COMPAÑÍA GENERAL DE ELECTRICIDAD S.A.
Y SUBSIDIARIAS
ESTADOS FINANCIEROS
CONSOLIDADOS
(Expresados en miles de pesos chilenos)
Correspondientes a los ejercicios terminados al
COMPAÑÍA GENERAL DE ELECTRICIDAD S.A. Y SUBSIDIARIAS
INDICE
Página
I.- INFORME DE LOS AUDITORES EXTERNOS 8
II.- ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS.
ESTADO CONSOLIDADO DE SITUACION FINANCIERA CLASIFICADO. 10
- Activos 10
- Patrimonio y pasivos 11
ESTADO CONSOLIDADO DE RESULTADOS POR FUNCION. 12
ESTADO CONSOLIDADO DE RESULTADOS INTEGRAL. 13
ESTADO CONSOLIDADO DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO NETO. 14
ESTADO CONSOLIDADO DE FLUJO DE EFECTIVO DIRECTO. 16
III.- NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS. 17
1.- INFORMACION GENERAL. 17
2.- DESCRIPCION DE LOS SECTORES DONDE PARTICIPA EL GRUPO CGE. 17
2.1.- Sector electricidad. 17
2.2.- Sector gas. 24
3.- RESUMEN DE LAS PRINCIPALES POLITICAS CONTABLES. 26
3.1.- Bases de preparación de los estados financieros consolidados. 26
3.2.- Nuevos estándares, interpretaciones y enmiendas adoptadas por el Grupo. 27
3.3.- Nuevas normas, interpretaciones y enmiendas emitidas, no vigentes para el ejercicio
2012, para las cuales no se ha efectuado adopción anticipada de las mismas.
27
3.4.- Bases de consolidación. 30
3.5.- Entidades subsidiarias. 32
3.6.- Transacciones en moneda extranjera y unidades de reajuste. 34
3.7.- Información financiera por segmentos operativos. 35
3.8.- Propiedades, planta y equipo. 35
3.9.- Propiedades de inversión. 37
3.10.- Activos intangibles. 37
3.11.- Costos por intereses. 39
3.12.- Pérdidas por deterioro del valor de los activos no financieros. 39
3.13.- Activos no corrientes mantenidos para la venta y grupos en disposición. 39
3.14.- Activos financieros. 40
3.15.- Instrumentos financieros derivados y actividad de cobertura. 42
3.16.- Inventarios. 43
3.17.- Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar. 44
3.18.- Efectivo y equivalentes al efectivo. 44
3.19.- Capital social. 44
3.20.- Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar. 44
3.21.- Préstamos y otros pasivos financieros. 45
3.22.- Impuesto a las ganancias e impuestos diferidos. 45
3.23.- Beneficios a los empleados. 45
3.24.- Provisiones. 47
3.25.- Subvenciones estatales. 47
Página
3.27.- Reconocimiento de ingresos. 48
3.28.- Arrendamientos. 49
3.29.- Contratos de construcción. 50
3.30.- Distribución de dividendos. 50
4.- ESTIMACIONES Y JUICIOS O CRITERIOS CRITICOS DE LA ADMINISTRACION. 51
4.1.- Estimación del deterioro de la plusvalía comprada. 51
4.2.- Valor razonable de derivados y de otros instrumentos financieros. 51
4.3.- Beneficios por indemnizaciones por cese pactadas (PIAS) y premios por antigüedad. 51
4.4.- Tasaciones de propiedades, planta y equipo. 52
4.5.- Activos financieros disponibles para la venta. 52
5.- POLITICA DE GESTION DE RIESGOS. 52
5.1.- Riesgo financiero. 52
6.- EFECTIVO Y EQUIVALENTES AL EFECTIVO. 57
7.- OTROS ACTIVOS FINANCIEROS. 58
7.1.- Activos financieros a valor razonable con cambios en resultados. 58
7.2.- Activos y pasivos de cobertura. 58
7.3.- Activos financieros disponibles para la venta. 60
7.4.- Jerarquías del valor razonable. 60
8.- DEUDORES COMERCIALES Y OTRAS CUENTAS POR COBRAR. 63
8.1.- Composición del rubro. 63
8.2.- Estratificación de la cartera. 66
8.3.- Resumen de estratificación de la cartera. 67
8.4.- Cartera protestada y en cobranza judicial. 68
8.5.- Provisión y castigos. 68
8.6.- Número y monto de operaciones. 68
9.- CUENTAS POR COBRAR Y PAGAR A ENTIDADES RELACIONADAS. 69
9.1.- Saldos y transacciones con entidades relacionadas. 70
9.2.- Directorio y gerencia de la sociedad. 74
10.- INVENTARIOS. 75
11.- ACTIVOS, PASIVOS POR IMPUESTOS. 76
12.- OTROS ACTIVOS NO FINANCIEROS. 76
13.- INVERSIONES CONTABILIZADAS UTILIZANDO EL METODO DE LA PARTICIPACION. 77
13.1.- Composición del rubro. 77
13.2.- Inversiones en asociadas. 78
13.3.- Sociedades con control conjunto. 81
13.4.- Inversiones en subsidiarias. 83
14.- ACTIVOS INTANGIBLES DISTINTOS DE LA PLUSVALIA. 85
14.1.- Composición y movimientos de los activos intangibles. 85
Página
15.- PLUSVALIA. 89
15.1.- Prueba de deterioro de la plusvalía comprada y otros activos intangibles de vida útil
indefinida.
89
15.2.- Combinaciones de negocios. 90
16.- PROPIEDADES DE INVERSIÓN. 90
16.1 Composición y movimientos de las propiedades de inversión. 90
16.2 Conciliación entre tasación obtenida y tasación ajustada incluida en los estados
financieros.
91
16.3 Ingresos y gastos de propiedades de inversión. 91
17.- PROPIEDADES, PLANTA Y EQUIPO. 91
17.1.- Vidas útiles. 91
17.2.- Detalle de los rubros. 92
17.3.- Reconciliación de cambios en propiedades, planta y equipo. 95
17.4.- Política de inversiones en propiedades, planta y equipo. 97
17.5.- Activos sujetos a arrendamientos financieros. 97
17.6.- Costo por intereses. 97
17.7.- Información a considerar sobre los activos revaluados. 97
17.8.- Deterioro de propiedades, planta y equipo. 99
18.- IMPUESTOS DIFERIDOS. 99
18.1.- Activos por impuestos diferidos. 99
18.2.- Pasivos por impuestos diferidos. 100
18.3.- Movimientos de impuesto diferido del estado de situación financiera. 100
18.4.- Compensación de partidas. 101
19.- PASIVOS FINANCIEROS. 102
19.1.- Clases de otros pasivos financieros. 102
19.2.- Préstamos bancarios - desglose de monedas y vencimientos. 103
19.3.- Obligaciones con el público (bonos). 111
19.4.- Obligaciones con el público (pagarés). 113
20.- CUENTAS POR PAGAR COMERCIALES Y OTRAS CUENTAS POR PAGAR. 113
20.1.- Pasivos acumulados (o devengados). 113
21.- OTRAS PROVISIONES. 114
21.1.- Provisiones – saldos. 114
21.2.- Movimiento de las provisiones. 117
22.- PROVISIONES POR BENEFICIOS A LOS EMPLEADOS. 117
22.1.- Detalle del rubro. 117
22.2.- Detalle de las obligaciones post empleo y similares. 118
22.3.- Balance de las obligaciones post empleo y similares. 118
22.4.- Gastos reconocidos en el estado de resultados. 118
22.5.- Hipótesis actuariales. 118
23.- OTROS PASIVOS NO FINANCIEROS 119
23.1.- Ingresos diferidos. 119
Página
24.- PATRIMONIO NETO. 120
24.1.- Capital suscrito y pagado. 120
24.2.- Número de acciones suscritas y pagadas. 121
24.3.- Política de dividendos. 121
24.4.- Dividendos. 121
24.5.- Reservas. 122
24.6.- Participaciones no controladoras. 123
24.7.- Transacciones con participaciones no controladoras. 124
24.8.- Reconciliación del movimiento en reservas de los otros resultados integrales. 125
25.- INGRESOS DE ACTIVIDADES ORDINARIAS. 126
25.1.- Ingresos ordinarios. 126
25.2.- Otros ingresos, por función. 126
26.- COMPOSICION DE RESULTADOS RELEVANTES. 127
26.1.- Gastos por naturaleza. 127
26.2.- Gastos de personal. 127
26.3.- Depreciación y amortización. 128
26.4.- Otras ganancias (pérdidas). 128
27.- RESULTADO FINANCIERO. 129
27.1.- Composición diferencias de cambio. 129
27.2.- Composición unidades de reajuste. 130
28.- GASTO POR IMPUESTOS A LAS GANANCIAS. 130
28.1.- Efecto en resultados por impuestos a las ganancias. 130
28.2.- Localización del efecto en resultados por impuestos a las ganancias. 131
28.3.- Conciliación entre el resultado por impuestos a las ganancias contabilizado y la tasa
efectiva.
