadas con posterioridad se mantienen valoradas a su costo de adquisición.
La plusvalía comprada no se amortiza, sino que al cierre de cada ejercicio contable se procede a estimar si se ha producido en ella algún deterioro que reduzca su valor recuperable a un monto inferior al costo neto registrado, procediéndose, en su caso, al oportuno ajuste por deterioro.
En los casos en que Endesa Chile adquiere una participación adicional en una sociedad que ya se controlaba y consolidaba por integración global, la diferencia entre el monto pagado por la adquisición del porcentaje adicional y el saldo del rubro “Patrimonio Neto: Participaciones minoritarias” que se da de baja como consecuencia de la adquisición, se registra como plusvalía comprada. En los casos en que se vende una participación en una sociedad controlada y tras la venta se mantiene el control y, por tanto, su consolidación por integración global, la diferencia entre el monto cobrado por la venta y el saldo de “Patrimonio Neto: Participaciones minoritarias” que hay que dar de alta, como consecuencia de la venta, se registra como resultado del periodo.
2)Concesiones.
La CINIIF 12 “Acuerdos de Concesión de Servicios” proporciona guías para la contabilización de los acuerdos de concesión de servicios públicos a un operador privado. Esta interpretación contable se aplica si:
a) la concedente controla o regula qué servicios debe proporcionar el operador con la infraestructura, a quién debe suministrarlos y a qué precio; y
b) la concedente controla - a través de la propiedad, del derecho de usufructo o de otra manera- cualquier participación residual significativa en la infraestructura al final del plazo del acuerdo.
El Grupo opera diversas concesiones de carácter administrativo en donde la contraparte corresponde a un ente gubernamental. En su mayoría, dichas concesiones se relacionan directamente con nuestros negocios de distribución y generación de electricidad, siendo la concesión sobre Túnel El Melón la única en donde existen factores determinantes para concluir que cumplen simultáneamente los requisitos explicados anteriormente.
En la concesión sobre Túnel El Melón el Ministerio de Obras Públicas de Chile (en adelante “MOP”) y nuestra filial Concesionaria Túnel El Melón S.A. suscribieron un contrato de concesión que establece, tanto los servicios que deben ser proporcionados por el operador, como el precio de los mismos. El derecho de concesión se extingue durante el mes de Junio de 2016, momento en el cual el MOP recupera, sin que deba cumplirse ninguna condición específica de su parte, el derecho a explotar los activos asociados al Túnel El Melón.
El Grupo ha aplicado el método del intangible establecido en la CINIIF 12. No ha reconocido ningún activo financiero relacionado a la concesión de Túnel El Melón, en consideración a que el contrato suscrito con el MOP no establece ingresos garantizados a todo evento.
Por lo que respecta a las concesiones administrativas de las que es titular Endesa, a continuación se presenta un detalle del período restante hasta su caducidad de aquellas concesiones que no tienen carácter indefinido:
Empresa: Hidroeléctrica El Chocón (Generación)
País: Argentina
Plazo de la concesión: 30 años
Período restante
hasta caducidad: 14 años
Empresa: Transportadora de Energía (Transporte)
País: Argentina
Plazo de la concesión: 85 años
Período restante
hasta caducidad: 79 años
Empresa: Compañía de Transmisión Mercosur (Transporte)
País: Argentina
Plazo de la concesión: 87 años
Período restante
hasta caducidad: 79 años
Empresa: Cachoeira Dourada S.A. (Generación)
País: Brasil
Plazo de la concesión: 30 años
Período restante
hasta caducidad: 19 años
Empresa: Central Geradora Termeléctrica Fortaleza S.A (Generación)
País: Brasil
Plazo de la concesión: 30 años
Período restante
hasta caducidad: 23 años
La administración de Endesa Chile evaluó las casuísticas específicas de cada una de las concesiones descritas anteriormente, que varían unas de otras dependiendo el país, negocio y jurisprudencia legal, y concluyó que no existen factores determinantes que indiquen que el concedente, que en todos los casos corresponde a un ente gubernamental, tiene el control sobre la infraestructura y, simultáneamente, puede determinar de forma permanente el precio del servicio. Estos requisitos son indispensables para aplicar la CINIIF 12 “Acuerdos sobre Concesión de Servicios”, norma que establece cómo registrar y valorizar cierto tipo de concesiones.
Las ganancias o pérdidas que surgen en ventas o retiros de bienes de Propiedades, Plantas y Equipos se reconocen como resultados del periodo y se calculan como la diferencia entre el valor de venta y el valor neto contable del activo.
3)Gastos de investigación y desarrollo.
Endesa y filiales sigue la política de registrar como activo intangible en el estado de situación financiera los costos de los proyectos en la fase de desarrollo siempre que su viabilidad técnica y rentabilidad económica estén razonablemente aseguradas. Durante ambos períodos presentados, no se registraron gastos por este concepto.
4)Otros activos intangibles
Estos activos intangibles corresponden fundamentalmente a aplicaciones informáticas, servidumbres de paso y derechos de agua. Su reconocimiento contable se realiza inicialmente por su costo de adquisición o producción y, posteriormente, se valoran a su costo neto de su correspondiente amortización acumulada y de las pérdidas por deterioro que, en su caso, hayan experimentado.
Este grupo de activos se amortizan en su vida útil, que en la mayor parte de los casos se estima entre 4 y 5 años. Los activos intangibles con vida útil indefinida no se amortizan.
33266994000
38588410000
67935417000
76978595000
34668423000
38390185000
7232543000
9083109000
4283184000
5338730000
684369000
1473989000
22468327000
22494357000
103831739000
114167527000
33266994000
38588410000
70564745000
75579117000
9708534000
12088993000
5584144000
6831956000
9298944000
10342839000
45973123000
46315329000
-35896322000
-37188932000
-35896322000
-37188932000
-2475991000
-3005884000
-1300960000
-1493226000
-8614575000
-8868850000
-23504796000
-23820972000
9083109000
5338730000
1473989000
22494357000
38390185000
218795000
218795000
292000
941379000
93602000
1035273000
2989018000
1395046000
-44042000
4539061000
8879083000
-4839292000
-2450592000
-22994000
-4471489000
-11784367000
-1850566000
-1055546000
-789620000
-26030000
-3721762000
10511549000
5419678000
4769924000
49443137000
70144288000
1322051000
1432154000
2754205000
625640000
445967000
13391316000
14462923000
3298000
4926123000
8532994000
13462415000
-8890000
-162511000
-84883000
-44338000
-300622000
-1416252000
-544077000
-52947000
-33194918000
-35208194000
-1428440000
-80948000
-3295935000
-26948780000
-31754103000
1884226640000
591044813000
2475271453000
2364523995000
623278373000
-65768220000
557510153000
702366035000
16851799000
719217834000
1956185169000
570103448000
2526288617000
66569224000
27789334000
94358558000
Otros
1432226000
Inversiones en asociadas
-3796851000
Dividendo mínimo
-38947088000
Eliminación BT 64 activo fijo
-22755086000
Impuestos diferidos
-109339878000
Mayor valor de inversiones
37003902000
Menor valor de inversiones
110639090000
Eliminación de corrección monetaria Activo fijo, neto
-270074088000
Incorporación de los accionistas minoritarios
886882586000
Otros
31155781000
Inversiones en asociadas
-157565459000
Dividendo mínimo
-87924630000
Eliminación BT 64 activo fijo
-207283596000
Impuestos diferidos
-102490083000
Menor valor de inversiones
112731793000
Eliminación de corrección monetaria Activo fijo, neto
-443910207000
Incorporación de los accionistas minoritarios
1192716624000
Otros
-109918468000
Inversiones en asociadas
-38688916000
Eliminación efecto BT 64 ( Conversión)
39762128000
Impuestos diferidos
-44328410000
Amortización Menor y mayor valor de inversiones
-4987118000
Hedge ingresos dólar
177297345000
Eliminación de corrección monetaria
-84904781000
Saldo inicial de efectivo y efectivo equivalente
16851799000
Flujo originado por actividades de operación
7086000000
Variación pasivos, que afectan al flujo de efectivo
49247457000
Variación activos, que afectan al flujo de efectivo
22276747000
Cargos (abonos) a resultados que no representan flujo
-13386949000
Resultados en venta de activos y otros
524985000
Minoritarios
-56333457000
Utilidad del ejercicio de la dominante
-9414783000
Otros
4334667000
Inversiones en asociadas
-682582000
Dividendo mínimo
-62478635000
Eliminación BT 64 activo fijo
149595173000
Impuestos diferidos
-103442880000
Mayor valor de inversiones
31596553000
Menor valor de inversiones
100055600000
Eliminación de corrección monetaria Activo fijo, neto
-284090299000
Incorporación de los accionistas minoritarios
735215851000
Hidroeléctrica el Chocón S.A.
Audotoría ISO 14.001.
Audotoría ISO 14.001, monitoreo ambiental y actualización de normativa ambiental.
Gasto
-
5852000
2009-12-31
Endesa Chile S.A.
Estudios, Monitoreos, análisis de Laboratorio.
Estudios, Monitoreos, análisis de Laboratorio, retiro y disposición final de residuos sólidos en Centrales Hidroeléctricas (C.H.) y Centrales Termoeléctricas.
Gasto
-
484238000
2009-12-31
Edegel S.A.
Monitoreos Ambientales
Monitoreos Ambientales, gestión de residuos, mitigaciones y restauraciones.
Gasto
-
255736000
2009-12-31
Codensa
Gestión Ambiental
Gastión Ambiental de Transformadores PCBs.
Gasto
-
219515000
2009-12-31
Edegel S.A.
Monitoreos Ambientales
Monitoreos Ambientales, gestión de residuos, mitigaciones y restauraciones.
Gasto
-
320663000
2008-12-31
Codensa
Gestión Ambiental
Gastión Ambiental de Transformadores PCBs.
Gasto
-
108834000
2008-12-31
Hidroeléctrica el Chocón S.A.
Audotoría ISO 14.001.
Audotoría ISO 14.001, monitoreo ambiental y actualización de normativa ambiental.
Gasto
-
1493000
2008-12-31
Endesa Chile S.A.
Estudios, Monitoreos, análisis de Laboratorio.
