96.635.700-2 2009-03-31 96.635.700-2 2009-01-01 2009-03-31 96.635.700-2 2008-03-31 96.635.700-2 2008-12-31 96.635.700-2 2008-12-31 cl-ci-i:Restated 96.635.700-2 2008-01-01 2008-03-31 96.635.700-2 2008-01-01 2008-12-31 96.635.700-2 2007-12-31 96.635.700-2 2007-12-31 cl-ci-i:Restated 96.635.700-2 2009-04-01 2009-05-19 96.635.700-2 2009-05-19 iso4217:USD xbrli:pure xbrli:shares 0 89425000 375459000 0 2000 0 74640000 60000 17731000 0 0 0 1711000 61972000 4145000 180932000 180932000 0 0 0 833000 997452000 0 0 0 0 0 211000 1190026000 62710000 16838000 33889000 550000 320000 1982000 0 332000 128251000 128251000 550176000 0 0 0 34145000 0 0 686316000 326660000 0 -46207000 95006000 375459000 1190026000 20671000 10598000 6434000 0 0 0 0 1009094000 3326000 148000 1722000 0 12570000 0 0 0 80603000 357353000 0 2000 0 72566000 61000 19639000 0 0 0 562000 40484000 11611000 200730000 200730000 0 0 0 840000 902932000 0 0 0 0 0 211000 1111065000 65294000 15095000 12410000 270000 447000 3308000 0 320000 121732000 121732000 508355000 0 0 0 32920000 0 0 631980000 320160000 0 -52754000 89947000 357353000 1111065000 55805000 6352000 5181000 0 0 0 0 910335000 2679000 17000 16711000 0 10102000 0 0 0 12931000 355729000 0 2000 0 48661000 177000 13567000 0 0 0 1094000 2362000 26698000 111085000 111085000 0 0 0 570000 615515000 0 0 0 0 0 269000 737533000 20132000 12828000 603000 457000 0 0 271000 43531000 43531000 262684000 0 0 0 41929000 0 0 338273000 268160000 0 -10733000 98302000 355729000 737533000 18524000 10094000 7451000 0 0 0 0 626448000 1789000 0 0 0 20729000 0 0 6500000 6500000 326660000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5059000 0 0 0 0 0 0 11606000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 18106000 0 0 6500000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -80770000 28014000 0 6500000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 18106000 320160000 0 0 0 2000 0 2000 0 0 6547000 6547000 -74223000 0 0 0 0 0 28014000 5059000 0 0 0 0 0 0 0 0 11606000 0 0 0 0 89947000 357353000 320160000 0 0 0 0 357353000 2000 -80770000 0 0 0 0 0 0 28014000 0 268160000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7000 0 5094000 0 0 0 0 0 0 -17139000 0 0 0 0 0 268160000 0 0 0 0 0 0 0 -17139000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7000 0 0 -10733000 -10733000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -17139000 268160000 0 0 0 0 0 0 7000 0 0 0 -22240000 -22240000 -32973000 0 0 0 0 0 0 0 0 5094000 0 0 0 0 0 0 0 0 -17139000 0 0 80078000 73199000 6879000 95000 1913000 3278000 149000 5235000 5059000 5059000 0 .02 .02 5059000 7888000 1341000 6547000 11606000 11606000 176000 3253000 109234000 94210000 15024000 442000 2040000 -4955000 -402000 6337000 5094000 5094000 0 .02 .02 5094000 -26795000 -4555000 -22240000 -17146000 -17146000 1243000 1732000 23582000 55000 2963000 145000 -1990000 -5043000 18539000 12000 84961000 -84949000 6500000 44934000 22108000 29231000 -37179000 2045000 55805000 20671000 99443000 661000 -227000 74973000 -95000 16042000 273000 1597000 5000 -820000 -2149000 13893000 -20759000 93387000 -114146000 91830000 7879000 83951000 -16302000 931000 18524000 3153000 87510000 1144000 70324000 320160000 -52754000 268160000 -32966000 268160000 -10733000 Empresa Eléctrica Guacolda S.A. Empresa Eléctrica Guacolda S.A. 96.635.700-2 573 Miraflores 222 piso 16, Santiago-Centro. Sociedad Anónima Cerrada Chile Isla Guacolda S/N, Huasco. Empresa Eléctrica Guacolda S.A. tiene como objeto social la generación, transmisión, compra y venta de energía eléctrica y servicios relacionados con el transporte por agua. Empresa Eléctrica Guacolda S.A. no posee empresa controladora. Empresa Eléctrica Guacolda S.A. no posee empresa controladora. Los empleados de la compañía se dividen en ejecutivos, profesionales, técnicos y administrativos. 110 110 USD USD 3.1 Base de la transición a las NIIF 3.3.1 Aplicación de NIIF 1 Los estados financieros consolidados de Empresa Eléctrica Guacolda S.A. por el período terminado el 31 de marzo de 2009 son los primeros estados financieros consolidados de acuerdo con Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF). La Sociedad ha aplicado la NIIF 1 al preparar sus estados financieros consolidados. La fecha de transición de Empresa Eléctrica Guacolda S.A. es el 1 de enero de 2008. La Sociedad ha preparado su balance de apertura bajo NIIF a dicha fecha. La fecha de adopción de las NIIF por Empresa Eléctrica Guacolda S.A. es el 1 de enero de 2009. De acuerdo a la NIIF 1, para elaborar los estados financieros consolidados antes mencionados, se han aplicado todas las excepciones obligatorias y algunas de las exenciones optativas a la aplicación retroactiva de las NIIF. 3.1.2 Exenciones a la aplicación retroactiva elegidas por la Sociedad a) Valor razonable o revalorización como costo atribuible La Sociedad ha elegido revalorizar ciertos ítems de propiedad, planta y equipo a la fecha de transición de 1 de enero de 2008. b) Reserva de conversión La Sociedad ha elegido valorar a cero la reserva de conversión surgidas con anterioridad al 1 de enero de 2008. A continuación se describen las principales políticas contables adoptadas por Empresa Eléctrica Guacolda S.A. en la preparación de estos estados financieros consolidados. Tal como lo requiere NIIF 1, estas políticas han sido diseñadas en función de las NIIF vigentes al 31 de marzo de 2009 y aplicadas de manera uniforme a todos los períodos que se presentan en estos estados financieros consolidados. 2.1 Bases de preparación de los estados financieros Los presentes estados financieros consolidados de Empresa Eléctrica Guacolda S.A. al 31 de marzo de 2009 constituyen los primeros estados financieros preparados de acuerdo a las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF). Anteriormente los estados financieros de la Sociedad se preparaban de acuerdo con Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados en Chile. Los estados financieros consolidados se han preparado bajo el criterio del costo histórico, aunque modificado por la revalorización de propiedades, planta y equipos. Las excepciones y exenciones se detallan en Nota 3. La preparación de los estados financieros consolidados conforme a las NIIF requiere el uso de ciertas estimaciones contables críticas. También exige a la Administración que ejerza su juicio en el proceso de aplicación de las políticas contables de la Sociedad. En la Nota 5 se revelan las áreas que implican un mayor grado de juicio o complejidad o las áreas donde las hipótesis y estimaciones son significativas para los estados financieros consolidados. 2.2 Bases de consolidación a) Filiales Filiales son todas las entidades (incluidas las entidades de cometido especial) sobre las que el Grupo tiene poder para dirigir las políticas financieras y de explotación que generalmente viene acompañado de una participación superior a la mitad de los derechos de voto. A la hora de evaluar si el Grupo controla otra entidad se considera la existencia y el efecto de los derechos potenciales de voto que sean actualmente ejercidos o convertidos. Las filiales se consolidan a partir de la fecha en que se transfiere el control al Grupo, y se excluyen de la consolidación en la fecha en que cesa el mismo. Para contabilizar la adquisición de filiales por el Grupo se utiliza el método de adquisición. El costo de adquisición es el valor razonable de los activos entregados, de los instrumentos de patrimonio emitidos y de los pasivos incurridos o asumidos en la fecha de intercambio, más los costos directamente atribuibles a la adquisición. Los estados financieros consolidados al 31 de marzo de 2009 incluyen los activos, pasivos, resultados y flujos de efectivo de la sociedad matriz y su filial, Compañía Transmisora del Norte Chico S.A.; de esta forma las transacciones y saldos entre matriz y filial han sido eliminados y se ha reconocido la participación de los inversionistas minoritarios. La Sociedad filial, Compañía Transmisora del Norte Chico S.A., posee activos por un total de MUS$ 16.916 clasificados en el rubro Activos Corrientes por MUS$ 8.254, Propiedades, Planta y Equipos por MUS$ 8.530 y Otros Activos por MUS$ 132; un Pasivo Corriente de MUS$ 16.391 e Ingresos Ordinarios por MUS$ 3.837. Esta filial fue constituida el 03 de marzo de 2005 e inscrita en la Superintendencia de Valores y Seguros el 12 de agosto de 2005 con el número 911. b)Transacciones e intereses minoritarios La Sociedad aplica la política de considerar las transacciones con minoritarios como transacciones con terceros externos a la Sociedad. La enajenación de intereses minoritarios conlleva ganancias y/o pérdidas para la Sociedad que se reconocen en el estado de resultados. La adquisición de intereses minoritarios tiene como resultado un goodwill, siendo éste la diferencia entre el precio pagado y la correspondiente proporción del importe en libros de los activos netos de la filial. 