Memoria anual 2011
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Gerencia de Comunicación
Santa Rosa 76
Santiago, Chile
Tel (56 2) 353 4400
www.enersis.cl
Bolsa de Comercio de Santiago
ENERSIS
Bolsa de Nueva York
ENI
Bolsa de Madrid
XENI
Enersis S.A. se constituyó, inicialmente, bajo la razón social de Compañía Metropolitana de Distribución Eléctrica S.A.,
y el 1 de agosto de 1988 la sociedad pasó a denominarse Enersis S.A. Su capital social es de M$2.824.882.835,
representado por 32.651.166.465 acciones. Sus acciones cotizan en las bolsas chilenas, en la de Nueva York en forma
de American Depositary Receipts (ADR) y en la Bolsa de Valores Latinoamericanos de la Bolsa de Madrid (Latibex).
Su negocio principal es la explotación, desarrollo, operación, generación, distribución, transmisión, transformación
y/o venta de energía en cualquiera de sus formas o naturaleza, directamente o por intermedio de otras empresas,
como asimismo, la prestación de asesoramiento de ingeniería, en el país y en el extranjero, además de invertir y
administrar su inversión en sociedades filiales y coligadas.
Sus activos totales ascienden a M$13.733.870.752 al 31 de diciembre de 2011. Enersis controla y gestiona un grupo
de empresas que opera en los mercados eléctricos de cinco países en Latinoamérica (Argentina, Brasil, Chile, Colombia
y Perú). En 2011, el resultado neto atribuible a la sociedad dominante alcanzó a M$375.471.254 y el resultado
operacional se ubicó en M$1.566.310.709. A fines de 2011, daba ocupación directa a 10.884 personas, a través de
sus empresas filiales presentes en América Latina.
Diseño y Producción LEADERS Impresión OGRAMA
Administración y Ejecutivos Principales
PRESIDENTE
Pablo Yrarrázaval Valdés
TELÉFONO (56-2) 353 4663
VICEPRESIDENTE
Andrea Brentan
TELÉFONO (56-2) 353 4631
DIRECTOR
Rafael Miranda Robredo
TELÉFONO (56-2) 353 4631
DIRECTOR
Hernán Somerville Senn
TELÉFONO (56-2) 353 4631
DIRECTOR
Eugenio Tironi Barrios
TELÉFONO (56-2) 353 4631
DIRECTOR
Leonidas Vial Echeverría
TELÉFONO (56-2) 353 4631
DIRECTOR
Rafael Fernández Morandé
TELÉFONO (56-2) 353 4631
GERENTE GENERAL
Ignacio Antoñanzas Alvear
TELÉFONO (56-2) 353 4510
SUBGERENTE GENERAL
Massimo Tambosco
TELÉFONO (56-2) 353 4613
GERENTE REGIONAL DE COMUNICACIÓN
Juan Pablo Larraín Medina
TELÉFONO (56-2) 353 4666
GERENTE DE AUDITORÍA
Alba Marina Urrea Gómez
TELÉFONO (56-2) 353 4647
GERENTE REGIONAL DE FINANZAS
Alfredo Ergas Segal
TELÉFONO (56-2) 630 9130
GERENTE REGIONAL DE PLANIFICACIÓN Y CONTROL
Ramiro Alfonsín Balza
TELÉFONO (56-2) 353 4684
GERENTE REGIONAL DE CONTABILIDAD
Ángel Chocarro García
TELÉFONO (56-2) 353 4685
FISCAL Y SECRETARIO DEL DIRECTORIO
Domingo Valdés Prieto
TELÉFONO (56-2) 353 4631
GERENTE RECURSOS HUMANOS
Carlos Niño Forero
TELÉFONO (56-2) 675 2780
GERENTE REGIONAL DE SERVICIOS GENERALES
Francisco Silva Bafalluy
TELÉFONO (56-2) 353 4610
GERENTE REGIONAL DE APROVISIONAMIENTO
Eduardo López Miller
TELÉFONO (56-2) 353 4635
Relación con inversionistas y accionistas
GERENTE DE INVERSIONES Y RIESGOS
Ricardo Alvial Muñoz
TELÉFONO (56-2) 353 4682
CITIBANK NY
Teresa Loureiro-Stein
TELÉFONO (1-212) 816 6814
SANTANDER CENTRAL HISPANO INVESTMENT
Enrique Romero
TELÉFONO (34-91) 289 3943
Enersis
Memoria Anual 2011
Índice
4
Carta del Presidente
10 Hitos 2011
16 Principales indicadores financieros y de operación
20
Identificación de la compañía y documentos constitutivos
24 Propiedad y control
28 Administración
38 Recursos humanos
44 Transacciones bursátiles
50 Dividendos
54 Política de inversión y financiamiento 2011
58 Negocios de la compañía
66
Inversiones y actividades financieras
74
Factores de riesgo
80 Marco regulatorio de la industria eléctrica
102 Descripción del negocio eléctrico por país
132 Otros negocios
136 Cuadro esquemático de participaciones
144 Hechos relevantes de la entidad
148
Identificación de las compañías filiales y coligadas
170 Declaración de responsabilidad
172 Estados financieros consolidados
304 Análisis razonado y hechos relevantes consolidados
334 Estados financieros resumidos de empresas filiales
16 Principales indicadores financieros y de operación
20
Identificación de la compañía y documentos constitutivos
4
Carta del Presidente
10 Hitos 2011
24 Propiedad y control
28 Administración
38 Recursos humanos
44 Transacciones bursátiles
50 Dividendos
54 Política de inversión y financiamiento 2011
58 Negocios de la compañía
66
Inversiones y actividades financieras
74
Factores de riesgo
80 Marco regulatorio de la industria eléctrica
102 Descripción del negocio eléctrico por país
132 Otros negocios
136 Cuadro esquemático de participaciones
144 Hechos relevantes de la entidad
148
Identificación de las compañías filiales y coligadas
170 Declaración de responsabilidad
172 Estados financieros consolidados
304 Análisis razonado y hechos relevantes consolidados
334 Estados financieros resumidos de empresas filiales
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Enersis
Memoria Anual 2011
Carta del
Presidente
Estimado (a) accionista,
Con satisfacción presento para vuestro análisis la Memoria
Anual 2011, informe que da cuenta de las acciones que
desarrollamos a lo largo de un año marcado por una serie
de acontecimientos no sólo en Chile, sino que también
en Argentina, Brasil, Colombia y Perú. En cada uno de
estos países poseemos una sólida y consolidada presencia,
aportando con nuestros 14.832 MW de capacidad instalada
al crecimiento de cada uno de estos mercados e iluminando
la vida y dando energía a más de 50 millones de personas
en América Latina.
Antes de entrar al detalle de nuestra gestión, quisiera realizar
un breve repaso del entorno en el cual llevamos a cabo
nuestros negocios de generación, transmisión y distribución
de energía eléctrica en la región.
Escenario económico
La economía mundial aún no se recuperaba de los vaivenes de
la crisis sub prime, cuando comenzamos a sentir los efectos
de la crisis que arrastran los países de la Unión Europea,
situación que se agravó durante los últimos meses de 2011,
detonando de manera clara lo que se ha denominado como
la crisis de deuda soberana. Mientras Europa enfrenta una
de sus peores crisis, acá en América Latina y, en especial, en
los cinco países en los que operamos, podemos estar más
tranquilos y los desempeños económicos de los últimos años
nos respaldan.
Según la información disponible en el mercado, durante 2011
los países en los que estamos presentes debieran mostrar un
crecimiento del PIB promedio en torno al 6,0%, destacando
los incrementos de Argentina y Perú, de 9,0% y 7,0%,
respectivamente. Y para 2012, los pronósticos apuntan a
una expansión del Producto Interno Bruto de 4,4% promedio,
destacando Perú, Argentina y Colombia con 5,0%, 4,8% y
4,5%, respectivamente. Estos crecimientos se ubican por
sobre el promedio de los países de la OCDE, y sin duda,
propiciarán oportunidades que deberemos capturar como
compañía: con prudencia, analizando el riesgo asociado y
con proyectos innovadores, sostenibles y amigables desde
el punto de vista ambiental.
La crisis que viven las principales economías de Europa nos
mantienen alerta. Sin embargo, y aunque estamos mejor
y más preparados que en décadas pasadas, debemos ser
capaces de buscar las mejores alternativas para seguir
liderando el mercado eléctrico regional. Ya hicimos frente a
la crisis sub prime, adecuando nuestro plan de inversiones,
de tal manera, de responder de forma flexible a los
requerimientos de los mercados. No me cabe duda que
lo haremos nuevamente, manteniendo las expectativas de
crecimiento y demostrando, que cada uno de los países en
los que participamos, poseen economías sólidas, instituciones
independientes y políticas macroeconómicas consolidadas.
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Memoria Anual 2011
Carta del Presidente
Resultados 2011
Pese a este escenario de mayor incertidumbre, y en línea
con uno de nuestros principales objetivos, la compañía
alcanzó un EBITDA de $2.127.368 millones durante 2011,
unos US$4.339 millones, manteniendo, de esta manera, la
tendencia por sobre los US$4.000 millones alcanzada durante
los últimos tres años; confirmando nuestra acertada estrategia
y el beneficio de contar con un balanceado portafolio de
activos en cinco países de América Latina.
Estar presentes en los negocios de generación, transmisión
y distribución eléctrica en Argentina, Brasil, Chile, Colombia
y Perú, nos permitió sumar utilidades por $375.471
millones durante 2011. De no haber efectuado provisiones
en los activos de algunas filiales argentinas, las utilidades
del ejercicio hubiesen estado en línea a las obtenidas en
2010. Lo anterior, pese a los efectos de la severa sequía
que impactó a Chile y al efecto no recurrente de la reforma
sobre el Impuesto al Patrimonio en Colombia, lo que ratificó
el beneficio de la diversificación.
El resultado de explotación pasó de los $1.704.301 millones
registrados en 2010 a los $1.566.311 millones de 2011, lo
que representó una disminución del 8,1%. Lo anterior, a
raíz del incremento de los costos de aprovisionamientos y
servicios, que se elevaron 0,5%, totalizando $3.538.434
millones, y por la caída de 0,4% que mostraron los ingresos,
los que se ubicaron en $6.534.880 millones.
Por línea de negocio, el segmento de generación y transmisión
exhibió ventas físicas consolidadas por 64.840 GWh, lo
que significó un aumento de 2,2%, mientras que los
ingresos descendieron 2,9% respecto a 2010, sumando
$2.700.026 millones. El EBITDA totalizó $1.200.281 millones,
un 7,3% menor respecto a igual periodo del año anterior.
En el negocio de distribución alcanzamos ventas por
69.552 GWh, 3,4% más que en igual periodo del 2010,
mientras que los ingresos crecieron 1,2%, al terminar en
$4.447.427 millones. El EBITDA llegó a $939.597 millones,
lo que significó una disminución de 4,4%.
Estimados accionistas, el balanceado portafolio que poseemos
nos ha permitido, pese a los impactos de la sequía en Chile,
al efecto no recurrente de la reforma sobre el Impuesto
al Patrimonio en Colombia y a las provisiones efectuadas,
alcanzar unos resultados en línea a nuestros principales
objetivos: agregar valor a la inversión y mantener una sólida
posición financiera.
Hoja de ruta
Durante 2011 sucedieron acontecimientos que nos obligan
a replantearnos el cómo hacemos las cosas. En Chile, por
ejemplo, fuimos testigo de cómo cada semana en la zona
céntrica de Santiago se desarrollaron manifestaciones. La
sociedad, sin duda, está más crítica y hace sentir muchas
veces su molestia o su disconformidad. Podemos compartir
o no los argumentos que hay de fondo, pero claramente
enfrentamos nuevos desafíos.
Tengan la certeza que desde el punto de vista de nuestra
relación con el entorno, nuestras filiales de generación y
distribución eléctrica tienen una clara vocación por el cuidado
del medio ambiente y el respeto de las comunidades, tanto
acá en Chile, como en el resto de los países donde operamos.
Les aseguro que los proyectos que desarrollamos en la
actualidad consideran desde el primer minuto la variable
social y ambiental. Esto no es una declaración de principios.
Ejemplos de esta nueva forma de hacer las cosas ya existen:
como el proceso que desarrollamos en Neltume (Chile),
Curibamba (Perú) y El Quimbo (Colombia), todos proyectos
de generación; y la serie de actividades que emprende
Ampla en Río de Janeiro, mediante el proyecto Conciencia
Ampla, o las recientes acciones que llevamos a cabo para la
implementación del proyecto Cervantes, en Santiago de Chile.
La presión social, que critica el actual modelo, ha sumando a
sus demandas el cuestionamiento al accionar medioambiental
y social de las empresas productivas, y en especial, de las de
servicio público. Esto nos obliga a un esfuerzo adicional. Por
un lado, dar a conocer desde un primer minuto las bondades
de las iniciativas -sus aportes como energía limpia y segura
en el caso de las centrales hidroeléctricas-, con un mayor
contacto e interacción con las comunidades. Y desde el punto
de vista técnico, mejorando el valor de los proyectos a través
de una ingeniería de primer nivel.
6
Enersis
Memoria Anual 2011
Nuestra vocación en el mercado de la generación es
hidroeléctrica. De nuestros casi 15 mil MW de capacidad
instalada cerca del 60% proviene del agua. Y ese
“combustible” es renovable, autóctono, limpio, seguro,
amigable con el medio ambiente, al no emitir CO2, y de
bajo costo de operación.
De nuestra cartera de proyectos en estudio por más de
12.000 MW, el 51% es hidroeléctrico. Por lo tanto, no
renunciaremos a nuestro ADN. No cederemos a presiones
que pretenden truncar el desarrollo energético en base a
un recurso limpio, seguro y renovable, y de esta manera,
acompañar el crecimiento de los cinco países en los que
operamos.
En distribución lideramos los proyectos de movilidad
eléctrica en Chile y Colombia, y de smartcity en Brasil y
Chile. Al cierre de 2011, ya contamos con 10 puntos de
recarga para vehículos eléctricos en Santiago y Bogotá, y
dimos los primeros pasos en Buzios (Brasil) para desarrollar
la primera ciudad inteligente de América Latina. También
estamos llevado a cabo mejoras en Eficiencia Energética,
medición inteligente y telemedida. Todas estas iniciativas
buscan satisfacer las necesidades cada vez más exigentes de
nuestros 13,7 millones de clientes, y de paso, llevar adelante
ideas innovadoras y amigables con el entorno.
Foco en Latinoamérica
optimización de los recursos y de la estructura, y desarrollar
un trabajo de excelencia.
¿Cómo implementamos esto? En generación sumaremos
cerca de 800 MW en el periodo 2012-2016, con la entrada de
El Quimbo (400 MW) y Bocamina II (370 MW), mientras que
en distribución incrementaremos en 1,8 millón nuestra base
de clientes. Deberemos ser capaces de optimizar las revisiones
tarifarias en curso y las que vendrán; perseguir un nuevo
modelo regulatorio en Argentina; capturar oportunidades
para optimizar la actual malla societaria; seguir adelante
con el plan Sinergias y Zenith para alcanzar la excelencia
operativa; y llevar a cabo inversiones selectivas en tiempo.
Todos nuestros accionistas deben estar tranquilos de la
posición que hemos adquirido. Hoy, con orgullo, podemos
decir que tenemos una situación financiera muy sana y que
gozamos de prestigio en cada uno de los países en los que
estamos presentes, situación que nos permite ser un actor
creíble a la hora de proponer soluciones a los problemas
energéticos en cada uno de los mercados.
Ejemplo de nuestra mejor posición, fue la operación realizada
por Emgesa, generadora colombiana, que colocó con éxito en
el mercado internacional una emisión de bonos por un valor
de 736.760 millones de pesos colombianos (unos US$400
millones) a un plazo de 10 años. Emgesa se convirtió en
el primer emisor corporativo de dicho país en realizar una
emisión internacional denominada en pesos.
Estimados accionistas, contamos con el respaldo de ENEL
ENDESA, uno de los grupos energéticos más importantes a nivel
mundial, que opera en 40 países, que cuenta con más de 96.800
MW de capacidad instalada y cerca de 61 millones de clientes en
el mercado eléctrico y de gas. En América Latina, poseemos una
amplia cartera de proyectos para hacer frente a las necesidades
de los mercados en los que operamos, y de esta manera, proveer
un suministro eléctrico seguro, confiable, amigable con el medio
ambiente y las comunidades, y a precios competitivos.
También somos capaces de ampliar nuestras redes para
atender un crecimiento de unos 400.000 clientes anuales,
haciendo un uso eficiente de las inversiones.
Tenemos una política comercial que nos hace limitar el riesgo
frente a las sequías y fenómenos naturales. En calidad de
servicio contamos con distribuidoras como Coelce, en Brasil,
que por tercer año consecutivo fue distinguida como la mejor
distribuidora de Latinoamérica en satisfacción al cliente.
Este respaldo nos hace mirar con seguridad los desafíos
que nos impone año a año un mercado cada vez más
competitivo. Las prioridades estratégicas para consolidar
nuestra actual posición de liderazgo están claras: aprovechar
las oportunidades de crecimiento orgánico, llevar adelante la
Hoy nuestra operación en Latinoamérica registra un consumo
per cápita con mucho potencial respecto a los países de la
OCDE, ya que las tasas de crecimiento económico se ubican
por arriba del 4,0%, lo que evidentemente es un desafío en
materia de inversión y calidad de servicio.
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Memoria Anual 2011
Carta del Presidente
Generación
Para satisfacer esta creciente demanda llevamos adelante
una serie de proyectos, los que se encuentran en diversas
etapas de avance.
En el caso de Chile, destaca la construcción de Bocamina II,
central térmica que se ubica en la comuna de Coronel, Región
del Biobío. Esta unidad de 370 MW comenzará su operación
comercial en el transcurso de 2012, aportando a la seguridad
del suministro eléctrico de la zona central del país.
En Colombia, con orgullo puedo señalar que iniciamos
la construcción del Proyecto Hidroeléctrico El Quimbo.
La central, ubicada en el kilómetro 3 de la vía La Plata,
departamento del Huila, tendrá una potencia instalada de
400 MW, generará 2.216 GWh/año y junto con Betania,
abastecerá cerca del 8% de la demanda nacional desde esa
región.
El Quimbo es el primer proyecto de este tipo que se construye
por la empresa privada en Colombia. Al mismo tiempo, es
el proyecto hidroeléctrico más importante que desarrolla
el Grupo Enersis en Latinoamérica después de Central
Hidroeléctrica Ralco (690 MW).
Durante 2011 dimos un paso trascendental en una de las
iniciativas más importantes que posee ENEL ENDESA a nivel
mundial: la aprobación del Estudio de Impacto Ambiental
(EIA) del Proyecto HidroAysén.
La Comisión de Evaluación de Aysén aprobó por la mayoría
de sus miembros el EIA del proyecto de generación. Si bien
existen algunos recursos pendientes de resolución por parte
de la Corte Suprema, esperamos seguir avanzando con este
proyecto.
Es legítimo que exista oposición de algunos sectores y que
éstos se expresen. Entendemos la relevancia que tiene este
proyecto y lo expuesta que ha estado la discusión en torno a
su tramitación. Sin embargo, estamos poniendo a disposición
del país un proyecto importante para los desafíos que tiene
Chile en las próximas décadas. Necesitamos tomar hoy día,
sin más demora, definiciones que nos permitan alcanzar una
matriz energética robusta, limpia e independiente.
Nuestros esfuerzos están puestos en seguir trabajando y
sacar adelante el proyecto. Durante 2012 presentaremos
el EIA de la primera etapa de la línea de transmisión que
unirá el complejo eléctrico con el Sistema Interconectado
Central (SIC).
Sin embargo, la decisión de inversión y de construcción se
tomará con todos los permisos ambientales y sectoriales
aprobados, y si vemos que existe la voluntad país de
considerar esta iniciativa como un proyecto estratégico.
En tramitación ambiental y en diferentes estados de avance
Endesa Chile posee las siguientes iniciativas: Neltume
(hidroeléctrica de pasada de 490 MW en Chile), Punta Alcalde
(termoeléctrica de 740 MW en Chile), Renaico (parque eólico
de hasta 109 MW en Chile) y Curibamba (hidroeléctrica de
pasada de 188 MW en Perú). Ya aprobadas y a la espera de
los permisos sectoriales correspondientes, como también
de la aprobación ambiental de los respectivos proyectos de
líneas de transmisión, están Los Cóndores (hidroeléctrica
de pasada de 150 MW en Chile) y Piruquina (mini hidro de
7,9 MW en Chile).
Distribución
En el mercado de distribución debemos ser capaces de
dar respuesta a las necesidades cada vez más exigentes de
nuestros 13,7 millones de clientes, con un suministro seguro,
confiable y a precios competitivos. Y a su vez, ser capaces
de realizar las inversiones necesarias para conquistar los
1,8 millón de nuevos clientes que incorporaremos en los
próximos 5 años.
Para ello, hemos dispuesto una serie de acciones tendientes a
dar respuesta a dichas demandas. En materia de telemedida
y smartgrids tenemos el desafío de implementar las mejores
prácticas, de traer a América Latina las experiencias exitosas
y tecnologías del Grupo a nivel mundial. En este marco, los
mercados de Chile y Brasil aparecen como prioritarios.
Desde el punto de vista de la movilidad eléctrica, hay que
avanzar en el desarrollo de más puntos de recarga y la gestión
regulatoria, además de llevar al resto de los países la experiencia
que ya poseemos en Chile y Colombia. Nuestro objetivo es
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Enersis
Memoria Anual 2011
ambicioso y queremos liderar en América Latina el suministro
para los autos eléctricos, y completar en el mediado plazo un
total de más de 250 puntos de recarga en los países en los
que operamos. También seremos innovadores a la hora de
dar servicios comerciales a nuestros clientes de acuerdo a sus
demandas y exigencias. Las soluciones Full Electric y Solar Electric
son un claro ejemplo de este proceso. No dejaremos de lado,
por cierto, los esfuerzos para seguir mejorando nuestros índices
de pérdidas de energía, ni tampoco las acciones tendientes a
mejorar la eficiencia operativa en el segmento de distribución.
Nuestra filosofía
Estimado accionista, decía que tenemos y contamos con
un nuevo modelo para realizar nuestros proyectos. Modelo
que incorpora desde el primer minuto el cuidado del medio
ambiente y las comunidades.
El primer paso es lo que hemos denominado “diseñar
mitigando”. Este concepto considera desde un inicio los
aspectos medioambientales y sociales de cada iniciativa. Esta
fase se enmarca en la ingeniería conceptual. Corresponde
a la primera etapa. Con los antecedentes disponibles, se
desarrolla la idea del proyecto, definiendo a grandes rasgos
su localización, tamaño, funcionalidad y esquemas generales
de disposición de obras (lay out). Tempranamente se integran
consideraciones sociales y ambientales que permitan efectuar
una evaluación preliminar de la iniciativa.
En la etapa de prefactibilidad, paso intermedio entre el
diseño conceptual y el estudio de factibilidad, se desarrolla
con mayor detalle la idea del proyecto, recopilando
antecedentes sociales, técnicos y ambientales para analizar
distintas alternativas y seleccionar la más conveniente desde
el punto de vista ambiental, social y ecomómico. En la fase
de factibilidad se define el proyecto desde el punto de vista
técnico en todas sus partes, incluyendo la culminación de los
estudios sociales y ambientales.
El segundo paso es el de la “inserción temprana” en aquellas
zonas donde se realizará un proyecto. En esta etapa cobra vital
importancia el respeto de las dinámicas organizacionales y
culturales de los pueblos y comunidades. Estableciendo vías de
comunicación directas con los dirigentes de diversas organizaciones
sociales. Enfrentando con serenidad las controversias y aportando
elementos que permitan aclarar las dudas.
En este paso cobra vital relevancia la información que se entrega
a la comunidad respecto del proyecto: sus diversos impactos, sus
problemas y beneficios. Todo, con el objetivo de contribuir a un
clima de transparencia y confianza, considerando que ambos
temas son la base de una buena vecindad en el largo plazo.
Más y mejor energía
Los cinco mercados en los que operamos necesitan y
requieren de mayor y mejor energía. Sin embargo, vemos con
preocupación las trabas y retrasos que están experimentando
los proyectos energéticos en su tramitación y construcción.
Si no buscamos, en conjunto con la autoridad, una solución
a este tipo de inconvenientes, sin duda, los más perjudicados
serán los propios clientes. Cada retraso en la instalación
de alguna central, red de transmisión o subestación de
distribución significa una baja sustancial de la confiabilidad
de los sistemas eléctricos. Mientras los opositores a los
proyectos se encargan de frenar los mismos, no son capaces
de presentar soluciones concretas y realistas para suplir los
déficits que se presentarán en el suministro eléctrico futuro.
Como ejemplo, puedo citar que a fines de septiembre de
2011, Chile vivió un black out que dejó sin energía a casi
toda la zona central del país. El evento volvió a colocar en
duda la operación del sistema eléctrico, de paso, reflotó el
tema de los precios de la energía, de la concentración y del
mix de generación que queremos como país.
Estimados accionistas, como compañía estamos seguros que
el mercado en Chile opera y funciona, que es competitivo,
que las barreras de entrada no son tales. Que aunque somos
un actor relevante, no concentramos los derechos de agua,
que los precios responden al mix de generación que tenemos
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Memoria Anual 2011
Carta del Presidente
como país y a la coyuntura de una sequía que se ha extendido
más de lo que todos esperaban.
¿Hay que hacer cambios? Más que cambios hay que hablar
de mejoras. Por ejemplo, acelerar la entrega de los permisos
que requieren las líneas de transmisión y las centrales, siempre
y cuando, estos proyectos respeten a las comunidades y el
medio ambiente.
Somos una multinacional de la energía, poseemos un
diversificado portafolio de activos en cinco países, una
presencia arraigada y permanente, el conocimiento y las
habilidades, y una sólida estructura y liquidez financiera. En
suma, contamos con las herramientas necesarias para hacer
del Grupo Enersis, cabecera de los negocios de ENDESA en
Latinoamérica -liderados desde Chile-, un referente regional
y global.
Reciba un cordial saludo,
Seguiremos siendo líderes
Para poder resumir el cumplimiento de nuestros compromisos
en materia de Sostenibilidad y sus tres dimensiones, puedo
decir con orgullo que por segundo año consecutivo Enersis
se ubicó dentro de las 5 utilities que generan mayor valor
para sus accionistas a nivel mundial.
Desde el punto de vista de nuestra relación con el entorno
y la sociedad, nuestras filiales de generación y distribución
lograron una destacada posición en el ranking nacional de
Responsabilidad Social de PROhumana, donde Chilectra
ocupó el segundo lugar a nivel nacional, al igual que en
2010. Es decir, y pese a lo que algunos piensan, las empresas
del Grupo Enersis tienen una clara vocación por el cuidado
del medio ambiente y el respeto de las comunidades que se
ubican en su entorno.
A su vez, como Grupo lideramos a nivel nacional la
implementación y ejecución de políticas para conciliar la
vida laboral y familiar. Para cada una de las compañías es de
vital importancia el aporte que pueden realizar cada uno de
los trabajadores y sus familias en este proyecto empresarial.
Sin el dedicado trabajo que realizan seríamos incapaces de
alcanzar las ambiciosas metas que nos proponemos año a
año.
Estimados accionistas, como Presidente de Enersis, y en
representación de cada uno de sus miembros, quiero felicitar
a nuestros 10.884 trabajadores y a los colaboradores de
nuestras empresas por el estupendo trabajo desarrollado
en 2011.
Pablo Yrarrázaval Valdés
Presidente
Hitos 2011
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Hitos 2011
Enersis
Memoria Anual 2011
Inauguración del Museo ArtedeLuz en el
río Mapocho
Enersis, a través de Endesa Chile, inicia
construcción de Hidroeléctrica El Quimbo
La iniciativa que desarrolla la Municipalidad de Santiago
junto a las empresas del Grupo Enersis (Enersis, Endesa
Chile y Chilectra) permitió que entre los puentes Pío Nono
y Patronato, por primera vez, se proyectaran obras de arte
todas las noches sobre el cauce del río.
Enersis, a través de sus filiales Endesa Chile y Emgesa, realizó
en el departamento del Huila, la ceremonia de colocación de
“La Primera Piedra del Proyecto Hidroeléctrico El Quimbo”.
La central tendrá una capacidad de 400 MW y se espera que
entre en operación en 2014.
Central Moyopampa de Edelnor cumple
59 años
La Central Hidroeléctrica Moyopampa cumplió 59 años de
operación aportando su energía al Sistema Interconectado
Nacional del Perú. La planta fue una de las primeras centrales
construidas para abastecer la demanda de energía de la
ciudad de Lima, inaugurándose en 1952. En abril de 1997
se incrementó la capacidad instalada de 56,5 MW a 65 MW.
Emgesa concluye de forma exitosa
colocación de bono por US$400 millones
La compañía colocó una emisión de bonos por un valor
de 736.760 millones de pesos colombianos (unos US$400
millones) a un plazo de 10 años. Emgesa se convirtió en el
primer emisor corporativo colombiano en realizar una emisión
internacional denominada en pesos. La emisión tuvo una
demanda total de más de US$1.250 millones, equivalente
a 3,6 veces el monto ofrecido inicialmente. La emisión está
calificada BBB- (grado de inversión) por parte de Standard &
Poor’s y Fitch Ratings.
Edelnor registra récord histórico de
máxima demanda de electricidad con
1.032 MW
Un nuevo récord en la máxima demanda de energía alcanzó
Edelnor en el mes de febrero, llegando a los 1.032 MW. Esta
cifra superó los 1.002 MW alcanzados el 25 de marzo del año
pasado y que constituía, a su vez, un nuevo récord histórico
en la demanda de electricidad. Este crecimiento se explicó,
principalmente, por el mayor consumo de energía registrado
tanto en los clientes residenciales como industriales.
Enersis ilumina Virgen del Cerro San
Cristóbal
Las empresas del Grupo Enersis dieron una nueva iluminación
a la Virgen del Cerro San Cristóbal, incrementando de manera
considerable su luminosidad y reduciendo su consumo de
energía en 37%. De esta manera, Enersis, Endesa Chile y
Chilectra confirman su compromiso de colocar en valor el
patrimonio histórico y cultural de nuestro país y, de paso,
cooperan mediante acciones concretas al uso eficiente de
la energía.
13
Memoria Anual 2011
Hitos 2011
Chilectra inaugura primera Electrolinera
de América Latina
La primera “Electrolinera” de recarga rápida de América
Latina para autos eléctricos inauguró Chilectra en el marco
del desarrollo de la infraestructura necesaria para que la
movilidad eléctrica sea una realidad en nuestro país.
Enersis participa en la colocación de la
primera piedra de la reconstrucción del liceo
INSUCO de Santiago
A un año del terremoto, Enersis participó en la ceremonia
para dar inicio a las obras de reconstrucción de las
dependencias del Instituto Superior de Comercio (INSUCO).
Consejero Delegado de Enel, Fulvio Conti,
visitó Chile y Argentina
Fundación Endesa dona fondos para
reconstruir 6 jardines de Integra
Fulvio Conti realizó una visita de tres días a Chile y Argentina,
ocasión en la fue acompañado por el Director General de
Latinoamérica de Endesa y gerente general de Enersis, Ignacio
Antoñanzas.
Ampla invertirá US$65 millones para
mejorar calidad de suministro eléctrico
en Brasil
Con el objetivo de mejorar la calidad del suministro eléctrico
en el Estado de Río de Janeiro, la distribuidora Ampla lanzó
un plan que engloba inversiones en las redes de transmisión
y distribución de energía en los 66 municipios que integran
el área de concesión de la compañía, presente en el 73% del
Estado de Río de Janeiro, Brasil. La distribuidora tiene previsto
invertir en el periodo 2010-2014, un monto de US$65,4
millones adicionales al presupuesto previsto para la mejora
de la red eléctrica.
Fundación Endesa realizó un aporte de un millón de euros
a Fundación Integra. El objetivo apoyar la reconstrucción de
seis jardines infantiles de la red que resultaron dañados por el
terremoto y posterior tsunami que afectó la zona centro-sur
de Chile en febrero de 2010. El acuerdo se concretó en una
ceremonia realizada en el Palacio La Moneda.
Comisión de Evaluación Ambiental de
Aysén aprobó EIA de HidroAysén
La Comisión de Evaluación Ambiental (CEA) de Aysén aprobó
el Estudio de Impacto Ambiental del Proyecto HidroAysén.
La iniciativa supone la instalación de 5 centrales por un total
de 2.750 MW. Una vez operativas evitarán la emisión de 16
millones de toneladas de CO2 al año, equivalente al 25% de
las emisiones anuales de Chile.
14
Enersis
Memoria Anual 2011
Ampla proyecta la primera “Ciudad
Inteligente” de América Latina
Grupo Enersis ganador en los Sustainable
Marketing Award
Con el objetivo de implementar las tecnologías más
innovadoras que posee el Grupo, Ampla desarrollará la
“Cidade Inteligente Búzios” (Buzios, Río de Janeiro), la
que prevé la instalación de una red de distribución más
inteligente, con medidores digitales y una automatización
capaz de integrar toda la generación existente, las nuevas
energías renovables y los vehículos eléctricos.
Un reconocimiento a su compromiso con el cuidado del
entorno recibió Grupo Enersis. Las empresas resultaron
ganadoras del concurso Sustainable Marketing Award (SMA),
organizado por el Comité de Marketing Sustentable de la
Asociación Nacional de Avisadores (ANDA), en la categoría
“Comunicación interna a favor del medio ambiente”
por su campaña “El Cambio Climático es una realidad
¡Enfrentémoslo!”.
C o e l c e e s e l e g i d a c o m o l a m e j o r
distribuidora eléctrica de América Latina
Coelce fue elegida por tercer año consecutivo como la mejor
distribuidora de Latinoamérica en satisfacción al cliente,
según el Premio CIER de Calidad y Satisfacción al Cliente
2011, galardón concedido por la Comisión de Integración
Energética Regional.
Presidente de Endesa S.A. recibe premio
como Empresario Universalmente
Destacado de 2011
Con el premio otorgado, la Cámara Oficial Española de
Comercio ha querido reconocer el empuje y tesón que el
presidente de Endesa S.A., Borja Prado, ha puesto en las
relaciones de negocios entre España y Chile.
Chilectra y Endesa Chile fueron destacadas
en materia de RSE
Chilectra y Endesa Chile fueron destacadas como referentes
en materia de Responsabilidad Social Empresarial, al ubicarse
en el segundo y décimo primer lugar, respectivamente, del
VII Ranking que elaboran Fundación PROhumana y revista
Qué Pasa.
15
Memoria Anual 2011
Hitos 2011
Grupo Enersis logra tercer lugar entre las
Mejores Empresas para Madres y Padres
que Trabajan
El Grupo Enersis alcanzó la tercera posición del ranking de
la Revista Ya de El Mercurio y la Fundación Chile Unido, que
reconoce a las compañías con las mejores políticas en el área
de la conciliación familiar y laborar y que, a la vez, promueven
la adopción de estas prácticas entre sus trabajadores.
Grupo Enersis encabeza ranking Merco
del sector energético
El Grupo Enersis ocupó por segundo año consecutivo
el primer lugar en el ranking de Medición de Reputación
Corporativa (Merco), en el sector Energía. Este índice busca
reconocer a las empresas chilenas más respetadas de acuerdo
con su público de interés.
Central Ventanilla fue registrada como
MDL por las Naciones Unidas
La Central Ventanilla logró obtener el registro como
Mecanismo de Desarrollo Limpio por sus operaciones.
Este reconocimiento que las Naciones Unidas otorga a
los proyectos que califican bajo el protocolo de Kioto,
permitirá a Edegel gestionar ante la UNFCCC (Convención
Marco de Naciones Unidas sobre Cambio Climático) los
correspondientes certificados de emisiones y comercializarlos
en el mercado de Bonos de Carbono.
Aprueban DIA de Central Los Cóndores
La Comisión de Evaluación Ambiental (CEA) de la Región
del Maule aprobó en noviembre la Declaración de Impacto
Ambiental (DIA) “Optimización de las obras de la C.H. Los
Cóndores”, iniciativa presentada en marzo de 2011. La DIA
busca mejorar el proyecto aprobado en 2008 y así, disminuir
la superficie a utilizar, con un importante beneficio ambiental
sobre el paisaje, el suelo, la vegetación y la fauna existente
en la zona.
Enersis y Endesa Chile entre las más
transparentes del país
Enersis y Endesa Chile se ubicaron entre las cinco empresas
chilenas con mejores niveles de transparencia, según un
estudio llevado a cabo por la Universidad del Desarrollo y la
consultora Inteligencia de Negocios. En el caso de Enersis,
la compañía obtuvo el segundo lugar dentro del ranking,
mientras que Endesa Chile obtuvo la quinta posición.
Principales
indicadores
financieros y
de operación
18
Enersis
Memoria Anual 2011
1. Principales indicadores financieros y de operación
Activo total
Pasivo exigible total
Ingresos de explotación
Ebitda
Resultado neto (3)
Índice de liquidez
Coeficiente de endeudamiento (4)
Negocio de generación
ARGENTINA
Número de trabajadores
Número de unidades generadoras
Capacidad instalada (MW)
Energía eléctrica generada (GWh)
Ventas de energía (GWh)
BRASIL
Número de trabajadores
Número de unidades generadoras
Capacidad instalada (MW)
Energía eléctrica generada (GWh)
Ventas de energía (GWh)
CHILE
Número de trabajadores
Número de unidades generadoras
Capacidad instalada (MW)
Energía eléctrica generada (GWh)
Ventas de energía (GWh)
COLOMBIA
Número de trabajadores
Número de unidades generadoras
Capacidad instalada (MW)
Energía eléctrica generada (GWh)
Ventas de energía (GWh)
PERÚ
Número de trabajadores
Número de unidades generadoras
Capacidad instalada (MW)
Energía eléctrica generada (GWh)
Ventas de energía (GWh)
Al 31 de diciembre de cada año (cifra en millones de pesos nominales)
2006 (1)
2007 (1)
2008 (2)
2009 (2)
2010 (2)
2011 (2)
11.062.409
11.437.767
13.781.177
13.210.140
13.005.845
13.733.871
5.322.564
3.892.064
1.490.519
285.960
1,17
0,93
5.792.790
4.686.676
1.680.994
188.376
1,30
1,03
7.752.045
6.579.945
2.301.714
507.590
1,09
1,29
6.833.137
6.472.056
2.467.101
660.231
1,17
1,07
6.491.817
6.563.581
2.261.691
486.227
0,97
1,00
6.837.717
6.534.880
2.127.368
375.471
1,03
0,99
2006
316
20
3.639
13.750
13.926
196
13
980
4.489
6.867
789
50
4.477
19.973
20.923
376
28
2.779
12.564
15.327
200
24
1.426
6.662
6.767
2007
323
20
3.644
12.117
12.406
191
13
987
3.954
7.348
841
63
4.779
18.773
19.212
399
28
2.829
11.942
15.613
206
24
1.468
7.654
7.994
Al 31 de diciembre de cada año
2008 (2)
2009 (2)
2010 (2)
2011 (2)
325
20
3.652
10.480
11.098
193
13
987
3.379
7.093
1.123
65
5.283
21.267
21.532
404
29
2.895
12.905
16.368
219
24
1.467
8.102
8.461
332
20
3.652
11.955
12.405
200
13
987
3.319
6.869
1.172
110
5.650
22.239
22.327
415
29
2.895
12.674
16.806
224
25
1.667
8.163
8.321
426
20
3.652
10.940
11.378
193
13
987
5.095
6.790
607
107
5.611
20.914
21.847
444
30
2.914
11.283
14.817
244
25
1.668
8.466
8.598
473
20
3.652
10.801
11.381
202
13
987
4.155
6.828
1.081
107
5.611
20.722
22.070
498
30
2.914
12.090
15.112
247
25
1.668
9.153
9.450
19
Memoria Anual 2011
Principales indicadores financieros y de operación
Negocio de distribución
ARGENTINA
Ventas de energía (GWh)
Número de clientes
Pérdidas de energía
Número de trabajadores
Clientes / trabajadores
BRASIL
Ventas de energía (GWh)
Número de clientes
Pérdidas de energía
Número de trabajadores
Clientes / trabajadores
CHILE
Ventas de energía (GWh)
Número de clientes
Pérdidas de energía
Número de trabajadores
Clientes / trabajadores
COLOMBIA
Ventas de energía (GWh)
Número de clientes
Pérdidas de energía
Número de trabajadores
Clientes / trabajadores
PERÚ
Ventas de energía (GWh)
Número de clientes
Pérdidas de energía
Número de trabajadores
Clientes / trabajadores
2006
2007
2008 (2)
2009 (2)
2010 (2)
2011 (2)
Al 31 de diciembre de cada año
14.837
15.833
16.160
16.026
16.759
17.233
2.195.914
2.227.742
2.262.231
2.305.060
2.352.720
2.388.605
10,5%
2.407
912
10,7%
2.534
879
10,6%
2.590
873
10,5%
2.628
877
10,5%
2.627
896
10,5%
2.849
838
15.438
16.212
16.689
17.253
18.777
19.193
4.859.491
5.067.317
5.308.306
5.487.066
5.665.195
5.867.888
18,0%
2.726
1.783
17,4%
2.682
1.889
16,4%
2.576
2.061
16,8%
2.533
2.166
16,8%
2.484
2.281
16,2%
2.496
2.351
12.377
12.923
12.535
12.585
13.098
13.697
1.437.381
1.483.239
1.533.866
1.579.069
1.609.652
1.637.977
5,4%
708
2.030
5,9%
728
2.037
5,9%
717
2.139
6,1%
731
2.160
5,8%
719
2.239
5,5%
712
2.301
10.755
11.441
11.822
12.114
12.515
12.857
2.138.497
2.208.559
2.284.855
2.473.747
2.546.559
2.616.909
8,9%
934
2.290
4.874
951.553
8,2%
548
1.736
8,7%
931
2.372
5.201
986.451
8,1%
544
1.813
8,1%
932
2.452
8,4%
1.017
2.432
8,5%
1.083
2.351
8,1%
1.101
2.377
5.599
5.716
6.126
6.572
1.027.750
1.060.508
1.097.533
1.144.034
8,2%
571
1.800
8,1%
595
1.782
8,3%
553
1.985
8,2%
550
2.080
(1) Estados financieros confeccionados de acuerdo a principios contables generalmente aceptados en Chile.
(2) Cifras contables en IFRS. Hasta 2008, los estados financieros anuales fueron confeccionados de acuerdo a principios contables generalmente aceptados en Chile.
A partir de 2009, los estados financieros han sido confeccionados de acuerdo a las Normas Internacionales de Información Financiera, presentándose también los
estados financieros de 2008 bajo la nueva norma contable. Producto de este cambio en las normas contables, las sociedades de control conjunto en las cuales Enersis
tiene participación, pasó a consolidarse en la proporción que Enersis representa en el capital social, por tanto en 2008, 2009, 2010 y 2011 se incluye el porcentaje
de la potencia, de la generación, de las ventas de energía y de la dotación de personal de estas sociedades.
(3) Para los años 2008, 2009, 2010 y 2011, corresponde al Resultado Neto atribuible a la sociedad dominante.
(4) Pasivo total/Patrimonio más Interés Minoritario.
Identificación
de la compañía
y documentos
constitutivos
22
Enersis
Memoria Anual 2011
1. Identificación de la compañía
Domicilio
Tipo de sociedad
Rut
Dirección
Teléfonos
Fax
Casilla
Sitio web
Correo electrónico
Inscripción Registro de Valores
Auditores externos
Capital suscrito y pagado (M$)
Nemotécnico en bolsas chilenas
Nemotécnico en Bolsa de Nueva York
Nemotécnico en Bolsa de Madrid
Banco custodio programa ADR’s
Banco depositario programa ADR’s
Banco custodio Latibex
Entidad de enlace Latibex
Clasificadores de riesgo nacionales
Clasificadores de riesgo internacionales
Santiago, pudiendo establecer agencias o sucursales en otros puntos del país o en el extranjero
Sociedad Anónima Abierta
94.271.000 - 3
Santa Rosa Nº 76, Santiago, Chile
(56-2) 353 4400 - (56-2) 378 4400
(56-2) 378 4788
1557, Santiago
www.enersis.cl
informaciones@enersis.cl
Nº175
ERNST & YOUNG
2.824.882.835
ENERSIS
ENI
XENI
Banco Santander Chile
Citibank N.A.
Banco Santander
Santander Central Hispano Investment S.A.
Feller Rate y Fitch Ratings
Fitch Ratings, Moody´s y Standard & Poor´s
2. Documentos constitutivos
La sociedad que dio origen a Enersis S.A. se constituyó,
inicialmente, bajo la razón social de Compañía Chilena
Metropolitana de Distribución Eléctrica S.A., según consta
en escritura pública del 19 de junio de 1981, otorgada
en la notaría de Santiago de Patricio Zaldívar Mackenna y
modificada por escritura pública el 13 de julio del mismo año,
extendida en la misma notaría. Se autorizó su existencia y se
aprobaron sus estatutos por resolución Nº409-S del 17 de
julio de 1981, de la Superintendencia de Valores y Seguros.
El extracto de la autorización de existencia y aprobación
de los estatutos fue inscrito en el Registro de Comercio del
Conservador de Bienes Raíces de Santiago a fojas 13.099,
Nº7.269 correspondiente al año 1981, y se publicó en el
Diario Oficial el 23 de julio de 1981. A la fecha, los estatutos
sociales de Enersis han sido objeto de diversas modificaciones.
Con fecha 1 de agosto de 1988, la sociedad pasó a
denominarse Enersis S.A. La última modificación es la que
consta en escritura pública del 22 de abril de 2010, otorgada
en la notaría de Santiago de Patricio Zaldívar Mackenna,
cuyo extracto fue inscrito en el Registro de Comercio del
Conservador de Bienes Raíces de Santiago, a fojas 27.937,
N°19.254 del Registro de Comercio del año 2010 y publicado
en el Diario Oficial el 5 de junio de 2010.
23
Memoria Anual 2011
Identificación de la compañía y documentos constitutivos
3. Objeto social
La sociedad tiene como objeto realizar, en el país o en el
extranjero, la exploración, desarrollo, operación, generación,
distribución, transmisión, transformación y/o venta de energía
en cualquiera de sus formas o naturaleza, directamente o por
intermedio de otras empresas, como asimismo, actividades
en telecomunicaciones y la prestación de asesoramiento
de ingeniería, en el país y en el extranjero. Tendrá también
como objeto invertir y administrar su inversión en sociedades
filiales y coligadas, que sean generadoras, transmisoras,
distribuidoras o comercializadoras de energía eléctrica o cuyo
giro corresponda a cualquiera de los siguientes: (i) la energía
en cualquiera de sus formas o naturaleza, (ii) al suministro
de servicios públicos o que tengan como insumo principal
la energía, (iii) las telecomunicaciones e informática, y (iv)
negocios de intermediación a través de Internet.
En el cumplimiento de su objeto principal, la compañía
desarrollará las siguientes funciones: a) promover, organizar,
constituir, modificar, disolver o liquidar sociedades de
cualquier naturaleza, cuyo objeto social sea relacionado a
los de la compañía; b) proponer a sus empresas filiales las
políticas de inversiones, financiamiento y comerciales, así
como los sistemas y criterios contables a que éstas deberán
ceñirse; c) supervisar la gestión de sus empresas filiales;
d) prestar a sus empresas filiales o coligadas los recursos
financieros necesarios para el desarrollo de sus negocios y,
además, prestar a sus empresas filiales servicios gerenciales;
de asesoría financiera, comercial, técnica y legal; de auditoría
y, en general, los servicios de cualquier índole que aparezcan
como necesarios para su mejor desempeño.
Además de su objeto principal y actuando siempre dentro
de los límites que determine la Política de Inversiones
y Financiamiento aprobada en Junta de Accionistas, la
sociedad podrá invertir en: i) la adquisición, explotación,
construcción, arrendamiento, administración, intermediación,
comercialización y enajenación de toda clase de bienes
muebles e inmuebles, sea directamente o a través de
sociedades filiales o coligadas; y ii) en toda clase de activos
financieros, incluyendo acciones, bonos y debentures, efectos
de comercio y, en general, toda clase de títulos o valores
mobiliarios y aportes a sociedades, sea directamente o a
través de sociedades filiales o coligadas.
Propiedad y
control
26
Enersis
Memoria Anual 2011
1. Estructura de propiedad
El capital de la compañía se divide en 32.651.166.465 acciones, sin valor nominal, todas de una misma y única serie.
Al 31 de diciembre de 2011, se encontraban suscritas y pagadas el total de las acciones cuya propiedad se distribuía de la
siguiente manera:
Accionistas
Endesa Latinoamérica S.A.
Administradoras de Fondos de Pensiones
ADR´S (Citibank N.A. según circular N°1.375 de la SVS)
Corredores de Bolsa, Cías. de Seguros y Fondos Mutuos
Banco de Chile por cta. de terceros
Fondos de Inversión Extranjeros
Otros Accionistas
Total Acciones
Número de
acciones
19.794.583.473
4.241.159.739
4.122.810.400
1.878.891.052
1.003.023.860
582.034.754
1.028.663.187
32.651.166.465
Participación
60,62%
12,99%
12,63%
5,76%
3,07%
1,78%
3,15%
100,00%
2. Identificación de los controladores
De acuerdo a lo definido en el Título XV de la Ley N°18.045, el controlador directo de la compañía es Endesa Latinoamérica, S.A.,
sociedad española que posee un 60,62% de la propiedad de Enersis.
Endesa Latinoamérica, S.A., por su parte, es controlada en un 100% por ENDESA, S.A., sociedad domiciliada en el Reino de España
cuyos principales accionistas al 31 de diciembre de 2011, y de conformidad con lo que publica la CNMV (Comisión Nacional del
Mercado de Valores de España) son: ENEL ENERGY EUROPE, S.L., con un 92,063 % (ENEL ENERGY EUROPE S.L)., la que a su
vez, es controlada en un 100% por ENEL S.p.A. El free float1 de ENDESA, S.A., al 31 de diciembre de 2011, era de un 7,937%.
3. Nómina de los doce mayores accionistas de la compañía
Al 31 de diciembre de 2011, Enersis era propiedad de 7.446 accionistas. Los doce mayores accionistas eran:
Nombre o razón social
Endesa Latinoamérica, S.A.
Citibank N.A. (según circular N°1.375 SVS)
AFP Provida S.A.
AFP Habitat S.A.
Banco de Chile (por cuenta de terceros)
AFP Capital S.A.
AFP Cuprum S.A.
Banco Itau (por cuenta de inversionistas)
Banco Santander (por cuenta de inv. extranjeros)
Banchile Corredores de Bolsa S.A.
Bolsa de Comercio de Santiago Bolsa de Valores
Larrain Vial S.A. Corredora de Bolsa
Subtotal 12 accionistas
Otros 7.434 accionistas
TOTAL 7.446 ACCIONISTAS
RUT
Número de
acciones
Participación
59.072.610-9
19.794.583.473
59.135.290-3
4.122.810.400
98.000.400-7
1.252.405.010
98.000.100-8
1.080.565.611
97.004.000-5
1.003.023.860
98.000.000-1
98.001.000-7
76.645.030-K
915.000.398
858.397.086
479.268.568
97.036.000-K
406.254.158
96.571.220-8
90.249.000-0
80.537.000-9
299.299.568
265.018.247
142.613.678
30.619.240.057
2.031.926.408
32.651.166.465
60,62%
12,63%
3,84%
3,31%
3,07%
2,80%
2,63%
1,47%
1,24%
0,92%
0,81%
0,44%
93,78%
6,22%
100,00%
1 Free Float entendido como porcentaje de las acciones de la sociedad mantenida bajo la propiedad de accionistas distintos a la controladora.
27
Memoria Anual 2011
Propiedad y control
4. Cambios de mayor importancia en la propiedad
Durante el año 2011, los cambios de mayor importancia en la propiedad de Enersis fueron:
Nombre o razón social
Citibank N.A. (según circular N°1.375 de la SVS)
AFP Provida S.A.
AFP Habitat S.A.
Banco de Chile por cuenta de terceros no residentes
AFP Capital S.A.
AFP Cuprum S.A.
Banco Itaú (cuenta de inversionistas)
Banco Santander por cuenta inversionistas extranjeros
Banchile Corredores de Bolsa S.A.
Bolsa de Comercio de Santiago Bolsa de Valores
Acciones al
31/12/2010
Acciones al
31/12/2011
4.116.020.300
4.122.810.400
Variación en
número de
acciones
6.790.100
1.389.824.663
1.252.405.010
-137.419.653
1.159.008.159
1.080.565.611
-78.442.548
744.345.981
1.003.023.860
258.677.879
1.018.809.631
915.000.398
-103.809.233
961.724.685
858.397.086
-103.327.599
422.448.172
479.268.568
323.445.566
406.254.158
56.820.396
82.808.592
343.232.050
299.299.568
-43.932.482
115.607.251
265.018.247
149.410.996
5. Transacciones bursátiles efectuadas por personas relacionadas
Accionista
Jean Paul Zalaquett
Santana S.A.
RUT
Comprador
/ vendedor
Fecha de
transacción
Número de
acciones
transadas
Precio
unitario
transacción
(pesos)
Monto
total de la
transacción
(pesos)
Objeto de la
transacción
Relación con la sociedad
8.668.933-2
Vendedor
30/12/10
570
215,00
122.550
Inversión financiera
Gerente de Sostenibilidad de Chilectra
90.856.000-0
Comprador
30/12/10
2.000.000
216,67
433.338.122
Inversión financiera
Relacionada con Leonidas Vial Echeverría Director de Enersis
Sebastián Pablo Somerville Barbosa
9.980.165-4
Vendedor
04/01/11
100.000
219,90
21.990.000
Inversión financiera
Relacionado con Hernán Somerville Senn Director de Enersis
Soc. Invs. y Asesorías El Canelo Ltda.
78.588.040-4
Comprador
30/04/11
89.986
190,00
17.097.340
Inversión financiera
Relacionada con Eugenio Tironi Barrios Director de Enersis
Soc. Invs .y Asesorías El Canelo Ltda.
78.588.040-4
Comprador
09/05/11
Soc. Invs .y Asesorías El Canelo Ltda.
78.588.040-4
Comprador
09/05/11
6.574
211
200,52
199,00
1.318.218
Inversión financiera
Relacionada con Eugenio Tironi Barrios Director de Enersis
41.989
Inversión financiera
Relacionada con Eugenio Tironi Barrios Director de Enersis
Santana S.A.
90.856.000-0
Comprador
18/08/11
2.776.701
180,07
499.999.872
Inversión financiera
Relacionada con Leonidas Vial Echeverría Director de Enersis
6. Síntesis de comentarios y proposiciones del Comité de Directores
y de los accionistas
No se recibieron en Enersis comentarios ni proposiciones respecto a la marcha de los negocios sociales realizados entre el 1 de
enero y el 31 de diciembre de 2011 por parte del Comité de Directores o accionistas que posean o representen el 10% o más
de las acciones emitidas con derecho a voto, de conformidad a las disposiciones que establece el Artículo 74 de la Ley N°18.046
y los Artículos 82 y 83 del Reglamento de la Ley sobre Sociedades Anónimas.
Administración
30
Enersis
Memoria Anual 2011
1. Directorio
PRESIDENTE
Pablo Yrarrázaval Valdés
Presidente de la Bolsa de
Comercio de Santiago de Chile
Rut: 5.710.967-K
VICEPRESIDENTE
Andrea Brentan
Ingeniero Civil Mecánico
Politécnico di Milano y Master
en Ciencias Aplicadas New York
University
Pasaporte: YA0688158
DIRECTOR
Rafael Miranda Robredo
Ingeniero Industrial
Instituto Católico de Artes
e Industrias de Madrid
Rut: 48.070.966-7
DIRECTOR
Hernán Somerville Senn
Abogado
Universidad de Chile y Master of
Comparative Jurisprudence New
York University
Rut: 4.132.185-7
DIRECTOR
Eugenio Tironi Barrios
Sociólogo
Escuela de Altos Estudios en
Ciencias Sociales, París, Francia
Rut: 5.715.860-3
DIRECTOR
Leonidas Vial Echeverría
Vicepresidente de la Bolsa de
Comercio de Santiago de Chile
Rut: 5.719.922-9
DIRECTOR
Rafael Fernández Morandé
Ingeniero Civil Industrial
Pontificia Universidad Católica
de Chile
Rut: 6.429.250-1
SECRETARIO DEL DIRECTORIO
Domingo Valdés Prieto
Abogado
Universidad de Chile y Master
of Laws University of Chicago
Rut: 6.973.465-0
Enersis es administrada por un Directorio compuesto por
siete miembros, los cuales permanecen por un periodo de
tres años en sus funciones, pudiendo ser reelegidos.
El Directorio fue elegido en Junta Ordinaria de Accionistas
de fecha 22 de abril de 2010. El Presidente, Vicepresidente
y Secretario del Directorio fueron designados en Sesión
Ordinaria de Directorio N°4 de fecha 23 de abril de 2010.
31
Memoria Anual 2011
Administración
1.1. Remuneración del Directorio
En conformidad a lo establecido en el Artículo 33 de la
Ley N°18.046 de Sociedades Anónimas, la Junta Ordinaria
de Accionistas celebrada el 26 de abril de 2011 acordó la
remuneración que corresponde al Directorio de Enersis para
el ejercicio 2011.
El detalle de los montos pagados al 31 de diciembre de
2011 a los directores de Enersis, en cuanto tales, así como
miembros del Comité de Directores y del Comité de Auditoría
se indican a continuación:
Nombre
Cargo
Período de desempeño
Al 31 de diciembre de 2011 en miles de pesos
Directorio de
Enersis (*)
Directorio de
filiales
Comité de
Directores (*)
Variable a cuenta
utilidades 2010
Total
Pablo Yrarrázaval Valdés
Andrea Brentan (**)
Rafael Miranda Robredo
Hernán Somerville Senn
Eugenio Tironi Barrios
Leonidas Vial Echeverría
Rafael Fernández Morandé
Patricio Claro Grez
Total
Presidente
01/01/11 al 31/12/11
80.062
64.574
144.636
Vicepresidente 01/01/11 al 31/12/11
Director
Director
Director
Director
Director
Director
01/01/11 al 31/12/11
01/01/11 al 31/12/11
01/01/11 al 31/12/11
01/01/11 al 31/12/11
01/01/11 al 31/12/11
01/01/10 al 22/04/10
39.256
40.031
40.031
40.031
40.031
13.410
13.018
13.410
31.899
42.384
34.341
29.466
29.466
12.918
0
71.155
95.825
74.372
82.515
82.907
12.918
279.442
0
39.838
245.048
564.328
Notas:
(*) Montos Brutos
(**) El director Andrea Brentan renunció a sus honorarios y dietas que le corresponden como miembro del Directorio de la compañía.
1.2. Planes de incentivo
1.3. Gastos en asesoría del Directorio
Esta consiste en una remuneración variable anual equivalente
al uno por mil de las utilidades líquidas provenientes del
ejercicio. A modo de anticipo, se determinó pagar una
remuneración mensual, parte a todo evento y parte eventual,
imputable a la remuneración variable anual referida.
Durante el año 2011, el Directorio no realizó gastos en
asesorías.
32
Enersis
Memoria Anual 2011
2. Comité de Directores
De conformidad con lo dispuesto en el Artículo 50 bis de la
Ley N°18.046 sobre Sociedades Anónimas, Enersis cuenta
con un Comité de Directores compuesto de tres miembros,
que tienen las facultades y deberes contemplados en dicho
artículo y los delegados por el Directorio que constan en el
Reglamento del Comité de Directores.
En sesión de 23 de abril de 2010 el Directorio de la sociedad
designó como miembros del Comité de Directores de Enersis
a don Hernán Somerville Senn (independiente), a don Rafael
Fernández Morandé (independiente) y a don Leonidas Vial
Echeverría (independiente).
De la misma forma, el Comité de Directores, en sesión de
igual fecha designó Presidente a don Hernán Somerville Senn
y Secretario del mismo a don Domingo Valdés Prieto. En la
mencionada sesión, el Directorio designó a don Leonidas
Vial Echeverría como Experto Financiero. Al uno de enero
de 2011 el Comité de Directores no registraba variaciones
respecto de lo anterior.
2.1. Informe anual de gestión
El Comité de Directores ha sesionado doce veces durante
el año 2011.
En su primera sesión del ejercicio, efectuada el 26 de enero
de 2011, el Comité de Directores declaró examinados los
Estados Financieros Consolidados de la compañía al 31
de diciembre de 2010, sus Notas, Estados de Resultados y
Hechos Relevantes, así como los Informes de los Auditores
Externos y de los Inspectores de Cuentas sobre el particular.
Además, el Comité de Directores tomó conocimiento formal
y expreso del informe sobre Correduría de Dinero y Giro
Bancario preparado por Deloitte & Touche, de fecha 26 de
enero de 2011, conforme a lo establecido en la Circular
Conjunta N° 960 de la Superintendencia de Bancos e
Instituciones Financieras y de Valores y Seguros. De la misma
forma, el Comité acordó tomar conocimiento formal y
expreso de la carta de control interno de Enersis S.A. de fecha
26 de enero de 2011, preparada por los auditores externos
Deloitte & Touche, de conformidad al Oficio Circular N°422
de la Superintendencia de Valores y Seguros y aprobó las
acciones de remediación pertinentes. El Comité de Directores
acordó aprobar la contratación por parte de Enersis S.A. de
un ex empleado de la firma de auditoría externa Deloitte,
atendida la confirmación de Deloitte que dicha contratación
propuesta no contraviene los requisitos de independencia de
auditores externos de la Securities and Exchange Commission
(SEC) y en cumplimento de la Política de Contratación de
ex – Empleados de empresas de Auditoría Externa por parte
de las empresas del Grupo Enersis, aprobada por el Comité
de Directores en sesión de 24 de enero de 2007.
En su segunda sesión, acaecida el día 28 de febrero
de 2011, el Comité de Directores dió por aprobados los
honorarios pagados por las empresas del Grupo Enersis
durante el 2010 a las distintas firmas de auditoría externa
que emplea y autorizó las estimaciones que se tienen para
los honorarios a pagarse por el ejercicio 2011. El Comité
procedió a calificar favorablemente la evaluación del trabajo
de los auditores externos de la compañía realizado durante el
ejercicio 2010. Acordó, asimismo, proponer al Directorio para
que éste, a su vez, sugiera a la Junta Ordinaria de Accionistas
las firmas Feller Rate Clasificadora de Riesgo Limitada y Fitch
Chile Clasificadora de Riesgo Limitada como clasificadores
privados de riesgo nacional y las firmas Fitch Ratings, Moody’s
Investors Service y Standard & Poor’s International Ratings
Services como clasificadores privados de riesgo internacional
de Enersis S.A. para el ejercicio 2011.
En su tercera sesión, que tuvo lugar el día 29 de marzo de
2011, el Comité de Directores acordó proponer al Directorio
de la compañía que se sugiera a la Junta Ordinaria de
Accionistas la designación de la firma Ernst & Young como
auditores externos de Enersis S.A. para el año 2011. Se
examinaron ciertos servicios prestados por auditores externos
distintos de auditoría externa y se acordó declarar que no
comprometen la idoneidad técnica o la independencia de
juicio de las empresas de auditoría externa y se procedió a
emitir el informe respectivo, todo ello de conformidad a lo
dispuesto en la Sección 202 de la Ley Sarbanes Oxley y en el
Artículo 242, inciso final, de la Ley 18.045 de Mercado de
Valores. Asimismo, el Comité de Directores acordó solicitar
la entrega de un resumen ejecutivo para su análisis relativo al
estudio técnico de aplicación de normativa tributaria chilena
que realizará Ernst & Young. Se acordó aprobar la proposición
del Presupuesto del Comité de Directores para el Ejercicio
2011, según la cual éste consistiría en la cantidad de 6.000
Unidades de Fomento para fines de gastos y funcionamiento
del Comité de Directores y sus asesores. Asimismo, los
miembros del Comité de Directores resolvieron someter
la mencionada proposición de presupuesto del Comité de
Directores para el ejercicio 2011 a la Junta Ordinaria de
Accionistas de Enersis S.A., a fin de que ésta decida en
definitiva sobre este asunto.
En su cuarta sesión que tuvo lugar el día 27 de abril de
2011, el Comité de Directores declaró examinados los
Estados Financieros Consolidados de Enersis S.A. al 31
de Marzo de 2011, sus Notas, Estados de Resultados y
Hechos Relevantes, así como la opinión especial emitida por
Deloitte respecto de la nota sobre saldos y transacciones
33
Memoria Anual 2011
Administración
con empresas relacionadas. El Comité de Directores acordó
declarar examinadas la estructura y procedimientos de control
interno para el reporte financiero de Enersis S.A. durante
el ejercicio 2010, para efectos de la sección 404 de la ley
Sarbanes Oxley Act. El Comité de Directores acordó aprobar
el texto del Formulario 20-F y proponer al Directorio que éste
autorice la presentación del mismo ante la Securities and
Exchange Commission de los Estados Unidos de América
(SEC), con el fin de cumplir con las normas y requerimientos
emanados de dicha autoridad relacionados con la emisión
de valores en dicho país. El Comité de Directores acordó dar
por cumplido el examen sobre las revelaciones relacionadas
con el Statement on Auditing Standards N°61.
En su quinta sesión del ejercicio, efectuada el día 25
de mayo de 2011, el Comité de Directores acordó tener
por efectuada la presentación institucional de los nuevos
Auditores Externos, Ernst & Young, en la cual se dio a
conocer el equipo de trabajo que atendería a la compañía y
las políticas que se seguirían al efecto. Asimismo, emitió su
parecer sobre cada una de las denuncias presentadas a través
del Canal Ético, entregando directivas a seguir para cada una
de éstas y confirmando lo ya resuelto por este órgano, en el
sentido de que corresponderá al Presidente del Comité de
Directores determinar la procedencia de una convocatoria
a sesión extraordinaria de este órgano en el evento que la
entidad de una denuncia así lo justifique a juicio del señor
Presidente del Comité.
En su sexta sesión del ejercicio, efectuada el día 23 de
junio de 2011, el Comité de Directores declaró examinados
los sistemas de remuneraciones y planes de compensación
de los gerentes, ejecutivos principales y trabajadores de la
compañía. El director, señor Rafael Fernández Morandé,
solicitó que se le informara en una próxima sesión acerca del
porcentaje de utilidades anuales que se ha repartido en los
últimos cinco años como bonos de gestión para los ejecutivos
de Enersis S.A. y sus filiales. Asimismo, el señor Fernández
Morandé solicitó que se informara el estado de avance al
30 de junio de la fijación de objetivos para los ejecutivos
de Enersis S.A. y sus filiales y la fecha límite de conclusión
del proceso. Se examinaron ciertos servicios prestados
por auditores externos distintos de auditoría externa y se
acordó declarar que no comprometen la idoneidad técnica
o la independencia de juicio de las empresas de auditoría
externa y procedió a emitir el informe respectivo, todo ello
de conformidad a lo dispuesto en la Sección 202 de la Ley
Sarbanes Oxley y en el Artículo 242, inciso final, de la Ley
18.045 de Mercado de Valores. Por último, y conforme a
lo dispuesto en el Titulo XVI de la Ley sobre Sociedades
Anónimas, al N° 3) del inciso octavo del artículo 50 bis y
al artículo 93 de la misma ley, se acordó actualizar, en lo
pertinente, el Acuerdo del Comité de Directores N°13/2007,
adoptado en sesión de fecha 29 de mayo de 2007, en el
sentido que, atendido que el señor Patricio Claro Grez ya
no se desempeña como Director de Enersis y que el señor
Hernán Somerville Senn ha renunciado a su calidad de
Director de Corpbanca; y que, a su vez, el director señor
Leonidas Vial Echeverría es director de Enersis y Presidente
de Larrain Vial S.A., se hacía necesario actualizar el señalado
Acuerdo Marco, agregando al director señor Leonidas Vial
Echeverría y a Larrain Vial S.A. y suprimiendo las referencias
al señor Patricio Claro Grez y al Banco Bice y al señor Hernán
Somerville Senn y a Corpbanca.
En su séptima sesión del ejercicio, efectuada el día 28 de julio
de 2011, se acordó levantar la prohibición vigente, respecto
de mantener relaciones comerciales con el proveedor Roy
Alpha S.A. en el entendido que las circunstancias fundantes
de la mencionada prohibición no existían a ese día. El Comité
declaró examinados los sistemas de remuneraciones y planes
de compensación de los gerentes, ejecutivos principales y
trabajadores de la compañía y tomó conocimiento de lo
referente a “stock options” emitidas por Enel que benefician
a un ejecutivo principal de Enersis S.A. El Comité de Directores
acordó, por la unanimidad de sus miembros, dar por aprobado
el plan de auditoría del auditor externo para el ejercicio
2011. Se acordó, en relación con servicios a ser prestados
por auditores externos que no sean de auditoría externa, y
conforme a lo señalado en la Sección 202 de la Ley Sarbanes
Oxley y en el artículo 242, inciso final, de la Ley 18.045 de
Mercado de Valores, que, respecto del estudio técnico sobre
la aplicación de la normativa tributaria chilena, encargado a
Ernst & Young, aprobado en sesión del Comité de fecha 29
de marzo de 2011, la eliminación de la Fase II del contrato de
prestación de servicios profesionales a suscribir con Ernst &
Young, referido a la elaboración de un estudio técnico sobre
la aplicación de la normativa tributaria chilena, para cuando
se encuentre concluida la Fase I, no afecta la independencia ó
idoneidad de los auditores externos Ernst & Young. El director
Sr. Rafael Fernández Morandé solicitó se dejara constancia
que, cuando se había aprobado esa contratación, había
solicitado que se entregara al Directorio copia del informe
correspondiente a la Fase I. El Comité de Directores declaró
examinados los Estados Financieros Consolidados de Enersis
S.A. al 30 de junio de 2011, con sus respectivas Notas,
Análisis Razonado, Hechos Relevantes y el Informe de los
Auditores Externos, manifestando su conformidad con los
mismos. Asimismo, el Comité de Directores solicitó que en la
sesión de Septiembre se revisen las provisiones relacionadas
con Derivados y Litigios. Finalmente, se acordó declarar que
las bases del Memorándum de Entendimiento entre Enel
Brasil Participaçoes Ltda. y Endesa Brasil S.A., con el objeto
de desarrollar proyectos eólicos en Brasil, resulta ajustado a
condiciones de mercado existentes al tiempo de celebración
del mismo, sin perjuicio que en la próxima sesión de Comité
34
Enersis
Memoria Anual 2011
de Directores examinare los términos definitivos del mismo.
Se emitió el informe respectivo que dispone la ley sobre esta
última materia.
En su octava sesión del ejercicio, celebrada el día 31
de agosto de 2011, se acordó declarar que los términos
negociados del Memorándum de Entendimiento entre
Enel Brasil Participaçoes Ltda. y Endesa Brasil S.A., con el
objeto de desarrollar proyectos eólicos en Brasil resultan
ajustados a condiciones de mercado existentes al tiempo de
celebración, emitiéndose el informe respectivo. El Comité
de Directores acordó dar por examinada la suscripción de
un contrato denominado “Prestación de Servicios Legales,
Contables y Tributarios” que Enersis S.A. firmaría con la
sociedad Enel Ingegneria e Innovazione, Agencia en Chile,
que tiene por objeto la prestación de servicios jurídicos, de
contabilidad y tributarios por parte de Enersis S.A. a favor de
Enel Ingegnieria e Innovazione, Agencia en Chile, atendido
que dicho contrato se halla ajustado en precio, términos
y condiciones a aquéllas que prevalecen en el mercado al
tiempo de su celebración, emitiéndose el informe respectivo.
En su novena sesión del ejercicio, celebrada el día 30 de
septiembre de 2011, se examinaron ciertos servicios prestados
por auditores externos distintos de auditoría externa y se
acordó declarar que no comprometen la idoneidad técnica
o la independencia de juicio de las empresas de auditoría
externa y procedió a emitir el informe respectivo, todo ello
de conformidad a lo dispuesto en la Sección 202 de la Ley
Sarbanes Oxley y en el Artículo 242, inciso final, de la Ley
18.045 de Mercado de Valores. El Director miembro del
Comité, Sr. Rafael Fernández Morandé, consultó si la fusión
en la cual consistiría la reorganización de Endesa Brasil sería
analizada, en el evento de concluirse la conveniencia de su
realización, en Directorio de Enersis, a lo cual el Gerente
General contestó afirmativamente.
En su décima sesión, celebrada el día 26 de octubre de
2011, el Comité de Directores declaró examinados los
Estados Financieros Consolidados de Enersis S.A. al 30 de
Septiembre de 2011, sus Notas, Estados de Resultados y
Hechos Relevantes, así como la opinión especial emitida
por Ernst & Young respecto de la nota sobre saldos y
transacciones con partes relacionadas. Asimismo, el Comité
de Directores declaró que, en ese acto y con motivo del
examen de los estados financieros y particularmente de
la nota sobre operaciones con partes relacionadas, había
tomado conocimiento de operaciones celebradas por el
Director de Enersis S.A., Sr. Eugenio Tironi Barrios, a través de
sociedades vinculadas a su persona, con Enersis S.A. y algunas
filiales de ésta, operaciones que les habían sido comunicadas
en esa oportunidad. Se examinaron ciertos servicios prestados
por auditores externos distintos de auditoría externa y se
acordó declarar que no comprometen la idoneidad técnica
o la independencia de juicio de las empresas de auditoría
externa y procedió a emitir el informe respectivo, todo ello
de conformidad a lo dispuesto en la Sección 202 de la Ley
Sarbanes Oxley y en el Artículo 242, inciso final, de la Ley
18.045 de Mercado de Valores.
En su undécima sesión, celebrada el día 30 de noviembre
de 2011, el Comité de Directores acordó dejar constancia que
había examinado y tomado conocimiento formal y expreso
de la Carta de Control Interno referida a Enersis S.A., de
fecha 7 de noviembre de 2011 preparada por los auditores
externos de la compañía, Ernst & Young. Asimismo, emitió
su parecer sobre cada una de las denuncias presentadas a
través del Canal Ético, entregando directivas a seguir para
cada una de éstas y confirmando lo ya resuelto por este
órgano, en el sentido de que corresponderá al Presidente
del Comité de Directores determinar la procedencia de una
convocatoria a sesión extraordinaria de este órgano en el
evento que la entidad de una denuncia así lo justifique a
juicio del señor Presidente del Comité. Se examinaron ciertos
servicios prestados por auditores externos distintos de
auditoría externa y se acordó declarar que no comprometen
la idoneidad técnica o la independencia de juicio de las
empresas de auditoría externa y procedió a emitir el informe
respectivo, todo ello de conformidad a lo dispuesto en la
Sección 202 de la Ley Sarbanes Oxley el Artículo 242, inciso
final, de la Ley 18.045 de Mercado de Valores.
En su duodécima sesión, celebrada el 16 de diciembre
de 2011, el Comité de Directores ha aprobado el texto
del informe que debía ser presentado a la Junta Ordinaria
de Accionistas de la compañía acerca de las actividades
desarrolladas por el Comité durante el ejercicio 2011, así
como los gastos en que hubiera incurrido, incluidos los de
sus asesores, durante dicho periodo. Asimismo, en dicha
sesión se aprobaron los calendarios de sesiones ordinarias
del Comité de Directores para el ejercicio 2012.
En conclusión, durante el ejercicio 2011, el Comité de
Directores de Enersis S.A. se ha ocupado cabalmente de las
materias que precisa el artículo 50° bis de la Ley 18.046 sobre
Sociedades Anónimas y ha analizado y contribuido al mejor
desarrollo de las operaciones antes analizadas.
2.2. Gastos del Comité de Directores
El Comité de Directores no hizo uso del presupuesto de
gastos de funcionamiento aprobado por la Junta Ordinaria de
Accionistas de la compañía celebrada el 26 de abril de 2011.
Dicho Comité no ha requerido la contratación de asesorías
de profesionales para el desarrollo de sus funciones.
35
Memoria Anual 2011
Administración
3. Principales ejecutivos
GERENTE GENERAL
Ignacio Antoñanzas Alvear (1)
Ingeniero de Minas
Universidad Politécnica de Madrid
Rut: 22.298.662-1
SUBGERENTE GENERAL
Massimo Tambosco (2)
Licenciado en Administración de
Empresas
Università Commerciale Luigi Bocconi
de Milán
Rut: 23.535.550-7
GERENTE DE AUDITORÍA
Alba Marina Urrea Gómez (3)
Contador Público Nacional
Universidad Autónoma de
Bucaramanga
Rut: 23.363.734-3
6
7
8
9
10
11
4
2
3
5
1
GERENTE REGIONAL DE
PLANIFICACIóN Y CONTROL
Ramiro Alfonsín Balza (4)
Licenciado en Administración de
Empresas
Pontificia Universidad Católica de
Argentina
Rut: 22.357.225-1
FISCAL
Domingo Valdés Prieto (5)
Abogado
Universidad de Chile y Master of Laws
University of Chicago
Rut: 6.973.465-0
GERENTE DE RECURSOS HUMANOS
Carlos Niño Forero (6)
Abogado
Universidad Externado de Colombia
Rut: 23.014.537-7
GERENTE REGIONAL DE COMUNICACIóN
Juan Pablo Larraín Medina (7)
Periodista
Universidad Finis Terrae
Rut: 11.470.853-4
GERENTE REGIONAL DE
CONTABILIDAD
Ángel Chocarro García (8)
Licenciado en Ciencias Económicas
y Empresariales Universidad del País
Vasco
Rut: 14.710.692-0
GERENTE REGIONAL DE
APROVISIONAMIENTO
Eduardo López Miller (9)
Ingeniero Comercial
Pontificia Universidad Católica de
Valparaíso
Rut: 7.706.387-0
GERENTE REGIONAL DE SERVICIOS
GENERALES
Francisco Silva Bafalluy (10)
Administrador Público
Universidad de Chile
Rut: 7.006.337-9
GERENTE REGIONAL DE FINANZAS
Alfredo Ergas Segal (11)
Ingeniero Comercial
Universidad de Chile
Rut: 9.574.296-3
36
Enersis
Memoria Anual 2011
4. Estructura organizacional
PRESIDENCIA
Pablo Yrarrázaval Valdés
GERENCIA GENERAL
Ignacio Antoñanzas Alvear
SUBGERENCIA GENERAL
Massimo Tambosco
GERENCIA REGIONAL DE
COMUNICACIóN
Juan Pablo Larraín Medina
GERENCIA DE AUDITORÍA
Alba Marina Urrea Gómez
GERENCIA REGIONAL DE
SERVICIOS GENERALES
Francisco Silva Bafalluy
GERENCIA DE RECURSOS
HUMANOS
Carlos Niño Forero
GERENCIA REGIONAL DE
CONTABILIDAD
Angel Chocarro García
GERENCIA REGIONAL DE
FINANZAS
Alfredo Ergas Segal
GERENCIA REGIONAL DE
PLANIFICACIóN Y CONTROL
Ramiro Alfonsín Balza
FISCALÍA
Domingo Valdés Prieto
GERENCIA REGIONAL DE
APROVISIONAMIENTO
Eduardo López Miller
4.1. Remuneración a los gerentes y
principales ejecutivos
4.3. Planes de incentivo a los gerentes y
principales ejecutivos
La remuneración total percibida durante el ejercicio 2011 por
los gerentes y principales ejecutivos asciende a la cantidad
de $2.661 millones.
4.2. Beneficios para los gerentes y
principales ejecutivos
La empresa mantiene un seguro complementario de salud
y un seguro catastrófico para los ejecutivos principales y el
grupo familiar que se encuentre acreditado como carga
familiar. Además, la empresa mantiene un seguro de vida
para cada ejecutivo principal. Estos beneficios se otorgan
de conformidad al nivel directivo que al trabajador le
corresponda en cada momento.
En 2011, el monto fue de $20 millones, valor que está
incluido en la remuneración percibida por los gerentes y
principales ejecutivos.
Enersis tiene para sus ejecutivos un plan de bonos anuales por
cumplimiento de objetivos y nivel de aportación individual a
los resultados de la empresa. Este plan incluye una definición
de rango de bonos según el nivel jerárquico de los ejecutivos.
Los bonos que eventualmente se entregan a los ejecutivos
consisten en un determinado número de remuneraciones
brutas mensuales.
4.4. Indemnizaciones pagadas a los
gerentes y principales ejecutivos
Durante el 2011 no hubo pago por este concepto.
37
Memoria Anual 2011
Administración
4.5. Administración de principales filiales
Argentina
Endesa Costanera
José Miguel Granged Bruñen
Ingeniero Industrial
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales de Zaragoza
Hidroeléctrica El Chocón
Fernando Claudio Antognazza
Contador Público
Universidad de Buenos Aires
Edesur
Antonio Jerez Agudo
Ingeniero Industrial
Universidad Politécnica de Barcelona
Brasil
Endesa Cachoeira
Guilherme Gomes Lencastre
Ingeniero Civil
Pontificia Universidad Católica Río de Janeiro
Endesa Fortaleza
Manuel Rigoberto Herrera Vargas
Ingeniero Civil Industrial mención Electricidad
Pontificia Universidad Católica de Chile
Endesa CIEN
Guilherme Gomes Lencastre
Ingeniero Civil
Pontificia Universidad Católica Río de Janeiro
Ampla
Marcelo Llévenes Rebolledo
Ingeniero Comercial
Universidad de Chile
Coelce
Abel Alves Rochinha
Ingeniero Mecánico
Pontificia Universidad Católica Río de Janeiro
Chile
Endesa Chile
Joaquín Galindo Vélez
Ingeniero Superior Industrial
Universidad de Sevilla
Chilectra
Cristián Fierro Montes
Ingeniero Civil Electricista
Universidad de Chile
Colombia
Emgesa
Lucio Rubio Díaz
Licenciado en Ciencias Económicas y Empresariales
Universidad Santiago de Compostela
Codensa
David Felipe Acosta Correa
Ingeniero Eléctrico
Universidad Pontificia Bolivariana
Perú
Edegel
Carlos Luna Cabrera
Ingeniero Civil
Escuela Colombiana de Ingeniería
Edelnor
Ignacio Blanco Fernández
Ingeniero Industrial
Licenciado en Ciencias Económicas y Empresariales
Universidad de Zaragoza
Recursos
humanos
40
Enersis
Memoria Anual 2011
1. Distribución de recursos
humanos
La distribución del personal de la sociedad, incluyendo la
información relativa a las filiales en los cinco países donde
está presente el Grupo Enersis en Latinoamérica, al 31 de
diciembre de 2011, era la siguiente:
Compañía
Enersis (1)
Endesa Brasil (2)
Endesa Chile (3)
Chilectra (4)
Edesur
Edelnor
Codensa (5)
Manso de Velasco (6)
Gerentes y
ejecutivos
principales
Profesionales
y técnicos
Trabajadores
y otros
11
25
42
10
11
8
11
1
337
2.429
2.240
562
1.976
406
1.050
24
9.024
Total
424
2.766
2.447
712
2.849
550
1.101
35
76
312
165
140
862
136
40
10
Total general
119
1.741
10.884
Notas:
(1) Incluye: ICT Servicios Informáticos.
(2) Incluye: Ampla, Coelce, CIEN, Cachoeira Dourada, Fortaleza, En-Brasil
Comercio e Serviços, CTM y TESA.
(3) Incluye: Ingendesa (Chile, Brasil y Perú), Pehuenche, Celta, El Chocón,
Edegel, Emgesa, Costanera, Túnel el Melón, GasAtacama, HidroAysén y
Consorcio ARA-Ingendesa.
(4) Incluye: Empresa Eléctrica de Colina y Luz Andes.
(5) Incluye: Empresa Eléctrica Cundinamarca.
(6) Incluye: Aguas Santiago Poniente, Const. y Proyecto Los Maitenes.
2. Relaciones laborales
Durante 2011 se efectuó el proceso de negociación colectiva
con los Sindicatos de Profesionales y Administrativos
de Enersis, en un marco reglado y en las fechas legales
establecidas. Este proceso concluyó con dos Contratos
Colectivos con vigencia de 4 años, los cuales consideran
mejoras en beneficios educacionales, de salud y calidad de
vida, así como también en la renta variable.
Cabe destacar la continuidad de las reuniones periódicas con
los dos sindicatos de Enersis, permitiendo de este modo un
diálogo sincero y directo en búsqueda del bienestar de los
trabajadores de la empresa.
3. Seguridad y salud laboral
En la celebración del mes del corazón que cada año tiene
lugar en agosto, en 2011 se abordó la temática “Estrés y
riesgo cardiovascular: Qué hacer”.
En la celebración de la cuarta versión de la semana de la
seguridad, se realizaron diversas actividades relacionadas con
el slogan corporativo “Tu seguridad no es cosa de suerte”
en los negocios de distribución y generación, destacando
la realización de caminatas de seguridad, obras de teatro,
lanzamiento de proyecto de trabajos en altura.
En forma permanente en las reuniones de los comités
paritarios, se reflexionó respecto de la importancia que
representa alcanzar la meta de cero accidentes en los lugares
de trabajo.
En el marco del 49° aniversario del Concurso Nacional Anual
de Seguridad, el Consejo Nacional de Seguridad, otorgó
premió a la excelencia a Endesa Chile.
Con la finalidad de desarrollar las habilidades necesarias para
la administración de riesgos laborales, se continuó con la
realización del Diplomado en Gestión de Seguridad y Salud
Ocupacional.
La Gestión del Clima Laboral en empresas colaboradoras
es un objetivo de mucha importancia para Recursos
Humanos, por lo que dentro de los programas de trabajo
desarrollados con las empresas colaboradoras, se contempló
la implementación de importantes actividades, principalmente
a través de herramientas que han permitido realizar una
mejora continua en prácticas de trabajo que faciliten el
desempeño y, la calidad de vida laboral.
Gracias al compromiso de los gerentes de las empresas
colaboradoras se han realizado acciones orientadas a los
temas de salud, seguridad laboral y recreación.
- Concurso de pintura “Pinta un Mundo con Cero
Accidentes”: actividad orientada a los hijos de
trabajadores de empresas contratistas que tiene como
objetivo sensibilizar y entregar un mensaje a través de los
niños sobre la seguridad en el trabajo.
- Campeonato de Futbolito “Tu Copa Grupo Enersis
2011”: actividad orientada a las empresas contratistas
para fortalecer la importancia de la salud y seguridad en
todas las actividades a realizar. Este año el cierre final del
campeonato conto con la presencia de Claudio Borghi,
entrenador de la Selección Nacional de Fútbol y de Lizardo
Garrido ex futbolista, ambos entregaron su entusiasmo e
invitaron a seguir realizando este tipo de actividades que
enriquece la relación entre las personas.
41
Memoria Anual 2011
Recursos humanos
4. Gestión de personas
La Gerencia de Recursos Humanos, con el objetivo de
promover el desarrollo profesional de sus trabajadores
dentro de la organización, ha potenciado la movilidad
interna apuntando a un cambio a la cultura organizacional
que prioriza cubrir las necesidades de contratación mediante
convocatorias internas de vacantes. De esta manera, durante
2011 se efectuaron 544 movimientos internos dentro de las
empresas del Grupo (concursos internos y promociones).
Asimismo, en 2011 ingresaron 796 nuevas personas a la
organización.
La Gerencia de Recursos Humanos tuvo una destacada
participación en Ferias Laborales 2011, confirmando, con ello,
el alto grado de admiración y reputación, siendo las Ferias
una importante fuente de reclutamiento para las vacantes
generadas durante el año.
Asimismo, con la finalidad de dar respuesta a las necesidades
de apoyo de las distintas áreas y gerencias de la compañía,
se dio inicio al Proceso de Reclutamiento de Practicantes y
Memoristas, esta iniciativa pone a disposición de las áreas
a los mejores estudiantes seleccionados para este proceso.
Durante 2011 se recibieron 343 solicitudes de prácticas y 271
alumnos efectuaron su práctica profesional en las empresas
del Grupo Enersis.
Por otro lado, las empresas del Grupo Enersis asumieron el
desafío de proporcionar puestos de trabajo para la integración
de personas con discapacidad. Producto de lo anterior,
en 2011 se potenció el proyecto “Entrada”, logrando la
incorporación de 12 alumnos en práctica con discapacidad.
Como estrategia para captar a los jóvenes con alto potencial
y brindar una oportunidad de desarrollar una carrera
internacional, se dio inicio al proyecto de Jóvenes Talentos, en
su primera fase de reclutamiento. Esta pionera iniciativa, invita
a los mejores estudiantes de la promoción a participar de un
proceso de selección que permitirá a los jóvenes destacados
realizar una exitosa carrera al interior de la compañía.
La Gerencia de Recursos Humanos, a través de una iniciativa
de integración con las diversas áreas, efectuó presentaciones
de las áreas de RRHH a los gestores de la compañía, para
entregar información, dar a conocer su rol y mejorar la
coordinación entre las áreas, teniendo una importante
convocatoria de toda la organización.
En Enersis la gestión del desempeño es muy importante
como herramienta de desarrollo para los trabajadores.
Para ello se viene realizando desde 2010 la evaluación de
comportamientos BARS (Behaviorally Anchored Rating Scales)
y de cumplimiento de objetivos, evaluación común a todas las
empresas del Grupo Enersis a nivel país. Estas evaluaciones son
una herramienta esencial para el desarrollo de las personas,
y son un input para actividades formativas de desarrollo, que
permiten hacer crecer a nuestros empleados mediantes cursos
de formación, talleres, charlas, entre otras actividades.
La Revista Ya del diario El Mercurio junto a la Fundación Chile
Unido, publicaron el ranking de las Mejores Empresas para
Padres y Madres que Trabajan, obteniendo el Grupo Enersis el
tercer lugar. Este importante premio reconoce a las compañías
con las mejores políticas en el área de la conciliación laboral
y familiar y que, a la vez, promueven la adopción de estas
prácticas entre sus trabajadores.
42
Enersis
Memoria Anual 2011
5. Acción educativa
A partir del proceso de detección de necesidades de
capacitación realizado para definir el programa de formación
2011, Enersis estableció un itinerario formativo orientado a
las necesidades del giro, que se plasmó a través de una oferta
de capacitación articulada en dos grandes ejes de acción: Un
Plan Transversal con temas de formación para el desarrollo y
la Formación Técnica Funcional.
Destaca, por segundo año consecutivo, la formación “Visión
del Negocio para las funciones corporativas”, que consideró
acciones formativas e-learning y cursos presenciales. Este
programa, cuyo principal objetivo es que los miembros
identifiquen, comprendan y participen de las actividades y
etapas de los procesos de generación y distribución y, a partir
de este conocimiento, les permita determinar los aspectos
en los que como áreas corporativas, puede aportar valor a
los negocios.
Con el objetivo de proporcionar al personal de la Gerencia
de Contabilidad las herramientas necesarias para el
entendimiento de las políticas contables y estimaciones
contables bajo Normas Internacionales de Información
Financiera, como también del tratamiento contable de
las principales transacciones del negocio y los efectos de
evaluación de los riesgos financieros y de inversión bajo NIIF,
se llevó a cabo un Diplomado en Normas Internacionales
de Información Financiera (NIIF), del cual se titularon veinte
profesionales de la compañía.
E n d i c i e m b re , p ro f e s i o n a l e s d e l a D i re c c i ó n d e
Aprovisionamientos Latam y de las distintas filiales del Grupo
Enersis asistieron al curso de “Category Management”,
dictado por la consultora española Management International
Purchasing (MIP). El modelo de Compras de Category
Management es un enfoque sistemático utilizado por
las organizaciones de clase mundial para maximizar la
contribución de Aprovisionamientos al Negocio.
Con la participación de 30 trabajadores del Grupo Enersis
se dio inicio a la primera versión del Diploma de Mercados
Eléctricos en las dependencias de la Universidad del
Desarrollo, que tiene entre sus objetivos entregar las bases
conceptuales y prácticas que permitan una mayor capacidad
de análisis de los aspectos regulatorios y operativos que
gobiernan los sistemas eléctricos, además de comprender y
analizar principios regulatorios de los mercados eléctricos y
entregar herramientas y conceptos que mejoren la capacidad
de negociación en la contratación de suministro eléctrico.
Al mismo tiempo y con la finalidad de entregar oportunidades
de desarrollo y perfeccionamiento al interior de la compañía,
se otorgaron becas de estudio a los trabajadores, siendo 16
los que contaron con este beneficio. Este programa tiene
por objetivo apoyar a los trabajadores en la realización de
estudios de perfeccionamiento, o prosecución de estudios
en las instancias de pre y postgrado.
Con el objetivo de gestionar el conocimiento, el Campus
Latam continúa su proceso de implantación en la región. Esta
iniciativa está siendo liderada por Chile, posibilitando el flujo
continuo de aprendizaje a los trabajadores y capturando el
know how del negocio eléctrico.
A través del Programa Desarrollo de Habilidades Directivas se
buscó fortalecer competencias como liderazgo, pensamiento
estratégico, negociación y coaching. Este programa contó con
la participación de trabajadores del Grupo Enersis, además de
la participación de destacados docentes, y llevó a cabo una
ronda de charlas dictadas por gerentes del Grupo Enersis.
Para Enersis el clima laboral es muy importante, esto porque
está en íntima relación con las personas que forman el recurso
humano de la compañía. En este sentido, se elaboró un plan
de acción a la luz de los resultados obtenidos en la última
Encuesta de Clima 2010 definiéndose 3 focos de trabajo
como acciones de mejora: Valoración y reconocimiento al
mérito, formación y desarrollo, y comunicación y visión.
Para trabajar dichas áreas de mejora se definieron planes
bianuales (2011-2012) comunes a toda la organización, y
planes de unidad de gestión de apoyo concreto para las
distintas unidades de la compañía, mediante los cuales se
busca mejorar la percepción en estas y otras dimensiones en
la próxima encuesta de clima programada para fines de 2012.
43
Memoria Anual 2011
Recursos humanos
6. Control de contratistas
Como una forma de aportar valor al negocio mediante una
adecuada administración de las contingencias laborales,
durante el año se ha realizado una importante actividad
tendiente a verificar el cumplimiento de las obligaciones
laborales y previsionales en empresas colaboradoras y de
esta forma disminuir los riesgos asociados a contingencias.
Durante 2011 se controlaron mensualmente a nivel
del Grupo, aproximadamente a 8.000 trabajadores
contratistas, sobre el cumplimiento de obligaciones laborales
y previsionales, con el objeto de verificar que dichos
trabajadores de empresas colaboradoras cuenten con sus
remuneraciones al día, contratos de trabajo, pago efectivo de
cotizaciones previsionales, cumplimiento de la Ley de Semana
Corrida y sueldo base, negociaciones colectivas, entre otros
aspectos laborales fundamentales.
De esta manera, se logró contar con empresas contratistas
con personas motivadas y alineadas, que a la vez logra
aminorar los riesgos asociados a los incumplimientos.
Asimismo, atendiendo la naturaleza de las contingencias
se han gestionado en conjunto con la administración de
contrato y las áreas de apoyo, la solución a las contingencias
laborales detectadas, lo que ha implicado que las empresas
colaboradoras han ordenado sus procesos de gestión y flujos
de caja, para así cumplir a tiempo con sus obligaciones
contractuales disminuyendo considerablemente el riesgo
laboral.
Transacciones
bursátiles
46
Enersis
Memoria Anual 2011
1. Transacciones bursátiles en
las bolsas de comercio
Las transacciones trimestrales de los últimos tres años
realizadas en las bolsas donde se transa la acción de Enersis
tanto en Chile, a través de la Bolsa de Comercio de Santiago,
de la Bolsa Electrónica de Chile y de la Bolsa de Valores de
Valparaíso, así como en Estados Unidos de América y España,
a través de la New York Stock Exchange (NYSE) y la Bolsa de
Valores Latinoamericanos de la Bolsa de Madrid (LATIBEX),
respectivamente, se detallan a continuación:
1.1. Bolsa de Comercio de Santiago
Durante 2011, en la Bolsa de Comercio de Santiago, se
transaron 4.342 millones de acciones, lo que equivale a
$850.526 millones. El precio de cierre de la acción a diciembre
fue de $182,62.
Periodos
Unidades
Montos (pesos)
Precio promedio
1er trimestre 2009 1.545.399.629
267.629.805.231
2do trimestre 2009 1.541.427.522
281.772.888.100
3er trimestre 2009 1.241.014.789
247.333.179.220
4to trimestre 2009 1.483.184.289
300.238.377.629
Total 2009
5.811.026.229 1.096.974.250.180
1er trimestre 2010 1.696.301.261
382.729.133.497
2do trimestre 2010 1.563.696.617
324.580.314.181
3er trimestre 2010 1.022.597.744
227.738.321.807
4to trimestre 2010 1.036.873.297
234.604.964.411
Total 2010
5.319.468.919 1.169.652.733.896
1er trimestre 2011 1.596.636.759
322.199.069.612
2do trimestre 2011
958.803.877
195.120.504.650
3er trimestre 2011
886.100.149
168.023.460.684
4to trimestre 2011
900.057.047
165.182.488.252
Total 2011
4.341.597.832
850.525.523.198
173,18
182,80
199,30
202,43
225,63
207,57
222,71
226,26
201,80
203,50
189,62
183,52
1.2. Bolsa Electrónica de Chile
En la Bolsa Electrónica de Chile se transaron durante el
año 707 millones de acciones, lo que equivale a $137.932
millones. El precio de cierre de la acción a diciembre fue de
$180,51.
Periodos
Unidades
Montos (pesos)
Precio promedio
1er trimestre 2009
172.950.412
29.952.728.437
2do trimestre 2009
176.269.604
32.727.994.819
3er trimestre 2009
161.882.338
32.234.274.972
4to trimestre 2009
185.534.126
38.124.542.694
Total 2009
696.636.480
133.039.540.922
1er trimestre 2010
210.199.356
47.800.601.634
2do trimestre 2010
202.242.321
42.504.403.849
3er trimestre 2010
107.290.041
23.896.117.579
4to trimestre 2010
101.357.298
23.150.688.674
Total 2010
621.089.016
137.351.811.736
1er trimestre 2011
199.064.082
39.760.396.718
2do trimestre 2011
181.558.922
37.031.576.257
3er trimestre 2011
182.448.505
34.606.048.013
4to trimestre 2011
144.335.958
26.534.354.814
Total 2011
707.407.467
137.932.375.802
173,19
185,67
199,12
205,49
227,41
210,17
222,72
228,41
199,74
203,96
189,68
183,84
1.3. Bolsa de Valores de Valparaíso
En la Bolsa de Valores de Valparaíso se transaron durante
el año 22 millones de acciones, lo que equivale a $4.281
millones. El precio de cierre de la acción a diciembre fue de
$178,22.
Montos (pesos)
Precio promedio
Periodos
1er trimestre 2009
2do trimestre 2009
3er trimestre 2009
4to trimestre 2009
Unidades
5.822.432
6.662.579
2.616.447
6.038.484
1.057.600.328
1.203.183.215
523.394.087
1.200.161.606
Total 2009
21.139.942
3.984.339.236
1er trimestre 2010
2do trimestre 2010
3er trimestre 2010
4to trimestre 2010
4.532.840
6.608.965
5.421.823
2.101.429
1.014.160.886
1.399.175.523
1.219.393.783
475.974.287
Total 2010
18.665.057
4.108.704.479
1er trimestre 2011
2do trimestre 2011
3er trimestre 2011
4to trimestre 2011
5.692.610
1.248.485
9.623.945
5.790.809
1.218.753.280
248.888.295
1.753.711.300
1.059.644.493
Total 2011
22.355.849
4.280.997.368
181,64
180,59
200,04
198,75
223,74
211,71
224,90
226,50
214,09
199,35
182,22
182,99
47
Memoria Anual 2011
Transacciones bursátiles
1.4. Bolsa de Comercio de Nueva York
(NYSE)
1.5. Bolsa de Valores Latinoamericanos de
la Bolsa de Madrid (Latibex)
Las acciones de Enersis comenzaron a transarse en la Bolsa
de Nueva York (NYSE) el 20 de octubre de 1993. Un ADS
(American Depositary Share) de Enersis representa 50
acciones y su nemotécnico es ENI. Citibank N.A. actúa como
banco depositario y Banco Santander Chile como custodio en
nuestro país. Durante 2011, en los Estados Unidos de América
se transaron 75 millones de ADS lo que equivale US$1.497
millones. El precio del ADS cerró a diciembre en US$17,63.
Periodos
Unidades
Montos (dólares)
Precio promedio
1er trimestre 2009
25.322.091
2do trimestre 2009
22.237.729
3er trimestre 2009
24.095.308
4to trimestre 2009
24.586.636
369.537.941
357.624.325
438.059.222
478.617.884
Total 2009
96.241.764
1.643.839.372
1er trimestre 2010
28.447.369
2do trimestre 2010
23.874.800
3er trimestre 2010
16.048.418
4to trimestre 2010
13.771.056
623.592.343
469.157.995
352.556.358
327.469.831
Total 2010
82.141.643
1.772.776.527
1er trimestre 2011
23.885.357
2do trimestre 2011
15.892.708
3er trimestre 2011
20.034.472
4to trimestre 2011
14.801.276
488.490.283
343.376.093
397.310.624
267.775.785
Total 2011
74.613.813
1.496.952.786
14,54
16,12
18,30
19,32
21,77
19,73
21,91
23,31
20,52
21,55
20,27
18,14
Las acciones de Enersis comenzaron a transarse en el Mercado
de Valores Latinoamericanos de la Bolsa de Madrid (Latibex)
el 17 de diciembre de 2001. Hasta el mes de abril del año
2011, la unidad de contratación para la compañía era de
50 acciones y su nemotécnico es XENI. Desde el 2 mayo de
2011 la unidad de contratación es unitaria. Santander Central
Hispano Investment S.A. actúa como entidad de enlace y el
Banco Santander como custodio en Chile. Durante el 2011,
se transaron 16 millones de acciones, lo que equivale a 4,5
millones de euros. El precio de la unidad de contratación, en
diciembre, cerró en 0,27 euros.
Periodos
1er trimestre 2009
2do trimestre 2009
3er trimestre 2009
4to trimestre 2009
Total 2009
1er trimestre 2010
2do trimestre 2010
3er trimestre 2010
4to trimestre 2010
Total 2010
Unidades
108.066
153.129
168.606
133.850
563.651
76.706
270.788
60.113
43.513
451.120
1er trimestre 2011 (*)
3.824.700
2do trimestre 2011 (*)
3.395.992
3er trimestre 2011 (*)
5.259.100
4to trimestre 2011 (*)
3.293.219
Total 2011 (*)
15.773.011
Montos (euros)
Precio promedio
1.179.407
1.831.466
2.148.348
1.816.675
6.975.896
1.210.946
4.207.514
1.012.462
757.806
7.188.728
1.155.781
1.024.002
1.414.624
893.885
4.488.292
10,91
11,96
12,74
13,57
15,79
15,54
16,84
17,42
0,30
0,30
0,27
0,27
(*) La unidad de contratación se expresaba en los años anteriores en 50
unidades por acción.
48
Enersis
Memoria Anual 2011
2. Información de mercado
Durante el año 2011, el mercado accionario chileno siguió
la tendencia de la mayor parte de las bolsas internacionales,
mostrando un desempeño negativo, marcado principalmente
por la predominancia de incertidumbre relacionada a la
crisis de deuda de algunos de los países miembros de la
Zona Euro, lo que trajo consigo un menor crecimiento del
producto en los países desarrollados y emergentes, así
como un debilitamiento de la banca y por ende de acceso
a financiamiento. Por otro lado, el mercado americano ha
mostrado señales de recuperación, desacoplándose de lo
ocurrido en Europa.
Durante los últimos dos años, los títulos de Enersis han
mostrado un desempeño negativo en los mercados en los
que efectúa transacciones, influenciados por el entorno
económicamente complejo que caracterizó el periodo.
2.1. Bolsa de Comercio de Santiago
El gráfico muestra la evolución de la acción de Enersis durante
los últimos dos años respecto al Índice Selectivo de Precios
de Acciones (IPSA) en el mercado local:
50
40
30
20
10
0
$231
-10
-20
-30
-40
Variación
Enersis
IPSA
30
20
10
0
US$22,9
-10
-20
-30
-40
€16,1
-5
20
15
10
5
0
-10
-15
-20
-25
-30
$182,62
IPSA
Enersis
2010
-5,8%
37,6%
2011
Acumulada 2010-2011
-16,0%
-15,2%
-20,9%
16,6%
US$17,63
€13,4
Dow Jones Indistrial
Dow Jones Utilities
Enersis
XENI
Latibex
49
50
40
30
20
10
Memoria Anual 2011
Transacciones bursátiles
0
50
$231
-10
40
-20
30
$182,62
-30
2.2. Bolsa de Comercio de Nueva York
20
-40
(NYSE)
10
IPSA
Enersis
0
El gráfico siguiente muestra el comportamiento de los ADR’s
$231
-10
de Enersis listados en NYSE (ENI) respecto a los índices Dow
Jones Industrial y Dow Jones Utilities durante los últimos
-20
dos años:
-30
$182,62
30
-40
20
10
0
US$22,9
-10
30
-20
20
-30
10
-40
0
US$22,9
-10
Variación
IPSA
Enersis
US$17,63
Dow Jones Indistrial
Dow Jones Utilities
Enersis
ENI
-20
Dow Jones Industrial
Dow Jones Utilities
-30
2010
1,6%
11,0%
1,8%
2011
Acumulada 2010-2011
-24,1%
5,5%
14,7%
-22,9%
17,2%
16,8%
US$17,63
-40
20
2.3. Bolsa de Valores Latinoamericanos de
la Bolsa de Madrid (Latibex)
15
10
Dow Jones Indistrial
Dow Jones Utilities
Enersis
El gráfico muestra el desempeño de la acción de Enersis
5
(XENI) (*) listada en la Bolsa de Madrid (Latibex) a lo largo
0
de los últimos dos años respecto al Índice LATIBEX.
€16,1
-5
-10
20
-15
15
-20
10
-25
5
-30
0
€16,1
-5
-10
-15
-20
-25
-30
XENI
Latibex
€13,4
€13,4
XENI
Latibex
Variación
XENI
LATIBEX
2010
8,5%
9,0%
2011
Acumulada 2010-2011
-23,7%
-23,3%
-17,2%
-16,4%
(*) Desde mayo de 2011 la unidad de contratación es unitaria. La unidad de
contratación se expresa en los años anteriores en 50 unidades por acción.
Dividendos
52
Enersis
Memoria Anual 2011
De conformidad con la Norma de Carácter General N°283,
numeral 5), se transcriben a continuación las políticas de
dividendos de la sociedad correspondientes a los ejercicios
2012 y 2011.
1. Política de dividendos de 2012
1.1. Generalidades
El Directorio de la compañía, en sesión de fecha 29 de febrero
de 2012, aprobó la siguiente Política de Dividendos y el
correspondiente procedimiento para el pago de dividendos
de Enersis S.A.:
1.2. Política de dividendos
El Directorio tiene la intención de repartir un dividendo
provisorio, con cargo a las utilidades del ejercicio 2012, de
hasta un 15% de las utilidades al 30 de septiembre del 2012,
según muestren los estados financieros a dicha fecha, a ser
pagado en enero de 2013.
El Directorio tiene la intención de proponer a la Junta Ordinaria
de Accionistas, a ser efectuada en el primer cuatrimestre
del 2013, distribuir como dividendo definitivo, un monto
equivalente al 50% de las utilidades del ejercicio 2012.
El dividendo definitivo corresponderá al que defina la Junta
Ordinaria de Accionistas, a ser efectuada en el primer
cuatrimestre del 2013.
El cumplimiento del programa antes señalado quedará
condicionado, en materia de dividendos, a las utilidades que
realmente se obtengan, así como también a los resultados
que señalen las proyecciones que periódicamente efectúa
la sociedad ó a la existencia de determinadas condiciones,
según corresponda.
3. Envío de cheque nominativo o vale vista por correo
certificado al domicilio del accionista que figure en el
Registro de Accionistas.
4. Retiro de cheque o vale vista en las oficinas de DCV
Registros S.A., en su condición de administrador del registro
de accionistas de Enersis S.A, o en el banco y sus sucursales
que se determine para tal efecto y que se informará en el
aviso que se publique sobre el pago de dividendos.
Para estos efectos, las cuentas corrientes o de ahorro
bancarias pueden ser de cualquier plaza del país.
Es preciso destacar que la modalidad de pago elegida por
cada accionista será utilizada por DCV Registros S.A. para
todos los pagos de dividendos, mientras el accionista no
manifieste por escrito su intención de cambiarla y registre
una nueva opción.
A los accionistas que no tengan registrada una modalidad de pago,
se les pagará de acuerdo a la modalidad Nº 4 antes señalada.
En aquellos casos en que los cheques o vales vista sean
devueltos por el correo a DCV Registros S.A., ellos
permanecerán bajo su custodia hasta que sean retirados o
solicitados por los accionistas.
En el caso de los depósitos en cuentas corrientes bancarias,
Enersis S.A. podrá solicitar, por razones de seguridad, la
verificación de ellas por parte de los bancos correspondientes.
Si las cuentas indicadas por los accionistas son objetadas, ya
sea en un proceso previo de verificación o por cualquier otra
causa, el dividendo será pagado según la modalidad indicada
en el punto N° 4 antes señalado.
Por otra parte, la compañía ha adoptado y continuará
adoptando en el futuro todas las medidas de seguridad
necesarias que requiere el proceso de pago de dividendos,
de modo de resguardar los intereses tanto de los accionistas
como de Enersis S.A.
1.3. Procedimiento para el pago de
dividendos
2. Política de dividendos de
2011 (1) (2)
Para el pago de dividendos, sean provisorios o definitivos, y
con el objeto de evitar el cobro indebido de los mismos, Enersis
S.A. contempla las modalidades que se indican a continuación:
1. Depósito en cuenta corriente bancaria, cuyo titular sea el
accionista.
2. Depósito en cuenta de ahorro bancaria, cuyo titular sea
el accionista.
2.1. Generalidades
El Directorio de la compañía, en sesión de fecha 28 de febrero
de 2011, aprobó la siguiente Política de Dividendos y el
correspondiente procedimiento para el pago de dividendos
de Enersis S.A.
53
Memoria Anual 2011
Dividendos
2.2. Política de dividendos
El Directorio tiene la intención de proponer a la Junta Ordinaria
de Accionistas, a ser efectuada en el primer cuatrimestre
del 2012, distribuir como dividendo definitivo, un monto
equivalente al 55% de las utilidades del ejercicio 2011.
El Directorio tiene también la intención de repartir un
dividendo provisorio, con cargo a las utilidades del ejercicio
2011, de un 15% de las utilidades al 30 de septiembre del
2011, según muestren los estados financieros a dicha fecha,
a ser pagado en enero de 2012.
El dividendo definitivo corresponderá al que defina la Junta
Ordinaria de Accionistas, a ser efectuada en el primer
cuatrimestre del 2012.
El cumplimiento del programa antes señalado quedará
condicionado, en materia de dividendos, a las utilidades que
realmente se obtengan, así como también a los resultados
que señalen las proyecciones que periódicamente efectúa
la sociedad, o a la existencia de determinadas condiciones,
según corresponda.
( 1 ) A t r a v é s d e H e c h o E s e n c i a l i n g r e s a d o a l a
Superintendencia de Valores y Seguros el 30 de noviembre
de 2011, Enersis S.A., informó lo siguiente:
De conformidad con lo establecido en los artículos 9° y 10°
inciso 2° de la Ley N° 18.045, y lo previsto en la Norma de
Carácter General N° 30 de esa Superintendencia, y en uso
de las facultades que se me han conferido, informo a usted,
con carácter de hecho esencial que, en su sesión celebrada
el día de hoy, el Directorio de Enersis S.A., acordó, por la
unanimidad de sus miembros asistentes, repartir con fecha
27 de enero de 2012, un dividendo provisorio de $1,46560
por acción, con cargo a los resultados del ejercicio 2011,
correspondiente al 15% de las utilidades líquidas calculadas
al 30.09.2011, de conformidad con la política de dividendos
de la compañía vigente en la materia.
( 2 ) A t r a v é s d e H e c h o E s e n c i a l i n g r e s a d o a l a
Superintendencia de Valores y Seguros el 29 de febrero de
2012, Enersis S.A., informó lo siguiente:
De conformidad con lo establecido en los artículos 9° y 10°
inciso 2° de la Ley N° 18.045, y lo previsto en la Norma
de Carácter General N° 30 de esa Superintendencia, y en
uso de las facultades que se me han conferido, informo
a usted, con carácter de hecho esencial, que en su sesión
celebrada el día de hoy, el Directorio de Enersis S.A., acordó,
por la unanimidad de sus miembros presentes, proponer a
la Junta Ordinaria de Accionistas de Enersis S.A., mantener
el reparto del mismo porcentaje de utilidades efectuado el
ejercicio anterior, esto es, el 50% de las utilidades líquidas
de la compañía. Para el presente ejercicio dicho porcentaje
equivale a $5,7497 por acción, al que habrá que descontar
el dividendo provisorio de $1,46560 por acción pagado en
enero de 2012. En consecuencia, el monto a repartir a los
accionistas será de $4,2841 por concepto de dividendo
definitivo por acción de la compañía.
Esto representaría un reparto efectivo ascendente a
M$139.880.862 con cargo a los resultados al 31 de diciembre
de 2011.
Lo anterior, modifica la política de dividendos vigente en la
materia, que preveía el reparto de un dividendos del 55%
de las utilidades líquidas de la compañía.
3. Utilidad distribuible del
ejercicio 2011
La utilidad distribuible del ejercicio 2011, se indica a
continuación:
Utilidad del Ejercicio *
Utilidad Distribuible
* Atribuible a la sociedad dominante
Millones de $
375.471
375.471
4. Dividendos distribuidos
El siguiente cuadro muestra los dividendos por acción
pagados durante los últimos años:
N°
Dividendo
Tipo de
dividendo
Fecha de
cierre
Fecha de
pago
Pesos por
acción
Imputado al
ejercicio
73
74
75
76
77
78
79
80
81
82
83
84
Definitivo
28/03/06
03/04/06
1,000000
Provisorio
19/12/06
26/12/06
1,110000
Definitivo
16/05/07
23/05/07
4,890330
Provisorio
20/12/07
27/12/07
0,531190
Definitivo
24/04/08
30/04/08
3,412560
Provisorio
13/12/08
19/12/08
1,539310
Definitivo
07/05/09
13/05/09
4,560690
Provisorio
11/12/09
17/12/09
2,456770
Definitivo
29/04/10
06/05/10
4,643230
Provisorio
21/01/11
27/01/11
1,571800
Definitivo
06/05/11
12/05/11
5,873980
Provisorio
21/01/12
27/01/12
1,465600
2005
2006
2006
2007
2007
2008
2008
2009
2009
2010
2010
2011
Política de
inversión y
financiamiento
2011
56
Enersis
Memoria Anual 2011
La Junta Ordinaria de Accionistas, celebrada con fecha 26 de
abril de 2011, aprobó la Política de Inversión y Financiamiento
que se señala a continuación:
1. Inversiones
1.1. Áreas de inversión
Enersis efectuará inversiones, según lo autorizan sus
estatutos, en las siguientes áreas:
• Aportes para inversión o formación de empresas filiales o
coligadas cuya actividad sea afín, relacionada o vinculada
a la energía en cualquiera de sus formas o naturaleza, o
al suministro de servicios públicos o que tengan como
insumo principal la energía.
• Inversiones consistentes en la adquisición, explotación,
construcción, arrendamiento, administración,
comercialización y enajenación de toda clase de bienes
inmuebles, sea directamente o a través de sociedades
filiales.
• Otras inversiones en toda clase de activos financieros,
títulos y valores mobiliarios.
1.2. Límites máximos de inversión
L o s l í m i t e s m á x i m o s d e i n v e r s i ó n p o r c a d a á re a
corresponderán a los siguientes:
• Inversiones en sus filiales del sector eléctrico, las necesarias
para que estas filiales puedan cumplir con sus respectivos
objetos sociales.
