96.504.980-0 2009-03-31 96.504.980-0 2009-01-01 2009-03-31 96.504.980-0 2008-03-31 96.504.980-0 2008-12-31 96.504.980-0 2008-12-31 cl-ci-i:Restated 96.504.980-0 2008-01-01 2008-03-31 96.504.980-0 2008-01-01 2008-12-31 96.504.980-0 2008-01-01 96.504.980-0 2008-01-01 cl-ci-i:Restated 96.504.980-0 2009-04-01 2009-04-29 96.504.980-0 2009-04-29 iso4217:CLP xbrli:pure xbrli:shares 0 260950034000 12764283000 76250191000 179421000 28000 90157287000 90157287000 66097000 86463000 259103817000 26965000 349458790000 2337462000 640688000 2847695000 13358514000 13358514000 32079300000 43017697000 53245000 75150242000 200319020000 -19166965000 79797979000 260950034000 349458790000 963364000 795781000 259301503000 6736888000 18161000 0 210410415000 19012636000 78594196000 267961000 28000 98565080000 98565080000 66097000 86463000 262138643000 26965000 360898744000 5471289000 53152708000 4083636000 71944490000 71944490000 35004750000 43487520000 51569000 78543839000 200319020000 -19166965000 29258360000 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1329000 47014000 48320000 91081000-6 Empresa Nacional de Electricidad S.A. Controladora CL Compras ventas de energía 30877665000 - Servicios -467354000 - Intereses 563087000 - Diferencia de cambio 2925450000 - 279841000 Menos de 90 días Sin garantía Intereses - 10547742000 Menos de 90 días Sin garantía Energía - 65395716000 Menos de 90 días Sin garantía Cta. cte mercantil - 285941000 Menos de 90 días 354744000 Menos de 90 días 32079300000 Más de 90 días 96800570-7 Chilectra S.A. Asociadas CL Venta de energía 1136588000 - Servicios 3498000 - 1961000 Menos de 90días Sin garantía Servicios - 453000 Menos de 90 días 96783910-8 Empresa Eleéctrica Colina S.A. Asociadas CL Venta de energía 7352000 - 11449000 Menos de 90 días Sin garantía Venta de energía - 0 - 96800460-3 Luz Andes S.A. Asociadas CL Venta de energía 320000 - 246000 Menos de días Sin garantía Venta de energía - 0 - 96529420-1 Synapsis Soluciones y Servicios Ltda. Asociadas CL - 0 - 13236000 Menos de 90 días Sin garantía Servicio - 0 - 91081000-6 Empresa Nacional de Electricidad S.A. Controladora CL Venta de energía 14848298000 - Sevicios -437380000 - Intereses -230820000 - Diferencia de cambio 3255181000 - 399677000 Menos de 90 días Sin garantía Intereses - 11781893000 Menos de 90 días Sin garantía Energía - 66049202000 Menos de 90 días Sin garantía Cta. cte mercantil - 52944310000 Menos de 90 días Dividendos - 35079300000 Más de 90 días Préstamo - 111172000 Menos de 90 días Servicios - 96773000 Menos de 90 días Intereses - 96800570-7 Chilectra S.A. Asociadas CL Servicios 5551000 - 347289000 Menos de 90 días Sin garantía Energía - 453000 Menos de 90 días Sin garantía Servicios 96783910-8 Empresa Eléctrica Colina S.A. Asociadas CL - 0 - 2701000 Menos de 90 días Sin garantía Energía - 0 - - - 96800460-3 Luz Andes S.A. Asociadas CL - 0 - 198000 Menos de 90 días Sin garantía Energía - 0 - - - 96529420-1 Synapsis Soluciones y Servicios Ltda. Asociadas CL - 0 - 13236000 Menos de 90 días Sin garantía Servicios - 0 - - - 1698536000 718780000 2846953000 150396000 4545489000 869176000 1740841000 1180298000 2723633000 147394000 4464474000 1327692000 1321042000 1315624000 781615000 921647000 539427000 393977000 