2.3Información financiera por segmentos operativos La Sociedad ha definido como segmento operativo el negocio eléctrico. 2.4Transacciones en moneda extranjera a)Moneda de presentación y moneda funcional Los estados financieros consolidados se presentan en miles de dólares estadounidenses, que es la moneda funcional y de presentación de la Sociedad. Los activos y pasivos representativos de monedas distintas al dólar estadounidense han sido valorizados a las tasas de cambio vigentes de las respectivas monedas equivalentes en dólares al 31 de marzo de 2009 y 31 de diciembre de 2008. Las diferencias de cambio resultantes de dicha valorización han sido registradas con cargo o abono a los resultados, cuyo monto neto se presenta en el rubro diferencias de cambio del estado de resultado. La tasa de cambio de la unidad de fomento vigente al 31 de marzo de 2009 es US$35,9356 (US$33,7066 al 31 de diciembre de 2008) y la tasa de cambio del peso chileno vigente al 31 de marzo de 2009 es US$1,7145 (US$ 1,5712 al 31 de diciembre de 2008), por miles de pesos. b) Transacciones y saldos Las transacciones en moneda extranjera, distinta a dólares estadounidenses, se convierten a la moneda funcional utilizando los tipos de cambio vigentes en las fechas de las transacciones. Las pérdidas y ganancias en moneda extranjera que resultan de la liquidación de estas transacciones y de la conversión a los tipos de cambio de cierre de los activos y pasivos monetarios denominados en moneda extranjera, se reconocen en el estado de resultados, excepto si se difieren en patrimonio neto como las coberturas de flujos de efectivo y las coberturas de inversiones netas. 2.5 Propiedades, Planta y Equipos Las Propiedades, Plantas y Equipos se reconocen a su costo de adquisición, neto de su depreciación acumulada y de pérdidas por deterioro que hayan experimentado, excepto en el caso de los terrenos, que se presentan netos de las pérdidas por deterioro. En Construcción en Curso se encuentra el monto correspondiente a la inversión de la construcción de las Unidades 3 y 4. Dentro de este monto se encuentran activados los gastos financieros del crédito del Banco Calyon que ascienden al 31 de marzo de 2009 a MUS$ 2.581 (MUS$ 2.650 al 01 de marzo de 2008). Las construcciones en curso se traspasan a las clases del activo fijo una vez que el proyecto pase el período de pruebas que permitan su uso. Las Propiedades, Plantas y Equipos están constituidos principalmente por Terreno, Edificio y Construcciones, Sistemas de Generación y Transmisión, y Otros Activos Fijos. Estas propiedades, plantas y equipos corresponden a las Unidades de Generación de Central Guacolda actualmente en funcionamiento en la comuna de Huasco, III Región. Además estos activos fijos se ven incrementado por las obras en construcción de las Unidades 3 y 4. Todas las propiedades, planta y equipos están expuestas a su costo histórico menos depreciación. El costo histórico incluye gastos que son directamente atribuibles a la adquisición del bien. Los costos pueden también incluir pérdidas y ganancias que califiquen como flujo de caja de cobertura (swap tasa) de moneda extranjera por la inversión de capital en la construcción de las Unidades 3 y 4. Producto de la primera adopción de la normativa IFRS, la Sociedad ejecutó la retasación técnica de las Unidades 1 y 2, por única vez, con un tasador externo independiente. Los costos posteriores por manteciones mayores y menores de las Unidades de Generación se activan y amortizan hasta el período que comience una nueva mantención mayor. Esta mantención se considera como un activo separado sólo cuando es probable que los beneficios económicos futuros asociados con los elementos del activo fijo vayan a fluir a la Sociedad y el costo del elemento pueda determinarse de forma fiable. El valor del componente sustituido se da de baja contablemente. El resto de reparaciones y mantenciones se cargan en el resultado del ejercicio en el que se incurre. Los terrenos no se deprecian. La depreciación en otros activos se calcula usando el método lineal para asignar sus costos o importes revalorizados a sus valores residuales sobre sus vidas útiles técnicas estimadas.El valor residual y la vida útil de los activos se revisan, y ajustan si es necesario, en cada cierre de balance. 2.6 Activos intangibles Los valores intangibles corresponden a servidumbres de paso por el trazado de líneas de transmisión de la Sociedad Matriz. Se reconocen por su costo de adquisición y se amortizan linealmente sobre la base de su vida útil estimada. 2.7 Costos por intereses Los costos por intereses incurridos por la construcción de las Unidades 3 y 4 se capitalizan durante el período de tiempo que es necesario para completar y preparar el activo para el uso que se pretende. Otros costos por intereses se registran en resultados (gastos). 2.8 Pérdidas por deterioro de valor de los activos no financieros Los activos que tienen una vida útil indefinida, por ejemplo, los terrenos, no están sujetos a amortización y se someten anualmente a pruebas de pérdidas por deterioro del valor. Los activos sujetos a amortización se someten a pruebas de pérdidas por deterioro siempre que algún suceso o cambio en las circunstancias indique que el importe en libros puede no ser recuperable. Se reconoce una pérdida por deterioro por el exceso del importe en libros del activo sobre su importe recuperable. El importe recuperable es el valor razonable de un activo menos los costos para la venta o el valor de uso, el mayor de los dos. A efectos de evaluar las pérdidas por deterioro del valor, los activos se agrupan al nivel más bajo para el que hay flujos de efectivo identificables por separado (unidades generadoras de efectivo). Los activos no financieros, distintos del goodwill, que hubieran sufrido una pérdida por deterioro se someten a revisiones a cada fecha de balance por si se hubieran producido reversiones de la pérdida. 2.9 Activos financieros La Sociedad clasifica sus activos financieros en las siguientes categorías: a valor razonable con cambios en resultados, préstamos y cuentas por cobrar, activos financieros mantenidos hasta su vencimiento y disponibles para la venta. La clasificación depende del propósito con el que se adquirieron los activos financieros. La administración determina la clasificación de sus activos financieros en el momento de reconocimiento inicial. 2.10 Instrumentos financieros derivados y actividades de cobertura Los derivados se reconocen inicialmente al valor razonable en la fecha en que se ha efectuado el contrato de derivados y posteriormente se vuelven a valorar a su valor razonable. El método para reconocer la pérdida o ganancia resultante depende de si el derivado se ha designado como un instrumento de cobertura y, si es así, de la naturaleza de la partida que está cubriendo. La Sociedad designa determinados derivados como: - coberturas del valor razonable de pasivos reconocidos (cobertura del valor razonable); - coberturas de un riesgo concreto asociado a un pasivo reconocido o a una transacción prevista altamente probable (cobertura de flujos de efectivo); o - coberturas de una inversión neta en una operación en el extranjero (cobertura de inversión neta). La Sociedad documenta al inicio de la transacción la relación existente entre los instrumentos de cobertura y las partidas cubiertas, así como sus objetivos para la gestión del riesgo y la estrategia para llevar a cabo diversas operaciones de cobertura. La Sociedad también documenta su evaluación, tanto al inicio como sobre una base continua, de si los derivados que se utilizan en las transacciones de cobertura son altamente efectivos para compensar los cambios en el valor razonable o en los flujos de efectivo de las partidas cubiertas. El valor razonable de varios instrumentos derivados utilizados a efectos de cobertura se muestra en la Nota 8. Los movimientos en la reserva de cobertura dentro de los fondos propios se muestran en la Nota 16. El valor razonable total de los derivados de cobertura se clasifica como un activo o pasivo no corriente si el vencimiento restante de la partida cubierta es superior a 12 meses y como un activo o pasivo corriente si el vencimiento restante de la partida cubierta es inferior a 12 meses. Los derivados negociables se clasifican como un activo o pasivo corriente. 2.11 Existencias Se encuentran valorizadas al costo de adquisición expresado en dólares estadounidenses. El costeo se determina por el método del costo promedio ponderado. La Sociedad no ha realizado provisión de obsolescencia por la alta rotación de inventario. 