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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