15496000 12562000 2665000 6189000 3398000 143000 2665000 2934000 2665000 1946000 2665000 1946000 Endesa Inversiones Generales S.A. 18161000 Chile CLP Inversiones, servicios y arriendo de inmuebles 0.00494 0.00494 - - - Endesa Inversiones Generales S.A. 15496000 Chile CLP Inversiones, servicios y arriendo de inmuebles 0.00494 0.00494 - - - 759728000 759728000 51501000 759728000 51501000 811229000 -15448000 -15448000 -15448000 -15448000 759728000 36053000 795781000 86463000 86463000 86463000 86463000 86463000 86463000 86463000 86463000 86463000 86463000 86463000 86463000 86463000 86463000 2009-03-31 2004-01-01 304930787000 215800169000 -6006375000 209793794000 690259000 690259000 259455281000 -72113161000 187342120000 Otros -30005000 Eliminación corrección monetaria activo fijo -69947231000 Impuestos diferidos -24543136000 Eliminación corrección monetaria activo fijo -8711398000 Impuestos diferidos 2690894000 Otros 14129000 Eliminación corrección monetaria -44852607000 Impuestos diferidos -27234030000 Otros -26524000 Regulación Sectorial y Funcionamiento del Sistema Eléctrico 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%. Política de Gestión de Riesgo La energía eléctrica es un bien de primera necesidad que es demandado en forma intensiva por la ciudadanía. En el mercado en que se transa la energía es importante destacar que los costos variables de producción de Empresa Eléctrica Pehuenche S.A. son los más bajos del sistema, ya que sus centrales Curillinque y Loma Alta son centrales eléctricas de pasada, que -por definición- siempre deben estar entregando energía al SIC. Por otra parte, central Pehuenche, por disponer de un embalse de capacidad de regulación diaria, también debe estar permanentemente entregando energía, por no disponer de mayor capacidad de almacenamiento. Una situación de extrema sequía es el factor de riesgo más importante que enfrentan las empresas de generación hidroeléctrica. Esto incide en los precios a los cuales se transa la energía en el mercado spot, donde las generadoras venden sus excedentes de energía y potencia a otros generadores con déficit, derivado del balance entre su producción y sus contratos con clientes. También es relevante el riesgo regulatorio, el que puede influir en los precios de venta a clientes regulados y en los costos de transporte, entre otros aspectos. Los primeros son fijados cada seis meses por la Comisión Nacional de Energía (CNE), mientras que los costos de transporte son fijados por la autoridad, sobre la base de estudios de sistemas que definen las ampliaciones e instalaciones que requiere el sistema de transmisión. Pehuenche S.A. ha disminuido su exposición a este riesgo, manteniendo contratos con empresas no reguladas, sobre la base de tarifas libremente convenidas. La compañía debe evaluar periódicamente su política comercial, revisando el nivel de contratos de energía que maximice su ingreso, para un nivel de riesgo definido, considerando los factores de riesgo anteriormente señalados. El margen de contribución de la compañía se ve directamente afectado por la condición hidrológica que se presente en el año y por los precios de los combustibles que marcan el Costo Marginal del Sistema. Fundamentalmente en años secos extremos, el