Estudios, Monitoreos, análisis de Laboratorio, retiro y disposición final de residuos sólidos en Centrales Hidroeléctricas (C.H.) y Centrales Termoeléctricas.
Gasto
-
493692000
2008-12-31
ANEXO N°2 VARIACIONES DEL PERIMETRO DE CONSOLIDACION
Emgesa S.A.
Generandes Perú S.A.
No tienen efectos en Minoritarios.
DEUDA DE COBERTURA
1) Deuda de Cobertura
De la deuda de Endesa en dólares, al 31 de marzo de 2009 M$ 1.159.520.880 están relacionados a la cobertura de los flujos de caja futuros por los ingresos de la actividad del Grupo que están vinculados al dólar. Al 31 de diciembre de 2008 dicho monto ascendía a M$ 1.361.366.550.
El movimiento durante el período 2009 y ejercicio 2008 en el rubro “Patrimonio Neto: Reservas de Coberturas” por las diferencias de cambio de esta deuda ha sido el siguiente:
31 de Marzo de 2009.
Saldo en reservas por revaluación de
Activos y pasivos al inicio del ejercicio
-96.503.511.000)
Diferencias de cambio registradas en
Patrimonio neto 90.830.108.000
Imputaciones de diferencias de cambio a
Ingresos 619.941.000
Saldo en reservas por revaluación de
Activos y pasivos al final del ejercicio
-5.053.462.000
31 de Marzo de 2008
Saldo en reservas por revaluación de
Activos y pasivos al inicio del ejercicio 169.344.561.000.
Diferencias de cambio registradas en
Patrimonio neto 117.527.383.000.
Imputaciones de diferencias de cambio a
Ingresos -7.124.417.000
Saldo en reservas por revaluación de
Activos y pasivos al final del ejercicio 279.747.527.000.
2) Otros aspectos.
Al 31 de marzo de 2009 y 31 de diciembre de 2008, Endesa disponía de líneas de crédito de largo plazo disponibles por M$ 115.424.000 y M$ 127.290.000, respectivamente.
Diversos contratos de deuda de la sociedad como de algunas de sus filiales incluyen la obligación de cumplir ciertos ratios financieros, habituales en contratos de esta naturaleza. También hay obligaciones afirmativas y negativas que exigen el monitoreo de estos compromisos.
Algunos de los contratos de deuda financiera de Endesa Chile contienen cláusulas de incumplimiento cruzado (\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\
ESTADOS DE RESULTADOS INTEGRALES CONSOLIDADOS DETALLADOS
Estados de Resultados Integrales Consolidados Detallados
Por los períodos terminados al 31 de marzo de 2009 y 2008
(En Pesos)
31-03-2009
INGRESOS 660.810.967.000
Ventas 659.408.065.000
Ventas de Energía 637.141.607.000
Otras Ventas 4.906.764.000
Otras Prestaciones
de Servicios 17.359.694.000
Otros Ingresos de
Explotación 1.402.902.000
APROVISIONAMIENTOS
Y SERVICIOS -277.989.629.000
Compras de Energía -31.229.154.000
Consumo de Combustible-181.060.449.000
Gastos de Transporte -54.867.959.000
Otros Aprovisionamientos
Variables y Servicios -10.832.067.000
MARGEN DE
CONTRIBUCIÓN 382.821.338.000
Trabajos para el Inmovilizado 200.271.000
Gastos de Personal -18.954.004.000
Otros Gastos Fijos
de Explotación -26.337.186.000
RESULTADO BRUTO
DE EXPLOTACIÓN 337.730.419.000
Amortizaciones -47.796.830.000
RESULTADO
DE EXPLOTACIÓN 289.933.589.000
RESULTADO FINANCIERO -56.486.758.000
Ingresos Financieros 10.900.388.000
Gastos Financieros -49.803.394.000
Resultados por Unidades
de Reajuste 9.352.427.000
Diferencias de Cambio -26.936.179.000
Positivas 6.344.525.000
Negativas -33.280.704.000
Resultado de Sociedades
Contabilizadas por el
Método de Participación 16.811.479.000
Resultado de Otras
Inversiones -479.010.000
Resultados en Ventas
de Activos -21.520.000
RESULTADOS ANTES DE
IMPUESTOS 249.757.780.000
Impuesto Sobre
Sociedades -43.475.540.000
RESULTADO DESPUES DE
IMPUESTOS DE LAS ACTIVIDADES CONTINUADAS 206.282.240.000
Ganancia (Pérdida) de
Operaciones Discontinuadas,
Neta de Impuesto 0
RESULTADO DESPUES DE
IMPUESTOS DE LAS ACTIVIDADES
INTERRUMPIDAS 206.282.240.000
RESULTADO DEL PERÍODO 206.282.240.000
Sociedad Dominante 165.784.662.000
Accionistas Minoritarios 40.497.578.000
31-03-2008
INGRESOS 531.506.811.000
Ventas 531.252.256.000
Ventas de Energía 517.253.644.000
Otras Ventas 3.915.464.000
Otras Prestaciones
de Servicios 10.083.148.000
Otros Ingresos de
Explotación 254.555.000
APROVISIONAMIENTOS
Y SERVICIOS -286.652.304.000
Compras de Energía -21.084.697.000
Consumo de Combustible-205.391.876.000
Gastos de Transporte -51.532.124.000
Otros Aprovisionamientos
Variables y Servicios -8.643.607.000
MARGEN DE
CONTRIBUCIÓN 244.854.507.000
Trabajos para el Inmovilizado 32.252.000
Gastos de Personal -14.637.240.000
Otros Gastos Fijos
de Explotación -20.249.642.000
RESULTADO BRUTO
DE EXPLOTACIÓN 209.999.877.000
Amortizaciones -45.593.529.000
RESULTADO DE
EXPLOTACIÓN 164.406.348.000
RESULTADO FINANCIERO -62.502.818.000
Ingresos Financieros 3.459.062.000
Gastos Financieros -38.974.715.000
Resultados por Unidades
de Reajuste 1.681.428.000
Diferencias de Cambio -25.305.737.000
Positivas 327.699.000
Negativas -25.633.436.000
Resultado de Sociedades
Contabilizadas por el
Método de Participación 19.224.964.000
Resultado de Otras
Inversiones -1.519.110.000
Resultados en Ventas
de Activos 33.975.000
RESULTADOS ANTES DE
IMPUESTOS 119.643.359.000
Impuesto Sobre
Sociedades -25.284.801.000
RESULTADO DESPUES DE
IMPUESTOS DE LAS ACTIVIDADES CONTINUADAS 94.358.558.000
Ganancia (Pérdida) de
Operaciones Discontinuadas,
Neta de Impuesto 0
RESULTADO DESPUES DE
IMPUESTOS DE LAS ACTIVIDADES
INTERRUMPIDAS 94.358.558.000
RESULTADO DEL PERÍODO 94.358.558.000
Sociedad Dominante 68.412.531.000
Accionistas Minoritarios 25.946.027.000
31-03-2009
Ganancia (perdida) del Periodo
Participación de la controladora 165.784.662.000
Participación minoritaria 40.497.578.000
Total 206.282.240.000
Otros ingresos y gastos con Cargo o Abono en el Patrimonio Neto:
CON CARGOS O ABONOS A RESULTADOS RETENIDOS
Participación de la controladora 26.908.000
Total 26.908.000
Ganancias (Perdidas) Actuariales definidas como beneficio de planes de pensiones.
Participación de la controladora 32.419.000
Total 32.419.000
Efecto impositivo
Participación de la controladora -5.511.000
Total -5.511.000
CON CARGO O ABONO A RESERVA DE COBERTURA.
Participación de la controladora 90.830.108.000
Total 90.830.108.000.
Cobertura de flujo de caja
Participación de la controladora 109.433.865.000
Total 109.433.865.000
Efecto impositivo
Participación de la controladora
-18.603.757.000.
Total -18.603.757.000.
CON CARGO O ABONO A RESERVA DE CONVERSION.
Participación de la controladora
-130.654.328.000
Participación minoritaria -235.324.971.000
Total -365.979.299.000
Ajuste por Conversión
Participación de la controladora
-130.654.328.000
Participación minoritaria -235.324.971.000
Total -365.979.299.000
Total Otros Ingresos y Gastos con Cargo o abono en el Patrimonio Neto.
Participación de la controladora 39.797.312.000.
Participación minoritaria -235.324.971.000
Total -275.122.283.000
Transferencia desde Patrimonio a la Ganancia (pérdida) del periodo
CON CARGO O ABONO A RESERVA DE COBERTURA
Participación de la controladora 619.941.000.
Total 619.941.000
Cobertura de flujo de Caja
Participación de la controladora 746.917.000.
Total 746.917.000.
Efecto Impositivo
Participación de la controladora
-126.976.000.
Total -126.976.000.
Total transferencia desde Patrimonio Neto a la Ganancia (pérdida) del periodo.
Participación de la controladora 619.941.000.
Total 619.941.000.
Total Otros Ingresos y Gastos con Cargo o Abono en el Patrimonio Neto
Participación de la controladora
-39.177.371.000.
Participación Minoritaria -235.324.971.000
Total -274.502.342.000.
Total Resultado del Ingreso y Gasto Integrales reconocidos en el Periodo
Participación de la controladora 126.607.291.000.
Participación minoritaria -194.827.393.000.
Total -68.220.102.000
31-03-2008
Ganancia (perdida) del Periodo
Participación de la controladora 68.412.531.000.
Participación minoritaria 25.946.027.000.
Total 94.358.558.000.
CON CARGO O ABONO A RESERVA DE COBERTURA.
Participación de la controladora 117.195.043.000.
Total 117.195.043.000.
Cobertura de flujo de caja
Participación de la controladora 122.929.456.000.
Total 122.929.456.000.
Efecto impositivo
Participación de la controladora
-5.734.413.000.
Total -5.734.413.000.
CON CARGO O ABONO A RESERVA DE CONVERSION.
Participación de la controladora
-6.463.929.000
Total -6.463.929.000.
Ajuste por Conversión
Participación de la controladora
-6.463.929.000.
Total -6.463.929.000.