• Inversiones en otras empresas filiales, tales que, la suma de
las proporciones de los activos fijos correspondientes a la
participación en cada una de estas otras empresas filiales,
no supere a la proporción de activo fijo correspondiente
a la participación en las filiales del sector eléctrico y de
Enersis.
1.3. Participación en el control de las áreas
de inversión
Para el control de las áreas de inversión y de acuerdo a lo
que establece el objeto social de Enersis, se procederá, en la
medida de lo posible, de la siguiente forma:
• Se propondrá en las Juntas de Accionistas de todas las
sociedades anónimas filiales y coligadas, la designación
57
Memoria Anual 2011
Política de inversión y financiamiento 2011
de directores que correspondan a la participación de
Enersis en las mismas, debiendo provenir estas personas
preferentemente de entre los directores o ejecutivos tanto
de la sociedad como de sus empresas filiales.
• Se propondrá a las empresas filiales las políticas de
inversiones, financiamiento y comerciales, así como los
sistemas y criterios contables a que éstas deberán ceñirse.
• Se supervisará la gestión de las empresas filiales y
coligadas.
• Se mantendrá un control permanente de los límites
de endeudamiento, de forma tal, que las inversiones
o aportes que se realicen o se planifique realizar no
impliquen una variación fuera de norma de los parámetros
que definen los límites máximos de inversiones.
2. Financiamiento
2.1. Nivel máximo de endeudamiento
El límite máximo de endeudamiento de Enersis estará
dado por una relación deuda total/patrimonio más interés
minoritario igual a 2,2 veces del balance consolidado.
2.2. Atribuciones de la administración
para convenir con acreedores restricciones
al reparto de dividendos
Sólo se podrá convenir con acreedores restricciones al
reparto de dividendos, si previamente tales restricciones
han sido aprobadas en Junta de Accionistas (Ordinaria o
Extraordinaria).
2.3. Atribuciones de la administración
p a r a c o n v e n i r c o n a c re e d o re s e l
otorgamiento de cauciones
La administración de la sociedad podrá convenir con
acreedores el otorgamiento de cauciones reales o personales,
ajustándose a la ley y a los estatutos sociales.
2.4. Activos esenciales para el funcionamiento
de la sociedad
Constituye activo esencial para el funcionamiento de Enersis
las acciones representativas de los aportes que ésta efectúe
a su filial Chilectra S.A.
Negocios de la
compañía
60
Enersis
Memoria Anual 2011
1. Estructura de negocios
GENERACIÓN
Endesa Chile
Endesa Costanera
Hidroeléctrica El Chocón
Endesa Fortaleza
Endesa Cachoeira
Endesa CIEn*
Emgesa
Edegel
(*) Transmisión
DISTRIBUCIÓN
Chilectra
Edesur
Ampla
Coelce
Codensa
Edelnor
OTROS NEGOCIOS
ICT
Inmobiliaria Manso de Velasco
2. Reseña histórica
El 19 de junio de 1981, la Compañía Chilena de Electricidad
S.A. creó una nueva estructura societaria, dando origen a
una sociedad matriz y tres empresas filiales. Una de ellas
fue la compañía Chilena Metropolitana de Distribución
Eléctrica S.A. En 1985, como consecuencia de la política de
privatización dispuesta por el Gobierno de Chile, se inició el
traspaso accionario de la Compañía Chilena Metropolitana
de Distribución Eléctrica S.A. al sector privado, proceso
que culminó el 10 de agosto de 1987. Mediante este
proceso se incorporaron a la sociedad las Administradoras
de Fondos de Pensión (AFP’s), los trabajadores de la misma
empresa, inversionistas institucionales y miles de pequeños
accionistas. La estructura organizacional estaba basada en
actividades o funciones operativas cuyos logros se evaluaban
funcionalmente y su rentabilidad estaba limitada por un
esquema tarifario, producto de la dedicación exclusiva de la
empresa al negocio de distribución eléctrica.
En 1987, el Directorio de la sociedad propuso una división
de las distintas actividades de la compañía matriz. De
esta forma, se crearon cuatro filiales que permitieron su
administración como unidades de negocios con objetivos
propios, expandiendo así las actividades de la empresa hacia
otros negocios no regulados, pero vinculados al giro principal.
61
Memoria Anual 2011
Negocios de la compañía
Esta división fue aprobada por la Junta General Extraordinaria
de Accionistas del 25 de noviembre de 1987, que determinó
su nuevo objeto social. Con lo anterior, la Compañía Chilena
Metropolitana de Distribución Eléctrica S.A. pasó a tener el
carácter de una sociedad de inversiones.
El 1 de agosto de 1988, en virtud de lo acordado por la Junta
General Extraordinaria de Accionistas del 12 de abril de 1988,
una de las sociedades nacidas de la división cambió su razón
social por la de Enersis S.A. En Junta General Extraordinaria
de Accionistas del 11 de abril de 2002 se modificó el objeto
social de la compañía, introduciendo las actividades de
telecomunicaciones y la inversión y administración de sociedades
que tengan por giro las telecomunicaciones e informática y los
negocios de intermediación a través de Internet.
En 1988, y con el propósito de enfrentar exitosamente el
desafío de desarrollo y crecimiento, la empresa se dividió
en 5 unidades de negocios, las que dieron origen a cinco
filiales. De éstas, Chilectra y Río Maipo se hicieron cargo de
la distribución eléctrica; Manso de Velasco se concentró en
servicios de ingeniería y construcción eléctrica, además de
la administración inmobiliaria; Synapsis del área informática
y procesamiento de datos; mientras que Diprel se centró en
prestar servicios de abastecimiento y comercialización de
productos eléctricos.
Hoy Enersis es una de las compañías eléctricas privadas
más grandes de Latinoamérica, en términos de activos
consolidados e ingresos operacionales, lo que se ha logrado
mediante un crecimiento estable y equilibrado en sus
negocios eléctricos: generación, transmisión y distribución.
El desarrollo del negocio de distribución de energía eléctrica
en el extranjero lo ha realizado en conjunto con su filial
Chilectra, empresa destinada a la distribución de energía
eléctrica en la Región Metropolitana, Chile. Sus inversiones en
generación de energía eléctrica en el país y el extranjero los
ha desarrollado principalmente a través de su filial Empresa
Nacional de Electricidad S.A. (Endesa Chile).
A d i c i o n a l m e n t e , e s t á p re s e n t e e n n e g o c i o s q u e
complementan sus actividades principales mediante
participación mayoritaria en las siguientes compañías,
Inmobiliaria Manso de Velasco Ltda., dedicada al negocio
inmobiliario, mediante el desarrollo integral de proyectos
inmobiliarios y la administración, arriendo, compra y venta
del patrimonio inmobiliario de Enersis y filiales en Chile; ICT
Servicios Informáticos Limitada es una empresa de servicios
de consultoría en materias de tecnología de la información
e informática y telecomunicaciones.
62
Enersis
Memoria Anual 2011
3. Expansión y desarrollo
Enersis inició su expansión internacional en 1992, mediante
la participación en distintos procesos de privatización en
América Latina, desarrollando una presencia significativa en
los sectores eléctricos de Argentina, Brasil, Colombia y Perú.
1992
• El 15 de mayo adquirió el 60% y control de la generadora
Central Costanera, actualmente Endesa Costanera,
ubicada en Buenos Aires, Argentina.
• El 30 de julio se adjudicó el 51% de la Empresa
Distribuidora Sur S.A., Edesur, empresa que distribuye
energía eléctrica en la ciudad de Buenos Aires, Argentina.
1993
• En julio compró la generadora Hidroeléctrica El Chocón,
ubicada en la Provincia de Neuquén y Río Negro,
Argentina.
1994
• En julio, Enersis adquirió en US$176 millones el 60% del
capital accionario de la Empresa de Distribución Eléctrica
de Lima Norte S.A., Edelnor, en Perú. También adquirió
Edechancay, otra distribuidora eléctrica de dicho país que
con posterioridad fue absorbida por la primera.
• Al cierre del año, Enersis adquirió un 1,9% adicional del
capital accionario de Endesa Chile, alcanzando el 17,2%
de la propiedad.
1995
• El 12 de diciembre, Enersis adquirió un 39% adicional de
Edesur, convirtiéndose en controladora de la misma.
• Adicionalmente adquirió la generadora Edegel, en Perú.
1996
• El 15 de febrero, Enersis alcanzó el 25,28% del capital
accionario de Endesa Chile. El 15 de abril, Endesa Chile
se convirtió en filial de Enersis.
• Invierte en el mercado sanitario, adquiriendo la empresa
Agua Potable Lo Castillo S.A.
• El 20 de diciembre, Enersis ingresó al mercado brasileño
adquiriendo parte importante de las acciones de la
antiguamente denominada Companhia de Eletricidade do
Río de Janeiro S.A., Cerj, empresa que distribuye energía
eléctrica en la ciudad de Río de Janeiro y Niteroi, Brasil,
cuya actual razón social es Ampla Energía e Serviços S.A.
• El 20 de diciembre adquirió el 99,9% de Central
Hidroeléctrica de Betania S.A. E.S.P, en Colombia.
1997
• El 5 de septiembre se adquirió por un monto de US$715
millones el 78,9% de Centrais Elétricas Cachoeira
Dourada, en Brasil.
• El 15 de septiembre, Enersis participó con éxito en
el proceso de capitalización de Codensa S.A. E.S.P.,
adquiriendo el 48,5% de la propiedad en US$1.226
millones, sociedad que desarrolla el negocio de
distribución eléctrica en la ciudad de Bogotá y en el
departamento de Cundinamarca, Colombia. A su vez,
se adjudicó el 5,5% de la Empresa Eléctrica de Bogotá.
• El 15 de septiembre adquirió por un monto de US$951
millones el 75% de Emgesa, generadora colombiana y un
5,5% adicional de la Empresa Eléctrica de Bogotá S.A.
• ENDESA, S.A. (España) compró el 32% de Enersis.
1998
• El 3 de abril, Enersis volvió a incursionar en el mercado
brasileño. Esta vez, se adjudicó el 89% y control de la
Companhia Energética de Ceará S.A., Coelce, empresa
que distribuye electricidad en el noreste de Brasil, en el
Estado de Ceará, en US$868 millones.
• El 22 de abril, Enersis alcanzó el 100% de la propiedad
de Aguas Cordillera, en Santiago de Chile.
• El 28 de diciembre, Enersis se adjudicó el control a través
de la adquisición del 40% de la propiedad de Esval, en la
Región de Valparaíso.
1999
• ENDESA, S.A. (España), tomó el control de Enersis. A través
de una Oferta Pública de Adquisición de Acciones (OPA),
la referida multinacional adquirió un paquete adicional
correspondiente al 32% de Enersis, el que sumado al
32% que ya poseía desde agosto de 1997, situó su
participación total en 64%. Esta operación, concretada
el 7 de abril de 1999, supuso una inversión de US$1.450
millones. Como consecuencia del aumento de capital
realizado en Enersis en 2003, esta participación disminuyó
al actual 60,62% de la propiedad.
• El 11 de mayo, Enersis adquirió un 35% de Endesa
Chile, el que sumado al 25% que ya controlaba en
ésta, le permitió alcanzar el 60% de la propiedad de la
generadora. De esta manera, se consolidó como una de
las principales empresas eléctricas privadas de América
Latina.
2000
• En el marco estratégico del Plan Génesis se vendieron
las filiales Transelec, Esval, Aguas Cordillera y activos
inmobiliarios en US$1.400 millones.
63
Memoria Anual 2011
Negocios de la compañía
2001
• Se efectuaron importantes inversiones: US$364 millones
para incrementar la participación en el capital social de
Chilectra, en Chile; US$150 millones en la adquisición
de un 10% del capital social de Edesur, en Argentina,
porcentaje que estaba en poder de los trabajadores de la
empresa; US$132 millones para aumentar la participación
en la brasileña Ampla; US$23 millones para aumentar en
15% la participación en Río Maipo, en Chile, y US$1,6
millón para aumentar en un 1,7% la participación en el
capital social de Distrilima en Perú.
2002
• Se adjudicó en Brasil, la Central Termoeléctrica Fortaleza
en el estado de Ceará. Adicionalmente, comenzó la
operación comercial de la segunda fase de la interconexión
eléctrica entre Argentina y Brasil, CIEN, completando una
capacidad de transmisión de 2.100 MW entre ambos
países.
2003
• Se vendieron activos por US$757 millones, operación que
incluyó la central generadora Canutillar y la distribuidora
eléctrica Río Maipo, ambos en Chile.
2004
• Entró en operación la Central Hidroeléctrica Ralco, ubicada en
la Región del Biobío, con un aporte de 690 MW de potencia.
2005
• El 18 de abril, se constituyó la subsidiaria Endesa Eco,
cuyo objetivo es promover y desarrollar proyectos de
energía renovable como centrales mini hidráulicas, eólicas,
geotérmicas, solares y de biomasa, además de actuar
como depositaria y comercializadora de los certificados
de reducción de emisiones que se obtengan de dichos
proyectos.
• Se constituyó la filial Endesa Brasil S.A., con todos los
activos que mantenían en Brasil el Grupo Enersis y Endesa
Internacional (actualmente Endesa Latinoamérica): CIEN,
Fortaleza, Cachoeira Dourada, Ampla, Investluz y Coelce.
2006
• Durante febrero se compró por aproximadamente
US$17 millones, la central Termocartagena (142 MW) en
Colombia, que opera con fuel oil o gas.
• En marzo, Enersis informó a la Superintendencia de Valores
y Seguros la fusión de Elesur y Chilectra, mediante la
absorción de esta última por la primera. Los efectos
jurídicos de esta fusión se produjeron a contar del 1 de
abril de 2006.
• En junio se materializó la fusión de Edegel y Etevensa, esta
última filial de Endesa Internacional (actualmente Endesa
Latinoamérica, S.A.) en Perú.
• El 29 de septiembre, Endesa Chile, ENAP, Metrogas y GNL
Chile firmaron el acuerdo que define la estructura del
Proyecto Gas Natural Licuado (GNL), en el cual Endesa
Chile participa con un 20%.
2007
• En marzo se constituyó la sociedad Centrales
Hidroeléctricas de Aysén S.A. (HidroAysén), cuyo objeto
es el desarrollo y explotación del proyecto hidroeléctrico
en la Región de Aysén, denominado “Proyecto Aysén”,
que significarán 2.750 MW de nueva capacidad instalada
para Chile.
• En abril se puso a disposición del Centro de Despacho
Económico de Carga del Sistema Interconectado Central
(CDEC-SIC), la primera fase de la central térmica de ciclo
combinado San Isidro, segunda unidad, con una potencia
de 248 MW.
• En septiembre se completó la fusión de las empresas de
generación colombianas, Emgesa y Betania.
• El 11 de octubre, ENEL S.p.A. y ACCIONA, S.A.
toman control de Enersis, a través de ENDESA, S.A.,
y de Endesa Internacional, S.A. (actualmente Endesa
Latinoamérica S.A.).
• Durante noviembre inició la operación comercial la central
hidroeléctrica Palmucho, ubicada a pie de presa de Central
Ralco, en el Alto Biobío, Región del Biobío, aportando
32 MW de potencia al Sistema Interconectado Central (SIC).
• El 6 de diciembre se inauguró Canela, el primer Parque
Eólico del Sistema Interconectado Central. Canela está
situado en la comuna del mismo nombre en la Región
de Coquimbo, aporta 18 MW al SIC.
2008
• En enero entró en operación comercial la segunda fase
de la central térmica de ciclo combinado San Isidro II,
elevando su potencia instalada a un total de 353 MW.
• El 24 de marzo comenzó la operación dual de la unidad
Nº1 de Central Termoeléctrica Tal-Tal, con una capacidad
instalada de 245 MW.
• El 27 de junio se puso en operación comercial la mini
central hidroeléctrica Ojos de Agua, aportando 9 MW de
potencia instalada al SIC.
64
Enersis
Memoria Anual 2011
2009
• Las sociedades ACCIONA, S.A., y ENEL S.p.A. anunciaron
un acuerdo mediante el cual ACCIONA, S.A. directa e
indirectamente transferirá a ENEL ENERGY EUROPE S.L. el
25.01% de la propiedad de ENDESA, S.A. De esta forma,
ENEL ENERGY EUROPE S.L., controlada en un 100% por
ENEL S.p.A., será titular del 92,06% del capital social de
ENDESA, S.A.
• El 25 de junio se hizo efectivo el acuerdo suscrito entre
ENEL S.p.A. y ACCIONA, S.A., mediante el cual ENEL pasó
a controlar el 92,06% del capital social de ENDESA, S.A.
• El 9 de octubre Endesa Chile adquirió el 29,3974%de su
filial peruana de generación, Edegel. Las acciones fueron
adquiridas a precio de mercado a Generalima S.A.C.,
sociedad que a su vez es filial de Endesa Latinoamérica S.A.
Con esta operación, Endesa Chile pasó a tener de manera
directa e indirecta el 62,46% de las acciones de Edegel.
• Con fecha 15 de octubre, Enersis S.A. adquirió
153.255.366 acciones representativas del 24% del
capital social de su filial peruana, Edelnor a un precio
de 2,72 soles por acción. Dicha compra se efectuó a
Generalima S.A.C., sociedad peruana filial de Endesa
Latinoamérica S.A., matriz de Enersis. Con esta operación,
la participación accionarial directa e indirecta de
Enersis S.A. en Edelnor aumentó del 33,53% al 57,53%.
2010
• En febrero, la Central San Isidro aumentó su capacidad
instalada a 399 MW; la unidad de ciclo combinado
aumentó en 22 MW su capacidad luego de implementar
modificaciones tecnológicas que le permitieron operar de
forma dual (gnl y petróleo).
• El 31 de mayo en el contexto del esfuerzo permanente por
entregar a sus clientes un servicio de excelencia, Chilectra
comenzó la ejecución del proyecto Red de Distribución
Telegestionada (Red D-T) ejecutada por Cam, cambio
tecnológico que permitirá dar un salto cualitativo en el
registro del consumo eléctrico y la reducción de pérdidas
de energía.
• A comienzos de junio Chilectra y Clínica Dávila
inauguraron el Proyecto Solar más grande de Chile. Con
un total de 264 colectores termo-solares, instalados en
740 m2, la tecnología Solar-Electric permitirá calentar
más de 70.000 litros diarios de agua sanitaria, a través
de dos energías totalmente limpias, no contaminantes y
con ahorros de hasta 85%.
• En julio Endesa Chile y Minera Lumina Copper Chile S.A.
formalizaron un contrato de suministro para abastecer de
energía eléctrica al Proyecto Caserones, ubicado a 162
kilómetros al sureste de Copiapó. El acuerdo contempla
el abastecimiento de energía y potencia desde el 1 de
septiembre de 2012 hasta el 31 de diciembre de 2022.
• En octubre de 2010, la compañía sometió al Servicio
de Evaluación Ambiental (SEA), el Estudio de Impacto
Ambiental (EIA) del proyecto LTE Central Hidroeléctrica
Los Cóndores, iniciativa que permitirá conectar la
futura Central Hidroeléctrica Los Cóndores al Sistema
Interconectado Central (SIC), principal red eléctrica del
país que abastece a más del 90% de la población.
• En diciembre de 2010 se reingresó el EIA de Central
Hidroeléctrica Neltume. La compañía reingresó al Servicio
de Evaluación Ambiental (SEA) de la Región de Los Ríos, el
Estudio de Impacto Ambiental (EIA) del proyecto Central
Hidroeléctrica Neltume, incorporando la información
adicional que solicitaron los diversos organismos que
participan del proceso de evaluación de la iniciativa. El
proyecto de 490 MW de capacidad instalada buscará
aprovechar el potencial hidroeléctrico existente en la zona,
específicamente en el río Fuy, desagüe natural del lago
Pirehueico.
• En diciembre Endesa Chile ingresó al SEA de la Región
de Los Ríos el EIA del proyecto denominado Línea de
Alta Tensión S/E Neltume-Pullinque. La iniciativa tiene
por objetivo levantar y operar la infraestructura necesaria
para transportar e inyectar al Sistema Interconectado
Central (SIC), la energía proveniente de la futura Central
Hidroeléctrica Neltume.
• Enersis aceptó la oferta presentada por la empresa Graña
y Montero S.A.A., para la adquisición de la totalidad de la
participación que posee de manera directa e indirecta en
su filial Compañía Americana de Multiservicios Limitada,
CAM; y de igual forma, aceptó la oferta presentada por
Riverwood Capital L.P. para la adquisición de la totalidad
de la participación que posee de manera directa e indirecta
en su filial Synapsis Soluciones y Servicios IT Ltda. El precio
ofertado por CAM y sus filiales presentes en los mercados
de Argentina, Brasil, Colombia y Perú ascendió a US$20
millones. En el caso de Synapsis, el precio ofertado por la
compañía y sus filiales domiciliadas en Argentina, Brasil,
Colombia y Perú, ascendió a US$52 millones.
2011
• Fueron ingresados a tramitación ambiental cuatro
proyectos: “Optimización de Obras de la Central
Hidroeléctrica Los Cóndores”, “Parque Eólico Renaico”,
“LAT S/E PE Renaico - S/E Bureo” y “Optimización
Central Termoeléctrica Bocamina Segunda Unidad”.
De éstos, el proyecto “Optimización de Obras de la
Central Hidroeléctrica Los Cóndores” ya fue calificado
como ambientalmente favorable. Por su parte, están
en tramitación ambiental: “LTE CH Los Cóndores - S/E
Ancoa”, “Central Hidroeléctrica Neltume”, “Línea
de Alta Tensión S/E Neltume - Pullinque”, “Parque
65
Memoria Anual 2011
Negocios de la compañía
Eólico Renaico”, “LAT S/E PE Renaico - S/E Bureo” y
“Optimización Central Termoeléctrica Bocamina Segunda
Unidad”.
• En mayo, la Comisión de Evaluación Ambiental de la
Región de Aysén aprobó el Estudio de Impacto Ambiental
de las centrales del Proyecto Hidroaysén, presentado a
trámite el 14 de agosto de 2008, lo que constituye un
hito importante en la tramitación de las autorizaciones
necesarias para desarrollar este proyecto de la sociedad
Centrales Hidroeléctricas Aysén, en la que Endesa Chile
participa en un 51%, siendo el 49% restante propiedad
de la empresa eléctrica chilena Colbún. De llevarse
a cabo este proyecto, supondría la incorporación de
2.750 MW de potencia hidráulica al sistema eléctrico
chileno, repartida entre cinco centrales, haciendo una
aportación importante a la seguridad de suministro del
país. El proyecto contempla asimismo la construcción de
una línea de transporte de alta tensión, desarrollada por
terceros, de unos 1.912 Km de longitud, y cuyo trámite
de aprobación se iniciará próximamente.
• En agosto Endesa, S.A. mediante un Hecho Relevante
comunicó la formalización de un contrato de compraventa
por el que Endesa Latinoamérica, S.A. (participada al
100% por Endesa, S.A.) adquiría de EDP Energias de
Portugal S.A. su participación del 7,70% en las filiales de
Endesa en Brasil Ampla Energia e Serviços S.A. y Ampla
Investimentos e Serviços S.A. por un precio de 76 millones
de euros y de 9 millones de euros respectivamente. Tras
esta adquisición Endesa S.A., pasó a controlar un 99,64%
del capital de ambas sociedades, que cotizan en la Bolsa
de Sao Paulo. El 5 de agosto y en cumplimiento de la
normativa del mercado de valores de Brasil, Endesa
informó que promoverá en las condiciones previstas en
dicha normativa sendas ofertas públicas de adquisición
(OPA) de acciones residuales dirigidas al 0,36% restante
titularidad de los accionistas minoritarios tanto de Ampla
Energia e Serviços S.A. como de Ampla Investimentos e
Serviços S.A.
• En septiembre el Grupo Enersis midió la Huella de Carbono
de sus centrales de generación en Latinoamérica. A través
de su filial Endesa Chile, la compañía efectuó el cálculo
de la Huella de Carbono para 13 centrales de generación
ubicadas en Argentina, Chile y Colombia , y también en el
Edificio Corporativo de Santiago de Chile. Paralelamente,
en Perú, se elaboró una metodología propia y se calculó,
en base a ésta, la Huella de Carbono en las centrales
de tecnología hidráulica y térmica, y también de la sede
corporativa, en Lima. Chilectra por su parte, mide su
Huella de Carbono y hace públicos sus resultados desde
2007 en su Informe de Sostenibilidad. La distribuidora
abordó esta temática con la finalidad de ofrecer a sus
clientes diversas acciones que permitan reducir las
emisiones de CO2, a través de la Eficiencia Energética
(EE) o la implementación de Energías Renovables No
Convencionales (ERNC). Para ello, Chilectra mantiene una
alianza estratégica con la empresa POCH Ambiental, de
amplia experiencia en asesorías de Cambio Climático y
elaboración de Huella de Carbono, y que entrega servicios
en cálculo y certificación, como también en la reducción
de emisiones por EE o ERNC.
Inversiones
y actividades
financieras
68
Enersis
Memoria Anual 2011
1. Plan de inversiones
Coordinamos la estrategia de financiamiento global de
nuestras filiales y créditos entre compañías con el fin de
optimizar la administración de deuda además de los términos
y condiciones de nuestro financiamiento. Nuestras filiales
desarrollan planes de inversión de capital independientes
que se financian sobre la base de la generación interna de
fondos o el financiamiento directo. Una de nuestras metas
es concentrarnos en aquellas inversiones que arrojarán
beneficios a largo plazo, tales como, los proyectos para
reducir las pérdidas de energía.
Nuestro plan de inversiones es suficientemente flexible para
adaptarse a circunstancias cambiantes al otorgar distintas
prioridades a cada proyecto de acuerdo a la rentabilidad
y calce estratégico. Las prioridades de inversión están
actualmente enfocadas a desarrollar el plan de obras en
Chile, Perú y Colombia.
1.1. Generación
Nuestros gastos de capital en generación totalizaron $299
mil millones en 2011, de los cuales $145 mil millones fueron
incurridos es Chile y $154 mil millones fuera del país, mientras
que en 2010, estos gastos totalizaron $194 mil millones, de
los cuales $116 mil millones fueron incurridos en Chile y el
resto en el extranjero.
En Chile nuestras principales inversiones durante 2011
estuvieron concentradas en la construcción de la Central
Bocamina II. En la región, nuestro principal proyecto de
inversión fue la continuación de la construcción del proyecto
El Quimbo, que comprende la construcción de una central
hidroeléctrica de 400 MW de capacidad en Colombia.
1.2. Distribución
Durante 2011 incurrimos en gastos de capital por $419
mil millones, principalmente para atender las necesidades
de consumo, producto del crecimiento demográfico y de
nuevos clientes, como también para mejorar la calidad del
servicio. De este total, $37 mil millones fueron incurridos en
Chile y $382 mil millones fuera del país. Por otra parte, en
2010, incurrimos en gastos de capital por $440 mil millones
para atender nuevos clientes, reducir pérdidas de energía,
mantener equipos y redes, y mejorar la calidad del servicio,
de los cuales $36 mil millones fueron incurridos en Chile.
En Chile, durante 2011, Chilectra realizó inversiones por
un total de $37 mil millones relacionadas principalmente
a satisfacer el crecimiento de la demanda de energía,
ofreciendo un servicio cada vez más confiable a todos sus
clientes, y también en los proyectos de calidad de servicio,
seguridad y proyectos de prevención de pérdidas.
Chilectra también continuó desarrollando los planes de
Conectividad Inteligentes, cuyo objetivo es integrar nueva
tecnología a la infraestructura de energía eléctrica, sistemas
de información y comunicación.
En Alta Tensión, se continuó con el reforzamiento de las
redes con un conductor de alta capacidad. En Media Tensión
se sigue avanzando con el Cambio de Nivel de Tensión, de
12 kV a 23 kV, incorporándose una capacidad de 3,86 MVA.
Además, se construyeron 8 nuevos alimentadores en las
subestaciones Chacabuco, Recolecta, Lo Valledor, La Cisterna,
Santa Marta y Vitacura.
En Argentina, nuestra filial Edesur, llevó a cabo inversiones
por cerca de $80 mil millones principalmente relacionadas a
importantes obras de infraestructura eléctrica, incluyendo la
incorporación de la nueva subestación Rigolleau y recambio
de transformadores de distribución.
En el caso de Brasil, la inversión total alcanzó a $183 mil
millones. En particular, Ampla realizó inversiones por un
total de $132 mil millones, principalmente concentrada en
proyectos de reducción de pérdidas y en el mejoramiento de
calidad de las redes de distribución.
En el caso de Coelce, la inversión totalizó los $51 mil millones,
principalmente por mejoras en la red de media tensión.
Especial importancia mantuvo el programa “Luz para todos”,
plan apoyado por el Gobierno del Estado de Ceará para
proveer de servicio y energía a los clientes en zonas rurales.
En Colombia, las inversiones realizadas totalizaron $82 mil
millones en proyectos dirigidos a la expansión, para atender
a nuevos clientes y satisfacer el crecimiento de la demanda,
y para incorporar equipos y renovar redes de distribución
con el fin de mejorar la calidad del suministro de energía.
Entre las inversiones realizadas por Codensa podemos
destacar los planes de Nueva Demanda Urbana que consisten
en la construcción de la infraestructura necesaria para la
atención de la nueva demanda; la ampliación de capacidad
en circuitos de Media Tensión y la subterranización de redes
de Media y Baja Tensión.
69
Memoria Anual 2011
Inversiones y actividades financieras
En la Empresa Eléctrica de Cundinamarca, las inversiones
estuvieron principalmente destinadas a mejorar la continuidad
y calidad del suministro y reducir las pérdidas de energía,
a través de la normalización de las redes de Media y Baja
Tensión y la construcción de nuevas redes para la cobertura
de nuevos suministros.
En Perú, Edelnor llevó a cabo inversiones por un monto total
de $37 mil millones enfocadas principalmente a satisfacer el
crecimiento en la demanda, ampliando las redes, mejorando
la calidad de servicio y reforzando la seguridad en los
alimentadores de Media y Baja Tensión. Desarrollando además,
inversiones en el área de programas de control de pérdida.
Edelnor también continuó mejorando la atención y
electrificación de nuevos proyectos inmobiliarios, reduciendo
las pérdidas comerciales y mejorando el alumbrado público
de calles.
2. Actividades financieras
Las actividades financieras del Grupo Enersis siempre han
sido un tema relevante y prioritario. Se ha trabajado en
mejorar el perfil financiero tanto de Enersis como de sus
filiales, emitiendo capital y deuda a las mejores condiciones
existentes en el mercado.
De los hechos financieros más relevantes en la historia de
Enersis, destacan, entre otros, los siguientes acontecimientos:
Entre 1988 y 1992 la acción de Enersis comenzó a transarse
en las bolsas locales y el 20 de octubre de 1993, en la Bolsa de
Nueva York (NYSE), a través de los ADS, bajo su nemotécnico
ENI.
En febrero de 1996, Enersis realizó una segunda emisión
de acciones tanto en el mercado local como internacional.
Adicionalmente, emitió bonos en Estados Unidos por un
monto total de US$800 millones, con vencimientos en 2006,
2016 y 2026.
En febrero de 1998, Enersis volvió a aumentar su capital y
emitió bonos por un monto de US$200 millones.
En 2000, realizó un nuevo aumento de capital por US$525
millones aproximadamente.
En 2001, el 17 de diciembre, se comenzaron a transar en el
Mercado de Valores Latinoamericanos de la Bolsa de Madrid
(LATIBEX) las acciones de Enersis bajo su nemotécnico XENI.
70
Enersis
Memoria Anual 2011
Entre junio y diciembre de 2003, Enersis realizó un nuevo
aumento de capital, lo que permitió incrementar la base
patrimonial de la compañía en más de US$2.000 millones.
Entre los meses de noviembre de 2004 y diciembre de 2006,
Enersis suscribió dos líneas de crédito rotativo comprometidas
y sin garantías, mediante su antigua agencia de las Islas
Caimán. En el mismo periodo, Endesa Chile, a través de su
antigua agencia de las Islas Caimán, suscribió tres líneas de
crédito rotativas comprometidas sin garantía senior. Estos
contratos de créditos se estructuraron con varios bancos por
una suma total de US$550 millones para Enersis y US$650
millones para Endesa Chile y con fechas de vencimiento entre
los años 2009 y 2011.
Adicionalmente, en junio de 2008, Endesa Chile suscribió
un contrato de crédito sindicado renovable sin garantía por
US$200 millones, y un contrato de deuda a 6 años plazo
por US$200 millones con los mismos bancos. Esta última,
para refinanciar parte de los vencimientos en julio de 2008
de Bonos Yankee por US$400 millones.
Finalmente, en octubre de 2008 se firmaron enmiendas a las
dos líneas de créditos de Enersis y las tres de Endesa Chile,
con el objeto de reducir significativamente las restricciones
contractuales a dicha documentación bancaria. Los principales
cambios incluyeron: un aumento del umbral de materialidad
de cross default a US$50 millones junto a una exigencia
copulativa de un pago en mora por ese mismo monto; una
reducción de la cantidad de covenants financieros exigidos;
un covenant de apalancamiento más holgado para Endesa
Chile; una modificación de la documentación para reflejar
la adopción de IFRS, y otros cambios de definiciones y
condiciones que otorgan una mayor flexibilidad a ambas
compañías.
En 2008 se realizaron, además, operaciones financieras
considerando, tanto refinanciamientos como nuevas
emisiones y coberturas, en las empresas filiales extranjeras
por un total equivalente a US$2.209 millones, de los cuales,
US$125 millones provienen de Argentina, US$594 millones
de Brasil, US$793 millones de Colombia y US$697 millones
de Perú.
Respecto al crédito rotativo por US$200 millones contratado
por Enersis en 2006 con The Bank of New York como banco
agente con el objeto de otorgar liquidez a la compañía, éste
venció en diciembre de 2009 sin haber sido utilizado, razón
por la cual, Enersis contrató en su reemplazo dos líneas de
créditos rotativos por un total equivalente a US$200 millones,
tomados en partes iguales tanto en el mercado internacional
como en el mercado bancario local, respectivamente.
Con respecto al crédito rotativo por US$200 millones que
contrató Endesa Chile en 2006 en conjunto con el crédito
rotativo de Enersis, con el propósito de mantener un nivel
adecuado de liquidez, en ambas compañías, éste venció
también en diciembre de 2009. En su reemplazo, Endesa
Chile contrató en el mercado bancario local varios créditos
rotativos por un total equivalente de US$100 millones,
con lo cual, Enersis y Endesa Chile quedaron con US$200
millones y US$300 millones disponibles en créditos rotativos,
respectivamente.
En cuanto a otras transacciones realizadas, Enersis y Chilectra
recibieron en octubre de 2009 un total aproximado de
US$86 millones, por la venta ordinaria de acciones en la
Bolsa de Valores de Bogotá correspondiente al 2,473% de
participación que el Grupo Enersis tenía en la Empresa de
Energía de Bogotá (EEB).
Además, con fecha 9 de octubre de 2009, Endesa Chile
adquirió en la Bolsa de Valores de Lima un paquete accionario
correspondiente al 29,3974% del capital social de su filial
generadora de energía en Perú (Edegel), operación que
significó un costo de adquisición de US$375 millones, con
lo cual, la participación accionarial directa e indirecta de
Endesa Chile en Edegel aumentó a un 62,46% de su capital
accionario. Asimismo, con fecha 15 de octubre de 2009,
Enersis adquirió en la Bolsa de Valores de Lima un paquete
accionario correspondiente al 24% del capital social de su
filial peruana de distribución eléctrica (Edelnor), operación
que significó un costo de adquisición de US$146 millones,
con lo cual, la participación accionaria directa e indirecta de
Enersis en Edelnor aumentó a un 57,53% de su capital social.
En 2009 se realizaron operaciones financieras, tanto
refinanciamientos como nuevos financiamientos y coberturas,
en las empresas filiales extranjeras por un total equivalente
en dólares a aproximadamente US$1.540 millones, de los
cuales US$208 millones provienen de Argentina, US$492
millones de Brasil, US$633 millones de Colombia y US$207
millones de Perú.
En 2010 se realizaron operaciones financieras, tanto
refinanciamientos como nuevos financiamientos y coberturas,
en las empresas filiales extranjeras por un total equivalente
en dólares a aproximadamente US$1.578 millones, de los
cuales US$190 millones provienen de Argentina, US$157
millones de Brasil, US$1.044 millones de Colombia y US$187
millones de Perú.
En 2011 se realizaron operaciones financieras, tanto
refinanciamientos como nuevos financiamientos y coberturas,
en las empresas filiales extranjeras por un total equivalente
71
Memoria Anual 2011
Inversiones y actividades financieras
cercano a US$1.615 millones, de los cuales US$247 millones
provienen de Argentina, US$709 millones de Brasil, US$529
millones de Colombia y US$130 millones de Perú.
En Endesa Chile, la liquidez permitió no renovar una línea de
crédito Revolving que vencía en julio de 2011 por un monto
aproximado de US$200 millones.
Debido a enmiendas realizadas entre los años 2006 y 2010
a los contratos de bonos locales, bonos Yankee, y líneas
de crédito bajo la Ley de Nueva York de Enersis y Endesa
Chile, a la fecha eventos de incumplimiento de cualquier
subsidiaria extranjera no tiene efecto en las deudas de las
matrices chilenas.
2.1. Finanzas nacionales
Enersis y Endesa Chile cuentan al cierre de 2011 con líneas
de crédito comprometidas disponibles por un equivalente a
US$202 millones y US$302 millones, respectivamente.
Asimismo, Enersis y Endesa Chile y sus respectivas filiales
en Chile, cuentan al cierre de 2011 con líneas de crédito
no comprometidas disponibles en el mercado nacional
por un equivalente a US$239 millones y US$204 millones,
respectivamente.
Durante 2011, Enersis mantuvo disponible para giro la
totalidad del programa de bonos locales por UF 12,5
millones, programa inscrito en el Registro de Valores de la
Superintendencia de Valores y Seguros en febrero de 2008.
Al cierre de 2011 permanecían sin utilizar las Líneas de
Efectos de Comercio por un monto máximo total de hasta
US$200 millones tanto para Enersis como para Endesa Chile.
Estas Líneas de Efectos de Comercio fueron inscritas en enero
de 2009 en el Registro de Valores de la Superintendencia de
Valores y Seguros.
Adicional a los contratos de créditos rotativos y programas
de bonos ya señalados, tanto Enersis como Endesa Chile con
sus filiales chilenas terminaron con una caja disponible de
US$1.071 millones, correspondiendo a Enersis la suma de
US$688 millones y a Endesa Chile US$383 millones.
Respecto a la deuda financiera consolidada de Enersis a
diciembre de 2011, ésta alcanzó a US$7.330 millones. De
este monto, US$3.769 millones corresponden a Endesa Chile
consolidado. Esta deuda está compuesta principalmente por
bonos internacionales, bonos locales y deuda bancaria.
Cabe señalar que la caja consolidada de Enersis finalizó en
US$2.346 millones, con lo cual, la deuda neta consolidada
alcanza a US$4.984 millones.
En cuanto a financiamientos bancarios, Endesa Chile
mantiene vigente la deuda por US$200 millones,
correspondiente al crédito sindicado contratado en junio de
2008 y que tiene su vencimiento final en junio de 2014, en
el cual BBVA Bancomer es el Agente de la operación.
72
Enersis
Memoria Anual 2011
2.2. Finanzas internacionales
2.3.3. Colombia
Durante 2011, la economía mundial sufrió un estancamiento,
principalmente por la situación financiera que están
enfrentando Europa y Estados Unidos. En tanto y a pesar
de que aún existen dudas respecto a cuán sostenible será
la recuperación de la economía mundial, las economías
emergentes mantuvieron su crecimiento. Anticipándose a
esto, las filiales extranjeras del Grupo Enersis continuaron con
el refinanciamiento de su deuda a mayor plazo, mejorando
incluso los niveles de tasa de interés y con el cumplimiento
de una política que permite tener los riesgos financieros
controlados.
En 2011 se realizaron operaciones financieras, tanto
refinanciamientos como nuevos financiamientos y coberturas,
en las empresas filiales extranjeras por un total equivalente
cercano a US$1.615 millones, de los cuales US$247 millones
provienen de Argentina, US$709 millones de Brasil, US$529
millones de Colombia y US$130 millones de Perú.
2.3. Principales operaciones financieras
concretadas durante 2011
2.3.1. Argentina
Endesa Costanera refinanció vencimientos de 2011
por aproximadamente US$80 millones con créditos
bancarios. Dentro de estos refinanciamientos, destacó
la refinanciación de US$35 millones de vencimientos con
Mitsubishi Corporation y US$10 millones con Credit Suisse.
Hidroeléctrica El Chocón refinanció crédito sindicado por
US$40 millones a 4 años y contrató un nuevo crédito
sindicado con bancos locales por US$24 millones a 3,5 años,
lo que le permitió incrementar la vida media de su deuda.
Edesur, por su parte, obtuvo financiamientos bancarios por
un total de US$56 millones.
2.3.2. Brasil
Ampla y Coelce efectuaron exitosas emisiones de
bonos locales por US$193 millones y US$222 millones,
respectivamente, lo que les permitió incrementar la vida
media de su deuda. Además, durante el año recibieron
desembolsos de BNDES y BNB respectivamente, por un monto
total de US$167 millones para financiamiento de inversiones.
En Emgesa la operación más importante efectuada fue la
estructuración de un bono internacional por US$400 millones,
donde parte de los recursos serán utilizados para financiar
el proyecto Quimbo. Además, se efectuaron operaciones de
cobertura de tipo de cambio, por aproximadamente US$116
millones.
2.3.4. Perú
Edelnor refinanció vencimientos de corto plazo por US$54
millones aplazándola hasta 2018, aumentando la vida media
de su deuda. Edegel, por su parte, contrató un préstamo
por US$31 millones a un plazo de siete años, cuyos recursos
fueron utilizados para refinanciar anticipadamente deuda con
vencimientos en 2012. Además, se contrataron instrumentos
de cobertura tipo de interés por un total de US$30 millones.
2.4. Política de cobertura
2.4.1. Tipo de cambio
La política de cobertura de tipo de cambio del Grupo Enersis
es en base a flujos de caja y tiene como objetivo mantener
un equilibrio entre los flujos indexados a moneda extranjera
(dólar), y los niveles de activos y pasivos en dicha moneda.
Durante 2011, las operaciones financieras realizadas por
Enersis le permitieron mantener un nivel de pasivos en dólares
ajustado a los flujos esperados en dicha moneda.
Como parte de esta política, Endesa Chile contrató forwards
por US$163 millones para cubrir el riesgo de tipo de cambio
de los desembolsos futuros de la construcción de la central
Bocamina II denominados en UF, traspasándolos a dólar que
es la moneda en la cual están denominados los ingresos de
la filial.
Adicionalmente, en Chile se contrataron forwards por
US$376 millones para cubrir flujos en diferentes monedas
provenientes de las filiales en Latinoamérica.
El resto de las compañías del Grupo en la región contrataron
forwards de tipo de cambio por US$116 millones para
redenominar desembolsos futuros de acuerdo con la
indexación de sus flujos.
73
Memoria Anual 2011
Inversiones y actividades financieras
2.4.2. Tipo de Interés
3.1. Clasificación internacional
La política del Grupo consiste en mantener niveles de
cobertura, total de deuda fija y/o protegida sobre la deuda
neta total, dentro de la banda de más o menos 10% con
respecto al nivel de cobertura establecido en el presupuesto
anual. En vista de lo anterior, durante 2011 se contrataron
swaps de tasa de interés por US$30 millones para fijar libor
(London Interbank Offering Rate). Al cierre de diciembre, el
nivel consolidado de deuda fija más protegida sobre la deuda
neta fue de 62%.
Enersis
S&P
Moody`s
Fitch Ratings
Corporativa
BBB+, estable
Baa2, estable
BBB+, estable
3.2. Clasificación local
Enersis
Acciones
Bonos
Feller Rate
Fitch Ratings
1era Clase Nivel 1
1era Clase Nivel 1
AA, estable
AA, estable
3. Clasificación de riesgo
El 9 de noviembre de 1994, Standard and Poor’s y Duff &
Phelps clasificaron por primera vez a Enersis en BBB+, esto
es, compañía con grado de inversión. Posteriormente, en
1996, Moody’s clasificó la deuda de largo plazo en moneda
extranjera de la compañía en Baa1.
Durante el transcurso del tiempo, la mayoría de las
clasificaciones de riesgo han variado. Actualmente, todas
están en “grado de inversión” con perspectivas estables, las
cuales se fundamentan en la diversificada cartera de activos,
la liquidez y adecuadas políticas de cobertura de servicio de
deuda.
Las filiales de Enersis tienen una sólida situación financiera y
posición de liderazgo en los distintos mercados donde operan.
El 25 de abril de 2011, Moody´s mejoró la calificación
corporativa de Enersis para deuda denominada en moneda
extranjera, desde Baa3 a Baa2. Por otra parte, el 15 de julio
de 2011, Feller Rate ratificó las calificaciones vigentes para
los programas de bonos, acciones, y efectos de comercio.
En la misma línea, Standard and Poor´s (30 de noviembre
de 2011) y Fitch Ratings (05 de enero de 2012) confirmaron
la clasificación internacional para Enersis en BBB+ con
perspectiva estable.
Los ratings están apoyados en el diversificado portafolio de
activos que posee la compañía, fuertes parámetros crediticios,
adecuada composición de deuda y amplia liquidez. La
diversificación geográfica de Enersis en Latinoamérica provee
una cobertura natural frente a las diversas regulaciones y
condiciones climáticas.
4. Propiedades y seguros
La empresa es propietaria de algunos equipos y subestaciones
ubicados en la Región Metropolitana. Al mismo tiempo,
posee seguros ante riesgos tales como: incendios, rayos,
explosiones, actos maliciosos, terremotos, inundaciones,
aluviones, terrorismo, daños a terceros y otros.
5. Marcas
La sociedad tiene registradas las marcas Enersis, EnersisPLC,
Enersis.PLC, e Internet a la velocidad de la luz Enersis PLC.
6. Proveedores, clientes y
competidores relevantes
Siendo Enersis una empresa que opera principalmente en el
ámbito de la generación y distribución de energía eléctrica,
se ha optado por considerar los proveedores, clientes y
competidores más relevantes de sus principales filiales en
Chile, esto es Endesa Chile y Chilectra.
En concordancia con lo anterior, se estableció que los
proveedores, clientes y competidores más relevantes para la
compañía son: Metro, Cencosud Retail, CGE Distribución,
Colbún, AES Gener, Guacolda, Pacific Hydro, Saesa,
Chilquinta, Minera Los Pelambres, Compañía Minera Doña
Inés de Collahuasi, Gerdau Aza, Emelectric, Ingeniería y
Construcción Tecnimont, y E-CL.
En relación al grado de dependencia, no existe respecto de los
distintos clientes y proveedores señalados precedentemente
un grado de dependencia significativo.
Factores de
riesgo
76
Enersis
Memoria Anual 2011
1. Factores de riesgo
Las empresas del Grupo están expuestas a determinados
riesgos que gestiona mediante la aplicación de sistemas
de identificación, medición, limitación de concentración y
supervisión.
Entre los principios básicos definidos por el Grupo en el
establecimiento de su política de gestión de los riesgos
destacan los siguientes:
• Cumplir con las normas de buen gobierno corporativo.
• Cumplir estrictamente con todo el sistema normativo de
la compañía.
• El Comité de Riesgos de la sociedad es el órgano
encargado de definir, aprobar y actualizar los principios
básicos en los que se han de inspirar las actuaciones
relacionadas con el riesgo.
• El Gobierno de los Riesgos, se organiza operativamente
a través de la existencia de las funciones de Control de
Riesgos y de Gestión de Riesgos, siendo ambas funciones
independientes.
• Cada negocio y área corporativa define:
I. Los mercados y productos en los que puede operar en
función de los conocimientos y capacidades suficientes
para asegurar una gestión eficaz del riesgo.
II. Criterios sobre contrapartes.
III. Operadores autorizados.
• Los negocios y áreas corporativas establecen para cada
mercado en el que operan su predisposición al riesgo de
forma coherente con la estrategia definida.
• Los límites de los negocios se ratifican por el Comité de
permita minimizar el costo de la deuda con una volatilidad
reducida en el estado de resultados.
Cumpliendo la política actual de cobertura de tasa de interés
el porcentaje de deuda fija y/o protegida por sobre la deuda
neta total, se situó en 62% al 31 de diciembre de 2011.
Dependiendo de las estimaciones del Grupo y de los objetivos
de la estructura de la deuda, se realizan operaciones de
cobertura mediante la contratación de derivados que mitiguen
estos riesgos. Los instrumentos utilizados actualmente para
dar cumplimiento a la política, corresponden a swaps de tasa
que fijan desde tasa variable a fija.
La estructura de deuda financiera del Grupo Enersis según
tasa de interés fija, protegida y variable, después de derivados
contratados, es la siguiente:
Posición neta:
Tasa de interés fijo
Tasa de interés variable
Total
31-12-2011
31-12-2010
%
62%
38%
100%
%
51%
49%
100%
1.2. Riesgo de tipo de cambio
Los riesgos de tipos de cambio se corresponden,
fundamentalmente, con las siguientes transacciones:
• Deuda denominada en moneda extranjera contratada por
Riesgos de la empresa.
sociedades del Grupo Enersis.
• Todas las operaciones de los negocios y áreas corporativas
se realizan dentro de los límites aprobados en cada caso.
• Los negocios, áreas corporativas, líneas de negocio y
empresas establecen los controles de gestión de riesgos
necesarios para asegurar que las transacciones en los
mercados se realizan de acuerdo con las políticas, normas
y procedimientos de Enersis.
1.1. Riesgo de tasa de interés
Las variaciones de las tasas de interés modifican el valor
razonable de aquellos activos y pasivos que devengan una
tasa de interés fija, así como los flujos futuros de los activos
y pasivos referenciados a una tasa de interés variable.
El objetivo de la gestión del riesgo de tasas de interés es
alcanzar un equilibrio en la estructura de la deuda, que
• Pagos a realizar en mercados internacionales por
•
adquisición de materiales asociados a proyectos.
Ingresos en sociedades del Grupo que están directamente
vinculados a la evolución del dólar.
• Flujos desde filiales en el extranjero a matrices en Chile,
expuestos a variaciones de tipo de cambio.
Con el objetivo de mitigar el riesgo de tipo de cambio, la
política de cobertura de tipo de cambio del Grupo Enersis es
en base a flujos de caja y contempla mantener un equilibrio
entre los flujos indexados a US$y los niveles de activos y pasivos
en dicha moneda. El objetivo es minimizar la exposición de los
flujos al riesgo de variaciones en tipo de cambio.
Los instrumentos utilizados actualmente para dar
cumplimiento a la política corresponden a swaps de moneda
y forwards de tipo de cambio. Igualmente, la política busca
refinanciar deuda en la moneda funcional de cada compañía.
77
Memoria Anual 2011
Factores de riesgo
1.3. Riesgo de commodities
El Grupo Enersis se encuentra expuesto al riesgo de
la variación del precio de algunos “commodities”,
fundamentalmente a través de:
• Compras de combustibles en el proceso de generación
de energía eléctrica.
• Operaciones de compra-venta de energía que se realizan
en mercados locales.
Con el objeto de reducir el riesgo en situaciones de extrema
sequía, la compañía ha diseñado una política comercial,
definiendo niveles de compromisos de venta acordes con
la capacidad de sus centrales generadoras en un año seco,
e incluyendo cláusulas de mitigación del riesgo en algunos
contratos con clientes libres.
En consideración a las condiciones operativas que enfrenta
el mercado de la generación eléctrica en Chile, sequía y
alta volatilidad del precio del petróleo, la compañía está
permanentemente verificando la conveniencia de tomar
coberturas al precio del Brent. Al 31 de diciembre de 2011 no
existen instrumentos de cobertura vigentes y las coberturas
contratadas en el pasado han sido puntuales y por montos
poco significativos. No se descarta que en el futuro se haga
uso de este tipo de herramientas.
1.4. Riesgo de liquidez
El Grupo Enersis mantiene una política de liquidez consistente
en la contratación de facilidades crediticias a largo plazo
comprometidas e inversiones financieras temporales, por
montos suficientes para soportar las necesidades proyectadas
para un periodo que está en función de la situación y
expectativas de los mercados de deuda y de capitales.
Las necesidades proyectadas antes mencionadas, incluyen
vencimientos de deuda financiera neta, es decir, después
de derivados financieros. Para mayor detalle respecto a las
características y condiciones de las deudas financieras y
derivados financieros ver notas 18, 20 y anexo 4.
Al 31 de diciembre de 2011, el Grupo Enersis presenta una
liquidez de M$1.219.921.268 en efectivo y otros medios
equivalentes y M$238.832.000 en líneas de crédito de
largo plazo disponibles de forma incondicional. Al 31 de
diciembre de 2010, el Grupo Enersis tenía una liquidez de
M$961.355.037 en efectivo y otros medios equivalentes
y M$242.750.000 en líneas de crédito de largo plazo
disponibles de forma incondicional.
78
Enersis
Memoria Anual 2011
1.5. Riesgo de crédito
1.5.2. Activos de carácter financiero
Dada la coyuntura económica actual, el Grupo viene
realizando un seguimiento detallado del riesgo de crédito.
1.5.1. Cuentas por cobrar comerciales
En lo referente al riesgo de crédito correspondiente a las
cuentas a cobrar provenientes de la actividad comercial, este
riesgo es históricamente muy limitado dado que el corto plazo
de cobro a los clientes hace que no acumulen individualmente
montos muy significativos. Lo anterior es aplicable tanto
para nuestro negocio de generación como de distribución
de electricidad.
En nuestra línea de negocio de generación de electricidad, en
algunos países, frente a falta de pago es posible proceder al
corte del suministro, y en casi todos los contratos se establece
como causal de término de contrato el incumplimiento de
pago. Para este fin se monitorea constantemente el riesgo de
crédito y se miden los montos máximos expuestos a riesgo
de pago que, como está dicho, son limitados.
En el caso de nuestras empresas de distribución de
electricidad, el corte de suministro, en todos los casos, es
una potestad de nuestras compañías ante incumplimientos
de parte de nuestros clientes, la que se aplica de acuerdo a
la regulación vigente en cada país, lo que facilita el proceso
de evaluación y control del riesgo de crédito, que por cierto
también es limitado.
Las inversiones de excedentes de caja se efectúan en
entidades financieras nacionales y extranjeras de primera
línea (con calificación de riesgo equivalente a grado de
inversión) con límites establecidos para cada entidad. Para
la selección de bancos para inversiones se consideran aquellos
que tengan por lo menos dos calificaciones investment
grade, considerando las tres principales agencias de rating
internacional (Moody’s, S&P y Fitch).
Las colocaciones están respaldadas con bonos del tesoro de
los países donde se opera y/o papeles emitidos por bancos
de primera línea privilegiando, en la medida de lo posible y
condiciones de mercado, los primeros. La contratación de
derivados se realiza con entidades de elevada solvencia, de
manera que alrededor del 80% de las operaciones son con
entidades cuyo rating es igual o superior a A-.
1.6. Medición del riesgo
El Grupo Enersis elabora una medición del Valor en Riesgo
de sus posiciones de deuda y de derivados financieros, con el
objetivo de garantizar que el riesgo asumido por la compañía
permanezca consistente con la exposición al riesgo definida por
la Gerencia, acotando así la volatilidad del estado de resultados.
La cartera de posiciones incluidas a efectos de los cálculos
del presente Valor en Riesgo se compone de:
• Deuda
• Derivados financieros.
79
Memoria Anual 2011
Factores de riesgo
El Valor en Riesgo calculado representa la posible pérdida de
valor de la cartera de posiciones descrita anteriormente en
el plazo de un día con un 95% de confianza. Para ello se ha
realizado el estudio de la volatilidad de las variables de riesgo
que afectan al valor de la cartera de posiciones, incluyendo:
• Tasa de interés Libor del dólar estadounidense.
• Para el caso de deuda, considerando las distintas monedas
en las que operan nuestras compañías, los índices locales
habituales de la práctica bancaria.
• Los tipos de cambio de las distintas monedas implicadas
en el cálculo.
El cálculo del Valor en Riesgo se basa en la generación
de posibles escenarios futuros (a un día) de los valores
de mercado (tanto spot como a plazo) de las variables de
riesgo mediante metodologías de Bootstrapping. El número
de escenarios generados asegura el cumplimiento de los
criterios de convergencia de la simulación. Para la simulación
de los escenarios de precios futuros se ha aplicado la matriz
de volatilidades y correlaciones entre las distintas variables
de riesgo calculada a partir del histórico de los retornos
logarítmicos del precio. Una vez generados los escenarios
de precios se calcula el valor razonable de la cartera con
cada uno de los escenarios, obteniendo una distribución de
posibles valores a un día. El Valor en Riesgo a un día con un
95% de confianza se calcula como el percentil del 5% de
los posibles incrementos de valor razonable de la cartera en
un día. La valoración de las distintas posiciones de deuda y
derivados financieros incluidos en el cálculo, se han realizado
de forma consistente con la metodología de cálculo del
capital económico reportado a la gerencia.
Teniendo en cuenta las hipótesis anteriormente descritas, el
Valor en Riesgo de las posiciones anteriormente comentadas
desglosado por tipo de posición se muestra en la siguiente
tabla:
Posiciones financieras
Tipo de interés
Tipo de cambio
Correlación
Total
31-12-2011
31-12-2010
M$
M$
41.560.004
38.847.459
3.602.591
539.575
(310.050)
(2.695.024)
44.852.545
36.692.010
Las posiciones de Valor en Riesgo han evolucionado durante
el ejercicio 2011 y 2010 en función del inicio/vencimiento de
las operaciones a lo largo de cada periodo.
Marco
regulatorio de
la industria
eléctrica
82
Enersis
Memoria Anual 2011
1. Argentina
1.1. Estructura de la industria
En el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) hay cuatro
categorías de agentes locales (generadores, transmisores,
distribuidores y grandes clientes) y agentes extranjeros
(comercializadores de generación y comercializadores de
demanda) quienes están autorizados para comprar y vender
electricidad así como los productos relacionados.
El sector de generación está organizado en una base
competitiva, con generadores independientes que venden su
producto en el mercado spot del MEM o, a través de contratos
privados, a clientes en el mercado de contratos del MEM,
o a CAMMESA a través de transacciones especiales, como
contratos, según las Resoluciones SE 220/2007 y 724/2008.
La transmisión funciona en condiciones de monopolio y
está compuesta por varias compañías a los que el Gobierno
Federal les otorga concesiones. Un concesionario opera
y mantiene las instalaciones del voltaje más alto y ocho
concesionarios operan y mantienen las instalaciones de
voltaje alto y medio, a los cuales las plantas generadoras,
los sistemas de distribución y los grandes usuarios están
conectados. Los sistemas de transmisión interconectados
internacionales requieren de concesiones otorgadas por la
Secretaría de Energía. Las compañías de transmisión están
autorizadas para aplicar diferentes peajes por sus servicios.
La distribución es un servicio público que opera bajo condiciones
de monopolio y es atendida por compañías a las que también
se les ha otorgado concesiones. Las compañías de distribución
tienen la responsabilidad de que la electricidad esté disponible a
los clientes finales dentro de su área de concesión específica, sin
consideración a si el cliente tiene un contrato con el distribuidor
o con un generador. De acuerdo con esto, las compañías tienen
tarifas reguladas y están sujetas a especificaciones de calidad
de servicio. Las compañías de distribución pueden obtener la
electricidad tanto del mercado spot del MEM, a los precios
llamados precios estacionales”, o en el mercado de largo plazo
del MEM a través de contratos privados con generadores. El
“precio estacional”, definido por la Secretaría de Energía, es
el máximo de los costos de la electricidad comprada por los
distribuidores y traspasado a los clientes regulados.
Los clientes regulados son abastecidos por distribuidores a tarifas
reguladas, a menos que tengan una capacidad de demanda
mínima de 30 kW, en cuyo caso ellos pueden elegir contratar su
suministro directamente de generadores en el mercado spot del
MEM, con lo que pasan a ser considerados “Grandes Clientes”
que pueden negociar libremente sus precios con las compañías
de generación. Hay un sistema interconectado, el SADI, y
pequeños sistemas que proveen electricidad a áreas específicas.
1.2. Principales autoridades regulatorias
El Ministro de Planificación Federal, Inversión Pública y
Servicios, a través de la Secretaría de Energía, es el principal
responsable de estudiar y analizar el comportamiento de los
mercados de energía, preparar la planificación estratégica con
respecto a la electricidad, hidrocarburos y otros combustibles,
de promover políticas de competencia y eficiencia en la
asignación de los recursos, conducir las acciones para aplicar
las políticas sectoriales, orientar el proceso de adaptación de
nuevos operadores de interés general, respetar la explotación
racional de los recursos y la preservación del medioambiente.
El Ente Nacional Regulador de Electricidad (ENRE) lleva a cabo
las medidas necesarias para alcanzar los objetivos de política
nacional con respecto al suministro, transmisión y distribución
de la electricidad. Sus principales objetivos son proteger
adecuadamente los derechos de los usuarios, promover la
competitividad en la producción y estimular las inversiones
que aseguren el suministro de largo plazo, promover el libre
acceso, la no-discriminación y el uso generalizado de los
servicios de transmisión y distribución, regular los servicios
de transmisión y distribución para asegurar tarifas justas y
razonables, estimular la inversión privada en la producción,
transmisión y distribución, asegurando la competitividad de
los mercados.
La Comisión Administradora del Mercado Mayorista
Eléctrico S.A. (CAMMESA) tiene como sus principales
funciones la coordinación del despacho de las operaciones, la
responsabilidad por el establecimiento de precios al por mayor
y la administración de las transacciones que se hacen a través
del Sistema Interconectado Nacional (SIN), en forma económica.
El Consejo Federal de Electricidad tiene como sus principales
funciones, las siguientes: i) administrar los fondos específicos
para el sector electricidad, y ii) aconsejar a la autoridad
ejecutiva nacional y a los gobiernos regionales en relación
a la industria eléctrica, las prioridades en el desarrollo de
estudios y obras, concesiones y autorizaciones, y precios y
tarifas en el sector electricidad. También tiene la función de
recomendar las modificaciones que requiere la legislación
referente a la industria eléctrica.
83
Memoria Anual 2011
Marco regulatorio de la industria eléctrica
1.3. Ley eléctrica
La industria eléctrica argentina se desarrolló originalmente
a través de empresas privadas. A partir de 1950 y como
resultado de problemas de servicio, el gobierno intervino el
sector y se inició un proceso de privatización. Se aprobó la
Ley 15.336/60 para organizar el sector y establecer el marco
legal federal para el inicio de obras mayores de transmisión
y generación. Se crearon varias empresas estatales dentro
de ese marco en orden a llevar a cabo varios proyectos
hidroeléctricos y nucleares.
Con la crisis de suministro de 1989, empezando en 1990, se
promulgaron las siguientes leyes: Ley 23.696 (Ley de Reforma
del Estado), Ley 23.697 (Ley de Emergencia Económica) y Ley
24.065 (Ley Marco para la Electricidad).
El objetivo del cambio introducido fue esencialmente
reemplazar el modelo basado en la integración vertical y
monopolio estatal, centralmente planificado, por un sistema
competitivo basado en mercado y planificación indicativa.
La ley 25.561, la Ley de Emergencia Pública, fue promulgada
en 2002 para administrar la crisis pública que comenzó ese
año. Forzó la renegociación de los contratos de servicio público
(tales como los contratos de transmisión de electricidad y de
concesiones de distribución) e impuso la conversión de las
obligaciones denominadas en dólares a pesos argentinos, a
la tasa fija de Ar$1 por US$1. La conversión obligada de las
tarifas de transmisión y de distribución, de dólares a pesos
argentinos a tasa fija, cuando la tasa de cambio de mercado
era de aproximadamente Ar$3 por US$1, y las medidas
regulatorias para limitar los precios spot y precios estacionales,
dificultaron el traspaso de los costos variables de generación
en las tarifas a los consumidores finales.
La Resolución SE 240/2003 cambió la forma de fijar los
precios spot, desacoplando tales precios de los costos
marginales de operación. Hasta esta resolución, los precios
spot en el MEM eran típicamente fijados por las unidades
operando con gas natural durante los periodos cálidos (desde
septiembre hasta abril) y por las unidades operando con
fuel/diesel en invierno (mayo a agosto). Después, debido a
las restricciones en el suministro de gas natural, los precios
en invierno fueron más altos y estaban relacionados a los
precios de combustibles importados fijados en dólares. La
Resolución SE 240/2003 procura evitar la indexación del
precio fijo al dólar y, aunque el despacho de generación
está aún basado en los combustibles efectivamente usados, el
cálculo del precio spot según la resolución se define como si
todas las unidades de generación no tuvieran las restricciones
existentes en el suministro de gas natural. El valor del agua
no es considerado si su costo de oportunidad es mayor que
84
Enersis
Memoria Anual 2011
el costo de generar con gas natural. La resolución también
establece un límite sobre el precio spot de Ar$120/MWh, el
cual estaba válido aún durante 2011. Los costos variables
reales de las unidades térmicas quemando combustibles
líquidos fueron pagados por CAMMESA a través del
Sobrecosto Transitorio de Despacho (STD) más un margen
de Ar$2,5/MWh, de acuerdo con las Notas SE 6.866, de
2009, y 6.169, de 2010, válido desde mayo de 2010 hasta
diciembre de 2011.
En este escenario, CAMMESA vende energía a los
distribuidores que pagan precios estacionales, y compra
energía de los generadores a los precios spot, que reconoce
precios de gas en incremento, a un precio contractual definido
por las instrucciones de la Secretaría de Energía. Para superar
este desbalance, la autoridad – a través de la Resolución SE
406/2003 – sólo permite pagos a los generadores por los
montos cobrados de los compradores en el mercado spot.
Esta resolución establece una prioridad de pagos para los
diferentes servicios: pagos por potencia, costos de combustible
y margen por las ventas de energía, entre otros. CAMMESA
acumula deudas con los generadores, y el sistema da una
señal de precios equivocada a los agentes, desalentando el
ahorro en el consumo de electricidad y las inversiones para
satisfacer el crecimiento de la demanda eléctrica, incluyendo
inversiones en la capacidad de transmisión.
Esta decisión de congelar las tarifas está siendo revertida
gradualmente por el gobierno. Durante 2011, a través
de diversas resoluciones, se autorizó el inicio formal de la
eliminación de los subsidios en la electricidad y en el gas
natural, afectando principalmente el capital fiscal aportado
en esta materia.
Con el objeto de mejorar el suministro de energía, la
secretaría de Energía creó diferentes esquemas para vender
energía más confiable. La Resolución 1.281/2006 creó el
Servicio de Energía Plus, que corresponde a la oferta de
capacidad de energía nueva para abastecer el crecimiento
de la demanda de electricidad, por sobre la “Demanda Base”,
que fue la demanda por electricidad en 2005.
El Gobierno federal ha adoptado diversas otras medidas
para lograr nuevas inversiones, incluyendo las siguientes:
licitaciones para expandir la capacidad de transporte de
gas natural y transmisión eléctrica; la implementación
de ciertos proyectos para la construcción de plantas de
generación, la creación de fondos fiduciarios para financiar
estas expansiones y la adjudicación de contratos de energía
renovable, llamado “Programa GENREN”. La Ley 26.095/2006
creó cargos específicos que deben ser pagados por los
consumidores finales para financiar los nuevos proyectos
de infraestructura de electricidad y gas. El Gobierno Federal
también ha promulgado algunas regulaciones para estimular
el uso racional y eficiente de la electricidad.
El 25 de noviembre de 2010 la Secretaría de Energía suscribió
un contrato con algunas compañías de generación, incluidas
las subsidiarias de Endesa Chile, con el objeto de: i) incrementar
la disponibilidad de unidades termoeléctricas, ii) aumentar los
precios de capacidad y energía y iii) desarrollar nuevas unidades
de generación a través de la contribución de las deudas
pendientes que CAMMESA tenía con las empresas de generación.
Este acuerdo procura cumplir lo siguiente: i) avanzar con el
proceso de adaptación del MEM; ii) permitir la incorporación
de nueva generación para satisfacer la creciente demanda
de energía y potencia en el MEM. Dentro de este acuerdo,
las subsidiarias de Endesa Chile, junto con el Grupo SADESA
y Duke, formaron la compañía para desarrollar un proyecto
de ciclo combinado de aproximadamente 800 MW a través
de la central térmica Vuelta de Obligado; iii) determinar un
mecanismo para pagar a los generadores los acuerdos de
ventas con fechas de vencimiento a ser determinadas, lo
cual representa que los reclamos de los generadores que
abarcan el periodo que va desde el 1 de enero de 2008 al
31 de diciembre de 2011, y iv) definir cómo reconocer la
remuneración total debida a los generadores.
1.4. Regulación en empresas de generación
Todos los generadores que son agentes del MEM deben estar
conectados al SIN y están obligados a cumplir con la orden de
despacho para generar y entregar energía, en orden a ser vendida
en el mercado spot y en el mercado a término. Las empresas
de distribución, comercializadores, y grandes clientes que han
suscrito contratos de suministro privados con las empresas
de generación, pagan el precio contractual directamente al
generador y también pagan un peaje a la empresa de transmisión
y de distribución por el uso de sus sistemas.
Las regulaciones de emergencia promulgadas después de la
crisis de Argentina de 2001 tuvieron un significativo impacto
en los precios de la energía. Entre las medidas implementadas
en virtud de las regulaciones de emergencia fue la pesificación
de precios en el mercado mayorista de electricidad, conocido
como el mercado spot, y el requerimiento de que todos los
precios spot fueran calculados sobre la base del precio del
gas natural, aun en circunstancias cuando se compra el
combustible alternativo, como el diesel, para satisfacer la
demanda debido a la dificultad de suministro de gas natural.
Además de los pagos de energía por la entrega efectiva a los
precios prevalecientes en el mercado spot, los generadores
recibirían compensaciones por la capacidad puesta a
85
Memoria Anual 2011
Marco regulatorio de la industria eléctrica
disposición en el mercado spot, incluyendo la capacidad de
reserva (para la escasez de capacidad del sistema) y servicios
complementarios (tales como la regulación de frecuencia y
control de voltaje).
El marco regulatorio que gobierna el pago por capacidad de
generación, continuaba siendo el mismo que existía en 2002,
con generadores que reciben compensación por la capacidad
disponible a Ar$12 por MW, hasta diciembre de 2010. El 25
de noviembre de 2010, la Secretaría de Energía suscribió un
acuerdo con todos los generadores privados con el objeto de
incrementar la capacidad instalada durante 2011. El acuerdo
considera que el gobierno reconocerá Ar$35 por MW – hrp
por capacidad disponible en unidades mayores de 100 MW
y Ar$42 por MW – hrp en unidades con capacidad inferior
a 100 MW, a los generadores que presentan proyectos para
incrementar la capacidad y que pueden proveer capacidad con
una adecuada disponibilidad, como se define en el acuerdo.
Más aún, la remuneración para cubrir los costos de operación
y mantenimiento también se incrementarán desde Ar$7,96 por
MWh a Ar$11,96 por MWh para la generación con gas natural, y
desde Ar$12,96 por MWh a Ar$20,96 por MWh, para generación
con combustibles alternativos. Adicionalmente, todas las unidades
hidroeléctricas con una capacidad instalada superior a 250 MW
recibirán el 100% de sus ventas de energía en el mercado spot.
Los generadores también pueden suscribir contratos en
el mercado a término para vender energía y potencia a
distribuidores y grandes clientes. Los distribuidores están
habilitados para comprar energía a través de acuerdos en
el mercado a término en lugar de comprar energía en el
mercado spot. Los contratos a término usualmente estipulan
un precio basado en el precio spot más un margen.
Con el objeto de estabilizar los precios para las tarifas de
distribución, el mercado tiene un precio estacional que es
el precio de la energía pagada por distribuidores por sus
compras de electricidad transadas en el mercado spot. Es
un precio fijo determinado cada seis meses por la Secretaría
de Energía después que CAMMESA haya recomendado el
precio estacional para el periodo siguiente de acuerdo a
sus estimaciones de precios spot, el que está basado en su
evaluación del suministro esperado, demanda y capacidad
disponible, además de otros factores. El precio estacional se
mantiene por al menos 90 días. Desde 2002 la Secretaría de
Energía ha estado aprobando precios estacionales más bajos
que los recomendados por CAMMESA.
A fines de 2011 el gobierno comenzó un proceso de
reducción de los subsidios a las tarifas del gas, electricidad
y agua en diferentes sectores, reflejándose principalmente
como beneficio fiscal. Se han emitido varias resoluciones que
establecen, entre otras cosas que i) se aprueba el programa
estacional noviembre 2011 – abril 2012, ii) se establece
un nuevo precio estacional no subsidiado, que sube desde
Ar$243/MWh a Ar$320/MWh, iii) las actividades económicas
cubiertas por estos precios son informadas, iv) se crea un
registro para manejar las excepciones, v) las nuevas tarifas
deberían aplicarse a los consumos registrados desde el
1 de enero de 2012, y vi) se abre la opción de renunciar
voluntariamente a los subsidios de electricidad, agua y gas,
lo que puede hacerse a través de la web.
1.5. Regulación en empresas de distribución
Las distribuidoras son compañías que poseen una
concesión para distribuir electricidad a los consumidores.
Las distribuidoras deben suministrar toda la demanda de
electricidad en su área de concesión exclusiva a precios
(tarifas) y condiciones establecidas en la regulación. Los
acuerdos de concesión incluyen penalidades por el no
suministro. Las concesiones fueron otorgadas para ventas
de distribución y al detalle, con términos específicos para
el concesionario, como se establecen en el contrato. Los
periodos de concesión están divididos en “periodos de
administración” que permiten al concesionario abandonar
la concesión cada cierto tiempo.
Las empresas de distribución y de transmisión han estado
renegociando sus contratos desde 2005 y aunque las tarifas
fueron establecidas parcial y temporalmente, las tarifas
definitivas aún están pendientes.
Como resultado, aunque los conceptos que definen los
precios de la energía establecidos en la Ley Eléctrica Argentina
están aún en vigor, su implementación refleja las medidas
adoptadas por las autoridades que reducen la compensación
para todas las compañías eléctricas.
Durante 2006, la distribuidora Edesur, suscribió un “Convenio
para la Renegociación del Contrato de Concesión.” Este
acuerdo estableció, entre otras varias condiciones, un
régimen tarifario transitorio, un régimen de calidad de
servicio, y un Proceso de Revisión Tarifaria Integral (RTI) a ser
implementado por el ENRE. Este establecería las condiciones
de un nuevo régimen tarifario para un periodo de cinco años.
En el marco del proceso RTI, Edesur presentó al ENRE su
Propuesta Tarifaria en diciembre 2009, como también todos
los estudios de respaldo, de acuerdo a los requerimientos
establecidos por el regulador en la Res. ENRE 467/08. La
mencionada presentación sólo incluía los requerimientos de
ingresos, sin las proposiciones para las tarifas, las que fueron
presentadas más tarde a ENRE, en mayo de 2010. Desde
entonces, ENRE no ha definido nuevas tarifas, y mantiene
en efecto el régimen tarifario transitorio.
86
La Resolución 045/2010 de la Secretaría de Energía determinó
el pago de bonos a los clientes residenciales incluidos en
el Programa para la Eficiencia Energética (“PUREE”),
particularmente para aquellos cuya demanda es inferior a
1.000 kW cada dos meses. PUREE fue creado en el año
2004 estableciendo bonos y penalidades para los clientes
dependiendo del nivel de ahorros de energía; la diferencia
neta entre los bonos y las penalidades eran originalmente
depositadas en el Fondo de Estabilización, pero esto fue
posteriormente modificado a solicitud de Edesur y Edenor,
lo que fue autorizado por la Secretaría de Energía, para usar
el 100 % de estos recursos para compensar las variaciones
de costos que no eran transferidas a las tarifas pagadas por
los clientes regulados. ENRE supervisa esta distribución de
costos con un mecanismo llamado Mecanismo de Control
de Costos, o MCC.
1.6. Regulación en transmisión
La transmisión fue diseñada sobre la base de la concepción
general y principios establecidos en la Ley 24.065 para el
negocio de transmisión, adaptando la actividad a los criterios
generales contenidos en la concesión otorgada a Transener
S.A., por decreto 2.473/92. Por razones tecnológicas el
negocio de transmisión está relacionado a economías de
escala que no permiten la competencia, es por lo tanto un
monopolio y está sujeto a una regulación considerable.
1.7. Regulación medioambiental
Las instalaciones eléctricas están sujetas a leyes y regulaciones
medioambientales, federales y locales, incluyendo la Ley Nº
24.051, o Ley de Residuos Peligrosos, y sus regulaciones
anexas.
Se imponen al sector eléctrico ciertas obligaciones de
informar y monitorear y ciertos estándares de emisiones.
El incumplimiento de estos requerimientos faculta al
gobierno a imponer penalidades, tales como la suspensión
de operaciones que, en el caso de servicios públicos, puede
resultar en la cancelación de las concesiones.
La Ley Nº 26.190, promulgada en 2007, definió el uso de
fuentes renovables para la producción de electricidad como de
interés nacional y fijó como meta un 8 % de participación de
mercado para las energías renovables en un plazo de 10 años.
Enersis
Memoria Anual 2011
2. Brasil
2.1. Estructura de la industria
La industria eléctrica de Brasil está organizada en un gran
sistema eléctrico interconectado, el sistema brasilero, que
comprende la mayoría de las regiones de Brasil, y varios
otros sistemas aislados menores. La generación, transmisión,
distribución y comercialización son actividades legalmente
separadas en Brasil.
El sector de generación está organizado sobre una base
competitiva con generadores independientes que venden su
producción a través de contratos privados con distribuidores,
comercializadores y clientes no regulados. Las diferencias
son vendidas en el mercado de corto plazo o spot al Precio
de Ajuste por las Diferencias, o PLD, en su acrónimo en
portugués.
La Constitución brasilera fue enmendada en 1995 para
autorizar inversiones extranjeras en capacidad de generación.
Antes de ello, todas las concesiones de generación estaban
en manos de personas brasileras, entidades controladas por
personas brasileras o por el gobierno brasilero.
La transmisión trabaja bajo condiciones de monopolio. Las
tarifas para las empresas de transmisión son fijadas por el
gobierno brasilero. El cargo por transmisión es fijo y los
ingresos de transmisión no dependen de la cantidad de
electricidad trasmitida.
La distribución es un servicio público que trabaja bajo
condiciones de monopolio y es provisto por empresas que
también han recibido concesiones. Los distribuidores en
el sistema brasilero no están facultados para: (i) desarrollar
actividades relacionadas con la generación o transmisión de
electricidad; (ii) vender electricidad a clientes no regulados,
excepto a aquellos dentro de su área de concesión y bajo las
mismas condiciones y tarifas aplicables a sus clientes cautivos
del Mercado Regulado; (iii) mantener, directa o indirectamente
interés patrimonial en cualquier otra empresa, corporación
o sociedad; o (iv) desarrollar actividades que no están
relacionadas con sus respectivas concesiones, excepto aquellas
permitidas por ley o en el convenio de concesión relevante. Los
generadores no están autorizados para tener interés patrimonial
en empresas distribuidoras en exceso del 10%.
El mercado no regulado incluye la venta de electricidad entre
concesionarios de generación, productores independientes,
auto-productores, comercializadores de electricidad,
87
Memoria Anual 2011
Marco regulatorio de la industria eléctrica
importadores de electricidad, consumidores no regulados y
clientes especiales. También incluye contratos entre generadores
y distribuidores existentes bajo el antiguo marco regulatorio,
hasta su expiración, momento en el que los nuevos contratos
debe ajustarse al nuevo marco regulatorio. De acuerdo a
las especificaciones establecidas en la Ley 9.427/96, los
consumidores no regulados en Brasil son aquellos que: (i)
demandan una capacidad de a lo menos 3.000 kW y eligen
contratar el suministro de energía directamente con generadores
o comercializadores; o (ii) demandan una capacidad en el rango
de 500 a 3.000 kW y eligen contratar el suministro de energía
directamente con generadores o comercializadores.
El sistema brasilero es coordinado por el Operador del
Sistema Eléctrico Brasilero (ONS) y está dividido en cuatro
sub-sistemas: Sudeste, Centro-Poniente, Sur, Noreste y Norte.
En adición al sistema brasilero hay también algunos sistemas
aislados, es decir, aquellos sistemas que no forman parte del
sistema brasilero y que generalmente están ubicados en las
regiones norte y noreste de Brasil, y tienen como única fuente
de energía plantas térmicas a carbón o petróleo.
2.2. Principales autoridades regulatorias
El Ministerio de Minas y Energía (MME), regula la industria
eléctrica y su rol principal es establecer las políticas,
lineamientos y regulaciones para el sector.
El Consejo Brasileño de Políticas Energéticas (CNPE), está a
cargo de desarrollar la política eléctrica nacional.
La Empresa de Investigación de Energía (EPE) es una entidad
del Ministerio de Minas y Energía. Su propósito es proveer
servicios en el área de estudios e investigación para apoyar la
planificación del sector energía.
La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) es la
entidad que implementa las políticas regulatorias, y sus
principales responsabilidades incluyen, entre otros: (i) la
supervisión de las concesiones de las actividades para la venta,
generación, transmisión y distribución de electricidad; (ii) la
promulgación de las regulaciones del sector eléctrico; (iii) la
implementación y regulación de la explotación de recursos
eléctricos, incluyendo el uso de la hidroelectricidad; (iv)
promover el proceso de licitación para nuevas concesiones;
(v) la resolución de conflictos administrativos entre los agentes
del sector eléctrico; y (vi) la fijación de criterios y metodología
para la determinación de tarifas de transmisión y distribución,
así como la aprobación de las tarifas eléctricas, de manera
que puedan proveer el servicio de acuerdo a normas de
calidad y continuidad acordadas.
88
Enersis
Memoria Anual 2011
El Comité para el Monitoreo del Sector Eléctrico (CMSE) es
una entidad creada bajo el ámbito del Ministerio de Minas y
Energía, con la tarea de evaluar la continuidad y seguridad
del suministro eléctrico en todo el país.
El modelo prevé una combinación de medidas que deben
ser seguidas por los agentes, tales como la obligación de
contratar toda la demanda de los distribuidores y de los
clientes no regulados.
La Cámara de Comercialización de Electricidad (CCEE) es
una compañía sin fines de lucro, sujeta a la autorización,
inspección y regulación de la ANEEL, cuyo propósito
principal es llevar a cabo las transacciones mayoristas y la
comercialización de energía eléctrica en el sistema brasileño.
El Operador del Sistema Eléctrico Brasileño (ONS) está
compuesto por las empresas de generación, transmisión y
distribución, así como consumidores independientes, y es
responsable de la coordinación y control de las operaciones
de generación y transmisión del sistema brasilero.
En términos de razonabilidad de las tarifas, el modelo prevé
la compra de electricidad por parte de los distribuidores en
un ambiente regulado a través de licitaciones en los que se
observa el criterio de adjudicación según el mínimo costo,
permitiendo una reducción en el costo de adquirir electricidad
que debe ser traspasado a los clientes cautivos.
El nuevo modelo crea las condiciones para que los beneficios
de la electricidad estén disponibles para los consumidores que
no tienen aún este servicio y para garantizar un subsidio a
los consumidores de bajos ingresos.
2.3. Ley eléctrica
2.4. Regulación en empresas de generación
En el antiguo sector eléctrico brasilero, antes de 1993,
las tarifas de la energía eran las mismas para todo Brasil.
Los comercializadores tenían el derecho de un retorno
garantizado porque el régimen regulatorio existente era el
de costo de servicio. Las áreas de concesión que obtenían
retornos más altos que el garantizado colocaban el excedente
en un fondo desde el que los distribuidores con retornos
menores que el garantizado retiraban las diferencias.
La Ley 8.987, Ley de Concesiones, y la Ley 9.074, del Sector
Energía, ambas promulgadas en 1995, procuraron promover
la competencia y atraer capitales privados al sector eléctrico.
Desde entonces, diversos activos que eran de propiedad del
Gobierno Federal brasilero o de gobiernos de los estados,
han sido privatizados.
La Ley del Sector Energía también introdujo el concepto de
productores de energía independientes, o IPP’s, con el objeto
de abrir el sector eléctrico a inversiones del sector privado.
Para valorizar las compras y ventas de energía eléctrica en el
mercado de corto plazo, se usa el precio spot. De acuerdo a
la ley, la CCEE es responsable de establecer los precios de la
electricidad en el mercado spot.
Durante 2003 y 2004 el Gobierno Federal lanzó las bases de un
nuevo modelo para el sector eléctrico brasilero basado en las
leyes 10.847 y 10.848, del 15 de marzo de 2004, y el Decreto
5.163, del 30 de julio de 2004, cuyos principales objetivos
fueron: (i) garantizar la seguridad de suministro de la electricidad,
(ii) promover la razonabilidad de las tarifas, y (iii) promover la
inserción social al sector eléctrico brasilero, particularmente a
través de programas para hacer el servicio disponible a todos.
La Ley de Concesiones establece que, después de recibir
una concesión, los IPP’s, los auto-productores, proveedores
y consumidores tendrán acceso a los sistemas de distribución
y transmisión de propiedad de otros concesionarios, sujeto
a que éstos deben ser reembolsados por sus costos, según
lo determina la ANEEL.
Las empresas o consorcios que tengan la intención de construir
u operar una instalación de generación eléctrica con una
capacidad que exceda los 30 MW o redes de transmisión en
Brasil, tienen que concurrir a un proceso de licitación pública.
Las concesiones están limitadas a 35 años para nuevas
concesiones de generación y a 30 años para nuevas
concesiones de transmisión o distribución. Las concesiones
existentes pueden ser renovadas a discreción del gobierno
brasilero por un periodo igual al periodo inicial.
Los Agentes Generadores, sean concesionarios públicos de
generación, IPP’s o auto-productores, así como los Agentes
Comercializadores, pueden vender energía eléctrica dentro
de los ambientes de contratación regulados (ACR) o los
ambientes de contratación libres (ACL), manteniendo la
naturaleza competitiva de la generación, y todos los acuerdos,
independientemente de haber sido suscritos en el ACR o
en el ACL, son registrados en el CCEE, y forman parte de
la base para la contabilización y la determinación de ajustes
por diferencias en el mercado de corto plazo.
De acuerdo a las regulaciones del mercado, el 100% de
la energía demandada por los distribuidores debe ser
satisfecha a través de contratos de largo plazo con antelación
a la fecha de expiración de los contratos en el ambiente
89
Memoria Anual 2011
Marco regulatorio de la industria eléctrica
regulado vigentes. Las licitaciones para el ambiente regulado
son denominadas de acuerdo al año de comienzo del
suministro eléctrico adquirido por los agentes distribuidores
después de la fecha de licitación, y son: i) Licitaciones A-5
para licitaciones por compras de energía de nuevas fuentes
de generación a ser abastecidas cinco años después de la
licitación; ii) Licitaciones A-3, para la adquisición de energía
de nuevas fuentes de generación; iii) Licitaciones A-1, para la
adquisición de energía de fuentes de generación existentes;
y iv) Licitaciones de ajuste, para suplementar la carga de
energía necesaria para los consumidores en el mercado de
concesiones de distribución, con un límite del 1% de esa
carga. También se llevan a cabo licitaciones de reserva para
incrementar la seguridad del sistema.
En el proceso A-3, para el suministro de 2014, se asignaron
2.744,6 MW de nueva capacidad, a ser generada por 51
plantas. Del total contratado, 62%, es de fuentes renovables
(hidroeléctrica, eólica y biomasa) y el restante 38%, de
combustibles fósiles (gas natural). Por otro lado, la licitación
de energía de reserva asignó en agosto de 2011, 1.218,1 MW
de plantas eólicas, térmicas y proyectos de biomasa, con un
total de 41 unidades generadoras. Para el Nuevo proceso
A-5 de energía, llevado a cabo en diciembre de 2011, se
vendieron 42 proyectos con una capacidad de 1.211,5 MW.
Los generadores pueden vender su energía a otros
generadores a través de negociaciones directas, en precios
y condiciones libremente acordadas.
Otro cambio impuesto en el sector eléctrico es la separación
de los procesos de licitación de “energía existente” y
“proyectos de nueva energía”. El gobierno cree que
un proyecto de energía nueva necesita de condiciones
contractuales más favorables tales como el plazo de los
contratos de compra de energía (15 años para las plantas
térmicas y 30 años para las plantas hidro) y ciertos niveles
de precios para cada tecnología. Por otra parte, la energía
existente, que incluye plantas depreciadas, puede ser vendida
a menores precios y con contratos de plazos más cortos.
La Ley 10.438/2002 creó ciertos programas de incentivos
para el uso de fuentes alternativas en la generación de
electricidad (Proinfa). Ella asegura la compra de la electricidad
generada por Electrobras por un periodo de 20 años, y el
apoyo financiero del Banco Nacional do Desenvolvimento,
o BNDES, un banco de desarrollo de propiedad del estado.
Los agentes de ventas son responsables de los pagos a
los agentes de compra si ellos son incapaces de satisfacer
sus obligaciones de entrega. Las regulaciones de ANEEL
establecen multas aplicables a los agentes de venta de
electricidad basada en la naturaleza y materialidad de
la violación (incluyendo advertencias, multas, suspensión
temporal del derecho a participar en licitaciones para nuevas
concesiones, licencias o autorizaciones y confiscación). ANEEL
puede también imponer restricciones en los términos y
condiciones de los acuerdos entre partes relacionadas y, bajo
circunstancias extremas, dar por terminados esos contratos.
El Decreto 5.163/2004 establece que los agentes vendedores
deben asegurar el 100% de cobertura física para sus
contratos de energía y potencia. Esta cobertura puede estar
constituida por garantías físicas de sus propias plantas de
generación o de cualquiera otra planta, en este último caso,
a través de un contrato de compra de energía o potencia.
Entre otros aspectos, la Resolución Normativa 109/2004 de
ANEEL especifica que cuando estos límites no son alcanzados
los agentes están sujetos a penalidades financieras.
Los agentes de generación pueden vender su producción de
energía a través de contratos suscritos dentro del ACR o en
el ACL. Los generadores del servicio público y los IPP’s deben
proveer una cobertura física de su propia generación de energía
por el 100% de sus contratos de venta. Los auto-productores
generan energía para su uso exclusivo y después de obtener
la autorización de ANEEL, pueden vender el exceso de energía
a través de contratos.
2.5. Regulación en empresas de distribución
En el mercado regulado, las empresas de distribución compran
la electricidad a través de licitaciones que son reguladas por
ANEEL y organizadas por CCEE. Los distribuidores deben
comprar la electricidad en licitaciones públicas. Hay tres
tipos de licitaciones reguladas: licitaciones de energía nueva,
licitaciones de energía existente y licitaciones de ajuste. El
gobierno también tiene el derecho de llamar a licitaciones
especiales para electricidad renovable (biomasa, mini hidro,
solar y plantas eólicas). ANNEL y CCEE realizan licitaciones
anualmente. El sistema de contratación es multilateral, con
empresas generadoras que suscriben contratos con todos los
distribuidores que convocan las licitaciones.
Las tarifas de distribución a clientes finales están sujetas a la
revisión de la ANEEL, que tiene la autoridad para ajustar y
revisar estas tarifas en respuesta a los cambios en los costos
de comprar energía y a las condiciones del mercado. Al
ajustar las tarifas de distribución ANEEL divide el Valor Anual
de Referencia los costos de las empresas de distribución en: (i)
costos que están más allá del control del distribuidor (“Costos
Parte A”), y (ii) costos que están bajo el control de distribuidor
(“Costos Parte B”), los Costos Agregados de Distribución.
Cada acuerdo de concesión de una empresa de distribución
establece un ajuste anual de tarifas.
90
Enersis
Memoria Anual 2011
La Ley de Concesiones establece tres tipos de revisiones a
las tarifas a los consumidores finales: revisión tarifaria anual
y revisiones ordinarias y extraordinarias.
La fijación de precios en las empresas de distribución
apunta a mantener constantes los márgenes de operación
de concesionario permitiendo ganancias tarifarias debido
a los costos de la Parte A y permitiendo al concesionario
retener cualquiera ganancia debido a la eficiencia alcanzada
en determinados periodos de tiempo. Las tarifas a los clientes
finales son ajustadas también de acuerdo a la variación de
costos incurridos en la compra de electricidad.
La revisión tarifaria ordinaria toma en consideración toda la
estructura de fijación de tarifas de la empresa, incluyendo
los costos de proporcionar servicios, los costos de comprar
energía así como el retorno para el inversionista. Conforme
a sus contratos de concesión, Coelce y Ampla están sujetos a
revisiones tarifarias cada cuatro y cinco años, respectivamente.
La base de los activos para calcular el retorno permitido al
inversionista es el valor de mercado de reemplazo, depreciado
durante su vida útil desde un punto de vista contable, y la
tasa de retorno sobre el activo de distribución se basa en el
Costo de Capital Promedio Ponderado, o WACC (por su sigla
en inglés) de una compañía modelo.
La ley garantiza un equilibrio económico y financiero para una
empresa en el caso que se produzca un cambio sustancial en
sus costos de operación. En el caso de que los componentes
del costo de la Parte A, tales como las compras de energía o
los impuestos, se incrementen significativamente dentro del
periodo entre dos ajustes tarifarios anuales, el concesionario
puede presentar una solicitud formal a ANEEL para que esos
costos sean traspasados a los clientes finales.
Actualmente el sector de distribución eléctrica se desarrolla
a través de un nuevo marco regulatorio: la definición de una
nueva metodología para el cálculo de las Revisiones Tarifarias
Ordinarias (tercer ciclo de revisión). En noviembre de 2011
ANEEL aprobó la metodología de los procesos relativos a las
reglas para el tercer ciclo de revisión tarifaria, efectiva entre
2011 y 2014. En la propuesta hay cambios significativos con
respecto a la metodología previa:
• No se usa más la empresa modelo para la determinación
de los costos de operación. Los valores definidos en
el ciclo previo fueron ajustados por la variación en el
número de consumidores, consumo y redes, descontando
las ganancias de productividad alcanzada por los
distribuidores;
• La tasa de retorno WACC fue reducida para reflejar el
menor riesgo de invertir;
• Se expandió la distribución de otros ingresos con los
clientes;
• Se adoptó una nueva metodología para estimar la
distribución de las ganancias de productividad y para
mantener el balance económico financiero sobre el ciclo
de tarifas;
• Se introdujo un nuevo mecanismo de incentivos para
mejorar la calidad de servicio.
El 15 de marzo de 2011 se aplicó un ajuste tarifario anual
a Ampla con un incremento de 10,9% en los precios para
todos los consumidores, y un 10,5% de incremento para
los consumidores de bajo voltaje (casas, comercio y clientes
rurales). Las tarifas fueron ajustadas primeramente en un
11,3% de incremento, que actualiza la Parte B de los costos,
controlados por los distribuidores.
En 2011 debieron haber ocurrido revisiones tarifarias
ordinarias para Coelce. Sin embargo, esas tarifas se
mantuvieron sin cambio debido a la incertidumbre respecto
de la nueva metodología, por lo que Coelce tendrá en abril
de 2012 una revisión tarifaria retroactiva a abril de 2011, en
adición al ajuste anual.
Tarifa Social para Electricidad – Nueva Regulación: la
Resolución ANEEL 414/2010 modificó el régimen de Tarifa
Social para los clientes de bajos ingresos que actualmente
representa el 30 % y el 60 % de la base de clientes de Ampla
y Coelce, respectivamente. La nueva regulación redujo el
número de clientes de bajos ingresos en 70% y 30% para
Ampla y Coelce, respectivamente, hasta noviembre de 2011,
así como un efecto en la satisfacción del cliente y posibles
incrementos en el robo de energía y atrasos en el pago de
las facturas.
2.6. Regulación en transmisión
Las líneas de transmisión en Brasil son usualmente muy largas
puesto que las plantas hidroeléctricas están ubicadas muy
distantes de los grandes centros de consumo. Sólo los estados
de Amazonas, Roraima, Acre, Amapá, Rondônia y una parte
de Pará no están aún vinculados al sistema interconectado.
En estos estados, el suministro se lleva a cabo por pequeñas
plantas térmicas o hidroeléctricas localizadas cerca de las
respectivas ciudades capitales.
El sistema interconectado permite el intercambio de energía
entre las diferentes regiones cuando una región enfrenta
problemas de generación hidroeléctrica debido a una caída
de los niveles de sus embalses.
Cualquier agente del mercado de energía eléctrica que
produce o consume energía está autorizado para usar la
Red Básica. Los consumidores del mercado libre tienen
91
Memoria Anual 2011
Marco regulatorio de la industria eléctrica
también este derecho, sujeto a que ellos cumplen con ciertos
requerimientos técnicos y legales. Esta condición se llama
acceso libre y está garantizada por la ley y por ANEEL.
La operación y administración de la Red Básica es
responsabilidad del ONS, que tiene también responsabilidad
de administrar el despacho de energía desde las plantas en
condiciones optimizadas, involucrando el uso del sistema
interconectado, los embalses y las plantas térmicas.
2.7. Regulación medioambiental
Si bien la Constitución brasileña faculta tanto al Gobierno
Federal como a los gobiernos estatales y locales para dictar
leyes destinadas a proteger el medioambiente, la mayoría de
los reglamentos ambientales en Brasil se dictan al nivel del
gobierno estatal y local.
Las plantas hidroeléctricas deben obtener concesiones por los
derechos de agua y aprobaciones ambientales. Las empresas
de generación térmicas, de transmisión y de distribución
deben obtener una aprobación ambiental de parte de las
autoridades de regulación ambiental.
3. Chile
3.1. Estructura de la industria
La industria eléctrica en Chile se divide en tres segmentos o
negocios: generación, transmisión y distribución. El sector
de generación está integrado por empresas generadoras
de electricidad. Estas venden su producción a las empresas
distribuidoras, a clientes no regulados y a otras empresas
generadoras. El sector de transmisión se compone de
empresas que transmiten a alta tensión la electricidad
producida por las empresas generadoras. En último lugar,
para efectos reguladores, el sector de distribución está
definido como el que comprende cualquier suministro a
clientes finales a un voltaje no superior a 23 kV.
En Chile existen cuatro sistemas eléctricos. Los sistemas
principales que cubren las zonas más pobladas de Chile son
el Sistema Interconectado Central (“SIC”), que cubre el sector
central y centro sur del país, donde vive alrededor del 93%
de la población chilena, y el Sistema Interconectado del Norte
Grande (“SING”), que opera en el norte del país, donde se
encuentra gran parte de la industria minera. Además del SIC
y el SING, en el extremo sur de Chile operan dos sistemas
eléctricos aislados que suministran energía a zonas remotas.
La operación de empresas generadoras de electricidad está
92
Enersis
Memoria Anual 2011
coordinada por centros de despacho económicos de carga,
comúnmente llamados “CDEC” (CDEC-SIC y CDEC-SING),
los cuales son entidades autónomas que están integrados
por generadoras, transmisoras, subtransmisoras y clientes
importantes. Los CDEC coordinan la operación de sus
sistemas como mercados eficientes en la venta de electricidad,
en donde se utiliza el generador del costo marginal más bajo
para satisfacer la demanda. En consecuencia, en cualquier
nivel concreto de demanda, se proporcionará el suministro
adecuado al costo de producción más bajo posible que exista
en el sistema en cualquier momento dado.
3.2. Principales autoridades regulatorias
El Ministerio de Energía desarrolla y coordina los planes,
políticas y normas para la adecuada operación del sector,
aprueba las tarifas y los precios de nudo fijados por la
Comisión Nacional de Energía (CNE), y regula el otorgamiento
de concesiones para las empresas de generación, transmisión
y distribución de electricidad.
La Comisión Nacional de Energía (CNE) es el organismo
técnico a cargo de la definición de los precios, estándares
técnicos y exigencias regulatorias.
La Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC)
monitorea la apropiada operación de los sectores de
electricidad, gas y combustibles, de acuerdo con la ley, en
términos de seguridad, calidad y estándares técnicos.
El Ministerio del Medioambiente es responsable por el
desarrollo y la aplicación de los instrumentos y políticas
regulatorias que permitan la protección de los recursos
naturales, la promoción de la educación medioambiental y
el control de la contaminación, entre otras materias. También
es responsable de administrar el Sistema de Evaluación de
Impacto Ambiental (SEIA) a nivel nacional, coordinando la
preparación de normas medioambientales y determinando
los programas para su cumplimiento.
Las entidades antimonopolio son responsables de prevenir,
investigar y corregir cualquier intento contra el mercado y la
libre competencia, y cualquier potencial abuso en que pueden
incurrir aquellos que tienen una posición monopólica. Estos
organismos son los siguientes:
Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC). Es un
organismo jurisdiccional independiente, sujeto a la autoridad
correccional y económica de la Corte Suprema, cuya función
es prevenir, corregir y sancionar las actuaciones contra la
libre competencia.
La Fiscalía Nacional Económica es un ente administrativo
responsable de investigar y perseguir toda conducta
monopólica ante el TDLC y los tribunales ordinarios de justicia.
Además está el Panel de Expertos que actúa como un tribunal
en materias eléctricas que surgen de diferencias entre los
actores y la autoridad pública en ciertos procesos tarifarios.
Resuelve de modo obligatorio y está conformado por expertos
en materias de la industria eléctrica, cinco ingenieros o
economistas y dos abogados, todos ellos elegidos cada seis
años por el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia.
También hay otras entidades relacionadas con el sector
energía: la Comisión Chilena de Energía Nuclear, a cargo
de la investigación, desarrollo, uso y control de la energía
nuclear, y la Agencia Chilena de Eficiencia de la Energía, a
cargo de la promoción de la eficiencia en la energía.
3.3. Ley eléctrica
Desde sus comienzos, la industria eléctrica chilena ha sido
desarrollada por empresas del sector privado. Entre 1970-
1973 se llevó a cabo una nacionalización de la industria.
Durante 1982, el sector fue reorganizado a través de la Ley
Eléctrica Chilena, o Decreto con Fuerza de Ley Nº1 (DFL 1),
permitiendo nuevamente la participación del capital privado
en el sector eléctrico. Hacia fines de los años 90’s empresas
extranjeras llegaron a tener una participación mayoritaria en
el sector eléctrico chileno.
El objetivo de la Ley Eléctrica Chilena es proporcionar
incentivos para maximizar la eficiencia y proveer un régimen
reglamentario simplificado y un proceso de fijación de tarifas
que limite el rol discrecional del Estado estableciendo criterios
objetivos para la fijación de precios. El resultado esperado es
la eficiente asignación de recursos. El sistema regulatorio está
diseñado para proporcionar una tasa de rentabilidad sobre
las inversiones competitiva, con el objetivo de incentivar la
inversión privada y, a la vez, asegurar la disponibilidad de
electricidad para todos que lo requieran, de manera segura.
El DFL 1 ha tenido sólo dos cambios importantes. El primero
ocurrió en 2004, y tuvo como objeto estimular la inversión
en sistemas de transmisión. El segundo fue en 2005 y su
objetivo fue crear un sistema de contratos de largo plazo
entre empresas generadoras y distribuidoras a partir de
procesos de licitaciones. Estos cambios fueron denominados
como “Ley Corta” I y II, respectivamente.
El texto actual de la ley fue refundido en el DFL Nº 4, de 2006,
que está complementado por diversas reglamentaciones y normas.
93
Memoria Anual 2011
Marco regulatorio de la industria eléctrica
3.4. Regulación en empresas de generación
3.6. Regulación en transmisión
El segmento de generación comprende a las compañías que
poseen plantas para la producción de energía eléctrica, la cual
es transmitida y distribuida a los consumidores finales. Este
segmento se caracteriza por ser un mercado competitivo en
donde la electricidad se vende a las compañías distribuidoras,
a clientes no regulados, otras compañías de generación y en
el mercado spot.
La operación de las empresas generadoras en cada uno de
los dos principales sistemas interconectados es coordinada
por su respectivo Centro de Despacho Económico de
Carga, o CDEC, una entidad autónoma que reúne a los
generadores, empresas de transmisión y grandes clientes.
Un CDEC coordina la operación de su sistema con un criterio
de eficiencia en el cual se utiliza al productor de menor costo
marginal para satisfacer oportunamente la demanda en
cualquier momento. Como consecuencia, a cualquier nivel
de demanda se entrega el abastecimiento adecuado, al menor
costo de producción posible de las alternativas disponibles
en el sistema. El costo marginal es usado como el precio al
que los generadores transan su energía en una base horaria,
incluyendo las inyecciones en el sistema como los retiros o
compras para abastecer a sus clientes.
3.5. Regulación en empresas de distribución
El segmento de distribución se define, para los objetivos
regulatorios, como todos los suministros de electricidad a
clientes finales, a un voltaje no superior a 23 kV. Las empresas
de distribución operan bajo un régimen de concesión de
servicio público, con obligación de servicio a tarifas reguladas
para abastecer a los clientes regulados.
Las empresas de distribución abastecen tanto a clientes
regulados, cuya demanda es menor que 500 kW, un
segmento para el que el precio y las condiciones de
suministro es el resultado de procesos de licitación regulados
por la Comisión Nacional de Energía, como a clientes no
regulados, con contratos bilaterales con los generadores cuyas
condiciones son libremente negociadas y acordadas.
Los consumidores de clasifican de acuerdo al tamaño de su
demanda, como sigue: i) clientes no regulados, aquellos con
una capacidad conectada superior a 2.000 kW; ii) clientes
regulados, cuya capacidad conectada es igual o inferior a
2.000 kW; y iii) clientes que optan ya sea por tener tarifas
reguladas o un régimen no regulado, por un mínimo de
cuatro años en cada régimen, disponible para quienes su
capacidad conectada está en el rango de 500 kW a 2.000 kW.
El segmento de transmisión comprende una combinación
de líneas, subestaciones y equipos para la transmisión de la
electricidad desde los centros de producción (generadores)
hasta los centros de consumo o distribución. La transmisión
en Chile se define como las líneas o subestaciones con un
voltaje o tensión mayor que 23 kV. El sistema de transmisión
es de acceso abierto y las empresas de transmisión pueden
establecer derechos de paso sobre la capacidad de
transmisión disponible a través del pago de peajes.
Dado que los activos de transmisión se construyen conforme
a las concesiones otorgadas por el gobierno, la ley requiere
que una empresa opere en un “acceso abierto“, en el cual los
usuarios pueden obtener acceso al sistema, contribuyendo a
los costos de explotación, mantenimiento y, si es necesario,
a la expansión del sistema.
3.7. Regulación medioambiental
C h i l e t i e n e n u m e ro s a s l e y e s , re g l a m e n t a c i o n e s ,
decretos y ordenanzas municipales que pueden plantear
consideraciones ambientales. Entre ellas se cuentan las
normativas relacionadas con la eliminación de desechos,
el establecimiento de industrias en áreas en que pudieran
afectar la salud pública y la protección del agua para consumo
humano.
4. Colombia
4.1. Estructura de la industria
El Mercado Eléctrico Mayorista en Colombia (MEM) se basa
en un modelo de mercado competitivo y opera bajo principios
de acceso abierto. Para su operación efectiva el MEM confía
en una agencia central conocida como Administrador del
Sistema de Intercambios Comerciales (ASCI).
H a y d o s c a t e g o r í a s d e a g e n t e s , g e n e r a d o re s y
comercializadores, a los que se les permite comprar y vender
electricidad en el MEM.
El sector de generación es organizado sobre una base
competitiva, con generadores independientes que venden
su producto en el mercado spot o a través de contratos
privados con grandes clientes. Las empresas de generación
deben participar en el MEM con todas sus plantas de
94
Enersis
Memoria Anual 2011
generación o unidades conectadas al sistema colombiano
cuyas capacidades son iguales a 20 MW o superiores. Las
empresas de generación declaran la energía disponible y el
precio al que desean venderla. Esta electricidad es despachada
centralmente por el Centro Nacional de Despacho (CND).
La comercialización consiste en la intermediación entre los
actores que proveen generación de electricidad, servicios de
transmisión y de distribución y los usuarios de estos servicios,
sea que esa actividad sea llevada a cabo junto con otras
actividades del sector eléctrico o no.
Las transacciones de electricidad en el MEM son llevadas a
cabo bajo las modalidades de Mercado spot de energía (Corto
plazo o mercado diario); Contratos Bilaterales (Mercado de
largo plazo); Energía Firme (máximo de energía eléctrica
que un planta generadora es capaz de despachar en una
base continua durante un año, en condiciones extremas de
afluencia de agua).
El generador que adquiere un compromiso de Obligación de
Energía Firme (OEF) recibirá una remuneración fija durante el
periodo del compromiso del OEF, sea que el cumplimiento de
esa obligación sea requerida o no. El precio por cada KWh
hora del OEF corresponde al canje en la subasta por energía
firme o Cargo por Confiabilidad. Cuando esta energía firme
es requerida, que ocurre cuando el precio spot sobrepasa el
Precio de Escasez, además del Cargo por Confiabilidad el
generador también recibe el Precio de Escasez, por cada KWh
asociado con su OEF. En caso que la energía generada sea
mayor que la obligación especificada en el OEF, esta energía
adicional es pagada o remunerada al Precio Spot.
La transmisión opera bajo condiciones de monopolio y con
ingreso anual fijo garantizado, que es determinado por el
valor nuevo de reemplazo de las redes y equipos y por el
valor resultante de los procesos de licitación que adjudican
nuevos proyectos para la expansión del Sistema Nacional
de Transmisión (SNT). Este valor es distribuido entre los
comercializadores del SNT en proporción a sus demandas
de energía.
La distribución se define como la operación de las redes locales
bajo 220 kV. Cualquier cliente puede tener acceso a una red
de distribución para lo cual paga un cargo de conexión.
Hay un sistema interconectado, el sistema colombiano, y
diversos sistemas aislados regionales y más pequeños que
proveen energía a áreas específicas.
4.2. Principales autoridades regulatorias
El Ministro de Minas y Energía (MME) es responsable de
elaborar las políticas del sector eléctrico en Colombia.
La Unidad de Planeación Minero Energético (UPME) está a
cargo de planificar la expansión de la generación y de las
redes de transmisión.
El Departamento Nacional de Planeación (DNP) desempeña
las funciones del Secretariado Ejecutivo del CONPES y es,
por lo tanto, la entidad responsable de la coordinación y
presentación de las documentación para discusión en las
reuniones.
El Consejo de Política Económica y Social (CONPES) es la
máxima autoridad de planificación nacional y actúa como
un ente asesor para el gobierno en todos los aspectos
relacionados con el desarrollo económico y social de
Colombia.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG)
implementa los principios legales de la industria, establecidos
en la Ley Eléctrica de Colombia.
El CREG tiene el poder para emitir la reglamentación que
gobierna las operaciones técnicas y comerciales y establecer
cargos sobre las actividades reguladas.
El Consejo Nacional de Operación (CNO) es responsable de
establecer los estándares técnicos para facilitar la integración
eficiente y la operación del sistema colombiano.
El Comité Asesor para la Comercialización (CAC) es un ente
consultor que asiste al CREG con los aspectos comerciales
del MEM.
La Superintendencia de Industria y Comercio investiga, corrige
y sanciona prácticas de competencia comercial restrictivas,
tales como comportamientos monopólicos.
La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios
(SSPD) es responsable de supervisar a todas las compañías
de servicios de utilidad pública.
95
Memoria Anual 2011
Marco regulatorio de la industria eléctrica
4.3. Ley eléctrica
En 1994 el Congreso colombiano aprobó reformas significativas
que afectan a la industria de utilidad pública. Estas reformas
están contenidas en la Ley 142, conocida como la Ley de
Servicio Público Domiciliario (LSPD), y la Ley 143, que fueron
el resultado de enmiendas constitucionales hechas en 1991.
Ellas crearon un marco legal básico que gobierna el sector
eléctrico en Colombia. Las reformas más significativas incluyen
la apertura de la industria eléctrica a la participación del sector
privado, la segregación funcional del sector eléctrico en cuatro
actividades distintas, generación, transmisión, distribución
y comercialización, la creación de un mercado mayorista
de electricidad abierto y competitivo, la regulación de las
actividades de transmisión y distribución como monopolios
regulados, y la adopción de los principios de acceso universal
aplicable a las redes de transmisión y distribución.
Cualquier compañía existente antes de 1994, sea esta
doméstica o extranjera, puede desarrollar cualquiera de las
actividades de generación comercialización, transmisión y
distribución. Las empresas creadas después de esa fecha
pueden involucrarse en sólo una de las actividades. La
comercialización, sin embargo, puede combinarse ya sea
con generación o distribución.
La participación de mercado para los generadores y
comercializadores está limitada. El límite para los generadores
es de 25% de la Energía Firme del sistema colombiano. La
principal medición de participación de mercado usado por la
CREG en generación es el porcentaje de Energía Firme que
tiene un participante del mercado.
Adicionalmente, si la participación de una empresa de
generación está en el rango de 25% a 30% del total de
Potencia Firme de Colombia y un índice de concentración
adecuado, tal empresa podría quedar queda sujeta al
monitoreo del SSPD. Si la participación de una empresa de
generación eléctrica excede el 30% de la Potencia Firme de
Colombia, puede ser requerida de vender la electricidad que
excede ese umbral.
Análogamente, un comercializador no puede tener más
del 25% de la actividad de comercialización en el sistema
colombiano. Las limitaciones para los comercializadores
tienen en cuenta las ventas internacionales de energía. La
participación de mercado es calculada en una base mensual
de acuerdo a la demanda comercial de la empresa y, cuando
ese límite es excedido, los comercializadores tienen hasta seis
meses para reducir su participación de mercado.
96
Enersis
Memoria Anual 2011
Tales límites son aplicados a los grupos económicos, incluyendo
las compañías que son controladas o están bajo el control
común de otra compañía. Adicionalmente, los generadores
no pueden tener más del 25% de interés en un distribuidor y
viceversa. Sin embargo, esta limitación sólo aplica a compañías
individuales y no inhibe la propiedad cruzada de compañías
del mismo grupo corporativo.
Una compañía de distribución puede tener hasta el 25% del
patrimonio de una compañía integrada si la participación de
mercado de la última compañía es inferior al 2% del negocio
de generación nacional. Una compañía creada antes de la
promulgación de la Ley 143 tiene prohibida la fusión con otra
compañía creada después que la Ley 143 entrara en vigencia.
Un generador, distribuidor, comercializador o una compañía
integrada, no puede poseer más del 15% del patrimonio de
una compañía de transmisión si la última representa más del 2%
del negocio de transmisión nacional, en términos de ingresos.
4.4. Regulación en empresas de generación
El sector eléctrico colombiano fue estructuralmente
reformado por las Leyes 142 y 143, de 1994.
De acuerdo con la Ley 143 de 1994, diferentes agentes
económicos, públicos, privados o mixtos, pueden participar
en las actividades del sector, cuyos agentes gozan de libertad
para desarrollar sus funciones en un contexto de competencia
de libre mercado. Para operar o iniciar proyectos, se debe
obtener de las autoridades competentes los permisos respecto
de los aspectos medioambientales, sanitarios y derechos de
agua, y aquellos de naturaleza municipal que sean requeridos.
No se prevé que el Estado colombiano pueda participar en la
ejecución y explotación de proyectos de generación. Como
norma general, el desarrollo de tales proyectos es hecho por
el sector privado. La nación sólo está autorizada para suscribir
acuerdos de concesión relacionados con la generación cuando
no existe una entidad preparada para asumir estas actividades
en condiciones comparables.
El mercado mayorista facilita la venta del exceso de energía
que no ha sido comprometido bajo contratos. En el mercado
mayorista se establece el precio spot, calculado cada hora
para todas las unidades despachadas, basado en el precio
ofrecido por la unidad de precio de energía más alto para
ese periodo. El CND recibe cada día las ofertas de precios de
todos los generadores participantes del mercado mayorista.
Estas ofertas indican precios y la capacidad disponible para
cada hora en el día siguiente. Basado en esta información,
el CND, guiado por el principio de despacho óptimo (que
supone una capacidad infinita de transmisión en la red),
establece el despacho optimizado para el periodo de 24 horas,
teniendo en cuenta las condiciones iniciales de operación,
determinando qué generadores serán despachados el día
siguiente para satisfacer la demanda esperada. El precio para
todos los generadores es fijado como el precio del generador
más caro despachado en cada hora bajo el despacho óptimo.
