COMPAÑÍA GENERAL DE ELECTRICIDAD S.A.
Y SUBSIDIARIAS
ESTADOS FINANCIEROS
CONSOLIDADOS INTERMEDIOS
(Expresados en miles de pesos chilenos)
Correspondientes a los períodos terminados al
COMPAÑÍA GENERAL DE ELECTRICIDAD S.A. Y SUBSIDIARIAS
INDICE
Página
I.- ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS INTERMEDIOS. 8
ESTADO CONSOLIDADO INTERMEDIO DE SITUACION FINANCIERA CLASIFICADO. 8
- Activos 8
- Patrimonio y pasivos 9
ESTADO CONSOLIDADO INTERMEDIO DE RESULTADOS POR FUNCION. 10
ESTADO CONSOLIDADO INTERMEDIO DE RESULTADOS INTEGRAL. 11
ESTADO CONSOLIDADO INTERMEDIO DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO NETO. 12
ESTADO CONSOLIDADO INTERMEDIO DE FLUJO DE EFECTIVO DIRECTO. 14
II.- NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS INTERMEDIOS. 15
1.- INFORMACION GENERAL. 15
2.- DESCRIPCION DE LOS SECTORES DONDE PARTICIPA EL GRUPO CGE. 15
2.1.- Sector electricidad. 15
2.2.- Sector gas. 22
3.- RESUMEN DE LAS PRINCIPALES POLITICAS CONTABLES. 24
3.1.- Bases de preparación de los estados financieros consolidados. 24
3.2.- Nuevos estándares, interpretaciones y enmiendas adoptadas por el Grupo. 25
3.3.- Nuevas normas, interpretaciones y enmiendas emitidas, no vigentes para el ejercicio 2014, para las cuales no se ha efectuado adopción anticipada de las mismas.
27
3.4.- Bases de consolidación. 29
3.5.- Entidades subsidiarias. 31
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. 40
3.14.- Activos financieros. 40
3.15.- Instrumentos financieros derivados y actividad de cobertura. 42
3.16.- Inventarios. 44
3.17.- Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar. 44
3.18.- Efectivo y equivalentes al efectivo. 44
3.19.- Capital social. 45
3.20.- Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar. 45
3.21.- Préstamos y otros pasivos financieros. 45
3.22.- Impuesto a las ganancias e impuestos diferidos. 45
3.23.- Beneficios a los empleados. 46
3.24.- Provisiones. 47
Página
3.26.- Clasificación de saldos en corrientes y no corrientes. 48
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
4.6.- Reconocimiento de ingresos y costos de energía - Efectos Decreto 14 del Ministerio de Energía – Tarifas Subtransmisión..
52
5.- POLITICA DE GESTION DE RIESGOS. 53
5.1.- Riesgo financiero. 53
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. 71
8.5.- Provisión y castigos. 71
8.6.- Número y monto de operaciones. 71
9.- CUENTAS POR COBRAR Y PAGAR A ENTIDADES RELACIONADAS. 72
9.1.- Saldos y transacciones con entidades relacionadas. 73
9.2.- Directorio y gerencia de la sociedad. 77
10.- INVENTARIOS. 78
10.1.- Información adicional de inventarios. 79
11.- ACTIVOS, PASIVOS POR IMPUESTOS. 79
12.- OTROS ACTIVOS NO FINANCIEROS. 79
13.- INVERSIONES CONTABILIZADAS UTILIZANDO EL METODO DE LA PARTICIPACION. 80
13.1.- Composición del rubro. 80
13.2.- Inversiones en asociadas. 81
13.3.- Sociedades con control conjunto. 83
Página
14.- ACTIVOS INTANGIBLES DISTINTOS DE LA PLUSVALIA. 88
14.1.- Composición y movimientos de los activos intangibles. 88
14.2.- Activos intangibles con vida útil indefinida. 90
15.- PLUSVALIA. 92
16.- PROPIEDADES DE INVERSIÓN. 92
16.1 Composición y movimientos de las propiedades de inversión. 92
16.2 Conciliación entre tasación obtenida y tasación ajustada incluida en los estados financieros.
93
16.3 Ingresos y gastos de propiedades de inversión. 93
17.- PROPIEDADES, PLANTA Y EQUIPO. 93
17.1.- Vidas útiles. 93
17.2.- Detalle de los rubros. 94
17.3.- Reconciliación de cambios en propiedades, planta y equipo. 97
17.4.- Política de inversiones en propiedades, planta y equipo. 99
17.5.- Costo por intereses. 99
17.6.- Información a considerar sobre los activos revaluados. 99
17.7.- Activos sujetos a arrendamientos financieros. 102
18.- DETERIORO DE ACTIVOS. 102
18.1.- Prueba de deterioro de la plusvalía comprada y otros activos intangibles de vida útil indefinida.