Total Otros Ingresos y Gastos con Cargo o abono en el Patrimonio Neto.
Participación de la controladora 110.731.114.000.
Total 110.731.114.000.
Transferencia desde Patrimonio a la Ganancia (pérdida) del periodo
CON CARGO O ABONO A RESERVA DE COBERTURA
Participación de la controladora
-6.792.077.000.
Total -6.792.077.000.
Cobertura de flujo de Caja
Participación de la controladora
-7.124.417.000.
Total -7.124.417.000.
Efecto Impositivo
Participación de la controladora 332.340.000.
Total 332.340.000.
Total transferencia desde Patrimonio Neto a la Ganancia (pérdida) del periodo.
Participación de la controladora
-6.792.077.000.
Total -6.792.077.000.
Total Otros Ingresos y Gastos con Cargo o Abono en el Patrimonio Neto
Participación de la controladora 103.939.037.000.
Total 103.939.037.000.
Total Resultado del Ingreso y Gasto Integrales reconocidos en el Periodo
Participación de la controladora 172.351.568.000.
Participación minoritaria 25.946.027.000.
Total 198.297.595.000.
ANEXO N°3 SOCIEDADES ASOCIADAS
Sociedad ( Por orden alfabético) % Participación a 31/03/2009 % Participación a 31/12/2008 Domicilio social Actividad Empresa auditora
Control Económico Control Económico
Consorcio Ara- Ingendesa Ltda. 50,00% 50,00% 50,00% 50,00% Santiago de Chile (Chile) Consultora de Ingeniería de Proyectos Kpmg Auditores
Distrilec Inversora S.A. 0,89% 0,89% 0,89% 0,89% Buenos Aires (Argentina) Sociedad de Cartera Kpmg Auditores
Electrogas S.A 99,97% 42,50% 99,97% 42,50% Santiago de Chile (Chile) Sociedad de Cartera Kpmg Auditores
Endesa Brasil 40,45% 37,65% 40,45% 37,65% Río de Janeiro (Brasil) Sociedad de Cartera Deloitte
Endesa Cemsa S.A. 45,00% 45,00% 45,00% 45,00% Buenos Aires (Argentina) Compra Venta Mayorista de Energía Eléctrica Deloitte
GNL Chile.S.A. 33,33% 33,33% 33,33% 33,33% Santiago de Chile (Chile) Promover proyecto para suministro de gas licuado Ernst & Young
GNL Quintero S.A. 20,00% 20,00% 20,00% 20,00% Santiago de Chile (Chile) Desarrollo, Diseño, Suministro de un Terminal de Regacificación de Gas Natural Licuado Ernst & Young
Inversiones Electrogas S.A. 42,50% 42,50% 42,50% 42,50% Santiago de Chile (Chile) Sociedad de Cartera Kpmg Auditores
ANEXO N°1 SOCIEDADES QUE COMPONEN EL GRUPO ENDESA
Sociedad % Participación a 31/03/2009 % Participación a 31/12/2008 Domicilio social Actividad Empresa auditora
( Por orden alfabético) Control Económico Control Económico
Atacama Finance Co 100,00% 50,00% 100,00% 50,00% Grand Cayman (Islas Caimán) Sociedad de Cartera Ernst & Young
Central Eólica Canela S.A. 75,00% 75,00% 75,00% 75,00% Santiago de Chile (Chile) Promoción y Desarrollo Proyectos de Energía Renovables Kpmg Auditores
Centrales Hidroeléctricas De Aysén S.A. 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% Santiago de Chile (Chile) Desarrollo y Explotación de un Proyecto Hidroeléctrico Kpmg Auditores
Compañía Eléctrica San Isidro S.A. 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% Santiago de Chile (Chile) Ciclo Completo de Energía Eléctrica Kpmg Auditores
Compañía Eléctrica Tarapacá S.A. 99,94% 100,00% 100,00% 100,00% Santiago de Chile (Chile) Ciclo Completo Energía Eléctrica Kpmg Auditores
Consorcio Ara- Ingendesa Ltda. 50,00% 50,00% 50,00% 50,00% Santiago de Chile (Chile) Consultora de Ingeniería de Proyectos Kpmg Auditores
Consorcio Ara- Ingendesa Sener Ltda. 33,33% 33,33% 33,33% 33,32% Santiago de Chile (Chile) Ejecución y Cumplimiento del Contrato de Ingeníeria Básica Linea Maipu Kpmg Auditores
Consorcio Ingendesa Minimetal Ltda. 50,00% 50,00% 50,00% 50,00% Santiago de Chile (Chile) Servicios de Ingeniería -
Distrilec Inversora S.A. 0,89% 0,89% 0,89% 0,89% Buenos Aires (Argentina) Sociedad de Cartera Kpmg Auditores
Edegel S.A. 54,20% 33,06% 54,20% 33,06% Lima (Perú) Generación, Comercialización y Distribución de Energía Eléctrica Kpmg Auditores
Sociedad % Participación a 31/03/2009 % Participación a 31/12/2008 Domicilio social Actividad Empresa auditora
( Por orden alfabético) Control Económico Control Económico
Electrogas S.A 99,97% 42,50% 99,97% 42,50% Santiago de Chile (Chile) Sociedad de Cartera Kpmg Auditores
Emgesa S.A. E.S.P. 26,87% 26,87% 26,87% 26,87% Bogotá (Colombia) Generación de Energía Eléctrica. Deloitte
Empresa de Ingeniería Ingendesa S.A. 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% Santiago de Chile (Chile) Prestación de Servicios de Ingeniería Kpmg Auditores
Empresa Eléctrica Pangue S.A. 94,99% 94,99% 94,99% 94,99% Santiago de Chile (Chile) Ciclo Completo Energía Eléctrica Kpmg Auditores
Empresa Eléctrica Pehuenche S.A. 92,65% 92,65% 92,65% 92,65% Santiago de Chile (Chile) Ciclo Completo Energía Eléctrica Kpmg Auditores
Endesa Argentina 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% Buenos Aires (Argentina) Sociedad de Cartera Kpmg Auditores
Endesa Brasil 40,45% 37,65% 40,45% 37,65% Río de Janeiro (Brasil) Sociedad de Cartera Deloitte
Endesa Cemsa S.A. 45,00% 45,00% 45,00% 45,00% Buenos Aires (Argentina) Compra Venta Mayorista de Energía Eléctrica Deloitte
Endesa Costanera 69,76% 69,76% 69,76% 69,76% Buenos Aires (Argentina) Generación y Comercialización de Electricidad Kpmg Auditores
Endesa Eco S.A. 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% Santiago de Chile (Chile) Proyectos de Energías Renovables Kpmg Auditores
Sociedad % Participación a 31/03/2009 % Participación a 31/12/2008 Domicilio social Actividad Empresa auditora
( Por orden alfabético) Control Económico Control Económico
Endesa Inversiones Generales S.A. 100,00% 99,96% 100,00% 99,96% Santiago de Chile (Chile) Sociedad de Cartera Kpmg Auditores
Energex Co. 100,00% 50,00% 100,00% 50,00% Grand Cayman (Islas Caiman) Sociedad de Cartera Ernst & Young
Gas Atacama S.A. 100,00% 50,00% 100,00% 50,00% Santiago de Chile (Chile) Administración y Dirección de Sociedades Ernst & Young
Gasoducto Atacama Argentina S.A. 99,97% 50,00% 99,97% 50,00% Santiago de Chile (Chile) Transporte de Gas Natural Kpmg Auditores
Gasoducto Atacama Chile S.A. 99,95% 50,00% 99,95% 50,00% Santiago de Chile (Chile) Transporte de Gas Natural Ernst & Young
Gasoducto Taltal Ltda. 100,00% 50,00% 100,00% 50,00% Santiago de Chile (Chile) Transporte de Gas Natural Ernst & Young
Generandes Perú S.A. 61,00% 61,00% 61,00% 61,00% Lima (Perú) Sociedad de Cartera Kpmg Auditores
GNL Chile.S.A. 33,33% 33,33% 33,33% 33,33% Santiago de Chile (Chile) Promover proyecto para suministro de gas licuado Ernst & Young
GNL Quintero S.A. 20,00% 20,00% 20,00% 20,00% Santiago de Chile (Chile) Desarrollo, Diseño, Suministro de un Terminal de Regacificación de Gas Natural Licuado Ernst & Young
Hidroaysén Transmisión S.A. 51,00% 51,00% 99,51% 51,00% Santiago de Chile (Chile) Desarrollar Sistemas de Transmisión Eléctrica -
Sociedad % Participación a 31/03/2009 % Participación a 31/12/2008 Domicilio social Actividad Empresa auditora
( Por orden alfabético) Control Económico Control Económico
Hidroeléctrica El Chocón S.A. 67,67% 65,37% 67,67% 65,37% Buenos Aires (Argentina) Producción y Comercialización de Energía Eléctrica Kpmg Auditores
Hidroinvest S.A. 96,09% 96,09% 96,09% 96,09% Buenos Aires (Argentina) Sociedad de Cartera Kpmg Auditores
Ingendesa do Brasil Ltda. 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% Río de Janeiro (Brasil) Consultora de Ingeniería de Proyectos Kpmg Auditores
Inversiones Electrogas S.A. 42,50% 42,50% 42,50% 42,50% Santiago de Chile (Chile) Sociedad de Cartera Kpmg Auditores
Inversiones Endesa Norte S.A. 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% Santiago de Chile (Chile) Inversiones Proyectos Energéticos Norte de Chile Kpmg Auditores
Inversiones Gas Atacama Holding Ltda. 50,00% 50,00% 50,00% 50,00% Santiago de Chile (Chile) Transporte de Gas Natural Ernst & Young
Progas S.A. 100,00% 50,00% 100,00% 50,00% Santiago de Chile (Chile) Distribución de Gas Ernst & Young
Sociedad Concesionaria Túnel El Melón S.A. 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% Santiago de Chile (Chile) Ejecución, Construcción y Explotación del Túnel El Melón Kpmg Auditores
Sociedad Consorcio Ingendesa-Ara Limitada 50,00% 50,00% 50,00% 50,00% Santiago de Chile (Chile) Prestación de Servicios de Ingeniería -
Southern Cone Power Argentina S.A. 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% Buenos Aires (Argentina) Sociedad de Cartera Kpmg Auditores
Sociedad % Participación a 31/03/2009 % Participación a 31/12/2008 Domicilio social Actividad Empresa auditora
( Por orden alfabético) Control Económico Control Económico
Termoeléctrica José de San Martín S.A. 20,86% 13,88% 20,86% 13,88% Buenos Aires (Argentina) Construcción y Explotación de una Central de Ciclo combinado Ernst & Young
Termoeléctrica Manuel Belgrano S.A. 20,86% 13,88% 20,86% 13,88% Buenos Aires (Argentina) Producción, Transporte y Distribución de Energía Eléctrica Deloitte
Transmisora Eléctrica de Quillota Ltda. 50,00% 50,00% 50,00% 50,00% Santiago de Chile (Chile) Transporte y Distribución de Energía Eléctrica Ernst & Young
PRÉSTAMOS QUE DEVENGAN INTERESES
1) El desglose por monedas y vencimientos de los Préstamos Bancarios al 31 de marzo de 2009 y 31 de diciembre 2008 es el siguiente:
Año-2009
Segmento país: Chile.