Adicionalmente, el CND planifica el despacho, que toma en
cuenta las limitaciones de la red, así como otras condiciones
necesarias para satisfacer la demanda de energía esperada
para el siguiente día de manera segura, confiable y eficiente,
desde el punto de vista del costo. Las diferencias de costo
entre el ‘despacho planificado’ y el ‘despacho óptimo’ son
llamadas “costos de restricción”. El valor neto de tales costos
de restricción es asignado proporcionalmente a todos los
comercializadores del sistema colombiano, de acuerdo a su
energía demandada, y estos costos con traspasados a los
clientes finales.
Los generadores conectados al sistema colombiano pueden
también recibir “pagos por confiabilidad” que son el
resultado de una OEF que ellos proveen al sistema. La OEF
es un compromiso de parte de la empresa generadora,
respaldada por sus recursos físicos, que la capacitan para
producir energía firme en periodos de escasez. El generador
que adquiere un OEF recibirá una compensación fija durante
el periodo del compromiso, sea que el cumplimiento de
su obligación sea requerido o no. Para recibir el pago por
confiabilidad, los generadores deben haber participado en
una licitación de energía firme declarando y certificando
esa energía firme. Hasta noviembre de 2012, el periodo
de transición, el suministro de energía firma para fines de
confiabilidad será asignado proporcionalmente a la energía
firme declarada por cada generador. Después del periodo de
transición, la energía firme adicional requerida por el sistema
será adjudicada a través de licitaciones.
4.5. Regulación en empresas de distribución
Los distribuidores, u operadores de redes, son responsables
de la planificación, inversión, operación y mantenimiento de
redes eléctricas bajo los 220 kV. Cualquier usuario tiene acceso
a la red de distribución pagando un cargo por conexión.
Los cargos de distribución son fijados por la CREG a cada
compañía, basado en el costo de reemplazo de los activos
de distribución existentes, el costo de capital así como los
costos operacionales y de mantenimiento, que dependen
del nivel de voltaje.
97
Memoria Anual 2011
Marco regulatorio de la industria eléctrica
La metodología para remunerar el negocio de distribución
fue definida por la CREG en 2008. El costo de capital
promedio ponderado (WACC), fue fijado en 13,9%, antes
de impuestos, para los activos operando por sobre 57,5 kW, y
en 13 %, antes de impuestos, para los activos operando bajo
ese umbral. La CREG también definió una nueva metodología
para el cálculo de los cargos de distribución, definiendo un
esquema de incentivos para los costos de administración, de
operación y mantenimiento, calidad de servicio y pérdidas de
energía. Durante 2009, después de auditar la información
reportada por las compañías, la CREG determinó los cargos
de distribución aplicables hasta 2013. Los cargos son
fijados para un periodo de cinco años, y son actualizados
mensualmente de acuerdo al índice de precios.
En diciembre de 2011 CREG definió un mecanismo de
cobertura de tal manera que los comercializadores ahora
tienen que garantizar a los distribuidores el pago de las tarifas
del Sistema de Transmisión Regional (STR) y del Sistema de
Distribución Local (SDL).
4.6. Regulación en transmisión
Las empresas de transmisión que operan a 220 kV a lo menos
constituyen el Sistema de Transmisión Nacional, o STN. La
tarifa de transmisión incluye un cargo que cubre los costos
de operación de las instalaciones, y un cargo por uso que
aplica sólo a los comercializadores.
CREG garantiza a las empresas de transmisión un ingreso fijo
anual. El ingreso es determinado por el valor nuevo de reemplazo
de la red y equipos, y por el valor resultante de los procesos de
licitación que han adjudicado nuevos proyectos para la expansión
del STN. Este valor es atribuido a los comercializadores del STN
en proporción a su demanda de energía.
La construcción, operación y mantenimiento de los nuevos
proyectos es adjudicado a la empresa que ofrece el menor
valor presente de flujos de caja necesarios para llevarlo a cabo.
4.7. Regulación en la comercialización
El mercado de comercialización está dividido en clientes
regulados y clientes no regulados. Los clientes en el mercado
no regulado pueden contratar libremente su suministro
eléctrico directamente de un generador o de un distribuidor,
actuando como comercializadores, o de un comercializador
puro. El mercado de clientes no regulados, consiste de
clientes con una demanda máxima superior a 0,1 MW o un
consumo mensual mínimo de 55 MWh.
La comercialización puede ser realizada por generadores,
distribuidores o agentes independientes, que cumplen con
ciertos requerimientos. Las partes acuerdan libremente los
precios de transacciones para los clientes no regulados.
Esta comercialización para clientes regulados está sujeta a
un “régimen de libertad regulada” en el que las tarifas son
fijadas por cada comercializador utilizando una combinación
de las fórmulas generales de costo dadas por la CREG, y
los costos de comercialización individuales aprobados por la
CREG para cada comercializador. Las tarifas incluyen, entre
otras cosas, costos de abastecimiento de energía, cargos
de transmisión, cargos de distribución y un margen de
comercialización.
La fórmula para las tarifas de comercialización entró en
vigencia el 1º de febrero de 2008. Los principales cambios
en esta fórmula son el establecimiento de un cargo mensual
fijo y la introducción de un cargo por costos de reducción
de pérdidas de energía no técnicas en los cargos de
comercialización. Adicionalmente, la CREG permite a los
comercializadores en el mercado regulado elegir opciones
tarifarias para administrar sus incrementos de tarifas.
Con el objeto de mejorar la formación del precio mayorista,
CREG está diseñando un nuevo esquema de adquisición de
energía, basado en licitaciones de largo plazo; CREG tiene
este tema en su agenda para 2012. En mayo de 2009 se creó
la empresa Derivex para incorporar un mercado de derivados
de energía, iniciando operaciones en octubre de 2010.
En diciembre de 2011 CREG emitió el Código de Menudeo
que incluye normas específicas para mejorar las relaciones
de los comercializadores con los otros agentes del mercado.
Establece, entre otras cosas, nuevas regulaciones acerca de
la medición de la energía, pérdidas no técnicas, relación de
los comercializadores con el mercado eléctrico mayorista y
riesgo crediticio de los comercializadores.
El comercializador de energía es responsable de cargar los
costos de electricidad a los consumidores finales y transferir
los pagos a los agentes de la industria. Las tarifas aplicadas
a los usuarios regulados son definidas por una fórmula
establecida por CREG. Adicionalmente, los costos finales
del servicio están afectados por subsidios o contribuciones
que son aplicados de acuerdo al nivel socio económico de
cada usuario.
Otro factor que afecta la tarifa final es el Área de Distribución
(ADD), que establece una sola tarifa para las empresas de
distribución de zonas geográficas adyacentes.
98
Enersis
Memoria Anual 2011
4.8. Regulación medioambiental
5. Perú
El marco legal para la regulación ambiental en Colombia
fue establecido en la Ley 99/1993, que también creó el
Ministerio de Medioambiente, como la autoridad para la
definición de políticas medioambientales. El Ministerio define,
emite y ejecuta las políticas y los reglamentos enfocados
a la recuperación, conservación, protección, organización,
administración y uso de recursos renovables.
Cualquiera entidad que contemple desarrollar proyectos
o actividades en relación a la generación, interconexión,
transmisión o distribución de electricidad, que puedan
ocasionar un deterioro ambiental, debe obtener primero
una licencia ambiental.
De acuerdo a la Ley N° 99, las plantas generadoras que tiene
una capacidad instalada total superior a 10 MW, deben
contribuir a la conservación del medioambiente por medio
de un pago por sus actividades a una tarifa regulada a las a
las municipalidades y a las corporaciones ambientales en las
localidades donde se encuentran las centrales. Las centrales
hidroeléctricas, deben pagar el 6 % de su generación y las
centrales térmicas deben pagar el 4 % de su generación, con
tarifas que son determinadas anualmente.
La Ley 1450, de 2011, emitió el Plan de Desarrollo Nacional
2010-2014. El plan estableció que entre 2010 y 2014, el
gobierno debe desarrollar temas sobre la sustentabilidad
ambiental y prevención de riesgos.
En 2011, el Decreto 3.570 estableció la nueva estructura
del sector medioambiental, creando el Ministerio de
Medioambiente y Desarrollo Sostenible (previamente,
las funciones del Ministerio de Medioambiente estaban
establecidas junto con las funciones del Ministerio de Vivienda).
En los últimos años, la regulación medioambiental para
el sector eléctrico ha estado enfocada a regular aspectos
relacionados con las emisiones de las plantas, políticas hidro
(incluyendo descargas de agua y organización de cuencas) y
licencias medioambientales y penalidades.
5.1. Estructura de la industria
Las principales características de la industria eléctrica en
Perú son: (i) la separación de las tres actividades principales:
generación, transmisión y distribución; (ii) libre mercado para
el suministro de energía dentro de condiciones competitivas
del mercado; (iii) un sistema de precios regulados basado en
el principio de la eficiencia y un régimen de licitaciones; y (iv)
privatización de la operación de los sistemas de electricidad
interconectados sujeta a los principios de eficiencia y calidad
de servicio.
Existe un sistema interconectado, el Sistema Eléctrico
Interconectado Nacional (SEIN), y diversos sistemas aislados
regionales de menor envergadura que suministran electricidad
en áreas específicas.
5.2. Principales autoridades regulatorias
El Ministerio de Energía y Minas (MINEM) define las políticas
de energía aplicables a toda la nación, regula las materias
medioambientales aplicables al sector energía y vigila el
otorgamiento, supervisión, vencimiento y terminación de
licencias, autorizaciones y concesiones.
El Organismo Supervisor para la Inversión en Energía y Minas
(Osinergmin) es una entidad regulatoria pública y autónoma que
controla y hace cumplir las regulaciones relacionadas con las
actividades relacionadas con la electricidad y los hidrocarburos,
y es responsable por la preservación del medioambiente en
relación con el desarrollo de esas actividades.
El Comité de la Operación Económica del Sistema (COES-
SINAC) coordina las operaciones a mínimo costo de corto,
mediano y largo plazo del SEIN.
Otras entidades que participan en el sector son: Dirección
General de Electricidad (DGE), Agencia para la Promoción
de la Inversión Privada (Proinversión), Instituto Nacional de
Defensa de la Competencia y de la Propiedad Intelectual
(Indecopi) y el Ministerio del Medioambiente (MINAM).
99
Memoria Anual 2011
Marco regulatorio de la industria eléctrica
5.3. Ley eléctrica
El marco legal general aplicable a la industria eléctrica en
Perú está formado por: la Ley de Concesiones Eléctricas
(Decreto Ley 25.844/1992) y sus reglamentos, la Ley para
Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica
(Ley 28.832/2006), el Reglamento Técnico sobre la calidad
del Suministro Eléctrico (Decreto Supremo 020/1997), el
Reglamento para la Exportación e Importación de Electricidad
(Decreto Supremo 049/2005), la Ley Anti-monopolio para
el Sector Eléctrico (Ley 26.876/1997), y la ley que regula la
actividad del Ente Supervisor de las Inversiones en Energía
y Minas (Ley 26.734/1996), junto con la Ley 27.699/2002).
A partir de la promulgación de la Ley de Concesiones para
la Electricidad, la integración vertical está restringida, y así,
las actividades de generación, transmisión y distribución
deben ser desarrolladas por diferentes empresas. La Ley
Antimonopolio para el Sector Eléctrico regula los casos en
los que la integración vertical u horizontal es permitida.
Aquellas empresas eléctricas que tienen más del 5% de
una compañía de otro segmento, sea pre-existente o como
resultado de un proceso de fusión o integración, debe tener
necesariamente una autorización. Por otra parte, también se
requiere una autorización para la integración horizontal de
actividades de generación, transmisión y distribución, que
resulte en una participación de mercado de 15% o más, de
cualquier segmento de negocios, sea antes o como resultado
de una operación.
5.4. Regulación en empresas de generación
Las empresas de generación que poseen u operan una
planta generadora con una capacidad instalada mayor que
500 kW requieren una concesión otorgada por el MINEM.
Una concesión para la actividad de generación eléctrica es
un acuerdo entre el generador y el MINEM, mientras que una
autorización es sólo un permiso otorgado unilateralmente por
la misma autoridad pública. Las autorizaciones son otorgadas
por el MINEM por un periodo de tiempo ilimitado, aunque
su expiración está sujeta a las mismas consideraciones y
requerimientos que el término de una concesión bajo los
procedimientos establecidos en la Ley de Concesiones
Eléctricas, y sus reglamentos relacionados.
100
Enersis
Memoria Anual 2011
La coordinación de despacho de las operaciones eléctricas, la
determinación de los precios spot y el control y administración
de las transacciones económicas que ocurren en el SEIN, son
controladas por el COES-SINAC. Los generadores pueden
vender su energía directamente a grandes consumidores y
comprar el déficit o transferir los excedentes entre la energía
contratada y la producción efectiva, en el pool, al precio spot.
Las ventas a clientes no regulados son efectuadas a precios y
condiciones mutuamente acordadas, los que incluyen peajes
y compensaciones por el uso de los sistemas de transmisión
y, de ser necesario, a las empresas de distribución por el uso
de sus redes.
Las ventas a los distribuidores pueden ser bajo contratos
bilaterales a un precio no mayor que el precio regulado, en
el caso de clientes regulados, o a un precio acordado en el
caso de clientes no regulados. Además del método bilateral
permitido por la Ley de Concesiones Eléctricas, la Ley 28.832
ha establecido también la posibilidad de que los distribuidores
puedan satisfacer la demanda de sus clientes regulados o no
regulados bajo contratos suscritos después de un proceso de
licitación de potencia y energía.
5.5. Regulación en empresas de distribución
La Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la
Generación Eléctrica estableció un régimen de licitaciones
para la adquisición de energía y potencia por parte de los
distribuidores a través de un mecanismo que determina los
precios durante la vida de un contrato. La aprobación de
este mecanismo es importante para los generadores porque
establece un mecanismo para determinar un precio durante
la vida del contrato, que no es fijado por el regulador.
Los nuevos contratos para vender energía a las empresas de
distribución, para su reventa a los clientes regulados, deben
ser a precios fijos determinados por licitaciones públicas.
Solo una pequeña parte de la electricidad comprada por las
empresas de distribución, incluida en los contratos antiguos se
mantiene aún a los precios de barra los cuales son fijados por
el Osinergmin anualmente. Dentro de estos contratos, es el
precio máximo de electricidad adquirida por las distribuidoras
al que éstas pueden transferirla a cliente regulados.
La tarifa eléctrica para clientes regulados incluye cargos por
energía y potencia, para generación y transmisión, y el Valor
Agregado de Distribución (VAD) que considera un retorno
regulado por las inversiones, cargos fijos por operación y
mantenimiento, y un porcentaje estándar por pérdidas de
energía en distribución.
El VAD es fijado cada cuatro años. El Osinergmin clasifica
las compañías en grupos, de acuerdo a las “áreas típicas de
distribución”, basado en factores económicos que agrupa
a las empresas con similares costos de distribución por la
densidad poblacional, lo cual determina los requerimientos
de equipos en la red.
El retorno real sobre la inversión de una empresa de
distribución depende de su desempeño respecto de los
estándares fijados por Osinergmin para una empresa modelo
teórica. El sistema de tarifa permite un retorno mayor a las
empresas de distribución que son más eficientes que la
empresa modelo. Las tarifas preliminares son calculadas
como un promedio ponderado de los resultados del estudio
contratado por Osinergmin y el estudio de las empresas,
teniendo el estudio de Osinergmin una ponderación igual
al doble que la del estudio de las empresas. Las tarifas
preliminares son comprobadas para asegurar que ellas
proporcionan una tasa interna de retorno promedio anual
entre el 8% y el 16% sobre el costo de reemplazo de los
activos de distribución relacionados con la electricidad.
El último proceso de fijación de tarifas se desarrolló en
noviembre de 2009 y ellas estarán vigentes hasta noviembre
de 2013.
5.6. Regulación en transmisión
Las actividades de transmisión se dividen en dos categorías:
principal, que es para uso común y permite el flujo de
energía a través de la red nacional; y secundaria, que es de
aquellas líneas que conectan a una central eléctrica con el
sistema, o una subestación con una compañía distribuidora
o un consumidor final. Las líneas principales y del sistema
garantizado están disponibles para todos las generadoras y
permiten que se suministre electricidad a todos los clientes. La
concesionaria de transmisión recibe un ingreso anual fijo, así
como también ingresos de tarifas variables y tarifas de conexión
por kW. Las líneas del sistema secundario y complementario
están disponibles para todas las generadoras, pero se utilizan
únicamente para ciertos clientes que son responsables de
efectuar los pagos en relación con el uso del sistema.
101
Memoria Anual 2011
Marco regulatorio de la industria eléctrica
5.7. Normativa medioambiental
El marco legal medioambiental aplicado a las actividades
relacionadas con la energía en Perú está estipulado en la Ley
Ambiental (Ley N°28.611) y en el Reglamento de Protección
Ambiental para Actividades Eléctricas (Decreto Supremo 029-
94-EM).
En 2008, el MINEM promulgó el Decreto Supremo 050-
2008 para incentivar la generación de electricidad por
medio de energías renovables no convencionales (ERNC).
Dicho decreto estipula que el 5% de la demanda del SEIN
debe ser suministrada con la utilización de ERNC. Esta meta
del 5% podría incrementarse cada 5 años. Las tecnologías
consideradas como recursos renovables son: biomasa, eólica,
mareomotriz, geotérmica, solar y mini-hidroeléctrica (menor
a 20 MW).
En agosto de 2011 se realizó la segunda licitación de
ERNC, de 1.300 GWh por año, de los cuales se adjudicaron
473 GWh a tres proyectos, de un total de 21 iniciativas
propuestas. También durante 2011 se aplican otras
regulaciones que establecen incentivos tributarios incluyendo
i) depreciación acelerada de los activos para el propósito de
impuesto a la renta, y ii) recuperación anticipada del impuesto
a las ventas. A su vez, se aprobó la Ley 29.764 que extiende
estos beneficios tributarios hasta 2020.
Descripción
del negocio
eléctrico por
país
104
Enersis
Memoria Anual 2011
1. Generación de electricidad
Los negocios de generación se realizan principalmente a
través de nuestra filial Endesa Chile. En este segmento, el
Grupo Enersis posee filiales operativas en Argentina, Brasil,
Chile, Colombia y Perú.
En su totalidad, la capacidad instalada del Grupo Enersis
ascendió a 14.831,92 MW a diciembre de 2011 y la
producción eléctrica consolidada alcanzó los 56.921 GWh,
mientras que las ventas de energía sumaron 64.840 GWh.
En la industria eléctrica, la segmentación del negocio entre
la generación hidroeléctrica y térmica es natural, ya que los
costos variables de la generación son distintos para cada
forma de producción. La generación térmica requiere de la
compra de combustibles fósiles y la hidroeléctrica del agua
de los embalses y ríos.
El 58% de nuestra capacidad de generación consolidada
proviene de fuentes hidroeléctricas, el 41% de fuentes
térmicas y el 1% de fuentes eólicas.
Por ello, la política comercial que la generadora defina resulta
relevante para la adecuada gestión del negocio.
105
Memoria Anual 2011
Descripción del negocio eléctrico por país
2. Transmisión de electricidad
Para el Grupo Enersis, el negocio de transmisión de energía
eléctrica se realiza a través de la línea de interconexión entre
Argentina y Brasil, CIEN, filial de Endesa Brasil, con una
capacidad de transporte 2.100 MW.
3. Distribución de electricidad
Nuestro negocio de distribución se ha llevado a cabo por
medio de Edesur en Argentina, Ampla y Coelce (de propiedad
de Endesa Brasil) en Brasil, Chilectra en Chile, Codensa
en Colombia y Edelnor en Perú. Durante 2011, nuestras
principales filiales y empresas relacionadas de distribución
vendieron 69.552 GWh.
En la actualidad, Edesur, Ampla, Coelce, Chilectra, Codensa y
Edelnor atienden a las principales ciudades de América Latina,
entregando servicio eléctrico a unos 13,7 millones de clientes.
Estas compañías enfrentaron una demanda eléctrica
creciente, lo que las obligó a invertir constantemente, tanto
por crecimiento vegetativo, como por la mantención de sus
instalaciones.
106
Enersis
Memoria Anual 2011
Central Costanera
Córdoba
Buenos Aires
Mendoza
Edesur
Central Arroyito
Central El Chocón
Neuquén
TransmisiónDistribuciónGeneraciónTipoHidroeléctricaPotencia Instalada1.200 MWTipoHidroeléctricaPotencia Instalada128 MWTipoTermoeléctricaPotencia Instalada2.324 MWVentas de Energía17.233 GWhClientesPérdida de Energía2,3 millones10,5% 107
Memoria Anual 2011
Descripción del negocio eléctrico por país
4. Argentina
4.1. Generación eléctrica
Enersis participa en la generación de energía eléctrica en
Argentina a través de Endesa Costanera e Hidroeléctrica El
Chocón, en las cuales controla, directa e indirectamente, un
41,8% y 39,2% de la propiedad, respectivamente.
Estas empresas poseen en conjunto cinco centrales, sumando
3.652 MW. Dicha potencia representó a 2011 el 12% de la
capacidad instalada del SIN argentino.
La generación eléctrica del Grupo Enersis llegó a
10.801 GWh, el 8,9% del total generado en dicho país,
representando la producción hidroeléctrica un 22,3%.
Por su parte, las ventas físicas de energía alcanzaron los
11.381GWh, un 9,8% del total vendido.
Endesa Costanera y El Chocón participan en sociedades a
cargo de la operación de dos ciclos combinados, iniciativas
coordinadas por el Fondo para Inversiones Necesarias que
Permitan Incrementar la Oferta de Energía Eléctrica en el
Mercado Eléctrico Mayorista (FONINVEMEN), con un 5,326%
y 18,85% de la propiedad, respectivamente.
Durante el 2010 se habilitó para la operación comercial
el ciclo completo de las centrales Termoeléctrica Manuel
Belgrano y Termoeléctrica José de San Martín.
La operación en ciclo combinado determinó la entrada
en vigencia del Contrato para la Operación y Gestión del
Mantenimiento de las centrales y el Contrato de Abastecimiento,
por lo cual, las empresas que participan en el FONINVEMEM,
entre ellas, Endesa Costanera y el Chocón, comenzaron a
recuperar sus acreencias con los flujos generados por el proyecto
a través del contrato por 10 años de venta de su producción
al MEM administrado por CAMMESA, habiéndose cobrado al
31 de diciembre de 2011 las cuotas de acuerdo a lo previsto.
Con relación al acuerdo formalizado, el 25 de noviembre de
2010, entre la Secretaría de Energía y las principales empresas de
generación de energía eléctrica, entre ellas Costanera y Chocón,
es de mencionar que las compañías junto con los generadores
participantes del nuevo proyecto de generación, presentaron la
documentación pertinente a la Secretaría de Energía. El proyecto
denominado Vuelta de Obligado S.A. (VOSA), contempla la
instalación de un ciclo combinado del orden de 800 MW.
En el mes de mayo de 2011, se procedió a la constitución
de la Sociedad Termoeléctrica Vuelta de Obligado S.A. y a la
firma del contrato de fideicomiso necesario para el proyecto.
Luego de su aprobación por las autoridades, se trabajó
durante el año en las especificaciones técnicas y se llamó
a licitación internacional encontrándose actualmente en la
etapa de evaluación y homologación de las mismas.
Otras generadoras conectadas al SIN argentino son: AES
Alicura, SADESA, Capex, Petrobras, Pampa Generación y
Pluspetrol.
4.1.1. Endesa Costanera
Se encuentra localizada en la ciudad de Buenos Aires y posee
seis unidades turbo vapor por un total de 1.138 MW, las que
pueden generar con gas natural o fuel oil. También opera dos
ciclos combinados de 859 MW y 327 MW respectivamente,
totalizando la capacidad instalada de 2.324 MW.
En 2011, la generación neta fue de 8.397 GWh y las ventas
totales alcanzaron 8.493 GWh. Durante 2011, la demanda
del sistema eléctrico argentino registró un aumento del 5,1%
respecto de 2010.
La disponibilidad de gas del sistema se redujo respecto al
2010, básicamente por mayores cortes en el periodo invernal,
registrándose una alta generación con combustibles líquidos
alternativos para abastecer el creciente despacho térmico.
En el transcurso de 2011, continuaron vigentes los cambios
en las normas que regulan al Mercado Eléctrico Mayorista
(MEM), el mecanismo existente para la fijación de los precios
horarios de la energía, el tope de los mismos en 120 $/MWh y
las restricciones de gas natural, con la consecuente utilización
de combustibles líquidos alternativos, más caros y menos
eficientes, así como también la acumulación de acreencias
de los generadores por retrasos en los pagos de la energía
vendida al MEM.
El aspecto operativo durante 2011, se caracterizó por
un elevado despacho de todas las unidades de Endesa
Costanera, como consecuencia de la mayor disponibilidad
de sus unidades generadoras, en especial de las unidades
turbo vapor.
Las tareas más importantes en mantenimiento se centraron
fundamentalmente en la conclusión del Plan Invierno -iniciado
en septiembre 2010 y concluido en mayo 2011- y en el
Mantenimiento Mayor del Ciclo Combinado II.
Durante 2011, en materia financiera se continuó con la
estrategia adoptada ya en ejercicios anteriores, de priorizar el
manejo conservador de las mismas de manera de asegurar los
recursos financieros necesarios para satisfacer las necesidades
108
Enersis
Memoria Anual 2011
de caja operativas, en esa línea se logró refinanciar la mayor
parte de los vencimientos de deuda de corto plazo.
En el ámbito comercial, una nueva política de integración
de la gestión comercial implementada en las empresas
del Grupo, a través de una reestructuración de procesos,
contempló la reasignación de tareas y alcanzó la optimización
de los procesos comerciales. En dicho contexto, la compañía
ha realizado un importante esfuerzo para mantener, e incluso
incrementar, el nivel de contratación en el mercado a término
(MAT). Dentro de la nueva estrategia comercial se incluyeron
diferentes acciones y modalidades de contratación con los
clientes, tendientes satisfacer por un lado los requerimientos
de los mismos y por otro, a mejorar los flujos de caja de la
empresa.
La aplicación del “Acuerdo para la Gestión y Operación de
Proyectos, Aumento de la Disponibilidad de Generación
Térmica y Adaptación de la Remuneración de la Generación
2008-2011”, formalizado por los generadores con la
Secretaría de Energía en noviembre de 2010, con el objeto
de continuar con el proceso de recomposición del MEM;
contribuyó a la mejora de los resultados operacionales, por
mayores ingresos por la potencia puesta a disposición y los
incrementos de los valores máximos reconocidos para la
remuneración por operación y mantenimiento.
En relación al “Contrato de compromiso de disponibilidad de
equipamiento en el mercado eléctrico mayorista”, firmado el
13 de diciembre de 2010 con CAMMESA, el cual permitirá
obtener los recursos necesarios para mejorar la confiabilidad
y disponibilidad del equipamiento turbo vapor de la central,
durante 2011, se continuaron las gestiones para avanzar
en la implementación del contrato de Fideicomiso ante
los organismos y autoridades involucrados en el Proyecto,
Secretaria de Energía, CAMMESA y Nación Fideicomisos S.A.
Adicionalmente en el aspecto técnico, se trabajó en la
elaboración del pliego de licitación de las obras, denominada
de Etapa II, el cual fue aprobado por la Secretaría de Energía.
Posteriormente se inició el proceso licitatorio, el cual se viene
desarrollando dentro del cronograma establecido.
4.1.2. Hidroeléctrica El Chocón
Hidroeléctrica El Chocón S.A. (“HECSA”) es una compañía de
generación hidroeléctrica, que opera los aprovechamientos
El Chocón y Arroyito, ubicados sobre el río Limay. Se ubica
en las provincias de Neuquén y Río Negro. El Complejo
Hidroeléctrico tiene una capacidad instalada total de
1.328 MW, y comprende las centrales de El Chocón con
una potencia instalada de 1.200 MW (central hidráulica de
embalse artificial ) y Arroyito con una capacidad instalada
de 128 MW, utilizando ambas las aguas de los ríos Limay y
Collón Curá para generar.
El aprovechamiento hidroeléctrico de El Chocón está
ubicado en la región denominada Comahue, formada por
las provincias argentinas de Río Negro, Neuquén y la parte
sur de las provincias de Buenos Aires y La Pampa. El Chocón
se encuentra sobre el río Limay, a unos 80 km aguas arriba
de su confluencia con el río Neuquén. Arroyito es el dique
compensador de El Chocón y está emplazado sobre el mismo
río, 25 km aguas abajo.
Durante 2011, los aportes hidrológicos de las cuencas de los
ríos Limay y Collón Curá se vieron sustancialmente reducidos
a partir de mayo, configurando una situación de año seco en
dichas cuencas, razón por la cual el criterio operativo aplicado
por el Organismo Encargado de Despacho fue de restringir el
uso de las reservas estratégicas acumuladas. Esta modalidad dio
como resultado consolidar las reservas energéticas del Comahue.
Como resultado del despacho del embalse de El Chocón al
cierre del ejercicio 2011 la generación neta del Complejo
El Chocón–Arroyito fue de 2.404 GWh, alcanzando la cota
del embalse los 380,05 m.s.n.m. La reserva de energía en
los embalses del Comahue fue de 6.819 GWh, de los cuales
2.586 GWh corresponden a ser producidos en el Chocón,
ambos valores medidos respecto de la condición de cota
mínima de Franja de Operación Extraordinaria.
En lo que se refiere al aspecto operacional, la disponibilidad
acumulada en el 2011 del Complejo El Chocón-Arroyito fue
de 95,76% habiéndose cumplido en forma satisfactoria el
mantenimiento mayor de las unidades Nº 1 y 6 de la Central
El Chocón, además de la instalación del sistema anti incendio
y del sistema de monitoreo de vibraciones en la Unidad Nº 2
de la Central El Chocón, así como también, todas las tareas
programadas de mantenimiento rutinario sobre los equipos
e instalaciones de ambas Centrales.
En el aspecto comercial, se continuó con la estrategia definida
oportunamente focalizada en asegurar la sustentabilidad
económica y financiera de la sociedad, centrando el
accionar en diversificar la cartera de clientes mediante
la comercialización en mercados alternativos al spot y
priorizando relaciones rentables de largo plazo con clientes
de probada solidez.
109
Memoria Anual 2011
Descripción del negocio eléctrico por país
Como resultado de la gestión realizada se continuó
afianzando la participación en el mercado de contratos a
término con respaldo físico, alcanzando el 98% de nuestra
capacidad contratable con Grandes Usuarios, más del 50%
en contratos de largo plazo con clientes de primera línea. En
el transcurso del año se vendió al mercado spot 1.480 GWh
y al de contratos 1.408 GWh.
En el ámbito de las finanzas, y continuando con el objetivo
de obtener financiamiento de largo plazo en moneda
local, en agosto de 2011, la sociedad accedió a un nuevo
Préstamo Sindicado por la suma de $100 millones a un
plazo de tres años y medio, amortizable en cinco cuotas
semestrales y consecutivas, a partir del primer año y medio
de su formalización, devengando una tasa Badlar Privada
Corregida más un spread de 5,1%. Con dicha facilidad
fueron cancelados todos los vencimientos de deuda de corto
plazo en moneda local y se precancelaron anticipadamente
los vencimientos de deuda del mes de diciembre de 2011.
Adicionalmente, HECSA refinanció sus vencimientos de deuda
del 2011 por un total de US$40 millones, con Deutsche Bank
AG y Standard Bank PLC, lo que le permitió extender su perfil
de vencimientos a cuatro años de plazo.
Los principales proyectos de inversión que se prevé realizar
son: i) Completar la instalación del Sistema de Protección fijo
contra Incendio en los 6 Generadores de la Central El Chocón,
ii) Completar la instalación de los equipos de Monitoreo “On
Line” de vibraciones, de última generación, en turbinas de El
Chocón, iii) Completar la renovación de Baterías Alcalinas de
110 Vcc de la Central Arroyito y iv) Iniciar la modernización
del Sistema de Protecciones, Excitación y Secuencia de
Arranque de las Unidades de Central El Chocón.
Asimismo, se prevé ejecutar las mejoras del Proyecto de
“Actualización Tecnológica del Sistema de Telecomando del
Dique Compensador Arroyito”, Etapa 3, el cual fue aprobado
por la Secretaría de Energía de la Nación. El citado proyecto
permitirá, entre otras cosas, prescindir de la presencia
permanente del operador en la Central Arroyito y su traslado
a la Central El Chocón.
110
Enersis
Memoria Anual 2011
4.2. Distribución eléctrica
Enersis participa en la distribución de energía eléctrica a través
de su filial Edesur, en la cual posee, directa e indirectamente,
el 65,4% de la propiedad.
La participación de mercado de nuestra filial en
Argentina, en cuanto a ventas físicas se refiere, se situó en
aproximadamente 19%.
Otras distribuidoras del sistema eléctrico argentino son:
Empresa Jujeña de Energía (EJESA), Empresa de Distribución
de Energía de Tucumán (EDET), Empresa Distribuidora de
Energía de Santiago del Estero (EDESE), Empresa Distribuidora
y Comercializadora Norte (EDENOR) y Empresa de Distribución
de la Plata (EDELAP).
4.2.1. Edesur
Edesur tiene como objeto principal la distribución y
comercialización de energía eléctrica en la zona sur del gran
Buenos Aires, comprendiendo dos terceras partes de la ciudad
de Buenos Aires y doce partidos de la provincia de Buenos
Aires, abarcando 3.309 km2, por un periodo de 95 años a
partir del 31 de agosto de 1992.
Dicho periodo consiste en uno inicial de 15 años y ocho
adicionales de 10 años cada uno. Con fecha 5 de febrero
de 2007, el Ente Nacional Regulador de Electricidad (ENRE)
resolvió extender el periodo inicial por cinco años adicionales,
a partir de la finalización del proceso de Renegociación
Tarifaria Integral (RTI).
El contrato de concesión establece la obligación de Edesur
de suministrar electricidad a petición de los propietarios
o habitantes de las propiedades dentro de su área de
concesión, cumplir con ciertas normas de calidad referentes
a la electricidad suministrada, cumplir con exigencias
operacionales con respecto al mantenimiento de los activos
de distribución y facturar a los clientes sobre la base de
mediciones efectivas.
En 2011, Edesur entregó servicio de energía eléctrica a
2.388.605 clientes, un 1,5% más que el año anterior. Del
total, 87,4% son clientes residenciales, 11,2% comerciales,
1,0% industriales y 0,4% otros usuarios.
Las ventas de energía ascendieron a 17.233 GWh, cifra que
representó un aumento de 2,8% respecto al año anterior.
Esta se distribuyó en 42,0% al sector residencial, 25,6% al
segmento comercial, 7,9% al sector industrial y 24,6% en
otros.
El índice de pérdidas de energía alcanzó 10,5% durante
2011.
111
Memoria Anual 2011
Descripción del negocio eléctrico por país
112
Enersis
Memoria Anual 2011
Coelce
Central Fortaleza
C. Cachoeira Dourada
CIEN
Ampla
Río de JaneiroBelénManausSao PauloGoianaBrasiliaTransmisiónDistribuciónGeneraciónTipoTermoeléctricaPotencia Instalada322 MWVentas de Energía8.970 GWhClientesPérdida de Energía3,2 millones11,9%TipoHidroeléctricaPotencia Instalada665 MWCapacidad Instalada2.100 MWVentas de Energía10.223 GWhClientesPérdida de Energía2,6 millones19,7% 113
Memoria Anual 2011
Descripción del negocio eléctrico por país
5. Brasil
5.1. Generación eléctrica
Enersis participa en la generación eléctrica a través de Endesa
Brasil y sus filiales Endesa Cachoeira y Endesa Fortaleza.
Estas dos centrales, una hidroeléctrica y la otra térmica,
suman una potencia total de 987 MW, representando cerca
del 1% de la capacidad del SIN brasileño.
del Pecém, en el municipio de Caucaia, e integra el Programa
Prioritario de Termoeletricidade (PPT) del gobierno federal.
La localización es estratégica para impulsar el crecimiento
regional y viabilizar la instalación de otras industrias. Sus
principales cliente son Coelce y Petrobras.
La generación eléctrica de 2011 fue de 1.033 GWh, mientras
que sus ventas alcanzaron los 2.842 GWh.
5.2. Transmisión eléctrica
La generación eléctrica del Grupo Enersis en Brasil alcanzó
los 4.155 GWh, 1% del total generado en ese país, siendo
la producción hidroeléctrica un 75% del total generado por
el Grupo Enersis en Brasil.
El Grupo Enersis también participa en la transmisión y
comercialización de electricidad en Brasil por medio de la
línea de interconexión entre Argentina y Brasil, a través, de
la empresa CIEN, donde posee un 54,3% de la propiedad.
Por su parte, las ventas físicas de energía llegaron a los
6.828 GWh, un 2% del total vendido en el sistema.
5.2.1. Endesa CIEN
Otras generadoras conectadas al SIN brasileño son: CHESF,
Furnas, Cemig, Electronorte, Cesp, Copel, Eletrobras y
Eletropaulo.
5.1.1. Endesa Cachoeira
Se ubica en el Estado de Goias, a 240 km al sur de Goiania.
Posee diez unidades con un total de 665 MW de capacidad
instalada. Es hidroeléctrica de pasada y utiliza las aguas del
río Paranaiba.
La generación neta durante 2011 fue de 3.121 GWh,
mientras que las ventas alcanzaron los 3.986 GWh.
5.1.2. Endesa Fortaleza
Se ubica en el municipio de Caucaia, a 50 km de la capital del
estado de Ceará. Es una central térmica de ciclo combinado
de 322 MW que utiliza gas natural, y tiene capacidad para
generar un tercio de las necesidades de energía eléctrica
de Ceará, que alberga una población de 8,2 millones de
personas.
Construida en un área de 70 mil metros cuadrados, forma
parte de la infraestructura del Complejo Industrial y Portuario
La Compañía de Interconexión Energética S.A. (CIEN) es una
empresa de transmisión de energía de Brasil. Su complejo
está formado por dos estaciones de conversión de frecuencia
Garabi I y Garabi II, que convierten en ambos sentidos las
frecuencias de Brasil (60 Hertz) y Argentina (50 Hertz), y las
líneas de trasmisión. En el lado argentino, son administradas
por dos subsidiarias: la Compañía de Transmisión del
Mercosur S.A. (CTM) y la Transportadora de Energía S.A.
(TESA), en ambas Endesa CIEN mantiene control de 99,99%
del capital.
El sistema de interconexión consiste de dos líneas de
transmisión, con extensión total de 1.000 kilómetros, y la
Estación Conversora de Garabi.
El 5 de abril de 2011 fueron publicadas en el diario oficial
las portarías que definen el valor anual de la Remuneración
Anual Permitida (RAP) para CIEN. Con ello, el regulador
equipara a CIEN (cuyos activos se componen de las líneas
Garabi 1 y 2) a los concesionarios de servicio público de
transmisión. Por intermedio de la Resolución Nº1.173 del
28 de junio de 2011, ANEEL homologó la RAP en valor de
R$265 millones, para el periodo del 1º de julio de 2011 a 30
de junio de 2012. El periodo de revisión de la RAP es anual,
ocurriendo siempre en el mes de junio de cada año. Cada
cuatro años la Compañía pasará por revisión de las bases
para cálculo y homologación de una nueva RAP.
114
Enersis
Memoria Anual 2011
5.3. Distribución eléctrica
Enersis participa en la distribución a través de Endesa
Brasil y sus filiales Ampla y Coelce. Enersis posee directa e
indirectamente el 70,2% y 35,2% de la propiedad de dichas
compañías, respectivamente.
La participación de mercado de nuestras filiales en
Brasil, en cuanto a ventas físicas se refiere, se situó en
aproximadamente 5,4%.
En Brasil, las distribuidoras que componen el sistema eléctrico
totalizan 64 compañías, entre ellas: CPFL, Brasiliana de
Energía, AES Elpa, Cemig, Light, Coelba y Copel.
5.3.1. Ampla
Ampla es una compañía de distribución de energía con
actuación en cerca del 70% del territorio del Estado del Río
de Janeiro, lo que corresponde a un área de 32.613 km2.
La población alcanza a aproximadamente 8 millones de
habitantes, repartidos en 66 municipios, de los cuales,
destacan: Niteroi, São Gonçalo, Petrópolis, Campos y Cabo
Frío.
Durante 2011, Ampla entregó servicio de energía eléctrica a
2.643.510 clientes, un 3% más que en 2010. Del total, 90,2%
corresponden a clientes residenciales, 6,4% a comerciales,
0,2% a clientes industriales y 3,2% a otros usuarios.
La compañía distribuyó 10.223 GWh a sus clientes finales,
lo que representó un aumento aproximado de 3% respecto
a 2010. Del total de energía distribuida, un 38,2%
correspondió a usuarios residenciales, 18,2% a comerciales,
11,5% a clientes industriales y 32,1% a otros usuarios.
Las pérdidas de energía disminuyeron respecto a 2010 en 0,2
puntos porcentuales, pasando de 12,1% a 11,9%.
115
Memoria Anual 2011
Descripción del negocio eléctrico por país
5.3.2. Coelce
Es la compañía de distribución eléctrica del Estado de Ceará,
en el noreste de Brasil, y abarca una zona de concesión de
148.921 km2. La empresa atiende a una población de más
de 8 millones de habitantes.
Al cierre de 2011, los clientes de Coelce alcanzaron a
3.224.378, lo que representó un aumento del 4,2%
respecto del número de clientes existentes a igual fecha del
año anterior. Del total, 73,2% correspondió al segmento
residencial, 5,1% al sector comercial, 0,2% al segmento
industrial y 21,5% a otros clientes.
La energía distribuida alcanzó los 8.970 GWh, lo que significó
un crecimiento de 1,4% respecto del volumen. Del total
distribuido, un 34% fue a clientes residenciales, 19% a
usuarios comerciales, 14% a clientes industriales y 33% a
otros clientes.
116
Enersis
Memoria Anual 2011
Central Tarapacá
Central Atacama
Central Taltal
Central Huasco
Central Los Molles
Parque Canela I y II
Central Quintero
Central Rapel
Central Sauzalito
Central Sauzal
Central Bocamina
Centrales del Biobío
Central Ralco
Central Palmucho
Central Pangue
C. Diego de Almagro
Central San Isidro I y II
Chilectra
Centrales del Maule
Central Curillinque
Central Loma Alta
Central Pehuenche
Central Ojos de Agua
Central Cipreses
Central Isla
Centrales del Laja
Central Antuco
Central Abanico
Central El Toro
AntofagastaTransmisiónDistribuciónGeneraciónTipoTermoeléctricaPotencia Instalada182 MWTipoTermoeléctricaPotencia Instalada781 MWTipoTermoeléctricaPotencia Instalada245 MWTipoTermoeléctricaPotencia Instalada64 MWTipoHidroeléctricaPotencia Instalada18 MWTipoEólicaPotencia Instalada78 MWTipoTermoeléctricaPotencia Instalada257 MWTipoHidroeléctricaPotencia Instalada377 MWTipoHidroeléctricaPotencia Instalada12 MWTipoHidroeléctricaPotencia Instalada77 MWTipoTermoeléctricaPotencia Instalada128 MWTipoHidroeléctricaPotencia Instalada690 MWTipoHidroeléctricaPotencia Instalada34 MWTipoHidroeléctricaPotencia Instalada467 MWTipoTermoeléctricaPotencia Instalada24 MWTipoTermoeléctricaPotencia Instalada778 MWTipoHidroeléctricaPotencia Instalada89 MWTipoHidroeléctricaPotencia Instalada40 MWTipoHidroeléctricaPotencia Instalada570 MWTipoMini hídricaPotencia Instalada9 MWTipoHidroeléctricaPotencia Instalada106 MWTipoHidroeléctricaPotencia Instalada70 MWTipoHidroeléctricaPotencia Instalada320 MWTipoHidroeléctricaPotencia Instalada136 MWTipoHidroeléctricaPotencia Instalada450 MWVentas de Energía13.697 GWhClientesPérdida de Energía1,6 millones5,5% 117
Memoria Anual 2011
Descripción del negocio eléctrico por país
6. Chile
6.1. Generación eléctrica
Enersis participa en el sector de generación eléctrica a
través de Endesa Chile y sus filiales, constituyéndose como
la empresa de generación eléctrica más importante del país
en términos de capacidad instalada, en la cual Enersis posee
directamente el 60% de la propiedad.
Endesa Chile y sus filiales poseen y operan un total de
veintiocho centrales generadoras, dieciséis de las cuales son
hidroeléctricas, diez térmicas y dos parques eólicos, sumando,
con ello, una potencia instalada total de 5.611 MW,
representando el 32% de la capacidad de Chile.
La generación de electricidad del Grupo Enersis en Chile alcanzó
los 20.722 GWh en 2011, siendo un 58% hidroeléctrica, monto
que representó un 36% del total producido por la compañía
en la región. Por su parte, las ventas físicas de energía en Chile
sumaron 22.070 GWh, equivalente a un 34% del total vendido
por el Grupo en América Latina.
En Chile, otras generadoras son: AES Gener, Colbún, EC-L
y Norgener.
6.1.1. Endesa Chile
Endesa Chile suministra electricidad a las principales
distribuidoras, a las grandes empresas industriales no
reguladas (principalmente de los sectores de la minería, la
celulosa y la siderurgia) y a otras generadoras mediante el
mercado spot.
Los contratos de suministro más importantes que posee la
compañía con clientes regulados corresponden a los suscritos
con Chilectra y CGE, dos de las distribuidoras más grandes
de Chile.
Con el objetivo de mantener su posición de líder en la
industria y un nivel de compromisos que permita maximizar
sus utilidades y acotar la variabilidad de su margen
operacional, Endesa Chile suscribió nuevos contratos de
suministro eléctrico para potenciar su cartera de clientes.
Durante 2011 se firmaron nuevos contratos con los clientes
libres Cementos Bio Bio (para sus plantas Teno y Talcahuano),
MASISA (para su planta Cabrero) y con CGE Distribución (para
el abastecimiento a sus clientes libres). La potencia contratada
con ellos alcanzó los 90 MW y sus vigencias se extienden -en
promedio- por cinco años.
Asimismo, Endesa Chile se adjudicó contratos de suministro
eléctrico de largo plazo en los procesos de licitación de las
empresas distribuidoras Chilquinta Energía (350 GWh/año) y
Chilectra (1.350 GWh/año) para el suministro de sus clientes
sometidos a regulación de precios, realizadas en marzo de
2011. El inicio del suministro eléctrico de estos contratos será
en 2013 y 2014 respectivamente.
Por otro lado, Endesa Chile continuó con su política de
intensificación de sus relaciones comerciales con sus
clientes, realizando una serie de actividades que permitieron
afianzarlas. En el marco del Plan de Servicio Integral al Cliente,
en noviembre de 2011, se realizó la visita de los clientes a la
Central Pehuenche y al Centro de Control de Generación.
En agosto se efectuaron los seminarios con clientes en La
Serena, Concepción y Copiapó. En septiembre se efectuó el
seminario con clientes en la ciudad de Valdivia.
De acuerdo a los resultados de la VII Encuesta de Calidad de
Servicio, el Índice de Satisfacción al Cliente alcanzó el 81%,
lo que califica a la cartera como “Satisfecha”. Las áreas mejor
evaluadas fueron staff comercial, canales de comunicación y
proceso de facturación.
El 29 de julio de 2011 se realizó el lanzamiento de la
Extranet para Grandes Clientes de Endesa Chile y filiales, y
durante agosto comenzó su proceso de marcha blanca con
la totalidad de los clientes de Endesa Chile y filiales. Esta
herramienta se constituye en un medio de comunicación
moderno entre la compañía y sus clientes y es un canal eficaz
de entrega de información.
Por otra parte, en el contexto de las acciones conducentes
a mejorar la disponibilidad de insumos para generación y
de obtener reducciones de costos, se efectuó lo siguiente:
• En el ámbito de la operación de corto plazo se logró de
disponer de gas natural adicional proveniente de terceros
que en ocasiones permitieron operar económicamente a
la Central Quintero y a la Central Taltal, con importantes
ahorros de costo de producción.
• En el contexto de la contribución de la compañía al
entorno que rodea sus centrales generadoras, durante
2011 la compañía realizó compras de carbón procedentes
de pirquineros en la zona carbonífera de la Región del
Biobío, por un total de 15.000 toneladas.
Dentro de las acciones que Endesa Chile ha realizado para
contribuir a enfrentar las limitaciones de operación que presenta el
sistema de transmisión, cabe señalar que en marzo de 2011, entró
en servicio el proyecto “STATCOM”. Esta iniciativa fue concebida
e impulsada por Endesa Chile y desarrollada por Transelec, con
el objetivo de aumentar la capacidad del sistema de transmisión
Ancoa - Alto Jahuel - Polpaico 500 kV en 280 MW, sin construir
118
Enersis
Memoria Anual 2011
nuevas líneas de transmisión, lo que permitirá transportar una
mayor cantidad de energía hidráulica desde sus centrales ubicadas
en el sur y con ello, incrementar la seguridad de suministro y
acceder a mejores precios para la energía producida.
6.1.2. Pehuenche
Opera en la Región del Maule y posee 3 centrales hidráulicas
de embalse (Curillinque, Pehuenche y Loma Alta), totalizando
una capacidad instalada de 699 MW. La central Curillinque
se alimenta de manera indirecta de la Laguna del Maule y La
Invernada. Asimismo, Loma Alta aprovecha las aguas del río
Colorado, mientras que Pehuenche se alimenta de las fuentes
ya mencionadas, del embalse Melado y otros afluentes menores.
Enersis posee, directa e indirectamente, un 55,6% de la
propiedad. Durante 2011, la generación neta de energía
alcanzó los 2.983,2 GWh, mientras que las ventas de energía
acumularon 3.195,7 GWh.
6.1.4. San Isidro y San Isidro 2
Se ubica en la Región de Valparaíso, a 8 km de Quillota. Es un
ciclo combinado con tecnología dual, lo que le permite utilizar
gas natural y fuel oil para generar. Tiene una capacidad
instalada total de 778 MW (San Isidro de 379 MW y San
Isidro 2 de 399 MW). Enersis posee un 60% de la propiedad.
Durante 2011, la generación neta como las ventas de energía
de San Isidro fue de 2.459,9 GWh.
6.1.5. Celta
Sus dos unidades generadoras se ubican en la Región de
Tarapacá, a 65 km al sur de Iquique. Su capacidad instalada
es de 182 MW usando una tecnología térmica de vapor-gas,
utilizando carbón y petróleo como combustible para generar.
Enersis posee el 60% de la propiedad. Durante 2011, la
generación neta de energía de Celta fue de 908,3 GWh y
las ventas de energía sumaron 983 GWh.
6.1.3. Pangue
6.1.6. Canela y Canela II
Se ubica en la Región del Biobío, a 100 km al oriente de Los
Angeles. Su capacidad instalada de 467 MW es hidráulica
de embalse y utiliza las aguas del río Biobío. Enersis posee
el 57,0% de la propiedad. En 2011, la generación neta de
energía de Pangue fue de 1.713 GWh y las ventas de energía
alcanzaron los 1.798 GWh.
Se ubica en la Región de Coquimbo, a 80 km al norte de
la ciudad de Los Vilos. Posee una capacidad instalada de
78 MW y fue el primer parque eólico del SIC. Enersis posee
un 45% de la propiedad. Se estima que la operación del
Parque Eólico Canela sustituye anualmente la emisión de
hasta aproximadamente 110,9 mil toneladas de CO2 al año.
119
Memoria Anual 2011
Descripción del negocio eléctrico por país
6.2. Proyectos en construcción
6.2.1. Bocamina II
El proyecto Bocamina II, ubicado en el sector Lo Rojas en la
comuna de Coronel, provincia de Concepción, Región del
Biobío, contempla la construcción de una central térmica a
carbón de 370 MW, contigua a la actual central Bocamina I,
utilizando como combustible carbón pulverizado bituminoso.
La central se conectará al Sistema Interconectado Central
mediante un enlace con la S/E Lagunillas que está en
desarrollo por la compañía Transelec.
Como consecuencia del terremoto del 27 de febrero de
2010, que afectó severamente a esta región, el proyecto
Bocamina II, en plena fase de construcción, postergó su
fecha de puesta en servicio. La severidad del sismo implicó
problemas en algunos frentes de la obra y la necesidad de
realizar una inspección acuciosa para evaluar los impactos,
principalmente en la caldera, el puente grúa del edificio de
turbina y en las obras del sifón.
Durante los últimos meses de 2011, se produjeron
manifestaciones sociales en el entorno de Bocamina II,
generando, entre otros eventos, el bloqueo al acceso de la
obra y daños en instalaciones. Endesa Chile intensificó sus
gestiones con la autoridad para obtener resguardo policial
en forma permanente y de esta manera, garantizar el normal
desarrollo de la construcción de Bocamina II, situación que
se produjo desde mediados de diciembre de 2011. En lo
referente a los trabajos de conexión al sistema de transmisión,
el 2 de diciembre finalizó el tendido del último tramo
(Lagunillas – Hualpén) de 1,7 km. Se estima que la puesta
en operación comercial de Bocamina II se verá desplazada
para junio de 2012.
6.3. Proyectos en estudio
6.3.1. Central Hidroeléctrica Los Cóndores
El proyecto Los Cóndores se emplazará en la Región del
Maule, Provincia de Talca, Comuna de San Clemente.
Contempla la construcción de una central hidroeléctrica
de pasada de 150 MW de potencia instalada, con una
generación media anual de 560 GWh, que aprovecharía
las aguas del embalse Laguna del Maule mediante una
aducción de 12 km de longitud. La central se conectaría al
SIC mediante un enlace de doble circuito en 220 kV entre la
Central Los Cóndores y la S/E Ancoa, con una longitud de
90 km, aproximadamente.
120
Enersis
Memoria Anual 2011
Durante el segundo semestre de 2011 se completó la ingeniería
básica y la elaboración de los documentos de licitación.
En noviembre de 2011, el proyecto de la central generadora
obtuvo la aprobación de su Resolución de Calificación
Ambiental (RCA). Por su parte, la línea de transmisión está
en proceso de evaluación ambiental por parte de la autoridad,
encontrándose en elaboración la Adenda N°3 para responder
el Informe Consolidado de Solicitud de Aclaraciones y/o
Rectificaciones (ICSARA) N°3 emitido en diciembre de 2011.
El proyecto de la Línea de transmisión en su primer tramo
Neltume-Pullinque, se encuentra en tramitación ambiental.
Durante 2011 se completaron estudios y se dio respuesta
al ICSARA N°1, se recibió en septiembre el ICSARA N°2 por
parte del SEA, sobre el cual se avanzó en la preparación de
las respuestas.
Para el segundo tramo de la línea entre Pullinque y Loncoche,
durante 2011 se avanzó en el levantamiento de la línea base
e inicio de la preparación del EIA, así como en la ingeniería
básica del proyecto.
6.3.2. Central Hidroeléctrica Neltume
El proyecto Neltume se emplazará en la Región de Los Ríos,
Provincia de Valdivia, Comuna de Panguipulli. Contempla la
construcción de una central hidroeléctrica de pasada de 490 MW de
potencia instalada, con una generación media anual de 1.880 GWh,
que aprovecharía el potencial energético existente entre los lagos
Pirehueico y Neltume. La central se conectaría al SIC mediante
una línea de transmisión de doble circuito en 220 kV, que se ha
dividido en dos tramos. El primero de ellos entre la central Neltume
y Pullinque y el segundo entre Pullinque y Loncoche. La longitud
total de la línea de transmisión es de 100 km, aproximadamente.
6.3.3. Central Termoeléctrica Punta Alcalde
El proyecto Central Termoeléctrica Punta Alcalde se emplazará
en la Región de Atacama, Provincia y Comuna de Huasco,
a 15 km al sur de esta localidad. Prevé la construcción de
una central termoeléctrica que utilizará como combustible
principal carbón subbituminoso. Contará con dos bloques
de potencia instalada de 370 MW cada uno. La central se
conectaría a la subestación troncal Maitencillo mediante un
sistema de transmisión de doble circuito en 220 kV y 40 km
de longitud aproximada.
El proyecto de la central generadora se encuentra en etapa
de ingeniería básica y en proceso de evaluación ambiental por
parte del Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) de la Región.
Durante 2011, se han elaborado estudios complementarios
para dar respuesta al ICSARA N°2 emitido por el SEA en
septiembre de 2011.
El proyecto de generación se encuentra en etapa de
factibilidad y se están desarrollando estudios en terreno. Se
continúa con la tramitación del Estudio de Impacto Ambiental
del proyecto, presentado en febrero de 2009. A diciembre de
2011, se avanzaba en la elaboración de respuestas al ICSARA
N°3, cuya entrega está prevista para marzo de 2012.
121
Memoria Anual 2011
Descripción del negocio eléctrico por país
El proyecto del sistema de transmisión asociado se encuentra
en etapa de elaboración del Estudio de Impacto Ambiental
(EIA) durante 2011 y de factibilidad, aspectos sobre los cuales
se trabajó durante 2011.
6.4. Proyectos de asociadas
6.4.1. HidroAysén
HidroAysén, sociedad en la que Endesa Chile tiene el 51%
del capital social y Colbún el 49% restante, se encuentra
desarrollando un proyecto de construcción y operación de
cinco centrales hidroeléctricas en los ríos Baker y Pascua, en la
Región de Aysén, que suman un total de 2.750 MW, el cual se
conectará al Sistema Interconectado Central (SIC), que abastece
de energía eléctrica a más del 90% de la población del país.
El proyecto HidroAysén es la iniciativa hidroeléctrica más
importante que se haya desarrollado en Chile, debido a su
significativo aporte a la matriz energética nacional, a los
montos de inversión involucrados y a su excepcional eficiencia
a nivel mundial.
Las centrales tendrán una capacidad de generación media
anual de 18.430 GWh, lo que equivale al 32% del consumo
de Chile durante el 2011. La superficie total de los embalses
-considerando las cinco centrales- será de sólo 5.910
hectáreas, equivalentes al 0,05% de la Región de Aysén.
Durante el primer trimestre de 2011, HidroAysén implementó
una campaña informativa cuyo principal objetivo fue dar a
conocer el proyecto a todo el país y, a partir de la difusión
de las ventajas de la hidroelectricidad, hacer un aporte
concreto al debate acerca de la necesidad que tiene Chile
de potenciar su desarrollo energético para enfrentar las
demandas asociadas a su desarrollo socioeconómico, a través
de la entrega a la ciudadanía de conceptos relevantes sobre
el desarrollo de una energía renovable, limpia y chilena.
El 9 de mayo se obtuvo la Resolución de Calificación
Ambiental (RCA) favorable para el proyecto de generación,
lo que puso fin a un exhaustivo proceso de evaluación que
se prolongó durante casi tres años, el mayor y más profundo
que haya enfrentado un proyecto en Chile.
Luego de la aprobación por parte de la CEA (Comisión de
Evaluación Ambiental) de Aysén al EIA del proyecto, grupos
opositores a HidroAysén presentaron siete recursos de
protección, que buscaban impedir la aprobación ambiental de
la iniciativa, los cuales fueron fallados a favor de la empresa
en la Corte de Apelaciones de Coyhaique y luego en su similar
122
Enersis
Memoria Anual 2011
de Puerto Montt. Dichos recursos fueron posteriormente
apelados y serán resueltos por la Corte Suprema el 2012.
Asimismo, se espera la resolución del Comité de Ministros
del Medio Ambiente en relación a las reclamaciones a la
RCA interpuestas por opositores y por la propia HidroAysén.
Posteriormente a ello, la empresa, a través de su filial Aysén
Transmisión, se focalizó en dar continuidad a los estudios
técnicos y ambientales de su línea de transmisión, que
inyectará la energía al SIC, y en comunicar proactivamente, de
manera voluntaria y anticipada a su ingreso formal al Sistema
de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA), las características
del trazado a las comunidades de la Región de Aysén. El eje
fundamental de esta acción fue el diálogo y la conversación
directa con las comunidades de las regiones de Aysén y
Los Lagos, donde se pudo escuchar y responder sus dudas,
inquietudes y planteamientos, culminando exitosamente esta
etapa del proceso en diciembre de 2011.
La ciudadanía pudo conocer que -con un tendido aéreo de
710 kilómetros y 160 kilómetros de cable submarino, a través
de 2 regiones-, la energía será conducida hasta el SIC de
manera segura, con un acotado impacto social, ambiental
y visual.
De hecho, en un esfuerzo especial por alejar al máximo
el tendido de la Carretera Austral, sólo un 20 % de la
línea será visible desde la ruta, evitando además intervenir
monumentos naturales, ciudades y pueblos, y reforestando
el equivalente al total de la superficie de bosque intervenida
por la iniciativa.
El proyecto HidroAysén propone mejoras sustantivas en la
conectividad de la región, a través del mejoramiento de
187 kilómetros de carretera y la adición de 50 kilómetros
de caminos nuevos, sumados a la construcción de un
nuevo puerto en Río Yungay y un relleno sanitario en las
cercanías de Cochrane. Asimismo, y gracias a los programas
de capacitación implementados, al menos un 20% de la
mano de obra requerida durante el periodo de construcción
–que no será inferior a 10 años- será de la Región de Aysén,
fomentando de esta manera el desarrollo y la competitividad
de proveedores locales.
6.5. Distribución eléctrica
Enersis participa en la distribución de energía eléctrica a través
de su filial Chilectra, en la cual posee directamente, el 99,1%
de la propiedad. La participación de mercado de nuestras
filiales en Chile, en cuanto a ventas físicas se refiere, se situó
en aproximadamente 19,5%.
Según los reglamentos tarifarios de Chile que rigen las
actividades de las distribuidoras eléctricas, el área de servicio
de Chilectra se define como una zona de alta densidad
e incluye todos los clientes residenciales, comerciales,
industriales, estatales y aquellos que pagan peajes, entre
otros. La Región Metropolitana constituye el área de
mayor densidad poblacional de Chile y cuenta con la más
alta concentración de actividades empresariales, parques
industriales e instalaciones comerciales del país.
Existen numerosas compañías distribuidoras de energía
eléctrica que participan en el sistema eléctrico chileno. Algunas
de ellas son: Empresa Eléctrica de Arica, Chilquinta Energía,
CGE Distribución, Sociedad Austral de Electricidad, Empresa
Eléctrica de la Frontera y Luz Andes Limitada, entre otras.
6.6.1. Chilectra
Chilectra es la empresa de distribución de energía eléctrica
más grande de Chile en términos de ventas de energía. Opera
en 33 comunas de la Región Metropolitana y su zona de
concesión abarca más de 2.118 km2, incluyendo las áreas
comprendidas por sus filiales, Empresa Eléctrica de Colina
Ltda. y Luz Andes Ltda.
La compañía entregó servicio de energía eléctrica a 1.637.977
clientes, un 1,76% más que en 2010. Del total, 89,8%
corresponden a clientes residenciales, 7,7% a comerciales,
0,7% a industriales y 1,8% a otros. Asimismo, durante 2011,
Chilectra vendió 13.697 GWh a sus clientes finales, lo que
representó un aumento de 4,6% respecto a 2010.
Chilectra compró energía por un total de 14.488 GWh
durante 2011 a varias generadoras del país entre las
que destacan: Endesa Chile, AES Gener, Colbún y otros
proveedores.
Durante el ejercicio, Chilectra registró pérdidas de energía
de 5,5%, una de las más bajas de Latinoamérica. Las tarifas
de distribución se fijan cada cuatro años, sobre la base de
estudios de costos realizados por empresas consultoras
especializadas. La Comisión Nacional de Energía (CNE)
establece áreas típicas de distribución, y de cada área típica
selecciona una empresa de referencia, a partir de la cual los
consultores deben diseñar una empresa modelo eficiente. La
última fijación se realizó en noviembre de 2008.
Durante 2010, el consultor KEMA Inc. elaboró y entregó a
la CNE el estudio para la determinación del valor anual del
sistema de subtransmisión SIC-3. Con fecha 13 de mayo de
2011, la CNE aprobó mediante Resolución N° 250 el “Informe
123
Memoria Anual 2011
Descripción del negocio eléctrico por país
Técnico para la determinación del Valor Anual de los Sistemas
de Subtransmisión para el cuadrienio 2011-2014”. Con fecha
3 de Junio de 2011, Chilectra presentó sus discrepancias ante
el Panel de Expertos. Dichas discrepancias fueron expuestas
en una audiencia pública el 16 de junio. El Panel emitió su
dictamen el 8 de agosto.
Actualmente, la CNE se encuentra elaborando un informe
técnico definitivo, que recoge lo dictaminado por el Panel,
en base al cual el Ministerio de Energía publicará un nuevo
decreto de tarifas de subtransmisión.
Con fecha 29 de junio de 2011, Chilectra entregó a la
Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) el
Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de sus instalaciones de
distribución. El 30 de septiembre, y en cumplimiento a lo
estipulado en la Ley, la SEC fija el VNR.
El 8 de noviembre, Chilectra presenta sus discrepancias
al Panel de Expertos. La audiencia pública de dichas
discrepancias se realizó el 21 de noviembre.
Con fecha 30 de diciembre de 2011, el Panel de Expertos
evacúa el Dictamen N°13-2011 donde se resuelven las
discrepancias presentadas por Chilectra.
Con este hito, se da inicio al proceso de fijación de tarifas de
distribución para el periodo noviembre de 2012-noviembre
de 2016.
El 17 de febrero de 2011 se publicó en el Diario Oficial el
Decreto N°26/2011 que formula medidas para evitar, reducir y
administrar déficit de generación en el Sistema Interconectado
Central (SIC). Dentro de las medidas que instruye, destaca la
disminución del nivel de tensión en las redes de distribución.
Este decreto tendría una vigencia desde su publicación hasta
el 31 de agosto, fecha que finalmente se extendió hasta el día
30 de abril del 2012 mediante la publicación del Decreto N°58.
Con fecha 29 de noviembre de 2011, la Superintendencia de
Electricidad y Combustibles (SEC) dio a conocer los resultados del
Ranking General de Calidad de Servicio 2011. Al respecto, Chilectra
se ubicó en el primer lugar en índices de calidad de suministro entre
las empresas distribuidoras con más de 200 mil clientes.
124
Enersis
Memoria Anual 2011
Central Termozipa
Central Cartagena
Central La Tinta
Central Paraíso
Central Limonar
Barranquilla
Medellín
Codensa
Bogotá
Central Tequendama
Cali
Neiva
Central San Antonio
Central La Junca
Central Charquito
Central La Guaca
Central Betania
Central El Guavio
TransmisiónDistribuciónGeneraciónTipoTermoeléctricaPotencia Instalada236 MWTipoTermoeléctricaPotencia Instalada208 MWTipoHidroeléctricaPotencia Instalada20 MWTipoHidroeléctricaPotencia Instalada277 MWTipoHidroeléctricaPotencia Instalada18 MWTipoHidroeléctricaPotencia Instalada20 MWTipoHidroeléctricaPotencia Instalada20 MWTipoHidroeléctricaPotencia Instalada20 MWTipoHidroeléctricaPotencia Instalada20 MWTipoHidroeléctricaPotencia Instalada325 MWTipoHidroeléctricaPotencia Instalada541 MWTipoHidroeléctricaPotencia Instalada1.213 MWVentas de Energía12.857 GWhClientesPérdida de Energía2,6 millones8,1% 125
Memoria Anual 2011
Descripción del negocio eléctrico por país
7. Colombia
7.2. Proyectos en construcción
7.1. Generación eléctrica
7.2.1. Central Hidroeléctrica El Quimbo
El proyecto El Quimbo se emplazará al sur del departamento
del Huila, al sureste de Colombia y se alimentará
principalmente del caudal del río Magdalena. Contempla
la construcción de una central hidroeléctrica de embalse de
400 MW de potencia instalada, con una generación media
anual de alrededor de 2.216 GWh.
En Colombia, luego de concluir el proceso de Asignación
de Obligaciones de Energía Firme para los proyectos que
entran en operación entre diciembre de 2014 y noviembre de
2019, el Ministerio de Minas y Energía seleccionó el Proyecto
Hidroeléctrico El Quimbo, de Emgesa, y asignó una obligación
de suministro de energía de hasta 1.650 GWh/año. El plazo
del contrato es de 20 años a partir de diciembre de 2014.
El 24 de febrero de 2011, se realizó la ceremonia de
puesta de la primera piedra del proyecto, con participación
del Presidente de la República de Colombia, directivos
de Endesa S.A. y Enersis, autoridades nacionales,
departamentales y municipales. El 27 de mayo de 2011
el Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial
(MAVDT) aprobó, por medio de la Resolución 0971, la
modificación de la licencia ambiental, autorizando a
Emgesa la construcción de la vía por la margen izquierda
y la utilización de nuevas fuentes de materiales y depósito.
El 30 de septiembre de 2011, el Consorcio Impregilo OHL,
contratista de las obras civiles, logró el encuentro de los
frentes de excavación subterránea por Ventana 1 y Ventana
2, a nivel de bóveda. El 18 de noviembre de 2011 se entregó
al Ministerio de Ambiente Vivienda y Desarrollo Territorial
(MAVDT) el estudio complementario de vulnerabilidad
según resolución 0025. Por su parte, el hito de desvío del
río Magdalena se estima que se materializará en el transcurso
del primer trimestre de 2012.
Enersis participa en la generación de energía eléctrica a
través de Endesa Chile y su filial Emgesa, en la cual controla,
indirectamente, el 16,1% de la propiedad.
Esta empresa posee una potencia instalada que representó
en 2011 el 20% de la capacidad de generación eléctrica de
ese país.
La generación eléctrica del Grupo Enersis en Colombia
alcanzó el 21% del total generado en dicho mercado. Por
su parte, las ventas físicas de energía representaron el 19%
del total vendido.
Otras generadoras conectadas al sistema eléctrico colombiano
son: Empresa Pública de Medellín, Isagen, Corelca, EPSA y
Chivor.
7.1.1. Emgesa
El 1 de septiembre de 2007 se llevó a cabo la fusión de
las sociedades colombianas Emgesa S.A. E.S.P. y Central
Hidroeléctrica de Betania S.A. E.S.P., quedando esta última
como sociedad absorbente, quien modificó su nombre a
Emgesa S.A. E.S.P.
Es la mayor empresa de generación eléctrica de Colombia,
situada en el entorno de la ciudad de Bogotá. La conforman
once centrales que totalizan una potencia de 2.914 MW,
entre las cuales se encuentra El Guavio, de 1.213 MW, la
central hidroeléctrica más grande de ese país. De las once
centrales existentes, nueve son hidroeléctricas y dos térmicas.
La generación neta fue de 12.091 GWh representando un
7,2% más que la energía generada el año anterior. Las ventas
totales alcanzaron 15.112 GWh, un aumento de 2% respecto
de lo registrado el 2010.
El ejercicio 2011 se caracterizó por el impacto en los
resultados del alza en el impuesto al patrimonio, registrándose
el 1° de enero de 2011 el monto total a pagarse por este
concepto durante el periodo 2011-2014, incluyendo una
sobretasa del 25%; con lo que el tributo pasó de una tasa
efectiva del 4,8% al 6,0% sobre el patrimonio líquido al 1º
de enero de 2011.
126
Enersis
Memoria Anual 2011
7.3. Distribución eléctrica
Enersis participa en la distribución de energía eléctrica
a través de su filial Codensa, en la cual posee, directa e
indirectamente, el 21,7% de la propiedad.
La participación de mercado de nuestra filial en Colombia, en
cuanto a ventas físicas se refiere, se situó en aproximadamente
24%. En Colombia, existen otras 31 distribuidoras que
participan en el sistema eléctrico, entre las que se encuentran:
EEPP Medellín, Empresa Distribuidora del Pacífico y
Electrificadora del Caribe.
127
Memoria Anual 2011
Descripción del negocio eléctrico por país
7.3.1. Codensa
Distribuye y comercializa energía eléctrica en Bogotá y 103
municipios de los departamentos de Cundinamarca, Boyacá
y Tolima, en un área de 14.087 km2.
Desde 2001, Codensa se concentra principalmente en prestar
servicios a clientes regulados aunque también atiende algunos
clientes industriales, comerciales y de alumbrado público de
municipios. Entregó servicio de energía eléctrica a 2.616.909
clientes, un 2,8% más que el año anterior. Del total, 88,5%
corresponden a clientes residenciales, 9,7% a comerciales,
1,6% a industriales y 0,2% a otros.
Las ventas de energía alcanzaron 12.857 GWh, lo que
representó un aumento de 2,7% respecto a 2010. Esta se
distribuyó en 35,1% al sector residencial, 16,2% al segmento
comercial, 7% al sector industrial y 41,7% a otros.
En cuanto al índice de pérdidas de energía, dicho indicador
registró una disminución desde 8,5% a 8,1%. La gestión para
el control de las pérdidas se ha enfocado en la incorporación
de nuevas tecnologías y técnicas para identificación de
pérdidas, así como también, en el fortalecimiento de una
relación cliente/empresa basada en el conocimiento técnico
y la transparencia de nuestras actuaciones.
La participación de mercado de nuestras filiales en
Colombia, en cuanto a ventas físicas se refiere, se situó en
aproximadamente 16,2%.
Como parte del proceso de revisión de tarifas, el que se
realiza cada cinco años, durante agosto de 2008, mediante
la resolución 093, la CREG publicó la tasa de retorno que
aplica en la remuneración de la actividad de distribución de
energía eléctrica, la que se fijó en 13% para los activos de
subtransmisión y 13,9% para los activos de Media y Baja
Tensión. En octubre de 2009, la CREG expidió la resolución
Nº100 fijando los cargos de distribución de Codensa para
el periodo 2009-2013. Dicha resolución determinó una
disminución del Valor Agregado de Distribución (VAD) del 4,2%.
128
Enersis
Memoria Anual 2011
Central Moyopampa
Central Callahuanca
Central Huinco
Central Matucana
Central Huampani
Central Santa Rosa
Central Ventanilla
Central Yanango
Central Chimay
Chiclayo
Trujillo
Lima
Edelnor
Cuzco
Arequipa
TransmisiónDistribuciónGeneraciónTipoHidroeléctricaPotencia Instalada66 MWTipoHidroeléctricaPotencia Instalada80 MWTipoHidroeléctricaPotencia Instalada247 MWTipoHidroeléctricaPotencia Instalada129 MWTipoHidroeléctricaPotencia Instalada30 MWTipoTermoeléctricaPotencia Instalada429 MWTipoTermoeléctricaPotencia Instalada493 MWTipoHidroeléctricaPotencia Instalada43 MWTipoHidroeléctricaPotencia Instalada151 MWVentas de Energía6.572 GWhClientesPérdida de Energía1,1 millones8,2% 129
8. Perú
Memoria Anual 2011
Descripción del negocio eléctrico por país
8.2. Proyectos en estudio
8.1. Generación eléctrica
8.2.1. Central Hidroeléctrica Curibamba
Enersis participa en la generación de energía eléctrica a través
de Endesa Chile y su filial Edegel, en la cual controla, directa
e indirectamente, el 37% de la propiedad.
Edegel posee una potencia instalada de 1.668 MW, cifra que
representó el 26% de la capacidad instalada de Perú, la cual
totaliza 6.416 MW. En términos de generación de energía, el
Grupo Enersis alcanzó un 26% del total generado en ese país.
En Perú, otras generadoras conectadas al sistema eléctrico
son: Electroperú, Enersur y Kallpa Generación.
8.1.1. Edegel
Se ubica en el entorno de la ciudad de Lima. La conforman
siete centrales hidráulicas y dos centrales térmicas, que
totalizan una potencia de 1.668 MW. Las plantas térmicas
utilizan gas natural como combustible principal y diesel como
combustible alternativo.
La generación neta de Edegel totalizó 9.153 GWh, superior
en un 8,1% respecto al 2010 y las ventas físicas alcanzaron
los 9.450 GWh, aumentando 9,9% respecto al año anterior.
Corresponde a una central de pasada con potencia
efectiva de 188 MW con regulación horaria, ubicada en el
departamento de Junín y que utiliza las aguas de los ríos
Comas y Uchubamba a través de un túnel en presión de
8,1 km.
En septiembre de 2011 finalizaron los trabajos de
prospecciones geotécnicas y a fines de diciembre se
completaron los trabajos de la galería de exploración,
mientras se ha continuado trabajando en la ingeniería y
diseños básicos. Respecto del Estudio de Impacto Ambiental
(EIA) de la Central, éste continúa en trámite, habiéndose
recibido el 26 de diciembre la tercera ronda de preguntas
por parte de la autoridad.
En noviembre de 2011 fue presentado el EIA de la Línea
de Transmisión y el Resumen Ejecutivo correspondiente a
la Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos
(DGAAE).
130
Enersis
Memoria Anual 2011
8.3. Distribución eléctrica
Enersis participa en la distribución de energía eléctrica
a través de su filial Edelnor, en la cual controla, directa e
indirectamente, el 58% de la propiedad.
La participación de mercado de nuestra filial en Perú, en
cuanto a ventas físicas se refiere, se situó en torno al 21%.
En Perú, otras distribuidoras que participan en el sistema
eléctrico son: Luz del Sur, Electro Sur, Electrocentro, ENOSA,
Hidrandina y ENSA.
8.3.1. Edelnor
La zona de concesión otorgada a Edelnor abarca un total de
2.440 km2, de los cuales 1.838 km2 corresponden a la parte
norte de Lima y Callao.
Edelnor es la empresa concesionaria de servicio público de
electricidad para la zona norte de Lima Metropolitana y la
Provincia Constitucional del Callao, así como las provincias
de Huaura, Huaral, Barranca y Oyón. Atiende 52 distritos en
forma exclusiva y comparte con la empresa distribuidora de
la zona sur, 5 distritos adicionales. En el área metropolitana,
la concesión de Edelnor comprende principalmente la zona
industrial de Lima y algunos distritos altamente poblados
de la ciudad.
Edelnor entregó servicio de energía eléctrica a 1.144.034
clientes, un incremento de 4,2% respecto a 2010. De estos,
94,1% son residenciales, 3,6% comerciales, 0,1% industriales
y 2,2% otros clientes.
131
Memoria Anual 2011
Descripción del negocio eléctrico por país
Las ventas físicas de energía en el periodo 2011 alcanzaron
los 6.572 GWh, lo que representó un incremento de 7,3%
respecto a 2010. El crecimiento de las ventas se explica por
un mayor consumo del sector residencial y comercio.
Las compras de energía de Edelnor llegaron a 6.593 GWh,
registrándose un incremento de 6,4% respecto al año
anterior.
En el caso del indicador de pérdidas de energía a diciembre
de 2011, este fue de 8,2%, representando un aumento de
0,2 puntos porcentuales.
La participación de mercado de nuestras filiales en
Perú, en cuanto a ventas físicas se refiere, se situó en
aproximadamente 19,5%.
Respecto a la fijación de tarifas de distribución, mediante
Resolución Nº 137-2011-OS/CD (27-7-2011) el Osinergmin
realizó una fijación de los nuevos precios a nivel de
generación y Resolución Nº 138-2011-OS/CD (27-7-2011)
que realizó un reajuste de los factores de actualización de
los cargos unitarios por Prima y por Generación Adicional y el
Peaje Unitario por Compensación que se adiciona a los Peajes
correspondientes a los Sistemas Secundarios de Transmisión.
Asimismo, mediante la resolución Osinergmin Nº 140-2011-
OS/CD (27-07-2011) se realizó un reajuste del factor de
recargo en el fondo de compensación social eléctrico (FOSE).
La variación total de tarifas a cliente final llevadas a cabo
significaron un aumento de aproximadamente el 2% respecto
a los precios de julio de 2011.
Otros negocios
134
Enersis
Memoria Anual 2011
1. Manso de Velasco
Inmobiliaria Manso de Velasco, compañía en la cual Enersis
posee, directa e indirectamente, una participación del 100%,
centra su actividad en el desarrollo de proyectos inmobiliarios
y en la asesoría a las empresas del Grupo Enersis a nivel
latinoamericano, en todo lo relativo a la compra, venta y
desarrollo de activos inmobiliarios.
Durante 2011, se continuaron las labores destinadas a
ampliar la urbanización y comercialización del proyecto ENEA,
destinado al sector industrial, y en la comercialización de
propiedades en la comuna de Santiago.
El proyecto cuenta con una completa infraestructura, la
cual se ha visto incrementada este ultimo año, con nuevas
obras de equipamiento y áreas verdes, lo que ofrece mejores
condiciones de servicio al loteo y sus usuarios.
Inserto en el proyecto ENEA, se encuentra la sociedad
Aguas Santiago Poniente que otorga los servicios sanitarios
asociados al desarrollo inmobiliario.
Adicional a lo anterior, destaca el proyecto Tapihue, que
contempla predios en la comuna de Til Til, provincia de
Chacabuco, Región Metropolitana, los cuales poseen la
calidad de Zona de Desarrollo Urbano Condicionado.
Dentro de su negocio inmobiliario, Manso de Velasco,
además, administra un total de 24.030 m2 edificados,
correspondientes a edificios de oficinas, los cuales
se encuentran en su mayoría arrendados a empresas
relacionadas y terceros.
En materia de asesoría inmobiliaria para las empresas
de Grupo Enersis en América Latina, IMV tiene como
responsabilidad de actuación el asesorar y/o gestionar,
promover, supervisar y aprobar los distintos emprendimientos
patrimoniales del Grupo. De esta manera, actualmente sus
esfuerzos se han enfocado en el análisis de distintas iniciativas
de agregación de valor a terrenos ya no necesarios para
la explotación propia, para su posterior venta, así como
asesorar a las compañías en diversas construcciones de
carácter inmobiliario que éstas van adquiriendo, tanto para
sus negocios de explotación como administrativos.
135
Memoria Anual 2011
Otros negocios
2. ICT
ICT Servicios Informáticos Limitada es una empresa de
servicios de consultoría en materias de tecnología de la
información e informática y telecomunicaciones, en la cual
Enersis posee, directa e indirectamente, una participación
del 100%.
Durante el 2011 ICT ha estado enfocada en consolidar el
nuevo modelo organizativo global de la función corporativa
de Sistemas y Telecomunicaciones, alineando su actividad
a los objetivos estratégicos de las empresas del Grupo y
desplegando los contratos de servicios globales asociados
a la explotación de infraestructuras de sistemas, a las
telecomunicaciones y al desarrollo y mantenimiento de
software (SW factories), firmados todos ellos con proveedores
globales world class. El objetivo es trabajar bajo un
mismo modelo, normas, estándares y procedimientos con
independencia de la ubicación geográfica y bajo directrices
comunes, de modo de aprovechar las mejores prácticas para
obtener la excelencia técnica y los volúmenes de actividad
de cara a la eficiencia en materia de costos.
En paralelo se dio inicio a importantes proyectos
contemplados en el Plan Director de Sistemas.
En materia de Sistemas técnicos el foco ha sido la
Modernización de la plataforma de Control y Adquisición
de Datos para los sistemas SCADA de las generadoras y
distribuidoras de Chile, Colombia y Brasil. Además de los
sistemas de Vigilancia SIVI/SAVO y del Sistema GCORE.
En lo que se refiere a Sistemas Financiero-Contables se
implementó GRC Access Control para Latinoamérica.
En Materia de Sistemas Comerciales se ha trabajado en cuatro
ejes de actuación enfocados a Resolver la Obsolescencia
Tecnológica de los Sistemas Actuales, Incorporar Tendencias
del Mercado, Cumplir las Necesidades del Negocio y
Considerar las Eficiencias de Costos que estas iniciativas
puedan cumplir. Es en este sentido, y como primera etapa,
que se han establecido seis grandes iniciativas llamadas
Proyectos Estratégicos, cuyo propósito es entregar valor
al negocio incorporando tecnología de punta para apoyar
la operación. Las iniciativas que están en desarrollo son
Facturación In-Situ, Solución de Trabajo en Terreno,
Portal Web Comercial, Gestión de Grandes Clientes,
Homogenización Soluciones de Telemedición, BI-Capacidad
Datamining Pérdida y Morosidad,
En materia de Telecomunicaciones se continuó con las
mejoras de los enlaces de datos, y se dio inicio al Proyecto
MetroLAN – Codensa en Colombia, y el Proyecto GigaWAN
– Coelce en Brasil.
Cuadro
esquemático
de
participaciones
138
Enersis
Memoria Anual 2011
1. Participaciones económicas
directas e indirectas (*)
Argentina
Costanera
El Chocón
Edesur
CTM
TESA
CEMSA
Gasoducto Atacama Argentina
Chile
Endesa Chile
Celta
Endesa ECO
Pangue
Pehuenche
Canela
HidroAysén
GasAtacama
Chilectra
Transquillota
Ingendesa
Túnel el Melón
GasAtacama Chile
Gasoducto Tal Tal
Electrogas
GNL Chile
GNL Quintero
Negocio
Gx
Gx
Dx
Tx
Tx
Tx
Ox
Propiedad
41,85%
39,21%
65,39%
54,30%
54,30%
26,99%
29,99%
Negocio
Propiedad
Gx
Gx
Gx
Gx
Gx
Gx
Gx
Gx
Dx
Tx
Ox
Ox
Ox
Ox
Ox
Ox
Ox
59,98%
59,98%
59,98%
56,97%
55,57%
44,98%
30,59%
29,99%
99,09%
29,99%
59,98%
59,98%
29,99%
29,99%
25,49%
19,99%
12,00%
139
Memoria Anual 2011
Cuadro esquemático de participaciones
Brasil
Endesa Brasil
Fortaleza
Cachoeira Dourada
Ampla
Coelce
CIEN
Colombia
Emgesa
Codensa
Perú
Edegel
Edelnor
Negocio
Gx, Dx, Tx
Gx
Gx
Dx
Dx
Tx
Negocio
Gx
Dx
Negocio
Gx
Dx
Propiedad
54,30%
54,30%
54,09%
70,22%
35,25%
54,30%
Propiedad
16,12%
21,73%
Propiedad
37,46%
57,54%
Notas
Gx: Generación
Dx: Distribución
Tx: Transmisión / Comercialización
Ox: Gasoductos, otros
(*) Se consideran empresas operativas del Grupo Enersis.
140
Enersis
Memoria Anual 2011
2. Perímetro de participaciones societarias de Enersis
99,99997%
99%
Inmobiliaria
Manso de Velasco Ltda.
ICT Servicios
Informaticos Ltda.
1%
0,00003%
0,012666%
99,0778566%
59,98%
57,50%
Soc. Agrícola
de Cameros Ltda.
25,82%
Aguas Santiago
Poniente S.A.
53,06%
55,00%
Const. y Proyectos
Los Maitenes S.A.
99,998243%
Chilectra
Inversud S.A.
0,001757%
99,90%
Luz Andes S.A.
0,10%
0,0002%
99,9998%
Empresa Eléctrica
de Colina S.A.
12,47%
9,35%
Codensa S.A.
48,997%
Deca S.A.
EEC S.A.
82,34%
100%
Inversora
Codensa S.A.S.
4,90%
Sociedad Portuaria
Central Cartagena S.A.
27,1941%
23,4184%
16,0248%
20,8477%
0,8875%
Distrilec
Inversora S.A.
56,3577%
Edesur S.A.
50,00%
Sacme S.A.
Edelnor S.A.
24,00%
Inversiones
Distrilima S.A.
35,0186%
51,684%
30,1544%
4,657017%
22,060295%
Endesa Brasil S.A.
(Holdco)
4,347304%
CIEN S.A.
100%
99,95%
Eólica Fazenda Nova
Geraçao e Comercializaçao
de Energia S.A.
13,679789%
13,679789%
10,344606%
21,022414%
Ampla
Investimentos S.A.
46,886283%
46,886%
Ampla
Energia S.A.
10,344606%
21,022%
36,430633%
63,569367%
2,273448%
99,605880%
100%
99,99%
Investluz S.A.
Coelce S.A.
Cachoeira Dourada S.A.
C.G.T
Fortaleza S.A.
0,01%
Endesa Brasil
Comercio e Serviços S.A.
Argentina
Brasil
Chile
Colombia
Perú
España
56,594007%
141
Memoria Anual 2011
Cuadro esquemático de participaciones
99,99997%
99%
Inmobiliaria
Manso de Velasco Ltda.
ICT Servicios
Informaticos Ltda.
1%
0,00003%
0,012666%
99,0778566%
59,98%
57,50%
Soc. Agrícola
de Cameros Ltda.
25,82%
Aguas Santiago
Poniente S.A.
53,06%
55,00%
Const. y Proyectos
Los Maitenes S.A.
99,998243%
Chilectra
Inversud S.A.
99,90%
0,10%
Luz Andes S.A.
0,001757%
0,0002%
99,9998%
Empresa Eléctrica
de Colina S.A.
12,47%
9,35%
Codensa S.A.
48,997%
Deca S.A.
EEC S.A.
82,34%
100%
Inversora
Codensa S.A.S.
4,90%
Sociedad Portuaria
Central Cartagena S.A.
27,1941%
23,4184%
16,0248%
20,8477%
0,8875%
Distrilec
Inversora S.A.
56,3577%
Edesur S.A.
50,00%
Sacme S.A.
Edelnor S.A.
24,00%
51,684%
Inversiones
Distrilima S.A.
35,0186%
30,1544%
4,657017%
22,060295%
Endesa Brasil S.A.
(Holdco)
4,347304%
CIEN S.A.
100%
99,95%
Eólica Fazenda Nova
Geraçao e Comercializaçao
de Energia S.A.
13,679789%
13,679789%
10,344606%
21,022414%
Ampla
Investimentos S.A.
46,886283%
46,886%
Ampla
Energia S.A.
10,344606%
21,022%
36,430633%
63,569367%
2,273448%
99,605880%
100%
99,99%
Investluz S.A.
Coelce S.A.
Cachoeira Dourada S.A.
C.G.T
Fortaleza S.A.
0,01%
Endesa Brasil
Comercio e Serviços S.A.
Argentina
Brasil
Chile
Colombia
Perú
España
56,594007%
142
Enersis
Memoria Anual 2011
3. Perímetro de participaciones societarias de Endesa Chile
59,98%
41,9411%
Hidroinvest S.A.
54,1535%
59,00%
2,4803%
Hidroeléctrica
El Chocón S.A.
6,1938%
15,35%
Termoeléctrica
Manuel Belgrano S.A.
5,5055%
Endesa
Argentina S.A.
99,657366%
0,342634%
Southern Cone Power
Argentina S.A.
98%
2,0%
51,932539%
5,5%
Endesa
Costanera S.A.
12,3325533%
15,35%
Termoeléctrica
José de San Martín S.A.
5,5055%
Distrilec S.A.
0,887466%
33,2%
Central Vuelta de
Obligado S.A.
1,3%
Endesa Cemsa S.A.
45,00%
1,00%
Ingendesa do
Brasil Ltda.
99,00%
36,268461%
26,873987%
Chinango S.A.C
80,00%
4,184465%
Endesa Brasil S.A.
(Holdco)
Emgesa S.A.
94,95%
Ampla S.A.
46,886283%
46,886283%
Ampla
Investimentos
Sociedad Portuaria
Central Cartagena S.A.
60,99845%
Generandes
Perú S.A.
54,19961%
29,3974%
Edegel S.A.
CIEN S.A.
100,00%
63,569367%
36,430633%
Investluz S.A.
56,594007%
4,90%
Inversora
Codensa S.A.
Eólica Fazenda Nova
Geraçao e Comercializaçao
de Energia S.A.
99,95%
2,273448%
Coelce S.A.
Cachoeira Dourada S.A.
99,605880%
99,99%
EN - Brasil
Comercio e Servicios S.A.
100,00%
0,01%
C.G.T
Fortaleza S.A.
0,0000018%
99,999982%
Transportadora
de Energía
del Mercosur S.A.
(Tesa)
99,99%
Cía. de Transmisión
del Mercosur S.A.
(CTM)
Argentina
Brasil
Chile
Colombia
Perú
Islas Caymán
99,51%
Enigesa
0,49%
92,65%
Pehuenche S.A.
94,97519%
Pangue S.A.
0,01382%
99,9911%
Túnel el Melón S.A.
0,00886%
98,75%
Ingendesa
1,25%
33,33%
GNL Chile S.A.
20,00%
GNL Quintero S.A.
100,00%
Compañía Eléctrica
San Isidro S.A.
99,942802%
Compañia Eléctrica
Tarapacá S.A.
0,057198%
42,50%
Electrogas S.A.
99,99%
0,01%
Inversiones
Endesa Norte S.A.
0,01%
50,00%
Inversiones
Gas Atacama
Holding Ltda.
0,05%
Gas Atacama
Chile S.A.
99,877%
Gasoducto
Taltal S.A.
99,90%
99,997706%
99,90%
0,03%
Gasoducto Atacama
Argentina S.A.
42,71%
57,23%
0,001147%
0,1%
Gas Atacama S.A.
Atacama Finance Co.
Central Eólica
Canela S.A.
75,00%
99,99%
0,01%
Endesa Eco S.A.
50,99995%
Centrales
Hidroeléctricas
de Aysén S.A.
0,00005%
0,51%
Aysén
Energia S.A.
99%
0,51%
Aysén
Transmisión S.A.
99%
50,00%
Consorcio
Ara-Ingendesa Ltda.
33,33%
Consorcio
Ara-Ingendesa
Sener Ltda.
50,00%
Transquillota Ltda.
0,1%
99,9%
Progas S.A.
100,00%
0,1226%
Energex Co.
100,00%
Gasoducto Atacama
Argentina S.A.
Sucursal Argentina
59,98%
Endesa
Argentina S.A.
99,657366%
0,342634%
Southern Cone Power
Argentina S.A.
98%
2,0%
5,5%
Endesa
Costanera S.A.
1,00%
Ingendesa do
Brasil Ltda.
99,00%
41,9411%
54,1535%
Hidroinvest S.A.
59,00%
2,4803%
Hidroeléctrica
El Chocón S.A.
6,1938%
33,2%
Central Vuelta de
Obligado S.A.
1,3%
Endesa Cemsa S.A.
45,00%
15,35%
Termoeléctrica
Manuel Belgrano S.A.
5,5055%
51,932539%
12,3325533%
15,35%
Termoeléctrica
José de San Martín S.A.
5,5055%
Distrilec S.A.
0,887466%
60,99845%
Generandes
Perú S.A.
54,19961%
Chinango S.A.C
80,00%
4,184465%
Endesa Brasil S.A.
(Holdco)
Ampla S.A.
46,886283%
46,886283%
Ampla
Investimentos
Sociedad Portuaria
Central Cartagena S.A.
36,268461%
26,873987%
Emgesa S.A.
94,95%
4,90%
Inversora
Codensa S.A.
36,430633%
Investluz S.A.
56,594007%
29,3974%
Edegel S.A.
CIEN S.A.
100,00%
63,569367%
Eólica Fazenda Nova
Geraçao e Comercializaçao
de Energia S.A.
99,95%
2,273448%
Coelce S.A.
0,0000018%
Cachoeira Dourada S.A.
99,605880%
99,99%
EN - Brasil
Comercio e Servicios S.A.
100,00%
0,01%
C.G.T
Fortaleza S.A.
99,999982%
Transportadora
de Energía
del Mercosur S.A.
(Tesa)
99,99%
Cía. de Transmisión
del Mercosur S.A.
(CTM)
Argentina
Brasil
Chile
Colombia
Perú
Islas Caymán
143
Memoria Anual 2011
Cuadro esquemático de participaciones
99,51%
Enigesa
0,49%
92,65%
Pehuenche S.A.
94,97519%
Pangue S.A.
0,01382%
99,9911%
Túnel el Melón S.A.
0,00886%
98,75%
Ingendesa
1,25%
33,33%
GNL Chile S.A.
20,00%
GNL Quintero S.A.
100,00%
Compañía Eléctrica
San Isidro S.A.
99,942802%
Compañia Eléctrica
Tarapacá S.A.
0,057198%
42,50%
Electrogas S.A.
99,99%
0,01%
Inversiones
Endesa Norte S.A.
0,01%
50,00%
Inversiones
Gas Atacama
Holding Ltda.
99,997706%
99,90%
0,001147%
0,1%
Gas Atacama S.A.
Atacama Finance Co.
Central Eólica
Canela S.A.
75,00%
99,99%
Endesa Eco S.A.
0,01%
50,99995%
Centrales
Hidroeléctricas
de Aysén S.A.
0,00005%
0,51%
Aysén
Energia S.A.
99%
0,51%
Aysén
Transmisión S.A.
99%
50,00%
Consorcio
Ara-Ingendesa Ltda.
33,33%
Consorcio
Ara-Ingendesa
Sener Ltda.
50,00%
Transquillota Ltda.
0,1%
99,9%
Progas S.A.
0,05%
Gas Atacama
Chile S.A.
99,877%
Gasoducto
Taltal S.A.
99,90%
42,71%
0,03%
Gasoducto Atacama
Argentina S.A.
57,23%
100,00%
0,1226%
Energex Co.
100,00%
Gasoducto Atacama
Argentina S.A.
Sucursal Argentina
Hechos
relevantes
de la entidad
146
Enersis
Memoria Anual 2011
Enersis
• Con fecha 28 de febrero de 2011 el Directorio de
Enersis S.A. acordó, por la unanimidad de sus miembros
presentes, proponer a la Junta Ordinaria de Accionistas de
Enersis S.A., a celebrarse el 26 de abril de 2011, repartir un
dividendo definitivo del 50% de las utilidades líquidas de la
compañía, esto es, $7,44578 por acción, al que habrá que
descontar el dividendo provisorio de $1,57180 por acción
pagado en enero de 2011. En consecuencia, el monto a
repartir a los accionistas será de $5,87398 por concepto
de dividendo definitivo por acción de la compañía.
Esto representará un reparto total ascendente a
M$ 243.113.407 con cargo a los resultados al 31 de
diciembre de 2010.
147
Memoria Anual 2011
Hechos relevantes de la entidad
Lo anterior modifica la política de dividendos vigente en la
materia, que preveía el reparto de un dividendo del 60%
de las utilidades líquidas de la compañía.
• En Junta Ordinaria de Accionistas, celebrada el día 26 de
abril de 2011, se acordó distribuir un dividendo mínimo
obligatorio (parcialmente integrado por el dividendo
provisorio N° 82), y un dividendo adicional, que asciende
a un total de $7,44578. Atendido que el mencionado
dividendo provisorio N° 82 ya fue pagado, se procederá
a distribuir y pagar el remanente del dividendo definitivo
N° 83 ascendente a $5,87398 por acción, a contar del
12 de mayo de 2011.
• En Sesión de Directorio, celebrada el día 30 de noviembre
de 2011, se acordó distribuir con fecha 27 de enero de
2012 un dividendo provisorio de $1,46560 por acción,
con cargo a los resultados del ejercicio 2011.
Identificación
de las
compañías
filiales y
coligadas
150
Enersis
Memoria Anual 2011
AGRÍCOLA DE CAMEROS
Razón social
Sociedad Agrícola
de Cameros Limitada
Tipo de sociedad
Sociedad Responsabilidad Limitada
RUT
77.047.280-6
Dirección
Camino Polpaico a Til-Til, S/N Til-Til
Teléfono
(56 2) 378 4700
Capital suscrito y pagado (M$)
5.738.046
Objeto social
La sociedad tiene por objeto la explotación de
predios agrícolas.
Actividades que desarrolla
Agrícola e Inmobiliaria.
Principales ejecutivos
Hugo Ayala Espinoza
Gerente General
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
57,50% - Sin variación.
AGUAS SANTIAGO PONIENTE
Razón social
Aguas Santiago Poniente S.A.
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima Cerrada, sujeta a las normas de
las Sociedades Anónimas Abiertas
RUT
96.773.290-7
Dirección
Américo Vespucio 100, Pudahuel, Santiago, Chile
Teléfono
(56 2) 601 0601
Capital suscrito y pagado (M$)
6.601.121
Objeto social
La sociedad tiene por objeto exclusivo, establecer,
construir y explotar servicios públicos destinados a
producir y distribuir agua potable; recolectar, tratar
y disponer aguas servidas, y efectuar las demás
funciones que expresamente autorice el DFL N°
382 de 1988 y sus modificaciones.
Andrés Salas Estrades
Luis F. Edwards Mery
José M. Guzmán Nieto
Fernando Gardeweg Ried (Gerente Finanzas
Nacionales Enersis)
Déborah Meirelles Rosa Brasil
Albino Motta da Cruz
André Moragas da Costa
Aurélio Ricardo Bustilho Oliveira
Principales ejecutivos
Jorge Carnevali Flores
Gerente General
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
55,00% - Sin variación.
AMPLA ENERGÍA
Razón social
Ampla Energia e Serviços S.A.
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima Abierta
Dirección
Praça Leoni Ramos, N° 01 – São Domingos, Niteroi,
Río de Janeiro, Brasil
Teléfono
(55 21) 2613 7000
Capital suscrito y pagado (M$)
279.961.754
Objeto social
Estudiar, planear, proyectar, construir y explorar
los sistemas de producción, transmisión,
transformación, distribución y comercio de energía
eléctrica, bien como prestar servicios correlatos
que hayan sido o que puedan ser concedidos;
realizar investigaciones en el sector energético;
participar de organizaciones regionales, nacionales
o internacionales, volcadas a la planificación,
operación intercambio técnico y desarrollo
empresarial, relacionadas con el área de energía
eléctrica y participar de otras sociedades del sector
energético como socia o accionista, incluso en el
ámbito de programas de privatización en Brasil.
Actividades que desarrolla
Distribución de energía eléctrica.
Directorio
Mario Fernando de Melo Santos
Antonio Basilio Pires e Albuquerque
Nelson Ribas Visconti
Elizabeth Codeço de Almeida Lopes
José Tavora Batista
José Alves de Mello Franco
Cristián Fierro Montes
Ramón Francisco Castañeda Ponce
Luiz Felipe Palmeira Lampreia
Principales ejecutivos
Marcelo Llévenes Rebolledo
Director Presidente
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
70,22% (sin variación)
Proporción sobre Activo
de Enersis
1,75%
AMPLA INVESTIMENTOS
Razón social
Ampla Investimentos e Serviços S.A.
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima Abierta
Dirección
Praça Leoni Ramos, N° 01 – parte, Niterói, Río de
Janeiro, Brasil
Teléfono
(55 21) 2613 7071
Objeto social
Estudiar, planear, proyectar, construir y explorar
los sistemas de producción, transmisión,
transformación, distribución y comercio de energía
eléctrica, bien como prestar servicios relacionados
que hayan sido o que puedan ser concedidos;
prestar servicios de cualquier naturaleza a
concesionarias, permisionarias o autorizadas del
servicio de energía eléctrica y a sus clientes y
participar de otras sociedades del sector energético
como accionista.
Actividades que desarrolla
Sociedad de inversiones.
Directorio
Mario Fernando de Melo Santos
Antonio Basilio Pires e Albuquerque
Ramiro Alfonsín Balza (Gerente Regional de
Planificación y Control)
Cristián Eduardo Fierro Montes
Nelson Ribas Visconti
Luiz Felipe Palmeira Lampreia
José Alves Mello Franco
José Távora Batista
Marcelo Llévenes Rebolledo
Principales ejecutivos
Marcelo Llévenes Rebolledo
Director Presidente
Luiz Carlos Bettencourt
José Alves de Mello Franco
Capital suscrito y pagado (M$)
33.662.736
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
70,22% (sin variación)
Actividades que desarrolla
Agua potable y servicios afines.
Directorio
Víctor M. Jarpa Riveros
José Alves de Mello Franco
Bruno Golebiovsky
Carlos Ewandro Naegele Moreira
Claudio Rivera Moya
Luiz Carlos Laurens Ortins de Bettencourt
151
Memoria Anual 2011
Identificación de las compañías filiales y coligadas
Proporción sobre Activo de Enersis
0,16%
Teléfono
(562) 630 9000
ARA – INGENDESA
Razón social
Consorcio Ara - Ingendesa Ltda.
Tipo de sociedad
Sociedad de responsabilidad Ltda.
RUT
77.625.850-4
Dirección
Santa Rosa 76, Santiago, Chile
Teléfono
(562) 630 9000
Capital suscrito y pagado (M$)
1.000
Objeto social
P r e s t a c i ó n d e s e r v i c i o s d e i n g e n i e r í a ,
comprendiéndose en ellos la proyección,
planificación y ejecución de estudios y proyectos de
ingeniería, asesorías y consultorías, otorgamiento
d e a s i s t e n c i a e i n f o r m a c i ó n t é c n i c a y l a
administración, inspección y desarrollo de proyectos
y obras. Además, por cuenta propia o ajena, toda
clase de obras, montar y poner en marcha, para sí o
terceros, todo tipo de establecimientos, industriales
o no, comercializando para sí o terceros los bienes
o servicios producidos.
Actividades que desarrolla
Servicios de ingeniería.
Apoderados
Alejandro Santolaya de Pablo
Juan Benabarre Benaiges
Apoderados suplentes
Elías Arce Cyr
Cristián Araneda Valdivieso
Fernando Armijo Scotti
Nelson Hernández Pérez
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
29,99%- Sin variación.
ARA INGENDESA SENER
Razón social
Consorcio Ara - Ingendesa - Sener Ltda.
Tipo de sociedad
Sociedad de Responsabilidad Ltda.
RUT
76.738.990-6
Dirección
Santa Rosa 76, Santiago, Chile
Capital suscrito y pagado (M$)
1.000
Objeto social
Será objeto especial de la sociedad la ejecución y
cumplimiento de los contratos que la sociedad se
adjudique y celebre con la Empresa de Transporte
de Pasajeros Metro S.A.
Actividades que desarrolla
Servicios de ingeniería.
Apoderados titulares
Alejandro Santolaya de Pablo
Ernesto Ferrandiz Doménech
Juan Benabarre Benaiges
Apoderados suplentes
Elías Arce Cyr
Cristián Araneda Valdivieso
Joaquín Botella Malagón
Angel Ares Montes
Fernando Armijo Scotti
Nelson Hernández Pérez
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
19,99%- Sin variación.
ATACAMA FINANCE
Razón social
Atacama Finance Co.
Tipo de sociedad
Compañía exenta constituída en Caymán Island,
BWI.
Dirección
Caledonian House P.O. Box 265 G, George Town,
Grand Cayman, Cayman Islands
Teléfono
(562) 630 9000
Capital suscrito y pagado (M$)
3.272.178
Objeto social
Endeudamiento en dinero en el mercado financiero
a través de créditos acordados o la emisión de
bonos u otros títulos y el préstamo en dinero a
otras compañías, en particular aquellas que tengan
relación con el Proyecto Atacama.
Actividades que desarrolla
Sociedad de inversiones.
Directorio
Horacio Reyser
Ricardo Rodríguez
Eduardo Escaffi Johnson
Vacante
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
29,99%- Sin variación.
AYSÉN TRANSMISIÓN
Razón social
Aysén Transmisión S.A.
Tipo de sociedad
Sociedad anónima cerrada constituida en la
ciudad de Santiago, Chile, inscrita en el Registro
de Valores de la SVS. Con fecha 2 de febrero de
2009 la junta extraordinaria de accionistas de
la sociedad reemplazó el anterior nombre de la
compañía “Hidroaysén Transmisión S.A.” por el
actual “Aysén Transmisión S.A.”.
RUT
76.041.891-9
Dirección
Miraflores 383, Of. 1302, Santiago, Chile
Teléfono
(562) 713 5000
Capital suscrito y pagado (M$)
22.368
Objeto social
El objeto de la sociedad es desarrollar, y alternativa
o adicionalmente administrar, los sistemas de
transmisión eléctrica que requiera el proyecto
de generación hidroeléctrica que HidroAysén
planifica construir en la Undécima Región de
Aysén, del general Carlos Ibáñez del Campo. Para
el cumplimiento de su objeto, forman parte de
su giro las siguientes actividades: a) el diseño,
desarrollo, construcción, operación, propiedad,
mantenimiento y explotación de sistemas de
transmisión eléctrica, b) el transporte de energía
eléctrica, y c) la prestación de servicios relacionados
con su objeto social.
Actividades que desarrolla
Transmisión eléctrica
Directorio
Antonio Albarrán Ruiz-Clavijo
Joaquín Galindo Vélez
Juan Benabarre Benaiges
Bernardo Larraín Matte
Luis Felipe Gazitúa Achondo
Ramiro Alfonsín Balza (Gerente Regional de
Planificación y Control)
Directores suplentes
Carlos Martín Vergara
Sebastián Fernández Cox
Claudio Iglesis Guillard
Eduardo Morel Montes
Juan Eduardo Vásquez
Cristián Morales Jaureguiberry
Principales ejecutivos
José Andrés Taboada
Gerente General
152
Enersis
Memoria Anual 2011
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
30,59% - Sin variación.
AYSÉN ENERGÍA
Razón social
Aysén Energía S.A.
Tipo de sociedad
Sociedad anónima cerrada.
RUT
76.091.595-5
Dirección
Miraflores 383, Of. 1302, Santiago, Chile
Teléfono
(562) 713 5000
Capital suscrito y pagado (M$)
4.900
Objeto social
Los objetos de la sociedad son los siguientes: I.-
Cumplir lo ordenado por el Tribunal de Defensa
de la Libre Competencia en el Resuelvo número
primero de la Resolución Número Treinta, de
fecha veintiséis de mayo de dos mil nueve. II.-
Dar cumplimiento al compromiso asumido por
Centrales Hidroeléctricas de Aysén S.A. con
la comunidad de la XI Región de Aysén, del
General Carlos Ibáñez del Campo, en el marco
del desarrollo Proyecto Hidroeléctrico Aysén, para
proveer a esa región de una oferta de energía
eléctrica de menor costo que la actual, a través del
desarrollo, financiamiento, propiedad y explotación
de proyectos de generación y de transmisión
de energía eléctrica en dicha región. Para el
cumplimiento de lo anterior, la sociedad podrá
desarrollar, entre otras, las siguientes actividades:
a) la producción de energía eléctrica mediante
cualquier medio de generación, su suministro
y comercialización, b) el transporte de energía
eléctrica, c) la prestación de servicios relacionados
con su objeto social, d) solicitar, obtener o adquirir
y gozar las concesiones, derechos y permisos que
se requieran.
Actividades que desarrolla
Generación de energía eléctrica (proyecto)
Directorio
Antonio Albarrán Ruiz-Clavijo
Joaquín Galindo Vélez
Juan Benabarre Benaiges
Bernardo Larraín Matte
Luis Felipe Gazitúa Achondo
Ramiro Alfonsín Balza (Gerente Regional de
Planificación y Control)
Directores suplentes
Carlos Martín Vergara
Sebastián Fernández Cox
Claudio Iglesis Guillard
Eduardo Morel Montes
Juan Eduardo Vásquez
Cristián Morales Jaureguiberry
Principales ejecutivos
Daniel Fernández Koprich
Gerente General
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
30,59% (nueva)
CACHOEIRA DOURADA
CANELA
Razón social
Central Eólica Canela S.A.
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima Cerrada
RUT
76.003.204-2
Dirección
Santa Rosa 76, Santiago, Chile
Razón social
Centrais Elétricas Cachoeira Dourada S.A.- CDSA
Teléfono
(562) 630 9000
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima de capital cerrado
Capital suscrito y pagado (M$)
12.284.743
Dirección
Rodovia GO 206, Km 0, Cachoeira Dourada
Goiania, Goiás, Brasil
Teléfono
(55 62) 3434 9000
Capital suscrito y pagado (M$)
81.071.089
Objeto social
La sociedad tiene como objeto social la realización
de estudios, planeamiento, construcción,
instalación, operación y explotación de centrales
generadoras de energía eléctrica y el comercio
relacionado con estas actividades. Asimismo, la
sociedad puede promover o participar de otras
sociedades constituidas para producir energía
eléctrica, dentro o fuera del Estado de Goiás.
Actividades que desarrolla
Generación de energía eléctrica.
Directorio
Marcelo Llévenes Rebolledo
Luis Larumbe Aragón
Ana Cláudia Goncalves Rebello
Principales ejecutivos
Guilherme Gomes Lencastre
Gerente General
Manuel Herrera Vargas
José Ignácio Pires Medeiros
Carlos Ewandro Naegele Moreira
André Moragas da Costa
Luiz Carlos Laurens Ortins de Bettencourt
José Alves de Mello Franco
Ana Cláudia Goncalves Rebello
Aurélio Ricardo Bustilho de Oliveira
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
54,09% (sin variación)
Objeto social
Promover y desarrollar proyectos de energía
renovables, principalmente de energía eólica,
identificar y desarrollar proyectos de Mecanismo
de Desarrollo Limpio (MDL) y actuar como
depositaria y comercializadora de los Certificados
de Reducción de Emisiones que se obtengan de
dichos proyectos. Asimismo, la sociedad tendrá
por objeto la generación, transporte, distribución,
suministro y comercialización de energía eléctrica,
pudiendo para tales efectos adquirir y gozar de las
concesiones y mercedes respectivas.
Actividades que desarrolla
Generación de energía eólica.
Directorio
Juan Benabarre Benaiges
Claudio Iglesis Guillard
Sebastián Fernández Cox
Cristóbal García-Huidobro Ramírez
Bernardo Canales Fuenzalida
Directores suplentes
Alan Fisher Hill
Claudio Betti Pruzzo
Juan Cristóbal Pavéz Recart
Marcelo Álvarez Ríos
Alejandro García Chacón
Principales ejecutivos
Wilfredo Jara Tirapegui
Gerente General
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
44,98% - Sin variación.
CELTA
Razón social
Compañía Eléctrica Tarapacá S.A.
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima Cerrada
RUT
96.770.940-9
153
Memoria Anual 2011
Identificación de las compañías filiales y coligadas
Dirección
Santa Rosa 76, Santiago, Chile
Teléfono
(562) 630 9000
líquidos y petróleo crudo, y/o lubricantes y/o de
transporte de dichos elementos, incluyendo la
importación y/o exportación de combustibles
líquidos y la comercialización de regalías, así como la
prestación y/o realización de servicios relacionados.
Directores suplentes
Ignacio Villamil
Leonardo Marinaro
Juan Carlos Blanco
Roberto José Fagan
Capital suscrito y pagado (M$)
103.099.643
Actividades que desarrolla
Comercializadora de energía eléctrica y gas.
Objeto social
La sociedad tiene por objeto principal explotar la
producción, transporte, distribución y suministro
de energía eléctrica, tanto nacional como
internacional, pudiendo para tales efectos obtener,
adquirir y gozar de las concesiones y mercedes
respectivas.
Actividades que desarrolla
Generación de energía eléctrica.
Directorio
Alejandro García Chacón
Alan Fischer Hill
Humberto Espejo Paluz
Principales ejecutivos
Eduardo Soto Trincado
Gerente General
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
59,98%- Sin variación.
CEMSA
Razón social
Endesa Cemsa S.A.
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima
Dirección
Pasaje Ing. E. Butty 220, piso 16,
Buenos Aires, Argentina
Teléfono
(5411) 4875 0600
Capital suscrito y pagado (M$)
2.210.996
Objeto social
La sociedad tiene por objeto la compra y venta
mayorista de potencia y energía eléctrica producida
por terceros y/o a consumir por terceros, incluyendo
la importación y exportación de potencia y energía
eléctrica y la comercialización de regalías, así como la
prestación y/o realización de servicios relacionados,
tanto en el país como en el extranjero de servicios
informáticos y/o de control de la operación y/o
de telecomunicaciones. Asimismo podrá efectuar
transacciones de compraventa o compra y venta
de gas natural, y/o de su transporte, incluyendo
la importación y/o exportación de gas natural
y/o la comercialización de regalías, así como la
prestación y/o realización de servicios relacionados.
Efectuar actividades comerciales y transacciones
de compraventa o compra y venta de combustibles
Directores titulares
José María Hidalgo Martín-Mateos
José Venegas Maluenda
Fernando Antognazza
Directores suplentes
Arturo Pappalardo
Roberto José Fagan
Pedro Cruz Viné
Principales ejecutivos
Juan Carlos Blanco
Gerente General
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
26,99% - Sin variación.
CENTRAL VUELTA OBLIGADO
Razón social
Central Vuelta Obligado S.A.