131
28.4.- Efecto en otros resultados integrales por impuestos a las ganancias. 132
28.5.- Efecto cambio de tasa impuesto de primera categoría, Ley N° 20.630. 132
29.- GANANCIAS POR ACCION. 132
30.- INFORMACION POR SEGMENTO. 133
30.1.- Criterios de segmentación. 133
30.2.- Cuadros patrimoniales. 134
30.3.- Cuadros de resultados por segmento. 136
30.4.- Flujos de efectivo por segmento por método directo. 137
31.- SALDOS EN MONEDA EXTRANJERA. 138
31.1.- Resumen de saldos en moneda extranjera. 138
31.2.- Saldos en moneda extranjera, activos. 140
31.3.- Saldos en moneda extranjera, pasivos. 142
32.- CONTINGENCIAS, JUICIOS Y OTROS. 144
32.1.- Juicios y otras acciones legales. 144
32.2.- Sanciones administrativas. 159
32.3.- Otros de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles. 162
32.4.- Sanciones. 168
Página 33.- GARANTIAS COMPROMETIDAS CON TERCEROS, OTROS ACTIVOS Y PASIVOS CONTINGENTES Y
OTROS COMPROMISOS.
169
33.1.- Garantías comprometidas con terceros. 169
34.- DISTRIBUCION DEL PERSONAL. 171
35.- MEDIO AMBIENTE. 172
36.- OPERACIONES DISCONTINUADAS. 177
COMPAÑÍA GENERAL DE ELECTRICIDAD S.A. Y SUBSIDIARIAS
ESTADO CONSOLIDADO DE SITUACION FINANCIERA CLASIFICADO
Al 31 de diciembre de 2012 y 2011.(Expresados en miles de pesos chilenos (M$))
31-12-2012 31-12-2011
M$ M$
ACTIVOS CORRIENTES
Efectivo y equivalentes al efectivo. 6 159.081.193 51.285.690
Otros activos financieros. 7 157.796 762.297
Otros activos no financieros. 12 3.933.572 2.719.462
Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar. 8 376.827.646 430.205.563
Cuentas por cobrar a entidades relacionadas. 9 6.329.171 18.907.631
Inventarios. 10 94.634.824 75.692.629
Activos por impuestos. 11 4.424.986 21.277.216
Total de activos corrientes distintos de los activos o grupos de activos para su disposición clasificados como mantenidos para la venta o como mantenidos
para distribuir a los propietarios. 645.389.188 600.850.488
Activos no corrientes o grupos de activos para su disposición clasificados como mantenidos para la venta o como mantenidos para distribuir a los propietarios.
Total activos corrientes 645.389.188 600.850.488
ACTIVOS NO CORRIENTES
Otros activos financieros. 7 8.410.191 7.449.024
Otros activos no financieros. 12 321.199 494.000
Cuentas por cobrar. 8 39.974.169 36.561.393
Inventario. 10 2.548.108 2.743.384
Cuentas por cobrar a entidades relacionadas. 9 6.007.240 5.373.046
Inversiones contabilizadas utilizando el método de la participación. 13 32.974.156 37.362.033
Activos intangibles distintos de la plusvalía. 14 281.989.089 296.162.824
Plusvalía. 15 273.954.549 284.567.248
Propiedades, planta y equipo. 17 2.543.983.616 2.449.532.726
Propiedad de inversión. 16 12.156.469 11.568.975
Activos por impuestos. 11 645.895 316.426
Activos por impuestos diferidos. 18 35.918.189 25.936.939
Total activos no corrientes 3.238.882.870 3.158.068.018
TOTAL ACTIVOS 3.884.272.058 3.758.918.506
COMPAÑÍA GENERAL DE ELECTRICIDAD S.A. Y SUBSIDIARIAS
ESTADO CONSOLIDADO DE SITUACION FINANCIERA CLASIFICADO
Al 31 de diciembre de 2012 y 2011.(Expresados en miles de pesos chilenos (M$))
31-12-2012 31-12-2011
M$ M$
PASIVOS CORRIENTES
Otros pasivos financieros. 19 253.816.202 343.412.462
Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar 20 306.724.623 211.024.597
Cuentas por pagar a entidades relacionadas. 9 1.935.409 6.129.488
Otras provisiones. 21 8.807.570 7.059.636
Provisiones por beneficios a los empleados. 22 1.156.864 1.102.577
Otros pasivos no financieros. 23 17.497.744 8.908.380
Pasivos corrientes distintos de los pasivos incluidos en grupos de activos para
su disposición clasificados como mantenidos para la venta. 589.938.412 577.637.140
Pasivos incluidos en grupos de activos para su disposición clasificados
como mantenidos para la venta. 0 0
Total pasivos corrientes 589.938.412 577.637.140
PASIVOS NO CORRIENTES
Otros pasivos financieros. 19 1.292.720.887 1.421.380.363
Cuentas por pagar. 20 5.346.919 3.043.331
Otras provisiones. 21 6.141.865 41.859.408
Pasivo por impuestos diferidos. 18 284.098.201 209.623.579
Provisiones por beneficios a los empleados. 22 37.744.245 31.975.575
Otros pasivos no financieros. 23 3.685.641 6.250.740
Total pasivos no corrientes 1.629.737.758 1.714.132.996
TOTAL PASIVOS 2.219.676.170 2.291.770.136
PATRIMONIO
Capital emitido. 24 671.278.954 671.278.954
Ganancias (pérdidas) acumuladas. 24 111.216.008 40.294.020
Otras reservas. 24 378.957.207 366.341.551
Patrimonio atribuible a los propietarios de la controladora. 1.161.452.169 1.077.914.525
Participaciones no controladoras. 24 503.143.719 389.233.845
Total patrimonio 1.664.595.888 1.467.148.370
TOTAL PATRIMONIO Y PASIVOS 3.884.272.058 3.758.918.506
COMPAÑÍA GENERAL DE ELECTRICIDAD S.A. Y SUBSIDIARIAS
ESTADO CONSOLIDADO DE RESULTADOS POR FUNCION
Por los ejercicios terminados al 31 de diciembre de 2012 y 2011. (Expresados en miles de pesos chilenos (M$))del 01-01-2012 01-01-2011
al 31-12-2012 31-12-2011
Nota M$ M$
Ingresos de actividades ordinarias. 25 2.316.894.176 2.300.165.740
Costo de ventas 26 (1.857.576.376) (1.929.385.742)
Ganancia bruta 459.317.800 370.779.998
Otros ingresos, por función. 25 6.719.122 14.837.441
Costos de distribución. 26 (17.919.194) (17.394.821)
Gasto de administración. 26 (183.712.863) (210.546.636)
Otros gastos, por función. 26 (13.471.772) (18.031.314)
Otras ganancias (pérdidas). 26 894.262 (4.636.520)
Ganancias (pérdidas) de actividades operacionales. 251.827.355 135.008.148
Ingresos financieros. 27 10.019.401 12.003.303
Costos financieros. 27 (102.295.564) (89.762.059)
Participación en ganancia (pérdida) de asociadas y negocios conjuntos
que se contabilicen utilizando el método de la participación. 13 13.423.464 10.575.853
Diferencias de cambio. 27 148.400 (7.619.212)
Resultados por unidades de reajuste. 27 (32.834.390) (50.600.771)
Ganancia (pérdida) antes de impuesto 140.288.666 9.605.262
Gasto por impuestos a las ganancias. 28 (45.188.437) 9.039.918
Ganancia (pérdida) procedente de operaciones continuadas. 95.100.229 18.645.180
Ganancia (pérdida) procedente de operaciones discontinuadas. 36 70.294.505 14.615.876
Ganancia (pérdida) 165.394.734 33.261.056
Ganancia (pérdida) atribuible a
Ganancia (pérdida) atribuible a los propietarios de la controladora. 87.548.331 (14.164.638)
Ganancia (pérdida) atribuible a participaciones no controladoras 24.6 77.846.403 47.425.694
Ganancia (pérdida) 165.394.734 33.261.056
Ganancias por acción
Ganancia por acción básica y diluida ($ por acción)
Ganancia (pérdida) por acción básica y diluidas en operaciones
continuadas. 29 210,09 (33,99)
Cantidad de acciones 416.710.367 416.710.367
COMPAÑÍA GENERAL DE ELECTRICIDAD S.A. Y SUBSIDIARIAS
ESTADO CONSOLIDADO DE RESULTADOS INTEGRAL
Por los ejercicios terminados al 31 de diciembre de 2012 y 2011. (Expresados en miles de pesos chilenos (M$))
del 01-01-2012 01-01-2011
al 31-12-2012 31-12-2011
Nota M$ M$
Ganancia (pérdida) 165.394.734 33.261.056
Componentes de otro resultado integral, antes de impuestos Diferencias de cambio por conversión