102 18.2.- Pérdidas por deterioro del valor y reversión de las pérdidas por deterioro del valor. 103
19.- IMPUESTOS DIFERIDOS. 104
19.1.- Activos por impuestos diferidos. 104
19.2.- Pasivos por impuestos diferidos. 105
19.3.- Movimientos de impuesto diferido del estado de situación financiera. 105
19.4.- Compensación de partidas. 106
20.- PASIVOS FINANCIEROS. 107
20.1.- Clases de otros pasivos financieros. 107
20.2.- Préstamos bancarios - desglose de monedas y vencimientos. 108
20.3.- Obligaciones con el público (bonos). 114
20.4.- Obligaciones por arrendamiento financiero. 116
20.5.- Garantías de cilindros. 118
20.6.- Otros. 118
21.- CUENTAS POR PAGAR COMERCIALES Y OTRAS CUENTAS POR PAGAR. 119
21.1.- Pasivos acumulados (o devengados). 119
21.2.- Información cuentas comerciales y otras cuentas por pagar con pagos al día y con plazos vencidos.
119
22.- OTRAS PROVISIONES. 120
22.1.- Provisiones – saldos. 120
Página
23.- PROVISIONES POR BENEFICIOS A LOS EMPLEADOS. 124
23.1.- Detalle del rubro. 124
23.2.- Detalle de las obligaciones post empleo y similares. 124
23.3.- Balance de las obligaciones post empleo y similares. 125
23.4.- Gastos reconocidos en el estado de resultados. 125
23.5.- Hipótesis actuariales. 125
24.- OTROS PASIVOS NO FINANCIEROS 126
24.1.- Ingresos diferidos. 126
24.2.- Contratos de construcción. 127
25.- PATRIMONIO NETO. 127
25.1.- Capital suscrito y pagado. 127
25.2.- Número de acciones suscritas y pagadas. 128
25.3.- Política de dividendos. 128
25.4.- Dividendos. 128
25.5.- Reservas. 129
25.6.- Ganancias (pérdidas) acumuladas. 130
25.7.- Participaciones no controladoras. 131
25.8.- Transacciones con participaciones no controladoras. 132
25.9.- Reconciliación del movimiento en reservas de los otros resultados integrales. 133
26.- INGRESOS DE ACTIVIDADES ORDINARIAS. 134
26.1.- Ingresos ordinarios. 134
26.2.- Otros ingresos, por función. 135
27.- COMPOSICION DE RESULTADOS RELEVANTES. 135
27.1.- Gastos por naturaleza. 135
27.2.- Gastos de personal. 135
27.3.- Depreciación y amortización. 136
27.4.- Otras ganancias (pérdidas). 136
28.- RESULTADO FINANCIERO. 137
28.1.- Composición diferencias de cambio. 137
28.2.- Composición unidades de reajuste. 138
29.- GASTO POR IMPUESTOS A LAS GANANCIAS. 138
29.1.- Efecto en resultados por impuestos a las ganancias. 139
29.2.- Localización del efecto en resultados por impuestos a las ganancias. 139
29.3.- Conciliación entre el resultado por impuestos a las ganancias contabilizado y la tasa efectiva.
139
29.4.- Efecto en otros resultados integrales por impuestos a las ganancias. 140
29.5.- Gasto por impuestos de operaciones discontinuadas. 140
29.6.- Diferencias temporarias no reconocidas. 140
30.- GANANCIAS POR ACCION. 141
31.- INFORMACION POR SEGMENTO. 141
31.1.- Criterios de segmentación. 141
Página
31.3.- Cuadros de resultados por segmento. 144
31.4.- Cuadros de resultados por segmentos geográficos. 146
31.5.- Flujos de efectivo por segmento por método directo. 146
32.- SALDOS EN MONEDA EXTRANJERA. 147
32.1.- Resumen de saldos en moneda extranjera. 147
32.2.- Saldos en moneda extranjera, activos. 149
32.3.- Saldos en moneda extranjera, pasivos. 151
33.- CONTINGENCIAS, JUICIOS Y OTROS. 153
33.1.- Juicios y otras acciones legales. 153
33.2.- Sanciones administrativas. 176
33.3.- Otros de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles. 178
33.4.- Sanciones. 178
33.5.- Restricciones. 179
34.- GARANTIAS COMPROMETIDAS CON TERCEROS, OTROS ACTIVOS Y PASIVOS CONTINGENTES Y OTROS COMPROMISOS.