costo de producción y el precio del mercado pueden incrementarse puntualmente más de seis veces. Pehuenche S.A. tiene una generación media esperada de 3.500 GWh, la que disminuye a aproximadamente a 2.300 GWh en un año extremadamente seco. Es por esto que la empresa ha optado por una política de contratación prudente que le permite mirar con tranquilidad incluso aquellos años extremadamente secos. La compañía ha mantenido un porcentaje de sus créditos denominados en dólares, debido a que en la legislación eléctrica chilena las tarifas presentan un alto grado de indexación a esta moneda. En términos de riesgo de tasa de interés, la compañía individualmente tiene el 100% de sus créditos en tasa variable (Libor a 180 días + 0,75%). Depreciáción y Amortización La depreciación del período terminado al 31 de marzo de 2009, es la suma de M$3.044.322 Resultados Integrales Indivuales detallado a continuación se presenta Estados de Resultados Integrales Indivuales detallado EMPRESA ELÉCTRICA PEHUENCHE S.A. Estados de Resultados Integrales Individuales Por los periodos terminados al 31 de marzo de 2009 y 20009 (En miles de pesos) Estado de Resultados Consolidados 31-03-2009 31-03-2008 M$ M$ INGRESOS 64.408.537 62.089.606 Ventas 64.408.537 62.089.606 Ventas de Energía 64.402.614 62.084.055 Otras Ventas 0 0 Otras Prestaciones de Servicios 5.923 5.551 Otros Ingresos de Explotación 0 0 APROVISIONAMIENTOS Y SERVICIOS -2.955.281 -2.870.106 Compras de Energía -63.049 -704.132 Consumo de Combustible 0 0 Gastos de Transporte -2.892.232 -2.165.974 Otros Aprovisionamientos Variables y Servicios 0 0 MARGEN DE CONTRIBUCIÓN 61.453.256 59.219.500 Trabajos para el Inmovilizado 0 0 Gastos de Personal -47.014 -48.320 Otros Gastos Fijos de Explotación -994.344 -648.890 RESULTADO BRUTO DE EXPLOTACIÓN 60.411.898 58.522.290 Amortizaciones -3.044.322 -3.027.014 RESULTADO DE EXPLOTACIÓN 57.367.576 55.495.276 RESULTADO FINANCIERO 3.488.517 2.426.857 Ingresos Financieros 821.056 1.290.018 Gastos Financieros -257.969 -1.079.487 Resultados por Unidades de Reajuste 0 0 Diferencias de Cambio 2.925.430 2.216.326 Positivas 2.925.430 2.216.326 Negativas 0 0 Resultado de Sociedades Contabilizadas por el Método de Participación 2.665 1.946 Diferencia Negativa de Consolidación 0 0 Resultado de Otras Inversiones 0 0 Resultados en Ventas de Activos 0 0 Otros Gastos Distintos de los de Operación 0 0 RESULTADOS ANTES DE IMPUESTOS 60.858.758 57.924.079 Impuesto Sobre Sociedades -10.319.139 -9.843.133 RESULTADO DESPUES DE IMPUESTOS DE LAS ACTIVIDADES CONTINUADAS 50.539.619 48.080.946 Ganancia (Pérdida) de Operaciones Discontinuadas, Neta de Impuesto 0 0 RESULTADO DESPUES DE IMPUESTOS DE LAS ACTIVIDADES INTERRUMPIDAS 50.539.619 48.080.946 RESULTADO DEL PERÍODO 50.539.619 48.080.946 Sociedad Dominante 50.539.619 48.080.946 Accionistas Minoritarios 0 0 Ganancias (Pérdidas) Básicas por Acción 82 78 Ganancias (Pérdidas) Basicas por Acción de Operaciones Discontinuadas 0 0 Ganancias (Pérdidas) Básicas por Acción de Operaciones Continuadas 82 78 Ganancias (Pérdidas) Diluidas por Acción 0 0 Ganancias (Pérdidas) Diluidas por Acción de Operaciones Discontinuadas 0 0 Ganancias (Pérdidas) Diluidas por Acción de Operaciones Continuas 0 0 EMPRESA ELÉCTRICA PEHUENCHE