Ganancias (pérdidas) por diferencias de cambio de conversión, antes de impuestos. 24.8 (12.493.845) 8.220.616
Otro resultado integral, antes de impuestos, diferencia de cambio por conversión (12.493.845) 8.220.616 Activos financieros disponibles para la venta
Ganancias (pérdidas) por nuevas mediciones de activos financieros disponibles
para la venta, antes de impuestos. 24.8 2.567.467 1.024.872
Otro resultado integral, antes de impuestos, activos financieros disponibles para la
venta 2.567.467 1.024.872
Coberturas del flujo de efectivo
Ganancias (pérdidas) por coberturas de flujos de efectivo, antes de impuestos. 24.8 380.834 1.175.571 Ajustes de reclasificación en coberturas de flujos de efectivo, antes de impuestos. 24.8 71.457 2.548.111
Otro resultado integral, antes de impuestos, coberturas del flujo de efectivo 452.291 3.723.682
Otro resultado integral, antes de impuestos, ganancias (pérdidas) por revaluación. 24.8 184.050.973 (15.107) Partcipación en el otro resultado integral de asociadas y negocios conjuntos
contabilizados utilizando el método de la participación. 24.8 (1.083.853) (4.051.971)
Otros componentes de otro resultado integral, antes de impuestos 173.493.033 8.902.092
Impuesto a las ganancias relacionado con componentes de otro resultado integral
Impuesto a las ganancias relacionado con activos financieros disponibles para la
venta de otro resultado integral. 24.8 (95.027) (171.037)
Impuesto a las ganancias relacionado con coberturas de flujos de efectivo de otro
resultado integral. 24.8 (87.379) (661.572)
Impuesto a las ganancias relacionado con cambios en el superávit de revaluación
de otro resultado integral. 24.8 (56.755.895) (623)
Impuesto a las ganancias relacionados con componentes de otro resultado integral (56.938.301) (833.232)
Otro resultado integral 116.554.732 8.068.860
Total resultado integral 281.949.466 41.329.916
Resultado integral atribuible a
Resultado integral atribuible a los propietarios de la controladora. 119.361.179 (8.123.736)
Resultado integral atribuible a participaciones no controladas. 162.588.287 49.453.652
Total resultado integral 281.949.466 41.329.916
Las notas adjuntas forman parte integral de estos estados financieros consolidados. Página
14
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ESTADO CONSOLIDADO DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO NETO
Por los ejercicios terminados al 31 de diciembre de 2012 y 2011. (Expresados en miles de pesos chilenos (M$))
Superavit de revaluación Reservas por diferencias de cambio en conversiones Reservas de coberturas de flujo de efectivo Reserva de ganancias y pérdidas en nuevas mediciones de activos financieros disponibles para la venta Otras reservas
varias Total reservas
Patrimonio atribuible a los propietarios de la controladora Participaciones no controladoras Patrimonio total M$ M$ M$ M$ M$ M$ M$ M$ M$ M$ M$ M$ M$ M$
Patrimonio al comienzo del ejercicio al 1 de enero de 2012 671.278.954 0 0 0 429.319.328 (6.818.929) (162.882) 751.700 (56.747.666) 366.341.551 40.294.020 1.077.914.525 389.233.845 1.467.148.370 Ajustes de períodos anteriores
0 0 0
0 0 0
Total ajustes de períodos anteriores 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Patrimonio reexpresado 671.278.954 0 0 0 429.319.328 (6.818.929) (162.882) 751.700 (56.747.666) 366.341.551 40.294.020 1.077.914.525 389.233.845 1.467.148.370 Cambios en patrimonio
Resultado integral
87.548.331 87.548.331 77.846.403 165.394.734 41.434.310 (10.163.604) 242.406 725.731 (425.995) 31.812.848 31.812.848 84.741.884 116.554.732 Total resultado integral 0 0 0 0 41.434.310 (10.163.604) 242.406 725.731 (425.995) 31.812.848 87.548.331 119.361.179 162.588.287 281.949.466
0 0 0 0 (34.598.707) (34.598.707) (34.598.707) 0 0 0 0 0 0 (17.977.679) (1.219.513) (19.197.192) 17.972.364 (1.224.828) (48.678.413) (49.903.241) 0 0 0 0 0 0
Total incremento (disminución) en el patrimonio 0 0 0 0 (17.977.679) 0 0 0 (1.219.513) (19.197.192) (16.626.343) (35.823.535) (48.678.413) (84.501.948) 671.278.954 0 0 0 452.775.959 (16.982.533) 79.524 1.477.431 (58.393.174) 378.957.207 111.216.008 1.161.452.169 503.143.719 1.664.595.888 Patrimonio al final del ejercicio al 31 de diciembre de 2012
Incremento (disminución) por cambios en las participaciones en subsidiarias que no impliquen pérdida de control. Dividendos.
Incremento (disminución) por otras aportaciones de los propietarios.
Incremento (disminución) por otras distribuciones a los propietarios. Incremento (disminución) por transferencias y otros cambios, patrimonio.
Incremento (disminución) por transacciones con acciones propias en cartera. Patrimonio Primas de emisión Acciones propias en cartera Otras participaciones en el patrimonio Ganancias (pérdidas) acumuladas Estado de cambios en el patrimonio
Reservas
Incremento (disminución) por cambios en polítcas contables. Incremento (disminución) por correcciones de errores.
Capital emitido
Ganancia (pérdida) Otro resultado integral
Las notas adjuntas forman parte integral de estos estados financieros consolidados. Página
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ESTADO CONSOLIDADO DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO NETO
Por los ejercicios terminados al 31 de diciembre de 2012 y 2011. (Expresados en miles de pesos chilenos (M$))
Superavit de revaluación Reservas por diferencias de cambio en conversiones Reservas de coberturas de flujo de efectivo Reserva de ganancias y pérdidas en nuevas mediciones de activos financieros disponibles para la venta Otras reservas
varias Total reservas
Patrimonio atribuible a los propietarios de la controladora Participaciones no controladoras Patrimonio total M$ M$ M$ M$ M$ M$ M$ M$ M$ M$ M$ M$ M$ M$
Patrimonio al comienzo del ejercicio al 1 de enero de 2011 619.872.267 451.771.633 (12.039.861) (2.807.984) 270.029 (54.646.627) 382.547.190 74.562.317 1.076.981.774 385.776.380 1.462.758.154 Ajustes de períodos anteriores
0 0 0
0 0 0
Total ajustes de períodos anteriores 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Patrimonio reexpresado 619.872.267 0 0 0 451.771.633 (12.039.861) (2.807.984) 270.029 (54.646.627) 382.547.190 74.562.317 1.076.981.774 385.776.380 1.462.758.154 Cambios en patrimonio
Resultado integral
(14.164.638) (14.164.638) 47.425.694 33.261.056 (12.400) 5.220.932 2.645.102 481.671 (2.294.403) 6.040.902 6.040.902 2.027.958 8.068.860 Total resultado integral 0 0 0 0 (12.400) 5.220.932 2.645.102 481.671 (2.294.403) 6.040.902 (14.164.638) (8.123.736) 49.453.652 41.329.916
51.406.687 0 51.406.687 51.406.687 0 (42.663.847) (42.663.847) (42.663.847) 0 0 0 0 0 0 (22.439.905) 193.364 (22.246.541) 22.560.188 313.647 (45.996.187) (45.682.540) 0 0 0 0 0 0
Total incremento (disminución) en el patrimonio 51.406.687 0 0 0 (22.439.905) 0 0 0 193.364 (22.246.541) (20.103.659) 9.056.487 (45.996.187) (36.939.700) 671.278.954 0 0 0 429.319.328 (6.818.929) (162.882) 751.700 (56.747.666) 366.341.551 40.294.020 1.077.914.525 389.233.845 1.467.148.370 Ganancia (pérdida)
Otro resultado integral
Emisión de patrimonio. Dividendos.