180
34.1.- Garantías comprometidas con terceros. 180
35.- DISTRIBUCION DEL PERSONAL. 182
36.- MEDIO AMBIENTE. 183
37.- ACTIVOS MANTENIDOS PARA LA VENTA. 190
38.- OPERACIONES DISCONTINUADAS. 191
COMPAÑÍA GENERAL DE ELECTRICIDAD S.A. Y SUBSIDIARIAS
ESTADO CONSOLIDADO INTERMEDIO DE SITUACION FINANCIERA CLASIFICADO
Al 30 de septiembre de 2014 (no auditado) y 31 de diciembre de 2013.(Expresados en miles de pesos chilenos (M$))
30-09-2014 31-12-2013
M$ M$
ACTIVOS CORRIENTES
Efectivo y equivalentes al efectivo. 6 87.714.009 147.478.187
Otros activos financieros. 7 311.429 14.545
Otros activos no financieros. 12 6.352.197 4.322.363
Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar. 8 497.225.763 425.806.693
Cuentas por cobrar a entidades relacionadas. 9 14.162.920 13.323.112
Inventarios. 10 66.606.387 70.755.533
Activos por impuestos. 11 18.366.324
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. 690.739.029 661.700.433
Activos no corrientes o grupos de activos para su disposición clasificados como mantenidos para la venta o como mantenidos para distribuir a los
propietarios. 37 3.870.971
Total activos corrientes 694.610.000 661.700.433
ACTIVOS NO CORRIENTES
Otros activos financieros. 7 4.457.627 6.047.275
Otros activos no financieros. 12 198.097 194.133
Cuentas por cobrar. 8 30.500.643 26.779.741
Inventario. 10 2.170.371 2.219.361
Cuentas por cobrar a entidades relacionadas. 9 3.324.153 4.715.365
Inversiones contabilizadas utilizando el método de la participación. 13 51.078.771 37.339.341
Activos intangibles distintos de la plusvalía. 14 275.572.715 273.609.058
Plusvalía. 15 275.138.997 273.954.549
Propiedades, planta y equipo. 17 2.730.218.248 2.694.675.269
Propiedad de inversión. 16 10.258.311 11.547.848
Activos por impuestos. 11 328.576
Activos por impuestos diferidos. 19 35.092.652 25.429.517
Total activos no corrientes 3.418.010.585 3.356.840.033
TOTAL ACTIVOS 4.112.620.585 4.018.540.466
COMPAÑÍA GENERAL DE ELECTRICIDAD S.A. Y SUBSIDIARIAS
ESTADO CONSOLIDADO INTERMEDIO DE SITUACION FINANCIERA CLASIFICADO
Al 30 de septiembre de 2014 (no auditado) y 31 de diciembre de 2013.(Expresados en miles de pesos chilenos (M$))
30-09-2014 31-12-2013
M$ M$
PASIVOS CORRIENTES
Otros pasivos financieros. 20 168.833.106 165.737.098
Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar 21 349.492.476 354.536.585
Cuentas por pagar a entidades relacionadas. 9 4.578.157 6.381.344
Otras provisiones. 22 7.489.086 10.282.195
Pasivos por impuestos. 11 8.580.113
Provisiones por beneficios a los empleados. 23 964.056 1.096.207
Otros pasivos no financieros. 24 21.503.973 15.648.823
Pasivos corrientes distintos de los pasivos incluidos en grupos de activos para
su disposición clasificados como mantenidos para la venta. 552.860.854 562.262.365
Pasivos incluidos en grupos de activos para su disposición clasificados
como mantenidos para la venta. 0 0
Total pasivos corrientes 552.860.854 562.262.365
PASIVOS NO CORRIENTES
Otros pasivos financieros. 20 1.343.291.061 1.300.326.555
Cuentas por pagar. 21 2.212.613 5.239.812
Otras provisiones. 22 1.859.437 1.719.632
Pasivo por impuestos diferidos. 19 420.704.121 302.988.344
Provisiones por beneficios a los empleados. 23 37.540.250 37.291.011
Otros pasivos no financieros. 24 1.899.241 1.674.342
Total pasivos no corrientes 1.807.506.723 1.649.239.696
TOTAL PASIVOS 2.360.367.577 2.211.502.061
PATRIMONIO
Capital emitido. 25 671.278.954 671.278.954
Ganancias (pérdidas) acumuladas. 25 209.577.950 182.484.958
Otras reservas. 25 323.227.846 380.018.562
Patrimonio atribuible a los propietarios de la controladora. 1.204.084.750 1.233.782.474
Participaciones no controladoras. 25 548.168.258 573.255.931
Total patrimonio 1.752.253.008 1.807.038.405
TOTAL PATRIMONIO Y PASIVOS 4.112.620.585 4.018.540.466
COMPAÑÍA GENERAL DE ELECTRICIDAD S.A. Y SUBSIDIARIAS
ESTADO CONSOLIDADO INTERMEDIO DE RESULTADOS POR FUNCION
Por los períodos de nueve y tres meses terminados al 30 de septiembre de 2014 y 2013. (No auditados) (Expresados en miles de pesos chilenos (M$))
del 01-01-2014 01-01-2013 01-07-2014 01-07-2013
al 30-09-2014 30-09-2013 30-09-2014 30-09-2013
Nota M$ M$ M$ M$
Ingresos de actividades ordinarias. 26 1.961.119.822 1.737.163.042 693.414.896 623.508.918
Costo de ventas 27 (1.572.682.664) (1.329.847.798) (558.533.057) (476.073.194)
Ganancia bruta 388.437.158 407.315.244 134.881.839 147.435.724
Otros ingresos, por función. 26 4.199.806 5.116.158 1.436.181 1.562.985
Costos de distribución. 27 (12.650.951) (13.400.064) (4.658.460) (4.759.738)
Gasto de administración. 27 (117.516.164) (112.581.319) (40.834.593) (41.759.426)
Otros gastos, por función. 27 (9.553.062) (9.227.885) (3.042.799) (3.291.240)
Otras ganancias (pérdidas). 27 4.637.783 (5.106.180) 8.595.044 1.123.976
Ganancias (pérdidas) de actividades operacionales. 257.554.570 272.115.954 96.377.212 100.312.281
Ingresos financieros. 28 11.798.867 11.848.288 4.515.129 4.219.175
Costos financieros. 28 (61.312.767) (73.269.932) (15.418.780) (25.537.197)
Participación en ganancia (pérdida) de asociadas y negocios conjuntos
que se contabilicen utilizando el método de la participación. 13 10.309.027 6.488.269 2.713.986 757.144
Diferencias de cambio. 28 (700.273) (1.192.614) (1.038.850) 185.277
Resultados por unidades de reajuste. 28 (44.577.114) (13.366.352) (7.303.285) (12.787.138)
Ganancia (pérdida) antes de impuesto 173.072.310 202.623.613 79.845.412 67.149.542
Gasto por impuestos a las ganancias. 29 (36.429.542) (43.991.122) (18.470.424) (14.544.375)
Ganancia (pérdida) procedente de operaciones continuadas. 136.642.768 158.632.491 61.374.988 52.605.167
Ganancia (pérdida) procedente de operaciones discontinuadas. 38 72.690 43.440
Ganancia (pérdida) 136.642.768 158.705.181 61.374.988 52.648.607
Ganancia (pérdida) atribuible a
Ganancia (pérdida) atribuible a los propietarios de la controladora. 62.639.980 69.538.236 36.249.040 19.316.496
Ganancia (pérdida) atribuible a participaciones no controladoras 25.6 74.002.788 89.166.945 25.125.948 33.332.111
Ganancia (pérdida) 136.642.768 158.705.181 61.374.988 52.648.607
Ganancias por acción
Ganancia por acción básica y diluida ($ por acción)
Ganancia (pérdida) por acción básica en operaciones continuadas. 29 150,32 166,87 86,99 46,35
Ganancia (pérdida) por acción básica en operaciones descontinuadas.