Moneda: Dólar.
Tipo de amortización: Semestral.
Tasa Nominal: 2.54%
Garantía: Sin Garantía.
Vencimiento: Uno a Tres meses $ 148.257.000 (Corriente)
Vencimiento: Tres a Doce meses $ 4.267.646.000 (Corriente)
Total Corriente al 31/03/2009 $ 4.415.903.000
Vencimiento: Uno a Cinco años $ 320.363.978.000 (No Corriente)
Vencimiento: Cinco Años o Más $ 117.990.091.000 (No Corriente)
Total No Corriente al 31/03/2009 $ 438.354.069.000.
Segmento país: Perú.
Moneda: Dólar.
Tipo de amortización: Trimestral.
Tasa Nominal: 5.02%.
Garantía: Sin Garantía.
Vencimiento: Tres a Doce meses $ 29.089.569.000 (Corriente)
Total Corriente al 31/03/2009 $ 29.089.569.000
Vencimiento: Uno a Cinco años $ 38.388.518.000 (No Corriente)
Total No Corriente al 31/03/2009 $ 38.388.518.000
Segmento país: Perú.
Moneda: Soles
Tipo de amortización: Trimestral.
Tasa Nominal: 7.65%.
Garantía: Sin Garantía.
Vencimiento: Uno a Cinco años $ 16.737.222.000 (No Corriente)
Total No Corriente al 31/03/2009 $ 16.737.222.000
Segmento país: Argentina.
Moneda: Dólar.
Tipo de amortización: Semestral.
Tasa Nominal: 5.42%
Garantía: Sin Garantía.
Vencimiento: Uno a Tres meses $ 19.322.993.000 (Corriente)
Vencimiento: Tres a Doce meses $ 10.473.435.000 (Corriente)
Total Corriente al 31/03/2009 $ 29.796.428.000.
Vencimiento: Uno a Cinco años $ 34.509.545.000 (No Corriente)
Total No Corriente al 31/03/2009 $ 34.509.545.000.
Segmento país: Argentina.
Moneda: Pesos Arg.
Tipo de amortización: Semestral.
Tasa Nominal: 16,24%.
Garantía: Sin Garantía.
Vencimiento: Uno a Tres meses $ 7.964.478.000 (Corriente).
Vencimiento: Tres a Doce meses $ 8.963.544.000 (Corriente).
Total Corriente al 31/03/2009 $ 16.928.022.000.
Vencimiento: Uno a Cinco años $ 3.244.775.000. (No Corriente).
Total No Corriente al 31/03/2009 $ 3.244.775.000.
Segmento país: Colombia.
Moneda: Pesos Col.
Tipo de amortización: Semestral.
Tasa Nominal: 12,49%.
Garantía: Sin Garantía.
Vencimiento: Tres a Doce meses $ 45.631.128.000 (Corriente).
Total Corriente al 31/03/2009 $ 45.631.128.000.
Vencimiento: Uno a Cinco años $ 69.459.193.000 (No Corriente).
Total No Corriente al 31/03/2009 $ 69.459.193.000.
Total Uno a Tres Meses $ 27.435. 728.000
Total Tres a Doce Meses $ 98.425.319.000
Total Corriente al 31/03/2009 $ 125.861.047.000
Total Uno a Cinco Años $ 482.703.231.000
Total Cinco Años o Más $ 117.990.091.000
Total No Corriente al 31/03/2009 $ 600.693.322.000
Año-2008
Segmento país: Chile.
Moneda: Dólar.
Tipo de amortización: Semestral.
Tasa Nominal: 2.53%.
Garantía: Sin Garantía.
Vencimiento: Tres a Doce meses $ 5.513.440.000 (Corriente).
Total Corriente al 31/12/2008 $ 5.513.440.000.
Vencimiento: Uno a Cinco años $ 348.647.082.000 (No Corriente).
Vencimiento: Cinco Años o Más $ 129.184.352.000 (No Corriente).
Total No Corriente al 31/12/2008 $ 477.831.434.000
Segmento país: Perú.
Moneda: Dólar.
Tipo de amortización: Trimestral.
Tasa Nominal: 3.70%.
Garantía: Sin Garantía.
Vencimiento: Uno a Tres meses $ 3.184.277.000 (Corriente)
Vencimiento: Tres a Doce meses $ 38.020.797.000 (Corriente)
Total Corriente al 31/12/2008 $ 41.205.074.000.
Vencimiento: Uno a Cinco años $ 43.840.091.000 (No Corriente)
Total No Corriente al 31/12/2008 $ 43.840.091.000
Segmento país: Perú.
Moneda: Soles
Tipo de amortización: Trimestral.
Tasa Nominal: 6.60%.
Garantía: Sin Garantía.
Vencimiento: Uno a Cinco años $ 11.958.775.000 (No Corriente)
Total No Corriente al 31/12/2008 $ 11.958.775.000
Segmento país: Argentina.
Moneda: Dólar.
Tipo de amortización: Semestral.
Tasa Nominal: 5.43%
Garantía: Sin Garantía.
Vencimiento: Uno a Tres meses $ 7.076.623.000 (Corriente)
Vencimiento: Tres a Doce meses $ 23.987.280.000 (Corriente)
Total Corriente al 31/12/2008 $ 31.063.903.000.
Vencimiento: Uno a Cinco años $ 44.946.682.000 (No Corriente)
Total No Corriente al 31/12/2008 $ 44.946.682.000.
Segmento país: Argentina.
Moneda: Pesos Arg.
Tipo de amortización: Semestral.
Tasa Nominal: 15,02%.
Garantía: Sin Garantía.
Vencimiento: Tres a Doce meses $ 13.873.956.000 (Corriente).
Total Corriente al 31/12/2008 $ 13.873.956.000.
Vencimiento: Uno a Cinco años $ 3.766.170.000. (No Corriente).
Total No Corriente al 31/12/2008 $ 3.766.170.000.
Segmento país: Colombia.
Moneda: Pesos Col.
Tipo de amortización: Semestral.
Tasa Nominal: 11,74%.
Garantía: Sin Garantía.
Vencimiento: Tres a Doce meses $ 43.195.600.000 (Corriente).
Total Corriente al 31/12/2008 $ 43.195.600.000.
Vencimiento: Uno a Cinco años $ 86.523.390.000 (No Corriente).
Total No Corriente al 31/12/2008 $ 86.523.390.000.
Total Uno a Tres Meses $ 10.260.900.000.
Total Tres a Doce Meses $ 124.591.073.000.
Total Corriente al 31/12/2008 $ 134.851.973.000.
Total Uno a Cinco Años $ 539.682.190.000.
Total Cinco Años o Más $ 129.184.352.000.
Total No Corriente al 31/12/2008 $ 668.866.542.000.
El valor razonable de los préstamos bancarios corriente y no corriente al 31 de marzo de 2009 asciende a M$ 974.935.396 y al 31 de diciembre de 2008 a M$ 979.765.893.
2) El desglose por monedas y vencimientos de las Obligaciones No Garantizadas al 31 de marzo de 2009 y 31 de diciembre 2008 es el siguiente:
Año-2009
Segmento país: Chile.
Moneda: Dólar.
Tipo de amortización: Semestral.
Tasa Nominal: 8.12%
Garantía: Sin Garantía.
Vencimiento: Uno a Tres meses $ 250.549.627.000 (Corriente)
Total Corriente al 31/03/2009 $ 250.549.627.000
Vencimiento: Uno a Cinco años $ 231.986.403.000 (No Corriente)
Vencimiento: Cinco Años o Más $ 293.287.497.000 (No Corriente)
Total No Corriente al 31/03/2009 $ 525.273.900.000.
Segmento país: Chile.
Moneda: U.F.
Tipo de amortización: Trimestral.
Tasa Nominal: 4.86%
Garantía: Sin Garantía.
Vencimiento: Tres a Doce meses $ 7.602.434.000 (Corriente)
Total Corriente al 31/03/2009 $ 7.602.434.000
Vencimiento: Uno a Cinco años $ 20.425.295.000 (No Corriente)
Vencimiento: Cinco Años o Más $ 377.908.380.000 (No Corriente)
Total No Corriente al 31/03/2009 $ 398.333.675.000.
Segmento país: Perú.
Moneda: Soles.
Tipo de amortización: Trimestral.
Tasa Nominal: 6.48%.
Garantía: Sin Garantía.
Vencimiento: Uno a Tres meses $ 12.916.232.000 (Corriente)
Total Corriente al 31/03/2009 $ 12.916.232.000.
Vencimiento: Uno a Cinco años $ 49.506.072.000 (No Corriente)
Vencimiento: Cinco Años o Más $ 12.916.232.000 (No Corriente)
Total No Corriente al 31/03/2009 $ 62.422.304.000
Segmento país: Perú.
Moneda: Dólar
Tipo de amortización: Semestral.
Tasa Nominal: 6.62%.
Garantía: Sin Garantía.