Incremento (disminución) por cambios en polítcas contables. Incremento (disminución) por correcciones de errores.
Estado de cambios en el patrimonio
Capital emitido Reservas Ganancias (pérdidas) acumuladas Patrimonio Primas de emisión Acciones propias en cartera Otras participaciones en el patrimonio
Incremento (disminución) por otras aportaciones de los propietarios.
Patrimonio al final del ejercicio al 31 de diciembre de 2011 Incremento (disminución) por transacciones con acciones propias en cartera.
Incremento (disminución) por cambios en las participaciones en subsidiarias que no impliquen pérdida de control.
Incremento (disminución) por otras distribuciones a los propietarios. Incremento (disminución) por transferencias y otros cambios, patrimonio.
COMPAÑÍA GENERAL DE ELECTRICIDAD S.A. Y SUBSIDIARIAS
ESTADO CONSOLIDADO DE FLUJO DE EFECTIVO DIRECTO
Por los ejercicios terminados al 31 de diciembre de 2012 y 2011. (Expresados en miles de pesos chilenos (M$))del 01-01-2012 01-01-2011
al 31-12-2012 31-12-2011
Nota M$ M$
Flujos de efectivo procedentes de (utilizados en) actividades de operación Clases de cobros por actividades de operación
Cobros procedentes de las ventas de bienes y prestación de servicios. 2.936.459.643 2.877.710.802
Otros cobros por actividades de operación. 6.240.646 10.706.213
Clases de pagos
Pagos a proveedores por el suministro de bienes y servicios. (2.223.502.025) (2.354.464.896)
Pagos a y por cuenta de los empleados. (143.192.657) (136.309.224)
Otros pagos por actividades de operación. (106.676.573) (102.825.403)
Otros cobros y pagos de operación
Dividendos pagados. (16.842.649) (42.712.077)
Dividendos recibidos. 27.283.495 20.094.635
Intereses recibidos. 3.063.538 1.437.372
Impuestos a las ganancias reembolsados (pagados). (7.758.981) (5.226.866)
Otras entradas (salidas) de efectivo. (24.040.919) 1.589.863
Flujos de efectivo netos procedentes de (utilizados en) actividades de operación 451.033.518 270.000.419 Flujos de efectivo procedentes de (utilizados en) actividades de inversión
Flujos de efectivo procedentes de la pérdida de control de subsidiarias u otros negocios. 100.000
Flujos de efectivo utilizados para obtener el control de subsidiarias u otros negocios. (66.851) (5.064.386) Flujos de efectivo utilizados en la compra de participaciones no controladoras. (418.234) (477.161) Otros cobros por la venta de patrimonio o instrumentos de deuda de otras entidades. 198.946.850 10.650.026 Otros pagos para adquirir patrimonio o instrumentos de deuda de otras entidades. (4.258.261) (12.583.677)
Préstamos a entidades relacionadas (384)
Importes procedentes de la venta de propiedades, planta y equipo. 2.685.876 15.711.653
Compras de propiedades, planta y equipo. (147.788.521) (165.187.708)
Compras de activos intangibles. (13.782.203) (16.509.260)
Importes procedentes de otros activos a largo plazo. 9.549.487 1.822.365
Compras de otros activos a largo plazo. (1.182.302) (4.328.801)
Otras entradas (salidas) de efectivo. (278.633) 1.373.748
Flujos de efectivo netos procedentes de (utilizados en) actividades de inversión 43.506.824 (174.593.201) Flujos de efectivo procedentes de (utilizados en) actividades de financiación
Importes procedentes de la emisión de acciones. 5.083.534 59.080.247
Total importes procedentes de préstamos. 706.302.451 1.438.022.521
- Importes procedentes de préstamos de largo plazo. 78.379.598 156.369.944 - Importes procedentes de préstamos de corto plazo. 627.922.853 1.281.652.577
Préstamos de entidades relacionadas. (32.074.340)
Pagos de préstamos. (957.741.876) (1.521.958.420)
Pagos de pasivos por arrendamientos financieros. (3.192.619) (790.254)
Pagos de préstamos a entidades relacionadas. 39.317.439
Dividendos pagados. (49.853.130) (46.221.287)
Intereses pagados. (86.863.371) (75.842.056)
Otras entradas (salidas) de efectivo. 164.521
Flujos de efectivo netos procedentes de (utilizados en) actividades de financiación (386.265.011) (140.301.629) Incremento neto (disminución) en el efectivo y equivalentes al efectivo, antes del efecto de los
cambios en la tasa de cambios 108.275.331 (44.894.411)
Efectos de la variación en la tasa de cambio sobre el efectivo y equivalentes al efectivo. (479.828) 43.891 Incremento (disminución) neto de efectivo y equivalentes al efectivo 107.795.503 (44.850.520) Efectivo y equivalentes al efectivo al principio del período o ejercicio. 6 51.285.690 96.136.210 Efectivo y equivalentes al efectivo al final del período o ejercicio 159.081.193 51.285.690
COMPAÑÍA GENERAL DE ELECTRICIDAD S.A. Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
Correspondientes a los ejercicios terminados al 31 de diciembre de 2012 y 2011.
1.- INFORMACION GENERAL.
Compañía General de Electricidad S.A. (CGE S.A.) es una sociedad anónima abierta, tiene su domicilio social en Avda. Presidente Riesco N° 5561 piso 17 en la comuna de Las Condes de la ciudad de Santiago, en la República de Chile. La Sociedad se encuentra inscrita en el Registro de Valores de la Superintendencia de Valores y Seguros de Chile bajo el N° 83, cotiza sus acciones en la Bolsa de Comercio de Santiago, la Bolsa de Comercio de Valparaíso y la Bolsa Electrónica de Chile.
CGE S.A. es un holding de empresas que posee una presencia significativa en el sector eléctrico, particularmente en distribución, transmisión y transformación de energía eléctrica, generación de energía eléctrica y en el sector gas, tanto en el negocio de gas licuado como el de gas natural, (en adelante denominados el “Grupo CGE”).
Los mayores accionistas del Grupo CGE son los siguientes:
Grupo Familia Marín 22,64%
Grupo Almería 20,99%
Grupo Familia Pérez Cruz 11,36%
Indiver S.A. 11,26%
Otros Accionistas 33,75%
La emisión de estos estados financieros consolidados correspondientes al ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2012 fue aprobada por el Directorio en Sesión Ordinaria N° 1970 de fecha 8 de marzo de 2013, quien con dicha fecha autorizó además su publicación.
2.- DESCRIPCION DE LOS SECTORES DONDE PARTICIPA EL GRUPO CGE.
El Grupo CGE es un holding de empresas, a través de las cuales posee una presencia significativa en el sector electricidad, particularmente en las actividades de distribución, transmisión y en menor medida en generación de energía eléctrica. Asimismo, participa en el sector gas, tanto en el negocio de gas licuado como en el de gas natural.
Las principales características de los mercados donde opera el Grupo CGE, a través de sus empresas relacionadas son los siguientes:
2.1.- Sector electricidad.
2.1.1.- Distribución de electricidad en Chile.