2.12 Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar Las cuentas comerciales a cobrar se reconocen inicialmente por su valor razonable y posteriormente por su costo amortizado de acuerdo con el método de tasa de interés efectivo, menos la provisión por pérdidas por deterioro del valor. Se establece una provisión para pérdidas por deterioro de cuentas comerciales a cobrar cuando existe evidencia objetiva de que el Grupo no será capaz de cobrar todos los importes que se le adeudan de acuerdo con los términos originales de las cuentas por cobrar. La existencia de dificultades financieras significativas por parte del deudor, la probabilidad de que el deudor entre en quiebra o reorganización financiera y la falta o mora en los pagos se consideran indicadores de que la cuenta a cobrar se ha deteriorado. El importe de la provisión es la diferencia entre el importe en libros del activo y el valor actual de los flujos futuros de efectivo estimados, descontados a la tasa de interés efectivo. El importe en libros del activo se reduce a medida que se utiliza la cuenta de provisión y la pérdida se reconoce en el estado de resultados dentro del rubro de “costo de venta”. Cuando una cuenta a cobrar se castiga, se regulariza contra la cuenta de provisión para las cuentas a cobrar. 2.13 Efectivo y equivalentes al efectivo El efectivo y equivalentes al efectivo incluyen el efectivo en caja, los depósitos a plazo en entidades de crédito, otras inversiones a corto plazo de gran liquidez con un vencimiento original de tres meses o menos y los descubiertos bancarios. En el balance de situación, los descubiertos bancarios se clasifican como recursos ajenos en el pasivo corriente. 2.14 Capital emitido Las acciones ordinarias y sus incrementos se clasifican como patrimonio neto. 2.15 Acreedores comerciales Los proveedores se reconocen inicialmente a su valor razonable y posteriormente se valoran por su costo amortizado utilizando el método de tasa de interés efectivo. 2.16 Préstamos que devengan intereses y que no generan intereses Los recursos ajenos se reconocen, inicialmente, por su valor razonable, netos de los costos en que se haya incurrido en la transacción. Posteriormente, los recursos ajenos se valorizan por su costo amortizado; cualquier diferencia entre los fondos obtenidos (netos de los costos necesarios para su obtención) y el valor de reembolso, se reconoce en el estado de resultados durante la vida de la deuda de acuerdo con el método de tasa de interés efectivo. Los recursos ajenos se clasifican como pasivos corrientes a menos que la Sociedad tenga un derecho incondicional a diferir su liquidación durante al menos 12 meses después de la fecha del balance. 2.17 Impuesto a las ganancias e impuestos diferidos Los impuestos diferidos se calculan, de acuerdo con el método de pasivo, sobre las diferencias temporarias que surgen entre las bases fiscales de los activos y pasivos y sus importes en libros en las cuentas anuales consolidadas. Sin embargo, si los impuestos diferidos surgen del reconocimiento inicial de un pasivo o un activo en una transacción distinta de una combinación de negocios que en el momento de la transacción no afecta ni al resultado contable ni a la ganancia o pérdida fiscal, no se contabiliza. El impuesto diferido se determina usando las tasas de impuesto (y leyes) aprobadas o a punto de aprobarse en la fecha del balance y que se espera aplicar cuando el correspondiente activo por impuesto diferido se realice o el pasivo por impuesto diferido se liquide. Los activos por impuestos diferidos se reconocen en la medida en que es probable que vaya a disponerse de beneficios fiscales futuros con los que poder compensar las diferencias temporarias. Se reconocen impuestos diferidos sobre las diferencias temporarias que surgen en inversiones en filiales y asociadas, excepto en aquellos casos en la Sociedad pueda controlar la fecha en que revertirán las diferencias temporarias y sea probable que éstas no vayan a revertir en un futuro previsible. 2.18 Beneficios a los empleados La Sociedad considera beneficios para los empleados el pago de Aguinaldos y Bonos, que se incluyen en provisiones corrientes y vacaciones por pagar del personal, incluidos en pasivos acumulados. Todos estos beneficios son de corto plazo y no se consideran beneficios de largo plazo. 2.19 Provisiones Las provisiones de la Sociedad a la fecha de los estados financieros corresponden principalmente a costos del negocio eléctrico cuyos montos y fecha de cancelación son inciertos, se reconocen como provisiones por el valor actual con la información del monto más probable que desembolsaría la Sociedad para cancelar la obligación. 2.20 Reconocimiento de ingresos y gastos Los ingresos ordinarios incluyen el valor razonable de las contraprestaciones recibidas o a recibir por la venta de bienes y servicios en el curso ordinario de las actividades de la Sociedad. Los ingresos ordinarios se presentan netos del impuesto sobre el valor añadido, devoluciones, rebajas y descuentos. La Sociedad reconoce los ingresos cuando el importe de los mismos se puede valorar con fiabilidad, los ingresos y gastos se imputan en función del criterio del devengo. a) Ingresos por intereses Los ingresos por intereses se reconocen usando el método de tasa de interés efectivo. Cuando una cuenta por cobrar sufre pérdida por deterioro del valor, la Sociedad reduce el importe en libros a su importe recuperable, descontando los flujos futuros de efectivo estimados a la tasa de interés efectivo original del instrumento y continúa llevando el descuento como menos ingreso por intereses. Los ingresos por intereses de préstamos que hayan sufrido pérdidas por deterioro del valor se reconocen utilizando el método de tasa de interés efectivo. 2.21 Distribución de dividendos La Sociedad no establece una provisión para el pago de dividendos al cierre de cada período ya que existe un acuerdo de los socios para no pagar dividendos. 2.22 Medio ambiente Empresa Eléctrica Guacolda S.A. para dar cumplimiento a la normativa medio ambiental para la generación de energía eléctrica con mezclas de carbón y petcoke, ha debido cumplir con requisitos exigidos por la autoridad: elaboración de estudios de impacto ambiental, instalación de estaciones de monitoreo para la medición de calidad del aire, instalación de equipos a entidades gubernamentales e instalación de sistemas de medición de emisiones de gases en sus chimeneas. Los desembolsos por monitoreo ambiental se han llevado a gasto en el período que se han incurrido. 0 0 0 0 95000 442000 2866000 1526000 1241000 1474000 1625000 52000 387000 206000 0 0 1197000 4421000 1072000 4050000 125000 371000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 9622000 5453000 8109000 14186000 22949000 No se han constítuido prendas ni es objeto de garantía alguna la existencia que se muestra en los estados financieros. 553000 517000 19003000 52804000 1115000 2484000 0 0 0 0 0 0 CLP 1563000 USD 19108000 CLP 2924000 USD 52881000 0 0 0 0 67000000 70617000 2050000 2605000 -34905000 -40302000 32920000 34145000 32920000 34145000 32920000 75000 22000 4000 3000 79000 25000 97000 1218000 97000 1218000 79000 25000 97000 1218000 0 0 853000 1077000 940000 -217000 259000 81000 135000 4000 3000 -677000 166000 176000 1243000 17 17 -18.7 3.4 5.2 1.3 -2.1 -.1 0.04 -13.6 2.64 3.4 19.64 0 0 0 0 0 0 0 1341000 6547000 0 0 0 0 0 0 0 -4555000 -22240000 0 0 0 0 1205863000 1106291000 551901000 452326000 5193000 5193000 121311000 121311000 506973000 506973000 5514000 5514000 451000 450000 89000 122000 14431000 14402000 208411000 203359000 551901000 452326000 5193000 5193000 34693000 33902000 164708000 160594000 4125000 4103000 358000 351000 14000 26000 4513000 4383000 86618000 87409000 342265000 346379000 1389000 1411000 93000 99000 75000 96000 0 0 9918000 10019000 La depreciación ha sido calculada en base al método lineal, considerando la vida útil remanente de los respectivos bienes. La depreciación ha sido calculada en base al método lineal, considerando la vida útil remanente de los respectivos bienes. La depreciación ha sido calculada en base al método lineal, considerando la vida útil remanente de los respectivos bienes. La depreciación ha sido calculada en base al método lineal, considerando la vida útil remanente de los respectivos bienes. La depreciación ha sido calculada en base al método lineal, considerando la vida útil remanente de los respectivos bienes. La depreciación ha sido calculada en base al método lineal, considerando la vida útil remanente de los respectivos bienes. La depreciación ha sido calculada en base al método lineal, considerando la