Vencimiento: Tres a Doce meses $ 5.832.601.000 (Corriente)
Total Corriente al 31/03/2009 $ 5.832.601.000
Vencimiento: Uno a Cinco años $ 16.331.284.000 (No Corriente)
Vencimiento: Cinco Años o Más $ 19.971.447.000 (No Corriente)
Total No Corriente al 31/03/2009 $ 36.302.731.000
Total Uno a Tres Meses $ 263.465.859.000.
Total Tres a Doce Meses $ 13.435.035.000.
Total Corriente al 31/03/2009 $ 276.900.894.000.
Total Uno a Cinco Años $ 318.249.054.000.
Total Cinco Años o Más $ 704.083.556.000.
Total No Corriente al 31/03/2009 $ 1.022.332.610.
Año-2008
Segmento país: Chile.
Moneda: Dólar.
Tipo de amortización: Semestral.
Tasa Nominal: 7.97%
Garantía: Sin Garantía.
Vencimiento: Tres a Doce meses $ 422.265.987.000 (Corriente)
Total Corriente al 31/12/2008 $ 422.265.987.000
Vencimiento: Uno a Cinco años $ 252.964.910.000 (No Corriente)
Vencimiento: Cinco Años o Más $ 272.974.605.000 (No Corriente)
Total No Corriente al 31/12/2008 $ 525.939.515.000.
Segmento país: Chile.
Moneda: U.F.
Tipo de amortización: Trimestral.
Tasa Nominal: 4.91%
Garantía: Sin Garantía.
Vencimiento: Tres a Doce meses $ 3.630.353.000 (Corriente)
Total Corriente al 31/12/2008 $ 3.630.353.000
Vencimiento: Uno a Cinco años $ 20.744.637.000 (No Corriente)
Vencimiento: Cinco Años o Más $ 388.679.100.000 (No Corriente)
Total No Corriente al 31/12/2008 $ 409.423.737.000
Segmento país: Perú.
Moneda: Soles.
Tipo de amortización: Trimestral.
Tasa Nominal: 6.48%.
Garantía: Sin Garantía.
Vencimiento: Tres a Doce meses $ 14.188.378.000 (Corriente)
Total Corriente al 31/12/2008 $ 14.188.378.000.
Vencimiento: Uno a Cinco años $ 43.578.590.000 (No Corriente)
Vencimiento: Cinco Años o Más $ 24.991.814.000 (No Corriente)
Total No Corriente al 31/12/2008 $ 68.570.404.000.
Segmento país: Perú.
Moneda: Dólar
Tipo de amortización: Semestral.
Tasa Nominal: 17.04%.
Garantía: Sin Garantía.
Vencimiento: Tres a Doce meses $ 12.737.108.000 (Corriente)
Total Corriente al 31/12/2008 $ 12.737.108.000.
Vencimiento: Uno a Cinco años $ 17.831.952.000 (No Corriente)
Vencimiento: Cinco Años o Más $ 12.558.736.000 (No Corriente)
Total No Corriente al 31/12/2008 $ 30.390.688.000
Total Tres a Doce Meses $ 452.821.826.000.
Total Corriente al 31/12/2008 $ 452.821.826.000.
Total Uno a Cinco Años $ 335.120.089.000.
Total Cinco Años o Más $ 699.204.255.000.
Total No Corriente al 31/12/2008 $ 1.034.324.344.000.
3) El desglose por monedas y vencimientos de las Obligaciones Garantizadas al 31 de marzo de 2009 y 31 de diciembre 2008 es el siguiente:
Año-2009
Segmento país: Colombia.
Moneda: Pesos Col.
Tipo de amortización: Trimestral.
Tasa Nominal: 11.57%.
Garantía: Con Garantía.
Vencimiento: Uno a Tres meses $ 6.988.669.000 (Corriente)
Vencimiento: Tres a Doce meses $ 74.785.071.000 (Corriente)
Total Corriente al 31/03/2009 $ 81.773.740.000
Vencimiento: Cinco Años o Más $ 246.604.445.000 (No Corriente)
Total No Corriente al 31/03/2009 $ 246.604.445.000.
Total Uno a Tres Meses $ 6.988.699.000.
Total Tres a Doce Meses $ 74.785.071.000.
Total Corriente al 31/03/2009 $ 81.773.740.000.
Total Cinco Años o Más $ 246.604.445.000.
Total No Corriente al 31/03/2009 $ 246.604.445.000.
Año-2008
Segmento país: Colombia.
Moneda: Pesos Col.
Tipo de amortización: Trimestral.
Tasa Nominal: 11.80%.
Garantía: Con Garantía.
Vencimiento: Uno a Tres meses $ 90.595.733.000 (Corriente)
Vencimiento: Tres a Doce meses $ 15.027.040.000 (Corriente)
Total Corriente al 31/12/2008 $ 105.622.773.000.
Vencimiento: Uno a Cinco años $ 113.469.930.000 (No Corriente)
Vencimiento: Cinco Años o Más $ 119.143.426.000 (No Corriente)
Total No Corriente al 31/12/2008 $ 232.613.356.000.
Total Uno a Tres Meses $ 90.595.733.000.
Total Tres a Doce Meses $ 15.027.040.000.
Total Corriente al 31/12/2008 $ 105.622.773.000.
Total Uno a Cinco Años $ 113.469.930.000.
Total Cinco Años o Más $ 119.143.426.000.
Total No Corriente al 31/12/2008 $ 232.613.356.000.
El valor razonable de las obligaciones con el público corriente y no corriente al 31 de marzo de 2009 asciende a M$ 1.757.075.334 y al 31 de diciembre de 2008 a M$ 2.199.232.570.
OTRA INFORMACIÓN.
Dotación.
Dotación.
La distribución del personal de Endesa, incluyendo la información relativa a las filiales en los cinco países donde está presente el Grupo en Latinoamérica, al 31 de marzo de 2009 y 31 de diciembre de 2008, era la siguiente:
31 de Marzo de 2009
País: Chile
Gerentes y Ejecutivos Principales: 47
Profesionales y Técnicos: 1.156
Trabajadores y Otros: 237
Total: 1.440
Promedio del Período: 1.436
País: Argentina
Gerentes y Ejecutivos Principales: 7
Profesionales y Técnicos: 294
Trabajadores y Otros: 23
Total: 324
Promedio del Período: 324
País: Perú
Gerentes y Ejecutivos Principales: 7
Profesionales y Técnicos: 217
Trabajadores y Otros: 19
Total: 243
Promedio del Período: 242
País: Colombia
Gerentes y Ejecutivos Principales: 7
Profesionales y Técnicos: 382
Trabajadores y Otros: 27
Total: 416
Promedio del Período: 410
Totales
Gerentes y Ejecutivos Principales: 68
Profesionales y Técnicos: 2.049
Trabajadores y Otros: 306
Total: 2.423
Promedio del Período: 2.413
31 de Diciembre de 2008
País: Chile
Gerentes y Ejecutivos Principales: 48
Profesionales y Técnicos: 1.149
Trabajadores y Otros: 234
Total: 1.431
Promedio del Período: 1.330
País: Argentina
Gerentes y Ejecutivos Principales: 7
Profesionales y Técnicos: 295
Trabajadores y Otros: 23
Total: 325
Promedio del Período: 326
País: Perú
Gerentes y Ejecutivos Principales: 7
Profesionales y Técnicos: 216
Trabajadores y Otros: 19
Total: 242
Promedio del Período: 229
País: Colombia
Gerentes y Ejecutivos Principales: 7
Profesionales y Técnicos: 374
Trabajadores y Otros: 23
Total: 404
Promedio del Período: 402
Totales
Gerentes y Ejecutivos Principales: 69
Profesionales y Técnicos: 2.034
Trabajadores y Otros: 299
Total: 2.402
Promedio del Período: 2.288
GARANTIAS COMPROMETIDAS CON TERCEROS, OTROS ACTIVOS Y PASIVOS CONTINGENTES Y OTROS COMPROMISOS
1) Garantías Directas:
Acreedor de la Garantía: Bancos Acreedores
Deudor Nombre: Pangue S. A.
Deudor Relación: Acreedor
Tipo Garantía: Hipoteca y Prenda
Activos Comprometidos
Tipo: Inmuebles y Equipos
Moneda: Pesos Chilenos ($)
Valor Contable: 86.239.360.000
Saldo Pendiente
Moneda: Pesos Chilenos ($)
31-03-2009: 850.707.000
31-12-2008: 1.586.879.000
Acreedor de la Garantía: Soc.de Energía de la República Argentina
Deudor Nombre: Endesa Argentina, Endesa Costanera
Deudor Relación: Acreedor
Tipo Garantía: Prenda
Activos Comprometidos
Tipo: Acciones
Moneda: Pesos Chilenos ($)
Valor Contable: 5.937.234.000
Saldo Pendiente
Moneda: Pesos Chilenos ($)
31-03-2009: 5.408.011.000
31-12-2008: 6.289.281.000
Acreedor de la Garantía: Mitsubishi
Deudor Nombre: Endesa Costanera
Deudor Relación: Acreedor
Tipo Garantía: Prenda
Activos Comprometidos
Tipo: Ciclo combinado
Moneda: Pesos Chilenos ($)
Valor Contable: 60.562.188.000
Saldo Pendiente
Moneda: Pesos Chilenos ($)
31-03-2009: 39.955.813.000
31-12-2008: 48.567.006.000
Acreedor de la Garantía: Credit Suisse First Boston
Deudor Nombre: Endesa Costanera
Deudor Relación: Acreedor
Tipo Garantía: Prenda
Activos Comprometidos
Tipo: Ciclo combinado
Moneda: Pesos Chilenos ($)
Valor Contable: 21.563.592.000
Saldo Pendiente
Moneda: Pesos Chilenos ($)
31-03-2009: 23.330.400.000
31-12-2008: 25.458.000.000
Liberación de Garantía
2010: 17.142.857.000
2011: 4.285.714.000
Acreedor de la Garantía: Varios Acreedores
Deudor Nombre: Endesa Matriz
Deudor Relación: Acreedor
Tipo Garantía: Boletas
Activos Comprometidos
Tipo: -.-
Moneda: Pesos Chilenos ($)
Valor Contable: 0
Saldo Pendiente
Moneda: Pesos Chilenos ($)
31-03-2009: 1.127.152.000
31-12-2008: 508.461.000
Acreedor de la Garantía: Varios Acreedores
Deudor Nombre: Edegel
Deudor Relación: Acreedor
Tipo Garantía: Prenda
Activos Comprometidos
Tipo: Inmuebles y Equipos
Moneda: Pesos Chilenos ($)
Valor Contable: 119.737.424.000
Saldo Pendiente
Moneda: Pesos Chilenos ($)
31-03-2009: 51.003.665.000
31-12-2008: 57.563.928.000
Acreedor de la Garantía: Banco Santander( Agente de Garantía)
Deudor Nombre: G. N. L. Quintero
Deudor Relación: Coligada
Tipo Garantía: Prenda
Activos Comprometidos
Tipo: Acciones
Moneda: Pesos Chilenos ($)
Valor Contable: 22.591.329.000
Saldo Pendiente
Moneda: Pesos Chilenos ($)
31-03-2009: 93.042.155.000
31-12-2008: 94.205.737.000
2) Garantías Indirectas
Acreedor de la Garantía: Vestas Eólicas S. S. A. U.