El Grupo CGE participa en el negocio de distribución de energía eléctrica en Chile por medio de sus subsidiarias EMELARI, ELIQSA, ELECDA, EMELAT, CONAFE, CGE DISTRIBUCIÓN, EMELECTRIC, EMETAL y EDELMAG que en conjunto abastecen a 2.487.666 clientes entre la Región de Arica y la Región de la Araucanía, y en la Región de Magallanes, con ventas físicas que alcanzaron a 12.338 GWh al 31 de diciembre de 2012.
Aspectos regulatorios:
La actividad de distribución de electricidad en Chile está sujeta a la normativa contemplada en la Ley General de Servicios Eléctricos (DFL N° 4-2006 del Ministerio de Economía, Fomento y Turismo). Dicha Ley establece un marco regulatorio con criterios objetivos para la fijación de precios, de forma tal que el resultado de su aplicación sea la asignación económicamente eficiente de recursos en el sector eléctrico.
El sistema regulatorio, vigente desde 1982, aunque ha sufrido algunas modificaciones importantes en los últimos años, ha permitido un desarrollo satisfactorio del sector eléctrico, además de su tránsito desde un sistema de propiedad estatal a otro de propiedad mayoritariamente privado.
Concentración de las operaciones:
La extensa cobertura geográfica que posee el Grupo CGE en esta actividad, permite reducir el riesgo inherente a la concentración de clientes, demanda e instalaciones. Las distintas realidades socioeconómicas de cada una de las regiones del país, permiten diversificar el origen de sus ingresos, evitando la dependencia y los posibles factores de riesgo asociados a la concentración de su actividad comercial en una zona específica del país.
Demanda:
En Chile, la demanda por energía eléctrica está asociada directamente con el desarrollo económico experimentado por el país. En este sentido, el crecimiento de la demanda se relaciona estrechamente con el mejoramiento del ingreso per cápita y el desarrollo tecnológico. Lo anterior se traduce, en el caso del sector residencial, en un mayor acceso a equipos electrodomésticos y, en el sector industrial, a la automatización de procesos industriales. Otro factor que influye en el crecimiento de la demanda es el incremento de la población y las viviendas, lo que está fuertemente relacionado con los planes de desarrollo urbano.
Como nación en vías de desarrollo, el consumo per cápita en Chile aún es bajo en comparación a otros países desarrollados, lo que se traduce en atractivas perspectivas de crecimiento del consumo de energía eléctrica en el país. En este sentido, el riesgo relacionado a la volatilidad y evolución de la demanda es reducido, incluso considerando el impacto que podría generar la implementación de planes de eficiencia energética, los que tienden a traducirse en reducciones de la demanda que experimentan las empresas concesionarias y con ellos, los correspondientes ingresos.
Contratos de suministro:
Para abastecer el consumo de sus clientes regulados y libres, las empresas distribuidoras del Grupo CGE cuentan con contratos de largo plazo de abastecimiento de energía y potencia con las principales empresas generadoras del país.
i) CGE DISTRIBUCIÓN, EMELECTRIC y EMETAL: Para abastecer el consumo de sus
clientes regulados, estas compañías cuentan con contratos suscritos en el marco de las licitaciones de suministro eléctrico efectuadas entre los años 2006 y 2008, en cumplimiento de la Ley General de Servicios Eléctricos. Producto de los mencionados procesos, CGE DISTRIBUCION tiene contratado el total del suministro de sus clientes regulados con los generadores: Endesa, Colbún, Eólica
Monte Redondo S.A., Eléctrica Diego de Almagro S.A. y Eléctrica Puntilla S.A., cuyos acuerdos cubren las necesidades de todas las zonas de concesión de la compañía por plazos entre 12 y 15 años a contar del 1 de enero de 2010. En cuanto al suministro para clientes libres, CGE DISTRIBUCIÓN también mantiene contratos vigentes con diversos suministradores por plazos variables, los cuales se encuentran ajustados a los plazos convenidos con dichos clientes. Del mismo modo, las empresas: EMELECTRIC y EMETAL, ambas filiales de CGE DISTRIBUCIÓN, cuentan con contratos de suministro para abastecer los consumos de sus clientes regulados, suscritos en el marco de los procesos licitatorios efectuados en el año 2006, con Endesa y AES Gener S.A., los cuales tienen vigencia hasta los años 2019 y 2024, respectivamente.
ii) EMELARI, ELIQSA y ELECDA: Para abastecer el consumo de sus clientes
regulados, estas distribuidoras del SING cuentan, cada una, con un contrato de suministro de energía y potencia a precio regulado con el generador E-CL. Estos contratos entraron en vigencia el 1 de enero de 2012 por un período de 15 años (dic-2026). En el caso de la porción del SIC de ELECDA, esta distribuidora cuenta con un contrato con Endesa y Gener desde enero de 2010 hasta el año 2019 y 2024, respectivamente.
iii) CONAFE, EMELAT y ENELSA: Para abastecer el consumo de sus clientes
regulados y libres, CONAFE cuenta con dos contratos de suministro de energía y potencia con generadores; en efecto, con la empresa Colbún mantiene un contrato que abarca la zona de Viña del Mar, vigente hasta el 30 de abril 2015 y con la empresa Eléctrica Guacolda S.A. mantiene un contrato con vigencia hasta el 31 de octubre de 2015, que permite abastecer al resto de sus clientes regulados, ubicados tanto en la región de Coquimbo como en la de Valparaíso. La subsidiaria ENELSA tiene contratos de suministro de energía y potencia con Endesa y Colbún S.A. con vigencia hasta el 31 de diciembre de 2019.
Para abastecer el consumo de sus clientes regulados, la subsidiaria EMELAT cuenta con contratos de suministro de energía y potencia a precio licitado con los generadores Endesa y Gener. Estos contratos tienen vigencia desde enero 2010 hasta los años 2019 y 2024, respectivamente.
iv) EDELMAG: Por tratarse de una empresa integrada verticalmente, la energía
eléctrica es generada directamente mediante centrales térmicas en cada uno de los sistemas atendidos por esta subsidiaria.
Precios:
El segmento de distribución de electricidad en Chile se encuentra regulado por el Estado, debido a que presenta las características propias de monopolio natural. Consecuentemente, se establece un régimen de concesiones para el establecimiento, operación y explotación de redes de distribución de servicio público, donde se delimita territorialmente la zona de operación de las empresas distribuidoras. Asimismo, se regulan las condiciones de explotación de este negocio, precios que se pueden cobrar a clientes regulados y la calidad de servicio que debe prestar.
El marco regulatorio de la industria eléctrica en Chile, está definido por la Ley General de Servicios Eléctricos cuyo texto se encuentra contenido en el DFL N°4-2006 del Ministerio de Economía, Fomento y Turismo, el Reglamento de la Ley General de Servicios Eléctricos (Decreto Nº 327 - 1997 del Ministerio de Minería), los decretos tarifarios y demás normas técnicas y reglamentarias emanadas del referido ministerio, de la Comisión Nacional de Energía (CNE) y de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles.
i) Valor agregado de distribución (VAD).
La tarifa regulada de distribución, que es fijada cada cuatro años por la Comisión Nacional de Energía, resulta de la suma de tres componentes:
- Precio de Nudo: Corresponde al precio aplicable a la compra de energía para
consumos regulados. Dicho valor es fijado por la autoridad en el punto de interconexión de las instalaciones de transmisión con las de distribución y a partir de enero de 2010, se debe considerar el precio de los contratos de suministro que hayan suscrito las distribuidoras como resultado de la licitaciones realizadas y con el objeto de dar cumplimiento a la modificación introducida por la Ley Corta II;
- Cargo único por uso del Sistema Troncal y
- Valor Agregado de Distribución (VAD), que permite cubrir los costos de
operación y mantenimiento del sistema de distribución, los correspondientes costos de comercialización y rentar sobre todas sus instalaciones.
Tanto el precio de nudo y el cargo único por uso del Sistema Troncal son traspasados a los clientes finales, en consecuencia, la empresa distribuidora sólo recauda el VAD. La Ley General de Servicios Eléctricos establece que cada 4 años se debe efectuar el cálculo de los costos de los componentes del VAD, basado en el dimensionamiento de empresas modelo de distribución de energía eléctrica, las cuales deben ser eficientes y satisfacer óptimamente la demanda con la calidad de servicio determinada en la normativa vigente. Actualmente se encuentra en desarrollo el proceso tarifario para determinar las tarifas de distribución que regirán desde noviembre de 2012 a octubre de 2016.