vida útil remanente de los respectivos bienes. Años de vida útil 16 50 Años de vida útil 13 40 Años de vida útil 2 6 Años de vida útil 2 7 Años de vida útil 2 7 Años de vida útil 5 15 452326000 5193000 87409000 346379000 1411000 99000 96000 10019000 902932000 99575000 1000 29000 99605000 0 0 0 0 -33000 -33000 0 -791000 -4114000 -22000 -7000 12000 -130000 -5052000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 99575000 0 -791000 -4114000 -22000 -6000 -21000 0 -101000 94520000 146079000 5193000 90579000 362434000 1223000 122000 85000 9800000 307872000 395000 272000 6000 26000 1655000 310226000 0 0 0 0 0 -5000 -953000 -958000 -3170000 -16445000 -84000 -29000 -15000 -483000 -20226000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -1625000 -1625000 306247000 0 -3170000 -16055000 188000 -23000 11000 0 219000 287417000 Como consecuencia del financiamiento obtenido de la institución bancaria Calyon New York Branch, para la construcción de las Unidades 3 y 4, se encuentran en prenda industrial los bienes que forman parte de la Central Termoeléctrica Guacolda, construida en el inmueble ubicado en Punta Guacolda, comuna de Huasco, y que se encuentran debidamente individualizados en la escritura pública de fecha 30 de octubre del año 2007 otorgada en la Notaría de Santiago de don Raúl Perry Pefaur. También existe una Hipoteca de primer grado y prohibición sobre la propiedad rústica ubicada en el lugar denominado Punta Guacolda, comuna y provincia de Huasco. El saldo incluido bajo el rubro Propiedades, Planta y Equipo corresponde a los bienes que fueron aportados según escrituras públicas de aportes de capital del 30 de junio de 1992 y 30 de octubre de 1992 por CAP S.A., fundamentalmente Muelle GUACOLDA y su concesión marítima, por las obras terminadas de la Unidad 1 y Unidad 2 de la Central Termoeléctrica Guacolda e Inversiones de Capital activadas en los períodos siguientes. También se incluye la adquisición a la sociedad relacionada AES Gener S.A. del piso 16 del edificio Las Américas, ubicado en Miraflores 222 Santiago, según consta en escritura pública del 27 de enero de 1999 firmada ante el Notario Público de Santiago don Patricio Raby Benavente. Actualmente, dentro del rubro de Construcción en Curso, se encuentra principalmente el monto correspondiente a la inversión por la construcción de las Unidades 3 y 4 de Central Guacolda, ubicada en Isla Guacolda, Huasco, en la III Región. Dentro de este monto se encuentran activados los gastos financieros del crédito del Banco Calyon New York Branch. Durante el período, al 31 de marzo de 2009, se activaron MU$ 2.581 (MU$ 2.650 al 31 de marzo de 2008). El cargo por depreciación correspondiente al 31 de marzo de 2009 asciende a MUS$5.052 (MUS$ 5.054 al 31 de marzo de 2008), y se registra en el rubro Costos de la explotación. Propiedades, Plantas y Equipos Pignorados como Garantía Como consecuencia del financiamiento obtenido de la institución bancaria Calyon New York Branch, para la construcción de las Unidades 3 y 4, se encuentran en prenda industrial los bienes que forman parte de la Central Termoeléctrica Guacolda, construida en el inmueble ubicado en Punta Guacolda, comuna de Huasco, y que se encuentran debidamente individualizados en la escritura pública de fecha 30 de octubre del año 2007 otorgada en la Notaría de Santiago de don Raúl Perry Pefaur. También existe una Hipoteca de primer grado y prohibición sobre la propiedad rústica ubicada en el lugar denominado Punta Guacolda, comuna y provincia de Huasco. 0 0 0 0 0 0 0 0 80078000 109234000 Los ingresos ordinarios incluyen el valor razonable de las contraprestaciones recibidas o a recibir por la venta de bienes y servicios en el curso ordinario de las actividades de la Sociedad. Los ingresos ordinarios se presentan netos del impuesto sobre el valor añadido, devoluciones, rebajas y descuentos. La Sociedad reconoce los ingresos cuando el importe de los mismos se puede valorar con fiabilidad, los ingresos y gastos se imputan en función del criterio del devengo. a) Ingresos por intereses Los ingresos por intereses se reconocen usando el método de tasa de interés efectivo. Cuando una cuenta por cobrar sufre pérdida por deterioro del valor, la Sociedad reduce el importe en libros a su importe recuperable, descontando los flujos futuros de efectivo estimados a la tasa de interés efectivo original del instrumento y continúa llevando el descuento como menos ingreso por intereses. Los ingresos por intereses de préstamos que hayan sufrido pérdidas por deterioro del valor se reconocen utilizando el método de tasa de interés efectivo. 0 0 190000 135000 190000 135000 3278000 -4955000 4.9 4.9 Para sus ejecutivos, la Sociedad tiene un plan de bono anual por cumplimiento de objetivos el cual consiste en un número determinado de remuneraciones brutas mensuales. Indemnizaciones y garantías: la Sociedad no ha pagado indemnizaciones ni ha constituido garantías por sus principales ejecutivos durante el período 2009 y 2008. 415000 833000 415000 833000 Empresa Eléctrica Guacolda S.A. no posee controlador. La participación accionaria es la siguiente: Aes Gener S.A. con un 50%; Empresas Copec S.A. con un 25% e Inversiones Ultraterra Ltda. con un 25%. Las transacciones entre las entidades relacionadas corresponden a operaciones normales del negocio, realizado de acuerdo con normas legales, en condiciones de equidad y a precios de mercado. 96673040-4 ENERGIA VERDE S.A. Entidades con Control Conjunto o Influencia Significativa sobre la Entidad CL Indirecta Venta uso sistema de transmisión Venta uso sistema transmisión 1000 Transmisión 1000 menor de 90 días 96717620-6 SOCIEDAD ELECTRICA SANTIAGO Entidades con Control Conjunto o Influencia Significativa sobre la Entidad CL Indirecta Compra de energía y potencia Venta uso sistema de transmisión 145000 Compra de energía y potencia -1141000 88056400-5 SERV. MARITIMOS Y TRANSPORTES LTDA. Entidades con Control Conjunto o Influencia Significativa sobre la Entidad CL Indirecta Manejo canchas de carbón Manejo canchas de carbón -792000 Manejo cancha de carbón 422000 menor de 90 días 80992000-3 ULTRAMAR A.G Entidades con Control Conjunto o Influencia Significativa sobre la Entidad CL Indirecta Venta uso muelle y otros Compra de servicios varios -1000 Venta uso muelle y otros 78000 Servicio de muellaje 31000 menor de 90 días Servicios varios 99520000-7 COPEC S.A. Entidades con Control Conjunto o Influencia Significativa sobre la Entidad CL Indirecta Compra de combustible Venta uso de muelle y otros 4000 Compra de combustible -264000 Muellaje 2000 menor de 90 días Compra combustible 99000 menor de 90 días 94272000-9 AES GENER S.A. Entidades con Control Conjunto o Influencia Significativa sobre la Entidad CL Energía y potencia Venta uso sistema de transmisión 105000 Venta de servicios varios 0 Compra de energía y potencia -743000 Venta de energía 26000 menor de 90 días Compra de energía 29000 menos de 90 días 88056400-5 SERV. MARITIMOS Y TRANSPORTES Entidades con Control Conjunto o Influencia Significativa sobre la Entidad CL Indirecta Venta de agua y otros Venta de agua y otros 1000 Manejo de canchas de carbón -460000 Manejo de cancha de carbón 78000 menor de 90 días 94272000-9 AES GENER S.A. Entidades con Control Conjunto o Influencia Significativa sobre la Entidad CL Energía y potencia Venta de servicios varios 16000 Compra de energía y potencia -3000 Venta uso sistema de transmisión 605000 Venta de energía 15000 menos de 90 días Compra de energía 56000 menos de 90 días 80992000-3 ULTRAMAR A.G Entidades con Control Conjunto o Influencia Significativa sobre la Entidad CL Indirecta Venta uso muelle y otros Venta uso muelle y otros 131000 Servicio de muellaje 28000 menor de 90 días Servicios varios 136000 menor de 90 días 99520000-7 COPEC S.A. Entidades con Control Conjunto o Influencia Significativa sobre la Entidad CL Indirecta Compra de combustible Venta uso muelle y otros 29000 Compra de combustible -14000 Servicio de muellaje 18000 menor de 90 días Compra de combustible 96717620-6 SOCIEDAD ELECTRICA SANTIAGO Entidades con Control Conjunto o Influencia Significativa sobre la Entidad CL Indirecta Compra de energía y potencia Compra de energía y potencia -15397000 8254000 16391000 8662000 0 16916000 16391000 1969000 2013000 201000 0 2170000 2013000 3837000 11830000 3469000 11693000 368000 137000 Compañía Transmisora del Norte Chico S.A. USD CHILE 0.99995 0.99995 No difiere la fecha de Presentación de los Estados Financieros con la Matriz No difiere la fecha de Presentación de los Estados Financieros con la Matriz No existen restricciones para transferencias de fondos La Matriz posee más de la mitad del Poder de Voto Compañía Transmisora del Norte Chico