Ganancia (pérdida) por acción básica. 30 150,32 166,87 86,99 46,35
COMPAÑÍA GENERAL DE ELECTRICIDAD S.A. Y SUBSIDIARIAS
ESTADO CONSOLIDADO INTERMEDIO DE RESULTADOS INTEGRAL
Por los períodos de nueve y tres meses terminados al 30 de septiembre de 2014 y 2013. (No auditados) (Expresados en miles de pesos chilenos (M$))
del 01-01-2014 01-01-2013 01-07-2014 01-07-2013 al 30-09-2014 30-09-2013 30-09-2014 30-09-2013
Nota M$ M$ M$ M$
Ganancia (pérdida) 136.642.768 158.705.181 61.374.988 52.648.607
Componentes de otro resultado integral que no se reclasificarán al resultado del período, antes de impuestos
Otro resultado integral, antes de impuestos, ganancias (pérdidas) actuariales por planes de beneficios
definidos. 25.9 397.570 (383.800) 589.178 174.274
Otro resultado integral que no se reclasificarán al resultado del período, antes de impuestos 397.570 (383.800) 589.178 174.274
Componentes de otro resultado integral que se reclasificarán al resultado del período, antes de impuestos
Diferencias de cambio por conversión
Ganancias (pérdidas) por diferencias de cambio de conversión, antes de impuestos. 25.9 8.125.316 (5.280.547) 10.220.509 (3.338.938) Otro resultado integral, antes de impuestos, diferencia de cambio por conversión 8.125.316 (5.280.547) 10.220.509 (3.338.938) Activos financieros disponibles para la venta
Ganancias (pérdidas) por nuevas mediciones de activos financieros disponibles para la venta, antes de
impuestos. 25.9 153.307 (2.031.581) 192.062 (989.024)
Otro resultado integral, antes de impuestos, activos financieros disponibles para la venta 153.307 (2.031.581) 192.062 (989.024) Coberturas del flujo de efectivo
Ganancias (pérdidas) por coberturas de flujos de efectivo, antes de impuestos. 25.9 (1.053.142) 1.833.969 830.464 4.538.733 Ajustes de reclasificación en coberturas de flujos de efectivo, antes de impuestos. 25.9 (137.201) 0 Otro resultado integral, antes de impuestos, coberturas del flujo de efectivo (1.053.142) 1.696.768 830.464 4.538.733 Participación de otro resultado integral de asociadas y negocios conjuntos contabilizados utilizando el
método de la participación que se reclasificará al resultado del periodo, antes de impuestos. 25.9 12.185.647 6.043.607 13.444.967 477.228 Otro resultado integral que se reclasificará al resultado de periodo, antes de impuestos 19.411.128 428.247 24.688.002 687.999 Otros componentes de otro resultado integral, antes de impuestos 19.808.698 44.447 25.277.180 862.273 Impuesto a las ganancias relacionado con componentes de otro resultado integral que no se reclasificarán a
resultado del período
Impuesto a las ganancias relacionado con cambios en el superávit de revaluación de otro resultado
integral 25.9 (60.313.027) (60.313.027) 0
Impuesto a las ganancias relacionado con planes de beneficios definidos de otro resultado integral 25.9 (65.084) 76.759 (106.376) (34.855) Impuestos a las ganancias relativos a componentes de otro resultado integral que no se reclasificará al
resultado del periodo (60.378.111) 76.759 (60.419.403) (34.855)
Impuestos a las ganancias relativos a componentes de otro resultado integral que se reclasificará al resultado del periodo
Impuesto a las ganancias relacionadas con activos financieros disponibles para la venta de otro
resultado integral 25.9 984.892 406.317 977.141 197.805
Impuesto a las ganancias relacionado con coberturas de flujos de efectivo de otro resultado integral 25.9 400.104 (397.309) (136.957) (948.670) Impuestos a las ganancias relativos a componentes de otro resultado integral que se reclasificará al
resultado del periodo 1.384.996 9.008 840.184 (750.865)
Otro resultado integral (39.184.417) 130.214 (34.302.039) 76.553
Total resultado integral 97.458.351 158.835.395 27.072.949 52.725.160
Resultado integral atribuible a
Resultado integral atribuible a los propietarios de la controladora. 26.366.011 65.755.449 6.270.257 17.870.757 Resultado integral atribuible a participaciones no controladas. 71.092.340 93.079.946 20.802.692 34.854.403
Total resultado integral 97.458.351 158.835.395 27.072.949 52.725.160
COMPAÑÍA GENERAL DE ELECTRICIDAD S.A. Y SUBSIDIARIAS
ESTADO CONSOLIDADO INTERMEDIO DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO NETO
Por los períodos de nueve meses terminados al 30 de septiembre de 2014 y 2013. (No auditado) (Expresados en miles de pesos chilenos (M$))