La Ley establece que las concesionarias deben mantener una rentabilidad agregada, esto es considerando a todas las empresas como un conjunto, dentro de una banda del 10% ± 4% al momento de la determinación del Valor Agregado de Distribución. De este modo, el retorno sobre la inversión para una distribuidora, dependerá de su desempeño relativo a los estándares determinados para la empresa modelo. El sistema tarifario permite que aquellas más eficientes, obtengan retornos superiores a los de la empresa modelo. El Valor Agregado de Distribución remunera:
- Costos fijos por concepto de gastos de administración, facturación y atención
del usuario, independiente de su consumo;
- Pérdidas medias de distribución en potencia y energía;
- Costos estándares de inversión, mantención y operación asociados a la
distribución por unidad de potencia suministrada. Los costos anuales de inversión se calculan considerando el Valor Nuevo de Reemplazo, de
instalaciones adaptadas a la demanda, su vida útil, y una tasa de actualización igual al 10% real anual.
Para la determinación del Valor Agregado de Distribución, la Comisión Nacional de Energía y las empresas concesionarias realizan estudios, cuyos resultados son ponderados en la proporción de dos tercios y un tercio, respectivamente. Con los valores agregados definitivos, la Comisión Nacional de Energía estructura las fórmulas tarifarias finales y sus fórmulas de indexación, las cuales, de acuerdo con los procedimientos establecidos, son fijadas mediante decreto del Ministerio de Economía Fomento y Turismo. Dichas fórmulas de indexación, que son aplicadas mensualmente, consideran las variaciones del IPC, del IPMN, del precio del cobre y del dólar, reflejando las variaciones de los precios de los principales insumos que afectan los costos de la actividad de distribución de electricidad.
Adicionalmente, dada la existencia de economías de escala en la actividad de distribución de electricidad, las empresas alcanzan anualmente rendimientos crecientes en función del aumento de la cantidad de clientes y de la demanda en sus zonas de concesión, los cuales son incorporados en las tarifas reguladas y transferidos a los clientes mediante la aplicación de factores de ajuste anuales determinados por la CNE.
ii) Precios de servicios no consistentes en suministro de energía.
Por otra parte, en la misma ocasión en que se fija el Valor Agregado de Distribución, cada cuatro años, se fijan los precios de los servicios no consistentes en suministros de energía. Los servicios más relevantes son los de apoyos en postes a empresas de telecomunicaciones, arriendo de medidores, suspensión y reconexión de servicios, pago fuera de plazo y ejecución de empalmes.
El procedimiento para la fijación de los precios de dichos servicios se encuentra contenido en el Decreto N° 341 del Ministerio de Economía, Fomento y Turismo, de fecha 12 de diciembre de 2007, publicado en el Diario Oficial del 10 de marzo de 2008. En dicho reglamento se establece que la revisión y determinación de nuevas tarifas de servicios no consistentes en suministro de energía que se efectúe con ocasión del proceso de fijación de tarifas de suministro de distribución, debe hacerse sobre la base de los estudios de costos del valor agregado de distribución y de criterios de eficiencia, debiendo ser plenamente coherentes. Dicha coherencia se funda en el hecho que una misma empresa es la que provee el servicio de distribución así como los servicios no consistentes en suministro de energía.
Para dar cumplimiento a lo anterior, la CNE debe encargar un estudio de costos, que es financiado, licitado y supervisado por ella, en el cual se estiman los costos del valor agregado de distribución y de los servicios no consistentes en suministro de energía. Dicho informe es sometido a la revisión de las empresas de distribución de electricidad y en caso de discrepancia, es sometido al dictamen del Panel de Expertos.
2.1.2.- Distribución de electricidad en Argentina.
En Argentina, el Grupo CGE a través de sus empresas relacionadas EDET, EJESA, EJSEDSA
y ENERGIA SAN JUAN abastece a 833.034 clientes distribuidos en las provincias de
Tucumán, Jujuy y San Juan, con ventas físicas que alcanzaron a 5.059 GWh acumulados al 31 de diciembre de 2012.
Demanda:
Tal como en el caso de Chile, la demanda eléctrica está influenciada por el incremento del consumo, el cual se relaciona directamente con el desarrollo económico de las provincias donde el Grupo CGE desarrolla su actividad de distribución de electricidad. En los últimos años se han percibido signos de estabilidad en el crecimiento de las ventas físicas de energía, lo que se traduce en que el riesgo asociado a la evolución de la demanda no es significativo.
Precios:
Desde el punto de vista regulatorio, la industria eléctrica argentina está organizada en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI), similar al de Chile. A las empresas de distribución de energía eléctrica se les garantiza un área específica de concesión, dentro de la cual son responsables de distribuir y comercializar energía eléctrica a todos aquellos usuarios que, de acuerdo a la normativa regulatoria, no pudieren acceder directamente al Mercado Eléctrico Mayorista. Las tarifas de distribución para clientes finales comprenden un cargo fijo y un cargo variable por energía. Para las medianas y grandes demandas se establecen además, cargos explícitos por potencia y por uso de la red de distribución. Los cargos variables por energía y por potencia son calculados cada tres meses y coinciden con las fechas en que se fijan los precios estacionales por parte de la Secretaría de Energía del Gobierno Central.
Luego que en el año 2002, se promulgaran leyes provinciales que significaron un impacto negativo para las compañías distribuidoras del Grupo CGE, durante los años 2006 y 2007 se acordó renegociar con los gobiernos provinciales los respectivos contratos de concesión, lo que permitió incrementar las tarifas medias para usuarios finales. A partir de los años 2007 y 2008 se dio cumplimiento a los acuerdos, permitiendo la efectiva aplicación de sus términos y condiciones, y la reducción de este factor de incertidumbre que afectaba a las inversiones del Grupo CGE en este país.
2.1.3. Transmisión y transformación de energía eléctrica.
La transmisión de electricidad está compuesta por el sistema de transmisión troncal, los sistemas de subtransmisión y los sistemas de transmisión adicional. El sistema troncal interconecta las subestaciones troncales definidas en los decretos de precio de nudo, mientras que los sistemas de subtransmisión corresponden a las instalaciones necesarias para interconectar el sistema troncal con los clientes finales (empresas distribuidoras o clientes no sometidos a regulación de precios) que se encuentren en zonas de concesión de empresas distribuidoras. Por su parte, los sistemas de transmisión adicional corresponden a todas las instalaciones que no pertenecen al sistema troncal o a la subtransmisión y que están destinadas principalmente al suministro de energía a usuarios no sometidos a regulación de precios o por aquellas cuyo objeto principal es permitir a los generadores inyectar su producción al sistema eléctrico.
El negocio de transformación y transporte de energía eléctrica del Grupo CGE, es desempeñado principalmente por la subsidiaria TRANSNET. Ésta cuenta con una infraestructura de subtransmisión y transformación que se extiende desde la Región de Atacama a la Región de Los Lagos y que representa el 44% de las líneas de subtransmisión del SIC. Todas estas instalaciones representan un valor anualizado de inversiones (AVI) más un costo anual de operación, mantenimiento y administración
(COMA) equivalente al 35% del AVI + COMA del total de las instalaciones de subtransmisión del Sistema Interconectado Central.
Dentro de este negocio también participa TRANSEMEL, que atiende a las empresas distribuidoras del SING, es decir, EMELARI, ELIQSA y ELECDA, que también disponen de activos propios asociados a esta actividad.
Demanda:
La demanda física que enfrenta el segmento de la subtransmisión, corresponde principalmente a la energía retirada del sistema de subtransmisión, equivalente a los requerimientos de las empresas distribuidoras del Grupo CGE, otras distribuidoras y clientes libres, y a inyecciones efectuadas al sistema de subtransmisión por empresas de generación.
En este sentido, el comportamiento de la demanda se encuentra muy correlacionado con el crecimiento del consumo per cápita, desarrollo urbano y crecimiento económico en las zonas atendidas por las empresas del Grupo CGE. Desde este punto de vista, el riesgo relacionado a la volatilidad y evolución de la demanda es bastante reducido.