S.A. RUT: 99.588.230-2 16916000 8254000 8662000 16391000 16391000 0 3837000 368000 Compañía Transmisora del Norte Chico S.A. USD CHILE 0.99995 0.99995 No difiere la fecha de Presentación de los Estados Financieros con la Matriz No difiere la fecha de Presentación de los Estados Financieros con la Matriz No existen restricciones para transferencias de fondos La Matriz posee más de la mitad del Poder de Voto Compañía Transmisora del Norte Chico S.A. RUT: 99.588.230-2 2170000 1969000 201000 2013000 2013000 0 11830000 137000 0 0 5059000 5094000 206956000 175233000 0 0 5059000 5094000 0 0 206956000 175233000 597000 559000 135000 5647000 4487000 559000 4622000 5181000 -12000 777000 765000 50000 438000 488000 38000 1215000 1253000 597000 5837000 6434000 a) Reclamaciones legales El importe representa una provisión para determinadas demandas interpuestas contra Empresa Eléctrica Guacolda S.A. por parte de clientes. El cargo por la provisión se reconoce en el estado de resultados dentro de los gastos operacionales. En opinión de los administradores, después del correspondiente asesoramiento legal, no se espera que el resultado de estos litigios suponga pérdidas significativas superiores a los importes provisionados al 31 de marzo de 2009. b) Participación en beneficios y bonos La provisión beneficios empleados corresponde bonos pagaderos al término del ejercicio financiero y aguinaldos pagaderos en el transcurso del año. c) Otras provisiones Otras provisiones están constituídas principalmente por costos del negocio eléctrico. 1) Convenios con bancos a) Con fecha 31 de octubre de 2006, se procedió a la cesión de todos los derechos y obligaciones asociadas a los contratos de crédito existentes con el acreedor Credit Suisse First Boston, New York Branch (crédito Merrill Lynch Bank and Trust Company (Cayman) Limited, crédito Mitsubishi Corporation por el Suministro, Construcción, Montaje y Puesta en marcha de la Unidad 2 Central Termoeléctrica Guacolda, y crédito Credit Suisse First Boston, New York Branch), en favor de Banco Calyon, New York Branch. b) Con fecha 30 de noviembre de 2006, se procedió a la modificación de los contratos de crédito abajo descritos en conjunto con una línea de crédito para financiar la construcción de la Unidad 3 de Guacolda y otros requerimientos de capital con Calyon, New York Branch, como nuevo acreedor. - Modificación del segundo tramo del crédito con Merrill Lynch Bank and Trust Company (Cayman) Limited cuyo acreedor fue cedido a Credit Suisse First Boston, New York Branch en abril de 2003, y cuyo nuevo acreedor es Calyon, New York Branch, y que pasa a denominarse Amend and Restate The First Loan Agreement, por un monto de USD 70.933.332,96.- - Modificación del contrato con Mitsubishi Corporation por el Suministro, Construcción, Montaje, y Puesta en marcha de la segunda Unidad Termoeléctrica Guacolda, cuyo acreedor fue cedido a Credit Suisse First Boston, New York Branch en abril de 2003, y cuyo nuevo acreedor es Calyon, New York Branch, y que pasa a denominarse Amend and Restate The Second Loan Agreement por un monto de USD 36.619.332,96.- - Modificación del contrato de crédito con Credit Suisse First Boston, New York Branch, celebrado entre Empresa Eléctrica Guacolda S.A. y el nuevo acreedor Calyon, New York Branch, y que pasa a denominarse Amend and Restate The Third Loan Agreement, por un monto de USD 25.447.333,96.- - Contrato de Crédito con el Banco Calyon New York Branch destinado a pagar deuda nacional de bonos en dólares, del cual se han desembolsado al 31 de marzo de 2009 USD 29.131.618,84.- - Firma de contrato línea de crédito celebrado por Empresa Eléctrica Guacolda S.A. con Calyon, New York Branch, denominado Fourth Loan Agreement por un monto de hasta USD 257.000.000, del cual se ha desembolsado al 31 de marzo de 2009 USD 215.874.261,47.- c) Con fecha 02 de noviembre de 2007, se procedió a la suscripción del Quinto Contrato de Crédito para financiar la construcción de la Unidad 4 de Guacolda con Calyon, New York Branch, CorpBanca y The Scotiabank Group, como acreedores por un monto de hasta USD 260.000.000, del cual se ha desembolsado al 31 de marzo de 2009 USD 183.928.058,20. 2) Contratos a. La Sociedad Matriz ha firmado los siguientes contratos que se encuentran vigentes al 31 de marzo de 2009: - Con Compañía de Carbones de Chile - COCAR S.A., se firmó un contrato de suministro de carbón por un período de 20 años contados desde la fecha de inicio de funcionamiento de la Central Termoeléctrica. Con fecha 30 de junio de 1998 este contrato fue cedido por COCAR S.A. a Ingeniería del Sur S.A. - Con Compañía Minera del Pacífico S.A. por uso del Muelle Guacolda I para descarga, por una parte y por otra suministro de agua de pozo y agua tratada. - Con Ultraport (Servicios Marítimos y Transportes Ltda.) por manejo de carbón en cancha y administración, operación y mantenimiento del Puerto Guacolda I. - Con Compañía Nacional de Fuerza Eléctrica S.A., ex Empresa Eléctrica Emec S.A., por venta de energía y potencia eléctrica por el 100% de sus consumos de tarifa regulada. - Con Chilectra S.A. por venta de electricidad para sus clientes regulados con inicio de suministro a contar del 1 de enero de 2010. - Con Chilectra S.A. por venta de electricidad para sus clientes libres con inicio de suministro a contar del 1 de enero de 2011. - Con Empresa Minera de Mantos Blancos S.A., por abastecimiento de energía y potencia para su establecimiento Mantoverde de la III Región. - Con Compañía Minera Carmen de Andacollo por venta de energía y potencia eléctrica por el 100% de sus consumos. - Con Compañía Minera Ojos del Salado por venta de energía y potencia eléctrica por el 100% de sus consumos. - Con Compañía Contractual Minera Candelaria por venta de energía y potencia eléctrica por el 100% de sus consumos. - Con Empresa Nacional de Minería por venta de energía y potencia eléctrica por el total de sus consumos de los establecimientos Fundición Hernán Videla Lira y Planta Manuel Antonio Matta, ubicados en la III Región. El contrato actual tenía vigencia hasta el 31 de diciembre de 2008. Sin embargo, con fecha 25 de enero de 2008 se firmó un nuevo contrato de suministro a partir del 1 de enero de 2009, por un plazo de 12 años. - Con Compañía Minera Maricunga por venta de electricidad para su proyecto minero Refugio, hasta una potencia máxima de 16.000 kW. - Con Hidroeléctrica Puclaro S.A., se firmó un contrato de compra de energía que se inició a partir del 1 de mayo de 2008. b) La Sociedad filial ha firmado los siguientes contratos y acuerdos que se encuentran vigentes al 31 de marzo de 2009: - Prestación de servicios de mantenimiento a la línea de transmisión 1x220 KV Maintencillo-Cardones, con Noresedei S.A. - Prestación de servicios de operación de Paños línea Maintencillo-Cardones 1x220 KV, con HQI Transelec S.A. - Mantenimiento de Paños línea Maintencillo-Cardones 1x220 KV, con HQI Transelec S.A. - Por uso de instalaciones comunes y de prestación de servicios comunes. Paños línea Maintencillo-Cardones 1x220 KV, con HQI Transelec S.A. - Por uso de instalaciones. Uso siete estructuras en línea Maintencillo-Cardones 220 KV, con HQI Transelec S.A. - Arriendo de terrenos para paños de 220 KV en las SS/EE Maintencillo y Cardones, con HQI Transelec S.A. - Acuerdo sobre pagos provisionales de peajes de transmisión troncal, con Colbún S.A. - Acuerdo sobre pagos provisionales de peajes de transmisión troncal, con Empresa Eléctrica Pehuenche S.A. - Acuerdo sobre pagos provisionales de peajes de transmisión troncal, con Empresa Eléctrica Pangue S.A. - Acuerdo sobre pagos provisionales de peajes de transmisión troncal, con Empresa Nacional de Electricidad S.A. 3) Otras contingencias a) Se han presentado divergencias en el CDEC-SIC por la valorización de transferencias de energía en diversos períodos, siendo las principales las que se indican a continuación: a.1) En lo referente a las transferencias de energía entre septiembre y diciembre de 1999, se produjeron diferencias entre los generadores respecto a los precios aplicables a las transferencias entre los generadores del CDEC-SIC en la Quinta Región, en las particulares circunstancias a que se refieren tales discrepancias, las que fueron sometidas al informe del Panel de Expertos, que fue rechazado por empresas distintas a Empresa Eléctrica Guacolda S.A. y sus relacionadas y, por consiguiente, sometidas a la Resolución del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, quien emitió una Resolución favorable a la posición de la empresa AES Gener S.A., habiéndose recibido los pagos correspondientes de parte de Endesa S.A. y sólo parcialmente de parte de Colbún S.A., quienes han impugnado esta Resolución. Cabe