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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. 1402902000 254555000 40589057000 29876500000 6090500000 7690066000 32038942000 20826401000 1086048000 981097000 1373567000 378936000 9214337000 9098215000 -479010000 -1519110000 15947071000 11978834000 1533079000 1621122000 138038000 206427000 542580000 4806000 406896000 486332000 386340000 339719000 16811479000 19224964000 8.34 diciembre 2008 provisorio 2008-12-31 43889229 0 43889229 8201754580 5.3512 17 9454505000 3151344000 35395212000 38259790000 6457029000 7730612000 2074406000 78500000 346513256000 73538189000 72242103000 258584157000 314391054000 387016988000 BRL 0 USD 266740608000 PEN 18073196000 COP 176812069000 ARS 15470185000 CLP 258124761000 USD 408627764000 PEN 1920653000 COP 133927140000 ARS 15309637000 CLP 159432640000 PEHUENCHE 131.364049 ENDESA 15.933 54800683000 68671434000 8696839000 9573696000 260201000 6946326000 3070554000 1587531000 20607817000 29153392000 226957505000 251988187000 9553388000 12849702000 931150000 984434000 88896748000 97968446000 41438640000 40059689000 403850458000 360951167000 -11068924000 13568888000 -18314560000 35014484000 -6689543000 -5684081000 -36073027000 42899291000 71095093000 35538688000 14164996000 -460124000 3856921000 351050000 50746000 70986019000 25281359000 -21637916000 -293814000 -5872563000 297256000 -27510479000 3442000 70986019000 25281359000 -27510479000 3442000 -40664771000 -20339371000 -11562202000 -8716588000 -2444167000 4918212000 -523338000 -4593008000 -10555000 4989483000 -5882402000 1851676000 19164780000 -2810769000 -4945430000 -43475540000 -25284801000 18730733000 91450049000 -365979299000 5511000 26908000 5402073000 110402966000 -6463929000 6849644473000 7367306248000 483808153000 425784901000 52837383000 59727557000 669509457000 743691684000 5542597841000 5994039808000 12025597000 13839334000 19327712000 23040444000 3464633000 4091967000 66073697000 103090553000 2690957859000 2827509772000 483808153000 425784901000 52837383000 59727557000 169969895000 147681170000 2477851004000 2601866550000 8972774000 10229285000 13146934000 15906376000 2438401000 2793839000 18578851000 49032552000 499539562000 596010514000 3064746837000 3392173258000 3052823000 3610049000 6180778000 7134068000 1026232000 1298128000 47494846000 54058001000 425784901000 59727557000 596010514000 3392173258000 3610049000 7134068000 1298128000 54058001000 4539796476000 31041661000 12257000 268496000 12342513000 121034000 79153000 43449000 49784000 43958347000 -5488000 8623623000 -8624250000 -6115000 -3350306000 35912000 3182336000 127018000 5398000 -358000 -154283000 -3285000 -157568000 -3811604000 -41950793000 -354728000 -143532000 -96407000 -404493000 -46761557000 -7487618000 -2833731000 -46672410000 -282053333000 -246689000 163118000 -110276000 2000904000 -337240035000 37825003000 -4104612000 -46255434000 -27416484000 -203861000 -1054142000 -108662000 415258000 -40902934000 58023252000 -6890174000 -96470952000 -327426421000 -557226000 -953290000 -271896000 -6563155000 -381109862000 265884324000 48207933000 471208595000 3126462085000 3137893000 13397661000 1230032000 48286295000 3977814818000 296645902000 696487000 357008000 21564830000 973044000 4883499000 146428000 9521274000 334788472000 -5521137000 1002950000 -12349000 -4530536000 -25437876000 233137000 36738693000 -11533954000 -11512309000 11512309000 -25839000 -3172264000 -10970000 -77855000 -128498000 -3415426000 -13425174000 -156055467000 -1390400000 -947763000 -344102000 -1224322000 -173387228000 13490691000 3385722000 92745934000 247425816000 860856000 707276000 297309000 9108576000 368022180000 -107764694000 7230117000 45124151000 106694306000 39626000 -10828750000 96959000 -87519000 40504196000 159900577000 11519624000 124801919000 265711173000 472156000 -6263593000 68096000 5771706000 561981658000 8701908000 1404200000 7297708000 58533410000 3407357000 55126053000 48652492000 6526904000 42125588000 115887810000 11338461000 104549349000 8948699000 1556924000 7391775000 62532208000 4090560000 58441648000 53025710000 7122121000 45903589000 124506617000 12769605000 111737012000 1219762000 1854326000 6315580000 6020093000 7510539000 6983257000 15045881000 14857676000 659408065000 531252256000 3432763000 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.