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima Cerrada
Dirección
Av. Thomas Edison 2701. CP 1104, Ciudad
Autónoma de Buenos Aires, Argentina
Teléfono
(5411) 4117 1077
Capital suscrito y pagado (M$arg)
500
Objeto social
P r o d u c c i ó n d e e n e r g í a e l é c t r i c a y s u
comercialización en bloque, y particularmente,
la gestión de compra del equipamiento, la
construcción, la operación y el mantenimiento
de una central térmica denominada Vuelta de
Obligado en cumplimiento del “Acuerdo para la
Gestión y Operación de Proyectos, Aumento de la
Disponibilidad de Generación Térmica y Adaptación
de la Remuneración de la Generación 2008-2011”
suscripto el 25 de noviembre de 2010 entre el
Estado Nacional y las empresas generadoras
firmantes.
Actividades que desarrolla
Construcción de una central termoeléctrica
denominada Vuelta de Obligado.
Directores titulares
José Miguel Granged Bruñen
Fernando Claudio Antognazza
José María Vázquez
Carlos Bertagno
Principales ejecutivos
Carlos Bertagno
Gerente General
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
13,56% - Nueva.
CENTRALES HIDROELÉCTRICAS DE AYSÉN
Razón social
Centrales Hidroeléctricas de Aysén S.A.
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima Cerrada
RUT
76.652.400-1
Dirección
Miraflores 383, Of. 1302, Santiago, Chile
Teléfono
(562) 713 5000
Capital suscrito y pagado (M$)
144.975.665
Objeto social
El desarrollo, financiamiento, propiedad y
explotación de un proyecto hidroeléctrico en la
Décimo Primera Región de Aysén, de capacidad
estimada 2.750 MW mediante cinco centrales
hidroeléctricas, el cual se denomina “Proyecto
Aysén”. Para el cumplimiento de su objeto, forman
parte de su giro las siguientes actividades: a) la
producción y transporte de energía eléctrica; b) el
suministro y comercialización de energía eléctrica
a sus accionistas; y c) la administración, operación
y mantenimiento de obras hidráulicas, sistemas
eléctricos y centrales generadoras de energía
hidroeléctrica.
Actividades que desarrolla
Generación de energía eléctrica (proyecto).
Directores titulares
Antonio Albarrán Ruiz-Clavijo
Joaquín Galindo Vélez
Juan Benabarre Benaiges
Bernardo Larraín Matte
Luis Felipe Gazitúa Achondo
Ramiro Alfonsín Balza
(Gerente Regional de Planificación y Control)
Directores suplentes
Carlos Martín Vergara
Sebastián Fernández Cox
Claudio Iglesis Guillard
Eduardo Morel Montes
Juan Eduardo Vásquez
Cristián Morales Jaureguiberry
154
Enersis
Memoria Anual 2011
Principales ejecutivos
Daniel Fernández Koprich
Vicepresidente Ejecutivo
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
30,59% - Sin variación.
CHILECTRA
Razón social
Chilectra S.A.
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima Abierta
RUT
96.800.570-7
Dirección
Santa Rosa 76, piso 8,
Santiago, Chile
Teléfono
(56 2) 675 2000
Capital suscrito y pagado (M$)
368.494.984
Objeto social
Explotar en el país o en el extranjero, la distribución
y venta de energía eléctrica, hidráulica, térmica,
calórica o de cualquier naturaleza, así como la
distribución, transporte y venta de combustibles
de cualquier clase, suministrando dicha energía o
combustibles al mayor número de consumidores en
forma directa o por intermedio de otras empresas.
Actividades que desarrolla
Distribución de energía eléctrica.
Directorio
Juan María Moreno Mellado
Marcelo Llévenes Rebolledo
Livio Gallo
Hernán Felipe Errázuriz Correa
José Luis Marín López-Otero
Principales ejecutivos
Cristián Fierro Montes
Gerente General
Gonzalo Vial Vial
Andreas Gebhardt Strobel
Guillermo Pérez del Río
Enrique Fernández Pérez
Ramón Castañeda Ponce
Jaime Muñoz Vargas
Paola Visintini Vaccarezza
Relaciones comerciales
Créditos estructurados; arrendamiento de línea
de transmisión y subestación; prestación de
servicios en prevención de riesgos; asesoría legal,
profesionales en administración empresarial e
ingeniería, de administración financiera generales,
corporativa y otros.
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
99,09% - Sin variación.
Dirección
Avda. Víctor Andrés Belaúnde 147, Edificio Real 4,
piso 7, San Isidro, Lima, Perú
Proporción sobre Activo de Enersis
11,98%
Capital suscrito y pagado (M$)
51.383.395
CHILECTRA INVERSUD
Razón social
Chilectra Inversud S.A.
RUT
99.573.910-0
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima Cerrada
Dirección
Santa Rosa 76, piso 8, Santiago, Chile
Teléfono
(56 2) 675 2000
Capital suscrito y pagado (M$)
390.008.060
Objeto social
Explotar en el extranjero, por cuenta propia o a
través de terceros los negocios de la distribución
y venta de energía eléctrica. Asimismo, podrá
realizar inversiones en empresas extranjeras, como
también efectuar toda clase de inversiones en toda
clase de instrumentos mercantiles como abonos,
debentures, títulos, crédito, valores mobiliarios
negociables u otros documentos financieros o
comerciales, todo ello, con miras a la percepción
de sus frutos naturales y civiles. Para lo anterior,
podrá constituir, modificar, disolver y liquidar
sociedades en el extranjero, pudiendo asimismo
desarrollar todas las demás actividades que sean
complementarias y/o relacionadas con los giros
anteriores.
Actividades que desarrolla
Sociedad de inversiones.
Directorio
Ramón Castañeda Ponce
Francisco Miqueles Ruz
Gonzalo Vial Vial
Principales ejecutivos
Francisco Miqueles Ruz
Gerente General
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
99,09% - Sin variación.
CHINANGO
Razón social
Chinango S.A.C.
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima cerrada
Objeto social
El objeto principal de la sociedad es la generación,
comercialización y transmisión de energía eléctrica,
pudiendo realizar todos los actos y celebrar todos
los contratos que la ley peruana permita a tales
efectos.
Actividades que desarrolla
Generación de energía eléctrica.
Apoderado
Edegel S.A.A. representado por Julián Cabello Yong
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
29,97% (sin variación)
CHOCÓN
Razón social
Hidroeléctrica El Chocón S.A.
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima
Dirección
Avda. España 3301,
Buenos Aires, Argentina
Capital suscrito y pagado (M$)
47.114.465
Objeto social
P r o d u c c i ó n d e e n e r g í a e l é c t r i c a y s u
comercialización en bloque.
Actividades que desarrolla
Generación de energía eléctrica.
Directores titulares
Joaquín Galindo Vélez
José Miguel Granged Bruñen
José María Hidalgo Martín Mateos
Alfredo Ergas Segal (Gerente Regional de Finanzas
Enersis S.A.)
Carlos Martín Vergara
Alex Daniel Horacio Valdez
Juan Carlos Nayar
Gustavo Brockerhof
Directores suplentes
Jorge Raúl Burlando Bonino
Francisco Domingo Monteleone
Juan Carlos Blanco
Roberto José Fagan
Fernando Carlos Boggini
Héctor Osvaldo Mendiberri
Alejandro Nagel
Orlando Adalberto Diaz
155
Memoria Anual 2011
Identificación de las compañías filiales y coligadas
Principales ejecutivos
Fernando Claudio Antognazza
Gerente General
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
54,30% (sin variación)
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
39,21% - Sin variación.
CIEN
CODENSA
Razón social
Codensa S.A. E.S.P.
Razón social
Compañía de Interconexión Energética S.A.
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima de capital cerrado
Tipo de sociedad
Sociedad anónima de derecho privado – Empresa
de servicios públicos domiciliarios
Dirección
Carrera 13 A #93-66, Bogotá, Colombia
Dirección
Praça Leoni Ramos, N° 1, piso 6, Bloco 2, São
Domingos, Niterói, Río de Janeiro, Brasil
Teléfono
(57 1) 601 6060
Teléfono
(55 21) 3607 9500
Capital suscrito y pagado (M$)
79.948.998
Objeto social
La compañía tiene como objeto social la actuación
en producción, industrialización, distribución y
comercialización de energía eléctrica, inclusive en
las actividades de importación y exportación. En
vista de la realización del objeto previsto arriba,
la compañía promoverá el estudio, planificación
y construcción de las instalaciones relativas
a los sistemas de producción, transmisión,
conversión y distribución de energía eléctrica,
realizando y captando las inversiones necesarias
para el desarrollo de las obras que venga a
realizar y prestando servicios. Además de los
fines referidos, podrá la compañía promover la
implementación de productos asociados, bien
como la realización de actividades inherentes,
accesorias o complementarias a los servicios y
trabajos que viniere a prestar. Para la ejecución
de las actividades necesarias a la consecución de
sus fines, la compañía podrá participar de otras
sociedades.
Actividades que desarrolla
Transporte y comercialización de energía eléctrica.
Directorio
Marcelo Andrés Llévenes Rebolledo
Ana Claudia Gonçalves Rebello
José Augustín Venegas Maluenda
Principales ejecutivos
Guilherme Gomes Lencastre
Gerente General
Manuel Herrera Vargas
José Ignácio Pires Medeiros
Carlos Ewandro Naegele Moreira
André Moragas da Costa
Luiz Carlos Laurens Ortins de Bettencourt
José Alves de Mello Franco
Ana Cláudia Goncalves Rebello
Aurélio Ricardo Bustilho de Oliveira
Capital suscrito y pagado (M$)
7.905.014
Objeto social
La sociedad tiene como objeto principal la
distribución y comercialización de energía eléctrica,
así como la ejecución de todas las actividades
afines, conexas, complementarias y relacionadas
a la distribución y comercialización de energía,
la realización de obras, diseños y consultoría
en ingeniería eléctrica y la comercialización
de productos en beneficio de sus clientes. La
sociedad podrá además ejecutar otras actividades
relacionadas con la prestación de los servicios
públicos en general, gestionar y operar otras
empresas de servicios públicos, celebrar y ejecutar
contratos especiales de gestión con otras empresas
de servicios públicos y vender o prestar bienes o
servicios a otros agentes económicos dentro
y fuera del país relacionado con los servicios
públicos. Podrá además participar como socia o
accionista en otra empresas de servicios públicos,
directamente, o asociándose con otras personas,
o formando consorcio con ellas. En desarrollo del
objeto principal antes enunciado, la sociedad podrá
promover y fundar establecimientos o agencias
en Colombia o en el exterior; adquirir a cualquier
título toda clase de bienes muebles o inmuebles,
arrendarlos, enajenarlos, gravarlos y darlos en
garantía; asumir cualquier forma asociativa o de
colaboración empresarial con personas naturales
o jurídicas para adelantar actividades relacionados,
conexas y complementarias con su objeto social;
explotar marcas, nombres comerciales, patentes,
invenciones o cualquier otro bien incorporal
siempre que sean afines al objeto principal;
girar aceptar, endosar, cobrar y pagar toda clase
de títulos valores, instrumentos negociables,
acciones, títulos ejecutivos y demás; participar en
licitaciones públicas y privadas; dar a, o recibir de,
sus accionistas, matrices, subsidiarias, y terceros
dinero en mutuo; celebrar contratos de seguros,
transporte, cuentas en participación, contratos con
entidades bancarias y/o financieras.
Actividades que desarrolla
Distribución de energía eléctrica.
Directores titulares
José Antonio Vargas Lleras
Cristian Fierro Montes
José Antonio Vargas Lleras
Orlando José Cabrales Martínez
Lucio Rubio Díaz
Mónica de Greiff Lindo
Héctor Zambrano Rodríguez
Carlos Eduardo Bello Vargas
Directores suplentes
Juan Manuel Pardo Gómez
Leonardo López Vergara
Antonio Sedán Murra
David Felipe Acosta Correa
Henry Navarro Sánchez
Roberto De La Pava
Yazmit Consuelo Beltrán Rojas
Principales ejecutivos
David Felipe Acosta Correa
Gerente General
Andrés Caldas Rico
Jaime A. Vargas Barrera
Margarita Olano Olano
Juan Manuel Pardo Gómez
María Celina Restrepo
Leonardo López Vergara
Rafael Carbonell Blanco
Omar Serrano Rueda
Mauricio Carvajal
Pablo Andrés Aguayo González
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
21,73% - sin variación
Proporción sobre Activo de Enersis
2,20%
COELCE
Razón social
Companhia Energética do Ceará
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima Abierta
Dirección
Rua Padre Valdevino, 150 - Centro, Fortaleza,
Ceará, Brasil
Teléfono
(55 85) 3453-4082
Capital suscrito y pagado (M$)
121.465.440
Objeto social
Distribución de energía eléctrica y servicios afines,
en el Estado de Ceará.
Actividades que desarrolla
Distribución de energía eléctrica.
156
Enersis
Memoria Anual 2011
Directores titulares
Mario Fernando de Melo Santos
Marcelo Llévenes Rebolledo
Albino Motta da Cruz
Gonzalo Vial Vial
José Alves de Mello Franco
Aurelio Ricardo Bustilho Oliveira
Jorge Parente Frota Júnior
Cristián Eduardo Fierro Montes
Fernando de Moura Avelino
Renato Soares Sacramento
Francisco Honório Pinheiro Alves
Directores suplentes
Antonio Basilio Pires de Carvalho e Albuquerque
Luciano Alberto Galasso Samaria
Nelson Ribas Visconti
Teobaldo José Cavalcante Leal
José Caminha Aripe Júnior
Luiz Carlos Laurens Ortins Bettencourt
José Távora Batista
Juarez Ferreira de Paula
Vládia Viana Regis
José Nunes de Almeida Neto
Principales ejecutivos
Abel Alves Rochinha
Gerente Presidente
David Augusto de Abreu
Luiz Carlos Laurens Ortins Bettencourt
José Nunes de Almeida Neto
Carlos Ewandro Naegele Moreira
José Távora Batista
Olga Jovanna Carranza Salazar
Aurélio Ricardo Bustilho de Oliveira
José Alves de Mello Franco
Cristine de Magalhães Marcondes
Nelson Ribas Visconti
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
35,25 (sin de variación)
CONSTRUCCIONES Y PROYECTOS LOS MAITENES
Razón social
Construcciones y Proyectos Los Maitenes S.A.
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima Cerrada
RUT
96.764.840-K
Dirección
Américo Vespucio 100, Pudahuel, Santiago, Chile
Teléfono
(56 2) 601 0601
Capital suscrito y pagado (M$)
41.742.265
Objeto social
a) La construcción por cuenta propia o para
terceros, en terrenos propios o ajenos, urbanizados
o no urbanizados, de todo tipo de obras civiles,
instalaciones, edificios, viviendas, oficinas y otros; b)
La venta o enajenación en cualquier forma de tales
obras y construcciones; c) El estudio y desarrollo
de proyectos para tales construcciones, incluyendo,
ingeniería, arquitectura, financiamiento,
comercialización y otros. En el desarrollo de las
actividades propias de su giro, la sociedad podrá
siempre actuar por cuenta propia o ajena, ya sea
directamente o formando parte de asociaciones,
comunidades, sociedades y personas jurídicas de
cualquier naturaleza, de las cuales podrá incluso
asumir la administración.
Actividades que desarrolla
Inmobiliaria.
Directorio
Victor Jarpa Riveros
Andrés Salas Estrades
Luis Felipe Edwards Mery
José Manuel Guzmán Nieto
Fernando Gardeweg Ried (Gerente Finanzas
Nacionales Enersis)
Principales ejecutivos
Alfonso Salgado Menchaca
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
55,00% - Sin variación.
* Se deja constancia que con fecha 30 de diciembre
de 2010 se procedió a fusionar esta entidad con
Agrícola e Inmobiliaria Pastos Verdes Limitada,
sociedad que se disolvió con ocasión de la fusión,
siendo la continuadora legal Construcciones y
Proyectos Los Maitenes S.A.
COSTANERA
Razón social
Endesa Costanera S.A.
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima
Dirección
Avda. España 3301, Buenos Aires, Argentina
Teléfono
(5411) 4307 3040
Capital suscrito y pagado (M$)
27.031.045
Objeto social
El objeto de la sociedad es la producción de energía
eléctrica y su comercialización en bloque.
Actividades que desarrolla
Generación de energía eléctrica.
César F. Amuchástegui
Matías Maria Brea
Simón Dasensich
Carlos Martín Vergara
Directores suplentes
Roberto José Fagan
Damián Camacho
Francisco Domingo Monteleone
Fernando Carlos Boggini
Maria Inés Justo
Jorge Raúl Burlando Bonino
Rodrigo Quesada
Fernando Claudio Antognazza
Principales ejecutivos
José Miguel Granged Bruñen
Gerente General
Fernando Carlos Luis Boggini
Rodolfo Silvio Bettinsoli
Jorge Burlando Bonino
Francisco Domingo Monteleone
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
41,85% - Sin variación.
CTM
Razón social
Compañía de Transmisión del Mercosur S.A.
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima
Dirección
Bartolomé Mitre 797, piso 11, Buenos Aires,
Argentina
Capital suscrito y pagado (M$)
2.236.873
Objeto social
Prestar servicios de transporte de energía eléctrica
en alta tensión, tanto en el caso de vinculación de
sistemas eléctricos nacionales como internacionales,
de acuerdo a la legislación vigente, a cuyo fin
podrá participar en licitaciones nacionales o
internacionales, convertirse en concesionaria de los
servicios públicos de transporte de energía eléctrica
en alta tensión nacional o internacional y realizar
todas aquellas actividades que resulten necesarias
para el cumplimiento de sus fines.
Actividades que desarrolla
Transmisión de energía eléctrica por interconexión
internacional.
Directores titulares
José María Hidalgo Martín-Mateos
Guilherme Gomes Lencastre
Arturo Miguel Pappalardo
Directores titulares
Joaquín Galindo Vélez
Máximo Luis Bomchil
José María Hidalgo Martín-Mateos
Alfredo Ergas Segal (Gerente Regional de Finanzas
Enersis S.A.)
Directores suplentes
José Venegas Maluenda
Juan Carlos Blanco
Roberto José Fagan
157
Memoria Anual 2011
Identificación de las compañías filiales y coligadas
Principales ejecutivos
Guilherme Gomes Lencastre
Gerente General
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
54,30% (sin variación)
DISTRIBUIDORA ELÉCTRICA DE
CUNDINAMARCA
Razón social
Distribuidora Eléctrica de Cundinamarca S.A. E.S.P.
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima Cerrada
Rut
900.265.917-0
Dirección
Carrera 9 N° 73-44 Piso 5
Capital suscrito y pagado (M$)
48.457.902
Objeto social
La sociedad tiene como objeto principal la
distribución y comercialización de energía eléctrica,
así como la ejecución de todas las actividades
afines, conexas, complementarias y relacionadas
a la distribución y comercialización de energía,
la realización de obras, diseños y consultoría
en ingeniería eléctrica, y la comercialización de
productos en beneficio de sus clientes.
Actividades que desarrolla
Distribución y comercialización de energía eléctrica
Directores titulares
Jorge Armando Pinzón Barragán
Cristián Herrera Fernández
Mario Trujillo Acevedo
Directores Suplentes
Ernesto Moreno Restrepo
Roberto Ospina Pulido
Jaime Herrera Rodríguez
Principales Ejecutivos
Henry Navarro Sánchez
Gerente General
Mario Trujillo Hernández
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
10,65% (sin variación)
DISTRILEC INVERSORA
Razón social
Distrilec Inversora S.A.
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima Cerrada
Dirección
San José 140, Buenos Aires, Argentina
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima Abierta
Teléfono
(54 11) 4370 3700
Capital suscrito y pagado (M$)
79.764.204
Objeto social
Objeto exclusivo de inversión de capitales en
sociedades constituidas o a constituirse que
tengan por actividad principal la distribución de
energía eléctrica o que directa o indirectamente
participen en sociedades con dicha actividad
principal mediante la realización de toda clase
de actividades financieras y de inversión, salvo
a las previstas en leyes de entidades financieras,
la compra y venta de títulos públicos y privados,
bonos, acciones, obligaciones negociables y
otorgamiento de préstamos, y la colocación de sus
fondos en depósitos bancarios de cualquier tipo.
Actividades que desarrolla
Sociedad de inversiones.
Directores titulares
José Carlos Caino Olivera
José María Hidalgo Martín Mateos
Cristián Fierro Montes
María Inés Justo
Juan Carlos Blanco
Ramiro Alfonsín Balza
(Gerente Regional de Planificación y Control)
Daniel Casal
Jorge Subijana
Rigoberto Mejía Aravena
Vacante
Directores suplentes
Gonzalo Vial Vial
José Miguel Granged Bruñen
Roberto José Fagan
Fernando Antognazza
Daniel Garrido
Diego Saralegui
Ricardo Monge
Claudio Díaz
Jean Yatim Morillas
José Eduardo Lazary
Principales ejecutivos
Antonio Jerez
Gerente General
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
50,93% - Sin variación.
Proporción sobre Activo de Enersis
2,19%
EDEGEL
Razón social
Edegel S.A.A.
Dirección
Avda. Víctor Andrés Belaúnde 147, Edificio Real
4, piso 7, Centro Empresarial Camino Real, San
Isidro, Lima, Perú
Capital suscrito y pagado (M$)
374.326.011
Objeto social
La sociedad tiene por objeto principal dedicarse, en
general, a las actividades propias de la generación
de energía eléctrica. Podrá efectuar asimismo, los
actos y operaciones civiles, industriales, comerciales
y de cualquier otra índole que sean relacionados o
conducentes a su objeto social principal.
Actividades que desarrolla
Generación de energía eléctrica.
Directores titulares
Ignacio Blanco Fernández
Alberto Briand Rebaza Torres
Joaquín Galindo Vélez
Rafael Fauquie Bernal
Reynaldo Llosa Barber
Francisco García Calderón Portugal
Gerardo Rafael Sepúlveda Quezada
Directores suplentes
Julián Cabello Yong
Teobaldo José Cavalcante Leal
Arrate Gorostidi Aguirresarobe
Claudio Herzka Buchdahl
Alberto Triulzi Mora
Claudio Iglesis Guillard
Principales ejecutivos
Carlos Luna Cabrera
Gerente General
Julián Cabello Yong
Carlos Rosas Cedillo
Gonzalo Gil Plano
Daniel Abramovich Ackerman
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
37,46% (sin variación)
EDELNOR
Razón social
Empresa de Distribución Eléctrica de Lima Norte
S.A.A.
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima Abierta
Dirección
Jr. Teniente Cesar López Rojas 201 Urb. Maranga,
San Miguel, Lima, Perú
Teléfono
(51 1) 561 2001
158
Enersis
Memoria Anual 2011
Capital suscrito y pagado (M$)
88.232.785
Actividades que desarrolla
Distribución de energía eléctrica.
Actividades que desarrolla
Transporte de gas.
Objeto social
Dedicarse a las actividades propias de la prestación
del servicio de distribución, transmisión y
generación de energía eléctrica, de acuerdo
con lo dispuesto en la legislación vigente.
Complementariamente, la sociedad podrá dedicarse
a la venta de bienes bajo cualquier modalidad, así
como a la prestación de servicios de asesoría y
financieros, entre otros, salvo por aquellos servicios
para los cuales se requiera de una autorización
expresa conforme con la legislación vigente.
Actividades que desarrolla
Distribución de energía eléctrica
Directorio
Reynaldo Llosa Baber
Ignacio Blanco Fernández
Teobaldo José Cavalcante Leal
Alfredo Santiago Carlos Ferrero Diez Canseco
Cristian Eduardo Fierro Montes
Fernando Fort Marie
Claudio Eduardo Helfmann Soto
José María Hidalgo Martín Mateos
Principales ejecutivos
Ignacio Blanco Fernández
Gerente General
Carlos Solís Pino
Walter Sciutto Brattoli
Rocío Pachas Soto
Teobaldo Leal Cavalcante
Luis Salem Hone
Pamela Gutiérrez Damiani
Juan Miguel Cayo Mata
Alfonso Valle Cisneros
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
57,54% (sin variación)
Proporción sobre Activo de Enersis
2,70%
EDESUR
Razón social
Empresa Distribuidora Sur S.A.
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima
Directores titulares
José María Hidalgo Martín-Mateos
José Carlos Caino de Olivera
Cristian Fierro Montes
Juan Carlos Blanco
Rigoberto Mejía Aravena
Ramiro Alfonsín Balza
(Gerente Regional de Planificación y Control de
Enersis)
Maria Inés Justo
Daniel Casal
Jorge Subijana
Vacante
Directores suplentes
José Miguel Granged
Roberto Fagan
Ricardo Monge
Fernando Antognazza
Gonzalo Via Vial
Daniel Garrido
Diego Saralegui
Jean Yatim Morrillas
Claudio Díaz
José Eduardo Lazary Teixeira
Principales ejecutivos
Antonio Jerez Agudo
Gerente General
Silvia Migone Díaz
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
65,39% - Sin variación
Proporción sobre Activo de Enersis
2,79%
ELECTROGAS
Razón social
Electrogas S.A.
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima Cerrada
RUT
96.806.130-5
Dirección
Alonso de Córdova 5900, Oficina 401, Comuna
de Las Condes
Santiago, Chile
Dirección
San José 140 (1076), Capital Federal, Argentina
Teléfono
(562) 299 3400
Teléfono
(54 11) 4370 3700
Capital suscrito y pagado (M$)
135.477.599
Objeto social
Distribución y comercialización de energía eléctrica
y operaciones vinculadas.
Objeto social
La sociedad tiene por objeto prestar servicios de
transporte de gas natural y otros combustibles, por
cuenta propia y ajena, para lo cual podrá construir,
operar y mantener gasoductos, oleoductos,
poliductos e instalaciones complementarias.
Capital suscrito y pagado (M$)
11.045.498
Directores titulares
Claudio Iglesis Guillard
Juan Eduardo Vásquez Moya
Enrique Donoso Moscoso
Pedro Gatica Kerr
Rafael Sotil Bidart
Directores suplentes
Rosa Herrera Martínez
Jorge Bernardo Larraín Matte
Cristian Morales Jaureguiberry
Juan Oliva Vásquez
Ricardo Santibáñez Zamorano
Principales ejecutivos
Carlos Andreani Luco
Gerente General
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
25,49% - Sin variación.
EMGESA
Razón social
Emgesa S.A. E.S.P.
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima, Empresa de Servicios Públicos
Dirección
Carrera 11 N°82-76, piso 4, Santa Fe de Bogotá,
D.C. Colombia
Capital suscrito y pagado (M$)
142.906.410
Objeto social
La empresa tiene por objeto principal la generación
y comercialización de energía eléctrica, así como la
ejecución de todas las actividades afines, conexas,
complementarias y relacionadas con su objeto
principal.
Actividades que desarrolla
Generación y comercialización de energía eléctrica.
Directores titulares
José A. Vargas Lleras
Joaquín Galindo Vélez
Ramiro Diego Alfonsín Balza (Gerente Regional de
Planificación y Control)
Luisa Fernanda Lafaurie Rivera
Mónica De Greiff Lindo
Héctor Zambrano Rodríguez
José Iván Velásquez Duque
Directores suplentes
Sebastián Fernández
Fernando Gutiérrez Medina
Gustavo Gómez Cerón
159
Memoria Anual 2011
Identificación de las compañías filiales y coligadas
Andrés López Valderrama
Henry Navarro Sánchez
Cristina Arango Olaya
Manuel Jiménez Castillo
Principales ejecutivos
Lucio Rubio Díaz
Gerente General
Andrés Caldas Rico
Juan Manuel Pardo Gómez
Fernando Gutiérrez Medina
Gustavo Gómez Cerón
María Celina Restrepo
Leonardo López Vergara
Rafael Carbonell Blanco
Omar Serrano Rueda
Mauricio Carvajal García
Pablo Andrés Aguayo González
Ana Patricia Delgado Meza
Ana Lucía Moreno Moreno
Javier Blanco Fernández
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
16,12%- Sin variación
EMPRESA DE ENERGÍA DE CUNDINAMARCA
Razón social
Empresa de Energía de Cundinamarca S.A.
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima Cerrada
Rut
860.007.638-0
Dirección
Carrera 11 N° 93-52 Bogotá D.C.
Teléfono
(571) 7051800
Capital suscrito y pagado (M$)
9.304.652
Objeto social
L a e m p re s a t i e n e c o m o o b j e t o p r i n c i p a l
la generación, transmisión, distribución y
comercialización de energía eléctrica, así como la
ejecución de todas las actividades afines, conexas,
complementarias y relacionadas a la distribución
y comercialización de energía, la realización de
obras, diseños y consultoría en ingeniería eléctrica
y la comercialización de productos y servicios en
beneficio de sus clientes.
Actividades que desarrolla
G e n e r a c i ó n , t r a n s m i s i ó n , d i s t r i b u c i ó n y
comercialización de energía eléctrica y actividades
afines, conexas, complementarias o relacionadas
con los negocios antes mencionados.
Directores titulares
Mario Trujillo Hernández
Jorge Armando Pinzón Barragán
Ernesto Moreno Restrepo
Andrés González Díaz
Paulo Jairo Orozco Díaz
David Felipe Acosta Correa
Manuel Enrique Agamez Hernández
Directores suplentes
Fabiola Leal Castro
Iván Pinzón Amaya
Heliodoro Mayorga Moncada
Carlos Hernán Valdivieso Laverde
Davis Feferbaum Gutfraind
Nidia Ximena León Corredor
Ricardo Lozano Forero
Principales ejecutivos
David Felipe Acosta Correa
Gerente General
Carlos Mario Restrepo Molina
Alberto Duque Ramirez
David Felipe Acosta Correa
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
8,77% (sin variación)
EMPRESA ELÉCTRICA DE COLINA
Razón social
Empresa Eléctrica de Colina Ltda.
Tipo de sociedad
Sociedad de Responsabilidad Limitada
RUT
96.783.910-8
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima
Dirección
Suipacha 268, piso 12, Buenos Aires, Argentina
Teléfono
(5411) 4307 3040
Objeto social
La sociedad tiene como objeto social efectuar
inversiones en empresas destinadas a la producción,
transporte y distribución de energía eléctrica y su
comercialización, así como realizar actividades
financieras, con excepción de aquellas reservadas
por la ley exclusivamente a los bancos.
Actividades que desarrolla
Sociedad de inversiones.
Capital suscrito y pagado (M$)
81.188.759
Directores titulares
José María Hidalgo Martín Mateos
José Miguel Granged Bruñen
Maria Inés Justo
Directores suplentes
Rodrigo Quesada
Mariana Cecilia Mariné
María Julia Nosetti
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
59,98% - Sin variación.
Dirección
Chacabuco 31, Colina, Santiago, Chile
EN - BRASIL COMÉRCIO E SERVIÇOS S.A.
Teléfono
(56 2) 844 4280
Capital suscrito y pagado (M$)
82.222
Objeto social
Distribución y venta de energía eléctrica y venta
de artículos eléctricos del hogar, deportes,
esparcimiento y computación.
Actividades que desarrolla
Distribución de energía eléctrica.
Principales ejecutivos
Leonel Martínez Garrido
Gerente General
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
99,09% - Sin variación.
ENDESA ARGENTINA
Razón social
Endesa Argentina S.A.
Razón social
En- Brasil Comércio e Serviços S.A.
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima Cerrada
Dirección
Praça Leoni Ramos nº 01 – parte, São Domingos,
Niterói, Rio de Janeiro, Brasil.
Teléfono
(55 21) 2613 7000
Capital suscrito y pagado (M$)
287.867
Objeto social
La sociedad tiene como objeto participar del capital
social de otras sociedades, en Brasil o en el exterior,
el comercio en general, incluso importación
y exportación, al por menor y al por mayor, de
diversos productos, y la prestación de servicios en
general para el sector de energía eléctrica y otros.
Actividades que desarrolla
Prestación de servicios en general para el sector de
energía eléctrica y otros.
160
Enersis
Memoria Anual 2011
Principales Ejecutivos
Ricardo da Silva Correa
Gerente General
Joaquim Caldas Rolim de Oliveira
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
54,30% (sin variación)
ENDESA BRASIL
Razón social
Endesa Brasil S.A.
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima de capital cerrado
Dirección
Praça Leoni Ramos, 1 – 7 andar – bloco 2 - Parte,
Niterói, Río de Janeiro, Brasil
Teléfono
(5521) 3607 9500
Capital suscrito y pagado (M$)
1.064.552.408
Objeto social
La compañía tiene por objeto la participación en
el capital social de otras compañías y sociedades
que actúan o vengan a ser constituidas para actuar
directa o indirectamente, en cualquier segmento
del sector eléctrico, incluyendo sociedades de
prestación de servicios a empresas actuantes en
tal sector, en Brasil o el exterior; la prestación de
servicios de transmisión, distribución, generación o
comercialización de energía eléctrica y actividades
afines y la participación, individualmente o por
medio de joint venture, sociedad, consorcio u
otras formas similares de asociación, en licitaciones,
proyectos y emprendimientos para ejecución de los
servicios y actividades mencionadas anteriormente.
Actividades que desarrolla
Sociedad de inversiones.
Directorio
Mario Fernando de Melo Santos
Ignacio Antoñanzas Alvear (Gerente General de
Enersis)
Massimo Tambosco (Subgerente General de Enersis)
Antonio Basilio Pires de Carvalho e Albuquerque
Ramiro Diego Alfonsín Balza (Gerente Regional de
Planificación y Control)
Cristián Eduardo Fierro Montes
Joaquín Galindo Velez
Principales ejecutivos
Marcelo Llévenes Rebolledo
Gerente General
Luiz Carlos Laurens Ortins de Bettencourt
Aurelio de Oliveira
André Moragas da Costa
Antonio Basilio Pires de Carvalho e Albuquerque
José Alves de Mello Franco
Carlos Ewandro Naegele Moreira
Lívia de Sá Baião
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
54,30% (sin variación)
Proporción de la inversión en activos
de Enersis
6,08%
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
59,98% - Sin variación.
Proporción sobre Activo
de Enersis
54,03%
ENDESA CHILE
Razón social
Empresa Nacional de Electricidad S.A.
ENDESA ECO
Razón social
Endesa Eco S.A.
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima Abierta
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima Cerrada
RUT
91.081.000-6
RUT
76.313.310-9
Dirección
Santa Rosa 76, Santiago, Chile
Dirección
Santa Rosa 76, piso 12, Santiago, Chile
Teléfono
(56 2) 630 9000
Teléfono
(56 2) 630 9000
Capital suscrito y pagado (M$)
1.537.722.642
Capital suscrito y pagado (M$)
681.845
Objeto social
Generación y suministro de energía eléctrica, venta
de servicios de consultoría e ingeniería en el país y
en el extranjero y la construcción y explotación de
obras de infraestructura.
Actividades que desarrolla
Generación de energía eléctrica
Directorio
Jorge Rosenblut
Paolo Bondi
José María Calvo-Sotelo
Francesco Buresti
Jaime Estévez Valencia
Vittorio Corbo Loi
Felipe Lamarca Claro
Jaime Bauzá Bauzá
Vacante
Principales ejecutivos
Joaquín Galindo Vélez
Gerente General
Francisca Moya Moreno
Carlos Martín Vergara
Eduardo Escaffi Johnson
Mauricio Daza Espinoza
Luis Larumbe Aragón
José Venegas Maluenda
Sebastián Fernández Cox
Juan Benabarre Benaiges
Claudio Iglesis Guillard
Relaciones comerciales
Cuenta corriente mercantiles, suministro de
servicios de contabilidad, mesa de dinero y
tesorería.
Objeto social
Promover y desarrollar proyectos de energía
renovables, tales como mini hidro, eólica,
geotérmica, solar, biomasa y otras; identificar y
desarrollar proyectos de Mecanismo de Desarrollo
Limpio (MDL) y actuar como depositaria y
comercializadora de los Certificados de Reducción
de Emisiones que se obtengan de dichos proyectos.
Actividades que desarrolla
Generación de energía eléctrica.
Directorio
Juan Benabarre Benaiges
Sebastián Fernández Cox
Vacante
Principales ejecutivos
Wilfredo Jara Tirapegui
Gerente General
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
59,98% - Sin variación.
ENDESA FORTALEZA
Razón social
CGTF - Central Geradora Termeléctrica Fortaleza
S.A.
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima de Capital Cerrado
Dirección
Rodovia 422, Km 1 s/n, Complexo Industrial e
Portuário de Pecém Caucaia – Ceará, Brasil
161
Memoria Anual 2011
Identificación de las compañías filiales y coligadas
Teléfono
(55 85) 3464-4100
Capital suscrito y pagado (M$)
42.639.466
Objeto social
Estudiar, proyectar, construir y explorar los
sistemas de producción, transmisión, distribución
y comercialización de energía eléctrica que le sean
concedidos, permitidos o autorizados por cualquier
título de derecho, bien como el ejercicio de otras
actividades relacionados a las actividades arriba
mencionadas; la adquisición, la obtención y la
exploración de cualesquier derecho, concesiones
y privilegios relacionados a las actividades arriba
referidas, así como la práctica de todos los demás
actos y negocios necesarios a la consecución de su
objetivo; y la participación en el capital social de
otras compañías o sociedades, como accionista,
socia o en cuenta de participación, cualesquiera
que sean sus objetivos.
Actividades que desarrolla
Generación de energía eléctrica.
Directorio
Marcelo Andrés Llévenes Rebolledo
Ana Claudia Gonçalves Rebello
Luis Larumbe Aragón
Principales ejecutivos
Manuel Rigoberto Herrera Vargas
Gerente General
Raimundo Câmara Filho
Luiz Carlos Laurens Ortins de Bettencourt
José Ignácio Pires Medeiros
Aurelio de Oliveira
André Moragas da Costa
José Alves de Mello Franco
Ana Cláudia Goncalves Rebello
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
54,30% (sin variación)
ENERGEX
Razón social
Energex Co.
Tipo de sociedad
Compañía exenta, constituida en Cayman Islands,
BWI
bancos. Además tiene prohibición de efectuar
negocios con firmas o personas domiciliadas en
Cayman Islands.
Administración
Pedro Alberto Costa Braga de Oliveira
Newton Souza de Moraes
Guilherme Gomes Lencastre
Actividades que desarrolla
Sociedad de inversiones.
Directorio
Horacio Reyser
Ricardo Rodríguez
Eduardo Escaffi Johnson
Vacante
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
29,99% - Sin variación.
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
21,72% - Nueva
ENIGESA
Razón social
Endesa Inversiones Generales S.A.
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima Cerrada
ENEL GREEN POWER MODELO I EÓLICA S.A.
RUT
96.526.450-7
Razón social
Enel Green Power Modelo I Eólica S.A.
Tipo de Sociedad
Sociedad anónima cerrada.
Dirección
Santa Rosa 76, Santiago, Chile
Teléfono
(56 2) 630 9000
Dirección
Rua São Bento, Nº 8, 11º andar, Centro, Rio de
Janeiro, Brasil.
Capital suscrito y pagado (M$)
3.055.838
Capital suscrito y pagado
R$125.000,00.
Objeto Social
La generación de energía eléctrica de origen eólica.
Actividades que desarrolla
Generación de energía eléctrica.
Administración
Pedro Alberto Costa Braga de Oliveira
Newton Souza de Moraes
Guilherme Gomes Lencastre
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
21.72% - Nueva
ENEL GREEN POWER MODELO II EÓLICA S.A.
Razón social
Enel Green Power Modelo II Eólica S.A.
Tipo de Sociedad
Sociedad Anónima Cerrada.
Objeto social
La empresa tiene por objeto la adquisición, venta,
administración y explotación, por cuenta propia o
ajena, de toda clase de bienes muebles, inmuebles,
valores mobiliarios, y demás efectos de comercio;
efectuar estudios y asesorías; prestar toda clase de
servicios; participar en toda clase de inversiones
y en especial, las relacionadas con el negocio
eléctrico; participar en toda clase de sociedades
y llevar a cabo todas las operaciones, actos y
contratos que se relacionen con el cumplimiento
de los objetivos mencionados.
Actividades que desarrolla
Inmobiliaria.
Directores
Eduardo Escaffi Johnson
Luis Larumbe Aragón
Pietro Corsi Misle
Principales ejecutivos
Mauricio Daza Espinoza
Gerente General
Relaciones comerciales
Arrendamiento de inmuebles.
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
59,96% - Sin variación.
EÓLICA FAZENDA NOVA
Razón social
Eólica Fazenda Nova o Geraçãoa e Comercialização
de Energia S.A.
Dirección
Caledonian House P.O. Box 265 G, George Town,
Grand Cayman, Cayman Islands
Dirección
Rua São Bento, Nº 8, 11º andar, Centro, Rio de
Janeiro, Brasil.
Capital suscrito y pagado (M$)
5.194
Objeto Social
La generación de energía eléctrica de origen eólica.
Objeto social
Realizar todo negocio o actividad de acuerdo con
la legislación de Cayman Islands. En el caso de los
negocios y actividades referidas al área financiera,
se exceptúan aquellas que la ley reserva a los
Actividades que desarrolla
Generación de energía eléctrica.
Capital suscrito y pagado
R$125.000,00.
162
Enersis
Memoria Anual 2011
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima Cerrada
Dirección
Rua Felipe Camarão, nº 507, sala 104, Ciudad de
Natal, Rio Grande do Norte, Brasil
Teléfono
(5521) 3607 9500
Capital suscrito y pagado (R$)
1.839.000
Objeto social
(i) Generación, transmisión, distribución y
comercialización de energía; (ii) Participación en
otras sociedades como socia, accionista, o cuotista
y; (iii) Importación de máquinas y equipamientos
para generación, transmisión, distribución y
comercialización de energía eléctrica a partir de
matriz eólica.
Actividades que desarrolla
Generación de energía eléctrica.
Administración
Marcelo Llévenes Rebolledo
Guilherme Gomes Lencastre
Lívia de Sá Baião
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
54,28% (sin variación)
GASATACAMA
Razón social
GasAtacama S.A.
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima Cerrada
RUT
96.830.980-3
Dirección
Isidora Goyenechea 3365, piso 8, Santiago, Chile
Teléfono
(562) 366 3800
Capital suscrito y pagado (M$)
173.417.468
Objeto social
La sociedad tendrá por objeto: a) La administración
y dirección de las sociedades Gasoducto Atacama
Chile Limitada, Gasoducto Atacama Argentina
Limitada, GasAtacama Generación Limitada y de
las demás sociedades que acuerden los socios; b)
La inversión de sus recursos, por cuenta propia
o ajena, en toda clase de bienes muebles o
inmuebles, corporales o incorporales, valores,
acciones y efectos de comercio.
Actividades que desarrolla
Sociedad de inversiones.
Directores titulares
Raúl Sotomayor Valenzuela
Joaquín Galindo Vélez
Gonzalo Dulanto Letelier
Claudio Iglesis Guillard
Directores suplentes
Juan Benabarre Benaiges
Eduardo Ojea Quintana
Eduardo Escaffi Johnson
Vacante
Principales ejecutivos
Rudolf Araneda Kauert
Gerente General
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
29,99% - Sin variación.
GASATACAMA CHILE
Razón social
GasAtacama Chile S.A.
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima Cerrada
RUT
78.932.860-9
como insumo principal la energía eléctrica, o bien
que correspondan a cualquiera de las actividades
señaladas anteriormente.
Actividades que desarrolla
Generación de energía eléctrica y transporte de gas.
Directores titulares
Raúl Sotomayor Valenzuela
Joaquín Galindo Vélez
Gonzalo Dulanto Letelier
Claudio Iglesis Guillard
Directores suplentes
Juan Benabarre Benaiges
Eduardo Ojea Quintana
Eduardo Escaffi Johnson
Vacante
Principales ejecutivos
Rudolf Araneda Kauert
Gerente General
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
29,99% - Sin variación.
GASODUCTO ATACAMA ARGENTINA
Razón social
Gasoducto Atacama Argentina S.A.
Dirección
Isidora Goyenechea 3365, piso 8, Las Condes,
Santiago, Chile
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima Cerrada
Teléfono
(562) 366 3800
Capital suscrito y pagado (M$)
96.100.842
Objeto social
La sociedad tiene por objeto: a) Explotar la
generación, transmisión, compra, distribución
y venta de energía eléctrica o de cualquier otra
naturaleza; b) La compra, extracción, explotación,
procesamiento, distribución, comercialización
y venta de combustibles sólidos, líquidos y
gaseosos; c) La venta y prestación de servicios de
ingeniería; d) La obtención, compra, transferencia,
arrendamiento, gravamen y explotación, en
cualquier forma, de las concesiones a que se
refiere la Ley General de Servicios Eléctricos,
de concesiones marítimas y de derechos de
aprovechamiento de aguas de cualquier naturaleza;
e) El transporte de gas natural, por sus propios
medios o en conjunto con terceras personas dentro
del territorio chileno o en otros países, incluyendo
la construcción, emplazamiento y explotación
de gasoductos y demás actividades relacionadas
directa o indirectamente con ello; f) Invertir en
toda clase de bienes, corporales o incorporales,
muebles o inmuebles; g) La organización y
constitución de toda clase de sociedades, cuyos
objetos estén relacionados o vinculados con la
energía en cualquiera de sus formas o que tengan
RUT
78.952.420-3
Dirección
Isidora Goyenechea 3365, piso 8, Las Condes,
Santiago, Chile
Teléfono
(562) 366 3800
Capital suscrito y pagado (M$)
108.123.726
Objeto social
La sociedad tiene por objeto el transporte de gas
natural, por medios propios, ajenos o en conjunto
con terceras personas, dentro del territorio chileno
o en otros países, incluyendo la construcción,
emplazamiento y explotación de gasoductos
y demás actividades relacionadas directa o
indirectamente con dicho objeto.
Esta sociedad estableció una Agencia en Argentina,
bajo el nombre “Gasoducto Cuenca Noroeste
Limitada Sucursal Argentina”, y cuyo propósito es
la ejecución de un gasoducto entre la localidad de
Cornejo, Provincia de Salta y la frontera Argentino-
Chilena en las proximidades del paso de Jama, II
Región.
Actividades que desarrolla
Transporte de gas.
163
Memoria Anual 2011
Identificación de las compañías filiales y coligadas
Directores titulares
Rafael Zamorano Chaparro
Gustavo Venegas Castro
Pedro de la Sotta
Directores suplentes
Luis Cerda Ahumada
Mario Guevara Esturillo
Alejandro Sáez Carreño
Principales ejecutivos
Rudolf Araneda Kauert
Gerente General
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
29,99% - Sin variación.
GASODUCTO TALTAL
Razón social
Gasoducto Taltal S.A.
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima Cerrada
RUT
77.032.280-4
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
29,99% - Sin variación.
GENERANDES PERÚ
Razón social
Generandes Perú S.A.
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima
Dirección
Avda. Víctor Andrés Belaúnde 147, Edificio Real 4,
piso 7, San Isidro, Lima, Perú
Teléfono
(511) 215 6300
Capital suscrito y pagado (M$)
164.297.758
Objeto social
La sociedad tiene como objeto efectuar actividades
relacionadas con la generación de energía
eléctrica, directamente y/o a través de sociedades
constituidas con ese fin.
Dirección
Isidora Goyenechea 3365, piso 8, Las Condes,
Santiago, Chile.
Teléfono
(562) 366 3800
Objeto social
La sociedad tiene por objeto el transporte
comercialización y distribución de gas natural,
por medios propios, ajenos o en conjunto con
terceras personas, dentro del territorio chileno,
especialmente entre las localidades de Mejillones
y Paposo en la II Región, incluyendo la construcción
emplazamiento y explotación de gasoductos
y demás actividades relacionadas directa o
indirectamente con dicho objeto.
Actividades que desarrolla
Transporte de gas.
Capital suscrito y pagado (M$)
18.255.163
Directores titulares
Rafael Zamorano Chaparro
Gustavo Venegas Castro
Pedro de la Sotta
Directores suplentes
Luis Cerda Ahumada
Mario Guevara Esturillo
Alejandro Sáez Carreño
Principales ejecutivos
Rudolf Araneda
Gerente General
Actividades que desarrolla
Sociedad de inversiones.
Directores titulares
Ignacio Blanco Fernández
Alberto Briand Rebaza Torres
Joaquín Galindo Velez
Teobaldo José Calvacante Leal
José Agustín Venegas Maluenda
Rafael Fauquie Bernal
Gerardo Rafael Sepúlveda Quezada
Alberto Triulzi Mora
Directores suplentes
Guillermo Lozada Pozo
Rafael Alcázar Uzátegui
Julían Cabello Yong
Carlos Rosas Cedillo
José María Hidalgo Martín-Mateos
Gonzalo Adolfo De Las Casas Salinas
Claudio Iglesis Guillard
Gonzalo Gil Plano
Principales ejecutivos
Carlos Luna Cabrera
Gerente General
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
36,59% - sin variación.
GNL CHILE
Razón social
GNL Chile S.A.
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima Cerrada
RUT
76.418.940-K
Dirección
Rosario Norte 530, oficina 1303, Las Condes,
Santiago, Chile
Teléfono
(562) 892 8000
Capital suscrito y pagado (M$)
1.571.767
Objeto social
La Sociedad tendrá por objeto: a) contratar los
servicios de la compañía de regasificación de
gas natural licuado (“GNL”) GNL Quintero S.A.
y utilizar todas la capacidad de almacenamiento,
procesamiento, regasificación y entrega de gas
natural y GNL del terminal de regasificación
de propiedad de la misma, incluyendo sus
expansiones, si las hubiere, y cualquier otra materia
estipulada en los contratos que la sociedad suscriba
al efecto para usar el terminal de regasificación;
b) importar GNL bajo modalidad entregado sobre
buque (DES) de proveedores de GNL conforme
a contratos de compraventa de GNL; c) la venta
y entrega de gas natural y GNL conforme a los
contratos de compraventa de gas natural y GNL
que celebre la sociedad con sus clientes; d)
administrar y coordinar las programaciones y
nominaciones de cargamentos de GNL, así como
la entrega de gas natural y GNL entre los distintos
clientes; y e) cumplir todas sus obligaciones y exigir
el cumplimiento de todos sus derechos al amparo
de los contratos antes singularizados y coordinar
todas las actividades al amparo de los mismos y, en
general, realizar cualquier tipo de acto o contrato
que pueda ser necesario, útil o conveniente para
cumplir el objeto señalado.
Actividades que desarrolla
Importación y comercialización de gas natural.
Directorio
José Agustín Venegas Maluenda
Eduardo Morandé Montt
Rafael Sotil Bidart
Directores suplentes
Juan Oliva Vásquez
Gonzalo Palacios Vásquez
Rosa Herrera Martínez
Principales ejecutivos
Alejandro Palma Rioseco
Gerente General (interino)
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
19,99% - Sin variación.
GNL QUINTERO
Razón social
GNL Quintero S.A.
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima Cerrada
164
RUT
76.788.080-4
Dirección
Rosario Norte 532, oficina 1604, Las Condes,
Santiago, Chile
Teléfono
(562) 499 0900
Capital suscrito y pagado (M$)
59.240.845
Objeto social
La sociedad tendrá por objeto: a) el desarrollo,
financiamiento, diseño, ingeniería, suministro,
construcción, puesta en marcha, operación y
mantenimiento de una planta de almacenamiento
y regasificación de gas natural licuado (“GNL”) y su
correspondiente terminal marítimo para la carga y
descarga de GNL y sus expansiones, de haberlas,
incluyendo las instalaciones y conexiones necesarias
para la entrega de GNL a través de un patio de
carga en camiones y/o de uno o más puntos de
entrega de GNL por tuberías (el “Terminal de
Regasificación”); así como cualquier otra actividad
conducente o relativa a dicho objeto; incluyendo,
pero no limitado a, la dirección y gestión de
todos los acuerdos comerciales necesarios para la
recepción de GNL o la entrega de éste a clientes,
regasificación de GNL, entrega de gas natural, y
venta de los servicios y capacidad de almacenaje,
procesamiento, regasificación, carga y descarga
del Terminal de Regasificación y de entrega de
GNL (el “Proyecto”) y de sus expansiones, de
haberlas; y b) la prestación de servicios de gestión
y asesoría administrativa en general, necesaria para
la correcta operación de la empresa, a la Sociedad
Comercializadora, según este término se define en
el numeral trece cuatro del artículo Décimo Tercero
del pacto social y que actualmente se denomina
GNL Chile S.A. La sociedad tendrá la facultad de
realizar cualquier tipo de acto o contrato que pueda
ser necesario, útil o conveniente para cumplir con
los objetos señalados.
Actividades que desarrolla
Descarga, almacenamiento y regasificación de gas
natural licuado y gas natural.
Directores titulares
Claudio Iglesis Guillard
Diego Hollweck
Rafael Sotil Bidart
Carlos Quintana
Eduardo Morandé Montt
Directores suplentes
Patricio Silva Barroilhet
Elizabeth Grace Spomer
Rosa Herrera Martínez
Juan Oliva Vásquez
Francisco Gazmuri Schleyer
Principales ejecutivos
Antonio Bacigalupo Gittins
Gerente General
Enersis
Memoria Anual 2011
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
12% - Sin variación.
HIDROINVEST
Razón social
Hidroinvest S.A.
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima
Dirección
Avda. España 3301, Buenos Aires, Argentina
Teléfono
(5411) 4307 3040
Capital suscrito y pagado (M$)
33.021.025
Objeto social
La sociedad tiene como objeto adquirir adquirir
y mantener una participación mayoritaria en
Hidroelécrica Alicura S.A. y/o en Hidroeléctrica El
Chocón S.A. y/o Hidroeléctrica Cerros Colorados
S.A. (“las sociedades concesionarias”) creadas
por decreto del Poder Ejecutivo Nacional 287/93 y
administrar dichas inversiones.
Actividades que desarrolla
Sociedad de inversiones.
Directores titulares
Joaquín Galindo Vélez
José Miguel Granged Bruñen
José María Hidalgo Martín Mateos
Fernando Claudio Antognazza
Alfredo Ergas Segal (Gerente Regional de Finanzas
Enersis S.A.)
Juan Carlos Blanco
Roberto José Fagan
Carlos Martín Vergara
Directores suplentes
Francisco Monteleone
Jorge Raúl Burlando Bonino
Daniel Garrido
Rodolfo Bettinsoli
Fernando Boggini
Rodrigo Quesada
Sergio Camps
Oscar Rigueiro
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
57,64% - Sin variación.
ICT
Razón social
ICT Servicios Informáticos Limitada
Tipo de sociedad
Sociedad de responsabilidad limitada
RUT
76.107.186-6
Dirección
Santa Rosa 76, piso 9
Teléfono
(562) 353 4606
Capital suscrito y pagado (M$)
500.000
Objeto social
La prestación de servicios de consultoría en materias
relacionadas con las tecnologías de la información
y de la informática, las telecomunicaciones y la
transmisión de datos.
Actividades que desarrolla
S e r v i c i o s d e c o n s u l t o r í a e n m a t e r i a d e
tecnología, de la información e informática,
telecomunicaciones, transmisión de datos; adquirir
y enajenar toda clase de bienes del giro.
Ejecutivos Principales
Pedro Carrizo Polanco
Gerente General
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
99,99%
Proporción sobre Activo de Enersis
0,02%
INGENDESA
Razón social
Empresa de Ingeniería Ingendesa S.A.
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima Cerrada
RUT
96.588.800-4
Dirección
Santa Rosa 76, Santiago, Chile
Teléfono
(562) 630 9000
Capital suscrito y pagado (M$)
2.600.176
Objeto social
El objeto de la sociedad es la prestación de servicios
de ingeniería, inspección de obras, inspección y
recepción de materiales y equipos, de laboratorio,
de peritajes, de gestión de empresas en sus diversos
campos, de asesoría ambiental, incluyendo la
realización de estudios de impacto ambiental, y,
en general, de servicios de consultaría en todas
sus especialidades, tanto en el país como en el
extranjero.
165
Memoria Anual 2011
Identificación de las compañías filiales y coligadas
Actividades que desarrolla
Servicios de ingeniería.
Directorio
Juan Benabarre Benaiges
Rafael de Cea Chicano
Marcelo Álvarez Ríos
Principales ejecutivos
Gerencia General vacante
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
59,98% - Sin variación.
INGENDESA DO BRASIL
Razón social
Ingendesa do Brasil Ltda.
Tipo de sociedad
Sociedad de Responsabilidad Limitada
Dirección
Praça Leoni Ramos, nº. 1, parte
São Domingos, Niterói
Rio de Janeiro, Brasil
Teléfono
(5521) 2232 9039
Capital suscrito y pagado (M$)
133.845
Objeto social
El objeto social comprende la prestación de servicios
de ingeniería, estudios, proyectos, consultoría
técnica, administración, fiscalización y supervisión
de obras, inspección y recepción de materiales y
equipos, de laboratorio, de pericia, representación
comercial de empresas de ingeniería nacionales
y extranjeras, así como los demás servicios que
las facultades legales permitan en la práctica
de las profesiones de ingeniería, arquitectura,
agronomía, geología y meteorología, en todas sus
especialidades.
Actividades que desarrolla
Servicios de ingeniería.
Apoderado
Sergio Ribeiro Campos
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
59,98% - Sin variación.
INMOBILIARIA MANSO DE VELASCO
Razón social
Inmobiliaria Manso de Velasco Ltda.
Tipo de sociedad
Sociedad de Responsabilidad Limitada
RUT
79.913.810-7
Dirección
Miraflores 383, piso 29, Santiago, Chile
Teléfono
(562) 378 4700
Objeto social
La adquisición, enajenación, comercialización
y explotación de bienes raíces y sociedad de
inversiones.
Actividades que desarrolla
Inmobiliaria.
Capital suscrito y pagado (M$)
25.916.800
Apoderados
Andrés Salas Estrades
Fernando Gardeweg Ried (Gerente Finanzas
Nacionales Enersis)
Principales ejecutivos
Andrés Salas Estrades
Gerente General
Alfonso Salgado Menchaca
Hugo Ayala Espinoza
realizar su objeto social y practicar las actividades
vinculadas a él la sociedad podrá realizar todos los
actos y celebrar todos los contratos que las leyes
peruanas permitan a las sociedades anónimas.
Igualmente podrá efectuar inversiones de capital
en cualquier clase de bienes muebles incluyendo
acciones, bonos y cualquier otra clase de títulos
valores mobiliarios, así como la administración de
dichas inversiones dentro de los límites fijados por
el directorio y la Junta General de Accionistas. Las
actividades que integran el objeto social podrán
desarrollarse en el Perú como en el extranjero.
Actividades que desarrolla
Sociedad de inversiones.
Directores
La Junta General de accionistas del 29/03/2011
acordó el cambio de denominación social, de la
Sociedad Anónima a Sociedad Anónima cerrada
sin directorio.
Principales ejecutivos
Ignacio Blanco Fernández
Gerente General
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
64,90% sin variación
Proporción sobre Activo de Enersis
0,49%
Relaciones comerciales
Arrendamiento de inmuebles, prestación de
servicios de mesa de dinero, contabilidad, tributaria
y otros. Cuenta corriente mercantiles.
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
25,49% - Sin variación.
Participación de Enersis
100% - Sin variación.
Proporción sobre Activo de Enersis
0,21%
INVERSIONES DISTRILIMA
Razón social
Inversiones Distrilima S.A.
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima cerrada
INVERSIONES ENDESA NORTE
Razón social
Inversiones Endesa Norte S.A.
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima Cerrada
RUT
96.887.060-2
Dirección
Santa Rosa 76, Santiago, Chile
Dirección
Jr. Teniente César López Rojas 201, Maranga, San
Miguel, Lima, Perú.
Teléfono
(562) 630 9000
Teléfono
(511) 561 1604
Capital suscrito y pagado (M$)
32.841.625
Objeto social
La sociedad tiene por objeto efectuar inversiones
en proyectos energéticos en el Norte de Chile,
vinculados a las sociedades del Proyecto
GasAtacama.
Objeto social
Efectuar inversiones en general en otras sociedades,
preferentemente en aquellas destinadas a
la explotación de recursos naturales y muy
especialmente en las vinculadas a la distribución
transmisión y generación de energía eléctrica. Para
Actividades que desarrolla
Sociedad de inversiones.
Capital suscrito y pagado (M$)
92.571.642
166
Enersis
Memoria Anual 2011
Directores titulares
Claudio Iglesis Guillard
Eduardo Escaffi Johnson
Vacante
Directores suplentes
Juan Benabarre Benaiges
Raúl Arteaga Errázuriz
Luis Larumbe Aragón
Principales ejecutivos
Juan Benabarre Benaiges
Gerente General
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
59,98% - Sin variación.
INVERSIONES GASATACAMA HOLDING
Razón social
Inversiones Gasatacama Holding Limitada
Tipo de sociedad
Sociedad de Responsabilidad Ltda.
RUT
76.014.570-K
Dirección
Isidora Goyenechea 3365, piso 8, Santiago, Chile
Teléfono
(562) 366 3800
Objeto social
La sociedad tiene por objeto: a) la participación
directa o indirecta a través de cualquier tipo de
asociación, en sociedades que tengan por objeto
una o más de las siguientes actividades: i) el
transporte de gas natural en cualquiera de sus
formas; ii) la generación, transmisión, compra,
distribución y venta de energía eléctrica, iii)
financiamiento de las actividades señaladas en i) y
ii) precedente que desarrollan terceros relacionados
y; b) la percepción e inversión de los bienes que se
inviertan, quedando comprendidas las actividades
lucrativas relacionadas a las ya citadas
Actividades que desarrolla
Sociedad de inversiones.
Capital suscrito y pagado (M$)
173.227.845
Directores titulares
Raúl Sotomayor Valenzuela
Joaquín Galindo Vélez
Eduardo Escaffi Johnson
Gonzalo Dulanto Letelier
Directores suplentes
Juan Benabarre Benaiges
Claudio Iglesis Guillard
Eduardo Ojea Quintana
Vacante
Principales ejecutivos
Rudolf Araneda Kauert
Gerente General
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
29,99% - Sin variación.
INVERSORA CODENSA S.A.S.
Razón social
Inversora Codensa S.A.S.
Tipo de sociedad
Sociedad por acciones simplificada
Dirección
Carrera 11 N°82-76, Piso 4, Bogotá, Colombia
Teléfono
(571) 601 6060
Capital social ($Colombianos)
5.000.000
Objeto social
Inversión en actividades de servicios públicos
domiciliarios de energía, especialmente la
adquisición de acciones de cualquier empresa
de servicios públicos de energía, o en cualquier
otra empresa que invierta a su vez en servicios
públicos cuyo objeto principal sea el servicio público
domiciliario de energía eléctrica de acuerdo con
la definición establecida en la Ley 142 de 1994,
o en cualquier otra empresa que invierta a su vez
en empresas de servicios públicos cuyo objeto
principal sea el servicio público domiciliario de
energía eléctrica.
Actividades que desarrolla
Sociedad de inversiones.
Representante legal
Cristián Herrera Fernández
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
21,73% - Sin variación.
INVESTLUZ
Razón social
Investluz S.A.
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima de Capital Cerrado
Objeto social
Participar del capital social de la Companhia
Energetica do Ceará y en otras sociedades, en Brasil
y en el exterior, en calidad de socio o accionista.
Actividades que desarrolla
Sociedad de inversiones.
Directorio
Sociedad sin Directorio
Comité de Gerentes
Abel Alves Rochinha
Luis Carlos Ortins de Bettencourt
Olga Jovana Carranza Salazar
Carlos Ewandro Naegele Moreira
Cristine de Magalhães Marcondes
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
60,10% (sin variación)
LUZ ANDES
Razón social
Luz Andes Limitada
Tipo de sociedad
Sociedad de Responsabilidad Limitada
RUT
96.800.460-3
Dirección
Santa Rosa 76, Santiago, Chile
Teléfono
(56 2) 634 6310
Capital suscrito y pagado (M$)
1.224
Objeto social
Distribución y venta de energía eléctrica y venta
de artículos eléctricos del hogar, deportes,
esparcimiento y computación.
Actividades que desarrolla
Distribución de energía eléctrica.
Principales ejecutivos
Claudio Inzunza Díaz
Gerente General
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
99,09% - Sin variación.
Dirección
Rua Padre Valdevino, N° 150-Parte, Fortaleza,
Ceará, Brasil
PANGUE
Teléfono
(5585) 3216 1350
Capital suscrito y pagado (M$)
186.205.654
Razón social
Empresa Eléctrica Pangue S.A.
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima Cerrada
167
Memoria Anual 2011
Identificación de las compañías filiales y coligadas
RUT
96.589.170-6
Dirección
Santa Rosa 76, Santiago, Chile
Teléfono
(562) 630 9000
Principales ejecutivos
Lucio Castro Márquez
Gerente General
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
55,57% - Sin variación.
Objeto social
Explotar la producción, transporte, distribución y
suministro de energía eléctrica, pudiendo para tales
efectos obtener, adquirir y gozar las concesiones,
permisos, derechos y mercedes respectivas.
PROGAS
Razón social
Progas S.A.
Actividades que desarrolla
Generación de energía eléctrica.
Capital suscrito y pagado (M$)
91.131.129
Directorio
Alan Fischer Hill
Alejandro García Chacón
Humberto Espejo Paluz
Principales ejecutivos
Lionel Roa Burgos
Gerente General
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
56,97% - Sin variación.
PEHUENCHE
Razón social
Empresa Eléctrica Pehuenche S.A.
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima Abierta
RUT
96.504.980-0
Dirección
Santa Rosa 76, Santiago, Chile
Teléfono
(562) 630 9000
Objeto social
La sociedad tiene por objeto la generación,
transporte, distribución y suministro de energía
eléctrica, pudiendo para tales efectos, adquirir y
gozar de las concesiones y mercedes respectivas.
Actividades que desarrolla
Generación de energía eléctrica.
Capital suscrito y pagado (M$)
200.319.020
Directorio
Alan Fischer Hill
Alejandro García Chacón
Pedro Gatica Kerr
Humberto Espejo Paluz
Eduardo Escaffi Johnson
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima Cerrada
RUT
77.625.850-4
Dirección
Isidora Goyenechea 3365, piso 8, Santiago, Chile
Teléfono
(562) 366 3800
Objeto social
Desarrollar en la regiones I, II y III del país, los
siguientes giros: a) La adquisición, producción,
almacenamiento, transporte, distribución,
transformación y comercialización de gas natural;
b) La adquisición, producción, almacenamiento,
transporte, distribución, transformación y
comercialización de otros derivados del petróleo
y de combustibles en general; c) La prestación de
servicios, fabricación, comercialización de equipos y
materiales y ejecución de obras relacionadas con los
objetos señalados anteriormente o necesarios para
su ejecución y desarrollo; d) Toda otra actividad
necesaria o conducente al cumplimiento de los
objetivos antes señalados.
Actividades que desarrolla
Suministro de gas.
Capital suscrito y pagado (M$)
1.495
Directorio
Rudolf Araneda Kauert
Luis Cerda Ahumada
Pedro De La Sotta Sánchez
Principales ejecutivos
Alejandro Sáez Carreño
Gerente General
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
29,99% - Sin variación.
SACME
Razón social
Sacme S.A.
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima Cerrada
Dirección
Avda. España 3251, Ciudad Autónoma de Buenos
Aires, Argentina
Teléfono
(5411) 4361 5107
Capital suscrito y pagado
($Argentinos)
12.000
Objeto social
Efectuar la conducción, supervisión y control de la
operación del sistema de generación, transmisión
y subtransmisión de energía eléctrica de la Capital
Federal y el Gran Buenos Aires y las interconexiones
con el Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
Representar a las Sociedades Distribuidora Edenor
S.A. y Edesur S.A., en la gestión operativa ante
la Compañía Administradora del Mercado
Mayorista Eléctrico (CAMMESA). En general,
efectuar todo tipo de acciones que le permitan
desarrollar adecuadamente su gestión, en virtud
de constituirse a estos efectos por las sociedades
concesionarias de los servicios de distribución
y comercialización de energía eléctrica en la
Capital Federal y Gran Buenos Aires, en todo de
acuerdo con lo dispuesto en el Concurso Público
Internacional para la venta de acciones Clase A de
Edenor S.A. y Edesur S.A. y la normativa aplicada.
Actividades que desarrolla
Conducción, supervisión y control de la operación
de parte del sistema eléctrico argentino.
Directores titulares
Ricardo Héctor Sericano
Osvaldo Ernesto Rolando
Leandro Ostuni
Eduardo Maggi
Directores suplentes
Abel Cresta
Leonardo Félix Druker
José Luis Marinelli
Pedro Rosenfeld
Principales ejecutivos
Francisco Cerar
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
32,69% - Sin variación.
SAN ISIDRO
Razón social
Compañía Eléctrica San Isidro S.A.
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima Cerrada
RUT
96.783.220-0
Dirección
Santa Rosa 76, Santiago, Chile
168
Teléfono
(56 2) 630 9000
Objeto social
Generar, transportar, distribuir y suministrar energía
eléctrica, pudiendo para tales efectos adquirir y
gozar de las concesiones, mercedes y derechos
respectivos.
Actividades que desarrolla
Generación de energía eléctrica.
Capital suscrito y pagado (M$)
39.005.904
Directores titulares
Alan Fischer Hill
Alejandro García Chacón
Pedro Gatica Kerr
Humberto Espejo Paluz
Ricardo Santibáñez Zamorano
Directores suplentes
Osvaldo Muñoz Díaz
Carlo Carvallo Artiga
Claudio Betti Pruzzo
Rodrigo Naranjo Martorell
Enrique Lozán Jiménez
Principales ejecutivos
Claudio Iglesis Guillard
Gerente General
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
59,98% - Sin variación.
Enersis
Memoria Anual 2011
Alba Lucía Salcedo
Luís Fernando Salamanca
Principales ejecutivos
Fernando Gutiérrez Medina
Gerente General
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
16,37%
SOUTHERN CONE POWER ARGENTINA
Razón social
Southern Cone Power Argentina S.A.
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima
Dirección
Avda. España 3301, Buenos Aires, Argentina
Teléfono
(54 11) 4307 3040
Capital suscrito y pagado (M$)
3.135.978
Objeto social
Dedicarse en forma habitual, por cuenta propia
y de terceros o asociada a terceros, a la compra y
venta mayorista de energía eléctrica producida por
terceros y a consumir por terceros. Asimismo, la
sociedad podrá mantener participaciones societarias
en compañías dedicadas a la generación de energía
eléctrica.
SOCIEDAD PORTUARIA CENTRAL CARTAGENA
Razón social
Sociedad Portuaria Central Cartagena S.A.
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima
Actividades que desarrolla
Sociedad de inversiones
Directores titulares
José María Hidalgo Martín Mateos
José Miguel Granged Bruñen
Roberto José Fagan
Dirección
Carrera 13 A Nº 93-.66, piso 2 Bogotá, D.C.
Colombia.
Directores suplentes
Fernando Claudio Antognazza
Capital suscrito y pagado (M$)
58.855
Objeto social
La sociedad tiene por objeto la producción
de energía eléctrica y su comercialización en
bloque y, particularmente, la gestión de compra
del equipamiento, la construcción, la operación
y el mantenimiento de una central térmica en
cumplimiento del “Acuerdo definitivo para la
gestión y operación de los proyectos para la
readaptación del MEM en el marco de la resolución
SE N° 1427/2004”, aprobado mediante la
resolución SE N° 1193/2005.
Actividades que desarrolla
Generación de energía eléctrica.
Directores titulares
José María Vázquez
Claudio O. Majul
José Miguel Granged Bruñen
Fernando Claudio Antognazza
Milton Gustavo Tomás Pérez
Jorge Aníbal Rauber
Gerardo Carlos Paz
Guillermo Luis Fiad
Vacante
Directores suplentes
Juan Carlos Blanco
Roberto José Fagan
Adrián Gustavo Salvatore
Leonardo Pablo Katz
Patricio Ricardo Testorelli
Omar Ramiro Algacibiur
Luis Agustín León Longobardo
Sergio Raúl Sánchez
Rigoberto Orlando Mejía Aravena
Principales ejecutivos
Claudio Omar Majul
Gerente General
Rubén Bonet
Guillermo Paillet
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
8,32%- Sin variación.
Capital suscrito y pagado (M$)
1.439
Objeto social
La empresa tiene por objeto principal la inversión,
construcción y mantenimiento de puertos, la
administración de puertos, la prestación de servicios
de cargue y descargue, de almacenamiento
en puertos y demás servicios directamente
relacionados con la actividad portuaria, desarrollo
y explotación de un puerto multipropósito.
Directores Titulares
Fernando Gutiérrez Medina
Juan Manuel Pardo
Leonardo López Vergara
Directores Suplentes
Gustavo Gómez Cerón
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
59,98% Sin variación.
TERMOELÉCTRICA JOSÉ DE SAN MARTÍN
Razón social
Termoeléctrica Manuel Belgrano S.A.
TERMOELÉCTRICA MANUEL BELGRANO
Razón social
Termoeléctrica José de San Martín S.A.
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima
Domicilio
Elvira Rawson de Dellepiane 150
Buenos Aires, República de Argentina
Teléfono
(511) 561 0386
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima
Domicilio
Suipacha 268, piso 12, Buenos Aires, Argentina
Teléfono
(511) 561 0386
Capital suscrito y pagado (M$)
58.855
169
Memoria Anual 2011
Identificación de las compañías filiales y coligadas
Objeto social
La sociedad tiene por objeto la producción
de energía eléctrica y su comercialización en
bloque y, particularmente, la gestión de compra
del equipamiento, la construcción, la operación
y el mantenimiento de una central térmica en
cumplimiento del “Acuerdo Definitivo para
la Gestión y Operación de los proyectos para
la readaptación del MEM en el marco de la
Resolución SE Nº 1427/2004”, aprobado mediante
la Resolución SE Nº 1193/2005.
Actividades que desarrolla
Generación de energía eléctrica.
Directores titulares
José Miguel Granged Bruñen
Fernando Claudio Antognazza
Adrián Salvatore
José María Vásquez
Milton Gustavo Tomás Pérez
Jorge Aníbal Rauber
Gerardo Carlos Paz
Guillermo Luis Fiad
Rigoberto Mejía Aravena
Directores suplentes
Juan Carlos Blanco
Roberto José Fagan
Leonardo Marinaro
Leonardo Pablo Katz
Patricio Testorelli
Omar Ramiro Algacibiur
Luis Agustín León Longobardo
Sergio Raúl Sánchez
Vacante
Principales ejecutivos
Daniel Garrido
Gerente General
Gustavo Manifesto
óscar Zapiola
Sergio Gusta Schmois
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
8,32% - Sin variación.
TESA
Razón social
Transportadora de Energía S.A.
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima
Objeto social
El objeto social comprende prestar servicios de
transporte de energía eléctrica en alta tensión,
tanto en el caso de vinculación de sistemas
eléctricos nacionales como internacionales, de
acuerdo a la legislación vigente, a cuyo fin podrá
participar en licitaciones nacionales o internacionales,
convertirse en concesionaria de los servicios
públicos de transporte de energía eléctrica en alta
tensión nacional o internacional, y realizar todas
aquellas actividades que resulten necesarias para el
cumplimiento de sus fines. Se excluyen expresamente
todas aquellas actividades comprendidas en la Ley
de Entidades Financieras y toda otra que requiera el
concurso del ahorro público.
Actividades que desarrolla
Transmisión de energía eléctrica.
Directores titulares
José María Hidalgo Martín-Mateos
Guilherme Gomes Lencastre
Arturo Miguel Pappalardo
Directores suplentes
José Venegas Maluenda
Juan Carlos Blanco
Roberto José Fagan
Principales ejecutivos
Guilherme Gomes Lencastre
Gerente General
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
54,30% (sin variación)
TRANSQUILLOTA
Razón social
Transmisora Eléctrica de Quillota Ltda.
Tipo de sociedad
Sociedad de Responsabilidad Limitada
RUT
77.017.930-0
Gabriel Carvajal Menególlez
Enrique Donoso Moscoso
Ricardo Santibáñez Zamorano
Apoderados suplentes
Eduardo Calderón Avilés
Carlos Ferruz Bunster
Ricardo Sáez Sánchez
Vacante
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
29,99% - Sin variación.
TÚNEL EL MELÓN
Razón social
Sociedad Concesionaria Túnel El Melón S.A.
Tipo de sociedad
Sociedad Anónima Cerrada
RUT
96.671.360-7
Dirección
Santa Rosa 76, Santiago, Chile
Teléfono
(562) 690 5081
Capital suscrito y pagado (M$)
46.709.460
Objeto social
Ejecución, construcción y explotación de la obra
pública denominada Túnel El Melón y la prestación
de los servicios complementarios que autorice el
Ministerio de Obras Públicas.
Actividades que desarrolla
Concesionaria de obra pública.
Directores titulares
Eduardo Escaffi Johnson
Luis Larumbe Aragón
Sebastián Fernández Cox
Dirección
Ruta 60, km 25, Lo Venecia, Comuna de Quillota,
V Región de Valparaíso
Principales ejecutivos
Maximiliano Ruiz Ortíz
Gerente General
Teléfono
(562) 630 9000
Capital suscrito y pagado (M$)
4.404.446
Participación de Enersis
(directa e indirecta)
59,98% - Sin variación.
Dirección
Bartolomé Mitre 797, piso 11, Buenos Aires,
Argentina
Teléfono
(5411) 4394 1161
Capital suscrito y pagado (M$)
8.759.405
Objeto social
La empresa tiene por objeto social el transporte,
distribución y suministro de energía eléctrica, por
cuenta propia o de terceros.
Actividades que desarrolla
Transporte de energía eléctrica.
Apoderados titulares
Juan Eduardo Vásquez Moya
Notas:
1. No hay actos o contratos celebrados por
Enersis S.A. con sus filiales o coligadas que
influyan significativamente en las operaciones
de Enersis S.A.
2. En las filiales y coligadas que no incluyen el ítem
proporción sobre activo de Enersis, Enersis no
posee inversión directa.
3. En las filiales y coligadas que no incluyen el ítem
relaciones comerciales, Enersis no posee relación
comercial.
Declaración de
responsabilidad
171
Memoria Anual 2011
Declaración de responsabilidad
Declaración de Responsabilidad
Los Directores de Enersis y el Gerente General, firmantes de esta declaración, se hacen responsables bajo juramento de la veracidad
de toda la información proporcionada en la presente Memoria Anual, en cumplimiento de la norma de carácter general N°30,
emitida por la Superintendencia de Valores y Seguros.
PRESIDENTE
Pablo Yrarrázaval Valdés
Rut: 5.710.967-K
VICEPRESIDENTE
Andrea Brentan
Pasaporte: YA0688158
DIRECTOR
Rafael Miranda Robredo
Rut: 48.070.966-7
DIRECTOR
Hernán Somerville Senn
Rut: 4.132.185-7
DIRECTOR
Eugenio Tironi Barrios
Rut: 5.715.860-3
DIRECTOR
Leonidas Vial Echeverría
Rut: 5.719.922-9
DIRECTOR
Rafael Fernández Morandé
Rut: 6.429.250-1
GERENTE GENERAL
Ignacio Antoñanzas Alvear
Rut: 22.298.662-1
Estados
financieros
consolidados
174
Enersis
Memoria Anual 2011
175
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
176
Enersis
Memoria Anual 2011
Estados de situación financiera consolidados
Al 31 de diciembre de 2011 y 2010 (En miles de pesos)
Activos
Activos corrientes
Efectivo y equivalentes al efectivo
Otros activos financieros corrientes
Otros activos no financieros corriente
Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar corrientes
Cuentas por cobrar a entidades relacionadas corriente
Inventarios
Activos por impuestos corrientes
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
Nota
5
6
7
8
9
10
31/12/11
M$
31/12/10
M$
1.219.921.268
961.355.037
939.220
7.817.509
72.466.312
35.993.248
977.602.388
1.038.098.240
35.282.592
77.925.544
20.471.607
62.651.704
141.827.684
137.987.341
2.525.965.008
2.264.374.686
Activos no corrientes o grupos de activos para su disposición clasificados como mantenidos para la venta
11
Activos no corrientes o grupos de activos para su disposición clasificados como mantenidos
para la venta o como mantenidos para distribuir a los propietarios
-
-
73.893.290
73.893.290
Activos corrientes totales
2.525.965.008
2.338.267.976
Activos no corrientes
Otros activos financieros no corrientes
Otros activos no financieros no corrientes
Derechos por cobrar no corrientes
Inversiones contabilizadas utilizando el método de la participación
Activos intangibles distintos de la plusvalía
Plusvalía
Propiedades, planta y equipo
Propiedad de inversión
Activos por impuestos diferidos
Total de activos no corrientes
Total de activos
6
7
12
13
14
15
16
17
37.355.061
62.968.722
109.501.108
103.736.295
443.328.450
319.567.960
13.193.262
14.101.652
1.467.398.214
1.452.586.405
1.476.404.126
1.477.021.924
7.242.731.006
6.751.940.655
38.055.889
33.019.154
379.938.628
452.634.364
11.207.905.744
10.667.577.131
13.733.870.752
13.005.845.107
177
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
Patrimonio y pasivos
Pasivos corrientes
Otros pasivos financieros corrientes
Cuentas comerciales y otras cuentas por pagar corrientes
Cuentas por pagar a entidades relacionadas corrientes
Otras provisiones corrientes
Pasivos por impuestos corrientes
Provisiones por beneficios a los empleados corrientes
Otros pasivos no financieros corrientes
Total de pasivos corrientes distintos de los pasivos incluidos en grupos de activos para su
disposición clasificados como mantenidos para la venta
Nota
18
21
8
22
10
23
31/12/11
M$
31/12/10
M$
672.082.338
665.598.018
1.235.064.459
1.224.489.998
157.177.638
148.202.260
99.702.654
115.449.236
235.853.242
147.666.655
-
5.450.382
60.653.304
35.790.548
2.460.533.635
2.342.647.097
Pasivos incluidos en grupos de activos para su disposición clasificados como mantenidos para la venta
11
-
64.630.389
Pasivos corrientes totales
Pasivos no corrientes
Otros pasivos financieros no corrientes
Otras cuentas por pagar no corrientes
Cuentas por pagar a entidades relacionadas no corrientes
Otras provisiones no corrientes
Pasivo por impuestos diferidos
Provisiones por beneficios a los empleados no corrientes
Otros pasivos no financieros no corrientes
Total pasivos no corrientes
Total pasivos
Patrimonio
Capital emitido
Ganancias acumuladas
Primas de emisión
Otras reservas
Patrimonio atribuible a los propietarios de la controladora
2.460.533.635
2.407.277.486
3.271.355.293
3.014.956.447
14.304.607
37.236.712
-
1.084.290
202.573.641
225.522.329
508.438.255
555.923.578
277.526.013
215.818.975
102.985.451
33.997.334
4.377.183.260
4.084.539.665
6.837.716.895
6.491.817.151
2.824.882.835
2.824.882.835
2.232.968.880
2.103.689.509
158.759.648
158.759.648
(1.320.882.757)
(1.351.787.356)
3.895.728.606
3.735.544.636
18
21
8
22
17
23
24.1
24.1
24.5
Participaciones no controladoras
24.6
3.000.425.251
2.778.483.320
Patrimonio total
Total de patrimonio y pasivos
6.896.153.857
6.514.027.956
13.733.870.752
13.005.845.107
178
Enersis
Memoria Anual 2011
Estados de resultados integrales consolidados
Por los ejercicios terminados al 31 de diciembre de 2011, 2010 y 2009 (En miles de pesos)
Estado de resultados integrales
Ganancia (pérdida)
Ingresos de actividades ordinarias
Otros ingresos, por naturaleza
Total de ingresos
Materias primas y consumibles utilizados
Margen de contribución
Otros trabajos realizados por la entidad y capitalizados
Gastos por beneficios a los empleados
Gasto por depreciación y amortización
Reversión de pérdidas por deterioro de valor (pérdidas por deterioro de valor)
reconocidas en el resultado del periodo
Otros gastos por naturaleza
Resultado de explotación
Otras ganancias (pérdidas)
Ingresos financieros
Costos financieros
Participación en las ganancias (pérdidas) de asociadas que se contabilicen utilizando
el método de la participación
Diferencias de cambio
Resultado por unidades de reajuste
Ganancia (pérdida) antes de impuestos
Gasto por impuestos a las ganancias
Ganancia (pérdida) procedente de operaciones continuadas
Ganancia (pérdida) procedente de operaciones discontinuadas
Ganancia (pérdida)
Ganancia (pérdida) atribuible a
Ganancia (pérdida) atribuible a los propietarios de la controladora
Ganancia (pérdida) atribuible a participaciones no controladoras
Ganancia (pérdida)
Ganancia por acción básica
Ganancia (pérdida) por acción básica en operaciones continuadas
Ganancia (pérdida) por acción básica
Ganancias por acción diluidas
Ganancias (pérdida) diluida por acción procedente de operaciones continuadas
Ganancias (pérdida) diluida por acción
Nota
25
25
26
27
28
28
29
30
31
31
12
31
31
32
enero - diciembre
2011
M$
2010
M$
2009
M$
6.254.252.089
6.179.229.824
6.113.283.615
280.628.255
384.351.289
358.772.038
6.534.880.344
6.563.581.113
6.472.055.653
(3.538.434.729)
(3.521.646.254)
(3.210.593.577)
2.996.445.615
3.041.934.859
3.261.462.076
50.173.112
44.869.365
33.730.519
(378.552.126)
(374.678.013)
(370.402.445)
(424.900.036)
(449.017.275)
(454.369.959)
(136.157.459)
(108.373.429)
(85.285.525)
(540.698.397)
(450.434.769)
(457.689.197)
1.566.310.709
1.704.300.738
1.927.445.469
(4.814.294)
11.983.434
50.640.278
233.612.869
171.236.948
159.670.405
(465.411.363)
(438.358.251)
(482.472.627)
8.465.904
1.015.739
2.235.579
20.305.690
11.572.474
(25.092.203)
(15.055.706)
(8.235.253)
21.781.329
1.333.377.312
1.446.695.376
1.671.065.180
(460.836.692)
(346.006.968)
(359.737.610)
872.540.620
1.100.688.408
1.311.327.570
-
-
-
872.540.620
1.100.688.408
1.311.327.570
375.471.254
486.226.814
660.231.043
497.069.366
614.461.594
651.096.527
872.540.620
1.100.688.408
1.311.327.570
$ / acción
$ / acción
$ / acción
$ / acción
11,50
11,50
11,50
11,50
14,89
14,89
14,89
14,89
20,22
20,22
20,22
20,22
179
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
Estados de resultados integrales consolidados
Por los ejercicios terminados al 31 de diciembre de 2011, 2010 y 2009 (En miles de pesos)
Estado de resultados integrales
Nota
Ganancia (pérdida)
Componentes de otro resultado integral antes de impuestos
Diferencias de cambio por conversión
enero - diciembre
2010
M$
2011
M$
2009
M$
872.540.620
1.100.688.408
1.311.327.570
Ganancias (pérdidas) por diferencias de cambio de conversión, antes de impuestos
211.929.739
(138.554.045)
(246.854.956)
Total diferencias de cambio por conversión
211.929.739
(138.554.045)
(246.854.956)
Activos financieros disponibles para la venta
Ganancias (pérdidas) por nuevas mediciones de activos financieros disponibles
para la venta antes de impuestos
Total activos financieros disponibles para la venta
(55.959)
(55.959)
(179)
(179)
61.031
61.031
Coberturas del flujo de efectivo
Ganancias (pérdidas) por coberturas de flujos de efectivo, antes de impuestos
(79.722.581)
50.576.145
201.567.024
Ajustes de reclasificación en coberturas de flujos de efectivo, antes de impuestos
(8.309.911)
(19.664.842)
(8.765.356)
Total coberturas del flujo de efectivo
(88.032.492)
30.911.303
192.801.668
Ganancias (pérdidas) actuariales por planes de beneficios definidos
(62.246.623)
(48.495.375)
(15.599.453)
Total otros componentes de otro resultado integral antes de impuestos
61.594.665
(156.138.296)
(69.591.710)
Impuesto a las ganancias relacionado con componentes de otro resultado integral
Impuesto a las ganancias relacionado con activos financieros disponibles para la venta
Impuesto a las ganancias relacionado con coberturas de flujos de efectivo
Impuesto a las ganancias relacionado con planes de beneficios definidos
Total de impuestos a las ganancias
Total otro resultado integral
Total resultado integral
Resultado integral atribuible a
Resultado integral atribuible a los propietarios de la controladora
Resultado integral atribuible a participaciones no controladoras
Total resultado integral
9.513
14.110.400
23.078.884
37.198.797
31
(10.528)
(5.301.050)
(33.917.966)
16.515.279
1.369.374
11.214.260
(32.559.120)
98.793.462
(144.924.036)
(102.150.830)
971.334.082
955.764.372
1.209.176.740
368.568.685
396.687.094
655.007.019
602.765.397
559.077.278
554.169.721
971.334.082
955.764.372
1.209.176.740
180
Enersis
Memoria Anual 2011
Estado de cambios en el patrimonio
Por los ejercicios terminados al 31 de diciembre de 2011, 2010 y 2009 (En miles de pesos)
Cambios en otras reservas
Cambios en otras reservas
Capital emitido
Prima de emisión
Reservas por
diferencias de
cambio por
conversión
Reservas de
coberturas de flujo
de caja
2.824.882.835
158.759.648
113.278.890
40.783.463
Reservas de
ganancias y
pérdidas por
planes de
beneficios
definidos
-
Reservas de
ganancias o
pérdidas en la
remedición de
activos financieros
disponibles para
la venta
Otras reservas
propietarios de la
Participaciones no
varias
Otras reservas
controladora
controladoras
Total patrimonio
41.825
(1.505.891.534)
(1.351.787.356)
2.103.689.509
3.735.544.636
2.778.483.320
6.514.027.956
Patrimonio
atribuible a los
Ganancias
(pérdidas)
acumuladas
60.106.895
(41.093.728)
(25.887.747)
(27.989)
-
(6.902.569)
(6.902.569)
105.696.031
98.793.462
Estado de cambios en el patrimonio
Saldo inicial al 01/01/2011
Cambios en patrimonio
Resultado Integral
Ganancia (pérdida)
Otro resultado integral
Resultado integral
Dividendos
Incremento (disminución) por transferencias y otros cambios
3.236.883
25.887.747
37.807.168
(36.305.149)
1.502.019
(380.823.466)
(379.321.447)
Total de cambios en patrimonio
Saldo final al 31/12/2011
-
-
63.343.778
(41.093.728)
2.824.882.835
158.759.648
176.622.668
(310.265)
2.824.882.835
158.759.648
196.973.210
26.100.491
(83.694.320)
14.682.972
(20.528.498)
126
(89.539.720)
(89.539.720)
(55.384.316)
(144.924.036)
Saldo inicial al 01/01/2010
Cambios en patrimonio
Resultado Integral
Ganancia (pérdida)
Otro resultado integral
Resultado integral
Dividendos
Saldo inicial al 01/01/2009
Cambios en patrimonio
Resultado Integral
Ganancia (pérdida)
Otro resultado integral
Resultado integral
Dividendos
Incremento (disminución) por transferencias y otros cambios
Total de cambios en patrimonio
Saldo final al 31/12/2010
-
-
(83.694.320)
2.824.882.835
158.759.648
113.278.890
14.682.972
40.783.463
2.824.882.835
158.759.648
283.959.611
(61.975.971)
-
-
-
20.528.498
-
-
-
Incremento (disminución) por transferencias y otros cambios
Total de cambios en patrimonio
Saldo final al 31/12/2009
-
-
(86.986.401)
2.824.882.835
158.759.648
196.973.210
88.076.462
26.100.491
6.346.219
-
-
32.134
6.346.219
1.122.195
(6.346.219)
-
(633.461.972)
(633.461.972)
426.042.480
427.164.675
(79.292.251)
347.872.424
41.699
(1.505.891.534)
(1.282.776.134)
1.817.613.206
3.518.479.555
2.858.524.089
6.377.003.644
(86.986.401)
88.076.462
(6.346.219)
32.134
(5.224.024)
(5.224.024)
(96.926.806)
(102.150.830)
375.471.254
375.471.254
497.069.366
872.540.620
368.568.685
602.765.397
971.334.082
(209.886.734)
(209.886.734)
(209.886.734)
8.682.538
8.682.538
(27.989)
30.904.599
129.279.371
160.183.970
221.941.931
382.125.901
13.836
(1.497.208.996)
(1.320.882.757)
2.232.968.880
3.895.728.606
3.000.425.251
6.896.153.857
41.699
(1.505.891.534)
(1.282.776.134)
1.817.613.206
3.518.479.555
2.858.524.089
6.377.003.644
486.226.814
486.226.814
614.461.594
1.100.688.408
396.687.094
559.077.278
955.764.372
(179.622.013)
(179.622.013)
(179.622.013)
20.528.498
(20.528.498)
-
(639.118.047)
(639.118.047)
126
-
(69.011.222)
286.076.303
217.065.081
(80.040.769)
137.024.312
41.825
(1.505.891.534)
(1.351.787.356)
2.103.689.509
3.735.544.636
2.778.483.320
6.514.027.956
9.565
(1.505.891.534)
(1.283.898.329)
1.391.570.726
3.091.314.880
2.937.816.340
6.029.131.220
660.231.043
660.231.043
651.096.527
1.311.327.570
655.007.019
554.169.721
1.209.176.740
(227.842.344)
(227.842.344)
(227.842.344)
-
-
181
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
Estado de cambios en el patrimonio
Por los ejercicios terminados al 31 de diciembre de 2011, 2010 y 2009 (En miles de pesos)
Cambios en otras reservas
Cambios en otras reservas
Capital emitido
Prima de emisión
Reservas por
diferencias de
cambio por
conversión
Reservas de
coberturas de flujo
de caja
Reservas de
ganancias y
pérdidas por
planes de
beneficios
definidos
Reservas de
ganancias o
pérdidas en la
remedición de
activos financieros
disponibles para
la venta
Otras reservas
varias
Otras reservas
Ganancias
(pérdidas)
acumuladas
Patrimonio
atribuible a los
propietarios de la
controladora
Participaciones no
controladoras
Total patrimonio
2.824.882.835
158.759.648
113.278.890
40.783.463
41.825
(1.505.891.534)
(1.351.787.356)
2.103.689.509
3.735.544.636
2.778.483.320
6.514.027.956
Incremento (disminución) por transferencias y otros cambios
3.236.883
25.887.747
Total de cambios en patrimonio
Saldo final al 31/12/2011
-
-
63.343.778
(41.093.728)
2.824.882.835
158.759.648
176.622.668
(310.265)
(27.989)
8.682.538
8.682.538
37.807.168
(36.305.149)
1.502.019
(380.823.466)
(379.321.447)
30.904.599
129.279.371
160.183.970
221.941.931
382.125.901
13.836
(1.497.208.996)
(1.320.882.757)
2.232.968.880
3.895.728.606
3.000.425.251
6.896.153.857
2.824.882.835
158.759.648
196.973.210
26.100.491
41.699
(1.505.891.534)
(1.282.776.134)
1.817.613.206
3.518.479.555
2.858.524.089
6.377.003.644
60.106.895
(41.093.728)
(25.887.747)
(27.989)
-
(6.902.569)
(6.902.569)
105.696.031
98.793.462
375.471.254
375.471.254
497.069.366
872.540.620
368.568.685
602.765.397
971.334.082
(209.886.734)
(209.886.734)
(209.886.734)
Incremento (disminución) por transferencias y otros cambios
20.528.498
20.528.498
(20.528.498)
-
(639.118.047)
(639.118.047)
Total de cambios en patrimonio
Saldo final al 31/12/2010
-
-
(83.694.320)
2.824.882.835
158.759.648
113.278.890
14.682.972
40.783.463
126
-
(69.011.222)
286.076.303
217.065.081
(80.040.769)
137.024.312
41.825
(1.505.891.534)
(1.351.787.356)
2.103.689.509
3.735.544.636
2.778.483.320
6.514.027.956
2.824.882.835
158.759.648
283.959.611
(61.975.971)
9.565
(1.505.891.534)
(1.283.898.329)
1.391.570.726
3.091.314.880
2.937.816.340
6.029.131.220
(83.694.320)
14.682.972
(20.528.498)
126
(89.539.720)
(89.539.720)
(55.384.316)
(144.924.036)
486.226.814
486.226.814
614.461.594
1.100.688.408
396.687.094
559.077.278
955.764.372
(179.622.013)
(179.622.013)
(179.622.013)
Incremento (disminución) por transferencias y otros cambios
6.346.219
Total de cambios en patrimonio
Saldo final al 31/12/2009
-
-
(86.986.401)
2.824.882.835
158.759.648
196.973.210
88.076.462
26.100.491
(86.986.401)
88.076.462
(6.346.219)
32.134
32.134
660.231.043
660.231.043
651.096.527
1.311.327.570
(5.224.024)
(5.224.024)
(96.926.806)
(102.150.830)
655.007.019
554.169.721
1.209.176.740
(227.842.344)
(227.842.344)
(227.842.344)
6.346.219
1.122.195
(6.346.219)
-
(633.461.972)
(633.461.972)
426.042.480
427.164.675
(79.292.251)
347.872.424
-
-
41.699
(1.505.891.534)
(1.282.776.134)
1.817.613.206
3.518.479.555
2.858.524.089
6.377.003.644
Estado de cambios en el patrimonio
Saldo inicial al 01/01/2011
Cambios en patrimonio
Resultado Integral
Ganancia (pérdida)
Otro resultado integral
Resultado integral
Dividendos
Saldo inicial al 01/01/2010
Cambios en patrimonio
Resultado Integral
Ganancia (pérdida)
Otro resultado integral
Resultado integral
Dividendos
Saldo inicial al 01/01/2009
Cambios en patrimonio
Resultado Integral
Ganancia (pérdida)
Otro resultado integral
Resultado integral
Dividendos
-
-
-
-
-
-
-
-
-
182
Enersis
Memoria Anual 2011
Estados de flujos de efectivos consolidados
Por los ejercicios terminados al 31 de diciembre de 2011, 2010 y 2009 (En miles de pesos)
Estado de flujo de efectivo indirecto
Nota
enero - diciembre
2010
M$
2011
M$
2009
M$
Flujos de efectivo procedentes de (utilizados en) actividades de operación
Ganancia (pérdida)
872.540.620
1.100.688.408
1.311.327.570
Ajustes por conciliación de ganancias (pérdidas)
Ajustes por gasto por impuestos a las ganancias
Ajustes por disminuciones (incrementos) en los inventarios
Ajustes por disminuciones (incrementos) en cuentas por cobrar de origen comercial
Ajustes por disminuciones (incrementos) en otras cuentas por cobrar derivadas de las
actividades de operación (*)
Ajustes por incrementos (disminuciones) en cuentas por pagar de origen comercial
Ajustes por incrementos (disminuciones) en otras cuentas por pagar derivadas de las
actividades de operación (*)
Ajustes por gastos de depreciación y amortización
Ajustes por deterioro de valor (reversiones de pérdidas por deterioro de valor) reconocidas
en el resultado del periodo
Ajustes por provisiones
Ajustes por pérdidas (ganancias) de moneda extranjera no realizadas
Ajustes por ganancias no distribuidas de asociadas
Otros ajustes por partidas distintas al efectivo
32
28
28
31
460.836.692
(9.318.985)
(10.784.206)
346.006.968
13.375.040
(164.046.056)
359.737.610
31.682.662
112.512.315
(233.612.869)
(171.236.948)
(159.670.405)
(179.339.834)
128.804.617
(218.629.211)
490.503.566
453.413.957
460.691.298
424.900.036
449.017.275
454.369.959
136.157.459
108.373.429
85.285.525
(83.616.655)
(20.305.690)
(8.465.904)
242.957.656
(29.193.303)
(11.572.474)
(1.015.739)
71.286.149
16.436.304
8.235.523
(2.235.579)
(53.398.066)
Total de ajustes por conciliación de ganancias (pérdidas)
1.209.911.266
1.193.212.915
1.095.017.935
Impuestos a las ganancias reembolsados (pagados)
Otras entradas (salidas) de efectivo
(361.092.038)
(22.913.382)
(349.296.688)
(1.189.488)
(367.981.146)
(34.668)
Flujos de efectivo netos procedentes de (utilizados en) actividades de operación
1.698.446.466
1.943.415.147
2.038.329.691
5.c
Flujos de efectivo procedentes de (utilizados en) actividades de inversión
Flujos de efectivo procedentes de la pérdida de control de subsidiarias u otros negocios
Otros pagos para adquirir participaciones en negocios conjuntos
Préstamos a entidades relacionadas
Importes procedentes de la venta de propiedades, planta y equipo
Compras de propiedades, planta y equipo
Importes procedentes de ventas de activos intangibles
Compras de activos intangibles
Importes procedentes de otros activos a largo plazo
Compras de otros activos a largo plazo
Dividendos recibidos
Intereses recibidos
Otras entradas (salidas) de efectivo
Flujos de efectivo netos procedentes de (utilizados en) actividades de inversión
Flujos de efectivo procedentes de (utilizados en) actividades de financiación
Importes procedentes de préstamos de largo plazo
Total importes procedentes de préstamos
Préstamos de entidades relacionadas
Pagos de préstamos
Pagos de pasivos por arrendamientos financieros
Pagos de préstamos a entidades relacionadas
Dividendos pagados
Intereses pagados
Otras entradas (salidas) de efectivo
Flujos de efectivo netos procedentes de (utilizados en) actividades de financiación
12.662.234
-
(25.500)
6.048.912
(498.142.062)
8.965.592
(187.864.119)
41.114
-
4.025.233
19.611.804
10.707.112
(623.969.680)
-
-
-
8.889.879
(473.921.829)
1.424.691
(227.418.842)
-
-
3.278.931
6.807.678
(94.841.624)
(775.781.116)
(290.471.658)
(19.912.162)
(8.615.091)
7.559.368
(526.521.933)
5.292.416
(209.939.738)
190.166.892
(12.641)
2.675.741
4.346.438
(21.834.208)
(867.266.576)
646.273.100
646.273.100
9.128.650
(629.404.409)
(11.478.851)
-
(648.107.205)
(248.096.873)
(9.743.963)
(891.429.551)
263.124.754
263.124.754
821.636
(740.286.720)
(24.129.963)
-
(556.087.040)
(244.595.847)
18.132.411
(1.283.020.769)
826.440.011
826.440.011
-
(1.283.351.536)
(3.171.884)
(16.986.597)
(578.607.484)
(252.736.851)
8.350
(1.308.405.991)
Incremento neto (disminución) en el efectivo y equivalentes al efectivo, antes
del efecto de los cambios en la tasa de cambio
183.047.235
(115.386.738)
(137.342.876)
Efectos de la variación en la tasa de cambio sobre el efectivo y equivalentes
al efectivo
Efectos de la variación en la tasa de cambio sobre el efectivo y equivalentes al efectivo
Incremento (disminución) neto de efectivo y equivalentes al efectivo
Efectivo y equivalentes al efectivo al principio del periodo
Efectivo y equivalentes al efectivo al final del periodo
(*) Incluye intereses devengados
75.518.996
258.566.231
961.355.037
1.219.921.268
(58.159.046)
(173.545.784)
1.134.900.821
961.355.037
(45.818.128)
(183.161.004)
1.318.061.825
1.134.900.821
5
5
183
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
Estados financieros consolidados
Correspondientes al ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2011 y 2010.
(En miles de pesos)
Nota 1. Actividad y estados financieros del Grupo
Enersis S.A. (en adelante, la “Sociedad Matriz” o la “Sociedad”) y sus sociedades filiales, integran el Grupo
Enersis (en adelante, “Enersis” o el “Grupo”).
Enersis S.A. es una sociedad anónima abierta y tiene su domicilio social y oficinas principales en Avenida
Santa Rosa, número 76, Santiago de Chile. La Sociedad se encuentra inscrita en el registro de valores de la
Superintendencia de Valores y Seguros de Chile, con el N° 0175. Además, está registrada en la Securities and
Exchange Commission de los Estados Unidos de Norteamérica y en la Comisión Nacional del Mercado de
Valores de España; sus acciones se transan en el New York Stock Exchange desde 1993 y en Latibex desde 2001.
Enersis es filial de Endesa, S.A., entidad española que a su vez es controlada por Enel, S.p.A. (en adelante, Enel).
La Sociedad fue constituida, inicialmente, bajo la razón social de Compañía Chilena Metropolitana de
Distribución Eléctrica S.A. en 1981. Posteriormente se modificaron los estatutos, y la existencia de nuestra
compañía bajo su actual nombre, Enersis S.A., data desde el 1 de agosto de 1988. Para efectos tributarios
la Sociedad opera bajo Rol Unico Tributario N° 94.271.000-3.
La dotación del Grupo alcanzó los 10.884 trabajadores al 31 de diciembre de 2011. En promedio la dotación
que el Grupo tuvo durante el ejercicio 2011 fue de 11.039 trabajadores. Para más información respecto a la
distribución de nuestros trabajadores, por clase y ubicación geográfica, ver Nota 35.
Enersis tiene como objeto social realizar, en el país o en el extranjero, la exploración, desarrollo, operación,
generación, distribución, transmisión, transformación y/o venta de energía en cualquiera de sus formas
o naturaleza, directamente o por intermedio de otras empresas, como asimismo, actividades en
telecomunicaciones y la prestación de asesoramiento de ingeniería, en el país y en el extranjero. La Sociedad
tiene también como objeto invertir y administrar su inversión en sociedades filiales y asociadas, que sean
generadoras, transmisoras, distribuidoras o comercializadoras de energía eléctrica o cuyo giro corresponda
a cualesquiera de los siguientes:
(i)
(ii) al suministro de servicios públicos o que tengan como insumo principal la energía,
(iii) las telecomunicaciones e informática, y
(iv) negocios de intermediación a través de Internet.
la energía en cualquiera de sus formas o naturaleza,
Los estados financieros consolidados de Enersis correspondientes al ejercicio 2010 fueron aprobados por su
Directorio en sesión celebrada el día 26 de enero de 2011 y, posteriormente, presentados a consideración
de la Junta General de Accionistas celebrada con fecha 26 de abril de 2011, órgano que aprobó en forma
definitiva los mismos.
Estos estados financieros consolidados se presentan en miles de pesos chilenos (salvo mención expresa) por
ser ésta la moneda funcional del entorno económico principal en el que opera Enersis. Las operaciones en
el extranjero se incluyen de conformidad con las políticas contables establecidas en las Notas 2.6 y 3.m.
184
Enersis
Memoria Anual 2011
Nota 2. Bases de presentación de los estados financieros consolidados
2.1. Principios contables
Los estados financieros consolidados de Enersis y filiales al 31 de diciembre de 2011 han sido preparados
de acuerdo a las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) y aprobados por su Directorio en
sesión celebrada con fecha 31 de enero de 2012.
Los presentes estados financieros consolidados reflejan fielmente la situación financiera de Enersis y filiales
al 31 de diciembre de 2011 y 2010, y los resultados de las operaciones, los cambios en el patrimonio neto y
los flujos de efectivo por los años terminados al 31 de diciembre de 2011, 2010 y 2009.
Estos estados financieros consolidados presentan de forma voluntaria las cifras correspondientes al año 2009
del estado de resultados integrales consolidado, estado de flujos de efectivo consolidado, estado de cambios
en el patrimonio neto consolidado, y sus correspondientes notas.
Estos estados financieros consolidados se han preparado siguiendo el principio de empresa en marcha mediante
la aplicación del método de costo, con excepción, de acuerdo a NIIF, de aquellos activos y pasivos que se
registran a valor razonable, y de aquellos activos no corrientes y grupos en desapropiación disponibles para la
venta, que se registran al menor entre el valor contable y el valor razonable menos costos de venta (ver Nota 3).
Los presentes estados financieros consolidados han sido preparados a partir de los registros de contabilidad
mantenidos por la Sociedad y filiales. Cada entidad prepara sus estados financieros siguiendo los principios
y criterios contables en vigor en cada país, por lo que en el proceso de consolidación se han introducido los
ajustes y reclasificaciones necesarios para homogeneizar entre sí tales principios y criterios para adecuarlos a
las NIIF y a los criterios del Comité de Interpretaciones de las NIIF (en adelante, “CINIIF”).
2.2. Nuevos pronunciamientos contables
a) Pronunciamientos contables con aplicación efectiva a contar del 1 de enero de 2011:
Normas, interpretaciones y enmiendas
Enmienda a NIC 32: Clasificación de las emisiones de derechos.
Requiere que los derechos, opciones o certificados de opción de compra de un determinado número
de instrumentos de patrimonio propio de la entidad, por un monto fijo en cualquier moneda,
constituirán instrumentos de patrimonio si la entidad ofrece dichos derechos a todos los accionistas
de manera proporcional.
CINIIF 19: Liquidación de pasivos financieros con instrumentos de patrimonio
Establece que los instrumentos de patrimonio emitidos por una entidad a favor de un acreedor para
cancelar un pasivo financiero, íntegra o parcialmente, constituyen una “contraprestación pagada”.
Estos instrumentos de patrimonio serán registrados a su valor razonable en su reconocimiento inicial,
salvo que no sea posible determinar este valor con fiabilidad, en cuyo caso se valorarán de forma
que reflejen la mejor estimación posible de su valor razonable.
NIC 24 Revisada: Revelaciones de partes relacionadas
Clarifica la definición de partes relacionadas y actualiza los requisitos de divulgación. Se incluye
una exención para ciertas revelaciones de transacciones entre entidades que están controladas,
controladas en forma conjunta o influidas significativamente por el Estado.
Enmienda a CINIIF 14: Pagos anticipados de la obligación de mantener un nivel mínimo
de financiación
Se elimina cierta consecuencia no deseada, derivada del tratamiento de los pagos anticipados de
las aportaciones futuras, en algunas circunstancias en que existe la obligación de mantener un nivel
mínimo de financiación por prestaciones definidas.
Mejoramientos de las NIIF (emitidas en 2010).
Afecta a las normas: NIIF 1, NIIF 3, NIIF 7, NIC 1, NIC 27, NIC 34 y CINIIF 13.
Aplicación obligatoria para:
Períodos anuales iniciados en o
después del 01 de febrero de 2010.
Períodos anuales iniciados en o
después del 01 de julio de 2010.
Períodos anuales iniciados en o
después del 1 de enero de 2011.
Períodos anuales iniciados en o
después del 1 de enero de 2011.
Mayoritariamente a períodos
anuales iniciados en o después del
01 de enero de 2011.
185
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
La aplicación de estos pronunciamientos contables no ha tenido efectos significativos para el Grupo. El resto
de criterios contables aplicados en 2011 no han variado respecto a los utilizados en 2010.
b) Pronunciamientos contables con aplicación efectiva a contar del 1 de enero de 2012 y siguientes:
A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados, los siguientes pronunciamientos
contables habían sido emitidos por el IASB, pero no eran de aplicación obligatoria:
Normas, interpretaciones y enmiendas
Enmienda a NIIF 7: Instrumentos financieros: Información a revelar
Modifica los requisitos de información cuando se transfieren activos financieros, con el fin de
promover la transparencia y facilitar el análisis de los efectos de sus riesgos en la situación financiera
de la entidad.
Enmienda a NIC 12: Impuestos a las ganancias
Proporciona una excepción a los principios generales de la NIC 12 para las propiedades de inversión
que se midan usando el modelo de valor razonable contenido en la NIC 40 “Propiedades de
Inversión”.
Enmienda a NIC 1: Presentación de estados financieros
Modifica aspectos de presentación de los componentes de los “Otros resultados integrales”. Se
exige que estos componentes sean agrupados en aquellos que serán y aquellos que no serán
posteriormente reclasificados a pérdidas y ganancia.
NIIF 10: Estados financieros consolidados
Establece clarificaciones y nuevos parámetros para la definición de control, así como los principios
para la preparación de estados financieros consolidados, que aplica a todas las entidades (incluyendo
las entidades de cometido específico o entidades estructuradas).
NIIF 11: Acuerdos conjuntos
Redefine el concepto de control conjunto, alineándose de esta manera con NIIF 10, y requiere
que las entidades que son parte de un acuerdo conjunto determinen el tipo de acuerdo (operación
conjunta o negocio conjunto) mediante la evaluación de sus derechos y obligaciones. La norma
elimina la posibilidad de consolidación proporcional para los negocios conjuntos.
NIIF 12: Revelaciones de participaciones en otras entidades
Requiere ciertas revelaciones que permitan evaluar la naturaleza de las participaciones en otras
entidades y los riesgos asociados con éstas, así como también los efectos de esas participaciones
en la situación financiera, rendimiento financiero y flujos de efectivo de la entidad.
NIIF 13: Medición del valor razonable
Establece en una única norma un marco para la medición del valor razonable de activos y pasivos, e
incorpora nuevos conceptos y aclaraciones para su medición. Además requiere información a revelar
por las entidades, sobre las mediciones del valor razonable de sus activos y pasivos.
Nueva NIC 27: Estados financieros separados
Por efecto de la emisión de la NIIF 10, fue eliminado de la NIC 27 todo lo relacionado con estados
financieros consolidados, restringiendo su alcance sólo a estados financieros separados.
Nueva NIC 28: Inversiones en asociadas y negocios conjuntos
Modificada por efecto de la emisión de NIIF 10 y NIIF 11, con el propósito de uniformar las
definiciones y otras clarificaciones contenidas en estas nuevas NIIF.
Enmienda a NIIF 7: Instrumentos financieros: Información a revelar
Clarifica los requisitos de información a revelar para la compensación de activos financieros y
pasivos financieros.
Enmienda a NIC19: Beneficios a los empleados
Modifica el reconocimiento y revelación de los cambios en la obligación por beneficios de prestación
definida y en los activos afectos del plan, eliminando el método del corredor y acelerando el
reconocimiento de los costos de servicios pasados.
Enmienda a 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 de compensaciones de NIC 32.
NIIF 9: Instrumentos Financieros: Clasificación y medición
Corresponde a la primera etapa del proyecto del IASB de reemplazar a la NIC 39 “Instrumentos
financieros: reconocimiento y medición”. Modifica la clasificación y medición de los activos financieros
e incluye el tratamiento y clasificación de los pasivos financieros.
Aplicación obligatoria para:
Períodos anuales iniciados en o
después del 01 de julio de 2011.
Períodos anuales iniciados en o
después del 01 de enero de 2012.
Períodos anuales iniciados en o
después del 1 de julio de 2012.
Períodos anuales iniciados en o
después del 1 de enero de 2013.
Períodos anuales iniciados en o
después del 1 de enero de 2013.
Períodos anuales iniciados en o
después del 1 de enero de 2013.
Períodos anuales iniciados en o
después del 1 de enero de 2013.
Períodos anuales iniciados en o
después del 01 de enero de 2013.
Períodos anuales iniciados en o
después del 01 de enero de 2013.
Períodos anuales iniciados en o
después del 01 de enero de 2013.
Períodos anuales iniciados en o
después del 01 de enero de 2013.
Períodos anuales iniciados en o
después del 01 de enero de 2014.
Períodos anuales iniciados en o
después del 01 de enero de 2015.
El Grupo está evaluando el impacto que tendrá la NIIF 9, NIIF 10, NIIF 11, NIIF 12 y NIIF 13 en la fecha de su
aplicación efectiva. La Administración estima que el resto de Normas, Interpretaciones y Enmiendas pendientes
de aplicación no tendrán un impacto significativo en los estados financieros consolidados de Enersis y filiales.
186
Enersis
Memoria Anual 2011
2.3. Responsabilidad de la información y estimaciones realizadas
La información contenida en estos estados financieros consolidados es responsabilidad del Directorio de la
Sociedad, que manifiesta expresamente que se han aplicado en su totalidad los principios y criterios incluidos
en las NIIF.
En la preparación de los estados financieros consolidados se han utilizado determinadas estimaciones realizadas
por la Gerencia del Grupo, para cuantificar algunos de los activos, pasivos, ingresos, gastos y compromisos
que figuran registrados en ellos.
Estas estimaciones se refieren básicamente a:
-
-
-
-
-
-
-
-
-
La valoración de activos y plusvalía (menor valor de inversiones o fondos de comercio) para determinar
la existencia de pérdidas por deterioro de los mismos (ver Nota 3.e).
Las hipótesis empleadas en el cálculo actuarial de los pasivos y obligaciones con los empleados, tales
como tasas de descuentos, tablas de mortalidad, incrementos salariales, entre otros. (ver Nota 23).