mencionar que esta Resolución adicionalmente establece pagos por operación a mínimo técnico a aquellos propietarios de centrales que deben operar en dicha condición exclusivamente por restricciones de transmisión en alguna zona del sistema. De esta forma, a partir del mes de septiembre de 1999 a la fecha, Empresa Eléctrica Guacolda S.A. ha recibido pagos por la operación de la central Guacolda, cuando ésta ha debido operar en esta condición debido a restricciones de transmisión del sistema. Como consecuencia de lo anterior, Colbún interpuso un recurso de reposición en contra de esa Resolución Ministerial por los pagos antes mencionados, el cual fue rechazado a través de la R.M. Nro. 30. A la fecha el CDEC-SIC no ha implementado los cálculos debido al alto grado de complejidad que implica su desarrollo. Luego de analizadas diversas propuestas de aplicación, desarrolladas por la Dirección de Operación y Peajes del CDEC-SIC para implementar la RM-30, las empresas no arribaron a acuerdo, motivo por el cual surgió una nueva divergencia, la cual fue puesta en conocimiento del Panel de Expertos. Con fecha 30 de octubre de 2003, el Directorio del CDEC-SIC tomó conocimiento de la recomendación de este Panel. Debido a que no hubo acuerdo en aceptar la recomendación, se procedió a formalizar la divergencia frente al Ministro de Economía. a.2) En lo referido al cálculo de las transferencias de potencia de punta en el CDEC-SIC, por la determinación definitiva de los pagos correspondientes a los años 2000, 2001, 2002 y 2003, con fecha 2 de noviembre de 2001 la divergencia respectiva fue resuelta mediante la RM Nro. 119 por el Ministro de Economía, Fomento y Reconstrucción. En la etapa de implementación en el CDEC-SIC no se logró la unanimidad requerida, por lo que surgió una divergencia al respecto, la cual fue sometida a resolución del Ministro de Economía en el mes de abril de 2002. Junto a lo anterior, las empresas AES Gener, Eléctrica Santiago y Endesa interpusieron recursos de reposición en contra de la Resolución Nro. 119/2001, siendo resuelta esta última por medio de la Resolución Ministerial Nro. 17 de 14 de abril de 2004, la que ordenó modificar la metodología de cálculo de potencia firme para plantas hidroeléctricas con embalse, lo cual producirá un aumento en la capacidad firme de dichas plantas y una consiguiente disminución de las demás plantas del sistema. El 22 de abril de 2004 la compañía presentó un recurso de reposición, el que fue admitido a tramitación, suspendiéndose los efectos de la resolución recurrida mientras se tramite dicho recurso. El 15 de junio de 2004 se emitió la resolución Nro. 35/2004 por medio de la cual el Ministro acoge en parte el recurso de reposición de la compañía, ordenando asimismo al CDEC SIC aplicar la metodología de cálculo establecida en la RM Nro. 17/2004, pero redefiniendo las horas de mayor probabilidad de pérdida de carga. Sobre esta redefinición se produjo una divergencia que fue resuelta por el nuevo Panel de Expertos con fecha 2 de septiembre de 2004. Con fecha 29 de septiembre de 2004 la Dirección de Operación del CDEC-SIC entregó los cálculos de potencia firme aplicando el Dictamen Nro. 1 del Panel de Expertos. Sobre los mismos, las empresas integrantes del CDEC-SIC presentaron nueve divergencias, que fueron resueltas por el Panel de Expertos con fecha 9 de diciembre de 2004. Durante el mes de enero de 2005 la Dirección de Operación del CDEC-SIC entregó los balances aplicando los nuevos dictámenes del Panel. Al respecto, Endesa presentó una nueva divergencia sobre las cotas de los embalses y su efecto en la potencia firme desde el año 2000 en adelante, siendo su posición rechazada por el Panel de Expertos mediante el Dictamen Nro. 4-2005 de fecha 9 de marzo de 2005. Cabe señalar que los pagos de transferencias de potencia correspondientes a los años 2000, 2001, 2002 y 2003 se han efectuado de conformidad al procedimiento de cálculo establecido en la RM 119/2001 y que a la luz de las reiteradas divergencias que se han producido al respecto, tienen carácter de provisionales. b) Formulación de cargos de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), contra Empresa Eléctrica Guacolda S.A. b.1) Oficio Ordinario Nro. 6786 dictado por la SEC con fecha 12 de noviembre de 1999 por supuestas infracciones al artículo 9 del Decreto Nro. 287 de 1999 del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción. Eléctrica Guacolda presentó sus descargos con fecha 30 de noviembre de 1999, encontrándose aún pendiente su resolución. b.2) Oficio Ordinario Nro. 6785 dictado por la SEC con fecha 12 de noviembre de 1999 por supuestas infracciones al artículo 9 del Decreto Nro. 287 de 1999 del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción. Eléctrica Guacolda presentó sus descargos con fecha 30 de noviembre de 1999, encontrándose aún pendiente su resolución. b.3) Oficio Ordinario Nro. 0297 dictado por la SEC con fecha 12 de enero de 2000 por supuestas infracciones al artículo 9 del Decreto Nro. 287 de 1999 del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción. Eléctrica Guacolda presentó sus descargos con fecha 28 de enero de 2000, encontrándose aún pendiente su resolución. b.4) Oficio Ordinario Nro. 5269 dictado por la SEC con fecha 21 de septiembre de 2004 por supuestas infracciones al ordenamiento eléctrico con motivo de la información de ventas no sometidas a regulación de precios efectuadas durante los meses de septiembre 2003 - abril 2004. Eléctrica Guacolda presentó dentro de plazo sus descargos, encontrándose aún pendiente su resolución. c) Multas de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles cursadas a Empresa Eléctrica Guacolda S.A. c.1) Con fecha 27 de abril de 2004, mediante Resolución Exenta Nro. 812, la Superintendencia de Electricidad y Combustibles dispuso aplicar a Empresa Eléctrica Guacolda S.A. una multa ascendente a 560 U.T.A., por supuestas infracciones en que habría incurrido la Empresa en la falla generalizada del Sistema Interconectado Central ocurrida el día 13 de enero de 2003. La Empresa interpuso en plazo y forma, un recurso de reposición en contra de la Res. Exta. Nro. 812, que fue resuelto por la Resolución Exenta Nro. 1833 del 3 de noviembre de 2005, acogiéndolo sólo en cuanto rebajó el monto de la multa aplicada a 350 UTA. Con fecha 16 de diciembre de 2005, Empresa Eléctrica Guacolda S.A. interpuso un recurso de reclamación de ilegalidad en contra de las Resoluciones Exentas Nro. 812 y Nro. 1833 ante la I. Corte de Apelaciones, el cual se encuentra en tramitación. c.2) Con fecha 16 de agosto de 2003, mediante la Resolución Exenta Nro. 1436, la Superintendencia de Electricidad y Combustibles dispuso aplicar a Empresa Eléctrica Guacolda S.A. una multa ascendente a las suma de 1000 U.T.A., por supuestas infracciones en que habría incurrido la Empresa en la falla generalizada del Sistema Interconectado Central ocurrida el 23 de septiembre de 2002. La Empresa interpuso en plazo y forma, un recurso de reposición en contra de la Res. Exta. Nro. 1436, el cual fue rechazado por la autoridad mediante la Resolución Exenta Nro. 1120 del 14 de junio de 2004. Con fecha 2 de julio de 2004, Empresa Eléctrica Guacolda S.A. interpuso un recurso de reclamación de ilegalidad en contra de las Resoluciones Exentas Nro. 1436 y Nro. 1120 ante la I. Corte de Apelaciones, el cual se encuentra en tramitación. c.3) Con fecha 30 de junio de 2005, mediante la Resolución Exenta Nro.1121, la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, aplicó a Empresa Eléctrica Guacolda S.A. una multa a beneficio fiscal equivalente a 350 UTA por haber supuestamente transgredido lo dispuesto en el artículo 81 Nro. 1 del DFL Nro. 1 en relación con los artículos 165 y 185 del D.S. Nro. 327, con motivo de la caída de servicio ocurrida el día 7 de noviembre de 2003 en el Sistema Interconectado Central. Con fecha 8 de julio de 2005, Empresa Eléctrica Guacolda S.A. interpuso un recurso de reposición en contra de la referida resolución ante la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, encontrándose aún pendiente su resolución. d) Juicios Declaraciones y pagos de remuneraciones o peajes de líneas de transmisión. d.1) 19 Juzgado Civil de Santiago. Rol 2487-2005. Con fecha 28 de marzo de 2005, Eléctrica Guacolda interpuso demanda de declaración y pago de peaje de transmisión en contra de Empresa Nacional de Electricidad S.A., Empresa Eléctrica Pehuenche S.A., Empresa Eléctrica Pangue S.A. y Compañía Eléctrica San Isidro S.A., por el período comprendido entre el 09 de octubre de 2003 y 12 de marzo de 2004, época en que rigió el D.S. N0158 de Economía que modificó el Reglamento Eléctrico. Terminada la etapa probatoria, el