Precios:
Debido a que la subtransmisión eléctrica presenta características de monopolio natural, su operación está regulada por la Ley N° 19.940 de 2004 (conocida como Ley Corta I), que modificó el marco regulatorio de la transmisión de electricidad, estableciendo un nuevo régimen de tarifas, otorgando certidumbre regulatoria a este segmento.
Las instalaciones de subtransmisión son remuneradas por medio de una tarifa, que se determina cada cuatro años a través del estudio de subtransmisión, el que considera el valor anual de los sistemas de subtransmisión adaptados a la demanda de los siguientes 10 años. El estudio busca minimizar el costo actualizado de inversión, operación y falla de las instalaciones eficientemente operadas.
Las tarifas resultante garantizan una rentabilidad anual de 10% sobre los activos, y se ajustan cada 6 meses considerando variables como el índice de precios al productor (IPP), el índice de precios al por mayor de bienes importados (IPMI), el índice de precios al consumidor (IPC), el valor del dólar y los precios internacionales del acero, cobre, y aluminio.
El referido estudio considera separadamente las pérdidas medias de subtransmisión en potencia y energía, y los costos estándares anuales de inversión, mantención, operación y administración asociados a las instalaciones.
Las tarifas de subtransmisión vigentes son las publicadas en el decreto N° 320 del Ministerio de Economía Fomento y Turismo, publicado en el Diario Oficial con fecha 9 de enero de 2009, y que rigen hasta el año 2010.
Con respecto a las nuevas tarifas de subtransmisión que rigen desde el 1 de enero de 2011 hasta el año 2014, aún se encuentran en trámite. No obstante, las tarifas del decreto actual se mantienen vigentes y una vez que se conozcan las nuevas tarifas y sus fórmulas de indexación, se aplicarán retroactivamente.
2.1.4. Generación de energía eléctrica.
El Grupo CGE participa en la actividad de generación de electricidad en Chile, tanto en el Sistema Interconectado Central –SIC– como en el Sistema de Magallanes, a través de las sociedades GAS SUR, EDELMAG y TECNET.
En el SIC, a través de GAS SUR, se opera la Central Newen, ubicada en la VII región, una termoeléctrica que cuenta con una turbina de generación a gas de 15 MW.
EDELMAG provee de generación de electricidad en la XII Región, sirviendo a las ciudades de Punta Arenas, Puerto Natales, Porvenir y Puerto Williams, con una capacidad total instalada de 99 MW en turbinas a gas y motores diésel y TECNET posee 12 MW en capacidad propia y 9 MW de propiedad de terceros que son operados por esta subsidiaria.
2.2.- Sector gas.
2.2.1.- Gas licuado.
El Grupo CGE a través de GASCO y su subsidiaria GASCO GLP, participa en el negocio de distribución de gas licuado en Chile, con una cobertura que se extiende entre la Región de Arica y Parinacota y la Región de Los Lagos, así como también en la Región de Magallanes, alcanzando al 31 de diciembre de 2012, una participación de mercado de 27% a nivel nacional. Asimismo, a través de su subsidiaria GASMAR, importa gas licuado para el mercado nacional.
En Colombia, a partir del año 2010, a través de la subsidiaria INVERSIONES GLP, GASCO distribuye gas licuado en 25 de los 32 departamentos del país, alcanzando una participación de mercado al término del cuarto trimestre de 2012 de aproximadamente el 25%.
Demanda y concentración de las operaciones:
Por tratarse de un bien de consumo básico, la demanda por gas licuado presenta estabilidad en el tiempo y no es afectada significativamente por los ciclos económicos. Sin embargo, factores tales como la temperatura, el nivel de precipitaciones y el precio del gas licuado en relación a otras alternativas de combustibles, podrían eventualmente afectar la demanda.
El negocio de importación y almacenamiento de gas licuado, actividad desempeñada por GASMAR, opera mediante contratos de venta de gas licuado a las principales distribuidoras del país, lo que otorga una estabilidad a los flujos de ingresos de la empresa y en los márgenes de las empresas distribuidoras.
Abastecimiento:
La subsidiaria GASMAR, principal proveedor de gas licuado de GASCO GLP, importa este combustible desde distintos países del mundo como: Argentina, Arabia Saudita, Inglaterra, Noruega, Qatar, entre otros. Asimismo, las compras nacionales se hacen a Enap a través de embarques provenientes de Cabo Negro, en la Región de Magallanes.
En el mercado colombiano, la subsidiaria INVERSIONES GLP realiza sus compras directamente a Ecopetrol S.A., sociedad vinculada al Ministerio de Minas y Energía de dicho país.
2.2.2.- Gas natural.
El Grupo CGE concentra las actividades de distribución y transporte de gas natural en 4 regiones de Chile y en 4 provincias de Argentina, a través de GASCO y sus empresas subsidiarias y asociadas, abasteciendo a clientes residenciales, comerciales e industriales, en ambos países.
En el negocio de distribución de gas natural en Chile, GASCO participa en esta actividad a través de sus subsidiarias METROGAS, en las regiones Metropolitana y del Libertador General Bernardo O’Higgins, GAS SUR e INNERGY HOLDINGS en la Región del BíoBío y la unidad de negocios Gasco Magallanes en la Región de Magallanes. También participa, a través de METROGAS, en la propiedad de GNL Quintero, que importa gas natural licuado desde distintas partes de mundo.
En el noroeste de Argentina GASCO distribuye gas natural por intermedio de GASNOR y comercializa gas natural a través de GASMARKET. Asimismo, participa en el transporte de gas natural a través de sus empresas relacionadas GASODUCTO DEL PACÍFICO y GASANDES.
Al finalizar el presente período, el número total de clientes abastecidos por METROGAS, GAS SUR y Gasco Magallanes alcanza los 557.510, mientras que GASNOR provee de gas natural a 457.726 clientes.
Demanda:
De manera similar al negocio de distribución de gas licuado, el gas natural también corresponde a un bien de consumo básico, cuya demanda es bastante estable en el tiempo y no es afectada significativamente por los ciclos económicos. Sin embargo, factores tales como la temperatura y el precio del gas natural en relación a otras alternativas de combustibles, podrían eventualmente afectarla.
En relación con los precios, esta actividad está expuesta a los riesgos de un negocio vinculado a los precios de los combustibles líquidos y gaseosos, cuyos valores tienen un comportamiento que es propio de commodities transados en los mercados internacionales.
Abastecimiento:
Con respecto al riesgo de suministro, GAS SUR importa el gas natural desde Argentina para su posterior distribución. En el caso de la unidad de negocios Gasco Magallanes, el suministro es otorgado por ENAP, y el abastecimiento corresponde a producción nacional.
Para METROGAS, el inicio de la operación comercial del Terminal de Regasificación de GNL en Quintero, cuya puesta en marcha se realizó en el mes de septiembre de 2009 y que desde el 1° de enero de 2011 opera a plena capacidad, ha permitido contar con gas natural proveniente desde distintas partes del mundo, a precios competitivos, reduciendo la vulnerabilidad en cuando al abastecimiento.
En el nuevo escenario de suministro de gas natural, un evento de emergencia que pudiera implicar una interrupción de suministro a los clientes residenciales y comerciales es altamente improbable. En todo caso, METROGAS dispone de un sistema de respaldo de gas natural simulado, el cual puede ser inyectado en las redes en reemplazo del gas natural, y que estuvo en operación hasta agosto de 2009, con el objeto de asegurar el suministro a los clientes residenciales y comerciales, durante el tiempo de la emergencia. Producto del acuerdo logrado entre la subsidiaria Metrogas y Gasoducto Gasandes, hoy se cuenta con la capacidad de almacenamiento de gas natural de reserva (“parking”) en el gasoducto de Gasandes. Dicha capacidad de reserva “parking” equivale a consumo inmediato en caso de emergencia y la cobertura es aproximadamente un día y medio de suministro de nuestro mercado.
Por otro lado, GAS SUR está orientado a atender clientes residenciales y comerciales en la Región del BíoBío, cuyo consumo respecto al volumen total de gas comercializado en su zona de influencia es bajo.