Superávit de revaluación Reservas por diferencias de cambio en conversiones Reservas de coberturas de flujo de efectivo Reserva de ganancias o pérdidas actuariales en planes de beneficios definidos Reserva de ganancias y pérdidas en nuevas mediciones de activos financieros disponibles para la venta Otras reservas
varias Total reservas
Patrimonio atribuible a los propietarios de la controladora Participaciones no controladoras Patrimonio total M$ M$ M$ M$ M$ M$ M$ M$ M$ M$ M$ M$
Patrimonio al comienzo del ejercicio al 1 de enero de 2014 671.278.954 464.669.565 (24.027.544) 281.993 (826.920) 704.409 (60.782.941) 380.018.562 182.484.958 1.233.782.474 573.255.931 1.807.038.405 Cambios en patrimonio
Resultado integral
62.639.980 62.639.980 74.002.788 136.642.768
(39.202.876) (996.125) (285.302) 290.802 334.094 3.585.438 (36.273.969) (36.273.969) (2.910.448) (39.184.417)
Total resultado integral 0 (39.202.876) (996.125) (285.302) 290.802 334.094 3.585.438 (36.273.969) 62.639.980 26.366.011 71.092.340 97.458.351
0 (37.503.933) (37.503.933) (37.503.933)
(20.516.747) (20.516.747) 1.956.945 (18.559.802) (96.180.013) (114.739.815)
Total incremento (disminución) en el patrimonio 0 (59.719.623) (996.125) (285.302) 290.802 334.094 3.585.438 (56.790.716) 27.092.992 (29.697.724) (25.087.673) (54.785.397) 671.278.954 404.949.942 (25.023.669) (3.309) (536.118) 1.038.503 (57.197.503) 323.227.846 209.577.950 1.204.084.750 548.168.258 1.752.253.008
Patrimonio
Ganancias (pérdidas) acumuladas Estado de cambios en el patrimonio
Reservas
Capital emitido
Ganancia (pérdida) Otro resultado integral
Dividendos.
Incremento (disminución) por transferencias y otros cambios, patrimonio.
Las notas adjuntas forman parte integral de estos estados financieros consolidados intermedios. Página 13
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ESTADO CONSOLIDADO INTERMEDIO DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO NETO
Por los períodos de nueve meses terminados al 30 de septiembre de 2014 y 2013. (No auditado) (Expresados en miles de pesos chilenos (M$))
Superavit de revaluación Reservas por diferencias de cambio en conversiones Reservas de coberturas de flujo de efectivo Reserva de ganancias o pérdidas actuariales en planes de beneficios definidos Reserva de ganancias y pérdidas en nuevas mediciones de activos financieros disponibles para la venta Otras reservas
varias Total reservas
Patrimonio atribuible a los propietarios de la controladora Participaciones no controladoras Patrimonio total M$ M$ M$ M$ M$ M$ M$ M$ M$ M$ M$ M$
Patrimonio al comienzo del ejercicio al 1 de enero de 2013 671.278.954 452.775.959 (16.982.533) 79.524 (363.749) 1.477.431 (58.393.174) 378.593.458 111.579.757 1.161.452.169 503.143.719 1.664.595.888 Cambios en patrimonio
Resultado integral
69.538.236 69.538.236 89.166.945 158.705.181
(5.476.758) 412.374 68.276 (477.062) 1.690.383 (3.782.787) (3.782.787) 3.913.001 130.214
Total resultado integral 0 0 (5.476.758) 412.374 68.276 (477.062) 1.690.383 (3.782.787) 69.538.236 65.755.449 93.079.946 158.835.395
0 (19.573.641) (19.573.641) (19.573.641)
(13.703.028) 540.125 (13.162.903) 13.703.028 540.125 (84.369.867) (83.829.742)
Total incremento (disminución) en el patrimonio 0 (13.703.028) (5.476.758) 412.374 68.276 (477.062) 2.230.508 (16.945.690) 63.667.623 46.721.933 8.710.079 55.432.012 671.278.954 439.072.931 (22.459.291) 491.898 (295.473) 1.000.369 (56.162.666) 361.647.768 175.247.380 1.208.174.102 511.853.798 1.720.027.900 Patrimonio al final del ejercicio al 30 de septiembre de 2013
Incremento (disminución) por transferencias y otros cambios, patrimonio. Reservas Ganancias (pérdidas) acumuladas Patrimonio
Estado de cambios en el patrimonio
Capital emitido
Ganancia (pérdida) Otro resultado integral
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ESTADO CONSOLIDADO INTERMEDIO DE FLUJO DE EFECTIVO DIRECTO
Por los períodos de nueve meses terminados al 30 de septiembre de 2014 y 2013. (Expresados en miles de pesos chilenos (M$))del 01-01-2014 01-01-2013
al 30-09-2014 30-09-2013
Nota M$ 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. 2.390.163.137 2.154.397.681
Otros cobros por actividades de operación. 3.006.909 4.357.308
Clases de pagos
Pagos a proveedores por el suministro de bienes y servicios. (1.934.744.414) (1.581.410.267)
Pagos a y por cuenta de los empleados. (112.438.384) (112.102.506)
Otros pagos por actividades de operación. (69.379.516) (83.616.059)