tribunal dictó sentencia de primera instancia acogiendo la demanda de Eléctrica Guacolda, la que ha sido apelada por las demandadas ante la I. Corte de Apelaciones de Santiago, encontrándose pendiente su resolución. d.2) 14 Juzgado Civil de Santiago. Rol 2489-2005. En la misma fecha y por el mismo concepto del punto d.1), se interpuso demanda en contra de Colbún S.A. y Cenelca S.A. Realizado el comparendo de conciliación, el tribunal recibió la causa a prueba, que se encuentra terminada y pendiente de resolverse. d.3) 7 Juzgado Civil de Santiago. ROL 21.228-08 Con fecha 22 de agosto de 2008, Sociedad Minera Carbones Magallanes Limitada, interpuso demanda ordinaria de cumplimiento de contrato e indemnización de perjuicios en contra de Eléctrica Guacolda, por un supuesto incumplimiento al contrato de compraventa de carbón celebrado con fecha 24 de mayo de 2008. d.4) Con fecha 16 de enero de 2009, la Superintendencia de Electricidad y Combustibles emitió las resoluciones exentas N097 y N098, relativas al recálculo de los peajes de inyección, peajes de retiro y el cálculo de los cargos únicos por el uso del sistema de transmisión troncal, tanto para el primer periodo tarifario (2007-2010), como para el periodo desde el 13 de marzo de 2004 hasta el 31 de diciembre de 2006, tareas que debe desarrollar la Dirección de Peajes del CDEC-SIC. Al respecto, la Administración no puede predecir en este momento el resultado de los cálculos finales, sin embargo no se espera que éstos sean materiales para la Sociedad. e) Juicios Arbitrales e.1) Con fecha 10 de diciembre de 2008 Eléctrica Guacolda interpuso demanda arbitral en contra de Compañía Minera Maricunga, a objeto que dicho tribunal resuelva las diferencias, discrepancias y los conflictos que han surgido entre las partes, provenientes de la celebración del contrato y sus modificaciones posteriores, encontrándose pendiente que Maricunga conteste la demanda. Entre los conceptos demandados se encuentra el pago derivado de la aplicación del criterio de seguridad (n-1) originado en las restricciones de transmisión del tramo Maintencillo-Cardones. e.2.) Con ocasión del término del contrato de suministro de electricidad, Minera Candelaria ha solicitado la designación de un juez árbitro al Centro de Mediación y Arbitraje de la Cámara de Comercio de Santiago, para que resuelva las discrepancias surgidas entre las partes. e.3) Con ocasión del término del contrato de suministro de electricidad, Minera Ojos del Salado ha solicitado la designación de un juez árbitro al Centro de Mediación y Arbitraje de la Cámara de Comercio de Santiago, para que resuelva las discrepancias surgidas entre las partes. 833000 840000 0 0 833000 840000 0 0 0 0 1070000 1064000 1070000 1064000 1070000 1064000 -237000 -224000 -237000 -224000 -237000 -224000 Modelo del costo Los valores intangibles corresponden a servidumbres de paso por el trazado de líneas de transmisión de la Sociedad Matriz. Se reconocen por su costo de adquisición y se amortizan linealmente sobre la base de su vida útil estimada. Vida Años de vidá útil 20 20 Servidumbres de paso 840000 840000 0 6000 6000 0 0 0 0 0 13000 13000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -7000 0 0 -7000 570000 570000 0 307000 307000 0 0 0 0 0 37000 37000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 270000 0 0 270000 0 0 0 0 0 Los estados financieros consolidados de Empresa Eléctrica Guacolda S.A. por el período terminado el 31 de marzo de 2009 son los primeros estados financieros consolidados de acuerdo con Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF). La Sociedad ha aplicado la NIIF 1 al preparar sus estados financieros consolidados. La fecha de transición de Empresa Eléctrica Guacolda S.A. es el 1 de enero de 2008. La Sociedad ha preparado su balance de apertura bajo NIIF a dicha fecha. La fecha de adopción de las NIIF por Empresa Eléctrica Guacolda S.A. es el 1 de enero de 2009. De acuerdo a la NIIF 1, para elaborar los estados financieros consolidados antes mencionados, se han aplicado todas las excepciones obligatorias y algunas de las exenciones optativas a la aplicación retroactiva de las NIIF. Exenciones a la aplicación retroactiva elegidas por la Sociedad a) Valor razonable o revalorización como costo atribuible La Sociedad ha elegido revalorizar ciertos ítems de propiedad, planta y equipo a la fecha de transición de 1 de enero de 2008. b) Reserva de conversión La Sociedad ha elegido valorar a cero la reserva de conversión surgidas con anterioridad al 1 de enero de 2008. 2009-01-01 a) Valor razonable o revalorización como costo atribuible La Sociedad ha elegido revalorizar ciertos ítems de propiedad, planta y equipo a la fecha de transición de 1 de enero de 2008. b) Reserva de conversión La Sociedad ha elegido valorar a cero la reserva de conversión surgidas con anterioridad al 1 de enero de 2008. 296177000 59552000 355729000 374384000 26208000 -6551000 19657000 0 0 0 0 303165000 35425000 338590000 Al 31 de marzo de 2008 US$ Ganancia del período según principios contables chilenos 6.981.000 Ajuste por depreciación (1.288.000) (a) Ajuste de gastos diferidos y otros activos intangibles 254.000 (b) Ajustes de impuestos (853.000) (c) Ganancia del período según NIIF 5.094.000 6981000 -1887000 5094000 Conceptos de explicación de los efectos de transición a NIIF Se detallan a continuación las explicaciones y cuantificación de los diferentes conceptos enumerados en la conciliación incluida en el punto anterior. a) Corresponde al efecto de la depreciación por retasación de Propiedades, Planta y Equipos efectuada al 01 de enero de 2008 b) Corresponde al ajuste en resultado de los gastos diferidos asociados a deudas refinanciadas ajustados al 01 de enero de 2008 c) Corresponde a efectos de impuestos diferidos recalculados sobre retasación técnica de Propiedades, Planta y Equipos y sobre gastos diferidos ajustados al 01 de enero de 2008. a) La Sociedad decidió efectuar al 1 de enero de 2008 la retasación de propiedades, plantas y equipos para dejar expresado sus activos fijos al valor de mercado, considerando que a esa fecha se encontraban a plena construcción dos Unidades de similares características a las existentes. 116368000 d) Corresponde a los impuestos diferidos originados por los ajustes anteriores y por eliminación de cuentas complementarias de impuestos diferidos bajo las nuevas normas NIIF. -25103000 c) En norma chilena, la Sociedad controlaba los Swap de tasa asociados al financiamiento en cuentas de activos y pasivos, cambiando de criterios por efecto de las nuevas normas NIIF. -12931000 b) La Sociedad registró en resultados gastos diferidos asociados a deudas refinanciadas con anterioridad al 1 de enero de 2008 y que se encontraban activados. -18782000 d) Corresponde a los impuestos diferidos originados por los ajustes anteriores y por eliminación de cuentas complementarias de impuestos diferidos bajo las nuevas normas NIIF. -13182000 c) En norma chilena, la Sociedad controlaba los Swap de tasa asociados al financiamiento en cuentas de activos y pasivos, cambiando de criterios por efecto de las nuevas normas NIIF. -97314000 b) La Sociedad registró en resultados gastos diferidos asociados a deudas refinanciadas con anterioridad al 1 de enero de 2008 y que se encontraban activados. -17771000 a) La Sociedad decidió efectuar al 1 de enero de 2008 la retasación de propiedades, plantas y equipos para dejar expresado sus activos fijos al valor de mercado, considerando que a esa fecha se encontraban a plena construcción dos Unidades de similares características a las existentes. 111236000 c) Corresponde a efectos de impuestos diferidos recalculados sobre retasación técnica de Propiedades, Planta y Equipos y sobre gastos diferidos ajustados al 01 de enero de 2008. -2430000 b) Corresponde al ajuste en resultado de los gastos diferidos asociados a deudas refinanciadas ajustados al 01 de enero de 2008 1011000 a) Corresponde al efecto de la depreciación por retasación de Propiedades, Planta y Equipos efectuada al 01 de enero de 2008 -5132000 d) Corresponde a los impuestos diferidos originados por los ajustes anteriores y por eliminación de cuentas complementarias de impuestos diferidos bajo las nuevas normas NIIF. -21401000 c) En norma chilena, la Sociedad controlaba los Swap de tasa asociados al financiamiento en cuentas de activos y pasivos, cambiando de criterios por efecto de las nuevas normas NIIF. -39726000 b) La Sociedad registró en resultados gastos diferidos asociados a deudas refinanciadas con anterioridad al 1 de enero de 2008 y que se encontraban activados. -18528000 a) La Sociedad decidió efectuar al 1 de enero de 2008 la retasación de propiedades, plantas y equipos para dejar expresado sus activos fijos al valor de mercado, considerando que a esa fecha se encontraban a plena construcción dos Unidades de similares características a las existentes. 