Deudor Nombre: Endesa Eco. S. A.
Deudor Relación: Filial
Tipo de Garantía: Aval
Activos Comprometidos
Tipo Moneda: Pesos Chilenos ($)
Valor Contable:0
Saldo Pendiente
Moneda: Pesos Chilenos ($)
31-03-2009: 0
31-12-2008: 7.923.754.000
RESULTADOS PROVENIENTES DE INVERSIONES
El desglose del rubro “Resultado en Ventas de Activos” de la Cuenta de Pérdidas y Ganancias Consolidada adjunta es el siguiente:
Ingresos (Pérdida) Procedente de Inversiones
Otras Ganancias (Pérdida) Procedente de Inversiones:
31-03-2009 : -479.010.000
31-03-2008 : -1.519.110.000
PLUSVALIA COMPRADA
A continuación se presenta el detalle de la plusvalía comprada (fondo de comercio) por las distintas Unidades Generadoras de Efectivo o grupos de éstas a las que está asignado y el movimiento del mismo en el periodo 2009 y ejercicio 2008:
Saldo inicial 01-01-2009
Pangue S.A. 3.139.337.000
Central Costanera S.A. 4.307.582.000
SCPA S.A. 3.779.030.000
Hidroeléctrica
Chocón S.A. 19.586.941.000
San Isidro S.A. 1.516.768.000
Edegel S.A. 553.603.000
Emgesa 5.437.195.000
Gas Atacama S.A. 18.756.000
EASA 249.198.000
Total saldo inicial 38.588.410.000
Adiciones
Hidroinvest 7.212.000
Diferencias de conversión
de moneda extranjera
Central Costanera S.A. -440.586.000
SCPA S.A. -566.169.000
Hidroeléctrica
Chocón S.A. -2.932.802.000
Edegel S.A. -48.248.000
Emgesa - 1.072.869.000
Gas Atacama S.A. -18.756.000
EASA -249.198.000
Total saldo final
al 31-03.2009 33.266.994.000
Saldo inicial 01-01-2008
Pangue S.A. 3.139.337.000
Central Costanera S.A. 3.684.244.000
SCPA S.A. 3.232.176.000
Hidroeléctrica
Chocón S.A. 16.492.236.000
San Isidro S.A. 1.516.768.000
Edegel S.A. 553.128.000
Emgesa 4.727.060.000
Gas Atacama S.A. 17.155.000
Total saldo inicial 33.262.104.000
Adiciones
EASA 249.198.000
Diferencias de conversión
de moneda extranjera
Central Costanera S.A. 623.338.000
SCPA S.A. 546.854.000
Hidroeléctrica
Chocón S.A. 3.094.705.000
Edegel S.A. 100.475.000
Emgesa 710.135.000
Gas Atacama S.A. 1.601.000
Total saldo final
al 31-12.2008 38.588.410.000
De acuerdo con las estimaciones y proyecciones de las que dispone la Gerencia de Endesa, las proyecciones de los flujos de caja atribuibles a las Unidades Generadoras de Efectivo o grupos de ellas a las que se encuentran asignados las distintas plusvalías compradas permiten recuperar su valor al 31 de diciembre de 2008.
PATRIMONIO NETO
1 Patrimonio neto: de la Sociedad Dominante
1.1 Capital suscrito y pagado y número de acciones
Al 31 de marzo de 2009 y 31 de diciembre de 2008 el capital social de Endesa, asciende a M$ 1.331.714.085 y está representado por 8.201.754.580 acciones de valor nominal totalmente suscritas y pagadas que se encuentran admitidas a cotización en las Bolsa de Comercio de Santiago de Chile, Bolsa Electrónica de Chile, Bolsa de Valores de Valparaíso, Bolsa de Comercio de Nueva York (NYSE) y Bolsa de Valores Latinoamericanos de la Bolsa de Madrid (LATIBEX).
1.2 Dividendos
La Junta General Ordinaria de Accionistas de Endesa, celebrada el 1 de abril de 2008, aprobó como política de dividendos que el Directorio esperaba cumplir durante el ejercicio 2008, distribuir como dividendo definitivo por un monto equivalente al 60% de las utilidades líquidas del ejercicio 2008. Además, se tenía la intención de repartir un dividendo provisorio, con cargo a las utilidades del ejercicio 2008, de un 15% de las utilidades líquidas al 30 de septiembre de 2008, según muestren los estados financieros a dicha fecha.
El Directorio en su Sesión Ordinaria de fecha 29 de octubre de 2008, acordó repartir con fecha 18 de diciembre del año 2008, un dividendo provisorio de $5,3212 por acción, con cargo a los resultados del ejercicio 2008, correspondiente al 15% de las utilidades líquidas al 30 de septiembre de 2008.
El Directorio en su Sesión Ordinaria de fecha 26 de marzo de 2009, acordó proponer a la presente Junta General Ordinaria de Accionistas, la distribución de un dividendo definitivo cuyo monto sea equivalente al 40,00% de las utilidades líquidas correspondientes al ejercicio 2008, esto es $15,9330 por acción.
La propuesta anterior modificó la Política de Dividendos correspondiente al ejercicio 2008, que consideraba una proposición de reparto de un dividendo definitivo por un monto equivalente al 60% de las utilidades líquidas, lo cual fue informado como Hecho Esencial con fecha 26 de marzo de 2009. Tal como se informó al mercado en dicha oportunidad, esta modificación de la política de dividendos vigente se debió a que las utilidades líquidas de la Compañía experimentaron un crecimiento del 113,10% respecto del año anterior y que la crisis mundial hace recomendable mantener un adecuado nivel de liquidez. No obstante esta modificación, el dividendo finalmente propuesto es el mayor de la historia de la Compañía y representa un crecimiento del 55% respecto del año anterior.
El detalle de los Dividendos pagados al 31 de marzo de 2009 es el siguiente:
N° dividendo: 37
Tipo: Definitivo
Fecha de pago: 22-04-2002
Pesos por acción: $0,94
Imputado al ejercicio: 2001
N° dividendo: 38
Tipo: Definitivo
Fecha de pago: 05-04-2004
Pesos por acción: $2,3
Imputado al ejercicio: 2003
N° dividendo: 39
Tipo: Definitivo
Fecha de pago: 18-04-2005
Pesos por acción: $4,13
Imputado al ejercicio: 2004
N° dividendo: 40
Tipo: Definitivo
Fecha de pago: 30-03-2006
Pesos por acción: $5,82
Imputado al ejercicio: 2005
N° dividendo: 41
Tipo: Provisorio
Fecha de pago: 22-12-2006
Pesos por acción: $2,57
Imputado al ejercicio: 2006
N° dividendo: 42
Tipo: Definitivo
Fecha de pago: 22-05-2007
Pesos por acción: $10,84
Imputado al ejercicio: 2006
N° dividendo: 43
Tipo: Provisorio
Fecha de pago: 26-12-2007
Pesos por acción: $2,1926
Imputado al ejercicio: 2007
N° dividendo: 44
Tipo: Definitivo
Fecha de pago: 29-04-2008
Pesos por acción: $11,5647
Imputado al ejercicio: 2007
N° dividendo: 45
Tipo: Provisorio
Fecha de pago: 18-12-2008
Pesos por acción: $5,3512
Imputado al ejercicio: 2008
2. Diferencias de conversión.
El detalle por sociedades de las diferencias de conversión netas de impuestos del Estado de Situación Financiera Consolidado al 31 de marzo de 2009 y 31 de diciembre de 2008 es el siguiente:
Diferencia de conversión
Endesa Brasil
31-03-2009: -30.696.278.000
31-12.2008: -18.761.639.000
Emgesa
31-03-2009: -54.188.938.000
31-12.2008: 6.322.952.000
Generandes Perú
31-03-2009: -14.961.733.000
31-12.2008: 3.436.381.000
Hidroinvest
31-03-2009: -4.006.583.000
31-12.2008: -3.990.275.000
Endesa Argentina
31-03-2009: -8.190.209.000
31-12.2008: -3.460.190.000
Otras filiales
31-03-2009: -11.607.969.000
31-12.2008: 0
Otros
31-03-2009: -7.002.618.000
31-12.2008: -6.832.061.000
Totales 31-03-2009 -130.654.328.000
Totales 31-12-2008 - 23.284.832.000
3. Gestión del capital.
El objetivo de la compañía es mantener un nivel adecuado de capitalización, que le permita asegurar el acceso a los mercados financieros para el desarrollo de sus objetivos de mediano y largo plazo, optimizando el retorno a sus accionistas y manteniendo una sólida posición financiera.
4. Restricciones a la disposición de fondos de las filiales.
Algunas filiales de Endesa tienen cláusulas incluidas en sus contratos financieros que impide la distribución de dividendos en situación de default en el respectivo contrato, o tal distribución está condicionada al cumplimiento de ciertos covenants financieros. Se trata de operaciones por un total insoluto equivalente a US$ 215 millones al 31 de marzo de 2009 (US$ 227 millones al 31 de diciembre de 2008). Tales restricciones no han impedido la percepción de dividendos.