Otros cobros y pagos de operación
Dividendos pagados. (37.282.914) (37.567.108)
Dividendos recibidos. 1.608.903 147.263
Intereses recibidos. 2.835.235 3.109.704
Impuestos a las ganancias reembolsados (pagados). (58.892.963) (29.936.714)
Otras entradas (salidas) de efectivo. (5.251.616) (11.092.573)
Flujos de efectivo netos procedentes de (utilizados en) actividades de operación 179.624.377 306.286.729
Flujos de efectivo procedentes de (utilizados en) actividades de inversión
Importes procedentes de la venta de propiedades, planta y equipo. 13.239.837 562.355
Compras de propiedades, planta y equipo. (114.943.844) (114.360.211)
Compras de activos intangibles. (13.292.116) (9.063.280)
Compras de otros activos a largo plazo. (1.229.752)
Dividendos recibidos. 6.667.888 4.136.112
Otras entradas (salidas) de efectivo. 2.231.357 1.902.867
Flujos de efectivo netos procedentes de (utilizados en) actividades de inversión (106.096.878) (118.051.909)
Flujos de efectivo procedentes de (utilizados en) actividades de financiación
Importes procedentes de la emisión de acciones. 2.761
Pagos por otras participaciones en el patrimonio. (205.421) (22.680)
Total importes procedentes de préstamos. 385.750.893 217.461.300
- Importes procedentes de préstamos de largo plazo. 49.623.124 41.585.532
- Importes procedentes de préstamos de corto plazo. 336.127.769 175.875.768
Préstamos de entidades relacionadas. (417.522)
Pagos de préstamos. (387.528.722) (320.857.305)
Pagos de pasivos por arrendamientos financieros. (3.346.317) (2.270.621)
Pagos de préstamos a entidades relacionadas. 694.774
Dividendos pagados. (68.791.665) (77.950.181)
Intereses recibidos. (3.837)
Intereses pagados. (58.104.862) (58.514.860)
Otras entradas (salidas) de efectivo. (72.894) 130.878
Flujos de efectivo netos procedentes de (utilizados en) actividades de financiación (132.298.988) (241.747.293)
Incremento neto (disminución) en el efectivo y equivalentes al efectivo, antes del efecto de los
cambios en la tasa de cambios (58.771.489) (53.512.473)
Efectos de la variación en la tasa de cambio sobre el efectivo y equivalentes al efectivo. (992.689) (1.447.531)
Incremento (disminución) neto de efectivo y equivalentes al efectivo (59.764.178) (54.960.004)
Efectivo y equivalentes al efectivo al principio del período o ejercicio. 6 147.478.187 159.042.432
Efectivo y equivalentes al efectivo al final del período o ejercicio 87.714.009 104.082.428
COMPAÑÍA GENERAL DE ELECTRICIDAD S.A. Y SUBSIDIARIAS
NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS INTERMEDIOS Correspondientes al 30 de septiembre de 2014 y 2013.
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 y en menor medida en generación de energía eléctrica. Asimismo 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 11,42%
Indiver S.A. 11,26%
Otros Accionistas 33,69%
La emisión de estos estados financieros consolidados intermedios correspondientes al período terminado al 30 de septiembre de 2014 fue aprobada por el Directorio en Sesión Ordinaria N° 1.990 de fecha 30 de octubre de 2014, quien con dicha fecha autorizó además su publicación.
2.- DESCRIPCIÓN DE LOS SECTORES DONDE PARTICIPA EL GRUPO CGE.
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, ENELSA, CGE DISTRIBUCIÓN, EMELECTRIC, EMETAL y EDELMAG que en conjunto abastecen a 2.624.738 clientes entre la Región de Arica y Parinacota y la Región de la Araucanía, y en la Región de Magallanes, con ventas físicas que alcanzaron a 9.959 GWh al 30 de septiembre de 2014.
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 privada.
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. De este modo, 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 2013, 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, Campanario Generación S.A., Eólica Monte Redondo S.A., Eléctrica Diego de Almagro S.A., Eléctrica Puntilla S.A., AES Gener S.A y Empresa Eléctrica Panguipulli 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 mantiene contratos vigentes con diversos suministradores por plazos variables, los cuales se encuentran ajustados a los plazos convenidos con dichos clientes. Sin perjuicio de lo anterior, CGE DISTRIBUCIÓN se encuentra revisando las condiciones de suministro con distintos generadores del sistema, con el objeto de renovar algunos contratos suscritos con clientes libres cuya vigencia se encuentra próxima a terminar.