La vida útil de las propiedades, plantas y equipos e intangibles (ver Notas 3.a y 3.d).
Las hipótesis utilizadas para el cálculo del valor razonable de los instrumentos financieros (ver Notas
3.g.5 y 20).
La energía suministrada a clientes pendientes de lectura en medidores.
Determinadas magnitudes del sistema eléctrico, incluyendo las correspondientes a otras empresas, tales
como producción, facturación a clientes, energía consumida, etc., que permiten estimar la liquidación
global del sistema eléctrico que deberá materializarse en las correspondientes liquidaciones definitivas,
pendientes de emitir en la fecha de emisión de los estados financieros y que podría afectar a los saldos
de activos, pasivos, ingresos y costos, registrados en los mismos.
La probabilidad de ocurrencia y el monto de los pasivos de monto incierto o contingentes (ver Nota 3.l).
Los desembolsos futuros para el cierre de las instalaciones y restauración de terrenos (ver Notas 3.a).
Los resultados fiscales de las distintas sociedades del Grupo, que se declararán ante las respectivas
autoridades tributarias en el futuro, que han servido de base para el registro de los distintos saldos
relacionados con los impuestos sobre las ganancias en los presentes estados financieros consolidados.
(ver Nota 3.o).
A pesar de que estas estimaciones se han realizado en función de la mejor información disponible en la fecha
de emisión de los presentes estados financieros consolidados, es posible que acontecimientos que puedan
tener lugar en el futuro obliguen a modificarlas (al alza o a la baja) en próximos ejercicios, lo que se haría
de forma prospectiva, reconociendo los efectos del cambio de estimación en los correspondientes estados
financieros consolidados futuros.
2.4. Entidades filiales y de control conjunto
Se consideran sociedades filiales aquellas en las que la Sociedad Matriz controla la mayoría de los derechos de
voto o, sin darse esta situación, tiene facultad para dirigir las políticas financieras y operativas de las mismas.
Por otra parte, se consideran sociedades de control conjunto aquellas en las que la situación descrita en el
párrafo anterior se da gracias al acuerdo con otros accionistas y conjuntamente con ellos.
En el anexo N° 1 de los presentes estados financieros consolidados, denominado “Sociedades que componen
el Grupo Enersis”, se describe la relación de Enersis con cada una de sus filiales y entidades controladas en
forma conjunta.
2.4.1. Variaciones del perímetro de consolidación
Durante el primer trimestre de 2011, se concretó el cierre de los procesos de venta de las sociedades Compañía
Americana de Multiservicios (CAM) y Synapsis Servicios y Soluciones Informáticas IT (Synapsis). La venta de
CAM se perfeccionó con fecha 24 de febrero de 2011 por un monto de M$ 6.775.748 (US$ 14,2 millones),
187
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
en tanto que la venta de Synapsis se concretó el 1 de marzo de 2011 por un monto de M$ 24.710.920 (US$
52 millones). Para mayor información ver Nota 11.
La salida de CAM y Synapsis del perímetro de consolidación de Enersis ha supuesto una reducción en el estado
de situación financiera consolidado de M$ 80.050.947 en los activos corrientes, M$ 31.003.337 en los activos
no corrientes, M$ 56.359.935 en los pasivos corrientes y de M$ 14.558.579 en los pasivos no corrientes.
Durante el ejercicio 2010 no se produjeron variaciones significativas en el perímetro de consolidación del
Grupo Enersis.
En el anexo N° 2 de los presentes estados financieros consolidados, denominado “Variaciones del perímetro
de consolidación del Grupo Enersis” se detallan aquellas sociedades que ingresaron al perímetro, junto a un
detalle de las participaciones relacionadas.
2.4.2. Sociedades consolidadas con participación inferior al 50%
Aunque el Grupo Enersis posee una participación inferior al 50% en Compañía Distribuidora y Comercializadora
de Energía S.A. (en adelante “Codensa”), y Empresa Generadora de Energía Eléctrica S.A. (en adelante
“Emgesa”), tienen la consideración de “sociedades filiales” ya que el Grupo, directa o indirectamente, en
virtud de pactos o acuerdos entre accionistas, o como consecuencia de la estructura, composición y clases
de accionariado, ejerce el control de las citadas sociedades.
2.4.3. Sociedades no consolidadas con participación superior al 50%
Aunque el Grupo Enersis posee una participación superior al 50% en Centrales Hidroeléctricas de Aysén, S.A.
(en adelante “Aysén”), tiene la consideración de “sociedad de control conjunto” ya que el Grupo, en virtud
de pactos o acuerdos entre accionistas, ejerce el control conjunto de la citada sociedad.
2.5. Sociedades asociadas
Son Sociedades Asociadas aquellas en las que Enersis, directa e indirectamente, ejerce una influencia
significativa. Con carácter general, la influencia significativa se presume en aquellos casos en que el Grupo
posee una participación superior al 20% (ver Nota 3.h).
En el anexo N° 3 de los presentes estados financieros consolidados, denominado “Sociedades Asociadas”,
se describe la relación de Enersis con cada una de sus asociadas.
2.6. Principios de consolidación y combinaciones de negocio
Las sociedades filiales se consolidan, integrándose en los estados financieros consolidados la totalidad
de sus activos, pasivos, ingresos, gastos y flujos de efectivo una vez realizados los ajustes y eliminaciones
correspondientes de las operaciones intra Grupo.
Las sociedades controladas en forma conjunta se consolidan proporcionalmente. El Grupo reconoce, línea
a línea, su participación en los activos, pasivos, ingresos y gastos de dichas entidades, de tal forma que la
agregación de saldos y posteriores eliminaciones tienen lugar, sólo, en la proporción que el Grupo ostenta
en el capital social de las mismas.
Los resultados integrales de las sociedades filiales y de aquellas controladas en forma conjunta, se incluyen
en el estado de resultados integrales consolidados desde la fecha efectiva de adquisición y hasta la fecha
efectiva de enajenación o finalización del control conjunto, según corresponda.
188
Enersis
Memoria Anual 2011
La consolidación de las operaciones de la Sociedad Matriz y de las sociedades filiales, y de aquellas controladas
en forma conjunta, se ha efectuado siguiendo los siguientes principios básicos:
1. En la fecha de adquisición, los activos, pasivos y pasivos contingentes de la sociedad filial, o sociedad
controlada en forma conjunta, son registrados a valor de mercado. En el caso de que exista una diferencia
positiva entre el costo de adquisición y el valor razonable de los activos y pasivos de la sociedad adquirida,
incluyendo pasivos contingentes, correspondientes a la participación de la matriz, esta diferencia es
registrada como plusvalía. En el caso de que la diferencia sea negativa, ésta se registra con abono a
resultados.
2. El valor de la participación de los accionistas no controladores en el patrimonio y en los resultados
integrales de las sociedades filiales se presenta, respectivamente, en los rubros “Patrimonio Total:
Participaciones no controladoras” del estado de situación financiera consolidado y “Ganancia (pérdida)
atribuible a participaciones no controladoras” y “Resultado integral atribuible a participaciones no
controladoras” en el estado de resultados integrales consolidado.
3. La conversión de los estados financieros de las sociedades extranjeras con moneda funcional distinta
del peso chileno se realiza del siguiente modo:
a. Los activos y pasivos, utilizando el tipo de cambio vigente en la fecha de cierre de los estados
financieros.
b. Las partidas del estado de resultados integral utilizando el tipo de cambio medio del período (a
menos que este promedio no sea una aproximación razonable del efecto acumulativo de los tipos
de cambio existentes en las fechas de las transacciones, en cuyo caso se utiliza el tipo de cambio
de la fecha de cada transacción).
c. El patrimonio se mantiene a tipo de cambio histórico a la fecha de su adquisición o aportación, y
al tipo de cambio medio a la fecha de generación para el caso de los resultados acumulados.
Las diferencias de cambio que se producen en la conversión de los estados financieros se registran
en el rubro “Diferencias de cambio por conversión” dentro del estado de resultados integrales
consolidado: Otro resultado integral (ver Nota 24.2).
Los ajustes por conversión generados con anterioridad a la fecha en que Enersis efectuó su transición
a las NIIF, esto es 1 de enero de 2004, han sido traspasados a reservas, en consideración a la exención
prevista para tal efecto en la NIIF 1 “Adopción por primera vez de las NIIF” (ver Nota 24.5).
Todos los saldos y transacciones entre las sociedades consolidadas se han eliminado en el proceso de
consolidación, así como la parte correspondiente de las sociedades consolidadas proporcionalmente.
Nota 3. Criterios contables aplicados
Los principales criterios contables aplicados en la elaboración de los estados financieros consolidados adjuntos,
han sido los siguientes:
a) Propiedades, plantas y equipos
Las Propiedades, plantas y equipos se valoran a su costo de adquisición, neto de su correspondiente
depreciación acumulada y de las pérdidas por deterioro que haya experimentado. Adicionalmente al precio
pagado por la adquisición de cada elemento, el costo también incluye, en su caso, los siguientes conceptos:
Los gastos financieros devengados durante el período de construcción que sean directamente atribuibles
-
a la adquisición, construcción o producción de activos cualificados, que son aquellos que requieren de
un período de tiempo sustancial antes de estar listos para su uso, como, por ejemplo, instalaciones de
generación eléctrica o de distribución. El Grupo define periodo sustancial como aquel que supera los
doce meses. La tasa de interés utilizada es la correspondiente al financiamiento específico o, de no existir,
la tasa media de financiamiento de la sociedad que realiza la inversión. La tasa media de financiamiento
depende principalmente del área geográfica y varía en un rango comprendido entre un 7,89%. y un
15,5%. El monto activado por este concepto ascendió a M$ 35.945.738, M$ 15.137.380 y M$ 9.137.217
durante los ejercicios terminados al 31 de diciembre de 2011, 2010 y 2009, respectivamente.
189
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
-
-
-
Los gastos de personal relacionados directamente con las construcciones en curso. El monto activado
por este concepto ascendió a M$ 32.042.815, M$ 26.741.111 y M$ 16.723.291 durante los ejercicios
terminados al 31 de diciembre de 2011, 2010 y 2009, respectivamente.
Los desembolsos futuros a los que el Grupo deberá hacer frente en relación con el cierre de sus
instalaciones se incorporan al valor del activo por el valor actualizado, reconociendo contablemente la
correspondiente provisión. El Grupo revisa anualmente su estimación sobre los mencionados desembolsos
futuros, aumentando o disminuyendo el valor del activo en función de los resultados de dicha estimación
(ver Nota 22).
Los elementos adquiridos con anterioridad a la fecha en que Enersis efectuó su transición a las NIIF,
esto es 1 de enero de 2004, incluyen en el costo de adquisición, en su caso, las revalorizaciones de
activos permitidas en los distintos países para ajustar el valor de las propiedades, plantas y equipos con
la inflación registrada hasta esa fecha (ver Nota 24.5).
Las construcciones en curso se traspasan a activos en explotación una vez finalizado el período de prueba
cuando se encuentran disponibles para su uso, a partir de cuyo momento comienza su depreciación.
Los costos de ampliación, modernización o mejora que representan un aumento de la productividad,
capacidad o eficiencia o un alargamiento de la vida útil de los bienes se capitalizan como mayor valor de los
correspondientes bienes.
Las sustituciones o renovaciones de elementos completos que aumentan la vida útil del bien o su capacidad
económica, se registran como mayor valor de los respectivos bienes, con el consiguiente retiro contable de
los elementos sustituidos o renovados.
Los gastos periódicos de mantenimiento, conservación y reparación, se registran directamente en resultados
como costo del período en que se incurren.
La Sociedad, en base al resultado de las pruebas de deterioro explicado en la Nota 3.e) considera que el valor
contable de los activos no supera el valor recuperable de los mismos.
Las propiedades, plantas y equipos, neto en su caso del valor residual del mismo, se deprecia distribuyendo
linealmente el costo de los diferentes elementos que lo componen entre los años de vida útil estimada, que
constituyen el período en el que las sociedades esperan utilizarlos. La vida útil estimada se revisa periódicamente
y, si procede, se ajusta en forma prospectiva.
Las siguientes son las principales clases de Propiedades, plantas y equipos junto a sus respectivos intervalos
de vidas útiles estimadas.
Clases de propiedades, plantas y equipos
Intervalo de años de vida útil estimada
Edificios
Planta y equipos
Equipamiento de tecnología de la información
Instalaciones fijas y accesorios
Vehículos de motor
Otros
22 - 100
3 - 65
3 - 15
5 - 21
5 - 10
2 - 33
190
Enersis
Memoria Anual 2011
Adicionalmente, para más información, a continuación se presenta una mayor apertura para la clase Plantas
y equipos:
Intervalo de años de vida útil estimada
Instalaciones de generación:
Centrales hidráulicas
Obra civil
Equipo electromecánico
Centrales de carbón / fuel
Centrales de ciclo combinado
Renovables
Instalaciones de transporte y distribución:
Red de alta tensión
Red de baja y media tensión
Equipos de medida y telecontrol
Otras instalaciones
35-65
10-40
25-40
10-25
35
10-60
10-60
3-50
4-25
Por lo que respecta a las concesiones administrativas de las que son titulares las compañías eléctricas del
Grupo, a continuación se presenta detalle del período restante hasta su caducidad de aquellas concesiones
que no tienen carácter indefinido:
Empresa titular de la concesión
País
Plazo de la concesión
Período restante hasta caducidad
Empresa Distribuidora Sur S.A. - Edesur (Distribución)
Hidroeléctrica El Chocón S.A. (Generación)
Transportadora de Energía S.A. (Transporte)
Compañía de Transmisión del Mercosur S.A. (Transporte)
Central Eléctrica Cachoeira Dourada S.A. (Generación)
Central Generadora Termoeléctrica Fortaleza S.A (Generación)
Compañía de Interconexión Energética S.A. (CIEN - Línea 1)
Compañía de Interconexión Energética S.A. CIEN - Línea 2)
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
95 años
30 años
85 años
87 años
30 años
30 años
20 años
20 años
76 años
12 años
76 años
76 años
16 años
20 años
9 años
11 años
La administración del Grupo evaluó las casuísticas específicas de cada una de las concesiones descritas
anteriormente, que varían unas de otras dependiendo el país, negocio y jurisprudencia legal, y concluyó que,
con excepción de CIEN, no existen factores determinantes que indiquen que el concedente, que en todos los
casos corresponde a un ente gubernamental, tiene el control sobre la infraestructura y, simultáneamente,
puede determinar de forma permanente el precio del servicio. Estos requisitos son indispensables para aplicar
la CINIIF 12 “Acuerdos sobre Concesión de Servicios”, norma que establece cómo registrar y valorizar cierto
tipo de concesiones (las que son del alcance de esta norma se presentan en Nota 3d.1).
El 19 de abril de 2011, nuestra filial CIEN completó exitosamente el cambio de su modelo de negocios
que veníamos informando anteriormente. Mediante el nuevo acuerdo, el Gobierno continúa controlando
la infraestructura, pero CIEN obtiene una remuneración fija que la equipara a una concesión pública de
transmisión (precio regulado).
Bajo este esquema sus concesiones califican dentro del alcance de CINIIF 12, sin embargo el inmovilizado no
ha sido dado de baja en consideración a que CIEN no ha transferido, sustancialmente, los riesgos y beneficios
significativos al Gobierno de Brasil.
Los contratos de concesión no sujetos a la CINIIF 12 se reconocen siguiendo los criterios generales. En la
medida en que el Grupo reconoce los activos como Propiedades, plantas y equipos, éstos se amortizan durante
el período menor entre la vida económica o plazo concesional. Cualquier obligación de inversión, mejora
o reposición asumida por el Grupo, se considera en los cálculos de deterioro de valor de las Propiedades,
plantas y equipos como una salida de flujos futuros comprometidos de carácter contractual, necesarios para
obtener las entradas de flujos de efectivo futuras.
191
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
Las ganancias o pérdidas que surgen en ventas o retiros de bienes de Propiedades, plantas y equipos se
reconocen como resultados del ejercicio y se calculan como la diferencia entre el valor de venta y el valor
neto contable del activo.
b) Propiedad de inversión
El rubro “Propiedad de inversión” incluye fundamentalmente terrenos y construcciones que se mantienen con el
propósito de obtener ganancias en futuras ventas, o bien explotarlos mediante un régimen de arrendamientos.
Las propiedades de inversión se valoran por su costo de adquisición neto de su correspondiente depreciación
acumulada y las pérdidas por deterioro que hayan experimentado. Las propiedades de inversión, excluidos
los terrenos, se deprecian distribuyendo linealmente el costo de los diferentes elementos que lo componen
entre los años de vida útil.
El valor razonable de los inmuebles de inversión se desglosa en la Nota 16.
c) Plusvalía
La plusvalía (menor valor de inversiones o fondos de comercio) generada en la consolidación representa el
exceso del costo de adquisición sobre la participación del Grupo en el valor razonable de los activos y pasivos,
incluyendo los pasivos contingentes identificables de una sociedad filial en la fecha de adquisición.
La valoración de los activos y pasivos adquiridos se realiza de forma provisional en la fecha de toma de control
de la sociedad, revisándose la misma en el plazo máximo de un año a partir de la fecha de adquisición. Hasta
que se determina de forma definitiva el valor razonable de los activos y pasivos, la diferencia entre el precio
de adquisición y el valor contable de la sociedad adquirida se registra de forma provisional como plusvalía.
En el caso de que la determinación definitiva de la plusvalía se realice en los estados financieros del año
siguiente al de la adquisición de la participación, los rubros del ejercicio anterior que se presentan a efectos
comparativos se modifican para incorporar el valor de los activos y pasivos adquiridos y de la plusvalía definitiva
desde la fecha de adquisición de la participación.
La plusvalía surgida en la adquisición de sociedades con moneda funcional distinta del peso chileno se valora
en la moneda funcional de la sociedad adquirida, realizándose la conversión a pesos chilenos al tipo de cambio
vigente a la fecha del estado de situación financiera.
La plusvalía que se generó con anterioridad de la fecha de nuestra transición a NIIF, esto es 1 de enero de
2004, se mantiene por el valor neto registrado a esa fecha, en tanto que las originadas con posterioridad se
mantienen valoradas a su costo de adquisición (ver Nota 24.5 y 14).
La plusvalía no se amortiza, sino que al cierre de cada ejercicio contable se procede a estimar si se ha producido
en ella algún deterioro que reduzca su valor recuperable a un monto inferior al costo neto registrado,
procediéndose, en su caso, al oportuno ajuste por deterioro (ver Nota 3.e).
d) Activos intangibles distintos de la plusvalía
Los activos intangibles se reconocen inicialmente por su costo de adquisición o producción y, posteriormente,
se valoran a su costo neto de su correspondiente amortización acumulada y de las pérdidas por deterioro
que, en su caso, hayan experimentado.
192
Enersis
Memoria Anual 2011
Los activos intangibles se amortizan linealmente durante su vida útil, a partir del momento en que se encuentran
en condiciones de uso, salvo aquellos con vida útil indefinida, en los cuales no aplica la amortización. Al
31 de diciembre de 2011, no existen activos intangibles con vida útil indefinida por montos significativos.
Los criterios para el reconocimiento de las pérdidas por deterioro de estos activos y, en su caso, de las
recuperaciones de las pérdidas por deterioro registradas en ejercicios anteriores se explican en la letra e) de
esta Nota.
d.1) Concesiones
La CINIIF 12 “Acuerdos de Concesión de Servicios” proporciona guías para la contabilización de los acuerdos
de concesión de servicios públicos a un operador privado. Esta interpretación contable aplica si:
a)
La concedente controla o regula qué servicios debe proporcionar el operador con la infraestructura, a
quién debe suministrarlos y a qué precio; y
La concedente controla - a través de la propiedad, del derecho de usufructo o de otra manera - cualquier
participación residual significativa en la infraestructura al final del plazo del acuerdo.
b)
De cumplirse simultáneamente con las condiciones expuestas anteriormente, la contraprestación recibida por
el Grupo por la construcción de la infraestructura se reconoce por el valor razonable de la misma, como un
activo intangible en la medida que el operador recibe un derecho a efectuar cargos a los usuarios del servicio
público, siempre y cuando estos derechos estén condicionados al grado de uso del servicio; o como un activo
financiero, en la medida en que exista un derecho contractual incondicional a recibir efectivo u otro activo
financiero ya sea directamente del cedente o de un tercero. Las obligaciones contractuales asumidas por el
Grupo para el mantenimiento de la infraestructura durante su explotación, o por su devolución al cedente al
final del acuerdo de concesión en las condiciones especificadas en el mismo, en la medida en que no suponga
una actividad que genera ingresos, se reconoce siguiendo la política contable de provisiones (ver Nota 3.l)
Los gastos financieros se activan siguiendo los criterios establecidos en la letra a) de esta Nota, siempre y
cuando el operador de la concesión tenga un derecho contractual para recibir un activo intangible. Durante
los ejercicios 2011 y 2010 no se activaron gastos financieros (M$ 1.992.733 durante el ejercicio 2009).
Adicionalmente, durante los ejercicios terminados al 31 de diciembre de 2011, 2010 y 2009, se activaron
gastos de personal directamente relacionados a construcciones en curso por un monto de M$ 18.130.297,
M$ 18.128.254 y M$ 17.007.228, respectivamente.
Nuestras filiales que han reconocido un activo intangible por sus acuerdos de concesión son las siguientes:
Empresa titular de la concesión
Ampla Energía e Serviços S.A. (*) (Distribución)
Companhia Energética do Ceará S.A. (*) (Distribución)
Concesionaria Túnel El Melón S.A (Infraestructura Vial)
País
Brasil
Brasil
Chile
Plazo de la concesión
Período restante hasta caducidad
30 años
30 años
23 años
15 años
16 años
5 años
(*) Considerando que una parte de los derechos adquiridos por nuestras filiales son incondicionales, se ha reconocido una cuenta por cobrar
a costo amortizado (ver Nota 3.g.1 y Nota 7).
d.2) Gastos de investigación y desarrollo
El Grupo sigue la política de registrar como activo intangible en el estado de situación financiera los costos
de los proyectos en la fase de desarrollo siempre que su viabilidad técnica y rentabilidad económica estén
razonablemente aseguradas.
Los gastos de investigación se reconocen directamente en resultados del ejercicio. El monto de estos gastos
ascendió a M$ 843.403 y M$ 18.404 al 31 de diciembre de 2011 y 2010, respectivamente. Durante el ejercicio
terminado al 31 de diciembre de 2009 no se registraron gastos por este concepto.
193
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
d.3) Otros activos intangibles
Estos activos corresponden fundamentalmente a programas informáticos, derechos de agua y servidumbres
de paso. Su reconocimiento contable se realiza inicialmente por su costo de adquisición o producción y,
posteriormente, se valoran a su costo neto de su correspondiente amortización acumulada y de las pérdidas
por deterioro que, en su caso, hayan experimentado.
Los programas informáticos se amortizan, en promedio, en 5 años. Las servidumbres de paso y los derechos
de agua en algunos casos tienen vida útil indefinida, y por lo tanto no se amortizan, y en otros tienen una
vida útil que, dependiendo las características propias de cada caso, varía en un rango cercano a los 40 o 60
años, plazo que es utilizado para efectuar su amortización.
e) Deterioro del valor de los activos
A lo largo del ejercicio y fundamentalmente en la fecha de cierre del mismo, se evalúa si existe algún indicio
de que algún activo hubiera podido sufrir una pérdida por deterioro. En caso de que exista algún indicio
se realiza una estimación del monto recuperable de dicho activo para determinar, en su caso, el monto del
deterioro. Si se trata de activos identificables que no generan flujos de caja de forma independiente, se estima
la recuperabilidad de la Unidad Generadora de Efectivo a la que pertenece el activo, entendiendo como tal
el menor grupo identificable de activos que genera entradas de efectivo independientes.
Independientemente de lo señalado en el párrafo anterior, en el caso de las Unidades Generadoras de
Efectivo a las que se han asignado plusvalías o activos intangibles con una vida útil indefinida, el análisis de
su recuperabilidad se realiza de forma sistemática al cierre de cada ejercicio.
El monto recuperable es el mayor entre el valor de mercado menos el costo necesario para su venta y el valor
en uso, entendiendo por éste el valor actual de los flujos de caja futuros estimados. Para el cálculo del valor
de recuperación de las propiedades, plantas y equipos, de la plusvalía, y del activo intangible, el valor en uso
es el criterio utilizado por el Grupo en prácticamente la totalidad de los casos.
Para estimar el valor en uso, el Grupo prepara las proyecciones de flujos de caja futuros antes de impuestos a
partir de los presupuestos más recientes disponibles. Estos presupuestos incorporan las mejores estimaciones
de la Gerencia del Grupo sobre los ingresos y costos de las Unidades Generadoras de Efectivo utilizando las
proyecciones sectoriales, la experiencia del pasado y las expectativas futuras.
Estas proyecciones cubren, en general, los próximos diez años, estimándose los flujos para los años siguientes
aplicando tasas de crecimiento razonables, comprendidas en un rango entre un 3,2% y 7,9%, las cuales en
ningún caso son crecientes ni superan a las tasas medias de crecimiento a largo plazo para el sector y país
del que se trate.
Estos flujos se descuentan para calcular su valor actual a una tasa antes de impuestos que recoge el costo
de capital del negocio y del área geográfica en que se desarrolla. Para su cálculo se tiene en cuenta el costo
actual del dinero y las primas de riesgo utilizadas de forma general entre los analistas para el negocio y zona
geográfica.
Las tasas de descuento antes de impuestos, expresadas en términos nominales, aplicadas en 2011 y 2010
fueron las siguientes:
País
Moneda
2011
2010
Chile
Argentina
Brasil
Perú
Peso chileno
Peso argentino
Real brasileño
Nuevo sol peruano
Colombia
Peso colombiano
Mínimo
8,0%
15,0%
9,5%
7,3%
8,9%
Máximo
10,1%
17,1%
11,6%
9,3%
10,9%
Mínimo
7,5%
15,0%
9,6%
7,9%
9,6%
Máximo
8,8%
16,9%
10,8%
8,1%
9,8%
194
Enersis
Memoria Anual 2011
En el caso de que el monto recuperable sea inferior al valor neto en libros del activo, se registra la
correspondiente provisión por pérdida por deterioro por la diferencia, con cargo al rubro “Pérdidas por
deterioro de valor (Reversiones)” del estado de resultados integrales consolidado.
Las pérdidas por deterioro reconocidas en un activo en ejercicios anteriores, son revertidas cuando se produce
un cambio en las estimaciones sobre su monto recuperable, aumentando el valor del activo con abono a
resultados con el límite del valor en libros que el activo hubiera tenido de no haberse realizado el ajuste
contable. En el caso de la plusvalía, los ajustes contables que se hubieran realizado no son reversibles.
Para determinar la necesidad de realizar un ajuste por deterioro en los activos financieros, se sigue el siguiente
procedimiento:
-
En el caso de los que tienen origen comercial, las sociedades del Grupo tienen definida una política para
el registro de provisiones por deterioro en función de la antigüedad del saldo vencido, que se aplica con
carácter general, excepto en aquellos casos en que exista alguna particularidad que hace aconsejable el
análisis específico de cobrabilidad, como puede ser el caso de montos por cobrar a entidades públicas.
Para el caso de los saldos a cobrar con origen financiero, la determinación de la necesidad de deterioro
se realiza mediante un análisis específico en cada caso, sin que a la fecha de emisión de estos estados
financieros consolidados existan activos financieros vencidos por monto significativo que no tengan
origen comercial.
-
f) Arrendamientos
El Grupo aplica CINIIF 4 para evaluar si un acuerdo es, o contiene, un arrendamiento. Los arrendamientos en
los que se transfieren sustancialmente todos los riesgos y beneficios inherentes a la propiedad se clasifican
como financieros. El resto de arrendamientos se clasifican como operativos.
Los arrendamientos financieros en los que el Grupo actúa como arrendatario se reconocen al comienzo del
contrato, registrando un activo según su naturaleza y un pasivo por el mismo monto e igual al valor razonable
del bien arrendado, o bien al valor presente de los pagos mínimos por el arrendamiento, si éste fuera menor.
Posteriormente, los pagos mínimos por arrendamiento se dividen entre gasto financiero y reducción de la
deuda. El gasto financiero se reconoce como gasto y se distribuye entre los ejercicios que constituyen el
período de arrendamiento, de forma que se obtiene una tasa de interés constante en cada ejercicio sobre
el saldo de la deuda pendiente de amortizar. El activo se deprecia en los mismos términos que el resto de
activos depreciables similares, si existe certeza razonable de que el arrendatario adquirirá la propiedad del
activo al finalizar el arrendamiento. Si no existe dicha certeza, el activo se deprecia en el plazo menor entre
la vida útil del activo o el plazo del arrendamiento.
Las cuotas de arrendamiento operativo se reconocen como gasto de forma lineal durante el plazo del mismo,
salvo que resulte más representativa otra base sistemática de reparto.
g) Instrumentos financieros
Un instrumento financiero es cualquier contrato que dé lugar, simultáneamente, a un activo financiero en
una entidad y a un pasivo financiero o a un instrumento de patrimonio en otra entidad.
g.1) Activos financieros no derivados
El Grupo clasifica sus activos financieros no derivados, ya sean permanentes o temporales, excluidas las
inversiones contabilizadas por el método de participación (ver Nota 12) y las mantenidas para la venta (Nota
11), en cuatro categorías:
195
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
-
-
-
-
Deudores comerciales y Otras cuentas por cobrar y Cuentas por cobrar a empresas relacionadas: Se
registran a su costo amortizado, correspondiendo éste al valor razonable inicial, menos las devoluciones
del principal efectuadas, más los intereses devengados no cobrados calculados por el método de la tasa
de interés efectiva.
El método de la tasa de interés efectiva es un método de cálculo del costo amortizado de un activo o un
pasivo financiero (o de un grupo de activos o pasivos financieros) y de imputación del ingreso o gasto
financiero a lo largo del periodo relevante. La tasa de interés efectiva es la tasa de descuento que iguala
exactamente los flujos de efectivo por cobrar o por pagar estimados a lo largo de la vida esperada del
instrumento financiero (o, cuando sea adecuado, en un periodo más corto) con el monto neto en libros
del activo o pasivo financiero.
Inversiones a mantener hasta su vencimiento: Aquellas que el Grupo tiene intención y capacidad de
conservar hasta su vencimiento, se contabilizan al costo amortizado según se ha definido en el párrafo
anterior.
Activos financieros registrados a valor razonable con cambios en resultados: Incluye la cartera de
negociación y aquellos activos financieros que han sido designados como tales en el momento de su
reconocimiento inicial y que se gestionan y evalúan según el criterio de valor razonable. Se valorizan
en el estado de situación financiera consolidado por su valor razonable y las variaciones en su valor se
registran directamente en resultados en el momento que ocurren.
Inversiones disponibles para la venta: Son los activos financieros que se designan específicamente como
disponibles para la venta o aquellos que no encajan dentro de las tres categorías anteriores, correspondiendo
casi en su totalidad a inversiones financieras en instrumentos de patrimonio (ver Nota 6).
Estas inversiones figuran en el estado de situación financiera consolidado por su valor razonable cuando
es posible determinarlo de forma fiable. En el caso de participaciones en sociedades no cotizadas o que
tienen muy poca liquidez, normalmente el valor de mercado no es posible determinarlo de forma fiable,
por lo que, cuando se da esta circunstancia, se valoran por su costo de adquisición o por un monto
inferior si existe evidencia de su deterioro.
Las variaciones del valor razonable, netas de su efecto fiscal, se registran en el estado de resultados integrales
consolidado: Otros resultados integrales, hasta el momento en que se produce la enajenación de estas
inversiones, momento en el que el monto acumulado en este rubro es imputado íntegramente en la ganancia
o pérdida del ejercicio.
En caso de que el valor razonable sea inferior al costo de adquisición, si existe una evidencia objetiva de que
el activo ha sufrido un deterioro que no pueda considerarse temporal, la diferencia se registra directamente
en pérdidas del ejercicio.
Las compras y ventas de activos financieros se contabilizan utilizando la fecha de negociación.
g.2) Efectivo y otros medios líquidos equivalentes
Bajo este rubro del estado de situación consolidado se registra el efectivo en caja, saldos en bancos, depósitos
a plazo y otras inversiones a corto plazo de alta liquidez que son rápidamente realizables en caja y que tienen
un bajo riesgo de cambios de su valor.
g.3) Pasivos financieros excepto derivados
Los pasivos financieros se registran generalmente por el efectivo recibido, neto de los costos incurridos en la
transacción. En períodos posteriores estas obligaciones se valoran a su costo amortizado, utilizando el método
de la tasa de interés efectiva (ver Nota 3.g.1).
En el caso particular de que los pasivos sean el subyacente de un derivado de cobertura de valor razonable,
como excepción, se valoran por su valor razonable por la parte del riesgo cubierto.
196
Enersis
Memoria Anual 2011
Para el cálculo del valor razonable de la deuda, tanto para los casos en que se registra en el estado de situación
financiera como para la información sobre su valor razonable que se incluye en la Nota 20, ésta ha sido dividida
en deuda a tasa de interés fija (en adelante, “deuda fija”) y deuda a tasa de interés variable (en adelante,
“deuda variable”). La deuda fija es aquella que a lo largo de su vida paga cupones de interés fijados desde
el inicio de la operación, ya sea explícita o implícitamente. La deuda variable es aquella deuda emitida con
tipo de interés variable, es decir, cada cupón se fija en el momento del inicio de cada período en función de
la tasa de interés de referencia. La valoración de toda la deuda se ha realizado mediante el descuento de los
flujos futuros esperados con la curva de tipos de interés de mercado según la moneda de pago.
g.4) Derivados y operaciones de cobertura
Los derivados mantenidos por el Grupo corresponden fundamentalmente a operaciones contratadas con el
fin de cubrir el riesgo de tasa de interés y/o de tipo de cambio, que tienen como objetivo eliminar o reducir
significativamente estos riesgos en las operaciones subyacentes que son objeto de cobertura.
Los derivados se registran por su valor razonable en la fecha del estado de situación financiera. En el caso
de derivados financieros, si su valor es positivo se registran en el rubro “Otros activos financieros” y si es
negativo en el rubro “Otros pasivos financieros”. Si se trata de derivados sobre commodities, el valor positivo
se registra en el rubro “Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar” y si es negativo en el rubro “Cuentas
comerciales y otras cuentas por pagar”.
Los cambios en el valor razonable se registran directamente en resultados, salvo en el caso de que el derivado
haya sido designado contablemente como instrumento de cobertura y se den todas las condiciones establecidas
por las NIIF para aplicar contabilidad de cobertura, entre ellas, que la cobertura sea altamente efectiva, en
cuyo caso su registro es el siguiente:
-
Coberturas de valor razonable: La parte del subyacente para la que se está cubriendo el riesgo se valora
por su valor razonable al igual que el instrumento de cobertura, registrándose en el estado de resultados
integrales las variaciones de valor de ambos, neteando los efectos en el mismo rubro del estado de
resultados integrales.
Coberturas de flujos de efectivo: Los cambios en el valor razonable de los derivados se registran, en la
parte en que dichas coberturas son efectivas, en una reserva del Patrimonio Total denominada “Coberturas
de flujo de caja”. La pérdida o ganancia acumulada en dicho rubro se traspasa al estado de resultados
integrales en la medida que el subyacente tiene impacto en el estado de resultados integrales por el
riesgo cubierto, neteando dicho efecto en el mismo rubro del estado de resultados integrales. Los
resultados correspondientes a la parte ineficaz de las coberturas se registran directamente en el estado
de resultados integrales.
-
Una cobertura se considera altamente efectiva cuando los cambios en el valor razonable o en los flujos de
efectivo del subyacente directamente atribuibles al riesgo cubierto, se compensan con los cambios en el valor
razonable o en los flujos de efectivo del instrumento de cobertura, con una efectividad comprendida en un
rango de 80%-125%.
La Sociedad no aplica contabilidad de cobertura sobre sus inversiones en el exterior.
Como norma general, los contratos de compra o venta a largo plazo de “commodities” se valorizan en el
estado de situación financiera por su valor razonable en la fecha de cierre, registrando las diferencias de valor
directamente en resultados, excepto cuando se den todas las condiciones que se mencionan a continuación:
-
-
La única finalidad del contrato es el uso propio.
Las proyecciones futuras del Grupo justifican la existencia de estos contratos con la finalidad de uso
propio.
La experiencia pasada de los contratos demuestra que se han utilizado para uso propio, excepto en
aquellos casos esporádicos en que haya sido necesario otro uso por motivos excepcionales o asociados
con la gestión logística fuera del control y de la proyección del Grupo.
El contrato no estipule su liquidación por diferencia, ni haya habido una práctica de liquidar por diferencias
contratos similares en el pasado.
-
-
197
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
Los contratos de compra o venta a largo plazo de “commodities” que mantiene formalizados el Grupo,
fundamentalmente de electricidad, combustible y otros insumos, cumplen con las características descritas
anteriormente. Así, los contratos de compras de combustibles tienen como propósito utilizarlos para la
generación de electricidad, los de compra de electricidad se utilizan para concretar ventas a clientes finales,
y los de venta de electricidad para la colocación de producción propia.
La Sociedad también evalúa la existencia de derivados implícitos en contratos e instrumentos financieros
para determinar si sus características y riesgos están estrechamente relacionados con el contrato principal
siempre que el conjunto no esté siendo contabilizado a valor razonable. En caso de no estar estrechamente
relacionados, son registrados separadamente contabilizando las variaciones de valor directamente en el
estado de resultados integrales.
g.5) Valor razonable y clasificación de los instrumentos financieros
El valor razonable de los diferentes instrumentos financieros derivados se calcula mediante los siguientes
procedimientos:
-
-
Para los derivados cotizados en un mercado organizado, por su cotización al cierre del ejercicio.
En el caso de los derivados no negociables en mercados organizados, el Grupo utiliza para su valoración el
descuento de los flujos de caja esperados y modelos de valoración de opciones generalmente aceptados,
basándose en las condiciones del mercado, tanto de contado como de futuros a la fecha de cierre del
ejercicio.
En consideración a los procedimientos antes descritos, el Grupo clasifica los instrumentos financieros en las
siguientes jerarquías:
Nivel 1: Precio cotizado (no ajustado) en un mercado activo para activos y pasivos idénticos;
Nivel 2: Inputs diferentes a los precios cotizados que se incluyen en el nivel 1 y que son observables para
activos o pasivos, ya sea directamente (es decir, como precio) o indirectamente (es decir, derivado
de un precio); y
Nivel 3: Inputs para activos o pasivos que no están basados en información observable de mercado (inputs
no observables).
g.6) Baja de activos financieros
Los activos financieros se dan de baja contablemente cuando:
-
Los derechos a recibir flujos de efectivo relacionados con los activos han vencido o se han transferido o,
aún reteniéndolos, se han asumido obligaciones contractuales que determinan el pago de dichos flujos
a uno o más receptores.
La sociedad ha traspasado sustancialmente los riesgos y beneficios derivados de su titularidad o, si no
los ha cedido ni retenido de manera sustancial, cuando no retenga el control de activo.
-
Las transacciones en las que la Sociedad retiene de manera sustancial todos los riesgos y beneficios, que son
inherentes a la propiedad de un activo financiero cedido, se registran como un pasivo de la contraprestación
recibida. Los gastos de la transacción se registran en resultados siguiendo el método de la tasa de interés
efectiva (ver 3.g.1.)
h) Inversiones en asociadas contabilizadas por el método de participación
Las participaciones en asociadas sobre las que el Grupo posee una influencia significativa se registran siguiendo
el método de participación.
El método de participación consiste en registrar la participación en el estado de situación financiera por la
proporción de su patrimonio total que representa la participación del Grupo en su capital, una vez ajustado,
en su caso, el efecto de las transacciones realizadas con el Grupo, más las plusvalías que se hayan generado
198
Enersis
Memoria Anual 2011
en la adquisición de la sociedad (plusvalía). Si el monto resultante fuera negativo, se deja la participación a
cero en el estado de situación financiera, a no ser que exista el compromiso por parte del Grupo de reponer
la situación patrimonial de la sociedad, en cuyo caso, se registra la provisión correspondiente.
Los dividendos percibidos de estas sociedades se registran reduciendo el valor de la participación y los resultados
obtenidos por las mismas, que corresponden al Grupo conforme a su participación, se registran en el rubro
“Participación en ganancia (pérdida) de asociadas contabilizadas por el método de participación”.
En el anexo N° 3 de los presentes estados financieros consolidados, denominado “Sociedades Asociadas”,
se describe la relación de Enersis con cada una de sus asociadas.
i) Inventarios
Los inventarios se valoran al precio medio ponderado de adquisición o valor neto de realización si éste es
inferior.
j) Activos no corrientes mantenidos para la venta y actividades
interrumpidas
El Grupo clasifica como activos no corrientes mantenidos para la venta las propiedades, plantas y equipos, los
intangibles, las inversiones en asociadas y los grupos sujetos a desapropiación (grupo de activos que se van
a enajenar junto con sus pasivos directamente asociados), para los cuales en la fecha de cierre del estado de
situación financiera se han iniciado gestiones activas para su venta y se estima que es altamente probable.
Estos activos o grupos sujetos a desapropiación se valorizan por el menor del monto en libros o el valor
estimado de venta deducidos los costos necesarios para llevarla a cabo, y dejan de amortizarse desde el
momento en que son clasificados como activos no corrientes mantenidos para la venta.
Los activos no corrientes mantenidos para la venta y los componentes de los grupos sujetos a desapropiación
clasificados como mantenidos para la venta se presentan en el estado de situación financiera consolidado
de la siguiente forma: Los activos en una única línea denominada “Activos no corrientes o grupos de activos
para su disposición clasificados como mantenidos para la venta” y los pasivos también en una única línea
denominada “Pasivos incluidos en grupos de activos para su disposición clasificados como mantenidos para
la venta”.
A su vez, el Grupo considera actividades interrumpidas las líneas de negocio significativas y separables que se
han vendido o se han dispuesto de ellas por otra vía o bien que reúnen las condiciones para ser clasificadas
como mantenidas para la venta, incluyendo, en su caso, aquellos otros activos que junto con la línea de
negocio forman parte del mismo plan de venta. Asimismo, se consideran actividades interrumpidas aquellas
entidades adquiridas exclusivamente con la finalidad de revenderlas.
Los resultados después de impuestos de las actividades interrumpidas se presentan en una única línea del
estado de resultados integral denominada “Ganancia (pérdida) de operaciones discontinuadas”.
k) Acciones propias en cartera
Las acciones propias en cartera se presentan rebajando el rubro “Patrimonio Total” del estado de situación
financiera consolidado y son valoradas a su costo de adquisición.
Los beneficios y pérdidas obtenidos por las sociedades en la enajenación de estas acciones propias se registran
en el Patrimonio Total: “Acciones propias en cartera”. Al 31 de diciembre de 2011 no existen acciones propias
199
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
en cartera, no habiéndose realizado en el ejercicio 2011 ni durante los ejercicios 2010 y 2009 transacciones
con acciones propias.
l) Provisiones
Las obligaciones existentes a la fecha de los estados financieros, surgidas como consecuencia de sucesos
pasados de los que pueden derivarse perjuicios patrimoniales de probable materialización para el Grupo,
cuyo monto y momento de cancelación son inciertos, se registran en el estado de situación financiera como
provisiones por el valor actual del monto más probable que se estima que el Grupo tendrá que desembolsar
para cancelar la obligación.
Las provisiones se cuantifican teniendo en consideración la mejor información disponible en la fecha de
la emisión de los estados financieros, sobre las consecuencias del suceso en el que traen su causa y son
reestimadas en cada cierre contable posterior.
l.1) Provisiones por obligaciones post empleo y otras similares
Algunas de las empresas del Grupo tienen contraídos compromisos por pensiones y otros similares con
sus trabajadores. Dichos compromisos, tanto de prestación definida como de aportación definida, están
instrumentados básicamente a través de planes de pensiones, excepto en lo relativo a determinadas prestaciones
en especie, fundamentalmente los compromisos de suministro de energía eléctrica, para los cuales, dada su
naturaleza, no se ha llevado a cabo la externalización y su cobertura se realiza mediante la correspondiente
provisión interna.
Para los planes de prestación definida, las sociedades registran el gasto correspondiente a estos compromisos
siguiendo el criterio del devengo durante la vida laboral de los empleados mediante la realización, a la fecha
de los estados financieros, de los oportunos estudios actuariales calculados aplicando el método de la unidad
de crédito proyectada. Los costos por servicios pasados que corresponden a variaciones en las prestaciones,
se reconocen inmediatamente con cargo a resultados en la medida en que los beneficios estén devengados.
Los compromisos por planes de prestación definida representan el valor actual de las obligaciones devengadas,
una vez deducido el valor razonable de los activos aptos afectos a los distintos planes, cuando es aplicable.
Para cada uno de los planes, si la diferencia entre el pasivo actuarial por los servicios pasados y los activos
afectos al plan es positiva, esta diferencia se registra en el rubro “Provisiones por beneficios a los empleados”
del pasivo del estado de situación financiera y si es negativa en el rubro “Otros activos financieros” del estado
de situación financiera, siempre que dicha diferencia sea recuperable para el Grupo normalmente mediante
deducción en las aportaciones futuras teniendo en cuenta las limitaciones establecidas por la CINIIF 14 “NIC
19 Límite de un activo por prestaciones definidas, obligación de mantener un nivel mínimo de financiación
y su iteración”.
Las contribuciones a planes de aportación definida se reconocen como gasto conforme los empleados prestan
sus servicios.
Las pérdidas y ganancias actuariales surgidas en la valoración, tanto de los pasivos como de los activos afectos
a estos planes, incluido en límite establecido en la CINIIF 14, se registran directamente en el rubro “Patrimonio
Total: Ganancias (pérdida) acumuladas”.
m) Conversión de saldos en moneda extranjera
Las operaciones que realiza cada sociedad en una moneda distinta de su moneda funcional se registran a
los tipos de cambio vigentes en el momento de la transacción. Durante el ejercicio, las diferencias que se
200
Enersis
Memoria Anual 2011
producen entre el tipo de cambio contabilizado y el que se encuentra vigente a la fecha de cobro o pago se
registran como diferencias de cambio en el estado de resultados integrales.
Asimismo, al cierre de cada período, la conversión de los saldos a cobrar o a pagar en una moneda distinta de
la funcional de cada sociedad, se realiza al tipo de cambio de cierre. Las diferencias de valoración producidas
se registran como diferencias de cambio en el estado de resultados integrales.
El Grupo ha establecido una política de cobertura de la parte de los ingresos de sus filiales que están
directamente vinculadas a la evolución del dólar norteamericano, mediante la obtención de financiación en esta
última moneda. Las diferencias de cambio de esta deuda, al tratarse de operaciones de cobertura de flujos de
caja, se imputan, netas de su efecto impositivo, en una cuenta de reservas en el patrimonio, registrándose en
resultados en el plazo en que se realizarán los flujos de caja cubiertos. Este plazo se ha estimado en diez años.
n) Clasificación de saldos en corrientes y no corrientes
En el estado de situación financiera consolidado adjunto, los saldos se podrían clasificar en función de sus
vencimientos, es decir, como corrientes aquellos con vencimiento igual o inferior a doce meses y como no
corrientes, los de vencimiento superior a dicho período.
En el caso que existiese obligaciones cuyo vencimiento es inferior a doce meses, pero cuyo refinanciamiento
a largo plazo esté asegurado a discreción de la Sociedad, mediante contratos de crédito disponibles de forma
incondicional con vencimiento a largo plazo, se podrían clasificar como pasivos a largo plazo.
o) Impuesto a las ganancias
El resultado por impuesto a las ganancias del período, se determina como la suma del impuesto corriente
de las distintas sociedades del Grupo y resulta de la aplicación del tipo de gravamen sobre la base imponible
del período, una vez aplicadas las deducciones que tributariamente son admisibles, más la variación de
los activos y pasivos por impuestos diferidos y créditos tributarios, tanto por pérdidas tributarias como por
deducciones. Las diferencias entre el valor contable de los activos y pasivos y su base tributaria generan los
saldos de impuestos diferidos de activo o de pasivo, que se calculan utilizando las tasas impositivas que se
espera estén en vigor cuando los activos y pasivos se realicen.
El impuesto corriente y las variaciones en los impuestos diferidos de activo o pasivo que no provengan de
combinaciones de negocio, se registran en resultados o en rubros de Patrimonio Total en el estado de situación
financiera, en función de donde se hayan registrado las ganancias o pérdidas que lo hayan originado.
Los activos por impuestos diferidos y créditos tributarios se reconocen únicamente cuando se considera
probable que existan ganancias tributarias futuras suficientes para recuperar las deducciones por diferencias
temporarias y hacer efectivos los créditos tributarios.
Se reconocen pasivos por impuestos diferidos para todas las diferencias temporarias, excepto aquellas derivadas
del reconocimiento inicial de plusvalías y de aquellas cuyo origen está dado por la valorización de las inversiones
en filiales, asociadas y entidades bajo control conjunto, en las cuales el Grupo pueda controlar la reversión
de las mismas y es probable que no se reviertan en un futuro previsible.
Las rebajas que se puedan aplicar al monto determinado como pasivo por impuesto corriente, se imputan en
resultados como un abono al rubro “Gasto por impuestos a las ganancias”, salvo que existan dudas sobre
su realización tributaria, en cuyo caso no se reconocen hasta su materialización efectiva, o correspondan a
incentivos tributarios específicos, registrándose en este caso como subvenciones.
201
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
En cada cierre contable se revisan los impuestos diferidos registrados, tanto activos como pasivos, con objeto
de comprobar que se mantienen vigentes, efectuándose las oportunas correcciones a los mismos de acuerdo
con el resultado del citado análisis.
p) Reconocimiento de ingresos y gastos
Los ingresos y gastos se imputan en función del criterio del devengo.
Los ingresos ordinarios se reconocen cuando se produce la entrada bruta de beneficios económicos originados
en el curso de las actividades ordinarias del Grupo durante el período, siempre que dicha entrada de beneficios
provoque un incremento en el patrimonio total que no esté relacionado con las aportaciones de los propietarios
de ese patrimonio y estos beneficios puedan ser valorados con fiabilidad. Los ingresos ordinarios se valoran
por el valor razonable de la contrapartida recibida o por recibir, derivada de los mismos.
Sólo se reconocen ingresos ordinarios derivados de la prestación de servicios cuando pueden ser estimados
con fiabilidad y en función del grado de realización de la prestación del servicio a la fecha del estado de
situación financiera.
El Grupo excluye de la cifra de ingresos ordinarios aquellas entradas brutas de beneficios económicos recibidas
cuando actúa como agente o comisionista por cuenta de terceros, registrando únicamente como ingresos
ordinarios los correspondientes a su propia actividad.
Los intercambios o permutas de bienes o servicios por otros bienes o servicios de naturaleza similar no se
consideran transacciones que producen ingresos ordinarios.
El Grupo registra por el monto neto los contratos de compra o venta de elementos no financieros que se
liquidan por el neto en efectivo o en otro instrumento financiero. Los contratos que se han celebrado y se
mantienen con el objetivo de recibir o entregar dichos elementos no financieros, se registran de acuerdo
con los términos contractuales de la compra, venta o requerimientos de utilización esperados por la entidad.
Los ingresos (gastos) por intereses se contabilizan considerando la tasa de interés efectiva aplicable al principal
pendiente de amortizar durante el período de devengo correspondiente.
q) Ganancia (pérdida) por acción
La ganancia básica por acción se calcula como el cuociente entre la ganancia (pérdida) neta del período
atribuible a la Sociedad Matriz y el número medio ponderado de acciones ordinarias de la misma en circulación
durante dicho período, sin incluir el número medio de acciones de la Sociedad Matriz en poder del Grupo,
si en alguna ocasión fuere el caso.
Durante los ejercicios 2011, 2010 y 2009, el Grupo no realizó operaciones de potencial efecto dilutivo, que
suponga una ganancia por acción diluida diferente del beneficio básico por acción.
r) Dividendos
El artículo N° 79 de la Ley de Sociedades Anónimas de Chile establece que, salvo acuerdo diferente adoptado
en la junta respectiva, por la unanimidad de las acciones emitidas, las sociedades anónimas abiertas deberán
distribuir anualmente como dividendo en dinero a sus accionistas, a prorrata de sus acciones o en la proporción
que establezcan los estatutos si hubiere acciones preferidas, a lo menos el 30% de las utilidades líquidas de
cada ejercicio, excepto cuando corresponda absorber pérdidas acumuladas provenientes de ejercicios anteriores.
Considerando que lograr un acuerdo unánime, dado la atomizada composición accionaria del capital social
202
Enersis
Memoria Anual 2011
de Enersis, es prácticamente imposible, al cierre de cada período se determina el monto de la obligación con
los accionistas, neta de los dividendos provisorios que se hayan aprobado en el curso del año, y se registra
contablemente en el rubro “Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar ” o en el rubro “Cuentas
por pagar a entidades relacionadas”, según corresponda, con cargo al Patrimonio Total.
Los dividendos provisorios y definitivos, se registran como menor “Patrimonio Total” en el momento de su
aprobación por el órgano competente, que en el primer caso normalmente es el Directorio de la Sociedad,
mientras que en el segundo la responsabilidad recae en la Junta General Ordinaria de Accionistas.
s) Sistemas de retribución basados en acciones
En los casos en los que empleados del Grupo participan en planes de remuneración vinculados al precio de
la acción de Enel, siendo el costo del plan asumido por esta sociedad, el Grupo registra el valor razonable de
la obligación de Enel como gastos por beneficios a los empleados. Simultáneamente y por el mismo monto
se registra un incremento patrimonial en otras reservas, como representación de la contribución de Enel.
(Ver Nota 8.3).
t) Estado de flujos de efectivo
El estado de flujos de efectivo recoge los movimientos de caja realizados durante el período, determinados
por el método indirecto. En estos estados de flujos de efectivo se utilizan las siguientes expresiones en el
sentido que figura a continuación:
-
Flujos de efectivo: entradas y salidas de efectivo o de otros medios equivalentes, entendiendo por éstos
las inversiones a plazo inferior a tres meses de gran liquidez y bajo riesgo de alteraciones en su valor.
Actividades de operación: son las actividades que constituyen la principal fuente de ingresos ordinarios
del Grupo, así como otras actividades que no puedan ser calificadas como de inversión o financiamiento.
Actividades de inversión: las de adquisición, enajenación o disposición por otros medios de activos no
corrientes y otras inversiones no incluidas en el efectivo y sus equivalentes.
Actividades de financiación: actividades que producen cambios en el tamaño y composición del patrimonio
total y de los pasivos de carácter financiero.
-
-
-
Nota 4. Regulación sectorial y funcionamiento del sistema
eléctrico
En los países de Latinoamérica en que el Grupo opera existen distintas regulaciones. A continuación se explican
las principales características de cada uno de los negocios.
4.1. Generación
Chile
El sector eléctrico en Chile se encuentra regulado por la Ley General de Servicios Eléctricos, contenida en el
DFL Nº 1 de 1982, del Ministerio de Minería, cuyo texto refundido y coordinado fue fijado por el DFL N° 4 de
2006 del Ministerio de Economía (“Ley Eléctrica”) y su correspondiente Reglamento, contenido en el D.S.
Nº 327 de 1998. Tres entidades gubernamentales tienen la responsabilidad en la aplicación y cumplimiento
de la Ley Eléctrica: la Comisión Nacional de Energía (CNE), que posee la autoridad para proponer las tarifas
reguladas (precios de nudo), así como para elaborar planes indicativos para la construcción de nuevas unidades
de generación; la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), que fiscaliza y vigila el cumplimiento
de las leyes, reglamentos y normas técnicas para la generación, transmisión y distribución eléctrica, combustibles
líquidos y gas; y, por último, el recientemente creado Ministerio de Energía que tendrá la responsabilidad
203
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
de proponer y conducir las políticas públicas en materia energética y agrupa bajo su dependencia a la SEC,
a la CNE y a la Comisión Chilena de Energía Nuclear (CChEN), fortaleciendo la coordinación y facilitando
una mirada integral del sector. Cuenta, además, con una Agencia de Eficiencia Energética y el Centro de
Energías Renovables. La ley establece, además, un Panel de Expertos que tiene por función primordial resolver
las discrepancias que se produzcan entre los distintos agentes del mercado eléctrico: empresas eléctricas,
operador del sistema, regulador, etc.
Desde un punto de vista físico, el sector eléctrico chileno está dividido en cuatro sistemas eléctricos: SIC
(Sistema Interconectado Central), SING (Sistema Interconectado del Norte Grande), y dos sistemas medianos
aislados: Aysén y Magallanes. El SIC, principal sistema eléctrico, se extiende longitudinalmente por 2.400 km.
uniendo Taltal, por el norte, con Quellón, en la Isla de Chiloé, por el sur. El SING cubre la zona norte del país,
desde Arica hasta Coloso, abarcando una longitud de unos 700 km.
En la organización de la industria eléctrica chilena se distinguen fundamentalmente tres actividades que
son: Generación, Transmisión y Distribución, los que operan en forma interconectada y coordinada, y cuyo
principal objetivo es el de proveer energía eléctrica al mercado, al mínimo costo y preservando los estándares
de calidad y seguridad de servicio exigido por la normativa eléctrica. Debido a sus características las actividades
de Transmisión y Distribución constituyen monopolios naturales, razón por la cual son segmentos regulados
como tales por la normativa eléctrica, exigiéndose el libre acceso a las redes y la definición de tarifas reguladas.
De acuerdo a la Ley Eléctrica, las compañías involucradas en la Generación y Transmisión en un sistema eléctrico
interconectado deben coordinar sus operaciones en forma centralizada a través de un ente operador, el Centro
de Despacho Económico de Carga (CDEC), con el fin de operar el sistema a mínimo costo, preservando la
seguridad del servicio. Para ello, el CDEC planifica y realiza la operación del sistema, incluyendo el cálculo del
costo marginal horario, precio al cual se valoran las transferencias de energía entre generadores realizadas
en el CDEC.
Por tanto, la decisión de generación de cada empresa está supeditada al plan de operación del CDEC. Cada
compañía, a su vez, puede decidir libremente si vender su energía a clientes regulados o no regulados.
Cualquier superávit o déficit entre sus ventas a clientes y su producción, es vendido o comprado a otros
generadores al precio del mercado spot.
Una empresa generadora puede tener los siguientes tipos de clientes:
(i) Clientes regulados: Corresponden a aquellos consumidores residenciales, comerciales, pequeña y mediana
industria, con una potencia conectada igual o inferior a 500 kW, y que están ubicados en el área de concesión
de una empresa distribuidora. Clientes con consumos entre 500 kV y 2.000 kV pueden elegir su condición
entre libres y regulados. Hasta 2009, el precio de la energía de transferencia entre las compañías generadoras
y distribuidoras para el abastecimiento de clientes regulados tenía un valor máximo que se denomina precio
de nudo, el que es regulado por el Ministerio de Energía. Los precios de nudo son determinados cada seis
meses (abril y octubre), en función de un informe elaborado por la CNE, sobre la base de las proyecciones
de los costos marginales esperados del sistema en los siguientes 48 meses, en el caso del SIC, y de 24
meses, en el del SING. A partir de 2010, y a medida que la vigencia de los contratos a precio de nudo se van
extinguiendo, este precio de transferencia entre las empresas generadoras y distribuidoras es reemplazado
por el resultado de licitaciones que se llevan a cabo en un proceso regulado, con un precio máximo definido
por la autoridad cada seis meses.
(ii) Clientes libres: Corresponden a aquella parte de la demanda que tiene una potencia conectada mayor
a 2.000 KW, principalmente industriales y mineros. Estos consumidores pueden negociar libremente sus
precios de suministro eléctrico con las generadoras y/o distribuidoras. Los clientes con potencia entre 500 y
2.000 KW, como se señaló en el punto anterior, tienen la opción de contratar energía a precios que pueden
ser convenidos con sus proveedores -o bien-, seguir sometidos a precios regulados, con un período de
permanencia mínima de cuatro años en cada régimen.
204
Enersis
Memoria Anual 2011
(iii) Mercado Spot o de corto plazo: Corresponde a las transacciones de energía y potencia entre compañías
generadoras, que resultan de la coordinación realizada por el CDEC para lograr la operación económica del
sistema, y los excesos (déficit) de su producción respecto de sus compromisos comerciales son transferidos
mediante ventas (compras) a los otros generadores integrantes del CDEC. Para el caso de la energía, las
transferencias son valoradas al costo marginal. Para la potencia, al precio de nudo correspondiente, según
ha sido fijado semestralmente por la autoridad.
En Chile, la potencia por remunerar a cada generador depende de un cálculo realizado centralizadamente por
el CDEC en forma anual, del cual se obtiene la potencia firme para cada central, valor que es independiente
de su despacho.
A partir de 2010, con la promulgación de la Ley 20.018, las empresas distribuidoras deben disponer del
suministro permanentemente para el total de su demanda proyectada a tres años, para lo cual se deben
realizar licitaciones públicas de largo plazo.
En materia de energías renovables, en abril de 2008 se promulgó la Ley 20.257, que incentiva el uso de
las Energías Renovables No Convencionales (ERNC). El principal aspecto de esta norma es que obliga a los
generadores a que -al menos- un 5% de su energía comercializada con clientes provenga de estas fuentes
renovables, entre 2010 y 2014, aumentando progresivamente en 0,5% desde el ejercicio 2015 hasta el 2024,
donde se alcanzará un 10%.
Resto de Latinoamérica
En los otros países de Latinoamérica en que Endesa Chile opera existen distintas regulaciones. En general, las
legislaciones de Brasil, Argentina, Perú y Colombia permiten la participación de capitales privados en el sector
eléctrico, defienden la libertad de competencia para la actividad de Generación y definen criterios para evitar que
determinados niveles de concentración económica y/o prácticas de mercado conlleven un deterioro de la misma.
A diferencia de lo que ocurre en Chile, las empresas públicas participan en el sector eléctrico conjuntamente
con empresas de capitales privados tanto en las actividades de Generación, Transmisión y Distribución.
En principio, se permite la participación de las empresas en diferentes actividades (Generación, Distribución,
Comercialización) en la medida que exista una separación adecuada de las mismas, tanto contable como
societaria. No obstante, en el sector de Transmisión es donde se suelen imponer las mayores restricciones,
principalmente por su naturaleza y por la necesidad de garantizar el acceso adecuado a todos los agentes.
En cuanto a las principales características del negocio de generación eléctrica, se puede señalar que en términos
generales se trata de mercados liberalizados en los que, sobre los planes indicativos de las autoridades, los
agentes privados adoptan libremente las decisiones de inversión. La excepción la constituyen Brasil, país en
el cual, a partir de las necesidades de contratación declaradas por los agentes de Distribución, el Ministerio
de Energía participa en la expansión del sistema eléctrico, definiendo cuotas de capacidad por tecnología
(licitaciones separadas para energías térmicas, hidráulicas o renovables) o directamente licitando proyectos
específicos; y Argentina, donde, pese a que el gobierno ha promovido algunas iniciativas para incentivar la
inversión, tales como “Energía Plus”, el aumento en capacidad instalada no ha sido el esperado. El 25 de
noviembre del año 2010 se firmó un acuerdo entre la Secretaría de Energía y los agentes del mercado de
generación eléctrica mediante el cual, entre otros aspectos, se busca incrementar el desarrollo de nuevos
proyectos de generación, destinando para su financiamiento parte de la deuda que el Estado mantiene
actualmente con estas empresas eléctricas.
En estos países la coordinación de la operación se realiza de manera centralizada, donde un operador
independiente coordina el despacho de carga. A excepción de Colombia, donde el despacho se basa en precios
ofertados por los agentes, en los demás países existe el despacho centralizado basado en costes variables de
producción que busca garantizar el abastecimiento de la demanda a mínimo costo para el sistema. A partir de
este despacho se determina el Costo Marginal de generación que define el precio para las transacciones spot.
205
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
No obstante, cabe señalar que en la actualidad Argentina y Perú tienen intervenidos, en mayor o menor grado,
la formación de precio en estos mercados marginalistas de generación. Argentina, desde que se produjo la crisis
de 2002 y Perú, a raíz de una reciente normativa de emergencia surgida en 2008, que define un coste marginal
idealizado, considerando que no existen las actuales restricciones del sistema de transporte de gas y electricidad.
Tanto en Colombia, Brasil, Perú y Argentina los agentes de Generación están habilitados para vender su
energía mediante contratos en el mercado regulado o en el mercado libre y transar sus excedentes/déficits a
través del mercado spot. El mercado libre apunta al segmento de grandes usuarios, aunque los límites que
definen tal condición varían en cada mercado. Las principales diferencias entre los mercados aparecen en
la forma de regular las ventas de energía entre generadores y distribuidoras y en cómo se define el precio
regulado para la formación de tarifas a usuarios finales.
En Argentina, inicialmente la normativa contemplaba que el precio de venta de generadores a distribuidores
se obtenía de un cálculo centralizado del precio spot promedio previsto para los próximos seis meses. Sin
embargo, luego de la crisis del año 2002, la autoridad ha fijado de manera arbitraria ese precio, obligando
la intervención del sistema marginalista y provocando un descalce entre los costos reales de generación y
el pago que realiza de la demanda a través de las distribuidoras. Adicionalmente, la energía que pueden
vender los generadores está limitada a la demanda que cada generador tenía vendida a través de contratos
en el período mayo-junio 2005.
En Brasil el precio regulado de compra para la formación de tarifas a usuarios finales se basa en los precios
medios de las licitaciones, existiendo procesos independientes de licitación de energía existente y de energía
nueva. Estos últimos contemplan contratos de largo plazo en que nuevos proyectos de generación deben
cubrir los crecimientos de demanda previstos por las distribuidoras. Las licitaciones de energía vieja consideran
plazos de contratación menores y buscan cubrir las necesidades de contratación de las distribuidoras que
surgen del vencimiento de contratos previos. Cada proceso de licitación es coordinado centralizadamente,
la autoridad define precios máximos y, como resultado, se firman contratos donde todas las distribuidoras
participantes en el proceso compran a prorrata a cada uno de los generadores oferentes.
Las distribuidoras en Colombia tienen libertad para decidir su suministro, pudiendo definir las condiciones
de los procesos de licitación pública para adquirir la energía requerida para el mercado regulado y están
habilitadas para comprar energía en el mercado spot. El precio que paga el usuario final refleja un promedio
del precio de compra. Desde 2004, la CREG (Comisión de Regulación de Energía y Gas) está trabajando
en una propuesta para modificar la operativa de contratación en el mercado colombiano, que pasaría a ser
un sistema electrónico de contratos. Este mecanismo reemplazaría las licitaciones actuales por subastas de
energía con condiciones comerciales estandarizadas, en donde la demanda a contratar se trataría como una
única demanda agregada.
En Perú, al igual que en Chile, las distribuidoras tienen obligación de contratar y se modificó la legislación
para permitir la realización de licitaciones de energía a partir de los requerimientos de éstas. Actualmente
permanecen vigentes sólo algunos contratos entre generadoras y distribuidoras a precio de barra (equivalente al
precio de nudo en Chile), el que se define de un cálculo centralizado. Sin embargo, desde 2007 la contratación
se realiza vía licitaciones. La autoridad aprueba las bases de licitación y define en cada proceso el precio máximo.
Salvo en Colombia, en todos los países existe algún tipo de normativa que promueve la incorporación de
energía renovable. En términos prácticos, no existen incentivos u obligaciones como las definidas en Chile
que hagan competitiva a mayor escala estas tecnologías. Es la autoridad la que debe promover procesos
licitatorios específicos con condiciones especiales para viabilizar estos proyectos.
4.2. Distribución
En los cinco países en los que el Grupo opera, el precio de venta a clientes se basa en el precio de compra a
generadores más un componente asociado al valor agregado de la actividad de distribución. Periódicamente, el
206
Enersis
Memoria Anual 2011
regulador fija este valor a través de procesos de revisión de tarifas de distribución. De esta forma, la actividad
de distribución es una actividad esencialmente regulada.
Chile
En Chile, el valor agregado de distribución (VAD) se establece cada cuatro años. Para ello, el organismo
regulador, la Comisión Nacional de Energía (CNE), clasifica a las compañías de acuerdo a áreas típicas que
agrupan a las empresas con costos de distribución similares. El retorno sobre la inversión de una distribuidora
depende de su desempeño en relación con los estándares de la empresa modelo definida por el regulador.
En abril de 2009 se publicaron las fórmulas tarifarias cuya vigencia abarca desde noviembre de 2008 a
noviembre de 2012.
Resto de Latinoamérica
Similarmente, en Perú se realiza un proceso determinación de VAD cada 4 años, también utilizando la
metodología de empresa modelo según área típica. En octubre de 2009, se publicaron las tarifas del próximo
período 2009-2013.
En Brasil existen tres tipos de modificación tarifaria: (i) Revisiones periódicas, las cuales se realizan según lo
establecido en los contratos de concesión (en Coelce cada 4 años y en Ampla cada 5 años) (ii) Reajuste anual,
(IRT) y (iii) Revisiones extraordinarias.
La última revisión tarifaria periódica para Ampla abarca el período 2009-2014; y para Coelce abarca el
período 2007–2011. A final de 2011 el regulador ANEEL emitió las modificaciones a las metodologías de
cálculo tarifario para el tercer ciclo de revisiones periódicas, uno de cuyos principales cambios se refiere a la
disminución del WACC. Por otra parte, los últimos reajustes anuales fueron realizados por ANEEL para Coelce
en abril de 2010 y para Ampla en marzo de 2011. La revisión tarifaria periódica de Coelce para el período
2011-2015 y el reajuste anual están en proceso, con base en la nueva metodología tarifaria para el tercer
ciclo, y estarán efectivas en abril de 2012.
En Colombia, la Comisión de Regulación de Energía y Gas –CREG estableció en 2008 una nueva metodología
para el cálculo de la tasa de retorno aplicable a la remuneración de la distribución y una nueva metodología
para el establecimiento de los cargos por uso de los sistemas de transmisión regional y distribución local. En
octubre de 2009 la CREG publicó los cargos de distribución de Codensa para el período 2009-2013. Durante
2011 la CREG realizó un estudio sobre el índice de productividad de la actividad de comercialización y emitió
las resoluciones definitivas del Reglamento de Comercialización y de los planes de gestión de pérdidas. El
proceso de revisión del cargo de comercialización se realizará durante 2012.
En Argentina, las tarifas estuvieron congeladas después del default del país en 2001. La recomposición tarifaria
para Edesur comenzó con la entrada en vigencia del Acta Acuerdo en 2007. A partir de este año se han efectuado
reajustes en las tarifas (efecto positivo en valor agregado de distribución, VAD) y reajustes por inflación (mecanismo
de monitoreo de costos, MMC); el último ajuste por aplicación del mecanismo MMC correspondió al período
mayo 2007-octubre 2007 y se mantienen pendientes los ajustes MMC no trasladados a tarifa para los períodos
posteriores a esta fecha. En julio de 2008 se autorizaron aumentos para clientes con consumo superior a 650
kWh-bimestre y en octubre de 2008 se decretó un aumento para consumos superiores a 1.000 kWh-mes; este
último aumento es un pass-through a los generadores cuya aplicación fue suspendida entre junio y septiembre
de 2010, y reanudada en octubre de 2010. Durante los primeros meses de 2010 Edesur presentó los cuadros
tarifarios resultantes de la aplicación de la Res. N° 467/08 e información complementaria solicitada por ENRE; se
mantiene aún pendiente la Revisión Tarifaria Integral-RTI contemplada en el Acta Acuerdo de Renegociación del
Contrato de Concesión. A finales de 2011 el Gobierno anunció la reducción de subsidios estatales; se estableció
un aumento de los precios estacionales para clientes de determinadas actividades comerciales e industriales, así
como para algunos segmentos de clientes residenciales en zonas geográficas específicas.
207
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
- Mercado de clientes no regulados
En todos los países las distribuidoras pueden realizar suministro a sus clientes bajo la modalidad regulada o
bajo condiciones libremente pactadas. Los límites para el mercado no regulado en cada país son los siguientes:
País
Argentina
Brasil
Chile
Colombia
Perú
kW umbral
> 30 kW
> 3.000 kW
> 500 kW
> 100 kW o 55 MWh-mes
> 200 kW (*)
(*). En Perú en abril de 2009 se estableció que los clientes entre 200 y 2.500 kW pueden optar entre mercado regulado o libre.
- Límites a la integración y concentración
En general, la legislación defiende la libertad de competencia y define criterios para evitar que determinados
niveles de concentración económica y/o prácticas de mercado conlleven un deterioro de la misma.
En principio, se permite la participación de las empresas en diferentes actividades (generación, distribución,
comercialización) en la medida que exista una separación adecuada de las mismas, tanto contable como
societaria. No obstante, en el sector de transporte es donde se suelen imponer las mayores restricciones,
principalmente por su naturaleza y por la necesidad de garantizar el acceso adecuado a todos los agentes.
En efecto, en Argentina y Colombia hay restricciones específicas para que las compañías generadoras o
distribuidoras puedan ser accionistas mayoritarias de empresas transportistas.
Adicionalmente, en Colombia aquellas empresas creadas con posterioridad a 1994 no pueden estar integradas
verticalmente. Las generadoras no pueden participar en una empresa de distribución en más de un 25% y
viceversa. Por otro lado, en Perú se requiere un permiso de la autoridad para aquellas empresas que, teniendo
más del 5% de un negocio, deseen entrar en la propiedad de una empresa en otro negocio.
En cuanto a la concentración en un sector específico, en Argentina y Chile no se establece límites específicos
a la integración vertical u horizontal. En Perú las integraciones están sujetas a autorización, de 5% en la
vertical y 15% en la horizontal. En Colombia, para el sector de generación y comercialización, las empresas
no pueden tener participaciones superiores al 25% del mercado. Finalmente en el caso de Brasil, desde 2007
no hay restricciones a la integración de la generación. En distribución existen límites de concentración, tanto
a nivel nacional como por subsistema eléctrico. A nivel nacional se permite una concentración del 20% en
ambos segmentos y a nivel de subsistema eléctrico, el límite es el 35% en los subsistemas Norte y Nordeste
y 25% en los subsistemas Sur, Sudeste y Centro-Oeste.
En el caso de consolidaciones o fusiones entre agentes de un mismo segmento, la normativa exige contar
con la autorización del regulador.
- Acceso a la red
En todos los países el derecho de acceso y el peaje o precio de acceso es regulado por la autoridad.
En Perú en el año 2009 concluyó el proceso de fijación del peaje que reconoce las inversiones en los Sistemas
Secundarios y Complementarios de Transmisión para el periodo julio 2006 - abril 2013, que rigen a partir
del 1° de noviembre del 2009.
En Chile durante el año 2010 se desarrolló parte del proceso tarifario para la determinación del Valor Anual de
los Sistemas de Subtransmisión para el cuadrienio 2011-2014. La CNE publicó el informe técnico definitivo el
13 de mayo de 2011. Chilectra ingresó al Panel de Expertos sus discrepancias el 3 de junio de 2011 y expuso
208
Enersis
Memoria Anual 2011
sus fundamentos en una audiencia pública el 16 de junio. El Panel de Expertos emitió su dictamen el 8 de
agosto. La CNE incorporó dicho dictamen y elaboró un nuevo informe técnico definitivo el 26 de octubre,
en base al cual se espera que el Ministerio de Energía publique durante el primer trimestre de 2012 el Decreto
de tarifas de subtransmisión. Este Decreto tendrá efecto retroactivo a enero de 2011.
Nota 5. Efectivo y equivalentes al efectivo
a) La composición del rubro al 31 de diciembre de 2011, 2010 y 2009 es la siguiente:
Efectivo y equivalentes al efectivo
Efectivo en caja
Saldos en bancos
Depósitos a corto plazo
Otros instrumentos de renta fija
31/12/11
M$
Saldo al
31/12/10
M$
31/12/09
M$
1.287.851
279.960
2.033.228
269.065.858
186.975.512
280.296.850
398.152.529
518.742.837
631.827.134
551.415.030
255.356.728
220.743.609
Total
1.219.921.268
961.355.037
1.134.900.821
Los depósitos a corto plazo vencen en un plazo inferior a tres meses desde su fecha de adquisición y devengan
el interés de mercado para este tipo de inversiones de corto plazo. Los otros instrumentos de renta fija
corresponden fundamentalmente a operaciones de pactos de compra con retroventa con vencimiento inferior
a 30 días. No existen restricciones por montos significativos a la disposición de efectivo.
b) El detalle por tipo de moneda del saldo anterior es el siguiente:
Moneda
$ Chilenos
$ Arg
$ Col
Real
Soles
US$
Total
31/12/11
M$
31/12/10
M$
31/12/09
M$
535.594.942
322.190.328
171.799.777
27.058.157
45.357.753
28.624.735
268.199.899
150.964.209
395.598.094
278.155.164
309.896.646
370.793.677
38.902.348
72.010.758
39.467.666
21.485.345
93.478.435
146.599.193
1.219.921.268
961.355.037
1.134.900.821
c) A continuación se muestran los montos recibidos, producto de desapropiaciones de subsidiarias:
Desapropiaciones de subsidiarias
31/12/11
M$
31/12/10
M$
Importes recibidos por desapropiaciones en efectivo y equivalentes al efectivo
31.486.668
Importes de efectivo y equivalentes al efectivo en entidades desapropiadas
(18.824.434)
Activos y pasivos diferentes de efectivo o equivalentes al efectivo en entidades
desapropiadas
(21.311.336)
Total contraprestaciones recibidas por desapropiaciones (*)
(8.649.102)
-
-
-
-
31/12/09
M$
(23.744.357)
3.832.195
12.828.632
(7.083.530)
(*) ver nota 2.4.1
209
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
Nota 6. Otros activos financieros
La composición de este rubro al 31 de diciembre de 2011 y 2010 es la siguiente:
Otros activos financieros
Saldo al
Corrientes
No corrientes
31/12/11
M$
31/12/10
M$
31/12/11
M$
31/12/10
M$
Inversiones financieras disponibles para la venta -
sociedades no cotizadas o que tienen poca liquidez
Inversiones financieras disponibles para la venta -
sociedades que cotizan
Beneficios post-empleo (Superávit) (*)
Inversiones mantenidas hasta el vencimiento
Instrumentos derivados de cobertura (**)
Instrumentos derivados de no cobertura (***)
Otros activos
Total
(*) ver nota 23.2
(**) ver nota 20.2.a
(***) ver nota 20.2.b
-
-
-
-
748.078
47.504
143.638
-
-
-
7.735.440
64.518
17.551
2.805.803
2.422.288
86.852
88.909
-
20.793.960
12.178.355
-
-
1.490.091
3.352.698
29.461.230
27.212.944
91.262
339.391
939.220
7.817.509
37.355.061
62.968.722
Nota 7. Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar
a) La composición de este rubro al 31 de diciembre de 2011 y 2010 es la siguiente:
Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar, bruto
Saldo al
Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar, bruto
1.166.221.729
444.327.960
1.216.533.291
335.892.068
Deudores comerciales, bruto
Otras cuentas por cobrar, bruto
1.064.550.354
182.387.693
1.124.250.876
206.462.719
101.671.375
261.940.267
92.282.415
129.429.349
31/12/11
31/12/10
Corriente
No corriente
Corriente
No corriente
M$
M$
M$
M$
Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar, neto
Saldo al
31/12/11
31/12/10
Corriente
No corriente
Corriente
No corriente
M$
M$
M$
M$
Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar, neto
977.602.388
443.328.450
1.038.098.240
319.567.960
Deudores comerciales, neto (1)
Otras cuentas por cobrar, neto (2)
882.853.961
181.435.318
953.663.462
190.617.091
94.748.427
261.893.132
84.434.778
128.950.869
(1) Al 31 de diciembre de 2010 incluía cuentas por cobrar por M$ 40.398.048 que nuestra filial Cachoeira Dourada S.A. mantenía pendiente
de cobro a la Compañía de Electricidade de Goiás (CELG), que es una empresa estatal del estado de Goiás, desde de años anteriores. CELG
finalmente ha obtenido el financiamiento necesario para hacer frente a sus obligaciones y durante el mes de diciembre de 2011 pagó los
montos adeudados.
(2) Incluye una cuenta por cobrar no corriente por aplicación de CINIIF 12 “Acuerdos sobre Concesión de Servicios” por un monto de M$
212.947.609 al 31 de diciembre de 2011 y M$ 122.301.426 al 31 de diciembre de 2010.
Los saldos incluidos en este rubro, en general, no devengan intereses, salvo por las cuentas a cobrar que se
generaron en la aplicación de la CINIIF 12.
No existen restricciones a la disposición de este tipo de cuentas por cobrar de monto significativo.
No existe ningún cliente que individualmente mantenga saldos significativos en relación con las ventas o
cuentas a cobrar totales del Grupo.
210
Enersis
Memoria Anual 2011
Para los montos, términos y condiciones relacionados con cuentas por cobrar con partes relacionadas, referirse
a la Nota 8.1.
b) Al 31 de diciembre de 2011 y 2010, el análisis de deudores por ventas vencidos y no pagados, pero no
deteriorados es el siguiente:
Deudores por ventas vencidos y no pagados pero no deteriorados
Con antigüedad menor de tres meses
Con antigüedad entre tres y seis meses
Con antigüedad entre seis y doce meses
Con antigüedad mayor a doce meses
Total
Saldo al
31/12/11
M$
31/12/10
M$
81.387.613
124.589.681
38.450.793
30.144.689
33.311.703
29.193.251
114.487.265
147.592.648
264.470.360
334.687.283
c) Los movimientos en la provisión de deterioro de deudores fueron los siguientes:
Deudores por ventas vencidos y no pagados con deterioro
Saldo al 1 de enero de 2010
Aumentos (disminuciones) del ejercicio (*)
Montos castigados
Diferencias de conversión de moneda extranjera
Saldo al 31 de diciembre de 2010
Aumentos (disminuciones) del ejercicio (*)
Montos castigados
Diferencias de conversión de moneda extranjera
Saldo al 31 de diciembre de 2011
(*) Ver nota 28 Pérdidas por deterioro de activos financieros.
Corriente y
no corriente
M$
165.332.661
95.391.111
(60.563.032)
(5.401.581)
194.759.159
18.649.480
(7.046.353)
(16.743.435)
189.618.851
Nota 8. Saldos y transacciones con partes relacionadas
Las transacciones y saldos con entidades relacionadas se realizan en condiciones de mercado.
Las transacciones con entidades relacionadas y con entidades de control conjunto han sido eliminadas en el
proceso de consolidación y no se desglosan en esta nota.
A la fecha de los presentes estados financieros, no existen garantías otorgadas asociadas a los saldos entre
entidades relacionadas, ni provisiones por deudas de dudoso cobro.
211
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
8.1. Saldos y transacciones con entidades relacionadas
Los saldos de cuentas por cobrar y pagar entre la sociedad y sus entidades relacionadas no consolidables
son los siguientes:
a) Cuentas por cobrar a entidades relacionadas
R.U.T.
Sociedad
País de
origen
Naturaleza de la
relación
Moneda Descripción de la
Plazo de la transacción
transacción
Saldo al
Corrientes
No corrientes
31/12/11
31/12/10
31/12/11
31/12/10
M$
M$
M$
M$
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
E E Piura
Endesa Energía S.A.
Endesa Latinoamérica S.A
Endesa Latinoamérica S.A
Endesa España
Endesa España
96.524.140-K
Empresa Electrica Panguipulli S.A.
96.880.800-1
Empresa Electrica Puyehue S.A.
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Generalima S.A.
Generalima S.A.
SACME
Endesa Cemsa S.A.
Endesa Cemsa S.A.
76.788.080-4
GNL Quinteros S.A.
76.418.940-k
GNL Chile S.A.
76.418.940-k
GNL Chile S.A.
Perú
España
España
España
España
España
Chile
Chile
Perú
Perú
Matriz común
Soles
Otros servicios
Menos de 90 días
208.118
144.144
Matriz común
$ Col
Otros servicios
Menos de 90 días
Relac. matriz
US$
Reembolso gastos Menos de 90 días
Relac. matriz
$ Col
Otros servicios
Menos de 90 días
Relac. matriz
Relac. matriz
US$
CH$
Otros servicios
Menos de 90 días
Otros servicios
Menos de 90 días
Matriz común CH$
Otros servicios
Menos de 90 días
Matriz común CH$
Otros servicios
Menos de 90 días
30.857
26.165
-
4.230
-
107
7
57.725
26.166
27.787
4.230
47.229
-
-
Matriz común CH$
Otros servicios
Menos de 90 días
311.013
134.482
Matriz común
Soles
Otros servicios
Menos de 90 días
578
-
Argentina
Asociada
Argentina
Asociada
Argentina
Asociada
Chile
Chile
Chile
Asociada
Asociada
Asociada
$ Arg
$ Arg
$ Arg
CH$
US$
CH$
Otros servicios
Menos de 90 días
630.091
312.951
Cta. cte. mercantil Menos de 90 días
23.839.664 18.413.497
Otras
Menos de 90 días
16.724
Otros servicios
Menos de 90 días
8.926.072
Otros servicios
Menos de 90 días
Préstamos
Menos de 90 días
-
458.094
533.218
312.084
-
591.541
379.862
317.563
Extranjera
PH Chucas Costa Rica
Costa Rica Matriz común CH$
Otros servicios
Menos de 90 días
Total
35.282.592 20.471.607
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
b) Cuentas por pagar a entidades relacionadas
R.U.T.
Sociedad
País de
origen
Naturaleza de la
relación
Moneda Descripción de la
Plazo de la transacción
transacción
31/12/11
31/12/10
31/12/11
31/12/10
Saldo al
Corrientes
No corrientes
M$
M$
M$
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
E E Piura
Endesa Latinoamérica S.A
Endesa Latinoamérica S.A
Endesa Latinoamérica S.A
Endesa Latinoamérica S.A.
Endesa Latinoamérica S.A. (1)
Perú
España
España
España
España
España
Matriz común
Soles
Otros servicios
Menos de 90 días
Relac. matriz
$ Arg
Dividendos
Menos de 90 días
M$
995.885
130.841
858.345
127.669
Relac. matriz
Relac. matriz
CH$
Real
Dividendos
Dividendos
Menos de 90 días
69.240.261
89.382.016
Menos de 90 días
1.207.252
Relac. matriz
$ Col
Dividendos
Menos de 90 días
27.306.717
Relac. matriz
US$
Prestamos
Mas de un año
-
2.428.068
96.524.140-K
Empresa Electrica Panguipulli S.A. Chile
Matriz común CH$
Otros servicios
Menos de 90 días
96.880.800-1
Empresa Electrica Puyehue S.A.
Chile
Matriz común CH$
Otros servicios
Menos de 90 días
Extranjera
SACME
Argentina
Asociada
$ Arg
Otros servicios
Menos de 90 días
96.806.130-5
Electrogas S.A.
Chile
Asociada
CH$
Otros servicios
Menos de 90 días
182.599
60.659
152.402
538.373
-
-
139.826
217.889
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Endesa Cemsa S.A.
Endesa Cemsa S.A.
Endesa Cemsa S.A.
Endesa Cemsa S.A.
76.418.940-k
GNL Chile S.A.
Argentina
Asociada
$ Arg
Cta. cte. mercantil Menos de 90 días
19.615.744
15.953.845
Argentina
Asociada
Real
Servicios prestados Menos de 90 días
21.546.571
15.658.298
Argentina
Asociada
$ Arg
Otros servicios
Menos de 90 días
Argentina
Asociada
Otros servicios
Menos de 90 días
3.081
68.039
3.006
-
Asociada
Otros servicios
Menos de 90 días
8.517.317
23.427.988
CH$
CH$
Carboex S.A.
Matriz común CH$
Otros servicios
Menos de 90 días
5.586.847
5.310
Chile
España
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Central Termica Manuel Belgrano Argentina
Asociada
Enel Energy Europe
Enel Energy Europe
Enel Energy Europe
Enel Energy Europe
Enel Distribuzione
Italia
Italia
Italia
Italia
Italia
Matriz última
$ Arg
$ Col
Cta. cte. mercantil Menos de 90 días
846
Otros servicios
Menos de 90 días
124.977
Matriz última
CH$
Otros servicios
Menos de 90 días
1.613.683
Matriz última
Euros
Otros servicios
Menos de 90 días
Matriz última
Matriz última
Real
CH$
Otros servicios
Menos de 90 días
Otros servicios
Menos de 90 días
13.589
44.705
4.782
Enel Green Power Mexico
Mexico
Matriz común CH$
Otros servicios
Menos de 90 días
222.468
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1.084.290
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Total
157.177.638 148.202.260
- 1.084.290
(1) Corresponde a financiamiento otorgado a Compañía Interconexao Energética S.A. (Cien), para la adquisición de maquinarias y equipos y para la finalización de
la construcción de la segunda línea de transmisión. El préstamo está expresado en dólares estadounidenses, devengan intereses a una tasa de Libor + 2,73% anual
y con vencimiento a mayo de 2012.
212
Enersis
Memoria Anual 2011
c) Transacciones más significativas y sus efectos en resultados
El detalle de las transacciones con entidades relacionadas no consolidables son los siguientes:
R.U.T.
Sociedad
País de
origen
Naturaleza de la
relación
Descripción de la transacción
31/12/11
Totales
M$
57.534
-
31/12/10
Totales
M$
162.670
(56.482)
31/12/09
Totales
M$
-
-
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
E E Piura
E E Piura
E E Piura
E E Piura
E E Piura
Endesa Energía S.A.
Endesa Latinoamérica S.A
Endesa Latinoamérica S.A
Endesa Servicios
Endesa Servicios
Endesa Servicios
Eléctrica Cabo Blanco S.A.
Generalima S.A.
76.418.940-k GNL Chile S.A.
76.418.940-k GNL Chile S.A.
76.788.080-4 GNL Quinteros S.A.
76.788.080-4 GNL Quinteros S.A.
76.788.080-4 GNL Quinteros S.A.
96.976.600-0 Gestión Social S.A. (*)
78.488.290-k
Tironi y Asociados S.A. (*)
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
España
España
España
España
España
España
Perú
Perú
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Matriz común
Otros ingresos de explotación
Matriz común
Otros gastos fijos de explotación
Matriz
Matriz
Matriz común
Compras de energía
(13.352.506)
(14.267.877)
(9.528.999)
Matriz común
Otras prestaciones de servicios
210.546
191.034
Matriz común
Venta de energía
Matriz común
Otros ingresos de explotación
97.878
48.844
3.512
39.585
243.809
968.848
35.352
Intereses deuda financiera
118.904
(178.114)
1.533.007
Otros gastos fijos de explotación
Matriz común
Otras prestaciones de servicios
Matriz común
Otros gastos fijos de explotación
Matriz común
Otras ventas
Matriz común
Otras prestaciones de servicios
(4.490)
23.148
(1.165)
75.041
-
-
70.331
(7.380)
127.091
2.705
-
480.584
-
-
-
Matriz común
Otras prestaciones de servicios
598.940
395.480
113.001
Consumo de gas
(161.567.799)
(157.412.913)
Otras prestaciones de servicios
39.006
-
-
-
Venta de energía
Préstamos
Otras prestaciones de servicios
Relac. con Director Otras prestaciones de servicios
Relac. con Director Otras prestaciones de servicios
6.824.604
418.290
398.267
-
-
75.693
33.703
-
(247.192)
86.563
91.412
62.602
37.651
78.345
17.243
Asociada
Asociada
Asociada
Asociada
Asociada
Extranjera
SACME
Argentina Asociada
Servicios externalizados
(945.433)
(759.389)
(759.968)
96.880.800-1 Empresa Eléctrica Puyehue S.A.
96.880.800-2 Empresa Eléctrica Puyehue S.A.
Chile
Chile
Matriz común
Compras de energía
(2.277.414)
(1.919.788)
Matriz común
Venta de energía
43.114
48.042
96.524.140-K Empresa Eléctrica Panguipulli S.A. Chile
Matriz común
Compras de Energía
(3.813.927)
(3.554.055)
96.524.140-K Empresa Eléctrica Panguipulli S.A. Chile
Matriz común
Venta de energía
131.038
8.876
-
-
-
-
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Enel S.P.A.
Enel
Enel Energy Europe
96.806.130-5 Electrogas S.A.
Italia
Italia
Italia
Chile
Matriz última
Otras prestaciones de servicios
Matriz última
Otras ventas
-
-
Matriz última
Otras prestaciones de servicios
1.389.272
-
688.898
175.358
-
-
-
Asociada
Peajes de gas
(2.914.936)
(2.814.618)
(1.239.471)
Carboex S.A.
España
Matriz común
Otras prestaciones de servicios
(39.042.866)
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Central Termica Manuel Belgrano Argentina Asociada
Otros Ingresos financieros
Central Termica San Martin
Argentina Asociada
Otros Ingresos financieros
ENEL Green Power Mexico
Mexico
Matriz común
Otras prestaciones de servicios
PH Chucas Costa Rica
Costa Rica Matriz común
Otras prestaciones de servicios
76.583.350-7 Konecta Chile S.A.
76.583.350-8 Konecta Chile S.A.
76.583.350-7 Konecta Chile S.A.
Chile
Chile
Chile
Asociada
Asociada
Asociada
Préstamos
Otros gastos variables
Otras prestaciones de servicios
29.788
286.516
211.530
19.216
419.356
-
-
-
-
-
-
-
-
(22.179)
170.762
-
-
-
-
-
49.992
-
3.028
Total
(213.186.865)
(178.938.482)
(7.127.605)
Los traspasos de fondos de corto plazo entre empresas relacionadas, se estructuran bajo la modalidad
de cuenta corriente, estableciéndose para el saldo mensual una tasa de interés variable, de acuerdo a las
condiciones de mercado. Las cuentas por cobrar y pagar originadas por este concepto son esencialmente a 30
días, renovables automáticamente por ejercicios iguales y se amortizan en función de la generación de flujos.
(* ) Sociedades relacionadas con nuestro Director Eugenio Tironi Barrios.
Al 31 de diciembre de 2011, el saldo pendiente por pagar a la Sociedad Gestión Social S.A. es de M$ 4.119.
Al cierre del ejercicio 2010, existía un saldo por pagar por un monto de M$ 17.097.
213
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
8.2. Directorio y personal clave de la gerencia
Enersis es administrada por un Directorio compuesto por siete miembros, los cuales permanecen por un
periodo de tres años en sus funciones, pudiendo ser reelegidos.
El Directorio fue elegido en Junta Ordinaria de Accionistas de fecha 26 de abril de 2011. El Presidente,
Vicepresidente y Secretario del Directorio fueron designados en sesión de Directorio celebrada el 27 de abril
de 2011.
a) Cuentas por cobrar y pagar y otras transacciones
• Cuentas por cobrar y pagar
No existen saldos pendientes por cobrar y pagar entre la sociedad y sus Directores y Gerencia del Grupo.
• Otras transacciones
No existen transacciones entre la sociedad y sus Directores y Gerencia del Grupo.
b) Retribución del Directorio
En conformidad a lo establecido en el artículo 33 de la Ley N° 18.046 de Sociedades Anónimas, la remuneración
del Directorio es fijada anualmente en la Junta Ordinaria de Accionistas de Enersis S.A.
El beneficio consiste en pagar al Directorio una remuneración variable anual equivalente al uno por mil de
las utilidades líquidas (ganancias atribuibles a los propietarios de la controladora) provenientes del ejercicio
en curso. Se otorgará, asimismo, una remuneración mensual, parte a todo evento y parte eventual, a cada
miembro del Directorio. Dicha remuneración se descompone de la siguiente manera:
-
-
101 Unidades de Fomento en carácter de retribución fija mensual a todo evento, y
66 Unidades de Fomento en carácter de dieta por asistencia a sesión.
Dicha remuneración mensual, en lo que haya correspondido pagar, se tratará como un anticipo a cuenta de
la retribución variable anual antes mencionada. De conformidad con lo dispuesto en los estatutos sociales
la remuneración del Presidente del Directorio será el doble de la que corresponde a un Director, en tanto que
la del Vicepresidente del Directorio será un 50% más de la que le corresponda a un Director.
A la remuneración variable anual, deberán descontarse las cantidades percibidas por concepto de anticipos,
sin reembolso si la remuneración variable fuere inferior al monto total de los anticipos. La liquidación de la
remuneración variable se pagará una vez que la Junta Ordinaria de Accionistas, apruebe la Memoria, Balance
y Estados Financieros e informes de los Auditores Externos e Inspectores de Cuentas correspondientes al
ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2011.
En el evento que un Director de Enersis S.A. tenga participación en más de un Directorio de filiales y/o coligadas,
nacionales o extranjeras, o se desempeñare como director o consejero de otras sociedades o personas jurídicas
nacionales o extranjeras en las cuales Enersis S.A. ostente directa o indirectamente, alguna participación, sólo
podrá recibir remuneración en uno de dichos Directorios o Consejos de Administración.
Los ejecutivos de Enersis S.A. y/o de sus filiales o coligadas, nacionales o extranjeras, no percibirán para sí
remuneraciones o dietas en el evento de desempeñarse como directores en cualquiera de las sociedades
filiales, coligadas, o participadas en alguna forma, nacionales o extranjeras de Enersis S.A.. Con todo, tales
remuneraciones o dietas podrán ser percibidas para sí por los ejecutivos en la medida que ello sea autorizado
como un anticipo de la parte variable de su remuneración por las respectivas sociedades con las cuales se
hallan vinculadas por un contrato de trabajo.
214
Enersis
Memoria Anual 2011
Comité de Directores
Se pagará al Comité de Directores una remuneración variable anual equivalente al 0,11765 por mil de las
utilidades líquidas (ganancias atribuibles a los propietarios de la controladora) provenientes del ejercicio en
curso. Se otorgará, asimismo, una remuneración mensual, parte a todo evento y parte eventual, a cada
miembro del Comité de Directores.
Dicha remuneración se descompone de la siguiente manera:
-
-
38,00 UF en carácter de retribución fija mensual a todo evento, y
18,00 UF en carácter de dieta por asistencia a sesión.
Dicha remuneración mensual, en lo que haya correspondido pagar, se tratará como un anticipo a cuenta de
la retribución variable anual antes mencionada.
A la remuneración variable anual, deberán descontarse las cantidades percibidas por concepto de anticipos,
sin reembolso si la remuneración variable fuere inferior al monto total de los anticipos. La liquidación de la
remuneración variable se pagará una vez que la Junta Ordinaria de Accionistas, apruebe la Memoria, Balance
y los Estados Financieros e informes de los Auditores Externos e Inspectores de Cuentas correspondientes al
ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2011.
A continuación se detallan las retribuciones percibidas del directorio al 31 de diciembre de 2011 y 2010:
M$
-
-
-
-
-
-
-
-
RUT
Nombre
Cargo
31/12/11
Periodo de desempeño
5.710.967-K
Extranjero
48.070.966-7
5.719.922-9
6.429.250-1
4.132.185-7
5.715.860-3
Pablo Yrarrázaval Valdés
Andrea Bentran (1)
Rafael Miranda Robredo
Leonidas Vial Echeverría (2)
Rafael Fernández Morandé (2)
Hernán Somerville Senn
Eugenio Tironi Barrios
Presidente
Vicepresidente
Director
Director
Director
Director
Director
enero - diciembre 2011
enero - diciembre 2011
enero - diciembre 2011
enero - diciembre 2011
enero - diciembre 2011
enero - diciembre 2011
enero - diciembre 2011
Directorio de
Enersis
M$
80.062
-
39.256
40.031
40.031
40.031
40.031
Directorio de
Filiales
M$
-
-
-
-
-
-
-
M$
-
-
-
13.018
13.410
13.410
-
Comité de
Directores
Comité de
Auditoría
TOTAL
279.442
-
39.838
RUT
Nombre
Cargo
31/12/10
Periodo de desempeño
5.710.967-K
48.070.966-7
5.719.922-9
6.429.250-1
4.132.185-7
5.715.860-3
5.206.994-7
Pablo Yrarrázaval Valdés
Rafael Miranda Robredo
Leonidas Vial Echeverría (2)
Rafael Fernández Morandé (2)
Hernán Somerville Senn
Eugenio Tironi Barrios
Patricio Claro Grez (3)
Presidente
Director
Director
Director
Director
Director
Director
enero - diciembre 2010
enero - diciembre 2010
abril - diciembre 2010
abril - diciembre 2010
enero - diciembre 2010
enero - diciembre 2010
enero - abril 2010
Directorio de
Enersis
M$
55.023
27.511
19.138
19.138
26.743
26.750
8.373
Directorio de
Filiales
M$
-
-
-
-
-
-
-
Comité de
Directores
Comité de
Auditoría
M$
759
6.638
6.638
8.665
764
2.284
M$
-
-
-
-
1.520
-
1.520
TOTAL
182.676
-
25.748
3.040
RUT
Nombre
Cargo
Periodo de desempeño
31/12/09
Directorio de
Enersis
Directorio de
Filiales
5.710.967-K
48.070.966-7
48.077.275-K
4.132.185-7
5.715.860-3
5.206.994-7
4.108.103-1
Pablo Yrarrázaval Valdés
Rafael Miranda Robredo
Pedro Larrea Paguaga
Hernán Somerville Senn
Eugenio Tironi Barrios
Patricio Claro Grez
Juan Eduardo Errázuriz Ossa
Presidente
Vicepresidente
Director
Director
Director
Director
Director
enero - diciembre 2009
enero - diciembre 2009
enero - julio 2009
enero - diciembre 2009
enero - diciembre 2009
enero - diciembre 2009
enero - octubre 2009
TOTAL
55.012
35.855
16.856
28.280
28.279
28.280
23.698
216.260
-
-
-
-
-
-
-
-
Comité de
Directores
8.388
-
-
9.163
-
9.163
-
Comité de
Auditoría
-
-
-
3.824
-
3.824
3.061
26.714
10.709
(1) El Sr. Andrea Bentran renunció a sus honorarios y dietas que le corresponden como miembro del Directorio de la compañía.
(2) Director desde el 27 de abril de 2010.
(3) Director hasta el 27 de abril de 2010.
215
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
c) Garantías constituidas por la sociedad a favor de los Directores
No existen garantías constituidas a favor de los Directores.
8.3. Retribución del personal clave de la gerencia
a) Remuneraciones recibidas por el personal clave de la gerencia
Rut
22.298.662-1
23.535.550-7
9.574.296-3
14.710.692-0
22.357.225-1
23.363.734-3
7.006.337-9
11.470.853-4
23.014.537-7
7.706.387-0
6.973.465-0
Personal clave de la gerencia
Nombre
Ignacio Antoñanzas Alvear
Massimo Tambosco (1)
Alfredo Ergas Segal
Angel Chocarro García
Ramiro Alfonsín Balza
Cargo
Gerente General
Subgerente General
Gerente Regional de Finanzas
Gerente Regional de Contabilidad
Gerente Regional de Planificación y Control
Urrea Gómez Alba Marina (2)
Gerente de Auditoría
Francisco Silva Bafalluy (3)
Gerente Regional de Servicios Generales
Juan Pablo Larraín Medina
Gerente de Comunicación
Carlos Niño Forero (4)
Eduardo Lopez Miller (2)
Domingo Valdés Prieto
Gerente de Recursos Humanos
Gerente Regional de Aprovisionamiento
Fiscal
(1) Desde el 1 de octubre de 2010
(2) Desde el 1 de abril de 2010
(3) Hasta noviembre de 2010 como Gerente de Recursos Humanos y desde el 1 de diciembre de 2010 como Gerente Regional de Servicios
Generales
(4) Desde el 1 de diciembre de 2010
Las remuneraciones devengadas por el personal clave de la Gerencia ascienden a M$ 3.458.934 por el ejercicio
terminado a 31 de diciembre de 2011 (M$ 2.695.060 al 31 de diciembre de 2010). Estas remuneraciones
incluyen los salarios y una estimación de los beneficios a corto (bono anual) y a largo plazo (principalmente
indemnización por años de servicio).
Planes de incentivo al personal clave de la gerencia
Enersis tiene para sus ejecutivos un plan de bonos anuales por cumplimiento de objetivos y nivel de aportación
individual a los resultados de la empresa. Este plan incluye una definición de rango de bonos según el nivel
jerárquico de los ejecutivos. Los bonos que eventualmente se entregan a los ejecutivos consisten en un
determinado número de remuneraciones brutas mensuales.
b) Garantías constituidas por la sociedad a favor del personal clave de la gerencia
No existen garantías constituidas a favor del personal clave de la gerencia.
8.4. Planes de retribución vinculados a la cotización de la acción
No existen planes de retribuciones vinculados a la cotización de la acción de Enersis para el Directorio y
personal clave de la gerencia.
Sin embargo, cierto personal clave de Enersis es beneficiario de uno de los planes de remuneración de Enel,
que se basa en el precio de su acción. El costo de este plan es asumido por Enel, sin causar ninguna obligación
de pago para Enersis. Las principales características de este plan son las siguientes:
216
Enersis
Memoria Anual 2011
Plan de participaciones restringidas de 2008
Este plan está dirigido a la Dirección del Grupo Enel y sus beneficiarios se dividen en tramos, de manera que
el número básico de participaciones otorgadas a cada beneficiario se determinó en función de la retribución
bruta anual del tramo, y de la cotización de las acciones de Enel al inicio del período cubierto por el plan (2 de
enero de 2008). El derecho al ejercicio de las participaciones está sujeto a la condición de que los Directivos
afectados mantengan su condición de empleados del Grupo, con algunas excepciones.
Este plan establece un objetivo operativo, de condición suspensiva, representado por:
i)
Para el primer 50% de las participaciones otorgadas, el EBITDA del Grupo correspondiente a 2008-2009,
calculado en función de los importes indicados en los presupuestos de dichos ejercicios.
Para el 50% restante de participaciones otorgadas, el EBITDA del Grupo correspondiente a 2008-2010,
calculado en función de los importes indicados en los presupuestos de dichos ejercicios.
ii)
Si se alcanza el objetivo mínimo descrito anteriormente, el número de participaciones efectivamente ejercitable
por cada beneficiario se determina como sigue:
i)
Para el primer 50% del número básico de participaciones otorgadas, por una comparación en el período
comprendido entre el 1 de enero de 2008 y el 31 de diciembre de 2009 entre los resultados de las
acciones ordinarias de Enel en la bolsa de valores italiana y los de un determinado índice de referencia.
ii) Para el 50% restante de participaciones otorgadas, por una comparación en el período comprendido
entre el 1 de enero de 2008 y el 31 de diciembre de 2010 entre los resultados de las acciones ordinarias
de Enel en la bolsa de valores italiana y los de un determinado índice de referencia.
El número de participaciones ejercitable podrá variar con respecto al número de participaciones otorgadas
en un porcentaje comprendido entre el 0% y el 120%, sobre la base de una escala específica de resultados.
En el caso de no alcanzar el objetivo mínimo en el primer bienio, podrá recuperarse el primer tramo del 50%
si dicho objetivo se alcanzase a la largo del trienio. Igualmente existe posibilidad de ampliar la validez del
nivel de resultados registrado en el período 2008-2010 al período 2008-2009.
En función del grado de cumplimiento de ambos objetivos, del número de participaciones otorgadas el 50%
podrá ejercitarse a partir del segundo ejercicio siguiente al de otorgamiento, y el 50% restante a partir del
tercero, con el límite del sexto.
El cuadro que figura a continuación resume la evolución del plan.
Participaciones restringidas otorgadas al 31 de diciembre de 2008
Participaciones restringidas vencidas en 2009
Participaciones restringidas pendientes al 31 de diciembre de 2009
Participaciones restringidas vencidas en 2010
Participaciones restringidas ejercitadas en 2010
Participaciones restringidas pendientes al 31 de diciembre de 2010
Participaciones restringidas pendientes al 1 de enero de 2011 (con revaluación de 120%)
Participaciones restringidas ejercitadas en el primer semestre de 2011 (*)
Participaciones restringidas pendientes al 31 de diciembre de 2011
(*) El valor de ejercicio de las participaciones restringidas fue de € 13.683.
Número de participaciones
2.700
-
2.700
-
-
2.700
3.240
3.240
-
De acuerdo al criterio contable descrito en Nota 3.s, Enersis reconoció simultáneamente un gasto de personal y
un incremento patrimonial por un monto de € 1.614 (M$ 1.094). Este monto corresponde al valor devengado
durante el periodo en que el personal clave relacionado a este plan presta servicios Enersis.
217
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
Nota 9. Inventarios
La composición de este rubro al 31 de diciembre de 2011 y 2010 es la siguiente:
Clases de inventarios
Mercaderías
Suministros para la producción
Otros inventarios (*)
Total
Detalle de otros inventarios
(*) Otros inventarios
Inventarios para proyectos y repuestos
Materiales eléctricos
Saldo al
31/12/2011
31/12/2010
M$
2.575.623
52.637.681
22.712.240
M$
691.241
36.711.384
25.249.079
77.925.544
62.651.704
22.712.240
9.817.787
12.894.453
25.249.079
7.332.861
17.916.218
No existen Inventarios Pignorados como Garantía de Cumplimiento de Deudas.
Al 31 de diciembre de 2011 las materias primas e insumos reconocidos como costo de ventas ascienden a
M$ 742.639.363 (M$ 672.038.103 y M$ 580.237.613 al 31 de diciembre de 2010 y 2009, respectivamente).
Ver nota 26.
Al 31 de diciembre de 2011, 2010 y 2009 no se ha reconocido deterioro en los inventarios.
Nota 10. Activos y pasivos por impuestos
La composición de las cuentas por cobrar por impuestos corrientes al 31 de diciembre de 2011 y 2010 es
la siguiente:
Activos por impuestos
Pagos provisionales mensuales
IVA crédito fiscal
Crédito por utilidades absorbidas
Créditos por gastos de capacitación
Otros
Total
Saldo al
31/12/11
M$
84.429.230
39.192.265
8.067.408
7.040
31/12/10
M$
72.580.350
29.618.364
14.672.543
242.796
10.131.741
20.873.288
141.827.684
137.987.341
La composición de las cuentas por pagar por impuestos corrientes al 31 de diciembre de 2011 y 2010 es la
siguiente:
Pasivos por impuestos
Impuesto a la renta
IVA débito fiscal
Impuesto de timbres y estampillas
Provisión para impuestos
Otros
Total
Saldo al
31/12/11
M$
104.420.761
45.054.989
136
31/12/10
M$
72.454.199
36.856.368
733
6.096.210
1.583.669
80.281.146
36.771.686
235.853.242
147.666.655
218
Enersis
Memoria Anual 2011
Nota 11. Activos no corrientes o grupos de activos para su
disposición clasificados como mantenidos para la venta
Durante el cuarto trimestre del año 2009, el Directorio de Enersis S.A. autorizó el proceso de venta de sus
filiales Compañía Americana de Multiservicios (CAM) y Synapsis Servicios y Soluciones Informáticas IT (Synapsis),
por considerarlas negocios “non core”, previa verificación interna del mercado, y la contratación de asesores
financieros que canalicen dichos procesos de venta, de manera que, una vez recibidas las ofertas respectivas,
se someta a consideración del Directorio la decisión que corresponda sobre la venta de las referidas compañías
y las condiciones de las mismas.
La potencial venta de CAM tomó la consideración de altamente probable al cierre del ejercicio 2009, en tanto
que para el caso de Synapsis dicha consideración aplica a contar del mes de septiembre de 2010. A partir de
estas fechas se aplicó NIIF 5 “Activos no corrientes mantenidos para la venta y actividades interrumpidas”,
para registrar estas transacciones.
CAM y Synapsis son sociedades que prestan servicios en los cinco países en donde Enersis tiene presencia
en Latinoamérica, esto es Chile, Argentina, Brasil, Colombia y Perú. CAM está presente con sus productos
y servicios en todo el ciclo eléctrico, desde la provisión y logística de materiales, la construcción y puesta
en marcha de obras eléctricas, la certificación de equipos y la medición de consumos finales. Por otro lado,
Synapsis es una empresa de tecnologías de la información, que se especializa en la definición de estrategias
a utilizar en las empresas, seleccionando el software que satisface la necesidad para atender los negocios,
diseñando la arquitectura de los servicios a prestar y la metodología a utilizar, entre otros servicios
El día 20 de diciembre de 2010, el Directorio de Enersis S.A. aceptó las ofertas recibidas por la totalidad de
sus participaciones sociales que posee en CAM y Synapsis. La oferta por la adquisición de Cam fue presentada
por Graña y Montero S.A.A., empresa de nacionalidad peruana, quien ofertó la suma de US$ 20 millones,
monto que finalmente, después de realizar un ajuste de precio e indemnizaciones contractuales, quedó
en US$ 14,2 millones. La oferta para la adquisición de Synapsis fue presentada por Riverwood Capital L.P.,
empresa domiciliada en los Estados Unidos de América, cuyo precio ofertado es de US$ 52 millones, monto
que será pagado al cierre de la operación de venta. La venta de Cam se concretó el día 24 de febrero de
2011 y Synapsis el día 01 de marzo de 2011 (ver nota 2.4.1).
Tal como se describe en nota 3 j), los activos no corrientes y grupos en desapropiación mantenidos para la
venta, han sido registrados por el menor del monto en libros o el valor razonable menos los costos de venta.
Lo anterior implicó reconocer al 31 de diciembre del 2010, por los activos netos de CAM, un deterioro
adicional de M$ 14.881.960 pesos, acumulando al cierre de los estados financieros un deterioro en CAM de
M$36.797.809 (M$ 21.915.849 a diciembre 2009), el cual fue determinado considerando la oferta recibida.
A continuación se presentan los principales rubros de activos y pasivos mantenidos para la venta al 31 de
diciembre de 2010:
Activos
Activos corrientes
Efectivo y equivalentes al efectivo
Otros activos no financieros, corriente
Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar corrientes
Inventarios
Activos por impuestos corrientes
Activos no corrientes
Otros activos financieros no corrientes
Otros activos no financieros no corrientes
Derechos por cobrar no corrientes
Activos intangibles distintos de la plusvalía
Propiedades, planta y equipo
Activos por impuestos diferidos
Dic. 2010
M$
47.201.981
9.495.181
1.250.133
22.976.361
7.439.747
6.040.559
26.691.309
53.909
547.349
2.367.103
1.461.938
19.130.668
3.130.342
Pasivos
Pasivos corrientes
Otros pasivos financieros corrientes
Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar
Otras provisiones a corto plazo
Otros pasivos no financieros corrientes
Pasivos no corrientes
Otros pasivos financieros no corrientes
Pasivo por impuestos diferidos
Provisiones no corrientes por beneficios a los empleados
Otros pasivos no financieros no corrientes
Dic. 2010
M$
56.007.440
6.210.788
28.912.663
11.739.296
9.144.693
8.622.949
837.446
4.171.839
2.582.969
1.030.695
Total activos
73.893.290
Total pasivos
64.630.389
219
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
Nota 12. Inversiones en asociadas contabilizadas por el método
de la participación y sociedades con control conjunto
12.1. Inversiones contabilizadas por el método de participación
a. A continuación se presenta un detalle de las sociedades participadas por el Grupo contabilizadas por el
método de participación y los movimientos en las mismas durante el ejercicio 2011 y 2010:
RUT
Movimientos en inversiones
en asociadas
País de
origen
Moneda funcional
Porcentaje
de
participación
Saldo al
01/01/2011
Participación
en ganancia
(pérdida)
Dividendos
declarados
Diferencia
de
conversión
Otros
incrementos
(decrementos)
Saldo al
31/12/2011
Provisión
patrimonio
negativo
96.806.130-5
Electrogas S.A. (1)
96.889.570-2
Inversiones Electrogas S.A.
76.788.080-4
GNL Quintero S.A.
Chile
Chile
Chile
Dólar estadounidense
42,50%
3.827
4.159.992
(4.142.727)
918.611
8.793.697
9.733.400
M$
M$
M$
M$
M$
M$
Peso chileno
42,50%
8.089.685
-
Dólar estadounidense
20,00%
2.883.633
4.055.771
-
(8.089.685)
-
66.992
(15.880.240)
(8.873.844)
8.873.844
Saldo al
31/12/2011
M$
9.733.400
-
-
M$
-
-
Extranjera
Extranjera
Endesa Cemsa S.A.