INGRESOS DIFERIDOS
En este rubro se incluyen, fundamentalmente, aportes recibidos, en Endesa y filiales, de clientes u organismos gubernamentales para financiar la construcción o adquisición de determinadas instalaciones o, en algunos casos, recibe directamente la cesión de instalaciones de acuerdo con la regulación vigente en cada país.
Estos montos se registran como ingresos diferidos en el pasivo del estado de situación financiera y se imputan a resultados en el rubro “Otros Ingresos de Explotación” del estado de resultados en la vida útil del activo, compensando de esta forma el gasto por depreciación.
El movimiento de este rubro del Estado de Situación Financiera Consolidado adjunto durante el periodo 2009 y los ejercicios 2008 y 2007 ha sido el siguiente:
Saldo 01/01/08 687.008.000
Altas
Ing anticipados 233.833.000
Otros 849.356.000
Imputaciones a resultados
Ing anticipados -482.730.000
Otros
Ing anticipados 244.664.000
Saldo a 31-12-08 1.532.128.000
Altas
Ing anticipados 11.776.000
Imputaciones a resultados
Ing anticipados -44.249.000
Diferencia de conversión
Ing anticipados -2.508.000
Otros
Ing anticipados -92.547.000
Saldo 31-03-09 1.404.600.000
REGULACIÓN SECTORIAL Y FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA ELÉCTRICO
a)Chile
El sector eléctrico en Chile se encuentra regulado por la Ley General de Servicios Eléctricos, contenida en el DFL Nº 1 de 1982, del Ministerio de Minería, y su correspondiente Reglamento, contenido en el D.S. Nº 327 de 1998. Tres entidades gubernamentales tienen la responsabilidad en la aplicación y cumplimiento de la Ley: la Comisión Nacional de Energía (CNE), que posee la autoridad para proponer las tarifas reguladas (precios de nudo), así como para elaborar planes indicativos para la construcción de nuevas unidades de generación; la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), que fiscaliza y vigila el cumplimiento de las leyes, reglamentos y normas técnicas para la generación, transmisión y distribución eléctrica, combustibles líquidos y gas; y -por último- el Ministerio de Economía, que revisa y aprueba las tarifas propuestas por la CNE y regula el otorgamiento de concesiones a compañías de generación, transmisión y distribución eléctrica, previo informe de la SEC. La ley establece un Panel de Expertos, que tiene por función primordial resolver las discrepancias que se produzcan entre empresas eléctricas.
Desde un punto de vista físico, el sector eléctrico chileno está dividido en cuatro sistemas eléctricos: SIC (Sistema Interconectado Central), SING (Sistema Interconectado del Norte Grande), y dos sistemas menores aislados: Aysén y Magallanes. El SIC, principal sistema eléctrico, se extiende longitudinalmente por 2.400 km. uniendo Taltal, por el norte, con Quellón, en la Isla de Chiloé, por el sur. El SING cubre el norte del país, desde Arica hasta Coloso por el sur, abarcando una longitud de unos 700 km.
De acuerdo a la Ley Eléctrica, las compañías involucradas en la generación en un sistema eléctrico deben coordinar sus operaciones a través del Centro Económico de Despacho de Carga (CDEC), con el fin de operar el sistema a mínimo costo, preservando la seguridad del servicio. Para ello, el CDEC planifica y realiza la operación del sistema, incluyendo el cálculo del costo marginal horario, precio al cual se valoran las transferencias de energía entre generadores.
Por tanto, la decisión de generación de cada empresa está supeditada al plan de operación del CDEC. Cada compañía, a su vez, puede decidir libremente si vender su energía a clientes regulados o no regulados. Cualquier superávit o déficit entre sus ventas a clientes y su producción, es vendido o comprado a otros generadores al costo marginal.
Una empresa generadora puede tener los siguientes tipos de clientes:
(i) Clientes regulados: Corresponden a aquellos consumidores residenciales, comerciales, pequeña y mediana industria, con una potencia conectada igual o inferior a 2.000 KW, y que están ubicados en el área de concesión de una empresa distribuidora. Hasta 2009, el precio de transferencia entre las compañías generadoras y distribuidoras tiene un valor máximo que se denomina precio de nudo, el que es regulado por el Ministerio de Economía. Los precios de nudo son determinados cada seis meses (abril y octubre), en función de un informe elaborado por la CNE, sobre la base de las proyecciones de los costos marginales esperados del sistema en los siguientes 48 meses, en el caso del SIC, y de 24 meses, en el del SING. A partir de 2010, el precio de transferencia entre las empresas generadoras y distribuidoras corresponderá al resultado de las licitaciones que éstas lleven a cabo.
(ii) Clientes libres: Corresponden a aquella parte de la demanda que tiene una potencia conectada mayor a 2.000 KW, principalmente industriales y mineros. Estos consumidores pueden negociar libremente sus precios de suministro eléctrico con las generadoras y/o distribuidoras. Los clientes con potencia entre 500 y 2.000 KW tienen la opción de contratar energía a precios que pueden ser convenidos con sus proveedores -o bien-, seguir sometidos a precios regulados.
(iii) Mercado Spot: Corresponde a las transacciones de energía y potencia entre compañías generadoras, que resultan de la coordinación realizada por el CDEC para lograr la operación económica del sistema, y los excesos (déficit) de su producción respecto de sus compromisos comerciales. Son transferidos mediante ventas (compras) a los otros generadores integrantes del CDEC. Para el caso de la energía, las transferencias son valoradas al costo marginal. Para la potencia, al precio de nudo correspondiente, según ha sido fijado semestralmente por la autoridad.
En Chile, la potencia por remunerar a cada generador depende de un cálculo realizado centralizadamente por el CDEC en forma anual, del cual se obtiene la potencia firme para cada central, valor que es independiente de su despacho.
A partir de 2010, con la promulgación de la Ley 20.018, las empresas distribuidoras deberán disponer del suministro permanentemente para el total de su demanda, para lo cual se deben realizar licitaciones públicas de largo plazo.
En materia de energías renovables, en abril de 2008 se promulgó la Ley 20.257, que incentiva el uso de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC). El principal aspecto de esta norma es que obliga a los generadores a que -al menos- un 5% de su energía comercializada provenga de estas fuentes renovables, entre 2010 y 2014, aumentando progresivamente en 0,5% desde el ejercicio 2015 hasta el 2024, donde se alcanzará un 10%.
b)Resto de Latinoamérica.
En los países de Latinoamérica en que Endesa Chile opera existen distintas regulaciones.
En general, las legislaciones de Brasil, Argentina, Perú y Colombia defienden la libertad de competencia y definen criterios para evitar que determinados niveles de concentración económica y/o prácticas de mercado conlleven un deterioro de la misma.
En principio, se permite la participación de las empresas en diferentes actividades (generación, distribución, comercialización) en la medida que exista una separación adecuada de las mismas, tanto contable como societaria. No obstante, en el sector de transporte es donde se suelen imponer las mayores restricciones, principalmente por su naturaleza y por la necesidad de garantizar el acceso adecuado a todos los agentes.
En cuanto a las principales características del negocio de generación eléctrica, se puede señalar que en términos generales se trata de mercados liberalizados en los que, sobre los planes indicativos de las autoridades, los agentes privados adoptan libremente las decisiones de inversión. La excepción la constituye Brasil, país en que los requerimientos de nueva capacidad de generación son determinados por el Ministerio y el desarrollo de estas inversiones se realiza a través de procesos de licitación de energía a los cuales concurren los agentes.
En todos los países existe el despacho centralizado basado en costes variables de producción que buscan la optimización de los recursos disponibles de generación. Estos costes variables determinan el precio marginal de generación, a excepción de Colombia, donde el despacho se basa en precios ofertados por los agentes.
No obstante, en la actualidad Argentina y Perú tienen intervenidos en mayor o menor grado la formación de precio en estos mercados marginalistas de generación. Argentina desde que se produjo la crisis de 2002 y Perú a raíz de una reciente normativa de emergencia surgida en 2008, que define un coste marginal idealizado, considerando que no existen las actuales restricciones del sistema de transporte de gas y electricidad.
En Brasil el precio de compra se basa en los precios medios de las licitaciones de energía existente y energía nueva. No obstante, los contratos privados entre compañías que siguen aún vigentes mantendrán sus precios hasta sus respectivos vencimientos.
En Perú, al igual que en Chile, se modificó la legislación para permitir la realización de licitaciones de energía a partir de los requerimientos de las distribuidoras. En el año 2008 se aprobó la legislación sobre energías renovables no convencionales que establece compromisos similares de generación con arreglo a estas fuentes energéticas.