115080000 1. Empresa Eléctrica Guacolda S.A., con el objeto de cumplir con la normativa medio ambiental vigente y con las autorizaciones que le habilitan para usar mezclas de carbón y petcoke, ha incurrido en los siguientes desembolsos entre el 1 de enero y el 31 de marzo de 2009: a) Costos por estudios de impacto ambiental, de asesorías y de monitoreo por un monto de MUS$ 81 (MUS$ 95 el año 2008). 2. A continuación se indica un resumen del cumplimiento de los requisitos ambientales exigidos para dar inicio al Proyecto para quemar mezclas de carbón y petcoke: a) Elaboración de Estudio de Impacto Ambiental Uso de mezclas de carbón/petcoke en Central Termoeléctrica Guacolda S.A. b) Instalación de estaciones de monitoreo en línea de calidad del aire. c) Instalación de equipos en los servicios fiscalizadores CONAMA, SAG y SSA para tener acceso a la página Web de la Empresa y obtener información directa de la calidad del aire. d) Instalación de sistema de medición en línea de las emisiones de gases por la chimenea, para no sobrepasar emisiones máximas permitidas de SO2. e) Administrador externo de la red de monitoreo, certificación de carbones utilizados e informe mensual de registro de calidad del aire y emisiones. Por lo anteriormente expuesto, la Sociedad está cumpliendo con toda la Normativa Ambiental y los requisitos ambientales exigidos en la Resolución Exenta Nro. 117, de fecha 12 de octubre de 2001, de la Dirección Ejecutiva de la Comisión Nacional del Medio Ambiente. 3. En Resolución Exenta Nro. 175, del 11 de octubre de 2006, la Comisión Regional del Medio Ambiente de la III Región de Atacama, califica favorablemente el proyecto de Construcción de la Unidad 3 presentado por Empresa Eléctrica Guacolda S.A. y certifica que el referido proyecto, cumple con todos los requisitos ambientales aplicables a la normativa de carácter ambiental. 4. En Resolución Exenta Nro. 236, del 16 de octubre de 2007, la Comisión Regional del Medio Ambiente de la III Región de Atacama, califica favorablemente el proyecto de Construcción de la Unidad 4 presentado por Empresa Eléctrica Guacolda S.A. y certifica que el referido proyecto, cumple con todos los requisitos ambientales aplicables a la normativa de carácter ambiental. Empresa Eléctrica Guacolda S.A. No es un proyecto Costos por estudios de impacto ambiental, de asesorías y de monitoreo Gasto Costos monitoreo ambiental 81000 Empresa Eléctrica Guacolda S.A. No es un proyecto Costos por estudios de impacto ambiental, de asesorías y de monitoreo Gasto Costos monitoreo ambiental 95000 Hechos posteriores Entre el 31 de marzo de 2009 y la fecha de emisión de los presentes estados financieros, la administración de la Sociedad no está en conocimiento de hechos posteriores que puedan afectar significativamente la interpretación de los presentes estados financieros. Sanciones a) De la Superintendencia de Valores y Seguros No se han aplicado sanciones por parte de este organismo. b) De otras autoridades administrativas A la fecha de cierre de los presentes estados financieros la Superintendencia de Electricidad y Combustibles ha formulado cargos y aplicado multas a Empresa Eléctrica Guacolda S.A. así como a otras generadoras del Sistema Interconectado Central (SIC). Su detalle es el siguiente: Resolución exenta Nro.856 por falla suministro eléctrico en 1997. Resolución exenta Nro.331 por falla suministro eléctrico en 1997. Resolución exenta Nro.1436 por falla suministro eléctrico en septiembre de 2002. Resolución exenta Nro.1121 por falla suministro eléctrico en noviembre de 2003. Resolución exenta Nro.812 por falla suministro eléctrico en enero de 2002. Respecto de estos cargos y multas la Sociedad ha presentado los descargos y las reclamaciones correspondientes ante los organismos competentes. Compromisos Empresa Eléctrica Guacolda S.A. mantiene obligaciones con bancos e instituciones financieras por el financiamiento para la construcción de la Unidad N° 3 y 4. Estos contratos incluyen: a) Compromisos de hacer y no hacer • Mantención de las Propiedades, Seguros, y Operaciones de la Compañía; • Conducción apropiada de los negocios; • Entrega de Estados Financieros trimestrales y anuales, así como otros informes; • Mantención de una cuenta de reserva para el servicio de la deuda, reemplazada por carta stand- by y de una cuenta para el pago de los intereses y capital; • Limitaciones para entregar garantías, fusiones, consolidaciones, transacciones con afiliadas, endeudamiento, venta de activos, pago de dividendos, etc. a) Garantías • Hipoteca sobre todo el lote A de la Isla de Guacolda; • Prenda Industrial sobre la Unidad I; • Prenda Sin Desplazamiento sobre los bienes que componen la Unidad II; • Prenda de derechos comerciales de los contratos de adquisición de energía con EMEC, Candelaria y Maricunga. 2000 2000 73526000 72366000 1114000 200000 10598000 6352000 0 0 0 0 0 0 0 0 62710000 65294000 0 0 0 0 0 0 0 0 550176000 508355000 0 0 0 0 0 0 33860000 12386000 29000 24000 1722000 16711000 0 0 89425000 80603000 0 0 De acuerdo a la calidad crediticia de los clientes, (filiales de multinacionales mineras, empresas filiales del Estado y distribuidoras eléctricas con importantes bases de clientes), sus pagos son oportunos y no se visualizan atrasos o riesgos crediticios en ellas. Además, son clientes con un largo historial en la Sociedad, caracterizado por el cumplimiento oportuno de sus pagos. 2000 2000 0 4.1 Factores de riesgo financiero La compañía tiene diversos riesgos financieros: riesgo de mercado (incluyendo riesgo de tipo de cambio, riesgo de tasa de interés del valor razonable y riesgo de precios), riesgo de crédito y riesgo de liquidez. La empresa utiliza diferentes derivados para cubrir su riesgo. El valor nominal de las cuentas por cobrar, cuentas por pagar y préstamos es una buena aproximación al valor justo de ellos. a) Riesgo de mercado i) Riesgo de tipo de cambio La compañía tiene su contabilidad en dólares estadounidenses, pero con algunos activos y pasivos en pesos y Unidades de Fomento, por lo que se pueden producir descalces, capaces de impactar en los resultados al transformar éstos en dólares estadounidenses. Se busca mantener un equilibrio de los activos y pasivos, que no sean dólares estadounidenses, para minimizar estos riesgos, existiendo además para ello vigente un swap de moneda que cubre los activos en unidades de fomento. Los ingresos de los contratos y los costos de la compañía están expresados en dólares estadounidenses, por lo que los riesgos del tipo de cambio se minimizan fuertemente. Por otra parte, al fijarse las ventas a los clientes regulados en dólares estadounidenses de acuerdo a la fijación del precio nudo, como el dólar queda fijo al tipo de cambio promedio del mes de la fijación, la compañía tiene la política de comprar a futuro una parte de los ingresos en dólares, utilizando para ellos contratos forward. ii) Riesgo de tasa de interés de los flujos de efectivo y del valor razonable La deuda de largo plazo está expresada en tasa Libor de tres meses más un spread, pero el 100% de ella tiene coberturas a tasa fija (derivados contratados) por lo que no existe un riesgo asociado a alzas de la tasa Libor en el largo plazo. iii) Riesgo de precio La variación que tengan los precios que enfrenta la Sociedad representa el riesgo propio del negocio en que está inserta, pero además parte de los clientes tienen precios fijos por contratos. Además, parte de los costos (compra de energía) se mueve con la variación de precio, con lo que los efectos de este riesgo se encuentran muy acotados. b) Riesgo de crédito Los flujos principales de la Sociedad son sus ingresos por ventas de energía y potencia a empresas mineras de reconocido prestigio y distribuidoras con una amplia base de clientes, por lo que no representan un riesgo relevante para la operación de la Sociedad. No obstante lo anterior, se realiza periódicamente una revisión de la situación financiera de los principales clientes. c) Riesgo de liquidez La Sociedad con su generación de efectivo, tiene la suficiente liquidez para el pago de sus compromisos financieros y con sus proveedores, principalmente para los pagos de carbón. Adicionalmente, los flujos para la construcción de los proyectos de las Unidades 3 y 4 están financiados con los créditos bancarios contraídos y aportes de los accionistas. Además, mantiene líneas de crédito vigentes con diferentes Bancos a objeto de ser utilizadas, en caso de ser necesario. Al 31 de marzo de 2009, la Sociedad tiene una liquidez de MUS$ 20.671. 0