Con fecha 31 de mayo de 2010, la subsidiaria Transportes e Inversiones Magallanes S.A. (en adelante TIMSA) inició la operación del servicio de transporte de pasajeros a gas natural en la ciudad de Punta Arenas. Durante el ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2012 se movilizó a 5,1 millones de pasajeros.
En lo que respecta a la fuente de suministro de gas natural en la XII región, ENAP, único proveedor de este combustible en esta zona, mantiene un contrato de abastecimiento con GASCO.
3.- RESUMEN DE LAS PRINCIPALES POLITICAS CONTABLES.
Las principales políticas contables aplicadas en la preparación de los estados financieros consolidados se detallan a continuación. Estas políticas han sido aplicadas uniformemente en todos los períodos y ejercicios presentados, a menos que se indique lo contrario.
3.1.- Bases de preparación de los estados financieros consolidados.
Los presentes estados financieros consolidados del Grupo CGE han sido preparados de acuerdo a las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF), emitidas por el International Accounting Standards Board (“IASB”).
Los estados financieros consolidados han sido preparados de acuerdo con el principio de costo, modificado por la revaluación de propiedades, planta y equipo, propiedades de inversión, activos financieros disponibles para la venta y ciertos activos y pasivos financieros (incluyendo instrumentos financieros derivados) a valor justo por resultados.
En la preparación de los estados financieros consolidados se han utilizado las políticas emanadas desde Compañía General de Electricidad S.A. para todas las subsidiarias incluidas en la consolidación.
En la preparación de los estados financieros consolidados se han utilizado estimaciones contables críticas para cuantificar algunos activos, pasivos, ingresos y gastos. Las áreas que involucran un mayor grado de juicio o complejidad o áreas en las que los supuestos y estimaciones son significativos para los estados financieros consolidados se describen en la Nota 4.
Para el ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2011, se han efectuado reclasificaciones en el Estado de Resultados por Función y el Estado de Flujo de Efectivo por Método Directo a efectos de dar cumplimiento a lo requerido en NIIF 5, sobre operaciones discontinuadas, para así reflejar el efecto de la venta de Iberoamericana de Energía Ibener S.A. y facilitar su comparación con el ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2012. Estas reclasificaciones no modifican el resultado ni el patrimonio del ejercicio anterior. (Ver Nota 36)
3.2.- Nuevos estándares, interpretaciones y enmiendas adoptadas por el Grupo.
Los siguientes estándares, interpretaciones y enmiendas son obligatorios por primera vez para los ejercicios financieros iniciados el 1 de enero de 2012.
3.2.1.- Enmienda a la NIIF 7, “Instrumentos financieros”. Emitida en octubre de 2010, incrementa los requerimientos de revelación para las transacciones que implican transferencias de activos financieros. La norma es aplicable a contar del 1 de julio de 2011. Esta enmienda no tuvo impactos en los estados financieros del Grupo CGE.
3.2.2.- Enmienda a la NIC 12, “Impuesto a las ganancias e impuestos diferidos”. Esta enmienda, emitida en diciembre de 2010, proporciona una excepción a los principios generales de NIC 12 para las propiedades para inversión que se midan usando el modelo del valor razonable contenido en la NIC 40 “Propiedad de inversión”, la excepción también aplica a la propiedad de inversión adquirida en una combinación de negocio si luego de la combinación de negocios el adquiriente aplica el modelo del valor razonable contenido en NIC 40. La modificación incorpora la presunción de que las propiedades de inversión valorizadas a valor razonable, se realizan a través de su venta, por lo que requiere aplicar a las diferencias temporales originadas por éstas la tasa de impuesto para operaciones de venta. La norma es aplicable a contar del 1 de enero de 2012, la cual no tuvo efectos significativos para el Grupo CGE.
3.2.3.- Enmienda a la NIIF 1, emitida en diciembre 2010, trata de los siguientes temas: i) Exención para hiperinflación severa, permite a las empresas cuya fecha de transición sea posterior a la normalización de su moneda funcional, valorizar activos y pasivos a valor razonable como costo atribuido. ii) Remoción de requerimientos de fechas fijas: adecúa la fecha fija incluida en la NIIF 1 a fecha de transición, para aquellas operaciones que involucran baja de activos financieros y activos o pasivos a valor razonable por resultados en su reconocimiento inicial. La norma es aplicable a contar del 1 de julio de 2011. Esta enmienda no es aplicable al Grupo CGE.
3.3.- Nuevas normas, interpretaciones y enmiendas emitidas, no vigentes para el ejercicio 2012, para
las cuales no se ha efectuado adopción anticipada de las mismas.
3.3.1.- Enmienda a la NIIF 1 “Adopción por primera vez de la normas internacionales de información financiera”, emitida en marzo de 2012. Añadiendo una excepción para la contabilización de los préstamos del gobierno a tasas de interés por debajo del mercado.
Las entidades están obligadas a aplicar las modificaciones en los ejercicios anuales que comienzan a partir del 1 de enero de 2013.
3.3.2.- Enmienda a la NIC 1 “Presentación de Estados Financieros”, emitida en junio 2011. La principal modificación de esta enmienda requiere que los ítems de los Otros Resultados Integrales se clasifiquen y agrupen evaluando si serán potencialmente reclasificados a resultados en períodos posteriores.
3.3.3.- NIC 19 Revisada, “Beneficios a los Empleados”. Emitida en junio de 2011, reemplaza a la NIC 19 (1998). Esta norma revisada modifica el reconocimiento y medición de los gastos por planes de beneficios definidos y los beneficios por terminación. Adicionalmente, incluye modificaciones a las revelaciones de todos los beneficios de los empleados. La norma es aplicable a contar del 1 de enero de 2013.
3.3.4.- Enmienda a la NIC 32 “Instrumentos financieros”: “Presentación”. Aclara los requisitos para la compensación de activos financieros y pasivos financieros, con el fin de eliminar las inconsistencias de la aplicación del actual criterio compensaciones de NIC 32. La norma es aplicable a contar del 1 de enero de 2014 y su adopción anticipada es permitida.
3.3.5.- NIC 27 “Estados financieros separados”. Emitida en mayo de 2011, reemplaza a NIC 27 (2008). El alcance de esta norma se restringe a partir de este cambio sólo a estados financieros separados, dado que los aspectos vinculados con la definición de control y consolidación fueron removidos e incluidos en la NIIF 10. La norma es aplicable a contar del 1 de enero de 2013 en conjunto con las NIIF 10, NIIF 11 y NIIF 12 y la modificación a la NIC 28.
3.3.6.- NIC 28 “Inversiones en asociadas y joint ventures”. Emitida en mayo de 2011, regula el tratamiento contable de estas inversiones mediante la aplicación del método de la participación. La norma es aplicable a contar del 1 de enero de 2013 en conjunto con las NIIF 10, NIIF 11 y NIIF 12 y la modificación a la NIC 27.
3.3.7.- Enmienda a la NIIF 7, “Instrumentos financieros”: Información a revelar. Clarifica los requisitos de información a revelar para la compensación de activos financieros y pasivos financieros. La norma es aplicable a contar del 1 de enero de 2013.
3.3.8.- NIIF 9, “Instrumentos financieros” emitida en diciembre de 2009. Modifica la clasificación y medición de los activos financieros. Posteriormente esta norma fue modificada en noviembre de 2010 para incluir el tratamiento y clasificación de pasivos financieros. La norma es aplicable a contar del 1 de enero de 2015 y su adopción anticipada es permitida.
3.3.9.- NIIF 10, “Estados financieros consolidados”, emitida en mayo de 2011, sustituye a la SIC 12 “Consolidación de entidades de propósito especial y partes de la NIC 27 “Estados financieros consolidados”. Establece clarificaciones y nuevos parámetros para la definición de control, así como los principios para la preparación de estados financieros consolidados. La norma es aplicable a contar del 1 de enero de 2013 en conjunto con las NIIF 11, NIIF 12 y modificaciones a las NIC 27 y 28.
3.3.10.- NIIF 11 “Acuerdos conjuntos”. Emitida en mayo de 2011, reemplaza a la NIC 31 “Participaciones en negocios conjuntos” y SIC 13 “Entidades controladas conjuntamente”. Dentro de sus modificaciones se incluye la eliminación del concepto de