DEPRECIACION Y AMORTIZACION
El detalle de este rubro de la cuenta de resultados al 31 de marzo de 2009 y 2008, es el siguiente:
Depreciaciones:
31-03-2009: 46.761.557.000
Amortizaciones:
31-03-2009: 1.035.273.000
Pérdidas por Deterioro:
31-03-2009: 0
Total : 47.796.830.000
Depreciaciones:
31-03-2008: 43.976.596.000
Amortizaciones:
31-03-2008: 1.616.933.000
Pérdidas por Deterioro:
31-03-2008: 0
Total : 45.593.529.000
2) INSTRUMENTOS FINANCIEROS(Complemento)
1) A continuación se detallan los Instrumentos de Cobertura:
Detalle de Instrumento de Cobertura:
Swap
Descripción de Instrumento de Cobertura: Tasa de Interés
Descripción del Instrumento contra los que se cubre:
Préstamos Bancarios
Valor Razonable de Instrumentos contra los que se cubre:
31-03-2009: -4.513.056.000
31-12-2008: -4.998.496.000
Naturaleza de Riesgos que están cubiertos:
Flujo de Caja
Detalle de Instrumento de Cobertura:
Swap
Descripción de Instrumento de Cobertura: Tipo de Cambio
Descripción del Instrumento contra los que se cubre:
Obligaciones No Garantizadas(Bonos)
Valor Razonable de Instrumentos contra los que se cubre:
31-03-2009: 432.325.000
31-12-2008: 0
Naturaleza de Riesgos que están cubiertos:
Flujo de Caja
Detalle de Instrumento de Cobertura:
Collar
Descripción de Instrumento de Cobertura: Tasa de Interés
Descripción del Instrumento contra los que se cubre:
Préstamos Bancarios
Valor Razonable de Instrumentos contra los que se cubre:
31-03-2009: -1.778.928.000
31-12-2008: -2.326.526.000
Naturaleza de Riesgos que están cubiertos:
Flujo de Caja
2) Otros antecedentes
A continuación se presenta un detalle de los derivados contratados por el Grupo al 31 de marzo de 2009 y diciembre 2008, su valor razonable y el desglose por vencimiento, de los valores nocionales o contractuales:
Derivados Financieros
Cobertura de Tipo de Interés: Cobertura de Flujos de Caja
31 de Marzo de 2009
Valor Razonable: -6.291.984.000
Valor Nocional 2009: 46.400.454.000
Valor Nocional 2010: 39.493.418.000
Valor Nocional 2011: 25.887.907.000
Valor Nocional 2012: 26.346.358.000
Total Valor Nocional: 138.128.137.000
Derivados Financieros
Cobertura de Tipo de Cambio: Cobertura de Flujos de Caja
31 de Marzo de 2009
Valor Razonable: 432.325.000
Valor Nocional 2009: 0
Valor Nocional 2010: 4.199.472.000
Valor Nocional 2011: 2.799.648.000
Valor Nocional 2012: 8.398.944.000
Valor Nocional 2013: 2.099.736.000
Total Valor Nocional: 17.497.800.000
Totales 31 de Marzo de 2009
Total Valor Razonable: -5.859.659.000
Total Valor Nocional 2009: 46.400.454.000
Total Valor Nocional 2010: 43.692.890.000
Total Valor Nocional 2011: 28.687.555.000
Total Valor Nocional 2012: 34.745.302.000
Total Valor Nocional 2013: 2.099.736.000
Total Valor Nocional: 155.625.937.000
Derivados Financieros
Cobertura de Tipo de Interés: Cobertura de Flujos de Caja
31 de Diciembre de 2008
Valor Razonable: -7.325.022.000
Valor Nocional 2009: 49.380.034.000
Valor Nocional 2010: 42.277.252.000
Valor Nocional 2011: 21.660.515.000
Valor Nocional 2012: 31.529.733.000
Valor Nocional 2013: 2.291.220.000
Total Valor Nocional: 147.138.754.000
El importe nocional contractual de los contratos celebrados no representa el riesgo asumido por el Grupo, ya que este monto únicamente responde a la base sobre la que se realizan los cálculos de la liquidación del derivado.
Con relación a las coberturas de flujo de caja, al cierre del primer trimestre de 2009 y 2008 el Grupo no ha reconocido ganancias o pérdidas por inefectividad.
3) Jerarquías del Valor Razonable
Los instrumentos financieros reconocidos a valor razonable en el estado de posición financiera, se clasifican según las siguientes jerarquías:
(a) Nivel 1: Precio cotizado (no ajustado) en un mercado activo para activos y pasivos idénticos.
(b) Nivel 2: Inputs diferentes a los precios cotizados que se incluyen en el nivel 1 y que son observables para activos o pasivos, ya sea directamente (es decir, como precio) o indirectamente (es decir, derivado de un precio); y
(c) Nivel 3: inputs para activos o pasivos que no están basados en información observable de mercado (inputs no observables)
La siguiente tabla presenta los activos y pasivos financieros que son medidos a valor razonable al 31 de marzo de 2009:
Instrumentos Financieros medidos a valor razonable:
Activos Financieros:Derivado de Flujo de Caja
31-03-2009: 432.325.000
Pasivos Financieros:Derivado de Flujo de Caja
31-03-2009: 6.292.284.000
Valor Razonables medido al final del período de reporte utilizando: Nivel 2
Activos Financieros: 432.325.000
Pasivos Financieros: 6.292.284.000
1) INSTRUMENTOS FINANCIEROS(Complemento)
Los saldos incluidos en este rubro, en general, no devengan intereses.
No existe ningún cliente que individualmente mantenga saldos significativos en relación con las ventas o cuentas a cobrar totales del Grupo.
Al 31 de marzo de 2009 y 31 de diciembre 2008, el análisis de deudores por ventas vencidos y no pagados, pero no deteriorados es el siguiente:
Con vencimiento
Menor de tres meses
Corriente
31-03-2009 96.325.285.000
31-12-2008 96.578.972.000
Con vencimiento
Entre tres y seis meses
Corriente
31-03-2009 15.053.272.000
31-12-2008 15.527.234.000
Con vencimiento
Entre seis y doce meses
Corriente
31-03-2009 24.941.362.000
31-12-2008 22.133.342.000
Total Corriente
31-03-2009 136.319.919.000
31-12-2008 134.239.548.000
Los movimientos en la provisión de deterioro de deudores fueron los siguientes:
Deudores por ventas vencidos y no pagados con deterioro:
Saldo al 01.01.2008:
Corriente 1.941.622.000
Aumentos(disminuciones) del ejercicio:
Corriente 759.112.000
Montos castigados:
Corriente -74.140.000
Saldo al 31.12.2008:
Corriente 2.626.594.000
Aumentos(disminuciones) del ejercicio:
Corriente -184.248.000
Montos castigados:
Corriente -5.270.000
Saldo al 31.03.2009:
Corriente 2.437.076.000
Saldo al 01.01.2008:
No Corriente 46.740.000
Aumentos(disminuciones) del ejercicio:
No Corriente 3.394.000
Montos castigados:
No Corriente 0
Saldo al 31.12.2008:
No Corriente 50.134.000
Aumentos(disminuciones) del ejercicio:
No Corriente -51.357.000
Montos castigados:
No Corriente -74.140.000
Saldo al 31.03.2009:
No Corriente -75.363.000
2506107000
2432507000
283138521000
324600402000
17262968000
18040153000
2213631000
3522713000
54658310000
59787790000
302452843000
344895769000
284465272000
326855616000
17987571000
18040153000
57257665000
63681883000
2213631000
3522713000
55044034000
60159170000
432325000
125861047000
134851973000
276900894000
452821826000
81773740000
105622773000
7297708000
7391775000
1605492000
1241429000
41689619000
36036812000
600693322000
668866542000
1022332610000
1034324344000
246604445000
232613356000
3089419000
3531738000
97251614000
104345237000
69309103000
88433709000
82510437000
134549763000
229123413000
220399198000
14545400000
15373492000
1778928000
29824000
4513056000
7295198000
1)Inversiones financieras excepto derivados.
Endesa y filiales clasifica sus inversiones financieras, ya sean permanentes o temporales, excluidas las inversiones contabilizadas por el método de participación y las mantenidas para la venta, en cuatro categorías:
-Deudores comerciales y Otras cuentas por cobrar y Cuentas por cobrar a empresas relacionadas: Se registran a su costo amortizado, correspondiendo éste al valor de mercado inicial, menos las devoluciones del principal efectuadas, más los intereses devengados no cobrados calculados por el método de la tasa de interés efectiva.
-Inversiones a mantener hasta su vencimiento: Aquellas que Endesa tiene intención y capacidad de conservar hasta su vencimiento, se contabilizan al costo amortizado según se ha definido en el párrafo anterior.
-Activos financieros registrados a valor razonable con cambios en resultados: Incluye la cartera de negociación y aquellos activos financieros que han sido designados como tales en el momento de su reconocimiento inicial y que se gestionan y evalúan según el criterio de valor razonable. Se valorizan en el estado de situación financiera consolidado por su valor razonable y las variaciones en su valor se registran directamente en resultados en el momento que ocurren.
-Inversiones disponibles para la venta: Son los activos financieros que se designan específicamente como disponibles para la venta o aquellos que no encajan dentro de las tres categorías anteriores, correspondiéndose casi en su totalidad a inversiones financieras en capital. Estas inversiones figuran en el estado de situación financiera consolidado por su valor razonable cuando es posible determinarlo de forma fiable. En el caso de participaciones en sociedades no cotizadas, normalmente el valor de mercado no es posible determinarlo de forma fiable, por lo que, cuando se da esta circunstancia, se valoran por su costo de adquisición o por un monto inferior si existe evidencia de su deterioro. Las variaciones del valor razonable, netas de su efecto fiscal, se registran con cargo o abono a una Reserva del Patrimonio Neto denominada ”Activos financieros disponibles para la venta”, hasta el momento en que se produce la enajenación de estas inversiones, momento en el que el monto acumulado en este rubro referente a dichas inversiones es imputado íntegramente en el estado de resultados. En caso de que el valor razonable sea inferior al costo de adquisición, si existe una evidencia objetiva de que el activo ha sufrido un deterioro que no pueda considerarse temporal, la diferencia se registra directamente en el estado de resultados.
Las compras y ventas de activos financieros se contabilizan utilizando la fecha de negociación.
2)Efectivo y otros medios líquidos equivalentes.
Bajo este rubro del estado de situación consolidado se registra el efectivo en caja, depósitos a plazo y otras inversiones a corto plazo de alta liquidez que son rápidamente realizables en caja y que no tienen riesgo de cambios de su valor.
3)Pasivos financieros excepto derivados.
Los pasivos financieros se registran generalmente por el efectivo recibido, neto de los costos incurridos en la transacción. En períodos posteriores estas obligaciones se valoran a su costo amortizado, utilizando el método de la tasa de interés efectiva.
En el caso particular de que los pasivos sean el subyacente de un derivado de cobertura de valor razonable, como excepción, se valoran por su valor razonable por la parte del riesgo cubierto.
Para el cálculo del valor razonable de la deuda, tanto para los casos en que se registra en el estado de situación financiera como para la información sobre su valor razonable, ha sido dividida en deuda a tasa de interés fija (en adelante, “deuda fija”) y deuda a tasa de interés variable (en adelante, “deuda variable”). La deuda fija es aquella que a lo largo de su vida paga cupones de interés fijados desde el inicio de la operación, ya sea explícita o implícitamente. La deuda variable es aquella deuda emitida con tipo de interés variable, es decir, cada cupón se fija en el momento del inicio de cada período en función de la tasa de interés de referencia. La valoración de toda la deuda se ha realizado mediante el descuento de los flujos futuros esperados con la curva de tipos de interés de mercado según la moneda de pago.