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 y 2013, con Endesa, AES Gener S.A. y Empresa Eléctrica Pangipulli S.A, los cuales tienen vigencia, el primero hasta el año 2019 y los otros dos hasta el año 2024.
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 contratos con Endesa, AES Gener S.A y Empresa Eléctrica Panguipulli S.A, el primero con vigencia hasta el 2019 y los otros dos con vigencia hasta el 2024. 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 AES Gener S.A. 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. El precio de nudo contiene los precios aplicables al uso de los sistemas de subtransmisión.
- 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 como 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.
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 una empresa modelo. El sistema tarifario permite
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 IPP Industrial, del precio del cobre, del precio del aluminio 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.
El 2 de abril de 2013 fue publicado en el Diario Oficial el Decreto N°1T-2012 del Ministerio de Energía, que fija las fórmulas tarifarias aplicables en el periodo desde el 4 de noviembre de 2012 al 3 de noviembre de 2016.
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 Supremo N° 197 del Ministerio de Economía, Fomento y Turismo, de fecha 4 de diciembre de 2009, publicado en el Diario Oficial del 4 de diciembre de 2009.
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.
El 14 de marzo de 2014 fue publicado en el Diario Oficial el Decreto N°8 T del Ministerio de Energía, que fija los precios de servicios no consistentes en suministros de energía, asociados a la distribución eléctrica, actualmente vigentes.
2.1.2.- Distribución de electricidad en Argentina.
En Argentina, el Grupo CGE a través de sus empresas relacionadas ENERGIA SAN JUAN, EDET, EJESA y EJSEDSA abastece a 876.622 clientes distribuidos en las provincias de Tucumán, Jujuy y San Juan, con ventas físicas que alcanzaron a 3.323 GWh acumulados al 30 de septiembre de 2014.
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. Suscritas dichas renegociaciones y bajo la vigencia de los términos y condiciones de dichos acuerdos, se ha reducido el 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, posteriormente refundida en la Ley Eléctrica DFL N°4/20.018 de 2006), que modificó el marco regulatorio de la transmisión de electricidad, estableciendo un nuevo régimen de tarifas, otorgando certidumbre regulatoria a este segmento.
En resumen, el proceso consiste en calcular cada cuatro años una tarifa para los servicios regulados de una empresa transmisora eficiente de manera que, considerando una cierta demanda esperada y sus costos de operación, mantención y administración, ésta pueda
obtener la rentabilidad sobre sus inversiones definida en el marco regulatorio vigente. Su aplicación se refleja en el último Decreto de Tarifas de Subtransmisión, publicado el 9 de abril de 2013, que rige desde el 1 de enero del año 2011 hasta el 31 de diciembre del año 2014, donde se estableció un precio regulado aplicable a cada unidad de energía y de potencia que circule por las redes de subtransmisión para los retiros de empresas distribuidoras o clientes libres, y para las inyecciones de empresas generadoras conectadas directamente al sistema de subtransmisión. Para la determinación de estos precios se consideraron tasas de crecimiento de consumo proyectadas para los años 2010 al 2019.
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 TECNET y EDELMAG, ésta última con una capacidad instalada en sus centrales generadoras térmicas a gas natural y petróleo diesel de 110 MW.
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.
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 Tarapacá y la Región de Los Lagos, así como también en la Región de Magallanes, alcanzando al 30 de septiembre de 2014, una participación de mercado de 26,8% 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 26 de los 32 departamentos del país, alcanzando una participación de mercado al 30 de septiembre de 2014 de aproximadamente el 20,8%. 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: EE.UU, 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 Bío Bío y la unidad de negocios Gasco Magallanes en la Región de Magallanes. También participa, a través de METROGAS, en la propiedad de la sociedad 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 652.483, mientras que GASNOR provee de gas natural a 488.040 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 adquiere su materia prima con proveedores nacionales e importa una cantidad menor de 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 cuanto al abastecimiento.
Adicionalmente, 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, y además cuenta con almacenamiento de gas natural en los gasoductos de Electrogas y GASANDES, ambos con el objeto de asegurar el suministro a los clientes residenciales y comerciales.
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 GASANDES, hoy se cuenta con la capacidad de almacenamiento de gas natural de reserva (“parking”) en el gasoducto de GASANDES. Dicha capacidad de reserva 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, GASSUR 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 30 de septiembre de 2014 se movilizó a 4 millones de pasajeros.
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 intermedios del Grupo CGE han sido preparados de acuerdo a normas e instrucciones de la Superintendencia de Valores y Seguros de Chile (SVS)
las cuales, excepto por lo dispuesto por en el Oficio Circular N° 856, señalado en el párrafo siguiente, son consistentes con las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) emitidas por el International Accounting Standards Board (“IASB”) y la Norma Internacional de Contabilidad N°34 (NIC 34) incorporada a las mismas.