Argentina
Peso argentino
45,00%
3.094.078
249.673
Sacme S.A.
Argentina
Peso argentino
76.583.350-7
Konecta Chile S.A.
Chile
Peso chileno
50,00%
26,20%
30.151
278
468
-
84.729
763
-
-
-
3.428.480
31.382
(278)
-
-
-
-
3.428.480
31.382
-
-
-
-
-
-
Totales
14.101.652
8.465.904
(4.142.727)
1.071.095
(15.176.506)
4.319.418
8.873.844
13.193.262
RUT
Movimientos en inversiones
en asociadas
País de
origen
Moneda funcional
Porcentaje
de
participación
Saldo al
01/01/2010
M$
3.775
Participación
en ganancia
(pérdida)
M$
1.867
Dividendos
declarados
M$
(1.635)
Diferencia
de
conversión
Otros
incrementos
(decrementos)
M$
(180)
Saldo al
31/12/2010
M$
3.827
8.089.685
M$
-
-
96.806.130-5
Electrogas S.A. (1)
96.889.570-2
Inversiones Electrogas S.A.
76.788.080-4
GNL Quintero S.A.
Chile
Chile
Chile
Dólar estadounidense
0,02%
Peso chileno
42,50%
7.818.937
3.352.867
(3.186.199)
104.080
Dólar estadounidense
20,00% 10.127.465
(2.542.879)
Extranjera
Extranjera
Endesa Cemsa S.A.
Argentina
Peso argentino
45,00%
3.297.780
202.973
Sacme S.A.
Argentina
Peso argentino
76.583.350-7
Konecta Chile S.A.
Chile
Peso chileno
50,00%
26,20%
33.226
278
911
-
-
-
-
-
(569.597)
(4.131.356)
2.883.633
(406.675)
(3.986)
-
-
-
-
3.094.078
30.151
278
(1) Con fecha 16 de noviembre de 2011, la sociedad Electrogas S.A. fusionó a la sociedad Inversiones Electrogas S.A.
Totales
21.281.461
1.015.739
(3.187.834)
(876.358)
(4.131.356)
14.101.652
Provisión
patrimonio
negativo
M$
-
-
-
-
-
-
-
Saldo al
31/12/2010
M$
3.827
8.089.685
2.883.633
3.094.078
30.151
278
14.101.652
b. Al 31 de diciembre de 2011 y 31 de diciembre de 2010 no ocurrieron movimientos de participaciones
en nuestras asociadas.
Información financiera adicional de las inversiones en asociadas.
c.
- Inversiones con influencia significativa
A continuación se detalla información financiera al 31 de diciembre de 2011 y 31 de diciembre de 2010 de
los Estados Financieros de las principales sociedades en las que el Grupo ejerce una influencia significativa:
Inversiones con influencia significativa
% Participación
Activo corriente
Activo no corriente
Pasivo corriente
Pasivo no corriente
Ingresos ordinarios
Gastos ordinarios
Ganancia (pérdida)
Endesa Cemsa S.A.
GNL Quintero S.A
Electrogas S.A.
45,00%
49.705.466
820.787
42.907.410
M$
M$
M$
M$
-
M$
M$
M$
3.423.785
(2.868.957)
554.828
20,00%
112.362.755
600.607.534
76.192.955
681.146.225
95.676.650
(75.397.751)
20.278.899
42,50%
2.688.608
44.772.738
9.510.888
15.048.487
17.218.630
(7.430.408)
9.788.222
31 de diciembre de 2011
Inversiones con influencia significativa
31 de diciembre de 2010
% Participación
Activo corriente
Activo no corriente
Pasivo corriente
Pasivo no corriente
Ingresos ordinarios
Gastos ordinarios
Ganancia (pérdida)
Endesa Cemsa S.A.
45,00%
42.063.375
710.433
35.898.080
Inversiones Electrogas S.A.
42,50%
-
19.034.552
-
M$
M$
M$
M$
-
-
M$
M$
M$
3.631.967
(3.180.916)
451.051
8.053.180
(164.082)
7.889.098
GNL Quintero S.A
Electrogas S.A.
20,00%
43.182.432
548.261.034
15.642.419
561.382.881
46.342.847
(59.057.243)
(12.714.396)
0,02125%
6.145.145
36.271.189
8.307.494
16.098.755
15.575.506
(6.788.817)
8.786.689
En el Anexo 3 de estas notas consolidadas se describe la principal actividad de nuestras sociedades asociadas,
así como también el porcentaje de participación.
Nuestras asociadas no tienen precios de cotización públicos.
220
Enersis
Memoria Anual 2011
12.2. Sociedades con control conjunto
A continuación se incluye información al 31 de diciembre de 2011 y 31 de diciembre de 2010 de los estados
financieros de las principales sociedades en las que el Grupo posee control conjunto y que se ha utilizado en
el proceso de consolidación (proporcionalmente):
% Participación
Activo corriente
Activo no corriente
Pasivo corriente
Pasivo no corriente
Ingresos ordinarios
Gastos ordinarios
Ganancia (pérdida)
HidroAysen S.A.
51,00% 10.250.367
115.878.802
7.348.428
1.035.256
M$
M$
M$
M$
M$
-
M$
M$
(4.664.851)
(4.664.851)
Transmisora Eléctrica de Quillota Ltda.
50,00%
1.463.786
10.533.846
298.164
966.978
2.310.668
(1.632.824)
677.844
Gas Atacama S.A.
50,00% 93.103.848
314.752.350
77.452.973
45.808.413
260.889.567
(225.125.891)
35.763.676
Distribuidora Eléctrica de Cundinamarca S.A.
48,99% 19.310.231
95.221.154
21.878.731
35.202.359
67.811.590
(61.233.568)
6.578.022
31 de diciembre de 2011
% Participación
Activo corriente
Activo no corriente
Pasivo corriente
Pasivo no corriente
Ingresos ordinarios
Gastos ordinarios
Ganancia (pérdida)
HidroAyen S.A.
51,00%
7.609.649
99.469.947
7.655.622
Transmisora Eléctrica de Quillota Ltda.
50,00%
3.226.372
9.502.126
1.730.150
642.418
943.702
M$
M$
M$
M$
M$
-
M$
M$
(7.186.862)
(7.186.862)
2.122.132
(1.196.978)
925.154
Gas Atacama S.A.
Sistemas Sec S.A. (*)
50,00% 111.484.190
291.968.048
138.310.532
43.440.220
334.321.296
(294.331.806)
39.989.490
49,00%
4.948.616
6.402.040
4.057.366
3.793.979
5.420.246
(5.074.838)
345.408
Distribuidora Eléctrica de Cundinamarca S.A.
48,99% 22.106.093
95.012.672
25.746.539
29.366.858
71.377.710
(63.501.842)
7.875.868
31 de diciembre de 2010
(*) Sociedad perteneciente a grupo CAM. Ver nota 2.4.1 y nota 11
Nota 13. Activos intangibles distintos de la plusvalía
A continuación se presentan los saldos del rubro al 31 de diciembre de 2011 y 2010:
Activos intangibles
Activos intangibles netos
Servidumbre y derechos de agua
Concesiones neto
Costos de desarrollo
Patentes, marcas registradas y otros derechos
Programas informáticos
Otros activos intangibles identificables
Activos intangibles
Activos intangibles bruto
Servidumbre y derechos de agua
Concesiones
Costos de desarrollo
Patentes, marcas registradas y otros derechos
Programas informáticos
Otros activos intangibles identificables
Activos intangibles
Total amortización acumulada y deterioro del valor
Servidumbre y derechos de agua
Concesiones
Costos de desarrollo
Patentes, marcas registradas y otros derechos
Programas informáticos
Otros activos intangibles identificables
31/12/11
M$
31/12/10
M$
1.467.398.214
1.452.586.405
26.462.064
24.444.264
1.376.286.402
1.352.756.775
10.282.488
2.363.933
48.745.282
3.258.045
10.262.982
2.023.121
58.255.724
4.843.539
31/12/11
M$
31/12/10
M$
2.361.625.560
2.257.171.663
33.067.875
31.480.016
2.152.351.766
2.038.188.016
17.698.378
9.237.477
18.875.653
9.025.123
139.315.361
148.061.864
9.954.703
11.540.991
31/12/11
M$
31/12/10
M$
(894.227.346)
(804.585.258)
(6.605.811)
(7.035.752)
(776.065.364)
(685.431.241)
(7.415.890)
(6.873.544)
(8.612.671)
(7.002.002)
(90.570.079)
(89.806.140)
(6.696.658)
(6.697.452)
221
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
La composición y movimientos del activo intangible durante el ejercicio 2011 y 2010 han sido los siguientes:
Año 2011
Movimientos en activos intangibles
Costos de
desarrollo, neto
Servidumbre
y derechos de
agua, neto
Concesiones,
neto
Patentes, marcas
registradas y
otros derechos,
neto
Programas
informáticos,
neto
Otros activos
intangibles
identificables,
neto
Activos
intangibles, neto
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
Saldo Inicial al 01/01/2011
10.262.982
24.444.264
1.352.756.775
2.023.121
58.255.724
4.843.539
1.452.586.405
Movimientos en activos intangibles identificables
Adiciones
Retiros
Amortización (*)
2.897.310
(813.771)
500.709
173.836.828
718.039
13.095.987
22.860
191.071.733
-
(8.618.410)
-
(182.691)
(20.853)
(9.635.725)
(1.044.292)
(341.988)
(88.675.941)
(1.379.500)
(10.797.238)
(442.587)
(102.681.546)
Diferencias de conversión de moneda extranjera
517.527
276.864
(17.416.448)
Otros incrementos (disminuciones)
(1.537.268)
1.582.215
(35.596.402)
Total movimientos en activos intangibles identificables
19.506
2.017.800
23.529.627
98.355
903.918
340.812
1.325.759
161.688
(15.036.255)
(12.952.259)
(1.306.602)
(48.906.398)
(9.510.442)
(1.585.494)
14.811.809
Saldo final activos intangibles identificables al 31/12/2011
10.282.488
26.462.064
1.376.286.402
2.363.933
48.745.282
3.258.045
1.467.398.214
(*) Ver nota 28 Depreciación, amortización y pérdida por deterioro.
Año 2010
Movimientos en activos intangibles
Costos de
desarrollo, neto
Servidumbre,
neto
Concesiones,
neto
Patentes, marcas
registradas y
otros derechos,
neto
Programas
informáticos,
neto
Otros activos
intangibles
identificables,
neto
Activos
intangibles, neto
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
Saldo inicial al 01/01/2010
12.330
24.077.874
1.357.976.679
6.844.249
52.003.080
5.208.033
1.446.122.245
Movimientos en activos intangibles identificables
Adiciones
854.638
1.257.221
250.062.078
Transferencias a (desde) activos no corrientes y grupos en
enajenación mantenidos para la venta
Retiros
Amortización
-
-
-
-
-
(13.311.084)
(1.322)
(370.817)
(94.009.562)
-
-
-
-
19.185.187
3.201.990
274.561.114
(2.176.053)
(216.865)
(2.392.918)
(121.912)
-
(13.432.996)
(12.177.319)
(4.417.989)
(110.977.009)
Diferencias de conversión de moneda extranjera
(243.935)
(320.358)
(66.056.947)
(1.932)
(589.717)
254
(67.212.635)
Otros incrementos (disminuciones)
Total movimientos en activos intangibles identificables
9.641.271
10.250.652
(199.656)
(81.904.389)
(4.819.196)
366.390
(5.219.904)
(4.821.128)
2.132.458
6.252.644
1.068.116
(74.081.396)
(364.494)
6.464.160
Saldo final activos intangibles identificables al 31/12/2010
10.262.982
24.444.264
1.352.756.775
2.023.121
58.255.724
4.843.539
1.452.586.405
De acuerdo con las estimaciones y proyecciones de las que dispone la Gerencia del Grupo, las proyecciones
de los flujos de caja atribuibles a los activos intangibles permiten recuperar el valor neto de estos activos
registrado al 31 de diciembre de 2011 (Ver nota 3e).
Al 31 de diciembre de 2011 y 2010, la sociedad no posee activos intangibles de vida útil indefinida que
representen montos significativos.
222
Enersis
Memoria Anual 2011
Nota 14. Plusvalía
A continuación se presenta el detalle de la plusvalía (fondo de comercio) por las distintas Unidades Generadoras
de Efectivo o grupos de éstas a las que está asignado y el movimiento al 31 de diciembre de 2011 y 2010:
Compañía
Empresa Distribuidora Sur S.A. (*)
Ampla Energia e Serviços S.A.
Investluz S.A.
Empresa Eléctrica de Colina Ltda.
Compañía Distribuidora y Comercializadora de Energía S.A.
Empresa Eléctrica Pangue S.A.
Endesa Costanera S.A. (**)
Hidroeléctrica el Chocón S.A.
Compañía Eléctrica San Isidro S.A.
Empresa de Energía de Cundinamarca S.A.
Empresa de Distribución Eléctrica de Lima Norte S.A.A.
Cachoeira Dourada S.A.
Edegel S.A.A.
Emgesa S.A. E.S.P.
Chilectra S.A.
Empresa Nacional de Electricidad S.A.
Inversiones Distrilima S.A.
Diferencias
de conversión
de moneda
extranjera
M$
Saldo inicial
01/01/2010
M$
Saldo final
31/12/2010
M$
Pérdida por
deterioro
reconocida en
el estado de
resultados
Diferencias
de conversión
de moneda
extranjera
M$
M$
9.874.383
(1.161.106)
8.713.277
(8.931.451)
218.174
Saldo final
31/12/2011
M$
-
247.628.585
(7.897.598)
239.730.987
125.801.783
(4.012.172)
121.789.611
2.240.478
10.748.633
3.139.337
6.023.583
-
2.240.478
(212.190)
10.536.443
-
(708.301)
3.139.337
5.315.282
14.176.409
(1.666.976)
12.509.433
1.516.768
7.497.542
40.516.247
91.330.028
75.920.260
4.769.025
128.374.362
731.782.459
12.051
-
(149.075)
1.516.768
7.348.467
(2.010.631)
38.505.616
(3.426.563)
87.903.465
(2.989.192)
72.931.068
(95.607)
4.673.418
-
-
128.374.362
731.782.459
(598)
11.453
-
-
-
-
-
(5.448.372)
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
(3.207.683)
236.523.304
(1.629.587)
120.160.024
-
2.240.478
1.053.186
11.589.629
-
3.139.337
133.090
313.227
-
734.527
-
12.822.660
1.516.768
8.082.994
6.005.693
44.511.309
(1.176.179)
86.727.286
10.848.527
83.779.595
467.264
5.140.682
-
-
128.374.362
731.782.459
1.786
13.239
Total
1.501.351.933
(24.330.009)
1.477.021.924
(14.379.823)
13.762.025
1.476.404.126
De acuerdo con las estimaciones y proyecciones de las que dispone la Gerencia del Grupo, las proyecciones de
los flujos de caja atribuibles a las Unidades Generadoras de Efectivo o grupos de ellas a las que se encuentran
asignados las distintas plusvalías permiten recuperar su valor al 31 de diciembre de 2011 y 2010 (ver nota 3 e).
(*) Ver nota 15.d) viii
(**) Ver nota 34.3
Nota 15. Propiedades, planta y equipo
A continuación se presentan los saldos del rubro al 31 de diciembre de 2011 y 31 de diciembre de 2010:
Clases de propiedades, planta y equipo, neto
Propiedades, planta y equipo, neto
Construcción en curso
Terrenos
Edificios
Planta y equipo
Instalaciones fijas y accesorios
Otras propiedades, planta y equipo
Clases de propiedades, planta y equipo, bruto
Propiedades, planta y equipo, bruto
Construcción en curso
Terrenos
Edificios
Planta y equipo
Instalaciones fijas y accesorios
Otras propiedades, planta y equipo
31/12/11
M$
31/12/10
M$
7.242.731.006
6.751.940.655
1.072.203.347
810.013.619
103.166.702
122.864.336
103.542.090
103.735.435
5.864.732.615
5.613.164.538
71.886.276
27.199.976
74.513.233
27.649.494
31/12/11
M$
31/12/10
M$
12.611.068.947
11.526.132.674
1.072.203.347
810.013.619
103.166.702
122.864.336
181.206.892
185.815.964
11.016.684.462
10.166.489.832
203.946.217
203.665.511
33.861.327
37.283.412
223
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
Clases de depreciación acumulada y deterioro del valor, propiedades, planta y equipo
31/12/11
M$
31/12/10
M$
Total depreciación acumulada y deterioro de valor propiedades, planta y equipo
(5.368.337.941)
(4.774.192.019)
Edificios
Planta y equipo
Instalaciones fijas y accesorios
Otros
(77.664.802)
(82.080.529)
(5.151.951.847)
(4.553.325.294)
(132.059.941)
(129.152.278)
(6.661.351)
(9.633.918)
A continuación se presenta el detalle de propiedades, plantas y equipos durante el ejercicio 2011 y 2010:
Movimientos año 2011
Construcción en
curso
Terrenos
Edificios, neto
Planta y equipos,
neto
Instalaciones
fijas y
accesorios,
neto
Otras
propiedades,
planta y equipo,
neto
Propiedades,
planta y equipo,
neto
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
Saldo inicial al 1 de enero de 2011
810.013.619
122.864.336
103.735.435
5.613.164.538
74.513.233
27.649.494
6.751.940.655
i
s
o
t
n
e
m
i
v
o
M
Adiciones
Retiros
Gasto por depreciación (*)
Pérdida por deterioro reconocida en el estado de
resultados (*)
512.145.923
(894.857)
(47.084)
-
601.827
(27.495)
-
-
560.334
26.297.088
8.744.381
228
548.349.781
(11.695)
(1.478.364)
(276.423)
-
(2.688.834)
(4.917.847)
(292.351.527)
(23.896.598)
(1.005.434)
(322.218.490)
-
(106.449.843)
-
-
(106.449.843)
Diferencias de conversión de moneda extranjera
19.527.280
4.656.121
4.175.863
318.631.910
14.856.991
196.655
362.044.820
Otros incrementos (decrementos)
(268.541.534)
(24.928.087)
-
306.918.813
(2.055.308)
359.033
11.752.917
Total movimientos
262.189.728
(19.697.634)
(193.345)
251.568.077
(2.626.957)
(449.518)
490.790.351
Saldo final al 31 de diciembre de 2011
1.072.203.347
103.166.702
103.542.090
5.864.732.615
71.886.276
27.199.976
7.242.731.006
(*) Ver nota 28 Depreciación, amortización y pérdida por deterioro.
Movimientos año 2010
Construcción en
curso
Terrenos
Edificios, neto
Planta y equipos,
neto
Instalaciones
fijas y
accesorios,
neto
Otras
propiedades,
planta y equipo,
neto
Propiedades,
planta y equipo,
neto
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
Saldo Inicial al 1 de enero de 2010
710.996.813
105.539.626
537.134.153
5.304.578.506
9.551.749
196.270.395
6.864.071.242
Adiciones
Desapropiaciones
396.969.270
-
-
-
(56.851)
(386.262)
(43.444)
(1.402.931)
-
(270)
-
396.969.270
(75.990)
(1.965.748)
i
s
o
t
n
e
m
i
v
o
M
Transferencias a (desde) activos no corrientes y grupos
en desapropiación mantenidos para la venta
Gasto por depreciación
Pérdida por deterioro reconocida en el estado de
resultados
(3.390.701)
(172.020)
(1.442.144)
(8.436.203)
(7.257.038)
(2.136.836)
(22.834.942)
-
-
-
-
(17.163.012)
(312.401.602)
(3.851.776)
(4.623.876)
(338.040.266)
-
(1.340.235)
-
-
(1.340.235)
Diferencias de conversión de moneda extranjera
(12.614.659)
(3.009.524)
(27.306.886)
(112.553.429)
(633.677)
(5.903.177)
(162.021.352)
Otros incrementos (decrementos)
(281.890.253)
20.892.516
(387.443.232)
744.720.432
76.704.245
(155.881.022)
17.102.686
Total movimientos
99.016.806
17.324.710
(433.398.718)
308.586.032
64.961.484
(168.620.901)
(112.130.587)
Saldo final al 31 de diciembre de 2010
810.013.619
122.864.336
103.735.435
5.613.164.538
74.513.233
27.649.494
6.751.940.655
Informaciones adicionales de propiedades, planta y equipo, neto
a) Principales inversiones
Las inversiones materiales en generación del negocio eléctrico incluyen los avances en el programa de nueva
capacidad.
En Chile, destaca entre otros proyectos el avance en la construcción de la Central Térmica a carbón Bocamina II,
con una potencia de 370 MW.
En Colombia se está llevando a cabo el proyecto de construcción de la Central Hidráulica El Quimbo, central
hidráulica de embalse de 400 MW de potencia instalada, con una generación media anual de alrededor de
2.216 GWH.
224
Enersis
Memoria Anual 2011
b) Arrendamiento financiero
Al 31 de diciembre de 2011 y 31 de diciembre de 2010, las propiedades, plantas y equipos incluyen
M$ 137.092.811 y M$ 129.749.447, respectivamente, correspondientes al valor neto contable de activos
que son objeto de contratos de arrendamiento financiero.
El valor presente de los pagos futuros derivados de dichos contratos son los siguientes:
Menor a un año
Entre un año y cinco años
Más de cinco años
Total
Bruto
M$
15.954.189
39.105.238
27.619.488
82.678.915
31/12/11
Interés
M$
2.145.937
5.827.660
2.457.926
10.431.523
Valor presente
M$
13.808.252
33.277.578
25.161.562
72.247.392
Bruto
M$
12.311.927
40.900.311
32.304.929
85.517.167
31/12/10
Interés
M$
Valor presente
M$
2.117.942
8.856.066
3.209.115
14.183.123
10.193.985
32.044.245
29.095.814
71.334.044
Los activos en Leasing, provienen principalmente de:
1. Endesa Chile S.A.: corresponde a un contrato por Líneas e Instalaciones de Transmisión Eléctrica (Ralco-
Charrúa 2X220 KV), efectuado entre la Empresa y Abengoa Chile S.A. Dicho contrato tiene una duración de
20 años y devenga intereses a una tasa anual de 6,5%.
2. Edegel S.A.: corresponde a los contratos que financiaron la conversión de la planta termoeléctrica de la
Central Ventanilla a ciclo combinado, que la empresa suscribió con el BBVA - Banco Continental, Banco de
Crédito del Perú, Citibank del Perú y Banco Internacional del Perú – Interbank. El plazo promedio de dichos
contratos es de 8 años, y devengan intereses a una tasa anual de Libor + 2.5 % al 31 de diciembre de 2011.
Asimismo, la empresa cuenta con un contrato, suscrito con Scotiabank, que financió la construcción de una
nueva planta en ciclo abierto en la Central Santa Rosa. El plazo de dicho contrato es de 9 años y devenga
intereses a una tasa anual de Libor + 1.75%.
c) Arrendamiento operativo
Los estados de resultados consolidados al 31 de diciembre de 2011, 2010 y 2009 incluyen M$ 17.042.089,
M$ 16.980.825 y M$ 19.969.187, respectivamente, correspondientes al devengo durante los citados ejercicios
de los contratos de arrendamiento operativo de activos materiales en explotación.
Al 31 de diciembre de 2011, 2010 y 2009, los pagos futuros derivados de dichos contratos son los siguientes:
Menor a un año
Entre un año y cinco años
Más de cinco años
Total
31/12/11
M$
7.690.811
21.347.042
41.634.563
70.672.416
31/12/10
M$
5.655.232
19.916.962
26.625.179
52.197.373
31/12/09
M$
14.046.981
22.922.219
13.741.992
50.711.192
d) Otras informaciones
i)
Las sociedades del Grupo mantenían al 31 de diciembre de 2011 y 2010 compromisos de adquisición de
bienes de inmovilizado material por monto de M$ 179.872.981 y M$ 205.979.469, respectivamente.
ii) Al 31 de diciembre de 2011 y 2010, el monto de los activos fijos del Grupo gravados como garantía de
pasivos es de M$ 328.844.715 y M$ 305.655.772, respectivamente (ver Nota 34).
iii) La Sociedad y sus filiales extranjeras tienen contratos de seguros que contemplan pólizas de todo riesgo,
sismo y avería de maquinarias con un límite de MUS$300.000 para el caso de las generadoras y de
MUS$30.000 para las distribuidoras, incluyéndose por éstas coberturas perjuicios por interrupción de
negocios. Las primas asociadas a esta póliza se registran proporcionalmente a cada sociedad en el rubro
225
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
gastos pagados por adelantado.
iv) Gas Atacama, sociedad participada por el Grupo en un 50% consolidada por integración proporcional,
posee, entre otros activos, una planta de generación de electricidad de ciclo combinado en el norte de
Chile. Ante la imposibilidad de importar gas natural de países limítrofes, Gas Atacama se ha visto en la
necesidad de generar electricidad utilizando combustibles alternativos cuyo costo se ha incrementado de
forma muy significativa desde los últimos meses de 2007 debido al incremento de precio del petróleo.
Como consecuencia de esta situación la sociedad presentó demandas con la finalidad de cancelar
anticipadamente el contrato que mantiene con la distribuidora Emel. El 25 de enero de 2008 se resolvió el
arbitraje sobre dicha solicitud habiéndose denegado la cancelación anticipada del mencionado contrato.
Esta situación redujo de forma significativa el valor recuperable de la citada planta por lo que al 31 de
diciembre de 2007, se reconoció una provisión de pérdida por deterioro por un monto de MMUS$110.
v) La situación de los activos, básicamente obras e infraestructuras, de instalaciones construidas con el
objeto de dar respaldo a la generación de energía en el sistema SIC; desde el año 1998 ha cambiado,
principalmente por la instalación en el SIC de nuevas centrales térmicas, la llegada de GNL y la próxima
entrada de nuevos proyectos. Lo anterior, configura una situación de abastecimiento holgada en los
próximos años en la que se estima no se requerirá el uso de estas instalaciones. Por lo anterior, la sociedad
registró al 31 de diciembre de 2009 una provisión de deterioro de estos activos por M$43.999.600.
vi) Como consecuencia del terremoto ocurrido en Chile con fecha 27 de febrero de 2010, ciertas instalaciones
y equipos de nuestra Compañía sufrieron algún tipo de deterioro parcial o total. El impacto sobre los
activos es menor, siendo las únicas que experimentaron algún daño en su infraestructura las Centrales
Bocamina I y Bocamina II, esta última en etapa de construcción, más algunos activos específicos en el
negocio de distribución.
Producto de lo anterior, se efectuaron retiros de inmovilizado por un monto de M$ 369.643.
Adicionalmente, el Grupo debió efectuar gastos por reparaciones e inversiones en activos por un monto
de M$ 9.733.426, fundamentalmente en la Central Bocamina I. Todos los desembolsos efectuados están
cubiertos por seguros, en los que existe un deducible de MMUS$ 2,5.
Cabe consignar que Enersis cuentan con seguros contratados y las coberturas necesarias para este tipo
de siniestros excepcionales, que cubren tanto los daños materiales, como la interrupción de negocios.
Ver nota N°25
vii) El negocio de nuestra filial Companhia De Interconexão Energética (CIEN), en su origen, era comercializar
electricidad en Argentina y Brasil, pero debido a la reducción del límite de disponibilidad de generación y
garantía física de energía y potencia asociada, la Compañía ha enfocado su negocio a una estructura de
remuneración distinta que no se base en compra y venta de energía entre los países. Dada la importancia
estratégica de los activos de la Compañía en las relaciones entre Brasil y Argentina se ha elaborado junto al
Gobierno brasileño un nuevo modelo de plan de negocio transformando su actividad de comercialización
a una actividad de transmisión de electricidad mediante el pago de una remuneración fija y que supone
integrar sus líneas de transmisión a la red de transmisión brasileña operada por el Gobierno brasileño.
Cabe destacar que en años anteriores los Gobiernos de Argentina y Uruguay, formalizaron con la
Compañía pagos de peajes para transportar energía entre ambos países. La administración considera
que esta situación refuerza todavía más la importancia de la solicitud al Gobierno brasileño para la
aprobación de su nuevo plan de negocio y considera probable que esto ocurra. Adicionalmente el 04
de junio de 2010 la compañía firmó un nuevo contrato por un plazo de siete meses por un monto total
de MMUS$ 155 para atender el transporte de energía requerido por el gobierno de Argentina.
Finalmente, con fecha 05 de abril de 2011 se publicaron en el Diario Oficial las Portarías Ministeriales
210/2011 y 211/2011 que equiparan a Compañía de Interconexión Energética, S.A. (CIEN) a una línea
de interconexión regulada, con pago de un peaje regulado. La Receita Anual Permitida (RAP) anual total
estipulada ascendió a 248 millones de reales brasileños, y será reajustada por el Indice Nacional de Precios
al Consumidor Amplio (IPCA) anualmente, en el mes de junio, con revisiones tarifarias cada cuatro años.
El plazo de la concesión es hasta junio de 2020, para la Línea 1, y hasta julio de 2022, para la Línea 2,
con previsión de indemnización de las inversiones no amortizadas. De esta forma se completa con éxito
el cambio de modelo de negocio en CIEN que hemos venido informando anteriormente.
viii) Nuestra filial argentina Empresa Distribuidora Sur S.A., debido a la demora en el cumplimiento de ciertos
puntos contenidos en el Acta de Acuerdo suscrita con el Gobierno Nacional de Argentina, en especial
226
Enersis
Memoria Anual 2011
en lo que se refiere al reconocimiento semestral de ajustes de tarifas por el mecanismo de monitoreo
de costos (MMC) y la realización de una Revisión Tarifaria Integral (RTI) previstos en dicha Acta, está
afectada fuertemente en su equilibrio financiero.
Al cierre del ejercicio 2011, Enersis ha registrado una pérdida por deterioro relacionada a las Propiedades,
Plantas y Equipos de Empresa Distribuidora Sur S.A. por M$ 106.449.843, así como una pérdida adicional
por M$ 8.931.451 por el deterioro completo de la plusvalía en compra que tenía asignada a su filial
argentina (ver Nota 14), a fin de cubrir la práctica totalidad del riesgo patrimonial que esta sociedad
representa para el grupo Enersis.
Nota 16. Propiedad de inversión
La composición y movimientos de las propiedades de inversión durante el ejercicio 2011 y 2010 han sido
los siguientes:
Propiedades de inversión, neto, modelo del costo
Saldo inicial al 1 de enero de 2010
Adiciones
Desapropiaciones
Gasto por depreciación
Reversiones de deterioro de valor reconocidas en el estado de resultados (*)
Saldo al 31 de diciembre de 2010
Adiciones
Desapropiaciones
Gasto por depreciación
Reversiones de deterioro de valor reconocidas en el estado de resultados (*)
Saldo final propiedades de inversión al 31 de diciembre de 2011
(*) Ver nota 28.
M$
31.231.839
1.303.676
(2.732.209)
(24.029)
3.239.877
33.019.154
2.716.250
(977.173)
(24.029)
3.321.687
38.055.889
El valor razonable de las propiedades de inversión al 31 de diciembre de 2011, determinado mediante
valorizaciones internas, ascendió a M$ 36.492.692. Al 31 de diciembre de 2010 el valor de mercado de estos
inmuebles era de M$ 34.099.993.
El precio de venta de los inmuebles vendidos en el ejercicio 2011 y 2010 son M$ 5.102.508 y M$ 8.015.891,
respectivamente.
Los montos registrados como gastos directos en el estado de resultados consolidado de los ejercicios 2011
y 2010 relacionados con las propiedades de inversión no son significativos.
El Grupo tiene formalizadas pólizas de seguros para cubrir los posibles riesgos a que están sujetos los diversos
elementos de sus inversiones inmobiliarias, así como las posibles reclamaciones que se le puedan presentar
por el ejercicio de su actividad, entendiendo que dichas pólizas cubren de manera suficiente los riesgos a los
que están sometidos.
227
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
Nota 17. Impuestos diferidos
a. El origen de los impuestos diferidos registrados al 31 de diciembre de 2011 y 2010 es:
Diferencia temporal
Impuestos diferidos relativos a depreciaciones
Impuestos diferidos relativos a amortizaciones
Impuestos diferidos relativos a acumulaciones (o devengos)
Impuestos diferidos relativos a provisiones
Impuestos diferidos relativos a contratos de moneda extranjera
Impuestos diferidos relativos a obligaciones por beneficios post-empleo
Impuestos diferidos relativos a revaluaciones de instrumentos financieros
Impuestos diferidos relativos a pérdidas fiscales
Impuestos diferidos relativos a otros
Total impuestos diferidos
Activos por impuestos diferidos
Pasivos por impuestos diferidos
31/12/11
M$
31/12/10
M$
31/12/11
M$
31/12/10
M$
87.992.490
124.814.250
455.205.366
474.063.238
-
-
12.161.705
9.031.226
86.876.561
130.298.290
31.195.995
38.807.414
37.813.186
22.117.495
62.973.782
46.746.028
38.073.254
39.794.055
36.399.383
27.477.878
6.082.237
5.034.474
4.431.328
107.097
5.074.020
880.379
-
8.292.149
26.142.262
7.494.432
1.155.119
3.674.593
4.324.798
-
31.623.354
30.776.987
379.938.628
452.634.364
508.438.255
555.923.578
b. Los movimientos de los rubros de “Impuestos diferidos” del estado de situación consolidado en el ejercicio
2011 y 2010 son:
Movimientos impuestos diferidos
Saldo al 01 de enero de 2010
Incremento (decremento) por impuestos diferidos en ganancias o pérdidas
Incremento (decremento) por impuestos diferidos en resultados integrales
Diferencia de conversión de moneda extranjera
Otros incrementos (decrementos)
Saldo al 31 de diciembre de 2010
Incremento (decremento) por impuestos diferidos en ganancias o pérdidas
Incremento (decremento) por impuestos diferidos en resultados integrales
Diferencia de conversión de moneda extranjera
Otros incrementos (decrementos)
Saldo al 31 de diciembre de 2011
Activo
M$
Pasivo
M$
454.896.521
573.049.297
(9.615.881)
13.742.269
(2.995.918)
2.870.641
(12.073.361)
(17.943.096)
5.684.816
942.654
452.634.364
555.923.578
(48.785.847)
(26.492.538)
14.647.632
8.826.145
3.942.971
33.797.031
(47.383.666)
(58.732.787)
379.938.628
508.438.255
La recuperación de los saldos de activos por impuestos diferidos depende de la obtención de utilidades
tributarias suficientes en el futuro. La gerencia del Grupo considera que las proyecciones de utilidades
futuras de las distintas sociedades del Grupo cubren lo necesario para recuperar estos activos.
c. Al 31 de diciembre de 2011 y 2010, el Grupo no ha reconocido activos por impuestos diferidos
relacionados a pérdidas tributarias por un monto de M$ 39.313.993 y M$ 16.551.349, respectivamente.
Ver nota 3.o.
El Grupo Enersis no ha registrado el impuesto diferido de pasivo asociado con utilidades no distribuidas
de las filiales, asociadas y entidades bajo control conjunto, en las que la posición de control que ejerce
sobre dichas sociedades permite gestionar el momento de reversión de las mismas, y se estima que es
probable que éstas no se reviertan en un futuro próximo. El monto total de las diferencias temporarias
relacionadas con inversiones en subsidiarias, asociadas y entidades bajo control conjunto, para los cuales
no se han reconocido en el balance pasivos por impuestos diferidos al 31 de diciembre de 2011 asciende
a M$ 2.204.931.942 (M$ 1.995.679.814 al 31 de diciembre de 2010).
Las sociedades del grupo se encuentran potencialmente sujetas a auditorías tributarias al impuesto a las
ganancias por parte de las autoridades tributarías de cada país. Dichas auditorías están limitadas a un
número de períodos tributarios anuales, los cuales por lo general, una vez transcurridos dan lugar a la
expiración de dichas inspecciones. Las auditorías tributarias, por su naturaleza, son a menudo complejas
y pueden requerir varios años. El siguiente es un resumen de los periodos tributarios, potencialmente
sujetos a verificación:
228
Enersis
Memoria Anual 2011
País
Chile
Argentina
Brasil
Colombia
Perú
Periodo
2007-2011
2002-2011
2007-2011
2009-2011
2007-2011
Debido a las posibles diferentes interpretaciones que pueden darse a las normas tributarias, los resultados
de las inspecciones que en el futuro pudieran llevar a cabo las autoridades tributarias para los años sujetos a
verificación podrían dar lugar a pasivos tributarios, cuyos montos no es posible cuantificar en la actualidad de
una manera objetiva. No obstante, la Gerencia del Grupo estima que los pasivos que, en su caso, se pudieran
derivar por estos conceptos, no tendrán un efecto significativo sobre los resultados futuros del Grupo.
A continuación se detallan los efectos por impuestos diferidos de los componentes de otros resultados
integrales:
31 de diciembre de 2011
31 de diciembre de 2010
31 de diciembre de 2009
Efectos por impuestos diferidos de los componentes de
otros resultados integrales
Gasto
(ingreso) por
impuesto a
las ganancias
Importe
después de
impuestos
Importe antes
de impuestos
M$
M$
M$
Activos financieros disponibles para la venta
(55.959)
9.513
(46.446)
Gasto
(ingreso) por
impuesto a
las ganancias
M$
31
Importe antes
de impuestos
M$
(179)
Importe después
de impuestos
Importe antes
de impuestos
Gasto
(ingreso) por
impuesto a las
ganancias
Importe
después de
impuestos
M$
(148)
M$
M$
M$
61.031
(10.528)
50.503
Cobertura de flujo de caja
Ajustes por conversión
(88.032.492)
14.110.400
(73.922.092)
30.911.303
(5.301.050)
25.610.253
192.801.668
(33.917.966)
158.883.702
211.929.739
-
211.929.739
(138.554.045)
-
(138.554.045)
(246.854.956)
-
(246.854.956)
Ganancias (pérdidas) por planes de beneficios definidos
(62.246.623)
23.078.884
(39.167.739)
(48.495.375)
16.515.279
(31.980.096)
(15.599.453)
1.369.374
(14.230.079)
Impuesto a la renta relacionado a los
componentes de otros ingresos y gastos con
cargo o abono en el patrimonio
61.594.665
37.198.797
98.793.462
(156.138.296)
11.214.260
(144.924.036)
(69.591.710)
(32.559.120)
(102.150.830)
Nota 18. Otros pasivos financieros
El saldo de este rubro al 31 de diciembre de 2011 y 2010 es el siguiente:
Otros pasivos financieros
31 de diciembre de 2011
31 de diciembre de 2010
Corriente
No corriente
Corriente
No corriente
M$
M$
M$
M$
Préstamos que devengan intereses
661.974.731
3.049.197.963
652.979.492
2.763.822.330
Instrumentos derivados de cobertura (*)
6.200.643
212.913.735
10.002.909
240.113.443
Instrumentos derivados de no cobertura (**)
Deuda por concesión Túnel El Melón
Otros pasivos financieros
807.105
2.207.755
892.104
-
9.243.595
-
-
1.967.333
648.284
-
11.020.674
-
Total
672.082.338
3.271.355.293
665.598.018
3.014.956.447
(*) ver nota 20.2.a
(**) ver nota 20.2.b
229
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
- Préstamos que devengan intereses
18.1. El detalle de corriente y no corriente de este rubro al 31 de diciembre de 2011 y 2010 es el
siguiente:
Clases de préstamos que acumulan (devengan) intereses
Saldo al 31 de diciembre de 2011
Saldo al 31 de diciembre de 2010
Préstamos bancarios
Obligaciones no garantizadas
Obligaciones garantizadas
Arrendamiento financiero
Otros préstamos
Corriente
No corriente
Corriente
No corriente
M$
M$
M$
M$
278.455.859
316.103.001
184.452.979
451.937.608
242.785.757
2.439.913.903
281.652.334
2.039.070.748
10.660.476
13.808.252
9.635.108
58.439.140
9.522.288
10.193.985
17.703.710
61.140.059
116.264.387
225.106.811
167.157.906
193.970.205
Total
661.974.731
3.049.197.963
652.979.492
2.763.822.330
El desglose por monedas y vencimientos de los Préstamos Bancarios al 31 de diciembre de 2011 y 2010 es
el siguiente:
A. Resumen de préstamos bancarios por monedas y vencimientos
Segmento país
Moneda
Tasa
nominal
Garantía
Corriente
Vencimiento
No Corriente
Vencimiento
Uno a tres
meses
Tres a doce
meses
Total corriente
al 31/12/2011
Uno a tres
años
Tres a cinco
años
Más de cinco
años
Total no
corriente al
31/12/2011
Chile
Perú
Perú
Argentina
Argentina
Colombia
Brasil
Brasil
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
US$
US$
Soles
US$
$ Arg
$ Col
US$
Real
1,97% Sin garantía
84.500
1.607.710
1.692.210 107.025.578
849.449
- 107.875.027
3,63% Sin garantía
2.354.628
8.838.878
11.193.506
4.296.544
19.212.039
26.158.087
49.666.670
5,20% Sin garantía
310.428
1.541.618
1.852.046
-
-
30.832.352
30.832.352
5,28% Sin garantía
494.597
6.393.975
6.888.572
17.983.101
1.598.484
21,17% Sin garantía
37.631.229
17.687.954
55.319.183
40.368.276
2.414.084
6,48% Sin garantía
262.107
86.794.795
87.056.902
-
-
-
-
-
19.581.585
42.782.360
-
6,05% Sin garantía
-
5.825.541
5.825.541
13.909.371
11.722.036
6.352.599
31.984.006
12,89% Sin garantía
9.173.097
99.454.802 108.627.899
33.381.001
-
-
33.381.001
Total
50.310.586 228.145.273 278.455.859 216.963.871
35.796.092
63.343.038 316.103.001
Segmento país
Moneda
Tasa
nominal
Garantía
Corriente
Vencimiento
No corriente
Vencimiento
Uno a tres
meses
Tres a doce
meses
Total corriente
al 31/12/2010
Uno a tres
años
Tres a cinco
años
Más de cinco
años
Total no
corriente al
31/12/2010
Chile
Perú
Perú
Argentina
Argentina
Colombia
Brasil
Brasil
US$
US$
Soles
US$
$ Arg
$ Col
US$
Real
2,75% Sin garantía
381.532
1.364.781
1.746.313
2.871.499
95.144.820
-
98.016.319
2,95% Sin garantía
999.046
16.410.407
17.409.453
11.694.152
6.908.207
21.661.326
40.263.685
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
3,96% Sin garantía
1.839.538
-
1.839.538
31.245.764
5,24% Sin garantía
5.085.358
17.057.145
22.142.503
4.013.854
-
-
17,27% Sin garantía
14.760.009
16.463.487
31.223.496
27.395.848
706.664
6,91% Sin garantía
6,35% Sin garantía
-
-
5.041.882
5.041.882
-
74.201.702
5.253.378
5.253.378
11.677.838
13.433.724
9.323.740
34.435.302
10,17% Sin garantía
10.149.162
89.647.254
99.796.416 141.658.470
-
- 141.658.470
Total
33.214.645 151.238.334 184.452.979 230.557.425 190.395.117
30.985.066 451.937.608
-
-
-
-
31.245.764
4.013.854
28.102.512
74.201.702
El valor razonable de los préstamos bancarios corrientes y no corrientes al 31 de diciembre de 2011 asciende
a M$ 582.919.972 y al 31 de diciembre de 2010 a M$ 844.554.823.
230
Enersis
Memoria Anual 2011
- Individualización de préstamos bancarios por deudor
Rut
empresa
deudora
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
91.081.000-6
Nombre
empresa
deudora
Ampla
Ampla
Ampla
Ampla
Ampla
Ampla
CGTF Fortaleza
CGTF Fortaleza
CGTF Fortaleza
Chinango
Chinango
Chinango
Chinango
Chinango
Compañía Distribuidora y Comercializadora de Energía S.A.
Compañía de Interconexión Energética S.A.
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edesur S.A.
Edesur S.A.
Edesur S.A.
Edesur S.A.
Edesur S.A.
Edesur S.A.
Edesur S.A.
Edesur S.A.
Edesur S.A.
Edesur S.A.
Edesur S.A.
Edesur S.A.
Edesur S.A.
Edesur S.A.
Edesur S.A.
Edesur S.A.
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Endesa Costanera S.A.
Endesa Costanera S.A.
Endesa Costanera S.A.
Endesa Costanera S.A.
Endesa Costanera S.A.
Endesa Costanera S.A.
Endesa Costanera S.A.
Endesa Costanera S.A.
Endesa Costanera S.A.
Endesa Costanera S.A.
Endesa Costanera S.A.
Endesa Costanera S.A.
Endesa Costanera S.A.
Endesa Costanera S.A.
Endesa Costanera S.A.
Endesa Costanera S.A.
Endesa S.A. (Chile)
91.081.000-6
91.081.000-6
91.081.000-6
Endesa S.A. (Chile)
Endesa S.A. (Chile)
Endesa S.A. (Chile)
91.081.000-6
Endesa S.A. (Chile)
91.081.000-6
91.081.000-6
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Endesa S.A. (Chile)
Endesa S.A. (Chile)
Hidroeléctrica El Chocón
Hidroeléctrica El Chocón
Hidroeléctrica El Chocón
Hidroeléctrica El Chocón
Hidroeléctrica El Chocón
Hidroeléctrica El Chocón
Hidroeléctrica El Chocón
Hidroeléctrica El Chocón
Hidroeléctrica El Chocón
Hidroeléctrica El Chocón
Hidroeléctrica El Chocón
Hidroeléctrica El Chocón
Hidroeléctrica El Chocón
Hidroeléctrica El Chocón
Hidroeléctrica El Chocón
Hidroeléctrica El Chocón
Hidroeléctrica El Chocón
Hidroeléctrica El Chocón
Hidroeléctrica El Chocón
País
empresa
deudora
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Colombia
Brasil
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Rut
entidad
acreedora
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Hidroeléctrica El Chocón
Chile
Extranjera
Nombre
del
acreedor
Banco Itaú
Unibanco
Banco Alfa
Brasdesco
Banco do Brasil
Banco HSBC
IFC - A
IFC - B
IFC - C
Banco Continental
Banco Continental
Banco Continental
Banco Scotiabank
Banco Continental
Banco Agrario
Banco Santander Central Hispano
Banco de Crédito
Banco Continental
Banco Scotiabank
Banco Continental
Banco de Crédito
Banco de Crédito
Banco de Crédito
Banco de Crédito
Banco de Crédito
Banco de Crédito
Banco de Crédito
Banco de Crédito
Banco Continental
Banco de Interbank
BBVA
Citibank
Banco de Galicia
Citibank
Banco de la Ciudad de Buenos Aires
Supervielle
Comafi
Standard Bank
Banco Santander Rio
BBVA
Standard Bank
Banco Santander Rio
Banco Itaú
Banco Macro
Banco de la Ciudad de Buenos Aires
Banco Davivienda
Bancolombia
Bancolombia
BBVA Colombia
Banco Santander
Banco Provincia de Buenos Aires
Banco Galicia
Credit Suisse International
Citibank
Banco Nación Argentina
Mediocredito Italiano
Banco Santander Río
Banco Itau
Citibank
Banco Galicia
Citibank
Banco Galicia
Banco Supervielle
Banco Ciudad
Banco Standard
Banco Macro
B.N.P. Paribas
Export Development Corpotation
Loan
Banco Bilbao Vizcaya Argentaria S.A.
The Bank of Tokyo-Mitsubishi, Ltd.
Caja Madrid, Caja Madrid Miami
Agency
Banco Santander Central Hispano
S.A. N.Y.B.
Banco Español de crédito S.A. N.Y.B.
Deutsche Bank
Standard Bank
Banco Itau - Sindicado
Standard - Sindicado
Banco Santander - Sindicado
Banco Hipotecario - Sindicado
Banco de Galicia - Sindicado
Banco Itau - Sindicado
Banco Santander - Sindicado
Banco de la Ciudad de Buenos Aires
Citibank
Banco Francés
Banco Industrial
Banco Macro
Banco Itau - Nuevo Sindicado
Standard - Nuevo Sindicado
Banco Santander - Nuevo Sindicado
Banco Hipotecario - Nuevo Sindicado
Banco de Galicia - Nuevo Sindicado
B a n c o d e l a C i u d a d - N u e v o
Sindicado
PNC BANK
País
entidad
acreedora
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Colombia
Brasil
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
E.E.U.U.
E.E.U.U.
Tipo
de
moneda
Real
Real
Real
Real
Real
Real
US$
US$
US$
Soles
US$
US$
US$
Soles
$ Col
Real
US$
US$
US$
US$
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
US$
US$
US$
US$
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
US$
US$
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
US$
US$
Tasa
de interés
nominal
6,15%
6,16%
5,91%
6,09%
6,05%
6,01%
7,89%
2,69%
3,80%
3,21%
3,52%
L3M+3.7%
3,80%
5,81%
1,02%
L3M+3%
L3M+3.13%
L6M+1.25%
L3M+2.5%
2,60%
4,00%
4,00%
4,00%
4,00%
4,00%
4,00%
4,00%
4,40%
6,90%
Tasa
de interés
efectiva
6,15%
6,16%
5,91%
6,09%
6,05%
6,01%
7,99%
2,69%
11,96% 11,96%
3,85%
4,07%
3,52%
4,26%
3,85%
5,99%
1,08%
3,38%
3,54%
1,65%
2,90%
2,60%
4,00%
4,00%
4,00%
4,00%
4,00%
4,00%
4,00%
4,40%
6,90%
21,55% 20,00%
17,88% 16,00%
20,16% 18,52%
18,97% 17,50%
14,85% 14,61%
31,92% 27,00%
28,33% 25,00%
19,18% 17,94%
19,12% 17,88%
21,55% 20,00%
16,75% 16,05%
19,12% 17,88%
21,52% 19,65%
22,66% 20,60%
15,19% 14,52%
6,48%
6,48%
6,48%
6,48%
6,48%
16,00% 16,00%
3,80%
11,28% LIBOR+12%
4,80%
LIBOR+4,5%
14,00% BAIBOR+5%
1,75%
15,50% 15,50%
16,90% BAIBOR+5%
13,50% 13,50%
16,00% 16,00%
5,43%
3,80%
16,00% 16,00%
16,00% 16,00%
16,00% 16,00%
16,00% 16,00%
6,32%
1,60%
Tipo
de
amortización
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Al vencimiento
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Semestral
Trimestral
Trimestral
Semestral
Al vencimiento
Al vencimiento
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Al vencimiento
semestral
Mensual
Mensual
Mensual
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Trimestral
Trimestral
Semestral
Trimestral
semestral
Mensual
Mensual
Al Vencimiento
Anual
Anual
Anual
Anual
Anual
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
LIBOR+4,8%
Al vencimiento
EURIBOR+3,85% Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Semestral
Semestral
6,48%
6,48%
6,48%
6,48%
6,48%
6,32%
Libor+1,0
LIBOR+3%
1,75%
E.E.U.U.
E.E.U.U.
E.E.U.U.
US$
US$
US$
1,93%
1,93%
1,93%
Libor+0,75
Libor+0,75
Libor+0,75
Al Vencimiento
Al Vencimiento
Al Vencimiento
E.E.U.U.
US$
1,93%
Libor+0,75
Al Vencimiento
E.E.U.U.
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
E.E.U.U.
Totales
US$
US$
US$
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
Libor+0,75
Libor+3,5%
Libor+3,5%
1,93%
3,80%
3,80%
19,36% BPC + 5,75%
19,36% BPC + 5,75%
19,36% BPC + 5,75%
19,36% BPC + 5,75%
19,36% BPC + 5,75%
19,36% BPC + 5,75%
19,36% BPC + 5,75%
15,84% 15,84%
14,50% 14,50%
14,93% 14,93%
17,34% BPC + 5,00%
17,75% 17,75%
19,12% BPC + 5,25%
19,12% BPC + 5,25%
19,12% BPC + 5,25%
19,12% BPC + 5,25%
19,12% BPC + 5,25%
19,12% BPC + 5,25%
Al Vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
US$
3,09%
3,09%
Semestral
En anexo N° 4, letra a), se desglosa un detalle de la estimación de flujos futuros de caja (no descontados) que el Grupo deberá desembolsar respecto a los Préstamos bancarios arriba mencionados.
Menos de 90
Más de 90 días
Total corriente
Uno a tres años
Tres a cinco
Más de cinco
Total no
Menos de 90
Más de 90
Total corriente
Uno a tres años
Tres a cinco
Más de cinco
12/2011
No corriente M$
años
años
corriente
5.563.500
27.817.501
5.406.532
8.502.839
5.563.500
27.817.501
6.238.628
4.712.630
770.778
3.470.634
2.881.965
15.115.794
13.215.469
3.652.743
1.127.370
1.288.422
13.689.484
16.105.276
días
4.887
48.591
2.321.766
7.117.655
286.544
369.719
Corriente M$
días
1.882.368
1.500.240
1.410.000
7.145.880
1.887.255
1.548.831
3.731.766
14.263.535
286.544
21.150.000
21.519.719
2.034.087
3.219.291
2.034.087
3.219.291
27.549
3.524.902
6.579.812
27.549
3.524.902
6.579.812
No corriente M$
años
Total no
corriente
5.229.685
8.204.039
6.034.564
3.289.176
1.870.361
1.298.813
17.923.617
12.468.603
31.691.033
1.870.361
6.908.207
21.661.326
1.936
1.333.864
56.558.766
56.558.766
56.400.000
1.686.071
1.246.464
3.373.158
Corriente M$
1.856.820
1.479.891
12.517.876
7.048.955
1.858.514
1.506.133
14.729.649
13.530.413
275.812
20.863.126
21.039.244
2.426.516
3.399.025
2.426.516
3.399.025
1.541.618
55.688.134
5.610.961
71.315
1.544.686
262.107
55.688.134
7.501.425
1.870.716
1.357.201
1.870.716
1.750.050
2.414.082
1.810.562
2.414.082
1.750.209
8.977.569
6.430.876
21.177.566
23.478.356
26.730.428
186.005
8.977.569
6.430.876
21.177.566
23.478.356
26.730.428
368.366
18.741
18.741
8.847
7.497
31.235
18.741
44.826
132.120
26.612
2.456.452
2.121.650
3.674.738
2.033.139
852.036
1.192.058
4.834.533
617.884
3.555.128
1.898.686
3.529.419
6.393.434
5.167.489
2.566.218
978.500
2.509.954
368.142
899.681
758.262
34.267
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
días
1.694
26.242
2.211.773
6.481.458
275.812
176.118
71.315
3.068
262.107
1.890.464
392.849
18.741
18.741
8.847
7.497
31.235
18.741
44.826
-
132.120
26.612
42.370
311.088
1.260.656
282.930
852.036
1.192.058
4.834.533
617.884
186.005
368.366
44.820
3.555.128
1.898.686
3.529.419
6.393.434
5.167.489
2.566.218
978.500
2.509.954
368.142
50.233
34.267
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1.207.041
1.810.562
2.414.082
1.810.562
4.224.644
3.017.603
2.414.082
8.449.285
1.698.896
1.486.682
30.494.018
17.055.976
26.312.836
17.055.976
12.921.194
6.393.998
6.393.999
761.701
1.219.258
40.734
40.677
25.858
20.196
25.859
16.968
8.077
82.953
132.688
3.197.006
3.196.969
1.545.012
1.207.041
1.545.012
1.013.914
482.816
497.792
796.817
3.237.740
3.237.646
1.570.870
1.227.237
1.570.871
1.030.882
490.893
580.745
929.505
799.242
799.242
100.996
283.419
100.996
66.315
167.311
53.063
1.095.492
398.233
398.233
318.657
100.996
1.378.911
100.996
464.548
565.544
371.720
2.414.203
4.090.481
2.414.203
609.361
3.023.612
487.596
603.521
603.521
603.521
603.521
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
849.448
758.262
849.449
2.890.532
2.890.532
2.505.128
1.156.213
4.817.554
2.890.532
4.046.745
2.890.532
2.890.532
2.505.128
1.156.213
4.817.554
2.890.532
4.046.745
7.708.094
1.927.022
7.708.094
1.927.022
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1.207.041
1.810.562
2.414.082
1.810.562
4.224.644
3.017.603
2.414.082
8.449.285
2.548.345
1.486.682
30.494.018
17.055.976
26.312.836
17.055.976
12.921.194
7.193.240
7.193.241
761.701
1.219.258
3.017.724
4.694.002
3.017.724
609.361
3.627.133
487.596
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1.936
583.558
415.488
101.810
10.102
10.102
4.255
4.041
16.837
10.102
1.544.238
108.566
602.549
713.260
6.596
614.327
882.153
2.679.318
1.778.439
381.952
1.779.852
1.159.754
357.808
356.896
24.636
1.383.337
1.383.337
22.071
22.071
23.732
19.936
9.493
8.307
8.307
10.029
729.446
596.140
711.729
2.391.059
245.369
539.813
392.591
196.296
196.296
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
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-
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-
-
-
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-
-
-
-
-
-
-
-
-
2.269.629
1.661.952
3.373.158
101.810
10.102
10.102
4.255
4.041
16.837
10.102
1.544.238
108.566
521.504
373.568
1.230.198
1.363.850
1.552.762
602.549
713.260
6.596
614.327
1.815.068
963.655
882.153
2.679.318
3.705.866
1.778.439
381.952
277.010
1.779.852
954.115
1.159.754
357.808
821.662
691.984
9.773.405
9.773.404
1.117.401
1.117.401
1.201.506
1.009.266
480.603
420.528
420.528
10.029
729.446
596.140
711.729
247.683
544.905
396.294
198.147
198.147
-
2.391.059
521.504
373.568
1.230.198
1.363.850
1.552.762
-
-
1.815.068
963.655
-
3.705.866
277.010
954.115
821.662
335.088
8.390.068
8.390.067
1.095.330
1.095.330
1.177.774
989.330
471.110
412.221
412.221
2.314
5.092
3.703
1.851
1.851
-
44.820
5.195.104
5.195.104
12/2010
1.882.350
1.500.240
14.100.000
18.425.880
28.200.000
21.150.000
4.532.161
7.145.677
4.901.950
8.430.354
1.577.727
1.686.071
3.501.393
2.500.995
2.500.995
2.167.529
1.000.398
4.168.325
2.500.995
6.669.320
1.413.329
1.413.328
1.943.328
2.355.548
1.413.328
2.355.548
918.665
4.013.854
2.077.593
1.095.330
1.095.330
1.177.774
989.330
471.110
412.221
412.221
1.226.886
2.699.066
1.962.957
981.478
981.478
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1.177.774
1.177.774
1.177.774
1.177.774
1.001.108
1.001.108
353.332
353.332
7.675.010
5.497.818
18.104.904
20.071.871
22.852.099
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1.882.350
1.500.240
14.100.000
18.425.880
28.200.000
21.150.000
15.796.410
15.349.716
3.289.176
4.901.950
1.333.864
56.400.000
8.430.354
30.147.260
1.686.071
3.501.393
2.500.995
2.500.995
2.167.529
1.000.398
4.168.325
2.500.995
6.669.320
1.413.329
1.766.660
1.943.328
2.355.548
1.413.328
2.708.880
918.665
7.675.010
5.497.818
18.104.904
20.071.871
22.852.099
4.013.854
2.077.593
3.062.791
2.010.156
27.418.295
15.335.657
23.235.843
15.335.656
11.617.921
1.095.330
1.095.330
1.177.774
989.330
471.110
412.221
412.221
1.226.886
2.699.066
1.962.957
981.478
981.478
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
años
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1.531.395
1.531.396
24.636
1.340.104
670.052
27.418.295
15.335.657
-
23.235.843
15.335.656
11.617.921
50.310.586
228.145.273
278.455.859
216.963.871
35.796.092
63.343.038
316.103.001
33.214.645
151.238.334
184.452.979
230.557.425
190.395.117
30.985.066
451.937.608
208.031
208.031
-
231
Menos de 90
días
1.694
26.242
2.211.773
6.481.458
275.812
176.118
-
-
-
-
-
-
71.315
3.068
262.107
-
1.890.464
-
-
392.849
18.741
18.741
8.847
7.497
31.235
18.741
44.826
-
132.120
26.612
42.370
311.088
1.260.656
282.930
-
852.036
1.192.058
-
4.834.533
617.884
-
-
-
-
186.005
-
-
-
-
-
368.366
-
44.820
-
3.555.128
-
1.898.686
3.529.419
6.393.434
5.167.489
-
-
2.566.218
978.500
2.509.954
368.142
50.233
-
34.267
-
-
-
-
40.734
40.677
25.858
20.196
25.859
16.968
8.077
82.953
132.688
-
-
-
-
-
100.996
283.419
100.996
66.315
167.311
53.063
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
12/2010
No corriente M$
Total corriente
Uno a tres años
Corriente M$
Más de 90 días
Total corriente
Uno a tres años
12/2011
1.856.820
1.479.891
12.517.876
7.048.955
-
20.863.126
2.426.516
3.399.025
-
-
-
-
-
1.541.618
-
55.688.134
5.610.961
-
1.870.716
1.357.201
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
2.414.082
1.810.562
2.414.082
1.750.209
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
8.977.569
6.430.876
21.177.566
23.478.356
26.730.428
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
849.448
758.262
1.858.514
1.506.133
14.729.649
13.530.413
275.812
21.039.244
2.426.516
3.399.025
-
-
-
-
71.315
1.544.686
262.107
55.688.134
7.501.425
-
1.870.716
1.750.050
18.741
18.741
8.847
7.497
31.235
18.741
44.826
-
132.120
26.612
2.456.452
2.121.650
3.674.738
2.033.139
-
852.036
1.192.058
-
4.834.533
617.884
-
-
-
-
186.005
8.977.569
6.430.876
21.177.566
23.478.356
26.730.428
368.366
-
44.820
-
3.555.128
-
1.898.686
3.529.419
6.393.434
5.167.489
-
-
2.566.218
978.500
2.509.954
368.142
899.681
758.262
-
-
-
5.563.500
27.817.501
-
5.406.532
8.502.839
-
-
-
-
1.127.370
-
-
-
1.870.361
1.298.813
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1.207.041
-
-
1.810.562
2.414.082
-
1.810.562
4.224.644
3.017.603
2.414.082
8.449.285
-
-
-
-
-
-
-
5.195.104
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1.698.896
1.486.682
-
-
-
-
34.267
-
-
30.494.018
17.055.976
26.312.836
-
17.055.976
-
3.197.006
3.196.969
1.545.012
1.207.041
1.545.012
1.013.914
482.816
497.792
796.817
-
-
-
-
-
-
1.095.492
-
398.233
398.233
318.657
-
3.237.740
3.237.646
1.570.870
1.227.237
1.570.871
1.030.882
490.893
580.745
929.505
-
-
-
-
-
100.996
1.378.911
100.996
464.548
565.544
371.720
12.921.194
6.393.998
6.393.999
-
-
-
-
-
761.701
1.219.258
-
-
-
-
-
2.414.203
4.090.481
2.414.203
609.361
3.023.612
487.596
No corriente M$
Tres a cinco
años
-
-
-
-
-
-
6.238.628
4.712.630
770.778
-
-
-
1.288.422
-
-
-
-
17.923.617
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
849.449
-
-
-
-
-
-
799.242
799.242
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
603.521
603.521
603.521
-
603.521
-
Más de cinco
años
-
-
-
-
-
-
3.470.634
-
2.881.965
-
-
-
13.689.484
-
-
-
-
12.468.603
-
-
2.890.532
2.890.532
2.505.128
1.156.213
4.817.554
2.890.532
4.046.745
-
7.708.094
1.927.022
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Total no
corriente
-
-
-
5.563.500
27.817.501
-
15.115.794
13.215.469
3.652.743
-
-
-
16.105.276
-
-
-
1.870.361
31.691.033
-
-
2.890.532
2.890.532
2.505.128
1.156.213
4.817.554
2.890.532
4.046.745
-
7.708.094
1.927.022
-
-
-
-
1.207.041
-
-
1.810.562
2.414.082
-
1.810.562
4.224.644
3.017.603
2.414.082
8.449.285
-
-
-
-
-
-
-
5.195.104
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
2.548.345
1.486.682
30.494.018
17.055.976
26.312.836
Menos de 90
días
4.887
48.591
2.321.766
7.117.655
286.544
369.719
-
-
-
27.549
-
-
-
1.936
-
-
583.558
415.488
-
-
101.810
10.102
10.102
4.255
4.041
16.837
10.102
1.544.238
108.566
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
602.549
713.260
6.596
614.327
-
-
882.153
2.679.318
-
1.778.439
381.952
-
1.779.852
-
1.159.754
357.808
-
356.896
24.636
-
-
17.055.976
-
12.921.194
7.193.240
7.193.241
-
-
-
-
-
761.701
1.219.258
-
-
-
-
-
3.017.724
4.694.002
3.017.724
609.361
3.627.133
487.596
-
1.383.337
1.383.337
22.071
22.071
23.732
19.936
9.493
8.307
8.307
10.029
729.446
596.140
711.729
2.391.059
245.369
539.813
392.591
196.296
196.296
-
Corriente M$
Más de 90
días
1.882.368
1.500.240
1.410.000
7.145.880
-
21.150.000
2.034.087
3.219.291
-
-
3.524.902
6.579.812
-
-
-
56.558.766
1.686.071
1.246.464
3.373.158
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1.177.774
-
-
-
-
-
-
-
-
1.177.774
-
1.001.108
-
-
-
521.504
373.568
1.230.198
1.363.850
1.552.762
-
-
-
-
1.815.068
963.655
-
-
3.705.866
-
-
277.010
-
954.115
-
-
821.662
335.088
-
-
-
-
-
8.390.068
8.390.067
1.095.330
1.095.330
1.177.774
989.330
471.110
412.221
412.221
-
-
-
-
-
2.314
5.092
3.703
1.851
1.851
-
1.887.255
1.548.831
3.731.766
14.263.535
286.544
21.519.719
2.034.087
3.219.291
-
27.549
3.524.902
6.579.812
-
1.936
-
56.558.766
2.269.629
1.661.952
3.373.158
-
101.810
10.102
10.102
4.255
4.041
16.837
10.102
1.544.238
108.566
-
1.177.774
-
-
-
-
-
-
-
-
1.177.774
-
1.001.108
-
-
-
521.504
373.568
1.230.198
1.363.850
1.552.762
602.549
713.260
6.596
614.327
1.815.068
963.655
882.153
2.679.318
3.705.866
1.778.439
381.952
277.010
1.779.852
954.115
1.159.754
357.808
821.662
691.984
24.636
-
-
-
-
9.773.405
9.773.404
1.117.401
1.117.401
1.201.506
1.009.266
480.603
420.528
420.528
10.029
729.446
596.140
711.729
2.391.059
247.683
544.905
396.294
198.147
198.147
-
Tres a cinco
años
-
-
-
-
-
-
5.229.685
8.204.039
-
-
-
-
-
-
-
-
-
6.908.207
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
353.332
-
-
-
353.332
-
-
-
7.675.010
5.497.818
18.104.904
20.071.871
22.852.099
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1.531.396
Más de cinco
años
-
-
-
-
-
-
6.034.564
-
3.289.176
-
-
-
-
-
-
-
-
21.661.326
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1.882.350
1.500.240
14.100.000
18.425.880
28.200.000
21.150.000
4.532.161
7.145.677
-
4.901.950
-
-
-
1.333.864
-
56.400.000
8.430.354
1.577.727
1.686.071
-
3.501.393
2.500.995
2.500.995
2.167.529
1.000.398
4.168.325
2.500.995
-
6.669.320
-
-
-
-
-
1.413.329
-
-
1.413.328
1.943.328
2.355.548
1.413.328
2.355.548
-
-
918.665
-
-
-
-
-
-
-
4.013.854
-
2.077.593
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1.531.395
1.340.104
-
-
670.052
27.418.295
15.335.657
-
23.235.843
-
-
-
-
1.095.330
1.095.330
1.177.774
989.330
471.110
412.221
412.221
-
-
-
-
-
1.226.886
2.699.066
1.962.957
981.478
981.478
15.335.656
11.617.921
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Total no
corriente
1.882.350
1.500.240
14.100.000
18.425.880
28.200.000
21.150.000
15.796.410
15.349.716
3.289.176
4.901.950
-
-
-
1.333.864
-
56.400.000
8.430.354
30.147.260
1.686.071
-
3.501.393
2.500.995
2.500.995
2.167.529
1.000.398
4.168.325
2.500.995
-
6.669.320
-
-
-
-
-
1.413.329
-
-
1.766.660
1.943.328
2.355.548
1.413.328
2.708.880
-
-
918.665
7.675.010
5.497.818
18.104.904
20.071.871
22.852.099
-
-
4.013.854
-
2.077.593
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
3.062.791
2.010.156
27.418.295
15.335.657
23.235.843
15.335.656
11.617.921
-
-
1.095.330
1.095.330
1.177.774
989.330
471.110
412.221
412.221
-
-
-
-
-
1.226.886
2.699.066
1.962.957
981.478
981.478
Extranjera
Hidroeléctrica El Chocón
Chile
Extranjera
US$
3,09%
3,09%
Semestral
-
50.310.586
-
228.145.273
-
278.455.859
-
-
216.963.871
35.796.092
-
63.343.038
-
316.103.001
-
33.214.645
208.031
151.238.334
208.031
184.452.979
-
230.557.425
-
190.395.117
-
30.985.066
-
451.937.608
En anexo N° 4, letra a), se desglosa un detalle de la estimación de flujos futuros de caja (no descontados) que el Grupo deberá desembolsar respecto a los Préstamos bancarios arriba mencionados.
- Individualización de préstamos bancarios por deudor
Compañía Distribuidora y Comercializadora de Energía S.A.
Colombia
Compañía de Interconexión Energética S.A.
Banco Santander Central Hispano
Brasil
Colombia
País
empresa
deudora
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Brasil
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Rut
entidad
acreedora
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Banco de la Ciudad de Buenos Aires
Al Vencimiento
Nombre
del
acreedor
Banco Itaú
Unibanco
Banco Alfa
Brasdesco
Banco do Brasil
Banco HSBC
IFC - A
IFC - B
IFC - C
Banco Continental
Banco Continental
Banco Continental
Banco Scotiabank
Banco Continental
Banco Agrario
Banco de Crédito
Banco Continental
Banco Scotiabank
Banco Continental
Banco de Crédito
Banco de Crédito
Banco de Crédito
Banco de Crédito
Banco de Crédito
Banco de Crédito
Banco de Crédito
Banco de Crédito
Banco Continental
Banco de Interbank
BBVA
Citibank
Banco de Galicia
Citibank
Supervielle
Comafi
Standard Bank
Banco Santander Rio
BBVA
Standard Bank
Banco Santander Rio
Banco Itaú
Banco Macro
Banco Davivienda
Bancolombia
Bancolombia
BBVA Colombia
Banco Santander
Banco de la Ciudad de Buenos Aires
Banco Provincia de Buenos Aires
Banco Galicia
Credit Suisse International
Citibank
Banco Nación Argentina
Mediocredito Italiano
Banco Santander Río
Banco Itau
Citibank
Banco Galicia
Citibank
Banco Galicia
Banco Supervielle
Banco Ciudad
Banco Standard
Banco Macro
B.N.P. Paribas
Loan
Agency
S.A. N.Y.B.
Export Development Corpotation
Banco Bilbao Vizcaya Argentaria S.A.
The Bank of Tokyo-Mitsubishi, Ltd.
Caja Madrid, Caja Madrid Miami
E.E.U.U.
E.E.U.U.
E.E.U.U.
Banco Español de crédito S.A. N.Y.B.
E.E.U.U.
Deutsche Bank
Standard Bank
Banco Itau - Sindicado
Standard - Sindicado
Banco Santander - Sindicado
Banco Hipotecario - Sindicado
Banco de Galicia - Sindicado
Banco Itau - Sindicado
Banco Santander - Sindicado
Banco de la Ciudad de Buenos Aires
Citibank
Banco Francés
Banco Industrial
Banco Macro
Banco Itau - Nuevo Sindicado
Standard - Nuevo Sindicado
Banco Santander - Nuevo Sindicado
Banco Hipotecario - Nuevo Sindicado
Banco de Galicia - Nuevo Sindicado
B a n c o d e l a C i u d a d - N u e v o
Sindicado
PNC BANK
País
entidad
acreedora
Tasa
de interés
Tasa
de interés
nominal
moneda
Tipo
de
Real
Real
Real
Real
Real
Real
US$
US$
US$
Soles
US$
US$
US$
Soles
$ Col
Real
US$
US$
US$
US$
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
US$
US$
US$
US$
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
US$
US$
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
US$
US$
US$
US$
US$
US$
US$
US$
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
E.E.U.U.
E.E.U.U.
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
E.E.U.U.
Totales
11,96% 11,96%
efectiva
6,15%
6,16%
5,91%
6,09%
6,05%
6,01%
7,99%
2,69%
3,85%
4,07%
3,52%
4,26%
3,85%
5,99%
1,08%
3,38%
3,54%
1,65%
2,90%
2,60%
4,00%
4,00%
4,00%
4,00%
4,00%
4,00%
4,00%
4,40%
6,90%
6,15%
6,16%
5,91%
6,09%
6,05%
6,01%
7,89%
2,69%
3,80%
3,21%
3,52%
3,80%
5,81%
1,02%
2,60%
4,00%
4,00%
4,00%
4,00%
4,00%
4,00%
4,00%
4,40%
6,90%
L3M+3.7%
L3M+3%
L3M+3.13%
L6M+1.25%
L3M+2.5%
21,55% 20,00%
17,88% 16,00%
20,16% 18,52%
18,97% 17,50%
14,85% 14,61%
31,92% 27,00%
28,33% 25,00%
19,18% 17,94%
19,12% 17,88%
21,55% 20,00%
16,75% 16,05%
19,12% 17,88%
21,52% 19,65%
22,66% 20,60%
15,19% 14,52%
6,48%
6,48%
6,48%
6,48%
6,48%
6,48%
6,48%
6,48%
6,48%
6,48%
16,00% 16,00%
3,80%
LIBOR+3%
11,28% LIBOR+12%
4,80%
LIBOR+4,5%
14,00% BAIBOR+5%
1,75%
1,75%
15,50% 15,50%
16,90% BAIBOR+5%
13,50% 13,50%
16,00% 16,00%
LIBOR+4,8%
5,43%
3,80%
16,00% 16,00%
16,00% 16,00%
16,00% 16,00%
16,00% 16,00%
6,32%
1,60%
1,93%
1,93%
1,93%
6,32%
Libor+1,0
Libor+0,75
Libor+0,75
Libor+0,75
1,93%
3,80%
3,80%
Libor+0,75
Libor+3,5%
Libor+3,5%
19,36% BPC + 5,75%
19,36% BPC + 5,75%
19,36% BPC + 5,75%
19,36% BPC + 5,75%
19,36% BPC + 5,75%
19,36% BPC + 5,75%
19,36% BPC + 5,75%
15,84% 15,84%
14,50% 14,50%
14,93% 14,93%
17,34% BPC + 5,00%
17,75% 17,75%
19,12% BPC + 5,25%
19,12% BPC + 5,25%
19,12% BPC + 5,25%
19,12% BPC + 5,25%
19,12% BPC + 5,25%
19,12% BPC + 5,25%
Tipo
de
amortización
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Semestral
Trimestral
Trimestral
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
semestral
Mensual
Mensual
Mensual
Trimestral
Trimestral
Semestral
Trimestral
semestral
Mensual
Mensual
Anual
Anual
Anual
Anual
Anual
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Semestral
Semestral
Al Vencimiento
Al Vencimiento
Al Vencimiento
Al Vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Al vencimiento
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
Semestral
EURIBOR+3,85% Al vencimiento
Extranjera
Banco Santander Central Hispano
E.E.U.U.
US$
1,93%
Libor+0,75
Al Vencimiento
Nombre
empresa
deudora
Ampla
Ampla
Ampla
Ampla
Ampla
Ampla
CGTF Fortaleza
CGTF Fortaleza
CGTF Fortaleza
Chinango
Chinango
Chinango
Chinango
Chinango
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edesur S.A.
Edesur S.A.
Edesur S.A.
Edesur S.A.
Edesur S.A.
Edesur S.A.
Edesur S.A.
Edesur S.A.
Edesur S.A.
Edesur S.A.
Edesur S.A.
Edesur S.A.
Edesur S.A.
Edesur S.A.
Edesur S.A.
Edesur S.A.
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Rut
empresa
deudora
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
91.081.000-6
Endesa S.A. (Chile)
91.081.000-6
91.081.000-6
91.081.000-6
Endesa S.A. (Chile)
Endesa S.A. (Chile)
Endesa S.A. (Chile)
91.081.000-6
Endesa S.A. (Chile)
91.081.000-6
91.081.000-6
Endesa S.A. (Chile)
Endesa S.A. (Chile)
Endesa Costanera S.A.
Endesa Costanera S.A.
Endesa Costanera S.A.
Endesa Costanera S.A.
Endesa Costanera S.A.
Endesa Costanera S.A.
Endesa Costanera S.A.
Endesa Costanera S.A.
Endesa Costanera S.A.
Endesa Costanera S.A.
Endesa Costanera S.A.
Endesa Costanera S.A.
Endesa Costanera S.A.
Endesa Costanera S.A.
Endesa Costanera S.A.
Endesa Costanera S.A.
Hidroeléctrica El Chocón
Hidroeléctrica El Chocón
Hidroeléctrica El Chocón
Hidroeléctrica El Chocón
Hidroeléctrica El Chocón
Hidroeléctrica El Chocón
Hidroeléctrica El Chocón
Hidroeléctrica El Chocón
Hidroeléctrica El Chocón
Hidroeléctrica El Chocón
Hidroeléctrica El Chocón
Hidroeléctrica El Chocón
Hidroeléctrica El Chocón
Hidroeléctrica El Chocón
Hidroeléctrica El Chocón
Hidroeléctrica El Chocón
Hidroeléctrica El Chocón
Hidroeléctrica El Chocón
Hidroeléctrica El Chocón
232
Enersis
Memoria Anual 2011
18.2. El desglose por monedas y vencimientos de las Obligaciones No Garantizadas al 31 de
diciembre de 2011 y 2010 es el siguiente:
- Resumen de obligaciones no garantizadas por monedas y vencimientos
Corriente
Vencimiento
No Corriente
Vencimiento
Segmento país
Moneda
Chile
Chile
Perú
Perú
Argentina
Colombia
Brasil
US$
CH$
US$
Soles
$ Arg
$ Col
Real
Tasa
nominal
anual
8,10%
5,29%
6,97%
7,37%
Garantía
Uno a tres
meses
M$
Tres a doce
meses
Total corriente
al 31/12/2011
Uno a tres años
Tres a cinco
años
Más de cinco
años
Total no corriente
al 31/12/2011
M$
M$
M$
M$
M$
M$
Sin garantía
22.439.241
802.032
23.241.273
396.001.073
236.020.317
157.801.599
789.822.989
Sin garantía
31.548.592
9.198.469
40.747.061
13.764.742
14.617.263
378.064.242
406.446.247
Sin garantía
853.625
60.597
914.222
5.049.784
13.692.084
19.828.195
38.570.063
Sin garantía
27.920.075
57.158
27.977.233
80.986.235
42.415.673
28.905.326
152.307.234
12,28% Sin garantía
15.571
3.963.560
3.979.131
-
-
-
-
8,99%
Sin garantía
1.753.145
36.094.355
37.847.500
131.329.301
76.673.844
574.038.462
782.041.607
12,97% Sin garantía
6.688.369
101.390.968
108.079.337
60.242.802
120.351.829
90.131.132
270.725.763
Total
91.218.618
151.567.139
242.785.757
687.373.937
503.771.010
1.248.768.956
2.439.913.903
Corriente
Vencimiento
No Corriente
Vencimiento
Segmento país
Moneda
Chile
Chile
Perú
Perú
Argentina
Colombia
Brasil
US$
CH$
US$
Soles
$ Arg
$ Col
Real
Tasa
nominal
anual
8,10%
5,32%
6,88%
7,35%
Garantía
Uno a tres
meses
M$
Tres a doce
meses
Total corriente
al 31/12/2010
Uno a tres años
Tres a cinco
años
Más de cinco
años
Total no corriente
al 31/12/2010
M$
M$
M$
M$
M$
M$
Sin garantía
20.226.869
722.956
20.949.825
185.675.099
263.691.199
261.884.873
711.251.171
Sin garantía
1.091.599
9.114.072
10.205.671
14.544.226
15.984.434
396.428.448
426.957.108
Sin garantía
870.099
3.801.453
4.671.552
-
7.528.779
27.242.221
34.771.000
Sin garantía
19.784.574
49.456
19.834.030
57.933.048
51.988.516
39.215.602
149.137.166
12,28% Sin garantía
-
7.736.090
7.736.090
3.862.274
-
-
3.862.274
7,88%
Sin garantía
1.586.797
131.473.631
133.060.428
89.822.752
37.829.581
414.522.034
542.174.367
11,29% Sin garantía
7.503.875
77.690.863
85.194.738
128.445.480
42.472.182
-
170.917.662
Total
51.063.813
230.588.521
281.652.334
480.282.879
419.494.691
1.139.293.178 2.039.070.748
233
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
18.3. El desglose por monedas y vencimientos de las Obligaciones Garantizadas al 31 de diciembre
de 2011 y 2010 es el siguiente:
- Resumen de obligaciones garantizadas por monedas y vencimientos
Corriente
Vencimiento
No Corriente
Vencimiento
Segmento
país
Moneda
Tasa
nominal
anual
Garantía
Perú
Perú
US$
Soles
6,15%
6,41%
Con garantía
Con garantía
Uno a tres
meses
M$
M$
M$
-
10.463.994
10.463.994
M$
-
135.886
60.596
196.482
9.635.108
Tres a doce
meses
Total corriente
al 31/12/2011
Uno a tres
años
Tres a cinco
años
Más de
cinco años
Total
135.886
10.524.590
10.660.476
9.635.108
-
9.635.108
Segmento
país
Moneda
Perú
Perú
US$
Soles
Tasa
nominal
anual
6,15%
6,26%
Garantía
Con garantía
Corriente
Vencimiento
No Corriente
Vencimiento
Uno a tres
meses
Tres a doce
meses
Total corriente
al 31/12/2010
Uno a tres
años
Tres a cinco
años
Más de
cinco años
M$
-
M$
M$
M$
66.252
66.252
9.367.060
M$
-
Con garantía
4.373.389
5.082.647
9.456.036
4.168.325
4.168.325
M$
-
-
-
Total no
corriente al
31/12/2011
M$
-
9.635.108
Total no
corriente al
31/12/2010
M$
9.367.060
8.336.650
M$
-
-
M$
-
-
Total
4.373.389
5.148.899
9.522.288
13.535.385
4.168.325
-
17.703.710
El valor razonable de las obligaciones con el público corrientes y no corrientes al 31 de diciembre de 2011
asciende a M$ 3.209.731.363 y al 31 de diciembre de 2010 a M$ 2.753.493.822.
234
Enersis
Memoria Anual 2011
- Individualización de obligaciones garantizadas y no garantizadas por deudor
Rut
empresa
deudora
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Nombre
empresa
deudora
Chinango
Chinango
Chinango
Chinango
Chinango
País
empresa
deudora
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Rut
entidad
acreedora
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Nombre
del
acreedor
Banco Continental
Banco Continental
Banco Continental
Banco Continental
Banco Continental
País
entidad
acreedora
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Tipo
de
moneda
Soles
Soles
Soles
Soles
US$
Tasa
de interés
efectiva
6,57%
6,16%
6,15%
5,91%
6,15%
Totales bonos garantizados
Garantía
Tasa
de interés
nominal
6,57% SI
6,16% SI
6,15% SI
5,91% SI
6,15% SI
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
91.081.000-6
91.081.000-6
91.081.000-6
91.081.000-6
91.081.000-6
91.081.000-6
91.081.000-6
91.081.000-6
91.081.000-6
94.271.000-3
94.271.000-3
94.271.000-3
94.271.000-3
Ampla
Ampla
Ampla
Codensa
Codensa
Codensa
Codensa
Codensa
Codensa
Codensa
Codensa
Codensa
Codensa
Compañía Energética Do Ceará S.A.
Compañía Energética Do Ceará S.A.
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edesur S.A.
Edesur S.A.
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Endesa S.A. (Chile)
Endesa S.A. (Chile)
Endesa S.A. (Chile)
Endesa S.A. (Chile)
Endesa S.A. (Chile)
Endesa S.A. (Chile)
Endesa S.A. (Chile)
Endesa S.A. (Chile)
Endesa S.A. (Chile)
Enersis S.A.
Enersis S.A.
Enersis S.A.
Enersis S.A.
Brasil
Brasil
Brasil
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Brasil
Brasil
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Argentina
Argentina
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Bonos
Bonos
Bonos
B5
B8
B302
B102
B502
B503
B503
B103
B304
B304
Itaú
Santander
Banco Continental
Banco Continental
Banco Continental
Banco Continental
Banco Continental
Banco Continental
Banco Continental
Banco Continental
Banco Continental
Banco Continental
Banco Continental
Banco Continental
Banco Scotiabank
Banco Scotiabank
Banco Scotiabank
Banco Scotiabank
Caja de Pensiones Militar Policial
FCR - Macrofondo
Rimac Internacional Cia. de Seguros
Rimac Internacional Cia. de Seguros
AFP Integra
Fondo de Seguro de Retiro de Suboficiales y Especialistas - Fosersoe
AFP Integra
Seguro Social de Salud - Essalud
AFP Profuturo
AFP Integra
AFP Horizonte
AFP Integra
AFP Integra
FCR - Macrofondo
AFP Profuturo
AFP Integra
AFP Horizonte
AFP Prima
AFP Prima
AFP Prima
AFP Integra
Mapfre Perú Cia. de Seguros
AFP Prima
AFP Prima
AFP Prima
AFP Prima
AFP Profuturo
AFP Profuturo
AFP Profuturo
AFP Profuturo
AFP Profuturo
Fondo Mi Vivienda
Rimac Internacional Cia. de Seguros
AFP Prima
Quinta serie A
oeds7
oeds7
Bonos A-10
Bonos B-103
Bonos A102
Bonos A5
Bonos B10
Bonos B15
Bonos B09-09
Bonos B12
Papeles comerciales
Bonos E5-09
Bonos B7
Bonos B72
Bonos exterior
Bonos quimbo
The Bank of New York Mellon - Primera Emisión S-1
The Bank of New York Mellon - Primera Emisión S-2
The Bank of New York Mellon - Primera Emisión S-3
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
97.004.000-5 Banco Santander Chile - 264 Serie-F
The Bank of New York Mellon - 144 - A
Extranjera
Extranjera
The Bank of New York Mellon - 144 - A
97.004.000-5 Banco Santander Chile - 317 Serie-H
97.004.000-5 Banco Santander Chile - 318 Serie-K
97.004.000-5 Banco Santander Chile - 522 Serie-M
Yankee bonos 2016
Extranjera
Yankee bonos 2026
Extranjera
Yankee bonos 2014
Extranjera
97.004.000-5 Bonos UF 269
Brasil
Brasil
Brasil
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Brasil
Brasil
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Argentina
Argentina
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
E.E.U.U.
E.E.U.U.
E.E.U.U.
Chile
E.E.U.U.
E.E.U.U.
Chile
Chile
Chile
E.E.U.U.
E.E.U.U.
E.E.U.U.
Chile
Real
Real
Real
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
Real
Real
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
US$
US$
US$
US$
US$
US$
US$
US$
US$
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
$ Arg
$ Arg
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
US$
US$
US$
U.F.
US$
US$
U.F.
U.F.
U.F.
US$
US$
US$
U.F.
12,01% CDI+1,05%aa
12,28% CDI+1,30%aa
16,48% CDI+5,61%aa
No
No
No
IPC+6,14% No
8,80% No
IPC+4,60% No
7,80% No
5,97% No
6,06% No
8,46% No
8,04% No
5,53% No
6,45% No
12,11% No
14,11% No
6,31% No
6,28% No
6,75% No
6,44% No
6,63% No
6,50% No
6,59% No
5,78% No
5,97% No
6,34% No
7,13% No
7,13% No
9,00% No
6,00% No
6,63% No
7,78% No
0,54% No
5,44% No
6,50% No
6,50% No
8,75% No
7,84% No
7,56% No
8,16% No
7,22% No
8,00% No
6,66% No
5,69% No
5,91% No
5,97% No
6,94% No
6,56% No
6,84% No
6,28% No
6,81% No
7,13% No
7,50% No
7,72% No
8,31% No
8,25% No
7,81% No
7,91% No
8,06% No
6,56% No
7,06% No
6,63% No
7,44% No
6,50% No
7,03% No
6,50% No
7,03% No
11,75% No
11,75% No
7,97% No
8,33% No
7,97% No
5,22% No
8,69% No
8,99% No
8,80% No
9,00% No
4,20% No
9,27% No
9,00% No
9,00% No
10,17% No
10,17% No
7,96% No
7,40% No
8,26% No
6,44% No
8,50% No
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7,17% No
3,86% No
4,82% No
7,40% No
6,60% No
7,38% No
5,75% No
IPC+6,14%
9,09%
IPC+4,60%
8,03%
5,97%
6,06%
8,74%
8,28%
5,65%
6,61%
12,34%
14,41%
6,41%
6,38%
6,86%
6,54%
6,73%
6,61%
6,70%
5,86%
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6,44%
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9,20%
6,09%
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9,92%
8,94%
8,00%
7,71%
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7,35%
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6,77%
5,77%
5,99%
6,06%
7,06%
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6,96%
6,38%
6,93%
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7,64%
7,87%
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7,97%
8,06%
8,23%
6,67%
7,06%
6,63%
7,44%
6,50%
7,03%
6,50%
7,03%
12,28%
12,28%
8,21%
8,33%
8,21%
5,32%
8,97%
9,29%
9,10%
9,30%
4,20%
9,27%
9,31%
9,31%
10,17%
10,17%
7,96%
7,40%
8,26%
6,44%
8,50%
8,83%
7,17%
3,86%
4,82%
7,76%
7,76%
7,69%
7,02%
18.811.266
32.311.253
115.313.835
1.599.204
30.656.023
15.611.999
Corriente M$
Menos de
12/2011
No corriente M$
Uno a tres
Tres a cinco
Más de cinco
Menos de 90
90 días más de 90 días
Total Corriente
años
años
años
días
Más de 90 días
Total corriente
Corriente M$
52.430
5.030.217
12/2010
Uno a tres años
4.168.325
No corriente M$
Tres a cinco
Más de cinco
años
años
4.168.325
60.596
60.596
4.817.554
135.886
135.886
4.817.554
10.463.994
10.463.994
66.252
9.367.060
135.886
10.524.590
10.660.476
9.635.108
9.635.108
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4.168.325
4.711.895
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88.256.332
34.700.328
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52.169.863
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164.014
147.518
27.931.549
390.407
66.868.280
17.199.885
32.546.476
14.103.489
9.019.194
456.111
9.049.817
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104.210.669
48.655.410
48.896.093
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
164.014
147.518
390.407
456.111
30.623
115.603
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141.900
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146.718
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4.840
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10.266
28.102
29.390
23.074
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2.516.119
69.553
173.552
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3.897.275
44.894
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-
-
-
-
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-
-
-
4.840
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205.704
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-
-
-
-
-
-
2.288.195
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2.450
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4.817.555
4.817.555
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2.890.532
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4.817.554
5.781.065
5.781.065
5.679.896
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
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-
-
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-
-
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-
-
-
-
-
-
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-
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-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
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-
-
-
-
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-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
3.963.560
534.079
3.654.924
101.729
116.036
575.302
205.704
1.416.305
592.993
2.288.195
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699.402
436.109
799.582
2.450
2.409.255
38.783.602
28.930.201
27.571.778
3.301.582
5.195.251
5.195.251
5.781.065
3.468.639
2.890.532
5.241.499
3.854.043
7.708.087
4.817.554
4.800.211
3.854.043
13.223.871
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
21.397.849
55.430.804
4.817.555
4.817.555
5.195.251
5.195.251
4.242.442
5.195.251
5.781.065
5.781.065
3.854.043
3.854.043
56.169.355
45.470.431
9.747.283
42.811.747
14.844.758
58.362.634
23.960.242
24.072.581
172.990.913
105.516.202
36.254.989
15.584.934
51.798.587
88.931.329
218.509.846
445.474
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Total no
corriente
4.817.554
4.817.554
51.900.213
32.546.476
42.035.038
66.868.280
22.868.952
20.194.220
21.397.849
21.397.849
38.783.602
28.930.201
4.817.555
4.817.555
3.854.084
4.817.555
4.817.555
4.817.555
5.453.472
5.195.251
5.195.251
5.049.784
3.301.582
5.195.251
4.242.442
5.195.251
5.195.251
4.756.410
4.746.484
9.476.559
5.781.065
770.809
2.890.532
3.468.639
2.890.532
5.241.499
2.890.532
3.854.043
7.708.087
5.781.065
3.854.043
4.817.554
4.817.554
5.781.065
5.781.065
4.800.211
5.679.896
5.781.065
3.854.043
5.781.065
3.854.043
3.854.043
56.169.355
45.470.431
9.747.283
13.223.871
42.811.747
14.844.758
58.362.634
23.960.242
24.666.371
24.072.581
172.990.913
105.516.202
36.254.989
15.584.934
206.726.825
102.843.263
70.347.219
88.931.329
218.509.846
133.177.054
445.474
189.274.248
28.657.853
117.614
4.255.775
174.000
153.269
240.683
307.948
353.650
22.810
69.066
89.400
90.029
132.693
280.518
890.856
128.730
75.030
76.767
97.660
127.919
100.637
127.923
132.266
94.171
142.213
77.278
67.692
3.465.734
819.886
40.394
14.881
8.489
24.315
25.430
19.965
118.993
60.180
3.432.135
150.163
38.844
37.405
38.844
192.403
155.513
98.477
161.653
3.401.208
70.401
13.410
14.025
3.452.068
181.248
9.509
2.589.753
152.924
182.356
99.528
42.106
73.597
36.820
148.809
34.921
3.161.628
1.011.025
640.355
1.091.599
6.513.139
3.363.822
5.536.900
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
25.521.000
6.578
29.070
13.808
3.746.824
54.629
3.886.654
3.849.436
411.850
2.810.154
78.448
83.357
449.458
161.483
1.108.613
465.607
17.113.595
1.042.712
44.319.708
14.773.236
321.834
5.497.845
673.096
419.706
720.747
2.209
2.201.591
52.430
5.030.217
117.614
4.255.775
66.252
174.000
153.269
307.948
353.650
-
22.810
69.066
89.400
90.029
132.693
280.518
26.411.856
1.599.204
6.578
128.730
75.030
76.767
29.070
13.808
97.660
127.919
3.847.461
127.923
54.629
132.266
94.171
142.213
77.278
67.692
3.465.734
819.886
40.394
14.881
8.489
24.315
25.430
19.965
118.993
60.180
3.432.135
150.163
38.844
37.405
38.844
192.403
155.513
98.477
161.653
3.401.208
70.401
13.410
14.025
3.452.068
181.248
9.509
2.589.753
152.924
182.356
99.528
42.106
73.597
36.820
148.809
34.921
3.886.654
3.849.436
411.850
2.810.154
78.448
83.357
449.458
161.483
1.108.613
465.607
17.113.595
1.042.712
44.319.708
14.773.236
-
-
3.161.628
1.011.025
640.355
1.413.433
6.513.139
3.363.822
5.497.845
673.096
419.706
720.747
2.209
5.536.900
2.201.591
206.726.825
9.274.316
102.843.263
9.274.316
133.177.054
6.142.514
6.142.514
2.409.255
189.274.248
4.490.426
5.342.947
18.824.480
0
Total no
corriente
4.168.325
4.168.325
9.367.060
17.703.710
52.170.000
32.523.060
39.956.580
60.819.262
94.695.348
8.203.302
20.800.188
18.367.417
19.462.164
19.462.164
35.275.172
46.268.022
4.168.325
4.168.325
3.334.660
4.168.325
4.168.325
4.168.325
4.718.544
4.683.530
4.683.530
4.552.391
3.824.571
2.976.388
4.683.530
4.683.530
4.683.530
3.932.869
3.924.661
7.835.713
5.001.990
666.932
2.500.995
3.001.194
2.500.995
4.535.138
2.500.995
3.334.660
3.334.660
6.669.320
6.669.320
5.001.990
5.001.990
3.334.660
4.168.325
4.168.325
5.001.990
2.167.529
4.245.022
5.001.990
4.153.319
4.914.455
5.001.990
3.334.660
5.001.990
3.334.660
3.862.274
51.088.180
42.837.829
9.384.105
12.027.617
38.938.924
13.501.876
53.083.052
21.792.758
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
26.860.183
18.367.417
19.462.164
3.334.660
4.718.544
4.552.391
2.976.388
3.932.869
3.924.661
7.835.713
5.001.990
3.334.660
6.669.320
4.153.319
4.914.455
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
52.170.000
32.523.060
13.096.397
60.819.262
8.203.302
20.800.188
4.168.325
4.168.325
4.168.325
666.932
2.500.995
2.500.995
3.334.660
6.669.320
5.001.990
5.001.990
3.334.660
5.001.990
2.167.529
4.245.022
5.001.990
3.862.274
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
94.695.348
19.462.164
35.275.172
4.168.325
4.168.325
4.683.530
4.683.530
3.824.571
4.683.530
4.683.530
4.683.530
3.001.194
2.500.995
4.535.138
5.001.990
3.334.660
5.001.990
3.334.660
51.088.180
42.837.829
9.384.105
12.027.617
38.938.924
13.501.876
53.083.052
21.792.758
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
4.168.325
4.168.325
1.609.167
185.675.099
8.925.508
2.252.833
92.366.575
8.925.508
4.009.551
171.324.624
4.806.093
94.921.874
32.652.675
13.515.600
25.121.867
54.281.364
85.561.441
210.717.524
120.393.171
401.553
20.746.252
94.921.874
32.652.675
13.515.600
28.983.867
185.675.099
92.366.575
72.132.380
85.561.441
210.717.524
120.393.171
401.553
171.324.624
29.561.896
1.146.419
1.146.419
24.666.371
22.435.009
22.435.009
Totales bonos no garantizados
91.218.618
151.567.139
242.785.757
687.373.937
503.771.010
1.248.768.956
2.439.913.903
51.063.813
230.588.521
281.652.334
480.282.879
419.494.691
1.139.293.178
2.039.070.748
- Individualización de obligaciones garantizadas y no garantizadas por deudor
Compañía Energética Do Ceará S.A.
Compañía Energética Do Ceará S.A.
Brasil
Brasil
Rut
empresa
deudora
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Nombre
empresa
deudora
Chinango
Chinango
Chinango
Chinango
Chinango
Ampla
Ampla
Ampla
Codensa
Codensa
Codensa
Codensa
Codensa
Codensa
Codensa
Codensa
Codensa
Codensa
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Edesur S.A.
Edesur S.A.
Nombre
del
acreedor
Banco Continental
Banco Continental
Banco Continental
Banco Continental
Banco Continental
Bonos
Bonos
Bonos
B5
B8
B302
B102
B502
B503
B503
B103
B304
B304
Itaú
Santander
Banco Continental
Banco Continental
Banco Continental
Banco Continental
Banco Continental
Banco Continental
Banco Continental
Banco Continental
Banco Continental
Banco Continental
Banco Continental
Banco Continental
Banco Scotiabank
Banco Scotiabank
Banco Scotiabank
Banco Scotiabank
FCR - Macrofondo
AFP Integra
AFP Integra
AFP Profuturo
AFP Integra
AFP Horizonte
AFP Integra
AFP Integra
AFP Profuturo
AFP Integra
AFP Horizonte
AFP Prima
AFP Prima
AFP Prima
AFP Integra
AFP Prima
AFP Prima
AFP Prima
AFP Prima
AFP Profuturo
AFP Profuturo
AFP Profuturo
AFP Profuturo
AFP Profuturo
AFP Prima
Quinta serie A
oeds7
oeds7
Bonos A-10
Bonos B-103
Bonos A102
Bonos A5
Bonos B10
Bonos B15
Bonos B09-09
Bonos B12
Bonos E5-09
Bonos B7
Bonos B72
Bonos exterior
Bonos quimbo
Papeles comerciales
Rut
entidad
acreedora
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
País
empresa
deudora
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Brasil
Brasil
Brasil
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Argentina
Argentina
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Caja de Pensiones Militar Policial
FCR - Macrofondo
Rimac Internacional Cia. de Seguros
Rimac Internacional Cia. de Seguros
Fondo de Seguro de Retiro de Suboficiales y Especialistas - Fosersoe
Seguro Social de Salud - Essalud
Mapfre Perú Cia. de Seguros
Fondo Mi Vivienda
Rimac Internacional Cia. de Seguros
Tipo
de
moneda
Soles
Soles
Soles
Soles
US$
Tasa
de interés
efectiva
6,57%
6,16%
6,15%
5,91%
6,15%
Tasa
de interés
nominal
Garantía
6,57% SI
6,16% SI
6,15% SI
5,91% SI
6,15% SI
12,01% CDI+1,05%aa
12,28% CDI+1,30%aa
16,48% CDI+5,61%aa
No
No
No
IPC+6,14%
9,09%
IPC+4,60%
IPC+6,14% No
8,80% No
IPC+4,60% No
País
entidad
acreedora
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Brasil
Brasil
Brasil
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Brasil
Brasil
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Argentina
Argentina
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
E.E.U.U.
E.E.U.U.
E.E.U.U.
Chile
E.E.U.U.
E.E.U.U.
Chile
Chile
Chile
E.E.U.U.
E.E.U.U.
E.E.U.U.
Chile
Real
Real
Real
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
Real
Real
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
US$
US$
US$
US$
US$
US$
US$
US$
US$
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
$ Arg
$ Arg
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
US$
US$
US$
U.F.
US$
US$
U.F.
U.F.
U.F.
US$
US$
US$
U.F.
8,03%
5,97%
6,06%
8,74%
8,28%
5,65%
6,61%
12,34%
14,41%
6,41%
6,38%
6,86%
6,54%
6,73%
6,61%
6,70%
5,86%
6,06%
6,44%
7,25%
7,13%
9,20%
6,09%
6,73%
7,93%
1,27%
8,67%
9,92%
9,92%
8,94%
8,00%
7,71%
8,32%
7,35%
8,16%
6,77%
5,77%
5,99%
6,06%
7,06%
6,67%
6,96%
6,38%
6,93%
7,25%
7,64%
7,87%
8,49%
8,42%
7,97%
8,06%
8,23%
6,67%
7,06%
6,63%
7,44%
6,50%
7,03%
6,50%
7,03%
8,21%
8,33%
8,21%
5,32%
8,97%
9,29%
9,10%
9,30%
4,20%
9,27%
9,31%
9,31%
7,96%
7,40%
8,26%
6,44%
8,50%
8,83%
7,17%
3,86%
4,82%
7,76%
7,76%
7,69%
7,02%
12,28%
12,28%
10,17%
10,17%
7,80% No
5,97% No
6,06% No
8,46% No
8,04% No
5,53% No
6,45% No
12,11% No
14,11% No
6,31% No
6,28% No
6,75% No
6,44% No
6,63% No
6,50% No
6,59% No
5,78% No
5,97% No
6,34% No
7,13% No
7,13% No
9,00% No
6,00% No
6,63% No
7,78% No
0,54% No
5,44% No
6,50% No
6,50% No
8,75% No
7,84% No
7,56% No
8,16% No
7,22% No
8,00% No
6,66% No
5,69% No
5,91% No
5,97% No
6,94% No
6,56% No
6,84% No
6,28% No
6,81% No
7,13% No
7,50% No
7,72% No
8,31% No
8,25% No
7,81% No
7,91% No
8,06% No
6,56% No
7,06% No
6,63% No
7,44% No
6,50% No
7,03% No
6,50% No
7,03% No
11,75% No
11,75% No
7,97% No
8,33% No
7,97% No
5,22% No
8,69% No
8,99% No
8,80% No
9,00% No
4,20% No
9,27% No
9,00% No
9,00% No
10,17% No
10,17% No
7,96% No
7,40% No
8,26% No
6,44% No
8,50% No
8,83% No
7,17% No
3,86% No
4,82% No
7,40% No
6,60% No
7,38% No
5,75% No
91.081.000-6
91.081.000-6
91.081.000-6
91.081.000-6
91.081.000-6
91.081.000-6
91.081.000-6
91.081.000-6
91.081.000-6
94.271.000-3
94.271.000-3
94.271.000-3
94.271.000-3
Endesa S.A. (Chile)
Endesa S.A. (Chile)
Endesa S.A. (Chile)
Endesa S.A. (Chile)
Endesa S.A. (Chile)
Endesa S.A. (Chile)
Endesa S.A. (Chile)
Endesa S.A. (Chile)
Endesa S.A. (Chile)
Enersis S.A.
Enersis S.A.
Enersis S.A.
Enersis S.A.
The Bank of New York Mellon - Primera Emisión S-1
The Bank of New York Mellon - Primera Emisión S-2
The Bank of New York Mellon - Primera Emisión S-3
97.004.000-5 Banco Santander Chile - 264 Serie-F
The Bank of New York Mellon - 144 - A
The Bank of New York Mellon - 144 - A
97.004.000-5 Banco Santander Chile - 317 Serie-H
97.004.000-5 Banco Santander Chile - 318 Serie-K
97.004.000-5 Banco Santander Chile - 522 Serie-M
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Yankee bonos 2016
Yankee bonos 2026
Yankee bonos 2014
97.004.000-5 Bonos UF 269
235
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
Totales bonos garantizados
135.886
10.524.590
10.660.476
9.635.108
-
-
9.635.108
4.373.389
5.148.899
9.522.288
13.535.385
4.168.325
-
17.703.710
Corriente M$
Menos de
90 días más de 90 días
60.596
-
-
-
10.463.994
-
-
135.886
-
-
Total Corriente
60.596
-
135.886
-
10.463.994
12/2011
Uno a tres
años
4.817.554
-
4.817.554
-
-
No corriente M$
Tres a cinco
años
-
-
-
-
-
Más de cinco
años
-
-
-
-
-
Total no
corriente
4.817.554
-
4.817.554
-
-
Menos de 90
días
-
-
117.614
4.255.775
-
Corriente M$
Más de 90 días
52.430
5.030.217
-
-
66.252
12/2010
Total corriente
52.430
5.030.217
117.614
4.255.775
66.252
Uno a tres años
4.168.325
-
-
-
9.367.060
No corriente M$
Tres a cinco
años
-
-
4.168.325
-
-
Más de cinco
años
-
-
-
-
-
Total no
corriente
4.168.325
-
4.168.325
-
9.367.060
4.711.895
164.014
147.518
-
390.407
-
456.111
30.623
115.603
91.853
181.497
114.096
372.955
-
1.664.942
-
148.780
86.706
-
-
88.723
112.871
141.895
-
141.900
-
104.550
85.722
146.718
157.752
75.088
-
-
4.840
48.852
17.997
10.266
28.102
29.390
23.074
137.526
2.516.119
69.553
173.552
44.894
3.897.275
44.894
7.930.354
179.735
5.894.881
5.082.940
186.831
81.366
15.498
-
16.209
209.478
-
210.758
115.030
48.664
85.060
42.555
171.987
40.360
124.955
-
15.571
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
3.507.440
1.121.609
710.395
31.548.592
7.225.533
3.731.750
-
-
-
-
-
6.142.514
-
83.544.437
-
-
-
-
-
-
9.019.194
-
-
-
-
-
700.207
17.146.324
7.603
-
-
33.597
15.958
-
-
-
-
-
60.597
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
3.963.560
534.079
3.654.924
101.729
116.036
575.302
205.704
1.416.305
592.993
-
1.146.419
-
-
2.288.195
16.443.475
-
-
-
-
-
-
5.653.703
699.402
436.109
799.582
2.450
-
2.409.255
88.256.332
164.014
147.518
-
390.407
-
456.111
9.049.817
115.603
91.853
181.497
114.096
372.955
700.207
18.811.266
7.603
148.780
86.706
33.597
15.958
88.723
112.871
141.895
-
141.900
60.597
104.550
85.722
146.718
157.752
75.088
-
-
4.840
48.852
17.997
10.266
28.102
29.390
23.074
137.526
2.516.119
69.553
173.552
44.894
3.897.275
44.894
7.930.354
179.735
5.894.881
5.082.940
186.831
81.366
15.498
-
16.209
209.478
-
210.758
115.030
48.664
85.060
42.555
171.987
40.360
124.955
-
3.979.131
534.079
3.654.924
101.729
116.036
575.302
205.704
1.416.305
592.993
-
1.146.419
-
-
2.288.195
16.443.475
3.507.440
1.121.609
710.395
31.548.592
7.225.533
3.731.750
5.653.703
699.402
436.109
799.582
2.450
6.142.514
2.409.255
-
-
27.931.549
-
66.868.280
-
-
-
22.868.952
20.194.220
-
21.397.849
-
-
32.311.253
-
-
3.854.084
4.817.555
4.817.555
4.817.555
5.453.472
-
-
-
5.049.784
-
-
-
-
-
-
-
-
4.756.410
4.746.484
9.476.559
-
770.809
2.890.532
-
-
-
-
2.890.532
-
-
-
-
-
-
5.781.065
3.854.043
4.817.554
-
-
5.781.065
-
5.781.065
-
5.679.896
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
206.726.825
-
9.274.316
-
-
-
-
189.274.248
4.490.426
17.199.885
32.546.476
14.103.489
-
-
-
-
-
-
-
-
-
38.783.602
28.930.201
27.571.778
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
3.301.582
5.195.251
-
5.195.251
-
-
-
-
-
-
-
5.781.065
-
-
3.468.639
-
2.890.532
5.241.499
-
-
3.854.043
-
7.708.087
-
-
-
-
-
-
4.817.554
-
-
-
4.800.211
-
-
3.854.043
-
-
-
-
-
-
-
-
13.223.871
-
-
-
-
-
24.666.371
-
-
-
-
-
-
-
-
-
102.843.263
9.274.316
-
-
133.177.054
-
-
5.342.947
Totales bonos no garantizados
91.218.618
151.567.139
242.785.757
687.373.937
503.771.010
34.700.328
-
-
-
-
-
104.210.669
-
-
-
21.397.849
-
-
-
55.430.804
4.817.555
4.817.555
-
-
-
-
-
5.195.251
-
5.195.251
-
-
-
4.242.442
-
5.195.251
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
5.781.065
-
5.781.065
3.854.043
3.854.043
-
-
56.169.355
45.470.431
9.747.283
-
42.811.747
14.844.758
58.362.634
23.960.242
-
-
-
-
24.072.581
172.990.913
105.516.202
36.254.989
15.584.934
-
-
-
51.798.587
88.931.329
218.509.846
-
445.474
-
18.824.480
0
1.248.768.956
51.900.213
32.546.476
42.035.038
-
66.868.280
-
104.210.669
-
22.868.952
20.194.220
21.397.849
21.397.849
38.783.602
28.930.201
115.313.835
4.817.555
4.817.555
3.854.084
4.817.555
4.817.555
4.817.555
5.453.472
5.195.251
-
5.195.251
5.049.784
3.301.582
5.195.251
4.242.442
5.195.251
5.195.251
-
-
-
4.756.410
4.746.484
9.476.559
5.781.065
770.809
2.890.532
3.468.639
-
2.890.532
5.241.499
2.890.532
-
3.854.043
-
7.708.087
-
-
5.781.065
3.854.043
4.817.554
-
4.817.554
5.781.065
-
5.781.065
4.800.211
5.679.896
5.781.065
3.854.043
5.781.065
3.854.043
3.854.043
-
-
56.169.355
45.470.431
9.747.283
13.223.871
42.811.747
14.844.758
58.362.634
23.960.242
-
24.666.371
-
-
24.072.581
172.990.913
105.516.202
36.254.989
15.584.934
-
206.726.825
102.843.263
70.347.219
88.931.329
218.509.846
133.177.054
445.474
189.274.248
28.657.853
4.686.546
174.000
153.269
240.683
307.948
353.650
-
22.810
69.066
89.400
90.029
132.693
280.518
890.856
1.599.204
-
128.730
75.030
76.767
-
-
97.660
127.919
100.637
127.923
-
132.266
94.171
142.213
77.278
67.692
3.465.734
819.886
40.394
14.881
8.489
24.315
25.430
19.965
118.993
60.180
3.432.135
150.163
38.844
37.405
38.844
192.403
155.513
98.477
161.653
3.401.208
70.401
13.410
14.025
3.452.068
181.248
9.509
2.589.753
152.924
182.356
99.528
42.106
73.597
36.820
148.809
34.921
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
3.161.628
1.011.025
640.355
1.091.599
6.513.139
3.363.822
-
-
-
-
-
5.536.900
-
52.169.863
-
-
48.655.410
-
-
-
-
-
-
-
-
-
25.521.000
-
6.578
-
-
-
29.070
13.808
-
-
3.746.824
-
54.629
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
3.886.654
3.849.436
411.850
2.810.154
78.448
83.357
449.458
161.483
1.108.613
465.607
17.113.595
1.042.712
44.319.708
14.773.236
-
-
-
-
-
321.834
-
-
5.497.845
673.096
419.706
720.747
2.209
-
2.201.591
56.856.409
174.000
153.269
48.896.093
307.948
353.650
-
22.810
69.066
89.400
90.029
132.693
280.518
26.411.856
1.599.204
6.578
128.730
75.030
76.767
29.070
13.808
97.660
127.919
3.847.461
127.923
54.629
132.266
94.171
142.213
77.278
67.692
3.465.734
819.886
40.394
14.881
8.489
24.315
25.430
19.965
118.993
60.180
3.432.135
150.163
38.844
37.405
38.844
192.403
155.513
98.477
161.653
3.401.208
70.401
13.410
14.025
3.452.068
181.248
9.509
2.589.753
152.924
182.356
99.528
42.106
73.597
36.820
148.809
34.921
3.886.654
3.849.436
411.850
2.810.154
78.448
83.357
449.458
161.483
1.108.613
465.607
17.113.595
1.042.712
44.319.708
14.773.236
-
-
3.161.628
1.011.025
640.355
1.413.433
6.513.139
3.363.822
5.497.845
673.096
419.706
720.747
2.209
5.536.900
2.201.591
52.170.000
32.523.060
13.096.397
-
60.819.262
-
-
8.203.302
20.800.188
-
-
-
-
-
30.656.023
-
-
-
4.168.325
4.168.325
4.168.325
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
666.932
2.500.995
-
-
-
-
2.500.995
3.334.660
-
6.669.320
-
5.001.990
5.001.990
-
3.334.660
-
-
-
5.001.990
2.167.529
-
4.245.022
5.001.990
-
-
-
-
-
-
-
3.862.274
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1.609.167
185.675.099
-
8.925.508
-
-
-
-
-
4.009.551
-
-
26.860.183
-
-
-
-
-
-
18.367.417
-
19.462.164
-
-
15.611.999
-
-
3.334.660
-
-
-
4.718.544
-
-
-
4.552.391
-
2.976.388
-
-
-
-
-
3.932.869
3.924.661
7.835.713
5.001.990
-
-
-
-
-
-
-
-
3.334.660
-
6.669.320
-
-
-
-
4.168.325
-
-
-
-
-
-
-
4.153.319
4.914.455
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
2.252.833
-
92.366.575
8.925.508
-
-
-
-
171.324.624
4.806.093
-
-
-
-
-
-
94.695.348
-
-
-
19.462.164
-
35.275.172
-
-
4.168.325
4.168.325
-
-
-
-
-
4.683.530
-
4.683.530
-
3.824.571
-
4.683.530
4.683.530
4.683.530
-
-
-
-
-
-
-
-
3.001.194
2.500.995
-
4.535.138
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
4.168.325
-
-
-
-
-
-
-
-
5.001.990
3.334.660
5.001.990
3.334.660
-
-
51.088.180
42.837.829
9.384.105
12.027.617
38.938.924
13.501.876
53.083.052
21.792.758
-
22.435.009
-
-
-
-
94.921.874
32.652.675
13.515.600
25.121.867
-
-
54.281.364
85.561.441
210.717.524
120.393.171
401.553
-
20.746.252
52.170.000
32.523.060
39.956.580
-
60.819.262
-
94.695.348
8.203.302
20.800.188
18.367.417
19.462.164
19.462.164
35.275.172
-
46.268.022
4.168.325
4.168.325
3.334.660
4.168.325
4.168.325
4.168.325
4.718.544
4.683.530
-
4.683.530
4.552.391
3.824.571
2.976.388
4.683.530
4.683.530
4.683.530
-
-
3.932.869
3.924.661
7.835.713
5.001.990
666.932
2.500.995
3.001.194
2.500.995
-
4.535.138
2.500.995
3.334.660
3.334.660
6.669.320
6.669.320
5.001.990
5.001.990
-
3.334.660
4.168.325
4.168.325
-
5.001.990
2.167.529
-
4.245.022
5.001.990
4.153.319
4.914.455
5.001.990
3.334.660
5.001.990
3.334.660
-
3.862.274
51.088.180
42.837.829
9.384.105
12.027.617
38.938.924
13.501.876
53.083.052
21.792.758
-
22.435.009
-
-
-
-
94.921.874
32.652.675
13.515.600
28.983.867
185.675.099
92.366.575
72.132.380
85.561.441
210.717.524
120.393.171
401.553
171.324.624
29.561.896
2.439.913.903
51.063.813
230.588.521
281.652.334
480.282.879
419.494.691
1.139.293.178
2.039.070.748
236
Enersis
Memoria Anual 2011
En anexo N° 4, letra b), se desglosa un detalle de la estimación de flujos futuros de caja (no descontados)
que el Grupo deberá desembolsar respecto a las Obligaciones garantizadas y no garantizadas arriba mencionados.