S.A. Estados de Resultados Integrales Individuales Por los periodos terminados al 31 de marzo de 2009 y 2008 (En miles de pesos) Estado de Otros Resultados Integrales Consolidados 31-03-2009 31-03-2008 M$ M$ Participación de la Controladora Participación minoritarios Total Participación de la Controladora Participación minoritarios Total Ganancia (Pérdida) del Período 50.539.619 0 50.539.619 48.080.946 0 48.080.946 Otros Ingresos y Gastos con Cargo o Abono en el Patrimonio Neto 0 0 0 0 0 0 con cargo o abono a Resultados Retenidos 0 0 0 0 0 0 Ganancias (Pérdidas) Actuariales Definidas como Beneficios de Planes de Pensiones 0 0 0 0 0 0 Efecto impositivo 0 0 0 0 0 0 con cargo o abono a Reservas por Revaluación 0 0 0 0 0 0 Revalorizaciones de propiedades, plantas y equipos 0 0 0 0 0 0 Efecto impositivo 0 0 0 0 0 0 Variaciones de Valor Razonable de Otros Activos 0 0 0 0 0 0 Efecto impositivo 0 0 0 0 0 0 Ajustes de Asociadas 0 0 0 0 0 0 Efecto impositivo 0 0 0 0 0 0 con cargo o abono a Reservas de Disponibles para la Venta 0 0 0 0 0 0 Activos Financieros Disponibles para la Venta 0 0 0 0 0 0 Efecto impositivo 0 0 0 0 0 0 con cargo o abono a Reservas de Coberturas 0 0 0 0 0 0 Cobertura de Flujo de Caja 0 0 0 0 0 0 Efecto impositivo 0 0 0 0 0 0 con cargo o abono a Reservas de Conversión 0 0 0 0 0 0 Ajustes por Conversión 0 0 0 0 0 0 Efecto impositivo 0 0 0 0 0 0 con cargo o abono a Otras Reservas Varias 0 0 0 0 0 0 Otros Ajustes al Patrimonio Neto 0 0 0 0 0 0 Efecto impositivo 0 0 0 0 0 0 Total Otros Ingresos y Gastos con Cargo o Abono en el Patrimonio Neto 0 0 0 0 0 0 Transferencias desde Patrimonio Neto a la Ganancia (pérdida ) del Período 0 0 0 0 0 0 con cargo o abono a Resultados Retenidos 0 0 0 0 0 0 Ganancias (Pérdidas) Actuariales Definidas como Beneficios de Planes de Pensiones 0 0 0 0 0 0 Efecto impositivo 0 0 0 0 0 0 con cargo o abono a Reservas por Revaluación 0 0 0 0 0 0 Revalorizaciones de propiedades, plantas y equipos 0 0 0 0 0 0 Efecto impositivo 0 0 0 0 0 0 Variaciones de Valor Razonable de Otros Activos 0 0 0 0 0 0 Efecto impositivo 0 0 0 0 0 0 Ajustes de Asociadas 0 0 0 0 0 0 Efecto impositivo 0 0 0 0 0 0 con cargo o abono a Reservas de Disponibles para la Venta 0 0 0 0 0 0 Activos Financieros Disponibles para la Venta 0 0 0 0 0 0 Efecto impositivo 0 0 0 0 0 0 con cargo o abono a Reservas de Coberturas 0 0 0 0 0 0 Cobertura de Flujo de Caja 0 0 0 0 0 0 Efecto impositivo 0 0 0 0 0 0 con cargo o abono a Reservas de Conversión 0 0 0 0 0 0 Ajustes por Conversión 0 0 0 0 0 0 Efecto impositivo 0 0 0 0 0 0 con cargo o abono a Otras Reservas Varias 0 0 0 0 0 0 Otros Ajustes al Patrimonio Neto 0 0 0 0 0 0 Efecto impositivo 0 0 0 0 0 0 Total Transferencias desde Patrimonio Neto a la Ganancia (pérdida ) del período 0 0 0 0 0 0 Total Otros Ingresos y Gastos con Cargo o Abono en el Patrimonio Neto 0 0 0 0 0 0 Total Resultado de Ingresos y Gastos Integrales reconocidos en el Período 50.539.619 0 50.539.619 48.080.946 0 48.080.946 Depreciáción y Amortización La depreciación del período terminado al 31 de marzo de 2008, es la suma de M$3.027.014 12567761000 18402811000 196522000 609825000 12764283000 19012636000 12567761000 18402811000 196522000 609825000 2296562000 1486414000 40900000 3984875000