El Oficio Circular N° 856 de la SVS, de fecha 17 de octubre de 2014 dispuso una norma de aplicación temporal y de excepción a la Norma Internacional de Contabilidad la NIC 12 para la actualización de los activos y pasivos por impuestos diferidos que se producen como efecto directo del incremento en la tasa de impuestos de primera categoría introducido por la Ley 20.780 (Reforma Tributaria), publicada en el Diario Oficial el 29 de septiembre de 2014. A tal efecto, la SVS dispuso que las diferencias en los activos y pasivos por impuestos diferidos producidas por la referida actualización, deberán contabilizarse en el ejercicio respectivo contra patrimonio. Los estados financieros consolidados intermedios 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 intermedios 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 intermedios 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 Nota 4. Para el ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2013 se han efectuado reclasificaciones menores para facilitar su comparación con el período terminado al 30 de septiembre de 2014. Estas reclasificaciones no modifican el resultado ni el patrimonio del período anterior.
A efectos de dar cumplimiento a lo requerido en NIIF 5, sobre operaciones discontinuadas, se efectuaron reclasificaciones en el Estado de Resultados por Función y el Estado de Flujo de Efectivo por Método Directo, para así reflejar el efecto de la venta de Investigación y Desarrollo Tecnológico S.A. (IDT) y así facilitar su comparación con el período al 30 de septiembre de 2013 (Ver Nota 38).
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 2014.
3.2.1.- Enmienda a la NIC 32 “Instrumentos financieros”: “Presentación”. Emitida en diciembre 2011. Aclara los requisitos para la compensación de activos y pasivos financieros en el Estado de Situación Financiera. Específicamente, indica que el derecho de compensación debe estar disponible a la fecha del estado financiero y no depender de un acontecimiento futuro. Indica también que debe ser jurídicamente obligante para las contrapartes tanto en el curso normal del negocio, así como también en el caso de impago, insolvencia o quiebra. La norma es aplicable a contar del 1 de enero de 2014 y su adopción anticipada está permitida.
3.2.2.- Mejora a la NIC 27 “Estados Financieros Separados”, NIIF 10 “Estados Financieros Consolidados” y NIIF 12 “Información a revelar sobre participaciones en otras entidades”. Emitida en octubre de 2012. Las modificaciones incluyen la definición de una entidad de inversión e introducen una excepción para consolidar ciertas subsidiarias pertenecientes a entidades de inversión. Esta modificación requiere que una entidad de inversión mida esas subsidiarias al valor razonable con cambios en resultados de acuerdo a la NIIF 9 “Instrumentos Financieros” en sus estados financieros consolidados y separados. Las modificaciones también introducen nuevos requerimientos de información a revelar relativos a entidades de inversión en la NIIF 12 y en la NIC 27. Estas modificaciones son aplicables a partir del 1 de enero de 2014 y su adopción anticipada es permitida.
3.2.3.- CINIIF 21 “Gravámenes”. Emitida en mayo de 2013. Esta interpretación de la NIC 37 ”Provisiones, Activos Contingentes y Pasivos Contingentes”, proporciona una guía sobre cuándo una entidad debe reconocer un pasivo por un gravamen impuesto por el gobierno, distinto al impuesto a la renta, en sus estados financieros. Estas modificaciones son aplicables a partir del 1 de enero de 2014.
3.2.4.- Enmienda a NIC 36 “Deterioro del valor de los activos”. Emitida en mayo de 2013. La enmienda aclara el alcance de las revelaciones sobre el valor recuperable de los activos deteriorados, limitando los requerimientos de información al monto recuperable que se basa en el valor razonable menos los costos de disposición. Estas modificaciones son aplicables a partir de 1 de enero de 2014 y su adopción anticipada es permitida para los períodos en que la entidad ha aplicado la NIIF 13.
3.2.5.- Enmienda a NIC 39 “Instrumentos Financieros: Reconocimiento y Medición”. Emitida en junio de 2013. A través de esta enmienda, se incorpora en la Norma los criterios que se deben cumplir para no suspender la contabilidad de coberturas, en los casos en que el instrumento de cobertura sufre una novación. Estas modificaciones son aplicables a partir de 1 de enero de 2014 y su adopción anticipada es permitida.
3.2.6.- Enmienda a NIC 19 “Beneficios a los Empleados”. Emitida en noviembre de 2013. Está enmienda se aplica a las aportaciones de empleados o terceros a planes de beneficios definidos. El objetivo de las enmiendas es la simplificación de la contabilidad de aportaciones que están independientes de los años de servicio del empleado; por ejemplo, aportaciones de empleados que se calculan de acuerdo a un porcentaje fijo del salario. Esta modificación es aplicable a partir de 1 de julio de 2014 y su adopción anticipada es permitida.
3.2.7.- Enmienda a NIIF 3 “Combinaciones de Negocios”. Emitida en diciembre de 2013. A través de esta enmienda se clarifican algunos aspectos de la contabilidad de consideraciones contingentes en una combinación de negocios. NIIF 3 “Combinaciones de Negocios” requiere que la medición subsecuente de una consideración contingente debe realizarse al valor razonable, por lo cual elimina las referencias a IAS 37 “Provisiones, Pasivos Contingentes y Activos Contingentes” u otras NIIF que potencialmente tienen otras bases de valorización que no constituyen el valor razonable. Se deja la referencia a NIIF 9 “Instrumentos Financieros”; sin embargo, se modifica NIIF 9 aclarando que una consideración contingente, sea un activo o pasivo financiero, se mide al valor razonable con cambios en resultados u otros resultados integrales, dependiendo de los requerimientos de ésta. Esta modificación es aplicable a partir de 1 de julio de 2014 y su adopción anticipada es permitida.