- Individualización de obligaciones por arrendamiento financiero
Rut
eEmpresa
deudora
Nombre
empresa
deudora
91.081.000-6
Endesa S.A. (Chile)
Extranjera
Edegel
96.830.980-3
Gas Atacama S.A.
Extranjera
Extranjera
Edelnor
Edesur S.A.
País
Rut
empresa
entidad
deudora
acreedora
Nombre
del
acreedor
País
entidad
Tipo
de
Tasa
de interés
12/2011
Corriente
12/2011
No corriente
Corriente
No corriente
12/2010
acreedora
moneda
nominal Menos de 90 días Más de 90 días
Total Corriente
Uno a tres años
Tres a cinco años Más de cinco años
Total no corriente
Menos de 90 días
Más de 90 días
Total corriente
Uno a tres años
Tres a cinco años
Más de cinco años
Total no corriente
87.509.100-K
Leasing Abengoa Chile
Extranjera
Banco Scotiabank
96.976.410-5
Gasred S.A.
Chile
Perú
Chile
Perú
Extranjera
Argentina
Extranjera
BBVA
COMAFI
Chile
Peru
Chile
Perú
US$
US$
US$
Soles
6,50%
2,02%
8,27%
6,30%
Argentina
$ Arg
21,19%
1.041.741
1.918.477
-
579.527
121.499
-
1.041.741
6.218.565
8.137.042
-
-
3.648.359
4.227.886
280.084
401.583
2.291.023
2.598.536
10.519.276
14.415.305
13.765.541
11.395.943
18.655.100
881.720
881.720
3.004.174
2.342.336
12.408.341
36.330.524
1.877.853
5.562.774
7.440.627
12.096.296
11.246.668
16.687.463
-
2.859.893
593.623
-
-
-
-
-
-
-
2.859.893
593.623
249.450
713.588
460.392
249.450
-
1.161.796
2.406.791
460.392
947.990
-
-
-
448.208
17.754.851
40.030.427
-
2.406.791
947.990
-
-
-
Totales leasing
3.661.244
10.147.008
13.808.252
16.263.815
17.013.841
25.161.484
58.439.140
2.326.061
7.867.924
10.193.985
18.455.251
13.589.004
29.095.804
61.140.059
En anexo N° 4, letra c), se desglosa un detalle de la estimación de flujos futuros de caja (no descontados)
que el Grupo deberá desembolsar respecto a las Obligaciones por arrendamiento financiero arriba mencionados.
- Individualización de otras obligaciones
País
empresa
deudora
Rut
entidad
acreedora
Nombre
del
acreedor
País
entidad
Tipo
de
Tasa
de interés
12/2011
Corriente
12/2011
No corriente
Corriente
No corriente
12/2010
acreedora
moneda
nominal Menos de 90 días
Más de 90 días
Total corriente
Uno a tres años
Tres a cinco años
Más de cinco años
Total no corriente
Menos de 90 días
Más de 90 días
Total corriente
Uno a tres años
Tres a cinco años
Más de cinco años
Total no corriente
Argentina
Extranjera
Mitsubishi (deuda garantizada)
Argentina
Argentina
Extranjera
Mitsubishi (deuda no garantizada)
Argentina
US$
US$
7,42%
7,42%
7.749.998
14.969.290
22.719.288
12.851.153
37.735.332
50.586.485
17.408.628
8.223.739
25.632.367
-
13.925.511
13.925.511
Rut
empresa
deudora
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Nombre
empresa
deudora
Endesa Costanera S.A.
Endesa Costanera S.A.
Endesa Costanera S.A.
91.081.000-6
Empresa Nacional de Electricidad S.A.
96.830.980-3
Inversiones Gas Atacama Holding Ltda.
96.830.980-3
Inversiones Gas Atacama Holding Ltda.
96.589.170-6
Empresa Eléctrica Pangue
96.827.970-K
Endesa Eco S.A.
94.271.000-3
Enersis S.A.
96.800.570-7
Chilectra S.A.
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Ampla Energía e Servicios S.A.
Ampla Energía e Servicios S.A.
Endesa Brasil S.A.
Compañía Energética do Ceará S.A.
Compañía Energética do Ceará S.A.
Compañía Energética do Ceará S.A.
Compañía Energética do Ceará S.A.
Compañía Energética do Ceará S.A.
Compañía Energética do Ceará S.A.
Compañía Energética do Ceará S.A.
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Argentina
Extranjera
N/A
Otros
Otros
96.963.440-6
SC GROUP
96.963.440-6
SC GROUP
N/A
Otros
96601250-1
Inversiones Centinela S.A.
N/A
N/A
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Otros
Otros
Eletrobrás
Bndes
IFC
Eletrobras
Banco do Brasil
BEI
Banco do Brasil
BNDES
Banco do Nordeste
Faelce
Argentina
$ Arg
11,50%
679.866
1.133.110
1.812.976
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Ch$
US$
US$
Ch$
US$
Ch$
Ch$
Real
Real
US$
Real
US$
US$
Real
Real
Real
Real
4,74%
7,50%
N/A
N/A
N/A
N/A
N/A
7,15%
9,43%
N/A
6,68%
4,66%
5,39%
15,16%
10,03%
7,75%
13,87%
27
10.104.537
1.092.804
2
3.929.271
-
-
-
-
-
-
-
3.958
1.235
27
10.104.537
1.092.804
2
3.929.271
3.958
1.235
205.853
613.419
819.272
4.941.520
10.526.077
15.467.597
-
-
-
1.289.715
3.067.631
4.357.346
16.411
113.158
-
4.532.108
1.049.301
3.073.192
129.569
4.532.108
4.122.493
5.567.428
16.072.830
21.640.258
1.975.303
6.454.541
-
3.176.291
8.429.844
3.176.291
Totales otros
38.602.036
77.662.351
116.264.387
107.046.547
73.724.319
44.335.945
225.106.811
55.707.944
111.449.962
167.157.906
85.888.213
95.934.658
12.147.334
193.970.205
En anexo N° 4, letra d), se desglosa un detalle de la estimación de flujos futuros de caja (no descontados)
que el Grupo deberá desembolsar respecto a las Otras Obligaciones arriba mencionados.
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
37.523.997
12.332.589
1.190.260
531.167
4.305.798
976.090
13.847.857
12.798.992
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
5.366.340
27.967.533
36.636.027
4.764.438
1.542.295
1.517.680
3.059.975
1.011.826
894
894
17.550.375
17.550.375
792.809
821
1.180
821
1.180
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
2.035.832
2.239.892
2.816.907
7.092.631
96.367
410.814
507.181
1.190.260
1.775.735
23.343.601
22.203.629
22.367.250
67.914.480
8.353.041
17.646.086
25.999.127
10.399.296
6.534.103
5.634.274
11.052.898
23.221.275
108.803
1.448.799
1.557.602
51.906.330
51.906.330
28.592
233.456
1.106.146
967.059
125.856
3.915.570
3.547.766
2.757.153
154.448
4.149.026
4.653.912
3.724.212
167.212
3.915.570
7.202.141
8.054.776
6.439.374
15.673.356
22.112.730
35.333.122
32.658
1.304.607
9.066.992
20.574.931
24.074.744
5.911.192
6.650.091
1.982.611
5.722.717
7.705.328
17.821.201
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
5.366.340
27.967.533
4.764.438
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
37.523.997
12.332.589
1.011.826
792.809
4.156.255
10.930.463
1.504.477
3.915.570
9.030.866
49.180.979
30.620.193
-
-
-
-
-
-
-
12.395.250
12.395.250
237
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
En anexo N° 4, letra b), se desglosa un detalle de la estimación de flujos futuros de caja (no descontados)
que el Grupo deberá desembolsar respecto a las Obligaciones garantizadas y no garantizadas arriba mencionados.
- Individualización de obligaciones por arrendamiento financiero
Rut
eEmpresa
deudora
Nombre
empresa
deudora
País
Rut
empresa
entidad
deudora
acreedora
Nombre
del
acreedor
91.081.000-6
Endesa S.A. (Chile)
87.509.100-K
Leasing Abengoa Chile
Extranjera
Edegel
Extranjera
Banco Scotiabank
96.830.980-3
Gas Atacama S.A.
96.976.410-5
Gasred S.A.
Extranjera
Extranjera
Edelnor
Edesur S.A.
Extranjera
Argentina
Extranjera
BBVA
COMAFI
Chile
Perú
Chile
Perú
País
entidad
Chile
Peru
Chile
Perú
Tipo
de
US$
US$
US$
Soles
Tasa
de interés
6,50%
2,02%
8,27%
6,30%
Argentina
$ Arg
21,19%
12/2011
Corriente
1.041.741
1.918.477
-
579.527
121.499
6.218.565
8.137.042
-
-
1.041.741
-
3.648.359
4.227.886
280.084
401.583
acreedora
moneda
nominal Menos de 90 días Más de 90 días
Total Corriente
Uno a tres años
Tres a cinco años Más de cinco años
Total no corriente
Menos de 90 días
Más de 90 días
Total corriente
Uno a tres años
Tres a cinco años
Más de cinco años
Total no corriente
12/2011
No corriente
Corriente
No corriente
12/2010
2.291.023
2.598.536
10.519.276
14.415.305
13.765.541
11.395.943
18.655.100
-
881.720
881.720
3.004.174
2.342.336
12.408.341
36.330.524
1.877.853
5.562.774
7.440.627
12.096.296
11.246.668
16.687.463
-
2.859.893
593.623
-
-
-
-
-
-
-
2.859.893
593.623
-
448.208
-
249.450
713.588
460.392
249.450
-
1.161.796
2.406.791
460.392
947.990
-
-
-
-
-
-
17.754.851
40.030.427
-
2.406.791
947.990
Totales leasing
3.661.244
10.147.008
13.808.252
16.263.815
17.013.841
25.161.484
58.439.140
2.326.061
7.867.924
10.193.985
18.455.251
13.589.004
29.095.804
61.140.059
acreedora
moneda
nominal Menos de 90 días
Más de 90 días
Total corriente
Uno a tres años
Tres a cinco años
Más de cinco años
Total no corriente
Menos de 90 días
Más de 90 días
Total corriente
Uno a tres años
Tres a cinco años
Más de cinco años
Total no corriente
12/2011
No corriente
Corriente
No corriente
12/2010
Argentina
Extranjera
Mitsubishi (deuda garantizada)
Argentina
7.749.998
14.969.290
22.719.288
12.851.153
37.735.332
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
50.586.485
17.408.628
8.223.739
25.632.367
-
-
-
-
-
37.523.997
12.332.589
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1.542.295
1.517.680
3.059.975
1.011.826
-
894
894
-
17.550.375
-
-
-
-
-
-
-
-
-
821
1.180
17.550.375
792.809
-
-
-
821
1.180
-
-
-
-
-
-
-
-
-
12.395.250
-
-
-
En anexo N° 4, letra c), se desglosa un detalle de la estimación de flujos futuros de caja (no descontados)
que el Grupo deberá desembolsar respecto a las Obligaciones por arrendamiento financiero arriba mencionados.
Argentina
Extranjera
Mitsubishi (deuda no garantizada)
Argentina
-
13.925.511
13.925.511
Argentina
Extranjera
Argentina
$ Arg
11,50%
679.866
1.133.110
1.812.976
- Individualización de otras obligaciones
91.081.000-6
Empresa Nacional de Electricidad S.A.
96.830.980-3
Inversiones Gas Atacama Holding Ltda.
96.963.440-6
SC GROUP
96.830.980-3
Inversiones Gas Atacama Holding Ltda.
96.963.440-6
SC GROUP
Rut
empresa
deudora
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Nombre
empresa
deudora
Endesa Costanera S.A.
Endesa Costanera S.A.
Endesa Costanera S.A.
96.589.170-6
Empresa Eléctrica Pangue
96.827.970-K
Endesa Eco S.A.
94.271.000-3
Enersis S.A.
96.800.570-7
Chilectra S.A.
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Ampla Energía e Servicios S.A.
Ampla Energía e Servicios S.A.
Endesa Brasil S.A.
Compañía Energética do Ceará S.A.
Compañía Energética do Ceará S.A.
Compañía Energética do Ceará S.A.
Compañía Energética do Ceará S.A.
Compañía Energética do Ceará S.A.
Compañía Energética do Ceará S.A.
Compañía Energética do Ceará S.A.
País
empresa
deudora
Rut
entidad
acreedora
Nombre
del
acreedor
96601250-1
Inversiones Centinela S.A.
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
N/A
N/A
N/A
N/A
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Otros
Otros
Otros
Otros
Otros
Bndes
IFC
Eletrobrás
Eletrobras
Banco do Brasil
Banco do Brasil
BEI
BNDES
Faelce
Banco do Nordeste
12/2011
Corriente
-
-
-
-
-
-
3.958
1.235
País
entidad
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Tipo
de
US$
US$
Ch$
US$
US$
Ch$
US$
Ch$
Ch$
Real
Real
US$
Real
US$
US$
Real
Real
Real
Real
Tasa
de interés
7,42%
7,42%
4,74%
7,50%
N/A
N/A
N/A
N/A
N/A
7,15%
9,43%
N/A
6,68%
4,66%
5,39%
15,16%
10,03%
7,75%
13,87%
10.104.537
1.092.804
27
2
3.929.271
-
-
-
-
-
16.411
113.158
4.532.108
1.049.301
3.073.192
1.975.303
6.454.541
3.176.291
5.567.428
16.072.830
21.640.258
10.104.537
1.092.804
27
2
3.929.271
3.958
1.235
-
129.569
4.532.108
4.122.493
8.429.844
3.176.291
En anexo N° 4, letra d), se desglosa un detalle de la estimación de flujos futuros de caja (no descontados)
que el Grupo deberá desembolsar respecto a las Otras Obligaciones arriba mencionados.
205.853
613.419
819.272
4.941.520
10.526.077
15.467.597
2.035.832
2.239.892
2.816.907
7.092.631
96.367
410.814
507.181
1.190.260
23.343.601
22.203.629
22.367.250
67.914.480
8.353.041
17.646.086
25.999.127
10.399.296
-
-
-
-
-
51.906.330
51.906.330
1.289.715
3.067.631
4.357.346
6.534.103
5.634.274
11.052.898
23.221.275
108.803
-
5.366.340
27.967.533
-
-
-
-
24.074.744
5.911.192
6.650.091
4.764.438
-
-
1.448.799
1.557.602
-
-
-
-
5.366.340
27.967.533
36.636.027
4.764.438
28.592
233.456
1.106.146
967.059
125.856
3.915.570
3.547.766
2.757.153
154.448
4.149.026
4.653.912
3.724.212
-
167.212
3.915.570
7.202.141
8.054.776
6.439.374
15.673.356
22.112.730
35.333.122
1.982.611
5.722.717
7.705.328
17.821.201
-
-
-
-
-
4.305.798
976.090
13.847.857
12.798.992
-
1.190.260
531.167
-
1.775.735
-
-
32.658
1.304.607
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
37.523.997
12.332.589
1.011.826
-
792.809
-
12.395.250
-
-
-
4.156.255
10.930.463
-
1.504.477
3.915.570
9.066.992
20.574.931
-
-
-
-
9.030.866
49.180.979
30.620.193
-
Totales otros
38.602.036
77.662.351
116.264.387
107.046.547
73.724.319
44.335.945
225.106.811
55.707.944
111.449.962
167.157.906
85.888.213
95.934.658
12.147.334
193.970.205
238
Enersis
Memoria Anual 2011
18.4. Deuda de cobertura
De la deuda en dólares estadounidenses del Grupo, al 31 de diciembre de 2011, M$ 739.686.386 están
relacionados a la cobertura de los flujos de caja futuros por los ingresos de la actividad del Grupo que están
vinculados al dólar (véase Nota 3.m). Al 31 de diciembre de 2010 dicho monto ascendía a M$ 679.999.810.
El movimiento durante los períodos 2011 y 2010 en el rubro “Reservas de coberturas de flujo de caja” por
las diferencias de cambio de esta deuda ha sido el siguiente:
Saldo en reservas de coberturas (hedge ingresos) al inicio del ejercicio, neto
67.748.527
60.346.205
(61.905.837)
Diferencias de cambio registradas en patrimonio, neto
Imputación de diferencias de cambio a ingresos, neto
Diferencias de conversión
(28.520.464)
15.654.909
126.579.938
(9.306.696)
(8.252.587)
(4.327.896)
633.136
-
Saldo en reservas de coberturas (hedge ingresos) al final del ejercicio, neto
30.554.503
67.748.527
60.346.205
31/12/11
31/12/10
31/12/09
18.5. Otros aspectos
Al 31 de diciembre de 2011 y 2010, el Grupo Enersis disponía de líneas de crédito de largo plazo disponibles
por M$ 238.832.000 y M$ 242.750.000, respectivamente.
Diversos contratos de deuda de la sociedad, como de algunas de sus filiales, incluyen la obligación de cumplir
ciertos ratios financieros, habituales en contratos de esta naturaleza. También existen obligaciones afirmativas
y negativas que exigen el monitoreo de estos compromisos. Adicionalmente, existen restricciones impuestas
en las secciones de eventos de incumplimiento de los contratos, que exigen su cumplimiento.
Algunos de los contratos de deuda financiera de Enersis y de Endesa Chile contienen cláusulas de cross default.
Por el lado de Enersis, el préstamo sindicado bajo ley del Estado de Nueva York suscrito en diciembre 2009, y
que expira en diciembre de 2012, establece que para desencadenar un cross default debe haber un pago en
mora, ya sea de intereses o capital, de Enersis, Chilectra o Endesa Chile. Este préstamo sindicado no tiene
desembolsos a esta fecha. El préstamo sindicado de Endesa Chile bajo ley del Estado de Nueva York, suscrito
en 2008 y que expira en 2014, el cual presenta un monto desembolsado de US$ 200 millones a esta fecha, no
hace referencia a sus filiales, por lo que el cross default sólo se puede originar en otra deuda propia. Para que
se produzca el aceleramiento de la deuda de uno o más de estos préstamos debido al cross default originado
en otra deuda, el monto en mora en una deuda debe exceder los US$ 50 millones, o su equivalente en otras
monedas, y además deben cumplirse otras condiciones adicionales, incluyendo la expiración de períodos de
gracia (si existieran), y la notificación formal de la intención de acelerar la deuda por parte de acreedores
que representen más del 50% del monto adeudado en el contrato. Adicionalmente, en diciembre 2009,
tanto Enersis como Endesa Chile suscribieron préstamos bajo ley chilena que estipulan que el cross default
se desencadena sólo por incumplimiento del Deudor. En estos préstamos el monto en mora en una deuda
también debe exceder los US$ 50 millones, o su equivalente en otras monedas. Desde su suscripción, estos
préstamos nunca han sido desembolsados.
En los bonos de Enersis y Endesa Chile registrados ante la Securities and Exchange Commission (“SEC”) de
los Estados Unidos de América, comúnmente denominados “Yankee Bonds”, el cross default por no pago
podría desencadenarse por otra deuda de la misma sociedad, o de cualquiera de sus filiales chilenas, por
cualquier monto en mora siempre que el principal de la deuda que da origen al cross default exceda los US$
30 millones, o su equivalente en otras monedas. El aceleramiento de la deuda por causal de cross default
no se da en forma automática, sino que deben exigirlo los titulares de al menos un 25% de los bonos de
una determinada serie de Yankee Bonds. Adicionalmente, los eventos de quiebra o insolvencia de filiales en
el extranjero no tienen efectos contractuales en los Yankee Bonds de Enersis y Endesa Chile.
239
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
Los bonos locales de Enersis y Endesa Chile estipulan que el cross default se puede desencadenar sólo por
incumplimiento del Emisor. A su vez el aceleramiento debe ser exigido en junta de tenedores de bonos por
los titulares de al menos un 50% de los bonos de una determinada serie.
Al 31 de diciembre de 2011 y al 31 de diciembre de 2010, ni Enersis ni Endesa Chile, ni ninguna de sus
filiales, se encontraba en incumplimiento de sus obligaciones financieras aquí resumidas, ni tampoco en
otras obligaciones contractuales cuyo incumplimiento pudiera originar el vencimiento anticipado de sus
compromisos financieros.
Nota 19. Política de gestión de riesgos
Las empresas del Grupo están expuestas a determinados riesgos que gestiona mediante la aplicación de
sistemas de identificación, medición, limitación de concentración y supervisión.
Entre los principios básicos definidos por el Grupo en el establecimiento de su política de gestión de los
riesgos destacan los siguientes:
-
-
-
Cumplir con las normas de buen gobierno corporativo.
Cumplir estrictamente con todo el sistema normativo del Grupo.
El Comité de Riesgos del Grupo es el órgano encargado de definir, aprobar y actualizar los principios
básicos en los que se han de inspirar las actuaciones relacionadas con el riesgo.
El Gobierno de los Riesgos, se organiza operativamente a través de la existencia de las funciones de
Control de Riesgos y de Gestión de Riesgos, siendo ambas funciones independientes.
Cada negocio y área corporativa define:
I.
Los mercados y productos en los que puede operar en función de los conocimientos y capacidades
suficientes para asegurar una gestión eficaz del riesgo.
II. Criterios sobre contrapartes.
III. Operadores autorizados.
Los negocios y áreas corporativas establecen para cada mercado en el que operan su predisposición al
riesgo de forma coherente con la estrategia definida.
Los límites de los negocios se ratifican por el Comité de Riesgos del Grupo.
Todas las operaciones de los negocios y áreas corporativas se realizan dentro de los límites aprobados
en cada caso.
Los negocios, áreas corporativas, líneas de negocio y empresas establecen los controles de gestión de
riesgos necesarios para asegurar que las transacciones en los mercados se realizan de acuerdo con las
políticas, normas y procedimientos de Enersis.
-
-
-
-
-
-
19.1. Riesgo de tasa de interés
Las variaciones de las tasas de interés modifican el valor razonable de aquellos activos y pasivos que devengan
una tasa de interés fija, así como los flujos futuros de los activos y pasivos referenciados a una tasa de interés
variable.
El objetivo de la gestión del riesgo de tasas de interés es alcanzar un equilibrio en la estructura de la deuda,
que permita minimizar el costo de la deuda con una volatilidad reducida en el estado de resultados.
Cumpliendo la política actual de cobertura de tasa de interés el porcentaje de deuda fija y/o protegida por
sobre la deuda neta total, se situó en 62% al 31 de diciembre de 2011.
Dependiendo de las estimaciones del Grupo y de los objetivos de la estructura de la deuda, se realizan
operaciones de cobertura mediante la contratación de derivados que mitiguen estos riesgos. Los instrumentos
240
Enersis
Memoria Anual 2011
utilizados actualmente para dar cumplimiento a la política, corresponden a swaps de tasa que fijan desde
tasa variable a fija.
La estructura de deuda financiera del Grupo Enersis según tasa de interés fija, protegida y variable, después
de derivados contratados, es la siguiente:
Posición neta:
Tasa de interés fijo
Tasa de interés variable
Total
31/12/11
31/12/10
%
62%
38%
100%
%
51%
49%
100%
19.2. Riesgo de tipo de cambio
Los riesgos de tipos de cambio se corresponden, fundamentalmente, con las siguientes transacciones:
-
-
-
-
Deuda denominada en moneda extranjera contratada por sociedades del Grupo.
Pagos a realizar en mercados internacionales por adquisición de materiales asociados a proyectos.
Ingresos en sociedades del Grupo que están directamente vinculados a la evolución del dólar.
Flujos desde filiales en el extranjero a matrices en Chile, expuestos a variaciones de tipo de cambio.
Con el objetivo de mitigar el riesgo de tipo de cambio, la política de cobertura de tipo de cambio del Grupo
Enersis es en base a flujos de caja y contempla mantener un equilibrio entre los flujos indexados a US$ y los
niveles de activos y pasivos en dicha moneda. El objetivo es minimizar la exposición de los flujos al riesgo de
variaciones en tipo de cambio.
Los instrumentos utilizados actualmente para dar cumplimiento a la política corresponden a swaps de moneda
y forwards de tipo de cambio. Igualmente, la política busca refinanciar deuda en la moneda funcional de
cada compañía.
19.3. Riesgo de commodities
El Grupo Enersis se encuentra expuesto al riesgo de la variación del precio de algunos “commodities”,
fundamentalmente a través de:
- Compras de combustibles en el proceso de generación de energía eléctrica.
- Operaciones de compra-venta de energía que se realizan en mercados locales.
Con el objeto de reducir el riesgo en situaciones de extrema sequía, la compañía ha diseñado una política
comercial, definiendo niveles de compromisos de venta acordes con la capacidad de sus centrales generadoras
en un año seco, e incluyendo cláusulas de mitigación del riesgo en algunos contratos con clientes libres.
En consideración a las condiciones operativas que enfrenta el mercado de la generación eléctrica en Chile,
sequía y alta volatilidad del precio del petróleo, la compañía está permanentemente verificando la conveniencia
de tomar coberturas al precio del Brent. Al 31 de diciembre de 2011 no existen instrumentos de cobertura
vigentes y las coberturas contratadas en el pasado han sido puntuales y por montos poco significativos. No
se descarta que en el futuro se haga uso de este tipo de herramientas.
241
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
19.4. Riesgo de liquidez
El Grupo mantiene una política de liquidez consistente en la contratación de facilidades crediticias a largo plazo
comprometidas e inversiones financieras temporales, por montos suficientes para soportar las necesidades
proyectadas para un período que está en función de la situación y expectativas de los mercados de deuda
y de capitales.
Las necesidades proyectadas antes mencionadas, incluyen vencimientos de deuda financiera neta, es decir,
después de derivados financieros. Para mayor detalle respecto a las características y condiciones de las deudas
financieras y derivados financieros ver notas 18, 20 y anexo 4.
Al 31 de diciembre de 2011, el Grupo presenta una liquidez de M$ 1.219.921.268 en efectivo y otros medios
equivalentes y M$ 238.832.000 en líneas de crédito de largo plazo disponibles de forma incondicional. Al 31
de diciembre de 2010, el Grupo Enersis tenía una liquidez de M$ 961.355.037 en efectivo y otros medios
equivalentes y M$ 242.750.000 en líneas de crédito de largo plazo disponibles de forma incondicional.
19.5. Riesgo de crédito
Dada la coyuntura económica actual, el Grupo viene realizando un seguimiento detallado del riesgo de crédito.
Cuentas por cobrar comerciales
En lo referente al riesgo de crédito correspondiente a las cuentas a cobrar provenientes de la actividad
comercial, este riesgo es históricamente muy limitado dado que el corto plazo de cobro a los clientes hace
que no acumulen individualmente montos muy significativos. Lo anterior es aplicable tanto para nuestro
negocio de generación como de distribución de electricidad.
En nuestra línea de negocio de generación de electricidad, en algunos países, frente a falta de pago es posible
proceder al corte del suministro, y en casi todos los contratos se establece como causal de término de contrato
el incumplimiento de pago. Para este fin se monitorea constantemente el riesgo de crédito y se miden los
montos máximos expuestos a riesgo de pago que, como está dicho, son limitados.
En el caso de nuestras empresas de distribución de electricidad, el corte de suministro, en todos los casos, es
una potestad de nuestras compañías ante incumplimientos de parte de nuestros clientes, la que se aplica de
acuerdo a la regulación vigente en cada país, lo que facilita el proceso de evaluación y control del riesgo de
crédito, que por cierto también es limitado.
Activos de carácter financiero
Las inversiones de excedentes de caja se efectúan en entidades financieras nacionales y extranjeras de primera
línea (con calificación de riesgo equivalente a grado de inversión) con límites establecidos para cada entidad.
Para la selección de bancos para inversiones se consideran aquellos que tengan por lo menos 2 calificaciones
investment grade, considerando las 3 principales agencias de rating internacional (Moody’s, S&P y Fitch).
Las colocaciones están respaldadas con bonos del tesoro de los países donde se opera y/o papeles emitidos
por bancos de primera línea privilegiando, en la medida de lo posible y condiciones de mercado, los primeros.
La contratación de derivados se realiza con entidades de elevada solvencia, de manera que alrededor del
80% de las operaciones son con entidades cuyo rating es igual o superior a A-.
242
Enersis
Memoria Anual 2011
19.6. Medición del riesgo
El Grupo Enersis elabora una medición del Valor en Riesgo de sus posiciones de deuda y de derivados
financieros, con el objetivo de garantizar que el riesgo asumido por la compañía permanezca consistente con
la exposición al riesgo definida por la Gerencia, acotando así la volatilidad del estado de resultados.
La cartera de posiciones incluidas a efectos de los cálculos del presente Valor en Riesgo se compone de:
-
-
Deuda
Derivados financieros.
El Valor en Riesgo calculado representa la posible pérdida de valor de la cartera de posiciones descrita
anteriormente en el plazo de un día con un 95% de confianza. Para ello se ha realizado el estudio de la
volatilidad de las variables de riesgo que afectan al valor de la cartera de posiciones, incluyendo:
-
-
Tasa de interés Libor del dólar estadounidense.
Para el caso de deuda, considerando las distintas monedas en las que operan nuestras compañías, los
índices locales habituales de la práctica bancaria.
Los tipos de cambio de las distintas monedas implicadas en el cálculo.
-
El cálculo del Valor en Riesgo se basa en la generación de posibles escenarios futuros (a un día) de los valores
de mercado (tanto spot como a plazo) de las variables de riesgo mediante metodologías de Bootstrapping. El
número de escenarios generados asegura el cumplimiento de los criterios de convergencia de la simulación.
Para la simulación de los escenarios de precios futuros se ha aplicado la matriz de volatilidades y correlaciones
entre las distintas variables de riesgo calculada a partir del histórico de los retornos logarítmicos del precio.
Una vez generados los escenarios de precios se calcula el valor razonable de la cartera con cada uno de los
escenarios, obteniendo una distribución de posibles valores a un día. El Valor en Riesgo a un día con un
95% de confianza se calcula como el percentil del 5% de los posibles incrementos de valor razonable de la
cartera en un día.
La valoración de las distintas posiciones de deuda y derivados financieros incluidos en el cálculo, se han
realizado de forma consistente con la metodología de cálculo del capital económico reportado a la Gerencia.
Teniendo en cuenta las hipótesis anteriormente descritas, el Valor en Riesgo de las posiciones anteriormente
comentadas desglosado por tipo de posición se muestra en la siguiente tabla:
Posiciones financieras
Tipo de interés
Tipo de cambio
Correlación
Total
31/12/11
M$
31/12/10
M$
41.560.004
38.847.459
3.602.591
(310.050)
539.575
(2.695.024)
44.852.545
36.692.010
Las posiciones de Valor en Riesgo han evolucionado durante el ejercicio 2011 y 2010 en función del inicio/
vencimiento de las operaciones a lo largo de cada periodo.
243
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
Nota 20. Instrumentos financieros
20.1. Clasificación de instrumentos financieros de activo por naturaleza y
categoría
a) El detalle de los instrumentos financieros de activo, clasificados por naturaleza y categoría, al 31 de
diciembre de 2011 y 2010 es el siguiente:
Activos financieros
mantenidos para
negociar
Activos financieros
a valor razonable
con cambios en
resultados
Inversiones a
mantener hasta el
vencimiento
Préstamos y
cuentas por cobrar
Activos financieros
disponible para la
venta
31 de diciembre de 2011
M$
M$
Instrumentos derivados
Otros activos de carácter financiero
Total corriente
Instrumentos de patrimonio
Instrumentos derivados
Otros activos de carácter financiero
Total no corriente
M$
47.504
-
47.504
-
-
-
-
Total
47.504
Activos financieros
mantenidos para
negociar
M$
17.551
-
17.551
-
91.262
-
91.262
108.813
Activos financieros
a valor razonable
con cambios en
resultados
M$
-
-
-
-
-
-
-
-
Instrumentos derivados
Otros activos de carácter financiero
Total corriente
Instrumentos de patrimonio
Instrumentos derivados
Otros activos de carácter financiero
Total no corriente
Total
-
-
-
-
-
-
-
-
M$
-
1.013.028.618
1.013.028.618
-
-
-
-
-
-
-
M$
-
-
-
2.892.655
-
-
Derivados de
cobertura
M$
748.078
-
748.078
-
12.178.355
-
20.793.960
444.818.541
20.793.960
444.818.541
2.892.655
12.178.355
20.793.960
1.457.847.159
2.892.655
12.926.433
31 de diciembre de 2010
Inversiones a
mantener hasta el
vencimiento
Préstamos y
cuentas por cobrar
Activos financieros
disponible para la
venta
M$
-
M$
-
7.735.440
1.058.569.847
7.735.440
1.058.569.847
M$
-
-
-
-
-
-
-
29.461.230
319.907.351
2.511.197
-
-
Derivados de
cobertura
M$
64.518
-
64.518
-
27.212.944
-
29.461.230
319.907.351
2.511.197
27.212.944
37.196.670
1.378.477.198
2.511.197
27.277.462
b) El detalle de los instrumentos financieros de pasivo, clasificados por naturaleza y categoría, al 31 de
diciembre de 2011 y 2010, es el siguiente:
Préstamos que devengan interés
Instrumentos derivados
Otros pasivos de carácter financiero
Total corriente
Préstamos que devengan interés
Instrumentos derivados
Otros pasivos de carácter financiero
Total no corriente
31 de diciembre de 2011
Pasivos financieros
mantenidos para
negociar
Pasivos financieros
a valor razonable
con cambios en
resultados
Préstamos y
cuentas por pagar
Derivados de
cobertura
M$
M$
M$
11.601.335
3.929.271
646.444.125
M$
-
807.105
-
-
-
-
6.200.643
1.395.341.923
-
12.408.440
3.929.271
2.041.786.048
6.200.643
13.215.469
-
-
13.215.469
-
-
-
-
3.035.982.494
-
-
212.913.735
23.548.235
-
3.059.530.729
212.913.735
Total
25.623.909
3.929.271
5.101.316.777
219.114.378
244
Enersis
Memoria Anual 2011
Préstamos que devengan interés
Instrumentos derivados
Otros pasivos de carácter financiero
Total corriente
Préstamos que devengan interés
Instrumentos derivados
Otros pasivos de carácter financiero
Total no corriente
31 de diciembre de 2010
Pasivos financieros
mantenidos para
negociar
M$
6.509.732
-
-
6.509.732
Pasivos financieros
a valor razonable
con cambios en
resultados
M$
-
-
-
-
Préstamos y
cuentas por pagar
Derivados de
cobertura
M$
646.469.760
M$
-
-
10.002.909
1.375.307.875
-
2.021.777.635
10.002.909
15.171.516
12.395.250
2.736.255.564
-
-
-
-
-
-
240.113.443
49.341.676
-
15.171.516
12.395.250
2.785.597.240
240.113.443
Total
21.681.248
12.395.250
4.807.374.875
250.116.352
20.2. Instrumentos derivados
El Grupo Enersis siguiendo su política de gestión de riesgos, realiza fundamentalmente contrataciones de
derivados de tasas de interés y tipos de cambio.
La compañía clasifica sus coberturas en:
-
-
-
Coberturas de flujos de caja: Aquellas que permiten cubrir los flujos de caja del subyacente cubierto.
Coberturas de valor razonable: Aquellas que permiten cubrir el valor razonable del subyacente cubierto.
Derivados no cobertura: Aquellos derivados financieros que no cumplen los requisitos establecidos por
las NIIF para ser designados como instrumentos de cobertura, se registran a valor razonable con cambios
en resultados (activos mantenidos para negociar).
a) Activos y pasivos por instrumentos derivados de cobertura
Al 31 de diciembre de 2011 y 2010, las operaciones de derivados financieros, que califican como instrumentos
de cobertura, implicaron reconocer en el estado de situación financiera activos y pasivos de acuerdo al
siguiente detalle:
Cobertura de tipo de interés:
Cobertura flujos de caja
31 de diciembre de 2011
31 de diciembre de 2010
Activo
Pasivo
Activo
Pasivo
Corriente
No corriente
Corriente
No corriente
Corriente
No corriente
Corriente
No corriente
M$
-
-
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
2.792.448
119.964
7.048.868
64.518
1.825.059
661.966
4.878.454
2.792.448
119.964
7.048.868
64.518
1.825.059
661.966
4.878.454
Cobertura de tipo de cambio:
748.078
9.385.907
6.080.679 205.864.867
Cobertura de flujos de caja
748.078
9.385.907
3.070.825 201.717.556
Cobertura de valor razonable
-
-
3.009.854
4.147.311
-
-
-
25.387.885
9.340.943 235.234.989
25.387.885
3.867.323 229.257.717
-
5.473.620
5.977.272
Total
748.078
12.178.355
6.200.643 212.913.735
64.518
27.212.944
10.002.909 240.113.443
245
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
- Información general relativa a instrumentos derivados de cobertura
A continuación se detallan los instrumentos derivados de cobertura y subyacente asociado:
Detalle de
instrumentos
de cobertura
Descripción de
instrumento de
cobertura
Descripción de instrumentos contra los que
se cubre
Valor razonable de
instrumentos contra los que
se cubre
Valor razonable de
instrumentos contra los
que se cubre
Naturaleza de riesgos que
están cubiertos
SWAP
SWAP
SWAP
SWAP
Tasa de Interés
Préstamos bancarios
Tipo de cambio
Préstamos bancarios
Tipo de cambio
Préstamos bancarios
Tipo de cambio
Obligaciones no garantizadas (bonos)
31-12-2011
31-12-2010
(4.376.384)
(3.715.361)
Flujo de caja
-
(509.567)
Flujo de caja
(7.157.165)
(194.654.396)
(11.450.892)
Valor razonable
(207.163.070)
Flujo de caja
Con relación a las coberturas de flujo de caja, al cierre de los ejercicios 2011 y 2010 el grupo no ha reconocido
ganancias o pérdidas por inefectividad.
En las coberturas de valor razonable el monto registrado en el estado de resultados del instrumento derivado
y su partida subyacente ha sido la siguiente:
Instrumento derivado
Partida subyacente
Total
31 de diciembre de 2011
31 de diciembre de 2010
31 de diciembre de 2009
Ingresos
M$
4.034.969
-
4.034.969
Gastos
M$
-
4.763.189
4.763.189
Ingresos
M$
3.788.165
-
3.788.165
Gastos
Ingresos
M$
-
M$
-
6.749.098
6.749.098
7.893.882
7.893.882
Gastos
M$
9.435.859
-
9.435.859
b) Activos y pasivos por instrumentos derivados a valor razonable con cambios en resultados
Al 31 de diciembre de 2011 y 2010, las operaciones de derivados financieros, que se registran a valor razonable
con cambios en resultados, implicaron reconocer en el estado de situación financiera activos y pasivos de
acuerdo al siguiente detalle:
31 de diciembre de 2011
31 de diciembre de 2010
Activo
Pasivo
Activo
Pasivo
Activo
Pasivo
Activo
Pasivo
corriente
corriente
no corriente
no corriente
corriente
corriente
no corriente
no corriente
Instrumentos derivados de no cobertura
47.504
807.105
M$
M$
M$
-
M$
-
M$
17.551
M$
-
M$
91.262
M$
-
c) Otros antecedentes sobre los instrumentos derivados:
A continuación se presenta un detalle de los derivados financieros contratados por el Grupo al 31 de diciembre
de 2011 y 2010, su valor razonable y el desglose por vencimiento, de los valores nocionales o contractuales:
Derivados financieros
Valor razonable
31 de diciembre de 2011
Valor nocional
Cobertura de tipo de interés:
Cobertura de flujos de caja
Cobertura de tipo de cambio:
Cobertura de flujos de caja
Cobertura de valor razonable
Antes de 1 Año
1-2 Años
2-3 Años
3-4 Años
4-5 Años
Posteriores
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
Total
M$
(4.376.384)
10.780.523
7.125.818
125.247.877
6.893.698
5.292.723
8.368.224
163.708.863
(4.376.384)
10.780.523
7.125.818
125.247.877
6.893.698
5.292.723
8.368.224
163.708.863
(201.811.561)
29.287.450
10.912.595
499.430.704
2.091.618
211.163.933
(194.654.396)
23.473.223
9.147.062
497.538.936
64.588
211.163.933
(7.157.165)
5.814.227
1.765.533
1.891.768
2.027.030
-
-
-
-
752.886.300
741.387.742
11.498.558
17.569.294
-
-
Derivados no designados contablemente de cobertura
(759.601)
17.569.294
-
-
-
Total
(206.947.546)
57.637.267
18.038.413
624.678.581
8.985.316
216.456.656
8.368.224
934.164.457
246
Enersis
Memoria Anual 2011
Derivados financieros
Valor razonable
31 de diciembre 2010
Valor nocional
Antes de 1 año
1 - 2 Años
2-3 Años
3-4 Años
4-5 Años
Posteriores
Total
M$
Cobertura de tipo de interés:
Cobertura de flujos de caja
Cobertura de tipo de cambio:
Cobertura de flujos de caja
Cobertura de valor razonable
M$
M$
(3.650.843)
16.841.269
(3.650.843)
16.841.269
M$
-
-
(219.188.047)
7.219.945
13.573.114
(207.737.155)
7.219.945
4.680.100
(11.450.892)
-
8.893.014
Derivados no designados contablemente de cobertura
108.813
72.537
-
M$
M$
M$
M$
10.670.628
107.488.844
6.314.801
13.385.086
154.700.628
10.670.628
107.488.844
6.314.801
13.385.086
154.700.628
-
-
-
-
462.159.584
9.023.829
203.222.043
695.198.515
462.159.584
-
203.222.043
677.281.672
-
-
9.023.829
-
-
-
17.916.843
72.537
Total
(222.730.077)
24.133.751
13.573.114
10.670.628
569.648.428
15.338.630
216.607.129
849.971.680
El monto nocional contractual de los contratos celebrados no representa el riesgo asumido por el Grupo, ya que
este monto únicamente responde a la base sobre la que se realizan los cálculos de la liquidación del derivado.
20.3. Jerarquías del valor razonable
Los instrumentos financieros reconocidos a valor razonable en el estado de posición financiera, se clasifican
jerárquicamente según los criterios expuestos en Nota 3.g.5.
La siguiente tabla presenta los activos y pasivos financieros que son medidos a valor razonable al 31 de
diciembre de 2011 y 2010:
Instrumentos financieros medidos a valor razonable
Valor razonable medido al final del periodo de reporte
utilizando:
Activos financieros
Derivados de cobertura de flujo de caja
Derivados no designados contablemente de cobertura
Activos financieros disponibles para la venta largo plazo
Total
Pasivos financieros
Derivados de cobertura de flujo de caja
Derivados de cobertura de valor razonable
Derivados no designados contablemente de cobertura
Préstamos que devengan interés corto plazo
Préstamos que devengan interés largo plazo
Otros pasivos financieros largo plazo
Total
Instrumentos financieros medidos a valor razonable
Activos financieros
Derivados de cobertura de flujo de caja
Derivados no designados contablemente de cobertura
Activos financieros disponibles para la venta largo plazo
Total
Pasivos financieros
Derivados de cobertura de flujo de caja
Derivados de cobertura de valor razonable
Préstamos que devengan interés corto plazo
Préstamos que devengan interés largo plazo
Otros pasivos financieros largo plazo
Total
31/12/11
M$
12.926.433
47.504
86.852
13.060.789
211.957.213
7.157.165
807.105
11.601.335
13.215.469
3.929.271
248.667.558
31/12/10
M$
27.277.462
108.813
88.909
27.475.184
238.665.460
11.450.892
6.509.732
15.171.516
12.395.250
284.192.850
Nivel 1
M$
-
-
86.852
86.852
-
-
-
-
-
-
-
Nivel 2
M$
Nivel 3
M$
12.926.433
47.504
-
12.973.937
211.957.213
7.157.165
807.105
11.601.335
13.215.469
-
244.738.287
-
-
-
-
-
-
-
-
3.929.271
3.929.271
Valor razonable medido al final del periodo de reporte
utilizando:
Nivel 1
M$
-
-
88.909
88.909
-
-
-
-
-
-
Nivel 2
M$
Nivel 3
M$
27.277.462
108.813
-
27.386.275
238.665.460
11.450.892
6.509.732
15.171.516
-
-
-
-
-
-
-
-
-
12.395.250
271.797.600
12.395.250
247
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
20.3.1. A continuación se detalla una conciliación entre los saldos de apertura y cierre, para aquellos
instrumentos financieros cuya valorización a valor razonable califica con nivel 3:
Préstamos que devengan interés de largo plazo
Saldo al 31 de diciembre de 2009
Pérdida imputada en resultado financiero
Saldo al 31 de diciembre de 2010
Utilidad imputada en resultado financiero
Saldo al 31 de diciembre de 2011
M$
11.953.000
442.250
12.395.250
(8.465.979)
3.929.271
El valor razonable del Nivel 3 ha sido determinado mediante la aplicación de un método tradicional de flujos
de caja descontados. Las proyecciones de estos flujos de caja consideran algunos supuestos desarrollados
internamente, los cuales, en lo fundamental, corresponden a estimaciones de precios y niveles de producción
de energía y potencia a firme y de costos de operación y mantenimiento de algunas de nuestras centrales.
Ninguno de los posibles escenarios razonables previsibles de las hipótesis indicadas en el párrafo anterior,
daría como resultado un cambio significativo en el valor razonable de los instrumentos financieros incluidos
en este nivel.
Nota 21. Cuentas comerciales y otras cuentas por pagar corrientes
El desglose de este rubro al 31 de diciembre de 2011 y 2010 es el siguiente:
Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar
Acreedores comerciales
Otras cuentas por pagar
Total cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar
Corrientes
No corrientes
31/12/11
M$
31/12/10
M$
393.066.581
305.079.295
841.997.878
919.410.703
1.235.064.459
1.224.489.998
31/12/11
M$
-
14.304.607
14.304.607
31/12/10
M$
4.477.313
32.759.399
37.236.712
El detalle de Acreedores Comerciales y Otras Cuentas por Pagar al 31 de diciembre de 2011 y 2010 es el
siguiente:
Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar
Proveedores por compra de energía
Proveedores por compra de combustibles y gas
Cuentas por pagar bienes y servicios
Dividendos por pagar a terceros
Multas y reclamaciones
Pesquisas y desarrollo
Cuentas por pagar instituciones fiscales
Contrato Mitsubishi (LTSA)
Obligaciones programas sociales
Otras cuentas por pagar
Corrientes
31/12/11
M$
31/12/10
M$
354.964.500
417.786.845
38.102.081
37.808.210
No corrientes
Uno a cinco años
31/12/11
M$
-
-
31/12/10
M$
5.565.832
-
612.692.782
385.380.841
243.790
13.410.089
89.492.092
74.994.982
17.971.576
17.684.946
-
14.987.123
14.174.377
249.404.275
53.729.963
33.202.794
32.851.967
3.397.620
1.122.119
9.805.364
-
-
3.894.943
7.580.699
-
1.327.278
1.257.897
-
-
1.895.349
11.216.940
3.288.535
-
1.859.967
37.236.712
Total cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar
1.235.064.459
1.224.489.998
14.304.607
La descripción de la política de gestión de riesgo de liquidez se expone en nota 19.4.
248
Enersis
Memoria Anual 2011
Nota 22. Provisiones
22.1. Provisiones
a) El desglose de este rubro al 31 de diciembre de 2011 y 2010 es el siguiente:
Provisiones
Provisión por garantía
Provisión de reclamaciones legales
Corrientes
No corrientes
31/12/11
31/12/10
31/12/11
M$
-
M$
-
M$
-
31/12/10
M$
2.821.692
28.429.816
44.903.128
186.849.932
209.740.117
Desmantelamiento, costos de restauración y rehabilitación
-
-
13.806.632
10.779.096
Provisión proveedores y servicios
Provisiones por beneficios a trabajadores
Provisiones de riesgos
Otras provisiones
Total
31.001.461
31.162.406
26.183.409
31.935.562
-
-
-
65.221
38.388
-
1.201.357
-
9.108.971
12.427.137
1.813.468
980.067
99.702.654
115.449.236
202.573.641
225.522.329
b) El movimiento de las provisiones al 31 de diciembre de 2011 y 2010 es el siguiente:
Movimientos en provisiones
Saldo inicial al 1 de enero de 2011
Movimientos en provisiones
Provisiones adicionales
Incremento (decremento) en provisiones existentes
Provisión utilizada
Reversión de provisión no utilizada
Incremento por ajuste del valor del dinero en el tiempo
Diferencia de conversión cambio de moneda extranjera
(38.273)
Otro incremento (decremento)
Total movimientos en provisiones
Saldo final al 31 de diciembre de 2011
(2.783.419)
37.632.813
(2.821.692)
(39.363.497)
-
215.279.748
Por
desmantelamiento,
costos de
restauración y
rehabilitación
Por reclamaciones
legales
Otras provisiones
M$
M$
M$
Por garantía
M$
Total
M$
2.821.692
254.643.245
10.779.096
72.727.532
340.971.565
-
-
-
-
-
-
36.123.460
(43.482.537)
(69.128.722)
38.900
(547.411)
2.049.816
54.806
-
2.684.365
2.049.816
38.862.631
-
-
(14.019.715)
(57.502.252)
-
(69.128.722)
393.141
573.146
(43.373)
3.027.536
13.806.632
47.818
1.737.638
10.012.277
479.859
1.725.100
44.818.298
462.383
(38.695.270)
73.189.915
302.276.295
Por
desmantelamiento,
costos de
restauración y
rehabilitación
Por reclamaciones
legales
Otras provisiones
M$
M$
M$
Por garantía
M$
Total
M$
2.875.372
258.404.359
10.234.267
78.797.369
350.311.367
-
37.506
-
-
-
30.017.390
26.663.407
(21.169.685)
(32.025.516)
-
-
563.120
-
-
56.434
(74.726)
8.668.661
5.321.740
38.686.051
32.585.773
(16.888.613)
(38.058.298)
(121.367)
(32.146.883)
53.791
110.225
(3.995.350)
(11.805.424)
Movimientos en provisiones
Saldo inicial al 1 de enero de 2010
Movimientos en provisiones
Provisiones adicionales
Incremento (decremento) en provisiones existentes
Provisión utilizada
Reversión de provisión no utilizada
Incremento por ajuste del valor del dinero en el tiempo
Diferencia de conversión cambio de moneda extranjera
(91.186)
(7.644.162)
Otro incremento (decremento)
Total movimientos en provisiones
-
397.452
1
891.301
1.288.754
(53.680)
(3.761.114)
544.829
(6.069.837)
(9.339.802)
Saldo final al 31 de diciembre de 2010
2.821.692
254.643.245
10.779.096
72.727.532
340.971.565
249
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
22.2. Litigios y arbitrajes
A la fecha de preparación de estos estados financieros consolidados, los litigios más relevantes de Enersis y
sus filiales son los siguientes:
1.- La Ley 25.561 de Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiario, promulgada el 6 de enero de
2002 por las autoridades argentinas, dejó sin efecto determinadas condiciones del contrato de concesión
de la filial Edesur. Esa norma preveía, además, que los contratos de concesión de servicios públicos
se renegociasen en un plazo razonable para adaptarlos a la nueva situación. Sin embargo, la falta de
renegociación del contrato de concesión de Edesur motivó que Enersis S.A., Chilectra S.A., Endesa Chile
y Elesur S.A. (hoy Chilectra S.A.) presentaran en el año 2003 una solicitud de arbitraje al amparo del
Tratado de Promoción y Protección de Inversiones Chileno-Argentino ante el Centro Internacional de
Arreglo de Diferencias relativas a Inversiones (“CIADI”). En el memorial de demanda se solicitó, por vía
principal, que se declare la expropiación de la inversión con una indemnización total de US$1.306.875.960;
por vía subsidiaria, la indemnización de los daños ocasionados a la inversión por la falta de trato justo
y equitativo, por un total de US$318.780.600, en ambos casos con un interés compuesto del 6,9%
anual; además, demandan las cantidades que resulten de los daños generador a partir del 1° de julio de
2004; y, finalmente, US$102.164.683 para Elesur S.A. (hoy Chilectra S.A.), por el menor precio recibido
en la venta de sus acciones. El 15 de junio de 2005 las autoridades argentinas y Edesur firmaron los
documentos que constituyen el Acta Acuerdo, la cual no fue objetada por el Parlamento argentino y que
fue luego ratificada por el Poder Ejecutivo. En el Acta Acuerdo se establecen los términos y condiciones
modificatorias y complementarias del Contrato de Concesión, previendo modificaciones a la tarifa, primero
durante un período transitorio y luego mediante una Revisión Tarifaria Integral, en la que se fijarán las
condiciones para un período tarifario ordinario de cinco años. El arbitraje se encuentra suspendido desde
marzo de 2006 en cumplimiento de exigencias del Acta Acuerdo, suspensión que ha ido renovándose
año a año, a solicitud de las demandantes. Con fecha 13 de octubre de 2010 el Tribunal comunicó la
suspensión del procedimiento hasta el día 6 de octubre de 2011. Al concluir dicho plazo el Tribunal
solicitaría a las partes que le informaren respecto a la situación que guarda el proceso de negociación de
conformidad con el Acta Acuerdo, lo que hasta la fecha no ha ocurrido. En octubre de 2010, el árbitro
Robert Volterra renunció a su cargo. Según la normativa aplicable, ello obligaba a los demandantes a
designar un reemplazante en un plazo de 45 días a contar desde que tuviere lugar la comunicación de
la Secretaría; sin embargo, las demandantes solicitaron suspender el procedimiento también en lo que
se refiere a la designación del árbitro sustituto, a lo que la República Argentina dio su conformidad.
2.- Meridional Servicios, Emprendimientos y Participaciones (“Meridional”) es una empresa cuyo único activo
son los derechos litigiosos que adquirió a las constructoras Mistral y CIVEL, que mantenían un contrato
de obra civil con Centrais Elétricas Fluminense S.A. (“CELF”). El contrato fue rescindido por CELF con
anterioridad al proceso de su privatización, del cual se originó a la filial brasilera de distribución Ampla.
Dado que los activos de CELF fueron traspasados a Ampla en el proceso de privatización, Meridional
demandó el año 1998 a Ampla, estimando que el traspaso de los referidos activos se había hecho en
fraude de sus derechos. Cabe destacar que Ampla sólo adquirió activos de CELF, pero no es su sucesora
legal, ya que esta sociedad estatal sigue existiendo y mantiene su personalidad jurídica. El demandante
pide el pago de facturas pendientes y multas contractuales por la rescisión del contrato de obra civil. En
marzo de 2009, los Tribunales resolvieron dando la razón a Meridional, por lo que Ampla y el Estado de Río
de Janeiro interpusieron los correspondientes recursos. El 15 de diciembre de 2009 el Tribunal de Justicia
Estadual acepta el recurso y anula el obtenido por la constructora en marzo de 2009 dando la razón a
Ampla. La sociedad de construcciones brasileña interpuso un recurso contra la esa resolución, el cual no
fue admitido. La constructora en julio de 2010 interpuso un nuevo recurso (“de Agravo Regimental”)
ante el Tribunal Superior de Justicia de Brasil, que fue igualmente desestimado a finales de agosto de
2010 por ser interpuesto sin fundamento. En vista de esta decisión Meridional interpuso “Mandado de
Segurança”, el que también fue desestimado. En junio de 2011 Meridional ofreció recurso de Embargos de
Declaración (con el objeto de aclarar una omisión del Tribunal en la decisión del Mandado de Segurança),
el cual no fue aceptado por el tribunal. Contra esta decisión Meridional ofreció Recurso Ordinario ante
el Superior Tribunal de Justiça (en Brasilia). El 30 de agosto de este año el proceso se envío al Ministerio
Público. La cuantía de este juicio se estima en aproximadamente US$427 millones.
250
Enersis
Memoria Anual 2011
3.- El 19 de marzo de 2009 el Tribunal Arbitral constituido por la Cámara de Conciliación y Arbitraje de la
Fundación Getúlio Vargas de Rio de Janeiro emitió un laudo en virtud de la demanda arbitral interpuesta
en 2005 por Enertrade Comercializadora de Energía S.A. (“Enertrade”) contra la filial brasilera de
distribución Ampla Energía e Servicios S.A., derivada de diferencias en un contrato de suministro de
energía eléctrica. El laudo arbitral condena a Ampla a: i) pagar la diferencia entre el precio del contrato
y el valor pagado por el período 1ero. de enero de 2004 al 28 de agosto de 2006, actualizado y con
intereses; ii) pagar los meses de octubre a diciembre de 2003 actualizado y con intereses, más multa
de un 2%, disponiendo igualmente la resolución del contrato de suministro existente a partir del 26
agosto de 2006. Ampla presentó un recurso de nulidad contra la sentencia arbitral, incluyendo pedido
de “anticipación de tutela”, para que fuera suspendida la ejecución de la sentencia arbitral hasta que
se falle finalmente el litigio pendiente de Enertrade contra Aneel (“Mandato de Seguridad”), donde se
discute la aprobación administrativa del mismo contrato de compraventa de energía objeto del arbitraje.
En mayo de 2009 se otorgó la “anticipación de tutela”, suspendiéndose de esta forma los efectos
del fallo arbitral. La cuantía se estima en aproximadamente US$53 millones. Enertrade ha interpuesto
diversos recursos para tratar de revocar las medidas cautelares anteriormente indicadas, manteniéndose
la suspensión de los efectos del laudo arbitral. Paralelamente Ampla y Enertrade han intentado alcanzar
un acuerdo, sin embargo las negociaciones no han fructificado. En mayo de 2011 AMPLA pidió el
seguimiento del proceso con juzgamiento del mérito y durante el mes de septiembre de ese año AMPLA
presentó un Memorial al Juez, en razón del cambio de Jueces en el proceso. La causa se encuentra en
estado de pronunciarse sentencia de primera instancia.
4.- La Companhia Brasileira de Antibióticos (“CIBRAN”) demandó a la filial brasilera de distribución Ampla
la indemnización por la pérdida de productos y materias primas, rotura de maquinaria, entre otros,
ocurridos debido al supuesto mal servicio suministrado por Ampla, entre 1987 y mayo de 1994, así como
indemnización por daños morales. El proceso se encuentra en primera instancia y se encuentra acumulado
con otro proceso de Cibran contra Ampla y otros cinco procesos de menor valor cuyos fundamentos
también son las interrupciones de energía. El juez determinó que se realizara una pericia única para
estos procesos, la cual fue desfavorable en parte para Ampla. El 4 de marzo de 2011 se pidió por Ampla
se declare la nulidad de la pericia, en razón de los equívocos y contradicciones del perito, solicitando la
realización de una nueva pericia. La cuantía de todos los litigios se estima en aproximadamente US$59,19
millones
5.- En octubre de 2009 Tractebel Energía S.A. demandó a CIEN, en razón del supuesto incumplimiento
del “Contrato de Compra y Venta de 300 MW de Potencia firme con energía asociada proveniente
de Argentina” celebrado en 1999 entre CIEN y Centrais Geradoras do Sul do Brasil S.A (Gerasul –
actualmente Tractebel Energia). Tractebel pide la condena de CIEN al pago de multa rescisoria de R$
117.666.976,00 – aproximadamente US$ 62,72 millones y demás penalidades, por la indisponibilidad
de “potencia firme y energía asociada”, que se solicita sean determinadas en la fase de liquidación de
la sentencia. El incumplimiento alegado se habría producido al no garantizar CIEN la disponibilidad de
potencia contractualmente asegurada a Tractebel por el plazo de 20 años, lo que supuestamente habría
pasado a ocurrir desde marzo de 2005. En noviembre de 2009 CIEN contestó la demanda, alegando en
resumen que la indisponibilidad proviene de la “Crisis Argentina”, país del cual CIEN importa toda la
energía que entrega, cuando sea necesario, a Tractebel. Se alega también que la “Crisis Argentina” fue
un evento extraordinario, en el cual CIEN no tuvo ninguna participación, y que ésta situación fue inclusive
reconocida por las autoridades brasileñas en la época. Tractebel, en mayo de 2010 ha notificado a CIEN,
pero no en sede judicial, su intención de ejercer el derecho de toma de posesión de la Línea I (30%). El
proceso está en primera instancia. En octubre de 2011 Tractebel presentó su manifestación sobre los
documentos presentados por CIEN y el proceso fue enviado en noviembre para análisis del Juez, el cual
podrá abrir nuevo plazo para manifestación de CIEN o iniciar fase de producción de pruebas.
6.- Demanda interpuesta por Furnas Centrais Eletricas S.A. y notificada el 15 de junio de 2010, en razón
del supuesto incumplimiento por parte de CIEN del contrato de Compra de Potencia Firme con Energía
Asociada para adquisición de 700MW de potencia firme con energía asociada proveniente de Argentina.
El contrato fue firmado en mayo de 1998, asumiendo CIEN el compromiso de comprar la energía eléctrica
en el Mercado Eléctrico Mayorista de la República Argentina -MEM-, transportarla desde el Sistema
Eléctrico Argentino, a través del Sistema de Transmissao de Interligacao, para quedar disponible en
251
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
Brasil, subestación Itá. La duración del contrato se convino en 20 años a partir del 21 de junio de 2000.
El 11 de abril de 2005, CIEN informa a Furnas que estaba imposibilitada de cumplir con el contrato,
por hechos ajenos a su voluntad, calificados de fuerza mayor. Por ello, el 14 de abril de 2005, Furnas
notificó judicialmente a CIEN para rechazar la alegación de fuerza mayor. Se solicita se condene a CIEN
a pagar R$520.800.659 (US$ 277 millones aprox.), correspondiente a la multa rescisoria prevista en
el contrato, actualizada monetariamente en los términos del mismo y aumentada con los intereses de
mora, desde la presentación de la demanda hasta el pago efectivo, a y las demás penalidades, por la
indisponibilidad de “potencia firme y energía asociada”; y a otros conceptos para ser determinados en
la sentencia definitiva. La fase de pruebas ha concluido y respecto de los documentos presentados por
CIEN en lengua extranjera, el juez de primer grado determinó la retirada de estos del juicio, decisión que
fue confirmada con fecha 14 de junio de 2011, por la 12ª. Cámara Civil del Tribunal de Justicia. CIEN
ha presentado Recurso Especial contra esta última resolución, la cual deberá ser juzgado por el Superior
Tribunal de Justicia en Brasilia. En la actualidad está pendiente la resolución de la acción principal y del
fondo de la cautelar.
7.- En diciembre de 2001 la Constitución Federal fue modificada en el artículo en que se basó nuestra filial
brasilera de distribución AMPLA para discutir la inmunidad frente al COFINS, y en virtud del cual AMPLA
no pagó tal tributo en cuanto dispone que los cambios legislativos entran a regir 90 días después de
su publicación. Basado en él, AMPLA comenzó a pagar COFINS sólo a contar del mes de abril de 2002.
Sin embargo, la Receita Federal argumenta que tal norma constitucional, sólo rige para los cambios a
normas de rango legal, pero no para la propia Constitución, cuyas modificaciones comenzarían a regir
de inmediato. Además, la Receita Federal alega que con motivo del cambio de régimen fiscal efectuado
por AMPLA (percibido por devengado), el monto imponible de COFINS habría aumentado durante
el primer semestre de 2002. El acta fue notificada en julio de 2003. La decisión de primera instancia
administrativa fue desfavorable a AMPLA y ésta presentó recurso en octubre de 2003. En noviembre
de 2007 el recurso fue decidido en la segunda instancia administrativa, en parte favorable al Fisco en
relación al periodo de vigencia de cambio de la Constitución y, en parte, favorable a AMPLA en relación
al cambio del régimen fiscal de percibido a devengado. En abril de 2008, la Hacienda Nacional presentó
recurso contra esta decisión a la Cámara Superior de Recursos. En octubre de 2008 AMPLA presentó
su respuesta al recurso y también presentó recurso a la Cámara Superior para intentar cambiar la parte
de la decisión que no fue favorable a AMPLA. En el mes de mayo de 2009, la Hacienda Pública Federal
incorporó un interés sobre la multa aplicada, el cual ha sido calculado por la aplicación del Selic (Sistema
Especial de Liquidación y Custodia: índice de corrección determinado por el gobierno federal basado
en la tasa de interés referencial del Banco Central de Brasil), desde el mes siguiente al recibimiento del
Acta de Infracción. En consecuencia, como el Acta fue recibida en julio de 2003, el Selic corresponde
a los intereses acumulados desde el mes de agosto de 2003, lo que arroja una tasa del 101,21%. En
agosto de 2009 se notificó a AMPLA que el Recurso Especial presentado por la empresa no fue aceptado
a tramitación. Contra esta resolución AMPLA presentó otro recurso ante el Presidente de la Cámara
Superior de Recursos Fiscales.Dicho recurso que tenía por finalidad que el Recurso Especial fuera acogido,
fue juzgado en contra de Ampla. En mayo de 2010, Ampla fue notificada de esta decisión. En julio de
2010, Ampla recibió intimación de diligencia para presentar los montos que representen los ingresos
financieros. El 26 de julio de 2010, Ampla presentó su contestación a la intimación de diligencia. Se
encuentra pendiente el fallo del Recurso Especial presentado por la Hacienda Nacional. También está
pendiente el fallo del recurso que presentó AMPLA ante el Presidente de la Cámara Superior de Recursos
Fiscales. La cuantía asciende a US$ 92,05 millones.
8.- Con la finalidad de financiar su inversión en Coelce, en 1998 nuestra filial brasilera de distribución AMPLA
emitió FRNs (bonos) por US$350 millones con vencimiento en 2008, los cuales fueron suscritos por Cerj
Overseas (filial en el exterior de AMPLA). Los bonos tenían un régimen tributario especial consistente
en que no habría aplicación de withholding tax (que es de 15% ó 25%) sobre los pagos de intereses al
exterior, siempre que, entre otros requisitos, no exista amortización anticipada antes del plazo promedio
de 96 meses. Para adquirir dichos bonos, Cerj Overseas se financió con deuda a 6 meses fuera de Brasil.
Al cabo de tal plazo (octubre 1998), por problemas de acceso a otras fuentes de financiamiento, Cerj
Overseas se tuvo que refinanciar con la propia AMPLA quien le efectuó préstamos en reales. La Receita
Federal argumenta que en el mismo año 1998, la franquicia se habría perdido, dado que los préstamos
252
Enersis
Memoria Anual 2011
en reales efectuados por AMPLA a Cerj Overseas equivaldrían a una amortización anticipada de la deuda
antes del plazo promedio de amortización de 96 meses. El acta de infracción fue notificada en julio
2005. En agosto de 2005 AMPLA presentó recurso ante la primera instancia administrativa, el cual fue
rechazado. En abril de 2006 se presentó recurso ante el Consejo de Contribuyentes (segunda instancia
administrativa) el cual fue fallado favorablemente en diciembre de 2007 forma total a AMPLA. En
enero de 2010 AMPLA fue notificada de esta decisión favorable del Consejo de Contribuyentes, como
asimismo, del Recurso Especial interpuesto por la Hacienda Pública. En febrero de 2010 AMPLA presentó
sus contra razones (argumentos) contra el Recurso Especial interpuesto por la Hacienda Pública, que se
encuentra pendiente de resolución. La cuantía asciende a US$ 417,52 millones.
9.- El año 2002, el Estado de Río de Janeiro (RJ) a través de un decreto, estableció que el ICMS debería ser
determinado y pagado los días 10, 20 y 30 del mismo mes del devengo. Por problemas de caja, nuestra
filial brasilera de distribución AMPLA continuó pagando el ICMS de acuerdo con el sistema anterior (pago
hasta el 5° día del mes siguiente al de su devengo). No obstante un acuerdo informal con el Estado de
Río de Janeiro, y de dos leyes de amnistía, en septiembre de 2005 el Estado de RJ levantó acta contra
AMPLA para cobrar la multa por los pagos con retraso, acta que fue recurrida por AMPLA el mismo
año. En febrero de 2007 AMPLA fue notificada de la decisión administrativa de primera instancia, la
cual confirmó el Acta levantada por el Estado de RJ. En marzo de 2007 AMPLA presentó recurso ante
el Consejo de Contribuyentes del Estado de RJ (2da instancia administrativa). AMPLA obtuvo “liminar”
(medida cautelar) a su favor que le permitió presentar este recurso sin la necesidad de efectuar depósito
o constituir garantía por el 30% del valor del acta actualizada. Con fecha 26 de agosto de 2010 AMPLA
recibió notificación desfavorable de la segunda instancia. El Consejo de Contribuyentes, de forma que
se estima contraria a derecho, decidió que el recurso administrativo de AMPLA estaba resuelto en su
contra. Posteriormente con fecha 01 de septiembre de 2010 AMPLA presentó recurso al Consejo Pleno
(órgano especial del Consejo de Contribuyentes) para que sea corregida la decisión del Consejo de
Contribuyentes. Pendiente fallo de Consejo Pleno. La cuantía asciende a US$ 99,91 millones.
10.- A fines de 2002, nuestra filial brasilera de generación CGTF interpuso acción judicial contra la Unión
Federal, con el objetivo que se reconociera que los bienes importados para las unidades turbogeneradoras
correspondían al ítem “Otros Grupos Electrógenos”, con el fin de acceder a la tasa 0% por Impuesto
a la Importación (II) y por Impuesto sobre Productos Industrializados (IPI). La Unión Federal argumenta
que los bienes importados no corresponden a grupos electrógenos. CGTF obtuvo resolución incidental
a su favor que permitió des-aduanar los bienes con tasa 0%, previo depósito judicial. En septiembre
de 2008 se dictó sentencia de primera instancia íntegramente favorable a CGTF. La señalada decisión
reconoció la clasificación del Grupo Electrógeno de acuerdo a la pretensión de CGTF, y determinó que
el depósito judicial deberá seguir como garantía del proceso hasta su decisión final. En febrero de 2009
la Receita Federal presentó recurso de apelación ante el Tribunal Regional Federal (TRF). En mayo de
2010 el Tribunal Regional Federal (TRF), 2° instancia judicial del nordeste, dictó fallo a favor de CGTF,
confirmando íntegramente la sentencia de primera instancia judicial a favor de CGTF y rechazó la apelación
de la Unión Federal. La decisión del tribunal de segunda instancia, que cuadró los equipos de CGTF en
el concepto fiscal de grupo electrógeno, quedó firme y definitiva pues la hacienda pública no presentó
recurso a los tribunales superiores (por reconocer que el tema de fondo era básicamente de prueba y
que así no correspondía presentar recurso). En septiembre de 2009 se resolvió definitivamente en forma
favorable a CGTF el incidente que le permitió calificar los bienes con tasa 0% y des-aduanar los equipos,
previo depósito judicial. En octubre de 2009 se publicó la decisión de segunda instancia que confirmó
el fallo de primera instancia favorable a CGTF. En Noviembre de 2009 la Unión Federal presentó recurso
de aclaración (embargos de declaración) en contra de la 2° instancia. En diciembre de 2009 se resolvió
a favor de CGTF el recurso de aclaración interpuesto por la Unión. En marzo de 2010 la Unión presentó
recurso especial ante el Superior Tribunal de Justicia (Brasilia), En Junio de 2011 se dictó resolución que
rechazó el recurso especial presentado por la Hacienda Pública. En Agosto de 2011, la Hacienda Pública
fue notificada del rechazo del recurso especial recurrió en contra de dicha decisión. En Septiembre de
2011 CGTF evacuó su traslado respecto del anterior recurso, quedando el mismo pendiente de fallo.
La cuantía asciende a US$ 44,17 millones.
11. En el ejercicio año 2005 se interpusieron tres demandas en contra de ENDESA CHILE, el Fisco y la Dirección
General de Aguas (DGA), las cuales actualmente se substancian en un solo procedimiento judicial,
253
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
solicitándose en ellas se declare la nulidad de derecho público de la Resolución de la DGA N° 134, que
constituye en favor de Endesa un derecho de aprovechamiento de aguas no consuntivo para llevar a
cabo el proyecto de la central hidroeléctrica Neltume, con indemnización de perjuicios. En subsidio, se
demanda la indemnización de daños y perjuicios supuestamente causados a los demandantes por la
pérdida de su calidad de propietarios riberanos del lago Pirehueico así como por la desvalorización predial.
La parte demandada ha rechazado estas pretensiones fundadas en que la resolución mencionada cumple
con todos los requisitos legales y que el ejercicio de este derecho no causa perjuicios a los demandantes,
entre otros argumentos. A la presente fecha en este proceso judicial se dictó la resolución que recibió la
causa a prueba, existiendo actualmente recursos de reposición pendientes de resolver por el tribunal. La
cuantía de estos juicios es indeterminada. Este juicio se encuentra acumulado con otros dos: el primero
caratulado “Arrieta con Fisco y Otros” del 9° Juzgado Civil, rol 15.279-2005 y el segundo caratulado
“Jordán con Fisco y otros”, del 10° Juzgado Civil rol 1608-2005. En cuanto a su tramitación se encuentra
decretada medida precautoria de prohibición de celebrar actos y contratos sobre los derechos de aguas
de Endesa, relacionados con el Proyecto Neltume, respecto de la cual se solicitó su alzamiento, petición
que fue denegada, habiéndose apelado de esta resolución cuya denegación fue finalmente confirmada.
Acto seguido se solicitó la sustitución de la cautelar por una fianza nominal de la filial Enigesa, para cuyo
efecto acreditamos solvencia der esta última, solicitud que fue denegada, dicha resolución fue objeto de
recurso de apelación por parte de Endesa el que a la fecha se encuentra pendiente su vista. En cuanto
al fondo, se dictó el auto de prueba, las partes interpusieron recurso de reposición en su contra, el que
está pendiente de resolverse.
12. Existen cinco procesos judiciales iniciados en los años 2008, 2009 y 2011. en contra de PANGUE S.A.,
filial de ENDESA CHILE, los cuales persiguen la indemnización de los perjuicios ocasionados, según los
demandantes, por inundaciones a consecuencia de la operación de la central hidroeléctrica Pangue,
particularmente por vertimientos ocurridos en el mes de julio de 2006. PANGUE S.A. ha contestado
dichas demandas sosteniendo que se ajustó a la normativa vigente en la operación de la central y actuó
con la debida diligencia y cuidado, no existiendo relación de causalidad entre dichas inundaciones y
los vertimientos de dicha central en el período mencionado. Estos procesos se substancian en distintos
tribunales. La cuantía de estos cinco procesos asciende en conjunto a $17.718.704.000 (US$ 34,12
millones). En dos de estos juicios se ha dictado sentencia favorable a PANGUE S.A., habiéndose interpuesto
por los demandantes recurso de apelación, encontrándose actualmente uno de ellos pendiente su
fallo ante la Corte de Apelaciones de Concepción y el otro terminado con fallo favorable de segunda
instancia de fecha 26 de mayo de 2011, por rechazo de recurso de casación en el fondo interpuesto
por los demandantes ante la Corte Suprema. Los otros dos procesos se encuentran a la espera que
sean citadas las partes a oír sentencia y en estado de dictarse sentencia. El último de ellos se encuentra
terminado con sentencia firme y ejecutoriada que declara el abandono del procedimiento. Cabe señalar
que estos procesos están cubiertos por una compañía de seguros, por lo que PANGUE S.A. no tiene
riesgo patrimonial en ellos.
13. Durante el año 2010 se iniciaron 3 procesos judiciales indemnizatorios en contra de ENDESA CHILE,
promovidos por supuestos afectados por la crecida del rio Bío Bío, en la VIII Región, en que se reprocha
a la compañía perjuicios atribuibles a la mala operación de la central hidroeléctrica Ralco, durante dicha
inundación. Estos tres juicios fueron acumulados, encontrándose actualmente terminado el periodo de
prueba y citadas las partes a oír sentencia. La obligación de acreditar la relación de causalidad entre la
operación de la central hidroeléctrica Ralco, durante las inundaciones, y el daño que ellos aducen haber
experimentado como consecuencia de la mala operación de la Central debe ser acreditado mediante
prueba legal por parte de los demandantes. La cuantía de estos tres procesos que actualmente están
vigentes en contra de Endesa Chile asciende a la suma de $ 14.610.042.700 (US$ 28,13 millones). Cabe
señalar que la totalidad del riesgo de estas demandas está cubierto por una póliza de seguro.
14. En los meses de julio y septiembre de 2010, Ingeniería y Construcción Madrid S.A. y Transportes Silva y
Silva Limitada respectivamente, en forma separada, demandaron a ENDESA CHILE y a la Dirección General
de Aguas (DGA), la nulidad de la resolución administrativa que otorgó el derecho de aprovechamiento
de aguas a ENDESA CHILE para la central hidroeléctrica Neltume, y la resolución administrativa que
autorizó el traslado del punto de captación de dichos derechos, aduciendo vicios de nulidad de derecho
público, en ambos actos administrativos. En el fondo, la pretensión de los demandantes es la obtención
254
Enersis
Memoria Anual 2011
de un pago por su derecho de aguas ubicado en el área de influencia de las obras hidráulicas de la
futura Central Neltume. ENDESA CHILE ha rechazado estas pretensiones, sostenido que las demandantes
estarían haciendo un ejercicio abusivo de una acción judicial, para impedir la construcción de la Central
con el objeto de obtener el pago de una compensación económica. En cuanto al estado procesal de
los dos juicios de Ingeniería y Construcción Madrid S.A se encuentra terminado el periodo de discusión
y en uno de ellos (Rol 7036-2010) se resolvieron las reposiciones al auto de prueba a con fecha 5 de
octubre de 2011, iniciándose en consecuencia el periodo probatorio, el que se encuentra vencido con
diligencias pendientes de absolución de posiciones y peritajes; en el otro, (Rol 6705-23010), está dictado
el auto de prueba y aún no se notifica. En las causas de Transportes Silva y Silva Ltda se encuentran a
la espera de que se dicte el auto de prueba en uno ellos, y en el otro está dictado el auto de prueba sin
notificar. Todos los procesos tienen cuantía indeterminada.
15. Con fecha 18 de enero de 2011 se constituyó el Tribunal Arbitral del juicio caratulado “Empresa Nacional
de Electricidad S.A. con CMPC Celulosa S.A.”, iniciado a requerimiento de ENDESA CHILE para la
determinación del monto de los perjuicios que la sentencia arbitral dictada en otro arbitraje entre
las partes, de fecha 27 de marzo de 2009, que en fallo de mayoría, reconoció a Endesa Chile por los
sobreconsumos del contrato de suministro de energía y potencia celebrado entre las partes con fecha
31 de mayo de 2003. Una vez ejecutoriado el fallo arbitral en el año 2010, ENDESA CHILE con fecha 15
de abril de 2011 inició un nuevo juicio arbitral para determinar el monto de los perjuicios reconocidos
en la sentencia arbitral del año 2009. La cuantía del juicio es de $ 41.864.543.390 (US$ 80,63 millones).
En cuanto al estado procesal del juicio arbitral el día 6 de junio CMPC contestó la demanda. Las partes
suspendieron el procedimiento para negociar, sin resultados, y culminó el 30 de septiembre de 2011.
Endesa formuló réplica en contra de la contestación, y se dio un plazo de 10 días hábiles a la demandada
para responder. Actualmente se encuentra cerrado el periodo de discusión, y pendiente el llamado a
conciliación.
16.- En el año 2001 se presentó en contra de la filial colombiana de generación Emgesa S.A. ESP., Empresa de
Energía de Bogotá S.A. ESP. y de la Corporación Autónoma Regional una demanda por los habitantes de
Sibaté, Departamento de Cundinamarca, la cual busca que las demandadas respondan solidariamente por
los daños y perjuicios derivados de la contaminación en el embalse de El Muña, a raíz del bombeo que
hace Emgesa S.A. ESP. de las aguas contaminadas del río Bogotá. Frente a dicha demanda, Emgesa se ha
opuesto a las pretensiones argumentando que la empresa no tiene responsabilidad en estos hechos pues
recibe las aguas ya contaminadas, entre otros argumentos. La pretensión inicial de los demandantes fue
de $3.000.000.000. en miles de pesos colombianos, lo que equivale aproximadamente a US$1.544,24
millones Emgesa S.A. ESP solicitó la vinculación de aproximadamente 60 entidades públicas y privadas
que hacen vertimientos al río Bogotá o que de una u otra manera tienen competencia en la gestión
ambiental de la cuenca de este río, motivo de lo cual el expediente fue enviado al Consejo de Estado
encontrándose con recursos pendientes presentados por estas entidades ante este organismo. El día 29
de junio de 2010 se puso en conocimiento de las partes un incidente promovido por el apoderado de los
demandantes, en virtud del cual busca se declare la nulidad de lo actuado por el Tribunal Administrativo
de Cundinamarca con posterioridad al 1 de agosto de 2006, por entender que a partir de dicha fecha
el Tribunal perdió la competencia para conocer del presente trámite ya que a partir de ese momento
entraron en funcionamiento los Juzgados Administrativos del Circuito, los cuales eran los competentes
para conocer de las acciones de grupo y acciones populares de conformidad con lo indicado en la Ley
472 de 1998. Emgesa se pronunció al respecto oportunamente, aduciendo la impertinencia e ilegalidad
de dicha nulidad. Actualmente la Sección Tercera del Consejo de Estado resolvió confirmar la resolución
del Tribunal que dispuso negar la solicitud del llamamiento en garantía solicitado por Emgesa, y en
su lugar tener como demandados propiamente a las personas jurídicas, entre los que menciona a los
recurrentes: Hospital Juan F. Copras, Refisal S.A., Tinzuque S.A., Emocables S.A., Cristalería Peldar S.A.,
Líquido Carbónico Colombiano S.A., Icollantas S.A. y Agrinal S.A. Por otra parte, se denegó la nulidad
planteada por los habitantes del municipio de Sibaté, sin embargo, el Consejo de Estado ordenó al
Tribunal Contencioso Administrativo remita el proceso a los Juzgados Administrativos del Circuito de
Bogotá, para que continúen conociendo del trámite del mismo. En junio de 2011 se notificó un auto
por el cual este proceso es remitido al Juzgado Quinto Administrativo de Bogotá, el cual a su vez lo
envía al Consejo de Estado para resolver apelación en contra del auto admisorio promovido por Alpina.
255
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
Pendiente resolver recurso de apelación.
17.- La autoridad fiscal en Perú SUNAT cuestionó a EDEGEL en el año 2001, a través de Resoluciones de
Impuestos y Multa, la forma de depreciar la revaluación de los activos. En enero de 2002 EDEGEL
presentó recurso de reclamación contra estas resoluciones, recurso que fue declarado infundado por la
SUNAT. EDEGEL presentó recurso de apelación para ante el Tribunal Fiscal de la Nación, el cual dictó
fallo favorable a EDEGEL en el año 2004 confirmando (i) su derecho a depreciar el mayor valor producto
de la revaluación por contar con convenio de estabilidad jurídica y; (ii) la no aplicación de la Norma VIII
del Código Tributario a la escisión por cuanto no habría fraude ni simulación. Asimismo, la resolución
señaló que la SUNAT tiene que verificar que la revaluación de activos no se hizo a mayor valor que el
de mercado. Desde esa fecha EDEGEL ha recibido una serie de notificaciones por parte de la SUNAT
tendientes a determinar el exceso de reevaluación y el impuesto a pagar. En enero de 2006 se interpuso
reclamación y en el 2008 apelación en contra de la resolución de la SUNAT ante el Tribunal Fiscal, la
cual actualmente está pendiente de fallo. La cuantía actual de estas reclamaciones asciende a aprox.
US$51,31 millones.
18 - La autoridad fiscal en Perú SUNAT en los años 2004, 2005 y 2006 notificó a EDELNOR con diversas
Resoluciones de Determinación y Multa mediante las cuales efectuó reparos al Impuesto a la Renta e
Impuesto General a las Ventas de años 2000 a 2003. Respecto del IR: la SUNAT disminuyó la pérdida
tributaria declarada. La empresa aceptó parcialmente dichos reparos e impugnó parte de ellos. Respecto
del IGV: los reparos fueron sustancialmente menores. EDELNOR reclamó de las resoluciones ante la
SUNAT. En febrero de 2009, EDELNOR fue notificada de Resoluciones de Intendencia de la SUNAT (1ª
instancia administrativa) en que acoge parcialmente las reclamaciones de la empresa. En mayo 2009 se
interpuso apelación en contra de las resoluciones ante Tribunal Fiscal, la cual se encuentra pendiente
de fallo. La cuantía asciende a US$ 51,60 millones.
19 - Con fecha 24 de mayo de 2011, Endesa fue notificada de una demanda de nulidad de derecho público,
deducida por 19 propietarios riberanos del lago Pirihueico, en contra de la resolución 732 DGA, que
autorizó el traslado de la captación de derechos de aguas de la Central Neltume, desde el desagüe del
lago Pirihueico a 900 metros aguas abajo en el rio Fui. Solicitan que se anote la sentencia de nulidad
al margen de la escritura pública a que se redujo la resolución DGA 732 que aprobó el traslado de la
captación; que se ordene cancelar la inscripción de dicha escritura en el registro de aguas, para el caso
que se hubiere practicado; que se condene al Fisco de Chile; a la DGA y a Endesa al pago de los perjuicios
que se hubieren causado a los demandantes como consecuencia de la resolución impugnada, pidiendo
se reserve el derecho para pedir la especie y monto de los perjuicios en un proceso judicial posterior.
La demanda no tiene cuantía, pues han pedido que se determine en otro juicio, una vez declarada la
nulidad de la resolución administrativa. A la fecha, se encuentra terminado el periodo de discusión y
dictado el auto de prueba, el que se encuentra sin notificar.
La Administración de Enersis S.A. considera que las provisiones registradas en los Estados Financieros
Consolidados cubren adecuadamente los riesgos por los litigios descritos en esta Nota, por lo que no esperan
que de los mismos se desprendan pasivos adicionales a los registrados.
Dadas las características de los riesgos que cubren estas provisiones, no es posible determinar un calendario
razonable de fechas de pago si, en su caso, las hubiese.
Nota 23. Obligaciones por beneficios post empleo
23.1. Aspectos generales
Enersis y algunas de sus filiales radicadas en Chile, Brasil, Colombia y Argentina otorgan diferentes planes de
beneficios post empleo a todos o a una parte de sus trabajadores activos o jubilados, los cuales se determinan
y registran en los estados financieros siguiendo los criterios descritos en la nota 3.l.1. Estos beneficios se
refieren principalmente a:
256
Enersis
Memoria Anual 2011
a) Beneficios de prestación definida
•
Pensión complementaria: Otorga al beneficiario el derecho a percibir un monto mensual que complementa
la pensión que obtiene de acuerdo al régimen establecido por el respectivo sistema de seguridad social.
Indemnizaciones por años de servicios: El beneficiario percibe un determinado número de sueldos
contractuales en la fecha de su retiro. Este beneficio se hace exigible una vez que el trabajador ha
prestado servicios durante un período mínimo de tiempo que, dependiendo de la compañía, varía en
un rango desde 5 a 15 años.
Suministro energía eléctrica: El beneficiario recibe una bonificación mensual, que cubre una parte de la
facturación por su consumo domiciliario.
Beneficio de salud: El beneficiario recibe una cobertura adicional a la proporcionada por el régimen
previsional.
•
•
•
b) Otros beneficios
Quinquenios: Es un beneficio que tienen ciertos empleados cada 5 años y se causa a partir del segundo año.
Cesantías: Es una prestación social que se paga independientemente de que el empleado sea despedido o se
retire. Este beneficio es de causación diaria y se liquida en el momento de terminación del contrato (aunque
la ley permite hacer retiros parciales para vivienda y estudio).
c) Beneficios de aportación definida
La compañía realiza aportaciones definidas con el propósito de que el beneficiario reciba complementos
adicionales por pensión de jubilación, invalidez o fallecimiento.
23.2. Aperturas, movimientos y presentación en estados financieros
a) Al 31 de diciembre de 2011 y 31 de diciembre de 2010, el saldo de las obligaciones post empleo por
prestaciones definidas y el plan de activos relacionado se resume como sigue:
Cuentas contables:
Obligaciones post empleo corriente
Obligaciones post empleo no corriente
Total pasivo
Saldo al
31/12/11
M$
-
31/12/10
M$
5.450.382
277.526.013
215.818.975
277.526.013
221.269.357
(-) Superávit de los activos afectos al plan (*)
-
(3.352.698)
Total obligaciones post empleo, neto
277.526.013
217.916.659
(*) Corresponde al exceso del valor razonable de los activos afectos al plan sobre el valor actual de la obligación por prestaciones definidas
generadas en la Filial Coelce, que se presenta en el rubro Otros Activos Financieros (Ver nota 6).
257
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
Conciliación con cuentas contables:
Obligaciones post empleo
(-) Plan de activos (*)
Total
Importe no reconocido debido al límite de Activos de Planes de Beneficios definidos
Financiamiento mínimo requerido (CINIIF 14) (**)
Transferencia a grupos mantenidos para la venta (***)
Saldo al
31/12/11
M$
31/12/10
M$
600.384.950
554.990.745
(366.137.888)
(377.239.859)
234.247.062
177.750.886
31.908.269
11.370.682
-
31.425.234
11.527.032
(2.786.493)
Total obligaciones post empleo, neto
277.526.013
217.916.659
(*) Los activos afectos se corresponden únicamente con los compromisos de prestación definida otorgados por nuestras filiales radicadas
en Brasil (Ampla y Coelce).
(**) Las filiales brasileñas deben mantener un mínimo de financiación para cubrir el déficit por aportes comprometidos a la patrocinadora.
(***) Corresponde a las Obligaciones Post Empleo de CAM y Synapsis (ver Nota 11 y 2.4.1).
b) El movimiento de las obligaciones post empleo por prestaciones definidas al 31 de diciembre de 2011
y 31 de diciembre de 2010 es el siguiente:
Valor actuarial de las obligaciones post empleo
Saldo Inicial al 1 de enero de 2010
Costo del servicio corriente
Costo por intereses
Aportaciones efectuadas por los participantes
(Ganancias) pérdidas actuariales
Diferencia de conversión de moneda extranjera
Contribuciones pagadas
Saldo al 31 de diciembre de 2010
Costo del servicio corriente
Costo por intereses
Aportaciones efectuadas por los participantes
(Ganancias) pérdidas actuariales
Diferencia de conversión de moneda extranjera
Contribuciones pagadas
Costos de servicios Pasados
Reducción de la obligación por venta de Cam y Synapsis
Otros
Saldo final al 31 de diciembre de 2011
M$
510.334.175
4.455.159
52.703.379
1.461.694
48.675.226
(15.843.247)
(46.795.641)
554.990.745
4.355.454
57.048.714
1.252.638
31.390.546
890.940
(52.715.892)
4.385.031
(2.885.053)
1.671.827
600.384.950
Al 31 de diciembre de 2011, el monto total del pasivo actuarial se corresponde en un 5,99% con compromisos
de prestación definida otorgados por empresas chilenas (6,4% a 31 de diciembre de 2010), en un 78,56%
con compromisos de prestación definida otorgados por empresas brasileñas (79,1% a 31 de diciembre de
2010), en un 14.17% con compromisos de prestación definida otorgados por empresas colombianas (14,1%
a 31 de diciembre 2010) y el 1,28% restante con compromisos de prestación definida otorgados por una
filial argentina (0,4% a 31 de diciembre de 2010).
258
Enersis
Memoria Anual 2011
c)
Los cambios en el valor razonable de los activos afectos a los planes es el siguiente:
Valor razonable del plan de activos
Saldo Inicial al 1 de enero de 2010
Rendimiento esperado
(Ganancia) pérdida actuarial
Diferencia de conversión de moneda extranjera
Aportaciones
Contribuciones pagadas
Saldo al 31 de diciembre de 2010
Rendimiento esperado
(Ganancia) pérdida actuarial
Diferencia de conversión de moneda extranjera
Aportaciones del empleador
Aportaciones
Contribuciones pagadas
Saldo final al 31 de diciembre de 2011
M$
(362.690.337)
(41.253.550)
(2.416.269)
12.205.535
(15.530.103)
32.444.865
(377.239.859)
(44.345.866)
29.912.014
5.214.769
(13.605.383)
(1.252.638)
35.179.075
(366.137.888)
A continuación se presenta los activos afectos a los planes, invertidos en acciones e inmuebles propios del
Grupo.
Acciones
Inmuebles
Total
31/12/11
31/12/10
M$
5
M$
5
10.152.936
9.570.510
10.152.941
9.570.515
d) Las principales categorías de los activos afectos a los planes es el siguiente:
Categoría de los activos del plan
Acciones (renta variable)
Activos de renta fija
Inversiones inmobiliarias
Otros
Total
31/12/11
M$
55.291.894
275.643.406
20.653.101
14.549.487
366.137.888
%
16%
75%
6%
3%
31/12/10
M$
65.913.747
283.356.040
23.748.294
4.221.778
100%
377.239.859
%
18%
75%
6%
1%
100%
La rentabilidad esperada de los activos afectos se ha estimado teniendo en cuenta las proyecciones de los
principales mercados financieros de renta fija y variable, y asumiendo que las categorías de activos tendrán
una ponderación similar a la del ejercicio anterior. La rentabilidad real promedio al 31 de diciembre del 2011
fue del 12,09%.
e)
Los montos registrados en los resultados consolidados integrales al 31 de diciembre de 2011, 2010 y
2009 son los siguientes:
Total gasto reconocido en el estado de resultados integrales
31/12/11
M$
31/12/10
M$
31/12/09
M$
Costo del servicio corriente de plan de prestaciones definidas
4.355.454
4.455.159
5.138.692
Costo por intereses de plan de prestaciones definidas
57.048.714
52.703.379
51.679.594
Rendimiento esperado de activos del plan
(44.345.866)
(41.253.550)
(32.050.585)
Total gastos reconocidos en el estado de resultados
Pérdida (ganancia) actuarial neta plan de beneficios definidos
Total gastos reconocidos en el estado de resultados integrales
17.058.302
62.246.623
79.304.925
15.904.988
48.495.375
64.400.363
24.767.701
15.599.453
40.367.154
259
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
23.3. Otras revelaciones
• Hipótesis actuariales:
Las hipótesis utilizadas para el cálculo actuarial de los beneficios de prestación definida son los siguientes, al
31 de diciembre de 2011 y 31 de diciembre de 2010:
Chile
Brasil
Colombia
Argentina
Tasas de descuento utilizadas
6,50%
6,50%
10,50% 10,50%
31/12/11
31/12/10
31/12/11
31/12/10
31/12/11
8,50%
31/12/10
31/12/11
31/12/10
9,52%
5,50%
16,80%
Rendimiento esperado de activos del plan
N/A
N/A
11,10% 12,90% / 13,41%
N/A
N/A
N/A
N/A
Tasa esperada de incrementos salariales
3,00%
3,00%
6,59%
4,50%
3,5% - 4,0% - 4,5%
4,51%
0,00%
11,30%
Tablas de mortalidad
RV-2004
RV-2004 / RV-85
AT 2000
AT 2000
RV 08
RV 08
RV 2004
CSO 1980
• Sensibilización:
Al 31 de diciembre de 2011, la sensibilidad del valor del pasivo actuarial por beneficios post empleo ante
variaciones de 100 puntos básicos en la tasa de descuento supone una disminución de M$54.571.512
(M$48.202.624 al 31 de diciembre de 2010) en caso de un alza en la tasa y un aumento de M$65.049.753
(M$56.462.882 al 31 de diciembre de 2010) en caso de una baja de la tasa.
• Aportación definida:
Las aportaciones realizadas a los planes de aportación definida, se registran directamente en el rubro “gastos
de personal” en el estado de resultados consolidados. Los montos registrados por este concepto al 31 de
diciembre de 2011 han ascendido a M$1.998.189 (M$1.382.818 y M$ 2.132.317 a diciembre 2010 y 2009,
respectivamente).
Nota 24. Patrimonio
24.1. Patrimonio atribuible a los propietarios de la controladora
24.1.1. Capital suscrito y pagado y número de acciones
Al 31 de diciembre de 2011 y 31 de diciembre de 2010 el capital social de Enersis S.A. asciende a M$
2.824.882.835 y está representado por 32.651.166.465 acciones de valor nominal totalmente suscritas y
pagadas que se encuentran admitidas a cotización en las Bolsa de Comercio de Santiago de Chile, Bolsa
Electrónica de Chile, Bolsa de Valores de Valparaíso, Bolsa de Comercio de Nueva York (NYSE) y Bolsa de
Valores Latinoamericanos de la Bolsa de Madrid (LATIBEX). Estas cifras no han sufrido ninguna variación al
31 de diciembre de 2011 y 31 de diciembre de 2010.
La prima de emisión corresponde al sobreprecio en colocación de acciones originado en las operaciones
de aumento de capital ocurridas en los años 2003 y 1995. En el primer caso el sobreprecio ascendió a
M$ 125.881.577, mientras que en el segundo el monto alcanzó los M$ 32.878.071.
24.1.2. Dividendos
El Directorio de Enersis en su Sesión Ordinaria de fecha 26 de febrero de 2010, acordó proponer a la Junta
General Ordinaria de Accionistas, a celebrarse el 22 de abril de 2010, la distribución de un dividendo definitivo
del 35,11% de las utilidades líquidas de la Compañía correspondientes al ejercicio 2009, esto es $7,1 por
acción.
260
Enersis
Memoria Anual 2011
La propuesta anterior modificó la Política de Dividendos correspondiente al ejercicio 2009, que preveía el
reparto de un dividendo definitivo del 60% de las utilidades líquidas de la Compañía. Lo anterior fue informado
como Hecho Esencial con fecha 26 de febrero de 2010. En Junta Ordinaria de Accionistas celebrada el día 22
de abril de 2010, se acordó distribuir el dividendo mínimo obligatorio y un dividendo adicional, ascendente a
un total de $7,1 por acción. Dicho Dividendo fue pagado parcialmente durante el ejercicio 2009 (Dividendo
Provisorio N° 80) y el remanente de $4,64323 por acción se pagó con fecha 6 de mayo de 2010 (Dividendo
Definitivo N° 81).
El Directorio acordó establecer como política de dividendos para el año 2010, distribuir un monto equivalente
al 60% de las utilidades del ejercicio 2010.
El Directorio de Enersis en su Sesión Ordinaria de fecha 27 de octubre de 2010, acordó, por la unanimidad de
sus miembros asistentes, repartir con fecha 27 de enero del año 2011, un dividendo provisorio de $ 1,57180
por acción, con cargo a los resultados del ejercicio 2010, correspondiente al 15% de las utilidades liquidas
calculadas al 30 de septiembre de 2010.
En Junta Ordinaria de Accionistas, celebrada el día 26 de abril de 2011, se acordó distribuir un dividendo
mínimo obligatorio (parcialmente integrado por el dividendo provisorio N° 82), y un dividendo adicional, que
asciende a un total de $7,44578. Atendido que el mencionado dividendo provisorio N° 82 ya fue pagado,
se procederá a distribuir y pagar el remanente del dividendo definitivo N° 83 ascendente a $5,87398 por
acción, a contar del 12 de mayo de 2011.
Lo anterior constituye una modificación de la política de dividendos de la Compañía, correspondiente al
ejercicio 2010, que preveía el pago del dividendo provisorio durante el mes de diciembre.
El Directorio de Enersis en su Sesión Ordinaria de fecha 30 de noviembre de 2011, acordó, por la unanimidad
de sus miembros asistentes, repartir con fecha 27 de enero del año 2012, un dividendo provisorio de $
1,46560 por acción, con cargo a los resultados del ejercicio 2011, correspondiente al 15% de las utilidades
liquidas calculadas al 30 de septiembre de 2011.
El cumplimiento del programa antes señalado quedará condicionado, en materia de dividendos, a las utilidades
que realmente se obtengan, así como también a los resultados que señalen las proyecciones que periódicamente
efectúa la sociedad ó a la existencia de determinadas condiciones, según corresponda.
El detalle de los dividendos pagados, en los últimos seis ejercicios, se resume como sigue:
N° dividendo
Tipo de dividendo
Fecha de pago
Pesos por acción
Imputado al ejercicio
72
73
74
75
76
77
78
79
80
81
82
83
84
Definitivo
Definitivo
Provisorio
Definitivo
Provisorio
Definitivo
Provisorio
Definitivo
Provisorio
Definitivo
Provisorio
Definitivo
Provisorio
20/04/05
03/04/06
26/12/06
23/05/07
27/12/07
30/04/08
19/12/08
12/05/09
17/12/09
06/05/10
27/01/11
12/05/11
27/01/12
0,41654
1,00000
1,11000
4,89033
0,53119
3,41256
1,53931
4,56069
2,45677
4,64323
1,57180
5,87398
1,46560
2004
2005
2006
2006
2007
2007
2008
2008
2009
2009
2010
2010
2011
261
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
24.2. Reservas por diferencias de conversión
El detalle por sociedades de las diferencias de conversión de la controladora, netas de impuestos del estado
de situación financiera consolidado al 31 de diciembre de 2011, 2010 y 2009 es el siguiente:
Diferencias de conversión acumuladas
Distrilec Inversora S.A.
Empresa Distribuidora Sur S.A.
Ampla Energía e Serviços S.A.
Ampla Investimentos e Serviços S.A.
Compañía Distribuidora y Comercializadora de Energía S.A.
Inversiones Distrilima S.A.
Edelnor
Investluz S.A.
Endesa Brasil S.A.
Central Costanera S.A.
Gas Atacama S.A.
Emgesa S.A. E.S.P.
Hidroeléctrica El Chocón S.A.
Generandes Perú S.A.
Grupo Synapsis
Grupo CAM
Otros
Total
31/12/11
M$
31/12/10
M$
31/12/09
M$
(32.242.851)
(31.997.882)
(25.140.985)
(39.867.010)
(39.533.598)
(30.917.314)
125.398.489
131.368.333
145.683.499
1.047.218
20.185.717
7.760.149
2.567.123
3.630.372
20.839.624
(6.301.808)
3.979.726
2.457.495
8.383.309
(631.395)
3.558.280
8.666.552
1.913.422
(9.402.243)
(5.533.832)
3.645.236
32.580.194
(6.826.288)
(2.013.576)
3.681.834
55.686.633
(3.209.430)
2.261.348
51.141.069
38.858.582
40.494.477
(9.846.088)
(10.306.187)
28.938.192
-
-
(607.254)
766.900
(1.148.937)
(2.087.946)
(833.107)
(7.744.971)
9.417.649
(339.801)
(1.259.460)
(244.691)
176.622.668
113.278.890
196.973.210
24.3. Gestión del capital
El objetivo de la compañía en materia de gestión de capital es mantener un nivel adecuado de capitalización,
que le permita asegurar el acceso a los mercados financieros para el desarrollo de sus objetivos de mediano
y largo plazo, optimizando el retorno a sus accionistas y manteniendo una sólida posición financiera.
24.4. Restricciones a la disposición de fondos de las filiales
La compañía tiene algunas filiales que deben cumplir con ciertos ratios financieros o covenants, los cuales
requieren poseer un nivel mínimo de patrimonio o contienen otras características que restringen la transferencia
de activos a la matriz. La participación de la compañía en los activos netos restringidos al 31 de diciembre
de 2011 de sus filiales Endesa Chile, Endesa Brasil, Ampla Energía, Coelce y Edelnor corresponden a
M$1.037.860.473, M$142.130.265, M$437.934.092, M$49.905.714 y M$84.428.267, respectivamente.
262
Enersis
Memoria Anual 2011
24.5. Otras reservas
Al 31 de diciembre de 2011, 2010 y 2009, la naturaleza y destino de las Otras reservas es el siguiente:
Diferencias de cambio por conversión
Coberturas de flujo de caja
Activos financieros disponibles para la venta
Otras reservas varias
Total
Diferencias de cambio por conversión
Coberturas de flujo de caja
Activos financieros disponibles para la venta
Otras reservas varias
Total
Diferencias de cambio por conversión
Coberturas de flujo de caja
Activos financieros disponibles para la venta
Otras reservas varias
Total
Saldo al 1 de enero
de 2011
Movimiento 2011
Saldo al 31 de
diciembre de 2011
M$
M$
M$
113.278.890
63.343.778
176.622.668
40.783.463
(41.093.728)
41.825
(27.989)
(310.265)
13.836
(1.505.891.534)
8.682.538
(1.497.208.996)
(1.351.787.356)
30.904.599
(1.320.882.757)
Saldo al 1 de enero
de 2010
Movimiento 2010
Saldo al 31 de
diciembre de 2010
M$
M$
M$
196.973.210
(83.694.320)
113.278.890
(188.691.145)
14.682.972
(174.008.173)
41.699
126
41.825
(1.291.099.898)
-
(1.291.099.898)
(1.282.776.134)
(69.011.222)
(1.351.787.356)
Saldo al 1 de enero
de 2009
Movimiento 2009
Saldo al 31 de
diciembre de 2009
M$
M$
M$
283.959.611
(86.986.401)
196.973.210
(276.767.607)
88.076.462
(188.691.145)
9.565
32.134
41.699
(1.291.099.898)
-
(1.291.099.898)
(1.283.898.329)
1.122.195
(1.282.776.134)
• Reservas de conversión: Provienen fundamentalmente a las diferencias de cambio que se originan
en:
-
-
La conversión de nuestras filiales que tienen moneda funcional distinta al peso chileno (nota 2.6.3) y
la valorización de las plusvalías compradas surgidas en la adquisición de sociedades con moneda funcional
distinta al peso chileno (nota 3.c.).
• Reservas de cobertura flujo de caja: Representan la porción efectiva de aquellas transacciones
que han sido designadas como coberturas de flujos de efectivo (nota 3.g.4. y 3.m).
• Otras reservas varias
Los saldos incluidos en este rubro corresponden fundamentalmente a los siguientes conceptos:
(i) En cumplimiento de lo establecido en el Oficio Circular N° 456 de la Superintendencia de Valores y
Seguros de Chile, se ha incluido en este rubro la corrección monetaria del capital pagado acumulada
desde la fecha de nuestra transición a NIIF, 1 de enero de 2004, hasta el 31 de diciembre de 2008.
Cabe mencionar que si bien es cierto la compañía adoptó las NIIF como su norma contable estatutaria
a contar del de 1 de enero de 2009, la fecha de transición a la citada norma internacional fue la misma
utilizada por su Matriz Endesa, S.A., esto es 1 de enero de 2004. Lo anterior, en aplicación de la exención
prevista para tal efecto en la NIIF 1 “Adopción por primera vez”.
(ii) Diferencias de cambio por conversión existentes a la fecha de transición a NIIF (exención NIIF 1 “adopción
por primera vez”).
263
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
(iii) Efectos provenientes de combinaciones de negocios bajo control común, principalmente explicadas
por la creación del holding Endesa Brasil en 2005 y la fusión de nuestras filiales colombianas Emgesa y
Betania en 2007.
24.6. Participaciones no controladoras
A continuación se explican las principales variaciones en las participaciones no controladoras durante los
ejercicios 2011, 2010 y 2009:
a) Con fecha 9 de octubre de 2009, en operación bursátil realizada en la Bolsa de Valores de Lima, Perú,
nuestra filial Endesa Chile adquirió un 29,3974% de participación adicional del capital social de Edegel
S.A.A. por un monto de US$ 375 millones. Esta adquisición ha supuesto una disminución de M$
127.551.963 de las participaciones no controladoras.
- A su vez, con fecha 15 de octubre de 2009, también en una operación bursátil realizada en la
Bolsa de Valores de Lima, Enersis adquirió un 24% de participación adicional del capital social de
Empresa de Distribución Eléctrica de Lima Norte S.A.A. (“Edelnor”) por un monto de US$ 145,7
millones. Esta adquisición ha supuesto una disminución de M$ 37.886.392 de las participaciones
no controladoras.
- Cabe destacar que los Directorios de Endesa Chile y Enersis autorizaron las operaciones antes descritas
previa revisión de valorizaciones externas, proporcionadas por Bancos de Inversión contratados
para tal efecto, así como de la propia valorización interna efectuada por la administración ejecutiva
de cada compañía. Estas adquisiciones fueron efectuadas a Generalima S.A.C., sociedad peruana
íntegramente filial de Endesa Latinoamérica, matriz directa de Enersis.
b) Por otra parte, respecto a la variación negativa que se refleja en la línea “Incremento (disminución) por
transferencias y otros cambios” del estado de cambios en el patrimonio, ésta se explica fundamentalmente:
(i) La proporción que le corresponde a las participaciones no controladoras en los dividendos declarados
por las sociedades consolidadas, y
(ii) Además, el 2010 incluye la proporción que le corresponde a las participaciones no controladoras
en la reducción de capital efectuada por nuestra filial Emgesa S.A. E.S.P.. El monto percibido por
las participaciones no controladoras asciende a M$ 85.231.132.
Nota 25. Ingresos
El detalle de este rubro de las cuentas de resultados al 31 de diciembre de 2011, 2010 y 2009, es el siguiente:
Ingresos de actividades ordinarias
Ventas de energía
Otras ventas
Ventas equipos de medida
Ventas de materiales electrónicos
Ventas de productos y servicios
Otras prestaciones de servicios
Peajes y transmisión
Arriendo equipos de medida
Alumbrado público
Verificaciones y enganches
Servicios de ingeniería
Servicios de consultoría
Otras prestaciones
31/12/11
M$
Saldo al
31/12/10
M$
31/12/09
M$
5.805.296.274
5.653.724.917
5.579.145.884
31.746.174
50.570.774
56.489.259
2.229.019
18.913.641
10.603.514
2.621.293
31.263.834
16.685.647
2.822.658
39.840.661
13.825.940
417.209.641
474.934.133
477.648.472
249.719.988
182.638.100
229.183.380
6.540.680
27.583.293
15.605.137
11.896.382
9.646.546
31.092.463
14.106.659
15.871.319
-
23.442.524
8.327.754
30.603.007
14.869.456
19.960.120
26.976.336
105.864.161
198.136.522
147.728.419
Total Ingresos de actividades ordinarias
6.254.252.089
6.179.229.824
6.113.283.615
264
Enersis
Memoria Anual 2011
Otros ingresos por naturaleza
31/12/11
M$
Saldo al
31/12/10
M$
31/12/09
M$
Ingresos por contratos de construcción
179.051.253
252.401.048
200.493.636
Apoyos mutuos
Prestaciones de terceros instalaciones propias y ajenas
Arrendamientos
Ventas de nuevos negocios
Otros Ingresos (1)
25.188.962
8.693.287
765.055
12.619.489
54.310.209
23.287.510
10.611.783
699.787
11.380.343
17.809.432
24.832.249
841.083
9.238.121
85.970.818
105.557.517
Total otros ingresos por naturaleza
280.628.255
384.351.289
358.772.038
(1) Durante el ejercicio 2011 se ha reconocido un monto de M$ 7.273.992 (M$ 22.225.795 en diciembre de 2010) que corresponden a
la activación de la póliza de seguro que cubre la interrupción del negocio en la Central Bocamina I que, como consecuencia del terremoto
que ocurrió en Chile el 27 de febrero de 2010, afectó a dicha Central. Ver Nota N°15 d) vi).
Nota 26. Materias primas y consumibles utilizados
El detalle de este rubro de la cuenta de resultados al 31 de diciembre de 2011, 2010 y 2009, es el siguiente:
Materias primas y consumibles utilizados
Compras de energía
Consumo de combustible
Gastos de transporte
Costos por contratos de construcción
Otros aprovisionamientos variables y servicios
31/12/11
M$
Saldo al
31/12/10
M$
31/12/09
M$
(1.762.818.298)
(1.554.714.636)
(1.520.198.225)
(742.639.363)
(672.038.103)
(580.237.613)
(393.991.121)
(405.983.092)
(316.287.883)
(179.051.253)
(252.401.048)
(200.493.636)
(459.934.694)
(636.509.375)
(593.376.220)
Total materias primas y consumibles utilizados
(3.538.434.729)
(3.521.646.254)
(3.210.593.577)
Nota 27. Gastos por beneficios a los empleados
La composición de esta partida al 31 de diciembre de 2011, 2010 y 2009, es la siguiente:
Gastos por beneficios a los empleados
Sueldos y salarios
Gasto por obligación por beneficios post empleo
Seguridad social y otras cargas sociales
Otros gastos de personal
31/12/11
M$
Saldo al
31/12/10
M$
31/12/09
M$
(277.553.004)
(295.339.462)
(296.862.091)
(6.353.643)
(5.837.977)
(7.271.009)
(92.915.099)
(63.391.743)
(52.252.408)
(1.730.380)
(10.108.831)
(14.016.937)
Total gastos por beneficios a los empleados
(378.552.126)
(374.678.013)
(370.402.445)
265
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
Nota 28. Gasto por depreciación, amortización y pérdida por
deterioro
El detalle de este rubro de la cuenta de resultados al 31 de diciembre de 2011, 2010 y 2009, es el siguiente:
Depreciaciones
Amortizaciones
Subtotal
Reverso (pérdidas) por deterioro (*)
Total
(*) Pérdidas por deterioro
31/12/11
M$
Saldo al
31/12/10
M$
31/12/09
M$
(322.218.490)
(338.040.266)
(346.587.547)
(102.681.546)
(110.977.009)
(107.782.412)
(424.900.036)
(449.017.275)
(454.369.959)
(136.157.459)
(108.373.429)
(85.285.525)
(561.057.495)
(557.390.704)
(539.655.484)
31/12/11
M$
Saldo al
31/12/10
M$
31/12/09
M$
Activos financieros (ver nota 7c)
(18.649.480)
(95.391.111)
(22.179.120)
Activos y grupos mantenidos para la venta (ver nota 11)
-
(14.881.960)
(21.915.849)
Plusvalía (ver nota 14)
Inmovilizado (ver nota 15)
(14.379.823)
-
-
(106.449.843)
(1.340.235)
(43.999.600)
Reverso provisión propiedades de inversión (ver nota 16)
3.321.687
3.239.877
2.809.044
Total
(136.157.459)
(108.373.429)
(85.285.525)
Nota 29. Otros gastos por naturaleza
El detalle de este rubro de la cuenta de resultados al 31 de diciembre de 2011, 2010 y 2009, es el siguiente:
Otros gastos por naturaleza
31/12/11
M$
Saldo al
31/12/10
M$
31/12/09
M$
Otros suministros y servicios
(95.222.224)
(130.232.972)
(146.952.970)
Servicios profesionales independientes, externalizados y otros
(180.880.189)
(113.944.110)
(117.604.978)
Reparaciones y conservación
Indemnizaciones y multas
Tributos y tasas
Primas de seguros
Arrendamientos y cánones
Publicidad, propaganda y relaciones públicas
Otros aprovisionamientos
Gastos de viajes
Gastos de medioambiente
(89.045.849)
(69.199.458)
(53.933.371)
(14.733.175)
(41.316.694)
(20.934.632)
(90.333.630)
(26.456.298)
(33.891.117)
(20.745.032)
(19.147.361)
(19.866.916)
(17.042.089)
(16.980.825)
(19.969.187)
(10.316.261)
(16.207.055)
(16.338.026)
(14.716.010)
(11.701.238)
(19.372.298)
(6.428.292)
(1.235.646)
(4.306.510)
(942.248)
(4.966.691)
(3.859.011)
Total Otros gastos por naturaleza
(540.698.397)
(450.434.769)
(457.689.197)
266
Enersis
Memoria Anual 2011
Nota 30. Otras ganancias (pérdidas)
El detalle del rubro al 31 de diciembre de 2011, 2010 y 2009, es el siguiente:
Otras ganancias (pérdidas)
Ventas de inversiones Grupo Cam y Synapsis (*)
Venta de cartera Codensa Hogar
Ventas de terrenos
Otros
31/12/11
M$
(10.733.882)
-
3.766.963
2.152.625
Saldo al
31/12/10
M$
272.686
-
8.381.710
3.329.038
31/12/09
M$
28.113.548
12.784.152
9.253.010
489.568
Total otras ganancias (pérdidas)
(4.814.294)
11.983.434
50.640.278
(*) Incluye un efecto por diferencias de conversión de M$ (3.236.883).
Nota 31. Resultado financiero
El detalle del ingreso y gasto financiero al 31 de diciembre de 2011, 2010 y 2009, es el siguiente:
Ingresos financieros
Ingresos de efectivo y otros medios equivalentes
Ingresos por rendimiento esperado activos del plan (Brasil)
Otros ingresos financieros
Ingresos por otros activos financieros
31/12/11
M$
124.109.491
44.345.866
62.735.004
2.422.508
Saldo al
31/12/10
M$
68.144.673
41.253.550
56.962.380
4.876.345
31/12/09
M$
79.364.437
32.050.585
41.884.708
6.370.675
Total ingresos financieros
233.612.869
171.236.948
159.670.405
Costos financieros
Costos financieros
Préstamos bancarios
Obligaciones garantizadas y no garantizadas
Arrendamientos financieros (leasing)
Valoración derivados financieros
Provisiones financieras
Obligación por beneficios post empleo
Gastos financieros activados
Otros costos financieros
31/12/11
M$
Saldo al
31/12/10
M$
31/12/09
M$
(465.411.363)
(438.358.251)
(482.472.627)
(134.214.794)
(127.921.732)
(137.274.372)
(161.347.460)
(150.777.160)
(171.723.898)
(2.937.215)
(3.056.546)
(3.733.454)
(23.723.865)
(19.034.198)
(19.307.617)
(90.830.303)
(73.709.974)
(12.105.233)
(57.048.714)
(52.703.379)
(51.679.594)
35.945.738
15.137.380
11.165.950
(31.254.750)
(26.292.642)
(97.814.409)
Resultado por unidades de reajuste
(25.092.203)
(15.055.706)
21.781.329
Diferencias de cambio
20.305.690
11.572.474
(8.235.253)
Positivas
Negativas
71.301.059
83.236.540
82.015.125
(50.995.369)
(71.664.066)
(90.250.378)
Total costos financieros
(470.197.876)
(441.841.483)
(468.926.551)
Total resultado financiero
(236.585.007)
(270.604.535)
(309.256.146)
267
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
Nota 32. Impuesto a las ganancias
A continuación se presenta la conciliación entre el impuesto sobre la renta que resultaría de aplicar el tipo
impositivo general vigente al “Resultado Antes de Impuestos” y el gasto registrado por el citado impuesto
en el Estado de Resultados Integrales Consolidados correspondiente a los ejercicios 2011, 2010 y 2009:
(Gasto) ingreso por impuesto a las ganancias
31/12/11
M$
Saldo al
31/12/10
M$
31/12/09
M$
Gasto por impuestos corrientes
(458.621.881)
(397.519.578)
(422.830.225)
Beneficio fiscal que surge de activos por impuestos no reconocidos
previamente usados para reducir el gasto por impuesto corriente (créditos
y/o beneficios al impuesto corriente.)
42.545.139
51.094.799
39.752.182
Ajustes al impuesto corriente del periodo anterior
Otro gasto por impuesto corriente
(882.687)
(301.441)
(2.869.081)
(2.597.705)
12.569.886
(4.276.209)
Total gasto por impuestos corrientes, neto
(417.260.870)
(351.891.565)
(374.784.366)
Ingreso diferido (gasto) por impuestos relativos a la creación y reversión de
diferencias temporarias
Gasto diferido (ingreso) por impuestos relativo a cambios de la tasa impositiva
o nuevas tasas
Otro gasto por impuesto diferido
(43.612.506)
7.335.286
15.046.756
148.137
(1.450.689)
(111.453)
-
-
-
Total gasto por impuestos diferidos, neto
(43.575.822)
5.884.597
15.046.756
Efecto del cambio en la situación fiscal de la entidad o de sus accionistas
-
-
-
(Gasto) ingreso por impuesto a las ganancias
(460.836.692)
(346.006.968)
(359.737.610)
Las principales diferencias temporales se encuentran detalladas en nota 17 a.
Conciliación del gasto por impuestos utilizando la tasa legal con el gasto por impuestos
utilizando la tasa efectiva
31/12/11
M$
31/12/10
M$
31/12/09
M$
Gasto por impuestos utilizando la tasa legal (20%)
(266.675.462)
(245.938.215)
(284.081.079)
Efecto impositivo de tasas en otras jurisdicciones
(117.057.673)
(159.695.526)
(166.163.264)
Efecto impositivo de ingresos ordinarios no imponibles
51.007.579
44.357.904
40.858.030
Efecto impositivo de gastos no deducibles impositivamente
Efecto impositivo de cambio en las tasas impositivas
Efecto impositivo de impuesto provisto en exceso en periodos anteriores
(106.636.806)
148.137
(882.687)
(9.065.332)
(1.450.689)
(2.869.081)
Corrección monetaria tributaria (inversiones y patrimonio)
(20.739.780)
28.653.971
(30.896.605)
-
12.569.886
67.975.422
Total ajustes al gasto por impuestos utilizando la tasa legal
(194.161.230)
(100.068.753)
(75.656.531)
(Gasto) ingreso por impuesto a las ganancias
(460.836.692)
(346.006.968)
(359.737.610)
Con fecha 29 de julio de 2010 se promulgó en Chile la Ley Nº 20.455 “Modifica diversos cuerpos legales para
obtener recursos destinados al financiamiento de la reconstrucción del país”, la cual fue publicada en el Diario
Oficial con fecha 31 de julio de 2010. Esta ley, entre otros aspectos, establece un aumento transitorio de la
tasa de impuesto a la renta para los años comerciales 2011 y 2012 (a un 20% y 18,5%, respectivamente),
volviendo nuevamente al 17% el año 2013.
268
Enersis
Memoria Anual 2011
Nota 33. Información por segmento
33.1. Criterios de segmentación
En el desarrollo de su actividad la organización del Grupo se articula sobre la base del enfoque prioritario
a sus negocios básicos, constituidos por la generación y transmisión de energía eléctrica y distribución de
energía eléctrica. En este sentido se establecen dos líneas de negocio.
Además la información por segmentos se ha estructurado siguiendo la distribución geográfica por país:
• Chile
• Argentina
Brasil
•
Perú
•
• Colombia
Dado que la organización societaria del Grupo coincide, básicamente, con la de los negocios y por tanto, de
los segmentos, los repartos establecidos en la información por segmentos que se presenta a continuación se
basan en la información financiera de las sociedades que se integran en cada segmento.
A continuación se presenta la información por segmentos señalada, correspondientes al ejercicio 2011 y 2010.
33.2. Generación, distribución y otros
Linea de negocio
Activos
Generación
Distribución
Eliminaciones y otros
Totales
31/12/11
M$
31/12/10
M$
31/12/11
M$
31/12/10
M$
31/12/11
31/12/10
31/12/11
31/12/10
M$
M$
M$
M$
Activos corrientes
Efectivo y equivalentes al efectivo
Otros activos financieros corrientes
1.212.585.323
1.064.310.315
1.007.409.597
1.155.049.652
305.970.088
118.908.009
2.525.965.008
2.338.267.976
552.738.084
410.734.005
298.945.821
307.574.515
368.237.363
243.046.517
1.219.921.268
961.355.037
914.209
5.535.951
25.011
2.281.558
-
-
939.220
7.817.509
Otros activos no financieros, corriente
31.292.979
7.342.281
38.792.524
27.188.821
2.380.809
1.462.146
72.466.312
35.993.248
Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar corrientes
355.609.508
321.074.432
610.324.178
690.037.361
11.668.702
26.986.447
977.602.388
1.038.098.240
Cuentas por cobrar a entidades relacionadas corriente
130.673.380
186.356.762
7.215.786
87.128.995
(102.606.574)
(253.014.150)
35.282.592
20.471.607
Inventarios
55.906.768
42.162.603
16.354.914
15.560.743
5.663.862
4.928.358
77.925.544
62.651.704
Activos por impuestos corrientes
85.450.395
91.104.281
35.751.363
25.277.659
20.625.926
21.605.401
141.827.684
137.987.341
Activos no corrientes o grupos de activos para su disposición
clasificados como mantenidos para la venta
-
-
-
-
-
73.893.290
-
73.893.290
Activos no corrientes
6.154.273.562
5.808.436.926
4.778.151.088
4.606.429.950
275.481.095
252.710.255
11.207.905.744 10.667.577.131
Otros activos financieros no corrientes
13.598.337
28.295.886
2.826.723
5.211.606
20.930.001
29.461.230
37.355.061
62.968.722
Otros activos no financieros no corrientes
28.731.435
31.459.012
80.741.831
70.535.341
27.842
1.741.942
109.501.108
103.736.295
Derechos por cobrar no corrientes
175.400.312
139.301.288
267.256.936
179.381.740
671.202
884.932
443.328.450
319.567.960
Cuentas por cobrar a entidades relacionadas no corrientes
(1.863.216)
764.220
117.946
324.864
1.745.270
(1.089.084)
-
-
Inversiones contabilizadas utilizando el método de la
participación
591.668.155
591.361.178
503.610.981
546.884.644
(1.082.085.874)
(1.124.144.170)
13.193.262
14.101.652
Activos intangibles distintos de la plusvalía
35.332.818
31.398.642
1.417.846.070
1.405.434.608
14.219.326
15.753.155
1.467.398.214
1.452.586.405
Plusvalía
Propiedades, planta y equipo
Propiedad de inversión
Activos por impuestos diferidos
106.399.041
97.673.241
129.382.377
130.262.504
1.240.622.708
1.249.086.179
1.476.404.126
1.477.021.924
5.068.294.024
4.739.297.094
2.180.696.470
2.017.266.712
(6.259.488)
(4.623.151)
7.242.731.006
6.751.940.655
-
-
-
-
38.055.889
33.019.154
38.055.889
33.019.154
136.712.656
148.886.365
195.671.754
251.127.931
47.554.218
52.620.068
379.938.628
452.634.364
Total activos
7.366.858.884
6.872.747.241
5.785.560.685
5.761.479.602
581.451.183
371.618.264
13.733.870.752 13.005.845.107
269
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
Patrimonio neto y pasivos
Generación
31/12/11
M$
31/12/10
M$
Distribución
31/12/11
M$
Eliminaciones y otros
31/12/10
M$
31/12/11
31/12/10
M$
M$
Totales
31/12/11
M$
31/12/10
M$
Pasivos corrientes
1.150.249.282
1.143.674.971
1.394.053.750
1.298.274.817
(83.769.398)
(34.672.303)
2.460.533.634
2.407.277.486
Otros pasivos financieros corrientes
365.375.002
315.103.380
292.160.116
284.864.090
14.547.220
65.630.548
672.082.338
665.598.018
Cuentas comerciales y otras cuentas por pagar corrientes
380.701.745
417.077.978
774.128.579
714.667.656
80.234.135
92.744.364
1.235.064.459
1.224.489.998
Cuentas por pagar a entidades relacionadas corrientes
234.167.088
288.461.159
126.083.948
141.795.739
(203.073.399)
(282.054.639)
157.177.637
148.202.260
Otras provisiones corrientes
Pasivos por impuestos corrientes
36.030.224
43.331.481
43.227.192
51.478.884
20.445.238
20.638.871
99.702.654
115.449.236
122.601.990
69.759.646
110.935.913
75.509.486
2.315.339
2.397.523
235.853.242
147.666.655
Provisiones por beneficios a los empleados corrientes
-
2.703.107
-
2.690.108
-
57.167
-
5.450.382
Otros pasivos no financieros corrientes
11.373.233
7.238.220
47.518.002
27.268.854
1.762.069
1.283.474
60.653.304
35.790.548
Pasivos incluidos en grupos de activos para su disposición
clasificados como mantenidos para la venta
-
-
-
-
-
64.630.389
-
64.630.389
Pasivos no corrientes
2.231.327.095
2.110.719.491
1.572.059.394
1.545.885.669
573.796.771
427.934.505
4.377.183.260
4.084.539.665
Otros pasivos financieros no corrientes
1.755.575.529
1.621.961.525
952.894.143
831.035.287
562.885.621
561.959.635
3.271.355.293
3.014.956.447
Otras cuentas por pagar no corrientes
243.234
13.548.800
14.060.817
23.380.657
556
307.255
14.304.607
37.236.712
Cuentas por pagar a entidades relacionadas no corrientes
81.953
1.163.160
-
147.930.726
(81.953)
(148.009.596)
-
1.084.290
Otras provisiones no corrientes
Pasivo por impuestos diferidos
20.833.139
67.038.203
181.636.893
158.484.126
103.609
-
202.573.641
225.522.329
341.568.310
349.429.640
162.528.439
200.477.944
4.341.506
6.015.994
508.438.255
555.923.578
Provisiones por beneficios a los empleados no corrientes
36.504.909
27.147.186
234.826.662
181.236.136
6.194.442
7.435.653
277.526.013
215.818.975
Otros pasivos no financieros no corrientes
76.520.021
30.430.977
26.112.440
3.340.793
352.990
225.564
102.985.451
33.997.334
Patrimonio neto
3.985.282.507
3.618.352.778
2.819.447.541
2.917.319.116
91.423.809
(21.643.938)
6.896.153.857
6.514.027.956
Patrimonio atribuible a los propietarios de la controladora
3.985.282.507
3.618.352.778
2.819.447.541
2.917.319.116
91.423.809
(21.643.938)
3.895.728.606
3.735.544.636
Capital emitido
1.752.890.037
1.830.431.254
1.010.886.630
1.088.609.246
61.106.168
(94.157.665)
2.824.882.835
2.824.882.835
Ganancias (pérdidas) acumuladas
1.838.419.172
1.566.278.776
957.047.345
1.318.048.927
(562.497.637)
(780.638.194)
2.232.968.880
2.103.689.509
Primas de emisión
Otras reservas
-
-
-
-
158.759.648
158.759.648
158.759.648
158.759.648
393.973.298
221.642.748
851.513.566
510.660.943
434.055.630
694.392.273
(1.320.882.757)
(1.351.787.356)
Participaciones no controladoras
-
-
-
-
-
- 3.000.425.251
2.778.483.320
Total patrimonio neto y pasivos
7.366.858.884
6.872.747.241
5.785.560.685
5.761.479.602
581.451.182
371.618.264
13.733.870.752 13.005.845.107
270
Enersis
Memoria Anual 2011
Estado de resultados integrales
Ingresos
Ventas
Ventas de energía
Otras ventas
Otras prestaciones de servicios
Otros ingresos de explotación
Aprovisionamientos y servicios
Compras de energía
Consumo de combustible
Gastos de transporte
Otros aprovisionamientos variables y servicios
Margen de contribución
Trabajos para el inmovilizado
Gastos de personal
Otros gastos fijos de explotación
31/12/11
M$
Generación
31/12/10
M$
31/12/09
M$
2.700.026.218
2.780.604.080
2.708.357.655
2.681.583.403
2.735.336.937
2.692.140.931
2.587.301.858
2.599.487.673
2.570.529.382
10.642.489
15.262.308
6.009.988
83.639.056
120.586.956
115.601.561
31/12/11
M$
Distribución
31/12/10
M$
Eliminaciones y otros
31/12/09
M$
31/12/11
M$
31/12/10
M$
31/12/09
M$
31/12/11
M$
Totales
31/12/10
M$
31/12/09
M$
4.447.427.469
4.392.625.917
4.240.401.202
(612.573.343)
(609.648.884)
(476.703.204)
6.534.880.344
6.563.581.113
6.472.055.653
4.187.214.704
4.053.333.247
3.892.291.952
(614.546.018)
(609.440.360)
(471.149.268)
6.254.252.089
6.179.229.824
6.113.283.615
3.830.011.900
3.754.753.999
3.642.828.755
(612.017.484)
(700.516.755)
(634.212.253)
5.805.296.274
5.653.724.917
5.579.145.884
8.391.707
9.220.770
12.431.451
12.711.978
26.087.696
38.047.820
31.746.174
50.570.774
56.489.259
348.811.097
289.358.478
237.031.746
(15.240.512)
64.988.699
125.015.165
417.209.641
474.934.133
477.648.472
18.442.815
45.267.143
16.216.724
260.212.765
339.292.670
348.109.250
1.972.675
(208.524)
(5.553.936)
280.628.255
384.351.289
358.772.038
(1.272.985.092)
(1.300.760.188)
(1.058.410.593)
(2.904.965.972)
(2.861.855.754)
(2.687.937.114)
639.516.335
640.969.688
535.754.130
(3.538.434.729)
(3.521.646.254)
(3.210.593.577)
(272.699.080)
(264.194.654)
(197.058.728)
(742.631.157)
(672.030.596)
(580.234.432)
(210.422.135)
(233.134.592)
(177.886.470)
(47.232.720)
(131.400.346)
(103.230.963)
(2.099.527.411)
(1.988.241.950)
(1.958.392.871)
609.408.193
697.721.968
635.253.374
(1.762.818.298)
(1.554.714.636)
(1.520.198.225)
-
-
-
(8.206)
(7.507)
(3.181)
(742.639.363)
(672.038.103)
(580.237.613)
(228.281.706)
(216.929.666)
(158.940.229)
44.712.720
44.081.166
20.538.816
(393.991.121)
(405.983.092)
(316.287.883)
(577.156.855)
(656.684.138)
(570.604.014)
(14.596.372)
(100.825.939)
(120.034.879)
(638.985.947)
(888.910.423)
(793.869.856)
1.427.041.126
1.479.843.892
1.649.947.062
1.542.461.497
1.530.770.163
1.552.464.088
26.942.992
31.320.804
59.050.926
2.996.445.615
3.041.934.859
3.261.462.076
6.404.803
688.024
731.901
(84.624.505)
(76.018.545)
(69.577.977)
(148.540.710)
(109.570.881)
(118.108.486)
39.331.002
34.742.737
32.998.618
4.437.307
9.438.604
-
50.173.112
44.869.365
33.730.519
(252.417.780)
(215.810.871)
(216.622.884)
(41.509.841)
(82.848.597)
(84.201.584)
(378.552.126)
(374.678.013)
(370.402.445)
(389.777.503)
(366.421.018)
(367.766.183)
(2.380.185)
25.557.129
28.185.472
(540.698.398)
(450.434.770)
(457.689.197)
Resultado bruto de explotación
1.200.280.714
1.294.942.490
1.462.992.500
939.597.216
983.281.011
1.001.073.639
(12.509.727)
(16.532.060)
3.034.814
2.127.368.203
2.261.691.441
2.467.100.953
Amortizaciones y pérdidas por deterioro
(205.906.910)
(244.848.894)
(270.584.246)
(347.074.905)
(291.545.800)
(239.656.554)
(8.075.680)
(20.996.010)
(29.414.684)
(561.057.495)
(557.390.704)
(539.655.484)
Resultado de explotación
994.373.804
1.050.093.596
1.192.408.254
592.522.311
691.735.211
761.417.085
(20.585.407)
(37.528.070)
(26.379.870)
1.566.310.708
1.704.300.737
1.927.445.469
Resultado financiero
Ingresos financieros
Gastos financieros
Resultados por unidades de reajuste
Diferencias de cambio
Positivas
Negativas
Resultado de sociedades contabilizadas por el método de participación
Resultado de otras inversiones
Resultados en ventas de activos
(96.533.304)
(139.201.816)
(186.313.678)
88.970.416
27.878.995
40.841.166
(187.258.748)
(178.031.427)
(239.569.394)
(5.369.555)
7.124.583
36.535.322
(2.885.747)
13.836.363
59.331.363
9.009.669
3.404.881
71.795.866
(29.410.739)
(45.495.000)
(68.390.985)
8.215.763
1.038.160
975.577
811.855
234.251
1.631.416
2.233.946
(55.494)
64.430
(114.211.524)
(94.631.362)
(99.796.594)
(25.840.179)
(36.771.357)
(23.145.874)
(236.585.007)
(270.604.535)
(309.256.146)
127.716.519
132.691.391
117.121.114
16.925.934
10.666.562
1.708.125
233.612.869
171.236.948
159.670.405
(242.555.022)
(227.390.652)
(226.454.904)
(35.597.593)
(32.936.172)
(16.448.329)
(465.411.363)
(438.358.251)
(482.472.627)
153.805
(85.906)
458.162
(19.764.715)
(12.323.764)
12.313.498
(25.092.203)
(15.055.706)
21.781.329
9.079.034
12.596.195
(2.177.983)
(20.719.168)
20.305.690
11.572.474
(8.235.253)
7.255.856
18.584.732
39.385.744
24.744.149
(8.365.473)
80.872.824
91.331.368
82.015.125
(7.341.762)
(9.505.698)
(26.789.549)
(26.922.132)
(12.353.695)
(60.567.134)
(79.758.894)
(90.250.378)
911
82.758.254
249.673
202.973
(82.756.621)
-
82.850
-
38.435
110.587
8.465.904
1.038.230
1.015.739
2.235.579
272.686
137.943
(313.790)
1.365.276
24.938.953
(6.514.311)
8.714.057
25.498.952
(5.852.524)
11.710.749
50.502.335
42.067
584.912
4.951.758
(4.366.846)
468
70
Resultados antes de impuestos
908.070.000
913.569.302
1.008.337.458
477.997.535
598.470.036
769.400.548
(52.690.224)
(65.343.962)
(106.672.826)
1.333.377.311
1.446.695.376
1.671.065.180
Impuesto sobre sociedades
(255.341.927)
(197.493.560)
(201.746.950)
(200.528.618)
(141.600.737)
(178.201.978)
(4.966.146)
(6.912.671)
20.211.318
(460.836.691)
(346.006.968)
(359.737.610)
0
0
0
Resultado después de impuestos de las actividades continuadas
652.728.073
716.075.742
806.590.508
277.468.917
456.869.299
591.198.570
(57.656.370)
(72.256.633)
(86.461.508)
872.540.620
1.100.688.408
1.311.327.570
Ganancia (pérdida) de operaciones discontinuadas, neta de impuesto
-
-
-
-
-
-
Resultado después de impuestos de las actividades interrumpidas
652.728.073
716.075.742
806.590.508
277.468.917
456.869.299
591.198.570
(57.656.370)
(72.256.633)
(86.461.508)
872.540.620
1.100.688.408
1.311.327.570
Resultado del periodo
Sociedad dominante
Accionistas minoritarios
652.728.073
716.075.742
806.590.508
277.468.917
456.869.299
591.198.570
(57.656.370)
(72.256.633)
(86.461.508)
872.540.620
1.100.688.408
1.311.327.570
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
375.471.254
486.226.814
660.231.043
497.069.366
614.461.594
651.096.527
271
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
Estado de resultados integrales
Ingresos
Ventas
Ventas de energía
Otras ventas
Otras prestaciones de servicios
Otros ingresos de explotación
Aprovisionamientos y servicios
Compras de energía
Consumo de combustible
Gastos de transporte
Otros aprovisionamientos variables y servicios
Margen de contribución
Trabajos para el inmovilizado
Gastos de personal
Otros gastos fijos de explotación
31/12/11
M$
Generación
31/12/10
M$
31/12/09
M$
2.700.026.218
2.780.604.080
2.708.357.655
2.681.583.403
2.735.336.937
2.692.140.931
2.587.301.858
2.599.487.673
2.570.529.382
10.642.489
15.262.308
6.009.988
83.639.056
120.586.956
115.601.561
31/12/11
M$
Distribución
31/12/10
M$
Eliminaciones y otros
31/12/09
M$
31/12/11
M$
31/12/10
M$
31/12/09
M$
31/12/11
M$
Totales
31/12/10
M$
31/12/09
M$
4.447.427.469
4.392.625.917
4.240.401.202
(612.573.343)
(609.648.884)
(476.703.204)
6.534.880.344
6.563.581.113
6.472.055.653
4.187.214.704
4.053.333.247
3.892.291.952
(614.546.018)
(609.440.360)
(471.149.268)
6.254.252.089
6.179.229.824
6.113.283.615
3.830.011.900
3.754.753.999
3.642.828.755
(612.017.484)
(700.516.755)
(634.212.253)
5.805.296.274
5.653.724.917
5.579.145.884
8.391.707
9.220.770
12.431.451
12.711.978
26.087.696
38.047.820
31.746.174
50.570.774
56.489.259
348.811.097
289.358.478
237.031.746
(15.240.512)
64.988.699
125.015.165
417.209.641
474.934.133
477.648.472
18.442.815
45.267.143
16.216.724
260.212.765
339.292.670
348.109.250
1.972.675
(208.524)
(5.553.936)
280.628.255
384.351.289
358.772.038
(1.272.985.092)
(1.300.760.188)
(1.058.410.593)
(2.904.965.972)
(2.861.855.754)
(2.687.937.114)
639.516.335
640.969.688
535.754.130
(3.538.434.729)
(3.521.646.254)
(3.210.593.577)
(272.699.080)
(264.194.654)
(197.058.728)
(742.631.157)
(672.030.596)
(580.234.432)
(210.422.135)
(233.134.592)
(177.886.470)
(47.232.720)
(131.400.346)
(103.230.963)
(2.099.527.411)
(1.988.241.950)
(1.958.392.871)
609.408.193
697.721.968
635.253.374
(1.762.818.298)
(1.554.714.636)
(1.520.198.225)
-
-
-
(8.206)
(7.507)
(3.181)
(742.639.363)
(672.038.103)
(580.237.613)
(228.281.706)
(216.929.666)
(158.940.229)
44.712.720
44.081.166
20.538.816
(393.991.121)
(405.983.092)
(316.287.883)
(577.156.855)
(656.684.138)
(570.604.014)
(14.596.372)
(100.825.939)
(120.034.879)
(638.985.947)
(888.910.423)
(793.869.856)
1.427.041.126
1.479.843.892
1.649.947.062
1.542.461.497
1.530.770.163
1.552.464.088
26.942.992
31.320.804
59.050.926
2.996.445.615
3.041.934.859
3.261.462.076
6.404.803
688.024
731.901
(84.624.505)
(76.018.545)
(69.577.977)
(148.540.710)
(109.570.881)
(118.108.486)
39.331.002
34.742.737
32.998.618
4.437.307
9.438.604
-
50.173.112
44.869.365
33.730.519
(252.417.780)
(215.810.871)
(216.622.884)
(41.509.841)
(82.848.597)
(84.201.584)
(378.552.126)
(374.678.013)
(370.402.445)
(389.777.503)
(366.421.018)
(367.766.183)
(2.380.185)
25.557.129
28.185.472
(540.698.398)
(450.434.770)
(457.689.197)
Resultado bruto de explotación
1.200.280.714
1.294.942.490
1.462.992.500
939.597.216
983.281.011
1.001.073.639
(12.509.727)
(16.532.060)
3.034.814
2.127.368.203
2.261.691.441
2.467.100.953
Amortizaciones y pérdidas por deterioro
(205.906.910)
(244.848.894)
(270.584.246)
(347.074.905)
(291.545.800)
(239.656.554)
(8.075.680)
(20.996.010)
(29.414.684)
(561.057.495)
(557.390.704)
(539.655.484)
Resultado de explotación
994.373.804
1.050.093.596
1.192.408.254
592.522.311
691.735.211
761.417.085
(20.585.407)
(37.528.070)
(26.379.870)
1.566.310.708
1.704.300.737
1.927.445.469
Resultado financiero
Ingresos financieros
Gastos financieros
Resultados por unidades de reajuste
Diferencias de cambio
Positivas
Negativas
Resultado de sociedades contabilizadas por el método de participación
Resultado de otras inversiones
Resultados en ventas de activos
(96.533.304)
(139.201.816)
(186.313.678)
88.970.416
27.878.995
40.841.166
(187.258.748)
(178.031.427)
(239.569.394)
(5.369.555)
7.124.583
36.535.322
(2.885.747)
13.836.363
59.331.363
9.009.669
3.404.881
71.795.866
(29.410.739)
(45.495.000)
(68.390.985)
8.215.763
1.038.160
975.577
811.855
234.251
1.631.416
2.233.946
(55.494)
64.430
(114.211.524)
(94.631.362)
(99.796.594)
(25.840.179)
(36.771.357)
(23.145.874)
(236.585.007)
(270.604.535)
(309.256.146)
127.716.519
132.691.391
117.121.114
16.925.934
10.666.562
1.708.125
233.612.869
171.236.948
159.670.405
(242.555.022)
(227.390.652)
(226.454.904)
(35.597.593)
(32.936.172)
(16.448.329)
(465.411.363)
(438.358.251)
(482.472.627)
42.067
584.912
4.951.758
(4.366.846)
468
70
153.805
(85.906)
458.162
(19.764.715)
(12.323.764)
12.313.498
(25.092.203)
(15.055.706)
21.781.329
9.079.034
12.596.195
(2.177.983)
(20.719.168)
20.305.690
11.572.474
(8.235.253)
7.255.856
18.584.732
39.385.744
24.744.149
(8.365.473)
80.872.824
91.331.368
82.015.125
(7.341.762)
(9.505.698)
(26.789.549)
(26.922.132)
(12.353.695)
(60.567.134)
(79.758.894)
(90.250.378)
911
82.758.254
249.673
202.973
(82.756.621)
-
82.850
-
38.435
110.587
8.465.904
1.038.230
1.015.739
2.235.579
272.686
137.943
(313.790)
1.365.276
24.938.953
(6.514.311)
8.714.057
25.498.952
(5.852.524)
11.710.749
50.502.335
Resultados antes de impuestos
908.070.000
913.569.302
1.008.337.458
477.997.535
598.470.036
769.400.548
(52.690.224)
(65.343.962)
(106.672.826)
1.333.377.311
1.446.695.376
1.671.065.180
Impuesto sobre sociedades
(255.341.927)
(197.493.560)
(201.746.950)
(200.528.618)
(141.600.737)
(178.201.978)
(4.966.146)
(6.912.671)
20.211.318
(460.836.691)
(346.006.968)
(359.737.610)
0
0
0
Resultado después de impuestos de las actividades continuadas
652.728.073
716.075.742
806.590.508
277.468.917
456.869.299
591.198.570
(57.656.370)
(72.256.633)
(86.461.508)
872.540.620
1.100.688.408
1.311.327.570
Ganancia (pérdida) de operaciones discontinuadas, neta de impuesto
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Resultado después de impuestos de las actividades interrumpidas
652.728.073
716.075.742
806.590.508
277.468.917
456.869.299
591.198.570
(57.656.370)
(72.256.633)
(86.461.508)
872.540.620
1.100.688.408
1.311.327.570
Resultado del periodo
Sociedad dominante
Accionistas minoritarios
652.728.073
716.075.742
806.590.508
277.468.917
456.869.299
591.198.570
(57.656.370)
(72.256.633)
(86.461.508)
872.540.620
1.100.688.408
1.311.327.570
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
375.471.254
486.226.814
660.231.043
497.069.366
614.461.594
651.096.527
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Inversiones contabilizadas utilizando el método de la participación
4.681.940.902
4.728.577.212
Activos no corrientes o grupos de activos para su disposición clasificados como mantenidos
para la venta
Activos no corrientes
Otros activos financieros no corrientes
Otros activos no financieros no corrientes
Derechos por cobrar no corrientes
Cuentas por cobrar a entidades relacionadas no corrientes
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
73.893.290
-
73.893.290
7.893.250.053
7.882.741.067
593.346.110
612.376.604
3.805.276.863
3.724.836.639
2.353.927.049
2.089.588.249
1.246.563.957
1.087.290.030
(4.684.458.288)
(4.729.255.458) 11.207.905.744 10.667.577.131
272
País
Activos
33.3. Países
Activos corrientes
Efectivo y equivalentes al efectivo
Otros activos financieros corrientes
Otros activos no financieros, corriente
Enersis
Memoria Anual 2011
Chile
31/12/11
M$
Argentina
31/12/10
M$
31/12/11
M$
31/12/10
M$
Brasil
Colombia
Perú
Eliminaciones
Totales
31/12/11
M$
31/12/10
M$
31/12/11
M$
31/12/10
M$
31/12/11
M$
31/12/10
M$
31/12/11
M$
31/12/10
M$
31/12/11
M$
31/12/10
M$
1.117.076.586
958.252.718
198.804.567
206.682.679
680.639.175
773.987.829
439.170.846
298.436.755
138.640.932
118.519.262
(48.367.098)
(17.611.267)
2.525.965.008
2.338.267.976
588.127.702
396.117.160
43.522.761
64.001.651
277.962.207
309.608.364
268.253.856
150.969.852
42.054.742
40.658.010
- 1.219.921.268
961.355.037
47.504
8.430.910
17.551
2.823.979
143.638
2.444.742
2.271.690
3.453.937
-
5.463.750
699.517
64.518
48.561
-
43.310.736
24.929.082
13.185.071
1.741.706
5.094.853
3.044.544
939.220
7.817.509
72.466.312
35.993.248
Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar corrientes
338.292.487
424.328.700
108.345.327
105.722.882
318.551.280
399.849.969
137.785.949
134.933.800
73.975.674
55.329.513
651.671
(82.066.624)
977.602.388
1.038.098.240
Cuentas por cobrar a entidades relacionadas corriente
Inventarios
Activos por impuestos corrientes
49.976.938
37.057.881
95.143.164
9.118.913
31.508.007
94.338.408
34.084.870
20.580.614
4.921.951
5.341.278
4.012.205
6.639.700
-
-
30.857
85.521
208.696
124.492
(49.018.769)
(9.437.933)
35.282.592
20.471.607
1.266.810
1.329.912
17.676.019
10.639.048
17.002.883
15.162.532
39.548.142
32.806.752
1.539.577
2.310
255.523
4.200.171
77.925.544
62.651.704
141.827.684
137.987.341
32.942.181
57.422.721
599.528
4.531.190
6.179.892
1.327.410
9.751.497
5.570.592
40.438.658
2.312.632
43.574.579
2.311.244
161.140
1.984.737
-
10.897.471
151.690.773
123.872.850
-
-
4.727.255
3.649.971
2.357.592
4.360.892
3.394.462
2.453.791
27.818
3.352.698
1.214.684
8.267
3.009.238
2.185.036
-
37.355.061
62.968.722
106.916.843
89.288.250
-
1.111.481
273.379.275
177.122.226
13.727.212
8.821.387
44.861.006
36.381.275
1.217.587.204
1.231.117.115
-
76
-
-
-
-
-
-
-
-
1.111.683
109.501.108
103.736.295
-
443.328.450
319.567.960
(51.040.898)
(41.951.867)
-
-
49.887.780
49.494.618
(5.940.949.955)
(5.999.448.185)
13.193.262
14.101.652
1.375.676.408
1.362.506.970
44.330.454
40.486.684
3.302.723
2.623.710
- 1.467.398.214
1.452.586.405
119.058.905
120.673.559
13.209.651
7.348.467
10.361.690
10.502.214
1.329.103.656
1.333.732.649
1.476.404.126
1.477.021.924
2.998.303.344
2.907.392.986
424.077.441
435.556.490
479.342.553
502.536.126
2.184.994.520
1.908.861.856
1.178.479.794
1.021.665.793
(22.466.646)
(24.072.596)
7.242.731.006
6.751.940.655
38.055.889
87.945.837
33.019.154
93.793.672
-
-
4.697.201
31.840.648
-
-
-
-
-
-
-
38.055.889
33.019.154
188.426.851
201.858.420
96.450.452
122.950.107
1.522.732
818.659
895.555
1.372.858
379.938.628
452.634.364
9.010.326.640
8.840.993.785
792.150.677
819.059.282
4.485.916.038
4.498.824.468
2.793.097.895
2.388.025.004
1.385.204.889
1.205.809.292
(4.732.825.387)
(4.746.866.725) 13.733.870.752 13.005.845.107
Chile
31/12/11
M$
Argentina
31/12/10
M$
31/12/11
M$
31/12/10
M$
661.869.058
647.462.363
494.783.567
368.365.266
88.087.416
57.353.811
105.336.295
91.305.044
405.601.668
397.291.875
283.219.858
188.824.968
48.929.238
54.333.202
58.625.870
-
6.291.663
95.959.740
61.952.297
26.985.525
1.341.781
6.577.334
45.686.586
25.324.807
12.379.051
-
21.522.018
31.334.089
18.739.444
591.831
22.836.970
16.047.872
Brasil
Colombia
Perú
Eliminaciones
Totales
31/12/11
M$
31/12/10
M$
31/12/11
M$
31/12/10
M$
31/12/11
M$
31/12/10
M$
31/12/11
M$
31/12/10
M$
31/12/11
M$
31/12/10
M$
650.237.150
749.685.522
483.448.241
432.517.038
170.828.751
122.675.915
(633.131)
86.571.381
2.460.533.635
2.407.277.486
288.730.920
316.931.058
124.904.402
138.102.310
65.023.305
61.905.795
-
-
672.082.338
665.598.018
234.837.848
350.493.006
223.557.756
242.087.064
68.645.529
46.211.217
19.201.800
(418.132)
1.235.064.459
1.224.489.998
34.092.017
22.670.347
51.713.966
6.801.936
9.290.490
10.860
(8.763.202)
1.498.668
1.068.536
8.754.075
11.373.692
4.477.774
(5.545.768)
(24.312.705)
22.359.124
157.177.638
148.202.260
67.476.356
45.603.630
76.893.506
50.694.810
20.478.459
5.643.246
-
3.516.770
18.298.073
4.696.991
6.367.751
5.380.618
6.858.847
3.087.733
-
-
-
-
99.702.654
115.449.236
235.853.242
147.666.655
-
5.450.382
60.653.304
35.790.548
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
929.216.917
866.894.226
928.038.093
749.238.211
527.947.698
525.104.242
(34.248.823)
(37.299.979)
4.377.183.260
4.084.539.665
515.352.311
483.293.292
782.142.214
616.376.069
321.843.088
316.343.354
13.157.677
33.173.070
-
1.750.092
-
-
142.669
-
168.801.883
183.780.246
4.762.542
2.198.153
1.833.561
10.928.015
67.691.941
61.907.742
19.717.371
52.263.418
203.346.463
197.556.430
149.353.832
102.989.784
84.727.882
78.257.902
14.859.273
-
36.688.084
-
924.586
276.443
(34.248.823)
(37.299.979)
-
1.084.290
- 3.271.355.293
3.014.956.447
-
14.304.607
37.236.712
-
-
-
-
202.573.641
225.522.329
508.438.255
555.923.578
277.526.013
215.818.975
102.985.451
33.997.334
2.906.461.971
2.882.244.720
1.381.611.561
1.206.269.755
686.428.440
558.029.135
(4.697.943.433)
(4.796.138.127) 6.896.153.857
6.514.027.956
2.906.461.971
2.882.244.720
1.381.611.561
1.206.269.755
686.428.440
558.029.135
(4.697.943.433)
(4.796.138.127)
3.895.728.606
3.735.544.636
1.768.841.536
1.016.335.188
150.811.424
147.297.657
197.139.383
198.134.490
(5.040.652.931)
(4.274.990.018)
2.824.882.835
2.824.882.835
459.494.106
446.813.310
125.770.175
274.298.955
72.384.456
56.504.426
(1.053.149.787)
(1.438.903.818)
2.232.968.880
2.103.689.509
-
-
-
-
-
158.759.648
158.759.648
- 3.000.425.251
2.778.483.320
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Pasivos incluidos en grupos de activos para su disposición clasificados como mantenidos
para la venta
-
-
-
-
-
-
-
64.630.389
-
64.630.389
Pasivos no corrientes
Otros pasivos financieros no corrientes
Otras cuentas por pagar no corrientes
Cuentas por pagar a entidades relacionadas no corrientes
Otras provisiones no corrientes
Pasivo por impuestos diferidos
Provisiones por beneficios a los empleados no corrientes
Otros pasivos no financieros no corrientes
Patrimonio neto
Patrimonio atribuible a los propietarios de la controladora
Capital emitido
Ganancias (pérdidas) acumuladas
Primas de emisión
Otras reservas
Participaciones no controladoras
1.819.290.887
1.798.546.677
206.938.488
182.056.288
1.538.473.627
1.511.148.690
113.544.053
87.795.042
-
-
3.595.790
1.146.930
-
34.248.823
17.935.877
17.164.654
204.262.599
222.646.728
35.817.248
22.801.536
33.170.562
10.820.253
9.239.778
13.419.881
7.627.051
27.711.972
325.183
36.634.177
11.451.261
21.549.260
1.400.727
22.900.638
6.529.166.695
6.394.984.745
6.529.166.695
6.394.984.745
90.428.622
90.428.622
268.637.728
268.637.728
5.517.944.809
5.504.650.136
230.798.614
233.455.382
2.728.371.595
2.687.545.567
(99.901.666)
77.431.069
158.759.648
158.759.648
-
-
(1.875.909.357)
(1.955.970.606)
(40.468.326)
(42.248.723)
678.126.329
1.419.096.222
1.105.029.962
784.673.143
416.904.601
303.390.219
1.395.859.285
917.755.709
(1.320.882.757)
(1.351.787.356)
-
-
-
-
Total patrimonio neto y pasivos
9.010.326.640
8.840.993.785
792.150.677
819.059.282
4.485.916.038
4.498.824.468
2.793.097.895
2.388.025.004
1.385.204.889
1.205.809.292
(4.732.825.387)
(4.746.866.725) 13.733.870.752 13.005.845.107
Activos intangibles distintos de la plusvalía
Plusvalía
Propiedades, planta y equipo
Propiedad de inversión
Activos por impuestos diferidos
Total activos
País
Patrimonio neto y pasivos
Pasivos corrientes
Otros pasivos financieros corrientes
Cuentas comerciales y otras cuentas por pagar corrientes
Cuentas por pagar a entidades relacionadas corrientes
Otras provisiones corrientes
Pasivos por impuestos corrientes
Provisiones por beneficios a los empleados corrientes
Otros pasivos no financieros corrientes
273
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
Chile
31/12/11
M$
Argentina
31/12/10
M$
31/12/11
M$
31/12/10
M$
Brasil
Colombia
Perú
Eliminaciones
Totales
31/12/11
M$
31/12/10
M$
31/12/11
M$
31/12/10
M$
31/12/11
M$
31/12/10
M$
31/12/11
M$
31/12/10
M$
31/12/11
M$
31/12/10
M$
1.117.076.586
958.252.718
198.804.567
206.682.679
680.639.175
773.987.829
439.170.846
298.436.755
138.640.932
118.519.262
(48.367.098)
(17.611.267)
2.525.965.008
2.338.267.976
588.127.702
396.117.160
43.522.761
64.001.651
277.962.207
309.608.364
268.253.856
150.969.852
42.054.742
40.658.010
47.504
8.430.910
17.551
2.823.979
143.638
2.444.742
2.271.690
3.453.937
-
5.463.750
699.517
64.518
48.561
-
43.310.736
24.929.082
13.185.071
1.741.706
5.094.853
3.044.544
-
-
-
- 1.219.921.268
961.355.037
-
-
939.220
7.817.509
72.466.312
35.993.248
Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar corrientes
338.292.487
424.328.700
108.345.327
105.722.882
318.551.280
399.849.969
137.785.949
134.933.800
73.975.674
55.329.513
651.671
(82.066.624)
977.602.388
1.038.098.240
Cuentas por cobrar a entidades relacionadas corriente
Inventarios
Activos por impuestos corrientes
49.976.938
37.057.881
95.143.164
9.118.913
31.508.007
94.338.408
34.084.870
20.580.614
4.921.951
5.341.278
4.012.205
6.639.700
-
-
30.857
85.521
208.696
124.492
(49.018.769)
(9.437.933)
35.282.592
20.471.607
1.266.810
1.329.912
17.676.019
10.639.048
17.002.883
15.162.532
39.548.142
32.806.752
1.539.577
2.310
255.523
4.200.171
-
-
-
-
77.925.544
62.651.704
141.827.684
137.987.341
Activos no corrientes o grupos de activos para su disposición clasificados como mantenidos
para la venta
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
73.893.290
-
73.893.290
7.893.250.053
7.882.741.067
593.346.110
612.376.604
3.805.276.863
3.724.836.639
2.353.927.049
2.089.588.249
1.246.563.957
1.087.290.030
(4.684.458.288)
(4.729.255.458) 11.207.905.744 10.667.577.131
Inversiones contabilizadas utilizando el método de la participación
4.681.940.902
4.728.577.212
106.916.843
89.288.250
-
1.111.481
273.379.275
177.122.226
13.727.212
8.821.387
44.861.006
36.381.275
1.217.587.204
1.231.117.115
-
76
-
-
27.818
3.352.698
1.214.684
8.267
3.009.238
2.185.036
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
37.355.061
62.968.722
1.111.683
109.501.108
103.736.295
-
443.328.450
319.567.960
(51.040.898)
(41.951.867)
-
-
49.887.780
49.494.618
(5.940.949.955)
(5.999.448.185)
13.193.262
14.101.652
2.998.303.344
2.907.392.986
424.077.441
435.556.490
479.342.553
502.536.126
2.184.994.520
1.908.861.856
1.178.479.794
1.021.665.793
(22.466.646)
(24.072.596)
7.242.731.006
6.751.940.655
4.697.201
31.840.648
188.426.851
201.858.420
96.450.452
122.950.107
1.522.732
818.659
895.555
1.372.858
379.938.628
452.634.364
-
-
-
-
-
-
-
-
38.055.889
33.019.154
1.375.676.408
1.362.506.970
44.330.454
40.486.684
3.302.723
2.623.710
-
- 1.467.398.214
1.452.586.405
119.058.905
120.673.559
13.209.651
7.348.467
10.361.690
10.502.214
1.329.103.656
1.333.732.649
1.476.404.126
1.477.021.924
9.010.326.640
8.840.993.785
792.150.677
819.059.282
4.485.916.038
4.498.824.468
2.793.097.895
2.388.025.004
1.385.204.889
1.205.809.292
(4.732.825.387)
(4.746.866.725) 13.733.870.752 13.005.845.107
Brasil
Colombia
Perú
Eliminaciones
Totales
31/12/11
M$
31/12/10
M$
31/12/11
M$
31/12/10
M$
31/12/11
M$
31/12/10
M$
31/12/11
M$
31/12/10
M$
31/12/11
M$
31/12/10
M$
650.237.150
749.685.522
483.448.241
432.517.038
170.828.751
122.675.915
(633.131)
86.571.381
2.460.533.635
2.407.277.486
288.730.920
316.931.058
124.904.402
138.102.310
65.023.305
61.905.795
-
-
672.082.338
665.598.018
234.837.848
350.493.006
223.557.756
242.087.064
68.645.529
46.211.217
19.201.800
(418.132)
1.235.064.459
1.224.489.998
33.3. Países
País
Activos
Activos corrientes
Efectivo y equivalentes al efectivo
Otros activos financieros corrientes
Otros activos no financieros, corriente
Activos no corrientes
Otros activos financieros no corrientes
Otros activos no financieros no corrientes
Derechos por cobrar no corrientes
Cuentas por cobrar a entidades relacionadas no corrientes
Activos intangibles distintos de la plusvalía
Plusvalía
Propiedades, planta y equipo
Propiedad de inversión
Activos por impuestos diferidos
Total activos
País
Patrimonio neto y pasivos
Pasivos corrientes
Otros pasivos financieros corrientes
Cuentas comerciales y otras cuentas por pagar corrientes
Cuentas por pagar a entidades relacionadas corrientes
Otras provisiones corrientes
Pasivos por impuestos corrientes
Provisiones por beneficios a los empleados corrientes
Otros pasivos no financieros corrientes
para la venta
Pasivos no corrientes
Otros pasivos financieros no corrientes
Otras cuentas por pagar no corrientes
Cuentas por pagar a entidades relacionadas no corrientes
Otras provisiones no corrientes
Pasivo por impuestos diferidos
Provisiones por beneficios a los empleados no corrientes
Otros pasivos no financieros no corrientes
Patrimonio neto
Patrimonio atribuible a los propietarios de la controladora
Capital emitido
Ganancias (pérdidas) acumuladas
Primas de emisión
Otras reservas
Participaciones no controladoras
32.942.181
57.422.721
599.528
4.531.190
6.179.892
1.327.410
9.751.497
5.570.592
40.438.658
2.312.632
43.574.579
2.311.244
38.055.889
87.945.837
33.019.154
93.793.672
161.140
1.984.737
4.727.255
3.649.971
2.357.592
-
-
10.897.471
151.690.773
123.872.850
4.360.892
3.394.462
2.453.791
Chile
31/12/11
M$
Argentina
31/12/10
M$
31/12/11
M$
31/12/10
M$
661.869.058
647.462.363
494.783.567
368.365.266
88.087.416
57.353.811
105.336.295
91.305.044
405.601.668
397.291.875
283.219.858
188.824.968
48.929.238
54.333.202
58.625.870
6.291.663
95.959.740
61.952.297
26.985.525
1.341.781
6.577.334
45.686.586
25.324.807
12.379.051
21.522.018
31.334.089
18.739.444
591.831
1.819.290.887
1.798.546.677
206.938.488
182.056.288
1.538.473.627
1.511.148.690
113.544.053
87.795.042
3.595.790
1.146.930
-
34.248.823
17.935.877
17.164.654
204.262.599
222.646.728
35.817.248
22.801.536
33.170.562
10.820.253
9.239.778
13.419.881
7.627.051
27.711.972
325.183
36.634.177
11.451.261
21.549.260
1.400.727
22.900.638
6.529.166.695
6.394.984.745
6.529.166.695
6.394.984.745
90.428.622
90.428.622
268.637.728
268.637.728
5.517.944.809
5.504.650.136
230.798.614
233.455.382
2.728.371.595
2.687.545.567
(99.901.666)
77.431.069
158.759.648
158.759.648
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Pasivos incluidos en grupos de activos para su disposición clasificados como mantenidos
-
-
-
-
-
-
-
-
-
64.630.389
-
64.630.389
929.216.917
866.894.226
928.038.093
749.238.211
527.947.698
525.104.242
(34.248.823)
(37.299.979)
4.377.183.260
4.084.539.665
515.352.311
483.293.292
782.142.214
616.376.069
321.843.088
316.343.354
13.157.677
33.173.070
-
1.750.092
-
-
142.669
-
-
-
-
-
168.801.883
183.780.246
4.762.542
2.198.153
1.833.561
10.928.015
67.691.941
61.907.742
19.717.371
52.263.418
203.346.463
197.556.430
149.353.832
102.989.784
84.727.882
78.257.902
-
-
14.859.273
-
36.688.084
-
924.586
276.443
-
-
- 3.271.355.293
3.014.956.447
-
14.304.607
37.236.712
(34.248.823)
(37.299.979)
-
1.084.290
-
-
-
-
-
-
-
-
202.573.641
225.522.329
508.438.255
555.923.578
277.526.013
215.818.975
102.985.451
33.997.334
2.906.461.971
2.882.244.720
1.381.611.561
1.206.269.755
686.428.440
558.029.135
(4.697.943.433)
(4.796.138.127) 6.896.153.857
6.514.027.956
2.906.461.971
2.882.244.720
1.381.611.561
1.206.269.755
686.428.440
558.029.135
(4.697.943.433)
(4.796.138.127)
3.895.728.606
3.735.544.636
1.768.841.536
1.016.335.188
150.811.424
147.297.657
197.139.383
198.134.490
(5.040.652.931)
(4.274.990.018)
2.824.882.835
2.824.882.835
459.494.106
446.813.310
125.770.175
274.298.955
72.384.456
56.504.426
(1.053.149.787)
(1.438.903.818)
2.232.968.880
2.103.689.509
-
-
-
-
-
-
-
-
158.759.648
158.759.648
Total patrimonio neto y pasivos
9.010.326.640
8.840.993.785
792.150.677
819.059.282
4.485.916.038
4.498.824.468
2.793.097.895
2.388.025.004
1.385.204.889
1.205.809.292
(4.732.825.387)
(4.746.866.725) 13.733.870.752 13.005.845.107
(1.875.909.357)
(1.955.970.606)
(40.468.326)
(42.248.723)
678.126.329
1.419.096.222
1.105.029.962
784.673.143
416.904.601
303.390.219
1.395.859.285
917.755.709
(1.320.882.757)
(1.351.787.356)
-
-
-
-
-
-
-
-
-
- 3.000.425.251
2.778.483.320
22.836.970
16.047.872
18.298.073
4.696.991
6.367.751
5.380.618
6.858.847
3.087.733
67.476.356
45.603.630
76.893.506
50.694.810
20.478.459
5.643.246
-
-
-
3.516.770
-
-
-
-
-
34.092.017
22.670.347
51.713.966
6.801.936
9.290.490
10.860
(8.763.202)
1.498.668
1.068.536
8.754.075
11.373.692
4.477.774
(5.545.768)
(24.312.705)
22.359.124
157.177.638
148.202.260
-
-
-
-
99.702.654
115.449.236
235.853.242
147.666.655
-
5.450.382
60.653.304
35.790.548
274
Enersis
Memoria Anual 2011
País
Estado de resultados integrales
Ingresos
Ventas
Ventas de energía
Otras ventas
Otras prestaciones de servicios
Otros ingresos de explotación
31/12/11
M$
Chile
31/12/10
M$
31/12/09
M$
31/12/11
M$
Argentina
31/12/10
M$
31/12/09
M$
31/12/11
M$
Brasil
31/12/10
M$
31/12/09
M$
31/12/11
M$
Colombia
31/12/10
M$
31/12/09
M$
31/12/11
M$
Perú
31/12/10
M$
31/12/09
M$
31/12/11
M$
Eliminaciones
31/12/10
M$
31/12/09
M$
31/12/11
M$
Totales
31/12/10
M$
31/12/09
M$
2.124.479.297
2.085.557.501
2.283.457.941
675.647.122
658.417.051
637.839.445
2.165.287.761
2.230.116.193
1.979.203.998
1.113.791.686
1.163.978.952
1.096.256.547
458.047.567
429.229.748
479.144.395
(2.373.089)
(3.718.332)
(3.846.673)
6.534.880.344
6.563.581.113
6.472.055.653
2.097.527.758
2.041.203.346
2.260.373.406
667.299.420
644.085.670
624.398.698
1.970.909.825
1.953.154.510
1.732.004.318
1.080.920.739
1.135.970.285
1.040.262.693
439.967.436
408.534.345
460.091.173
(2.373.089)
(3.718.332)
(3.846.673)
6.254.252.089
6.179.229.824
6.113.283.615
1.961.366.637
1.868.868.808
2.071.597.022
641.615.807
614.505.180
590.796.228
1.787.773.720
1.778.434.279
1.564.412.704
991.306.129
1.019.682.987
948.485.479
423.233.981
372.233.663
403.854.451
- 5.805.296.274
5.653.724.917
5.579.145.884
21.888.297
37.515.316
42.402.319
-
-
(49.808)
6.072.128
3.332.080
4.180.089
3.289.633
6.557.919
6.515.455
565.295
4.375.367
5.012.398
(69.179)
(1.209.908)
(1.571.194)
31.746.174
50.570.774
56.489.259
114.272.824
134.819.222
146.374.065
25.683.613
29.580.490
33.652.278
177.063.977
171.388.151
163.411.525
86.324.977
109.729.379
85.261.759
16.168.160
31.925.315
51.224.324
(2.303.910)
(2.508.424)
(2.275.479)
417.209.641
474.934.133
477.648.472
26.951.539
44.354.155
23.084.535
8.347.702
14.331.381
13.440.747
194.377.936
276.961.683
247.199.680
32.870.947
28.008.667
55.993.854
18.080.131
20.695.403
19.053.222
-
280.628.255
384.351.289
358.772.038
Aprovisionamientos y servicios
(1.280.894.315)
(1.157.432.602)
(1.131.384.329)
(457.898.841)
(413.059.847)
(365.964.562)
(1.228.453.536)
(1.308.455.877)
(1.074.015.467)
(385.326.627)
(463.847.068)
(428.527.683)
(185.931.510)
(180.533.345)
(213.585.176)
70.100
1.682.485
2.883.640
(3.538.434.729)
(3.521.646.254)
(3.210.593.577)
Compras de energía
Consumo de combustible
Gastos de transporte
(747.064.363)
(542.253.232)
(581.492.020)
(153.569.548)
(148.902.836)
(160.131.967)
(587.111.958)
(543.260.558)
(443.577.232)
(186.337.063)
(246.229.847)
(229.843.920)
(88.735.366)
(74.068.163)
(105.153.086)
-
(1.762.818.298)
(1.554.714.636)
(1.520.198.225)
(350.733.784)
(318.644.651)
(345.815.766)
(283.048.981)
(242.853.893)
(180.160.003)
(35.498.349)
(37.260.897)
6.826.322
(23.946.682)
(27.780.401)
(20.572.023)
(49.411.567)
(45.498.261)
(40.516.143)
(146.853.453)
(183.181.403)
(107.329.158)
(9.143.907)
(4.875.869)
(6.886.114)
(107.475.644)
(93.660.230)
(82.792.555)
(114.302.814)
(111.637.522)
(105.632.478)
(16.215.303)
(12.628.068)
(13.647.578)
(742.639.363)
(672.038.103)
(580.237.613)
(393.991.121)
(405.983.092)
(316.287.883)
Otros aprovisionamientos variables y servicios
(36.242.715)
(113.353.316)
(96.747.385)
(12.136.405)
(16.427.249)
(18.786.478)
(498.367.585)
(634.274.192)
(554.472.002)
(60.740.068)
(78.199.298)
(72.479.262)
(31.569.274)
(48.338.853)
(54.268.369)
70.100
1.682.485
2.883.640
(638.985.947)
(888.910.423)
(793.869.856)
Margen de contribución
843.584.982
928.124.899
1.152.073.612
217.748.281
245.357.204
271.874.883
936.834.225
921.660.316
905.188.531
728.465.059
700.131.884
667.728.864
272.116.057
248.696.403
265.559.219
(2.302.989)
(2.035.847)
(963.033)
2.996.445.615
3.041.934.859
3.261.462.076
Trabajos para el inmovilizado
11.168.239
11.962.653
2.666.652
12.146.533
8.296.765
8.057.055
18.130.297
18.128.254
17.007.228
6.497.714
4.423.015
3.003.205
2.230.329
2.058.678
2.996.379
Gastos de personal
(105.910.635)
(113.164.815)
(110.843.668)
(106.287.626)
(79.533.998)
(79.385.952)
(110.708.252)
(109.354.257)
(108.515.145)
(48.007.413)
(51.541.615)
(47.341.752)
(7.638.200)
(21.083.328)
(24.315.928)
50.173.112
44.869.365
33.730.519
(378.552.126)
(374.678.013)
(370.402.445)
Otros gastos fijos de explotación
(113.660.233)
(100.976.501)
(106.575.741)
(88.827.726)
(89.055.759)
(77.076.137)
(161.072.702)
(148.686.023)
(158.794.504)
(146.263.633)
(78.880.441)
(75.624.710)
(33.100.304)
(33.890.176)
(40.566.405)
2.226.200
1.054.130
948.300
(540.698.398)
(450.434.770)
(457.689.197)
Resultado bruto de explotación
635.182.353
725.946.236
937.320.855
34.779.462
85.064.212
123.469.849
683.183.568
681.748.290
654.886.110
540.691.727
574.132.843
547.765.607
233.607.882
195.781.577
203.673.265
(76.789)
(981.717)
(14.733)
2.127.368.203
2.261.691.441
2.467.100.953
Amortizaciones y pérdidas por deterioro
(123.699.667)
(119.048.628)
(194.587.688)
(138.094.097)
(34.724.329)
(42.541.505)
(131.553.418)
(229.368.430)
(145.172.290)
(101.908.200)
(102.190.376)
(96.735.454)
(59.219.178)
(60.339.333)
(60.618.547)
(6.582.935)
(11.719.608)
-
(561.057.495)
(557.390.704)
(539.655.484)
Resultado de explotación
511.482.686
606.897.608
742.733.167
(103.314.635)
50.339.883
80.928.344
551.630.150
452.379.860
509.713.820
438.783.527
471.942.467
451.030.153
174.388.704
135.442.244
143.054.718
(6.659.724)
(12.701.325)
(14.733)
1.566.310.708
1.704.300.737
1.927.445.469
Resultado financiero
Ingresos financieros
Gastos financieros
(78.797.719)
(106.356.565)
(114.219.912)
(31.563.414)
(15.788.697)
(40.008.868)
(32.405.059)
(64.838.758)
(69.697.374)
(76.360.671)
(62.523.560)
(72.011.415)
(22.714.456)
(25.742.132)
(34.167.002)
5.256.312
4.645.177
20.848.425
(236.585.007)
(270.604.535)
(309.256.146)
34.484.561
15.604.598
26.321.994
13.314.838
10.926.110
9.381.341
173.831.176
132.197.987
103.326.143
11.407.941
11.883.669
20.075.886
2.723.717
2.116.913
3.631.106
(2.149.364)
(1.492.329)
(3.066.065)
233.612.869
171.236.948
159.670.405
(93.072.101)
(109.360.408)
(135.713.458)
(36.394.214)
(34.924.333)
(32.076.508)
(225.571.907)
(193.320.965)
(187.048.645)
(87.553.973)
(74.211.667)
(92.155.200)
(24.968.532)
(28.154.018)
(38.544.881)
2.149.364
1.613.140
3.066.065
(465.411.363)
(438.358.251)
(482.472.627)
Resultados por unidades de reajuste
(25.092.203)
(15.055.706)
21.781.329
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
(25.092.203)
(15.055.706)
21.781.329
Diferencias de cambio
4.882.024
2.454.951
(26.609.777)
(8.484.038)
8.209.526
(17.313.701)
19.335.672
(3.715.780)
14.025.128
Positivas
Negativas
53.545.105
38.536.192
34.338.086
6.006.240
20.715.091
3.564.040
29.865.459
30.931.909
47.716.990
(48.663.081)
(36.081.241)
(60.947.863)
(14.490.278)
(12.505.565)
(20.877.741)
(10.529.787)
(34.647.689)
(33.691.862)
(953.149)
(1.159.082)
(1.819.395)
(1.172.230)
(1.258.862)
(1.587.193)
15.241.391
5.893.545
28.673.676
(60.567.134)
(79.758.894)
(90.250.378)
(214.639)
738.510
(195.562)
963.520
67.899
1.887.294
(469.641)
702.589
294.973
746.773
5.256.312
4.524.366
20.848.425
20.305.690
11.572.474
(8.235.253)
1.553.835
2.333.966
(9.985.079)
(1.369.179)
(7.825.251)
80.872.824
91.331.368
82.015.125
Resultado de sociedades contabilizadas por el
método de participación
8.215.729
811.657
(8.074.230)
250.141
203.884
374.621
Diferencia negativa de consolidación
-
-
-
-
-
-
1.053.408
1.626.786
172.804
498.877
1.596.643
2.683.755
Otros gastos distintos de los de operación
-
-
-
(6.039.997)
8.825.168
37.360.860
-
-
-
-
-
-
Resultado de otras inversiones
Resultados en ventas de activos
-
-
-
-
-
-
-
29.251
(34.754)
-
-
-
486.834
(230.878)
2.515.018
12.851.414
418.351
405.317
(196.773)
(5.852.524)
11.710.749
50.502.335
-
-
-
-
-
70
-
-
-
-
(34.772)
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
9.935.172
34
198
16
8.465.904
1.015.739
2.235.579
(514.125)
(2.979.994)
(2.683.844)
1.038.230
272.686
137.943
-
-
-
-
-
-
Resultados antes de impuestos
435.914.107
511.804.654
657.972.689
(134.129.031)
36.351.713
43.977.852
519.225.091
387.535.599
440.503.280
362.192.048
411.933.925
391.835.380
152.092.599
110.105.429
118.626.115
(1.917.503)
(11.035.944)
18.149.864
1.333.377.311
1.446.695.376
1.671.065.180
Impuesto sobre sociedades
(110.530.698)
(91.503.756)
(68.971.765)
(34.044.480)
(13.131.879)
(15.197.010)
(129.039.820)
(66.998.716)
(107.407.226)
(142.998.659)
(134.315.662)
(127.250.804)
(44.223.034)
(40.056.955)
(40.910.805)
-
(460.836.691)
(346.006.968)
(359.737.610)
Resultado después de impuestos de las
actividades continuadas
Ganancia (pérdida) de operaciones
discontinuadas, neta de impuesto
Resultado después de impuestos de las
actividades interrumpidas
Resultado del período
Sociedad dominante
Accionistas minoritarios
325.383.409
420.300.898
589.000.924
(168.173.511)
23.219.834
28.780.842
390.185.271
320.536.883
333.096.054
219.193.389
277.618.263
264.584.576
107.869.565
70.048.474
77.715.310
(1.917.503)
(11.035.944)
18.149.864
872.540.620
1.100.688.408
1.311.327.570
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
325.383.409
420.300.898
589.000.924
(168.173.511)
23.219.834
28.780.842
390.185.271
320.536.883
333.096.054
219.193.389
277.618.263
264.584.576
107.869.565
70.048.474
77.715.310
(1.917.503)
(11.035.944)
18.149.864
872.540.620
1.100.688.408
1.311.327.570
325.383.409
420.300.898
589.000.924
(168.173.511)
23.219.834
28.780.842
390.185.271
320.536.883
333.096.054
219.193.389
277.618.263
264.584.576
107.869.565
70.048.474
77.715.310
(1.917.503)
(11.035.944)
18.149.864
872.540.620
1.100.688.408
1.311.327.570
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
375.471.254
486.226.814
660.231.043
497.069.366
614.461.594
651.096.527
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
275
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
País
Estado de resultados integrales
Ingresos
Ventas
Ventas de energía
Otras ventas
Otras prestaciones de servicios
Otros ingresos de explotación
Compras de energía
Consumo de combustible
Gastos de transporte
31/12/11
M$
Chile
31/12/10
M$
31/12/09
M$
31/12/11
M$
Argentina
31/12/10
M$
31/12/09
M$
31/12/11
M$
Brasil
31/12/10
M$
31/12/09
M$
31/12/11
M$
Colombia
31/12/10
M$
31/12/09
M$
31/12/11
M$
Perú
31/12/10
M$
31/12/09
M$
31/12/11
M$
Eliminaciones
31/12/10
M$
31/12/09
M$
31/12/11
M$
Totales
31/12/10
M$
31/12/09
M$
2.124.479.297
2.085.557.501
2.283.457.941
675.647.122
658.417.051
637.839.445
2.165.287.761
2.230.116.193
1.979.203.998
1.113.791.686
1.163.978.952
1.096.256.547
458.047.567
429.229.748
479.144.395
(2.373.089)
(3.718.332)
(3.846.673)
6.534.880.344
6.563.581.113
6.472.055.653
2.097.527.758
2.041.203.346
2.260.373.406
667.299.420
644.085.670
624.398.698
1.970.909.825
1.953.154.510
1.732.004.318
1.080.920.739
1.135.970.285
1.040.262.693
439.967.436
408.534.345
460.091.173
(2.373.089)
(3.718.332)
(3.846.673)
6.254.252.089
6.179.229.824
6.113.283.615
1.961.366.637
1.868.868.808
2.071.597.022
641.615.807
614.505.180
590.796.228
1.787.773.720
1.778.434.279
1.564.412.704
991.306.129
1.019.682.987
948.485.479
423.233.981
372.233.663
403.854.451
-
-
- 5.805.296.274
5.653.724.917
5.579.145.884
21.888.297
37.515.316
42.402.319
-
-
(49.808)
6.072.128
3.332.080
4.180.089
3.289.633
6.557.919
6.515.455
565.295
4.375.367
5.012.398
(69.179)
(1.209.908)
(1.571.194)
31.746.174
50.570.774
56.489.259
114.272.824
134.819.222
146.374.065
25.683.613
29.580.490
33.652.278
177.063.977
171.388.151
163.411.525
86.324.977
109.729.379
85.261.759
16.168.160
31.925.315
51.224.324
(2.303.910)
(2.508.424)
(2.275.479)
417.209.641
474.934.133
477.648.472
26.951.539
44.354.155
23.084.535
8.347.702
14.331.381
13.440.747
194.377.936
276.961.683
247.199.680
32.870.947
28.008.667
55.993.854
18.080.131
20.695.403
19.053.222
-
-
-
280.628.255
384.351.289
358.772.038
Aprovisionamientos y servicios
(1.280.894.315)
(1.157.432.602)
(1.131.384.329)
(457.898.841)
(413.059.847)
(365.964.562)
(1.228.453.536)
(1.308.455.877)
(1.074.015.467)
(385.326.627)
(463.847.068)
(428.527.683)
(185.931.510)
(180.533.345)
(213.585.176)
70.100
1.682.485
2.883.640
(3.538.434.729)
(3.521.646.254)
(3.210.593.577)
(747.064.363)
(542.253.232)
(581.492.020)
(153.569.548)
(148.902.836)
(160.131.967)
(587.111.958)
(543.260.558)
(443.577.232)
(186.337.063)
(246.229.847)
(229.843.920)
(88.735.366)
(74.068.163)
(105.153.086)
(350.733.784)
(318.644.651)
(345.815.766)
(283.048.981)
(242.853.893)
(180.160.003)
(35.498.349)
(37.260.897)
6.826.322
(23.946.682)
(27.780.401)
(20.572.023)
(49.411.567)
(45.498.261)
(40.516.143)
(146.853.453)
(183.181.403)
(107.329.158)
(9.143.907)
(4.875.869)
(6.886.114)
(107.475.644)
(93.660.230)
(82.792.555)
(114.302.814)
(111.637.522)
(105.632.478)
(16.215.303)
(12.628.068)
(13.647.578)
-
-
-
-
-
-
-
(1.762.818.298)
(1.554.714.636)
(1.520.198.225)
-
-
(742.639.363)
(672.038.103)
(580.237.613)
(393.991.121)
(405.983.092)
(316.287.883)
Otros aprovisionamientos variables y servicios
(36.242.715)
(113.353.316)
(96.747.385)
(12.136.405)
(16.427.249)
(18.786.478)
(498.367.585)
(634.274.192)
(554.472.002)
(60.740.068)
(78.199.298)
(72.479.262)
(31.569.274)
(48.338.853)
(54.268.369)
70.100
1.682.485
2.883.640
(638.985.947)
(888.910.423)
(793.869.856)
Margen de contribución
843.584.982
928.124.899
1.152.073.612
217.748.281
245.357.204
271.874.883
936.834.225
921.660.316
905.188.531
728.465.059
700.131.884
667.728.864
272.116.057
248.696.403
265.559.219
(2.302.989)
(2.035.847)
(963.033)
2.996.445.615
3.041.934.859
3.261.462.076
Trabajos para el inmovilizado
11.168.239
11.962.653
2.666.652
12.146.533
8.296.765
8.057.055
18.130.297
18.128.254
17.007.228
6.497.714
4.423.015
3.003.205
2.230.329
2.058.678
2.996.379
Gastos de personal
(105.910.635)
(113.164.815)
(110.843.668)
(106.287.626)
(79.533.998)
(79.385.952)
(110.708.252)
(109.354.257)
(108.515.145)
(48.007.413)
(51.541.615)
(47.341.752)
(7.638.200)
(21.083.328)
(24.315.928)
-
-
-
-
-
-
50.173.112
44.869.365
33.730.519
(378.552.126)
(374.678.013)
(370.402.445)
Otros gastos fijos de explotación
(113.660.233)
(100.976.501)
(106.575.741)
(88.827.726)
(89.055.759)
(77.076.137)
(161.072.702)
(148.686.023)
(158.794.504)
(146.263.633)
(78.880.441)
(75.624.710)
(33.100.304)
(33.890.176)
(40.566.405)
2.226.200
1.054.130
948.300
(540.698.398)
(450.434.770)
(457.689.197)
Resultado bruto de explotación
635.182.353
725.946.236
937.320.855
34.779.462
85.064.212
123.469.849
683.183.568
681.748.290
654.886.110
540.691.727
574.132.843
547.765.607
233.607.882
195.781.577
203.673.265
(76.789)
(981.717)
(14.733)
2.127.368.203
2.261.691.441
2.467.100.953
Amortizaciones y pérdidas por deterioro
(123.699.667)
(119.048.628)
(194.587.688)
(138.094.097)
(34.724.329)
(42.541.505)
(131.553.418)
(229.368.430)
(145.172.290)
(101.908.200)
(102.190.376)
(96.735.454)
(59.219.178)
(60.339.333)
(60.618.547)
(6.582.935)
(11.719.608)
-
(561.057.495)
(557.390.704)
(539.655.484)
Resultado de explotación
511.482.686
606.897.608
742.733.167
(103.314.635)
50.339.883
80.928.344
551.630.150
452.379.860
509.713.820
438.783.527
471.942.467
451.030.153
174.388.704
135.442.244
143.054.718
(6.659.724)
(12.701.325)
(14.733)
1.566.310.708
1.704.300.737
1.927.445.469
(78.797.719)
(106.356.565)
(114.219.912)
(31.563.414)
(15.788.697)
(40.008.868)
(32.405.059)
(64.838.758)
(69.697.374)
(76.360.671)
(62.523.560)
(72.011.415)
(22.714.456)
(25.742.132)
(34.167.002)
5.256.312
4.645.177
20.848.425
(236.585.007)
(270.604.535)
(309.256.146)
34.484.561
15.604.598
26.321.994
13.314.838
10.926.110
9.381.341
173.831.176
132.197.987
103.326.143
11.407.941
11.883.669
20.075.886
2.723.717
2.116.913
3.631.106
(2.149.364)
(1.492.329)
(3.066.065)
233.612.869
171.236.948
159.670.405
(93.072.101)
(109.360.408)
(135.713.458)
(36.394.214)
(34.924.333)
(32.076.508)
(225.571.907)
(193.320.965)
(187.048.645)
(87.553.973)
(74.211.667)
(92.155.200)
(24.968.532)
(28.154.018)
(38.544.881)
2.149.364
1.613.140
3.066.065
(465.411.363)
(438.358.251)
(482.472.627)
Resultados por unidades de reajuste
(25.092.203)
(15.055.706)
21.781.329
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
(25.092.203)
(15.055.706)
21.781.329
Diferencias de cambio
4.882.024
2.454.951
(26.609.777)
(8.484.038)
8.209.526
(17.313.701)
19.335.672
(3.715.780)
14.025.128
53.545.105
38.536.192
34.338.086
6.006.240
20.715.091
3.564.040
29.865.459
30.931.909
47.716.990
(214.639)
738.510
(195.562)
963.520
67.899
1.887.294
(469.641)
702.589
294.973
746.773
5.256.312
4.524.366
20.848.425
20.305.690
11.572.474
(8.235.253)
1.553.835
2.333.966
(9.985.079)
(1.369.179)
(7.825.251)
80.872.824
91.331.368
82.015.125
(48.663.081)
(36.081.241)
(60.947.863)
(14.490.278)
(12.505.565)
(20.877.741)
(10.529.787)
(34.647.689)
(33.691.862)
(953.149)
(1.159.082)
(1.819.395)
(1.172.230)
(1.258.862)
(1.587.193)
15.241.391
5.893.545
28.673.676
(60.567.134)
(79.758.894)
(90.250.378)
Resultado financiero
Ingresos financieros
Gastos financieros
Positivas
Negativas
Resultado de sociedades contabilizadas por el
método de participación
Diferencia negativa de consolidación
Resultado de otras inversiones
Resultados en ventas de activos
Otros gastos distintos de los de operación
8.215.729
811.657
(8.074.230)
250.141
203.884
374.621
1.053.408
1.626.786
172.804
498.877
1.596.643
2.683.755
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
(6.039.997)
8.825.168
37.360.860
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
29.251
(34.754)
-
-
-
-
-
-
70
-
-
-
-
-
(34.772)
-
-
-
-
-
-
9.935.172
-
-
486.834
(230.878)
2.515.018
12.851.414
418.351
405.317
(196.773)
-
-
-
-
-
-
34
-
198
-
16
8.465.904
1.015.739
2.235.579
-
-
-
-
(514.125)
(2.979.994)
(2.683.844)
1.038.230
272.686
137.943
-
-
-
-
-
-
(5.852.524)
11.710.749
50.502.335
-
-
-
Resultados antes de impuestos
435.914.107
511.804.654
657.972.689
(134.129.031)
36.351.713
43.977.852
519.225.091
387.535.599
440.503.280
362.192.048
411.933.925
391.835.380
152.092.599
110.105.429
118.626.115
(1.917.503)
(11.035.944)
18.149.864
1.333.377.311
1.446.695.376
1.671.065.180
Impuesto sobre sociedades
(110.530.698)
(91.503.756)
(68.971.765)
(34.044.480)
(13.131.879)
(15.197.010)
(129.039.820)
(66.998.716)
(107.407.226)
(142.998.659)
(134.315.662)
(127.250.804)
(44.223.034)
(40.056.955)
(40.910.805)
-
-
-
(460.836.691)
(346.006.968)
(359.737.610)
Resultado después de impuestos de las
actividades continuadas
Ganancia (pérdida) de operaciones
discontinuadas, neta de impuesto
Resultado después de impuestos de las
actividades interrumpidas
Resultado del período
Sociedad dominante
Accionistas minoritarios
325.383.409
420.300.898
589.000.924
(168.173.511)
23.219.834
28.780.842
390.185.271
320.536.883
333.096.054
219.193.389
277.618.263
264.584.576
107.869.565
70.048.474
77.715.310
(1.917.503)
(11.035.944)
18.149.864
872.540.620
1.100.688.408
1.311.327.570
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
325.383.409
420.300.898
589.000.924
(168.173.511)
23.219.834
28.780.842
390.185.271
320.536.883
333.096.054
219.193.389
277.618.263
264.584.576
107.869.565
70.048.474
77.715.310
(1.917.503)
(11.035.944)
18.149.864
872.540.620
1.100.688.408
1.311.327.570
325.383.409
420.300.898
589.000.924
(168.173.511)
23.219.834
28.780.842
390.185.271
320.536.883
333.096.054
219.193.389
277.618.263
264.584.576
107.869.565
70.048.474
77.715.310
(1.917.503)
(11.035.944)
18.149.864
872.540.620
1.100.688.408
1.311.327.570
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
375.471.254
486.226.814
660.231.043
497.069.366
614.461.594
651.096.527
276
Enersis
Memoria Anual 2011
33.4. Generación y distribución por países
a) Generación
Línea de negocio
País
Activos
Activos corrientes
Efectivo y equivalentes al efectivo
Otros activos financieros corrientes
Otros activos no financieros, corriente
Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar corrientes
Cuentas por cobrar a entidades relacionadas corriente
Inventarios
Activos por impuestos corrientes
Activos no corrientes o grupos de activos para su disposición
clasificados como mantenidos para la venta
Activos no corrientes
Otros activos financieros no corrientes
Otros activos no financieros no corrientes
Derechos por cobrar no corrientes
Cuentas por cobrar a entidades relacionadas no corrientes
Inversiones contabilizadas utilizando el método de la
participación
Activos intangibles distintos de la plusvalía
Plusvalía
Propiedades, planta y equipo
Propiedad de inversión
Activos por impuestos diferidos
Total activos
Línea de negocio
País
Patrimonio neto y pasivos
Pasivos corrientes
Otros pasivos financieros corrientes
Cuentas comerciales y otras cuentas por pagar corrientes
Cuentas por pagar a entidades relacionadas corrientes
Otras provisiones corrientes
Pasivos por impuestos corrientes
Provisiones por beneficios a los empleados corrientes
Otros pasivos no financieros corrientes
Pasivos incluidos en grupos de activos para su disposición
clasificados como mantenidos para la venta
Chile
Argentina
Brasil
Colombia
Perú
31/12/11
M$
581.738.393
230.289.585
47.504
5.388.772
175.085.843
58.683.378
29.481.511
82.761.800
31/12/10
M$
581.919.944
225.658.998
17.551
1.073.419
150.897.103
103.058.701
24.443.037
76.771.135
31/12/11
M$
113.950.708
22.383.610
143.638
1.197.748
54.090.162
33.441.555
1.783.282
910.713
31/12/10
M$
96.454.500
18.626.377
-
2.254.847
53.364.468
20.203.295
1.750.879
254.634
31/12/11
M$
229.070.896
131.040.180
-
14.283.730
63.940.752
19.803.730
2.504
-
31/12/10
M$
206.821.621
77.999.226
5.463.750
808.494
83.976.499
28.663.608
22.842
9.887.202
-
-
-
-
-
-
4.058.185.785 3.989.974.642
27.935.909
146.349
1.820.235
5.570.592
12.014.822
342.343
160.518
6.179.892
319.979.207
161.140
1.099.011
150.312.091
-
290.297.224
-
10.203.998
123.377.243
-
600.244.367
-
27.290.081
21.685.968
42.997.790
614.488.434
-
19.997.184
11.129.694
37.063.260
1.594.961.765 1.591.313.598
3.428.479
3.094.078
10.801.536
10.950.060
49.887.780
49.494.618
(1.067.411.405)
(1.063.491.176)
591.668.155
591.361.178
11.005.836
14.024
9.638.098
12.636
2.400.516.617 2.328.158.165
-
25.379.060
-
32.989.968
176.228
2.357.592
157.747.465
-
4.697.201
190.799
2.453.791
136.585.507
-
14.391.808
1.410.902
-
456.994.530
-
39.063.560
972.900
-
480.313.680
-
54.061.656
22.281.991
5.126.657
20.247.206
457.861
349.639
-
35.332.818
10.361.690
10.502.214
88.539.078
84.704.600
106.399.041
31.398.642
97.673.241
1.302.924.129 1.125.145.217
750.111.283
669.094.525
58.439.195
54.235.182
1.522.732
818.659
-
-
- 5.068.294.024 4.739.297.094
-
-
136.712.656
148.886.365
4.639.924.178 4.571.894.586
433.929.915
386.751.724
829.315.263
821.310.055
1.632.263.297 1.358.710.485
888.208.186
780.949.989
(1.056.781.954) (1.046.869.597) 7.366.858.885 6.872.747.241
Chile
Argentina
Brasil
31/12/11
M$
419.861.754
73.513.845
210.953.110
69.582.013
29.277.728
31.286.802
-
5.248.256
31/12/10
M$
461.971.755
43.626.925
221.957.794
142.252.923
35.783.147
14.656.865
-
3.694.101
31/12/11
M$
184.089.684
82.987.086
47.852.899
43.569.836
3.901.399
5.362.401
-
416.063
31/12/10
M$
151.057.167
79.751.906
28.920.947
28.374.815
2.553.179
11.212.408
-
243.912
31/12/11
M$
223.439.239
62.027.186
47.171.805
81.664.568
-
30.425.114
-
2.150.566
31/12/10
M$
182.940.166
64.363.398
63.002.748
37.105.842
1.874.736
16.593.444
-
(2)
-
-
-
-
-
-
Pasivos no corrientes
Otros pasivos financieros no corrientes
Otras cuentas por pagar no corrientes
Cuentas por pagar a entidades relacionadas no corrientes
Otras provisiones no corrientes
Pasivo por impuestos diferidos
Provisiones por beneficios a los empleados no corrientes
Otros pasivos no financieros no corrientes
1.193.061.174 1.172.214.180
949.189.055
3.288.535
78.870
9.797.457
192.358.468
9.971.456
7.530.339
975.588.006
-
81.953
10.251.812
177.178.521
12.334.488
17.626.394
165.441.384
87.602.569
241.287
34.248.823
-
13.419.881
2.216.852
27.711.972
141.817.640
70.465.040
-
36.634.177
-
11.817.785
-
22.900.638
58.875.184
36.725.221
1.947
-
8.596.721
4.538.425
-
9.012.870
Patrimonio neto
Patrimonio atribuible a los propietarios de la controladora
Capital emitido
Ganancias (pérdidas) acumuladas
Primas de emisión
Acciones propias en cartera
Otras participaciones en el patrimonio
Otras reservas
3.027.001.250 2.937.708.650
3.027.001.250 2.937.708.650
2.153.213.074 2.132.404.418
1.140.321.396 1.152.825.041
-
-
-
(347.520.809)
-
-
-
(266.533.220)
84.398.847
84.398.847
92.185.037
(7.554.043)
-
-
-
(232.147)
93.876.916
93.876.916
92.185.037
10.088.706
-
-
-
(8.396.827)
547.000.840
547.000.840
204.171.117
202.644.366
-
-
-
140.185.357
156.436.680
94.332.102
10.117.596
1.084.290
46.119.690
4.783.002
-
-
481.933.209
481.933.209
203.659.553
123.291.764
-
-
-
154.981.892
Participaciones no controladoras
-
-
-
-
-
-
Total patrimonio neto y pasivos
4.639.924.178 4.571.894.585
433.929.915
386.751.724
829.315.263
821.310.055
1.632.263.297 1.358.710.485
888.208.186
780.949.989
(1.056.781.954) (1.046.869.597) 7.366.858.885 6.872.747.241
Generación
31/12/11
M$
31/12/10
M$
239.044.005
136.260.140
154.997.283
74.583.887
674.506
7.964.428
45.507.596
35.104.241
11.993.970
1.539.124
54.650
1.370.458
41.680.862
32.368.651
4.936.465
2.310
31/12/11
M$
75.650.050
32.764.569
48.561
2.458.301
16.985.155
10.509.205
12.645.501
238.758
31/12/10
M$
50.330.357
13.865.517
-
1.835.063
11.027.554
11.009.380
4.189.000
8.403.843
(26.868.729)
(19.872.054)
(6.341.335)
Eliminaciones
31/12/11
M$
31/12/10
M$
Totales
31/12/11
M$
31/12/10
M$
(26.868.729)
(26.213.389) 1.212.585.323 1.064.310.315
1.393.219.292 1.203.713.202
812.558.136
730.619.632
(1.029.913.225) (1.020.656.208) 6.154.273.562 5.808.436.926
1.205.585
3.241.735
1.111.481
2.974.116
216.790
359.977
(51.040.898)
(41.869.632)
(1.863.216)
764.220
552.738.084
410.734.005
914.209
31.292.979
355.609.508
130.673.380
55.906.768
85.450.395
5.535.951
7.342.281
321.074.432
186.356.762
42.162.603
91.104.281
-
-
13.598.337
28.731.435
28.295.886
31.459.012
175.400.312
139.301.288
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Generación
Colombia
31/12/11
M$
31/12/10
M$
220.413.976
286.630.051
113.869.956
50.897.328
14.328.510
10.860
40.779.406
26.604.320
87.860.103
86.644.371
80.508.993
22.520
2.703.107
2.286.637
Perú
31/12/11
M$
77.444.300
32.976.929
23.834.560
13.875
2.840.237
14.748.267
31/12/10
M$
61.493.965
39.501.048
16.970.251
218.586
3.097.899
692.609
527.916
3.030.432
1.013.572
Eliminaciones
31/12/11
M$
31/12/10
M$
Totales
31/12/11
M$
31/12/10
M$
25.000.330
(418.133) 1.150.249.283 1.143.674.971
(7.957)
(418.133)
25.008.287
-
365.375.002
380.701.745
234.167.089
36.030.224
122.601.990
11.373.233
-
-
315.103.380
417.077.978
288.461.159
43.331.481
69.759.646
2.703.107
7.238.220
530.859.723
486.420.793
356.958.221
339.291.052
142.669
317.338.453
169.238.940
319.926.947
168.684.276
(34.248.823)
(36.634.177) 2.231.327.095 2.110.719.491
- 1.755.575.529 1.621.961.525
(34.248.823)
(36.634.177)
316.576
348.770
1.668.030
10.772.286
-
146.431.483
140.470.385
21.953.569
22.168.785
17.175.730
243.234
81.953
20.833.139
13.548.800
1.163.160
67.038.203
341.568.310
349.429.640
36.504.909
76.520.021
27.147.186
30.430.977
880.989.598
880.989.598
142.906.410
128.464.532
715.122.213
715.122.213
142.906.410
149.784.385
493.425.433
493.425.433
164.297.758
70.760.796
399.529.077
(1.047.533.461) (1.009.817.287) 3.985.282.507 3.618.352.778
399.529.077
(1.047.533.461)
(1.009.817.287) 3.985.282.507 3.618.352.778
164.297.758
(1.003.883.359)
(905.021.922) 1.752.890.037 1.830.431.254
23.141.069
303.782.125
107.147.811 1.838.419.172 1.566.278.776
-
-
-
-
-
-
-
-
-
609.618.656
422.431.418
258.366.879
212.090.250
(347.432.227)
(211.943.176)
393.973.298
221.642.748
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
277
Generación
Colombia
Perú
Eliminaciones
Totales
31/12/11
M$
31/12/10
M$
31/12/10
M$
(26.213.389) 1.212.585.323 1.064.310.315
410.734.005
552.738.084
5.535.951
914.209
7.342.281
31.292.979
321.074.432
355.609.508
186.356.762
130.673.380
42.162.603
55.906.768
91.104.281
85.450.395
-
-
-
(19.872.054)
(6.341.335)
-
-
31/12/11
M$
239.044.005
136.260.140
674.506
7.964.428
45.507.596
35.104.241
11.993.970
1.539.124
31/12/10
M$
154.997.283
74.583.887
54.650
1.370.458
41.680.862
32.368.651
4.936.465
2.310
31/12/11
M$
75.650.050
32.764.569
48.561
2.458.301
16.985.155
10.509.205
12.645.501
238.758
31/12/10
M$
50.330.357
13.865.517
-
1.835.063
11.027.554
8.403.843
11.009.380
4.189.000
31/12/11
M$
(26.868.729)
-
-
-
-
(26.868.729)
-
-
33.4. Generación y distribución por países
a) Generación
Línea de negocio
País
Activos
Activos corrientes
Efectivo y equivalentes al efectivo
Otros activos financieros corrientes
Otros activos no financieros, corriente
Inventarios
Activos por impuestos corrientes
Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar corrientes
175.085.843
Cuentas por cobrar a entidades relacionadas corriente
Chile
31/12/11
M$
Argentina
31/12/10
M$
31/12/11
M$
31/12/10
M$
Brasil
31/12/11
M$
581.738.393
230.289.585
581.919.944
225.658.998
113.950.708
22.383.610
96.454.500
18.626.377
229.070.896
131.040.180
47.504
5.388.772
58.683.378
29.481.511
82.761.800
17.551
1.073.419
150.897.103
103.058.701
24.443.037
76.771.135
143.638
1.197.748
54.090.162
33.441.555
1.783.282
910.713
2.254.847
53.364.468
20.203.295
1.750.879
254.634
14.283.730
63.940.752
19.803.730
2.504
31/12/10
M$
206.821.621
77.999.226
5.463.750
808.494
83.976.499
28.663.608
22.842
9.887.202
Activos no corrientes o grupos de activos para su disposición
clasificados como mantenidos para la venta
-
-
-
Activos no corrientes
Otros activos financieros no corrientes
Otros activos no financieros no corrientes
Derechos por cobrar no corrientes
Cuentas por cobrar a entidades relacionadas no corrientes
Inversiones contabilizadas utilizando el método de la
4.058.185.785 3.989.974.642
319.979.207
290.297.224
600.244.367
614.488.434
12.014.822
27.935.909
342.343
160.518
6.179.892
146.349
1.820.235
5.570.592
161.140
1.099.011
150.312.091
123.377.243
10.203.998
-
27.290.081
21.685.968
42.997.790
19.997.184
11.129.694
37.063.260
participación
Plusvalía
Activos intangibles distintos de la plusvalía
Propiedades, planta y equipo
Propiedad de inversión
Activos por impuestos diferidos
Total activos
Línea de negocio
País
Patrimonio neto y pasivos
Pasivos corrientes
Otros pasivos financieros corrientes
Cuentas comerciales y otras cuentas por pagar corrientes
Cuentas por pagar a entidades relacionadas corrientes
Otras provisiones corrientes
Pasivos por impuestos corrientes
Provisiones por beneficios a los empleados corrientes
Pasivos incluidos en grupos de activos para su disposición
clasificados como mantenidos para la venta
11.005.836
14.024
9.638.098
12.636
176.228
2.357.592
190.799
2.453.791
1.410.902
972.900
2.400.516.617 2.328.158.165
157.747.465
136.585.507
456.994.530
480.313.680
-
-
-
-
32.989.968
25.379.060
4.697.201
14.391.808
39.063.560
54.061.656
Chile
31/12/11
M$
Argentina
31/12/10
M$
31/12/11
M$
31/12/10
M$
Brasil
31/12/11
M$
419.861.754
461.971.755
184.089.684
151.057.167
223.439.239
182.940.166
73.513.845
210.953.110
69.582.013
29.277.728
31.286.802
43.626.925
221.957.794
142.252.923
35.783.147
14.656.865
82.987.086
47.852.899
43.569.836
3.901.399
5.362.401
79.751.906
28.920.947
28.374.815
2.553.179
11.212.408
62.027.186
47.171.805
81.664.568
30.425.114
31/12/10
M$
64.363.398
63.002.748
37.105.842
1.874.736
16.593.444
Otros pasivos no financieros corrientes
5.248.256
3.694.101
416.063
243.912
2.150.566
Pasivos no corrientes
Otros pasivos financieros no corrientes
Otras cuentas por pagar no corrientes
1.193.061.174 1.172.214.180
165.441.384
141.817.640
975.588.006
949.189.055
87.602.569
70.465.040
-
3.288.535
241.287
Cuentas por pagar a entidades relacionadas no corrientes
81.953
78.870
34.248.823
36.634.177
Otras provisiones no corrientes
Pasivo por impuestos diferidos
Provisiones por beneficios a los empleados no corrientes
Otros pasivos no financieros no corrientes
10.251.812
9.797.457
177.178.521
192.358.468
12.334.488
17.626.394
9.971.456
7.530.339
Patrimonio neto
3.027.001.250 2.937.708.650
Patrimonio atribuible a los propietarios de la controladora
3.027.001.250 2.937.708.650
2.153.213.074 2.132.404.418
1.140.321.396 1.152.825.041
13.419.881
2.216.852
27.711.972
84.398.847
84.398.847
92.185.037
(7.554.043)
11.817.785
22.900.638
9.012.870
93.876.916
93.876.916
92.185.037
10.088.706
547.000.840
547.000.840
204.171.117
202.644.366
481.933.209
481.933.209
203.659.553
123.291.764
58.875.184
36.725.221
1.947
8.596.721
4.538.425
156.436.680
94.332.102
10.117.596
1.084.290
46.119.690
4.783.002
(266.533.220)
(347.520.809)
(232.147)
(8.396.827)
140.185.357
154.981.892
Capital emitido
Ganancias (pérdidas) acumuladas
Primas de emisión
Acciones propias en cartera
Otras participaciones en el patrimonio
Otras reservas
Participaciones no controladoras
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
(2)
-
-
-
-
-
-
-
1.594.961.765 1.591.313.598
3.428.479
3.094.078
10.801.536
10.950.060
-
-
49.887.780
49.494.618
(1.067.411.405)
(1.063.491.176)
591.668.155
591.361.178
-
-
-
-
-
-
-
-
1.393.219.292 1.203.713.202
-
1.111.481
2.974.116
-
1.205.585
-
3.241.735
-
812.558.136
216.790
-
-
-
730.619.632
359.977
-
-
-
(1.029.913.225) (1.020.656.208) 6.154.273.562 5.808.436.926
28.295.886
31.459.012
139.301.288
764.220
-
-
-
(51.040.898)
-
-
-
(41.869.632)
13.598.337
28.731.435
175.400.312
(1.863.216)
22.281.991
5.126.657
20.247.206
-
1.302.924.129 1.125.145.217
-
54.235.182
-
58.439.195
457.861
10.361.690
750.111.283
-
1.522.732
349.639
10.502.214
669.094.525
-
818.659
-
88.539.078
-
-
-
-
84.704.600
35.332.818
106.399.041
31.398.642
97.673.241
- 5.068.294.024 4.739.297.094
-
-
-
148.886.365
136.712.656
-
4.639.924.178 4.571.894.586
433.929.915
386.751.724
829.315.263
821.310.055
1.632.263.297 1.358.710.485
888.208.186
780.949.989
(1.056.781.954) (1.046.869.597) 7.366.858.885 6.872.747.241
Generación
Colombia
31/12/11
M$
220.413.976
113.869.956
50.897.328
14.328.510
10.860
40.779.406
-
527.916
31/12/10
M$
286.630.051
87.860.103
86.644.371
80.508.993
22.520
26.604.320
2.703.107
2.286.637
Perú
Eliminaciones
Totales
31/12/11
M$
77.444.300
32.976.929
23.834.560
13.875
2.840.237
14.748.267
-
3.030.432
31/12/10
M$
61.493.965
39.501.048
16.970.251
218.586
3.097.899
692.609
-
1.013.572
31/12/11
M$
25.000.330
-
(7.957)
25.008.287
-
-
-
-
31/12/11
M$
31/12/10
M$
31/12/10
M$
(418.133) 1.150.249.283 1.143.674.971
315.103.380
417.077.978
288.461.159
43.331.481
69.759.646
2.703.107
7.238.220
365.375.002
380.701.745
234.167.089
36.030.224
122.601.990
-
11.373.233
-
(418.133)
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
530.859.723
486.420.793
-
-
316.576
-
21.953.569
22.168.785
880.989.598
880.989.598
142.906.410
128.464.532
-
-
-
609.618.656
356.958.221
339.291.052
142.669
-
348.770
-
17.175.730
-
715.122.213
715.122.213
142.906.410
149.784.385
-
-
-
422.431.418
317.338.453
169.238.940
-
-
1.668.030
146.431.483
-
-
493.425.433
493.425.433
164.297.758
70.760.796
-
-
-
258.366.879
319.926.947
168.684.276
-
-
10.772.286
140.470.385
-
-
399.529.077
399.529.077
164.297.758
23.141.069
-
-
-
212.090.250
(34.248.823)
-
-
(34.248.823)
-
-
-
-
(36.634.177) 2.231.327.095 2.110.719.491
- 1.755.575.529 1.621.961.525
13.548.800
-
1.163.160
(36.634.177)
67.038.203
-
349.429.640
-
27.147.186
-
30.430.977
-
243.234
81.953
20.833.139
341.568.310
36.504.909
76.520.021
(1.047.533.461) (1.009.817.287) 3.985.282.507 3.618.352.778
(1.009.817.287) 3.985.282.507 3.618.352.778
(1.047.533.461)
(905.021.922) 1.752.890.037 1.830.431.254
(1.003.883.359)
107.147.811 1.838.419.172 1.566.278.776
303.782.125
-
-
-
-
-
-
221.642.748
(347.432.227)
-
-
-
(211.943.176)
-
-
-
393.973.298
Total patrimonio neto y pasivos
4.639.924.178 4.571.894.585
433.929.915
386.751.724
829.315.263
821.310.055
1.632.263.297 1.358.710.485
888.208.186
780.949.989
(1.056.781.954) (1.046.869.597) 7.366.858.885 6.872.747.241
-
-
-
-
-
-
-
-
278
Enersis
Memoria Anual 2011
Línea de negocio
País
Estado de resultados integrales
Ingresos
Ventas
Ventas de energía
Otras ventas
31/12/11
M$
Chile
31/12/10
M$
Argentina
31/12/09
31/12/11
31/12/10
31/12/09
31/12/11
M$
M$
M$
M$
M$
Brasil
31/12/10
M$
31/12/09
M$
31/12/11
31/12/10
31/12/09
31/12/11
31/12/09
31/12/11
31/12/10
31/12/09
31/12/11
31/12/10
31/12/09
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
Eliminaciones
Totales
Perú
31/12/10
M$
1.257.995.225 1.345.370.795 1.373.230.894
395.296.464
358.089.711
303.112.035
309.049.119
359.211.026
318.321.960
498.568.875
507.526.498
500.964.413
239.841.441
211.263.618
213.624.981
(896.628)
2.700.026.218 2.780.604.080 2.708.357.655
1.244.969.978 1.315.430.658 1.367.051.056
395.107.435
351.429.303
299.912.430
306.693.874
351.386.168
314.667.204
496.505.095
507.148.312
500.829.922
239.031.927
210.800.064
210.576.947
(896.628)
2.681.583.403 2.735.336.937 2.692.140.931
1.214.467.888 1.286.727.887 1.349.609.938
389.963.331
345.706.935
293.388.675
253.753.923
258.243.192
224.502.356
495.453.014
506.194.881
500.175.971
233.663.702
202.614.778
202.852.442
10.642.489
15.262.308
6.009.988
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
- 2.587.301.858 2.599.487.673 2.570.529.382
-
10.642.489
15.262.308
6.009.988
M$
(724.906)
(724.906)
M$
(857.568)
(857.568)
Generación
Colombia
Otras prestaciones de servicios
19.859.601
13.440.463
11.431.130
5.144.104
5.722.368
6.523.755
52.939.951
93.142.976
90.164.848
1.052.081
953.431
653.951
5.368.225
8.185.286
7.724.505
(724.906)
(857.568)
(896.628)
83.639.056
120.586.956
115.601.561
Otros ingresos de explotación
13.025.247
29.940.137
6.179.838
189.029
6.660.408
3.199.605
2.355.245
7.824.858
3.654.756
2.063.780
378.186
134.491
809.514
463.554
3.048.034
-
18.442.815
45.267.143
16.216.724
Aprovisionamientos y servicios
(679.798.692)
(666.388.433)
(511.521.900)
(315.717.397)
(267.824.397)
(208.539.466)
(55.607.090)
(109.560.464)
(82.267.885)
(134.977.823)
(176.746.281)
(184.067.482)
(86.884.090)
(80.240.613)
(72.013.860)
- (1.272.985.092)
(1.300.760.188)
(1.058.410.593)
Compras de energía
Consumo de combustible
Gastos de transporte
(205.693.620)
(139.373.210)
(52.310.897)
(13.740.208)
(9.296.132)
(9.375.553)
(9.943.885)
(27.257.255)
(32.746.221)
(29.508.762)
(72.764.711)
(91.955.452)
(13.812.605)
(15.503.346)
(10.670.605)
(350.725.578)
(318.637.144)
(345.812.585)
(283.048.981)
(242.853.893)
(180.160.003)
(35.498.349)
(37.260.897)
6.826.322
(23.946.682)
(27.780.401)
(20.572.023)
(49.411.567)
(45.498.261)
(40.516.143)
(115.056.998)
(161.189.862)
(107.314.035)
(8.165.583)
(3.636.524)
(5.363.800)
(16.353.299)
(5.098.408)
(4.851.240)
(54.452.560)
(50.431.204)
(46.663.960)
(16.393.695)
(12.778.594)
(13.693.435)
Otros aprovisionamientos variables y servicios
(8.322.496)
(47.188.217)
(6.084.383)
(10.762.625)
(12.037.848)
(13.640.110)
6.188.443
(39.943.904)
(51.496.746)
(27.069.819)
(25.769.965)
(24.876.047)
(7.266.223)
(6.460.412)
(7.133.677)
(272.699.080)
(264.194.654)
(197.058.728)
(742.631.157)
(672.030.596)
(580.234.432)
(210.422.135)
(233.134.592)
(177.886.470)
(47.232.720)
(131.400.346)
(103.230.963)
Margen de contribución
578.196.533
678.982.362
861.708.994
79.579.067
90.265.314
94.572.569
253.442.029
249.650.562
236.054.075
363.591.052
330.780.217
316.896.931
152.957.351
131.023.005
141.611.121
(724.906)
(857.568)
(896.628)
1.427.041.126 1.479.843.892 1.649.947.062
Trabajos para el inmovilizado
Gastos de personal
3.954.056
-
-
-
-
-
244.254
-
-
2.187.900
688.024
517.847
18.593
-
214.054
(42.826.606)
(31.556.880)
(29.654.313)
(19.020.797)
(14.457.685)
(11.009.053)
(12.425.160)
(11.622.887)
(11.417.189)
(13.009.393)
(12.219.664)
(10.959.497)
2.657.451
(6.161.429)
(6.537.925)
6.404.803
688.024
731.901
(84.624.505)
(76.018.545)
(69.577.977)
Otros gastos fijos de explotación
(52.364.624)
(50.276.801)
(51.829.666)
(9.996.620)
(11.003.847)
(12.461.750)
(10.652.946)
(11.621.153)
(14.560.167)
(61.997.033)
(21.193.354)
(19.127.781)
(14.254.393)
(16.333.294)
(21.025.750)
724.906
857.568
896.628
(148.540.710)
(109.570.881)
(118.108.486)
Resultado bruto de explotación
486.959.359
597.148.681
780.225.015
50.561.650
64.803.782
71.101.766
230.608.177
226.406.522
210.076.719
290.772.526
298.055.223
287.327.500
141.379.002
108.528.282
114.261.500
- 1.200.280.714 1.294.942.490 1.462.992.500
Amortizaciones y pérdidas por deterioro
(88.155.103)
(84.379.198)
(140.184.964)
(16.647.907)
(18.093.427)
(23.365.251)
(27.115.088)
(67.594.458)
(32.305.072)
(37.264.422)
(36.572.942)
(36.516.121)
(36.724.390)
(38.208.869)
(38.212.838)
-
(205.906.910)
(244.848.894)
(270.584.246)
Resultado de explotación
398.804.256
512.769.483
640.040.051
33.913.743
46.710.355
47.736.515
203.493.089
158.812.064
177.771.647
253.508.104
261.482.281
250.811.379
104.654.612
70.319.413
76.048.662
-
994.373.804 1.050.093.596 1.192.408.254
Resultado financiero
Ingresos financieros
Gastos financieros
(47.157.682)
(62.503.182)
(89.797.956)
(24.064.353)
(9.499.131)
(33.772.058)
31.870.959
(20.035.955)
(25.088.330)
(44.412.198)
(35.898.815)
(42.513.775)
(10.596.299)
(14.738.535)
(23.600.707)
(2.173.731)
3.473.802
28.459.148
(96.533.304)
(139.201.816)
(186.313.678)
15.047.206
4.880.575
9.495.037
6.318.260
1.504.063
2.507.846
62.448.962
19.217.791
18.523.222
6.440.538
3.441.874
11.968.380
862.313
455.981
1.341.180
(2.146.863)
(1.621.289)
(2.994.499)
88.970.416
27.878.995
40.841.166
(57.750.591)
(70.389.036)
(90.931.585)
(20.995.238)
(18.112.699)
(19.226.132)
(49.265.315)
(36.376.407)
(52.183.133)
(50.600.130)
(39.269.219)
(54.646.985)
(10.794.337)
(15.505.355)
(25.576.058)
2.146.863
1.621.289
2.994.499
(187.258.748)
(178.031.427)
(239.569.394)
Resultados por unidades de reajuste
(5.369.555)
(2.885.747)
9.009.669
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
(5.369.555)
(2.885.747)
9.009.669
Diferencias de cambio
915.258
5.891.026
(17.371.077)
(9.387.375)
7.109.505
(17.053.772)
18.687.312
(2.877.339)
8.571.581
Positivas
Negativas
16.349.908
12.258.950
28.981.945
4.805.473
19.544.626
2.092.050
27.309.335
27.014.846
39.823.108
(15.434.650)
(6.367.924)
(46.353.022)
(14.192.848)
(12.435.121)
(19.145.822)
(8.622.023)
(29.892.185)
(31.251.527)
(684.096)
(494.205)
(929)
10.146.379
3.950.067
28.459.148
(29.410.739)
(45.495.000)
(68.390.985)
Resultado de sociedades contabilizadas por el método
8.215.763
811.855
(8.074.214)
de participación
Diferencia negativa de consolidación
-
-
-
Resultado de otras inversiones
Resultados en ventas de activos
539.283
478.619
234.251
24.894
(20.722)
34.186
Otros gastos distintos de los de operación
-
-
-
-
-
498.877
-
-
-
372.988
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
23.169
25.505
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
(34.772)
83.708
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
70.187
1.127.732
426.771
455.621
(78.969)
-
-
-
-
1.038.160
234.251
975.577
1.631.416
-
-
-
-
(55.494)
64.430
-
-
Resultados antes de impuestos
360.880.239
451.337.301
542.181.345
10.348.267
37.211.224
14.337.445
235.364.048
138.799.278
152.708.822
209.166.093
226.711.198
208.346.540
94.485.084
56.036.499
62.304.158
(2.173.731)
3.473.802
28.459.148
908.070.000
913.569.302 1.008.337.458
Impuesto sobre sociedades
(79.043.325)
(70.628.343)
(76.281.986)
(21.796.346)
(13.781.110)
(5.927.003)
(46.012.835)
(15.507.514)
(28.251.488)
(80.740.375)
(76.639.668)
(69.788.953)
(27.749.046)
(20.936.925)
(21.497.520)
-
-
-
(255.341.927)
(197.493.560)
(201.746.950)
Resultado después de impuestos de las actividades
281.836.914
380.708.958
465.899.359
(11.448.079)
23.430.114
8.410.442
189.351.213
123.291.764
124.457.334
128.425.718
150.071.530
138.557.587
66.736.038
35.099.574
40.806.638
(2.173.731)
3.473.802
28.459.148
652.728.073
716.075.742
806.590.508
continuadas
Ganancia (pérdida) de operaciones discontinuadas, neta
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
de impuesto
Resultado después de impuestos de las actividades
281.836.914
380.708.958
465.899.359
(11.448.079)
23.430.114
8.410.442
189.351.213
123.291.764
124.457.334
128.425.718
150.071.530
138.557.587
66.736.038
35.099.574
40.806.638
(2.173.731)
3.473.802
28.459.148
652.728.073
716.075.742
806.590.508
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
(252.606)
370.895
(623.501)
(71.470)
184.162
(255.632)
164.830
263.663
(98.833)
(664.275)
19.821
310.839
805.044
634.171
(2.173.731)
3.473.802
28.459.148
7.124.583
13.836.363
3.404.881
635.100
(12.320.110)
(476.265)
-
36.535.322
59.331.363
71.795.866
-
9.935.172
-
8.215.763
811.855
2.233.946
interrumpidas
Resultado del período
Sociedad dominante
Accionistas minoritarios
281.836.914
380.708.958
465.899.359
(11.448.079)
23.430.114
8.410.442
189.351.213
123.291.764
124.457.334
128.425.718
150.071.530
138.557.587
66.736.038
35.099.574
40.806.638
(2.173.731)
3.473.802
28.459.148
652.728.073
716.075.742
806.590.508
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
279
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
Línea de negocio
País
Estado de resultados integrales
Ingresos
Ventas
Ventas de energía
Otras ventas
Resultado financiero
Ingresos financieros
Gastos financieros
Positivas
Negativas
continuadas
de impuesto
interrumpidas
Resultado del período
Sociedad dominante
Accionistas minoritarios
31/12/11
M$
Chile
31/12/10
M$
Argentina
31/12/09
31/12/11
31/12/10
31/12/09
31/12/11
M$
M$
M$
M$
M$
Brasil
31/12/10
M$
31/12/09
M$
Generación
Colombia
31/12/11
31/12/10
31/12/09
31/12/11
M$
M$
M$
M$
Perú
31/12/10
M$
1.257.995.225 1.345.370.795 1.373.230.894
395.296.464
358.089.711
303.112.035
309.049.119
359.211.026
318.321.960
498.568.875
507.526.498
500.964.413
239.841.441
211.263.618
213.624.981
1.244.969.978 1.315.430.658 1.367.051.056
395.107.435
351.429.303
299.912.430
306.693.874
351.386.168
314.667.204
496.505.095
507.148.312
500.829.922
239.031.927
210.800.064
210.576.947
1.214.467.888 1.286.727.887 1.349.609.938
389.963.331
345.706.935
293.388.675
253.753.923
258.243.192
224.502.356
495.453.014
506.194.881
500.175.971
233.663.702
202.614.778
202.852.442
10.642.489
15.262.308
6.009.988
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
31/12/09
31/12/11
31/12/10
31/12/09
31/12/11
31/12/10
31/12/09
Eliminaciones
Totales
M$
M$
(724.906)
(724.906)
M$
(857.568)
(857.568)
M$
M$
M$
M$
(896.628)
2.700.026.218 2.780.604.080 2.708.357.655
(896.628)
2.681.583.403 2.735.336.937 2.692.140.931
-
-
-
-
- 2.587.301.858 2.599.487.673 2.570.529.382
-
10.642.489
15.262.308
6.009.988
Otras prestaciones de servicios
19.859.601
13.440.463
11.431.130
5.144.104
5.722.368
6.523.755
52.939.951
93.142.976
90.164.848
1.052.081
953.431
653.951
5.368.225
8.185.286
7.724.505
(724.906)
(857.568)
(896.628)
83.639.056
120.586.956
115.601.561
Otros ingresos de explotación
13.025.247
29.940.137
6.179.838
189.029
6.660.408
3.199.605
2.355.245
7.824.858
3.654.756
2.063.780
378.186
134.491
809.514
463.554
3.048.034
Aprovisionamientos y servicios
(679.798.692)
(666.388.433)
(511.521.900)
(315.717.397)
(267.824.397)
(208.539.466)
(55.607.090)
(109.560.464)
(82.267.885)
(134.977.823)
(176.746.281)
(184.067.482)
(86.884.090)
(80.240.613)
(72.013.860)
Compras de energía
Consumo de combustible
Gastos de transporte
(205.693.620)
(139.373.210)
(52.310.897)
(13.740.208)
(9.296.132)
(9.375.553)
(9.943.885)
(27.257.255)
(32.746.221)
(29.508.762)
(72.764.711)
(91.955.452)
(13.812.605)
(15.503.346)
(10.670.605)
(350.725.578)
(318.637.144)
(345.812.585)
(283.048.981)
(242.853.893)
(180.160.003)
(35.498.349)
(37.260.897)
6.826.322
(23.946.682)
(27.780.401)
(20.572.023)
(49.411.567)
(45.498.261)
(40.516.143)
(115.056.998)
(161.189.862)
(107.314.035)
(8.165.583)
(3.636.524)
(5.363.800)
(16.353.299)
(5.098.408)
(4.851.240)
(54.452.560)
(50.431.204)
(46.663.960)
(16.393.695)
(12.778.594)
(13.693.435)
Otros aprovisionamientos variables y servicios
(8.322.496)
(47.188.217)
(6.084.383)
(10.762.625)
(12.037.848)
(13.640.110)
6.188.443
(39.943.904)
(51.496.746)
(27.069.819)
(25.769.965)
(24.876.047)
(7.266.223)
(6.460.412)
(7.133.677)
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
18.442.815
45.267.143
16.216.724
- (1.272.985.092)
(1.300.760.188)
(1.058.410.593)
-
-
-
-
(272.699.080)
(264.194.654)
(197.058.728)
(742.631.157)
(672.030.596)
(580.234.432)
(210.422.135)
(233.134.592)
(177.886.470)
(47.232.720)
(131.400.346)
(103.230.963)
Margen de contribución
578.196.533
678.982.362
861.708.994
79.579.067
90.265.314
94.572.569
253.442.029
249.650.562
236.054.075
363.591.052
330.780.217
316.896.931
152.957.351
131.023.005
141.611.121
(724.906)
(857.568)
(896.628)
1.427.041.126 1.479.843.892 1.649.947.062
Trabajos para el inmovilizado
Gastos de personal
3.954.056
-
-
-
-
-
244.254
-
-
2.187.900
688.024
517.847
18.593
-
214.054
(42.826.606)
(31.556.880)
(29.654.313)
(19.020.797)
(14.457.685)
(11.009.053)
(12.425.160)
(11.622.887)
(11.417.189)
(13.009.393)
(12.219.664)
(10.959.497)
2.657.451
(6.161.429)
(6.537.925)
-
-
-
-
-
-
6.404.803
688.024
731.901
(84.624.505)
(76.018.545)
(69.577.977)
Otros gastos fijos de explotación
(52.364.624)
(50.276.801)
(51.829.666)
(9.996.620)
(11.003.847)
(12.461.750)
(10.652.946)
(11.621.153)
(14.560.167)
(61.997.033)
(21.193.354)
(19.127.781)
(14.254.393)
(16.333.294)
(21.025.750)
724.906
857.568
896.628
(148.540.710)
(109.570.881)
(118.108.486)
Resultado bruto de explotación
486.959.359
597.148.681
780.225.015
50.561.650
64.803.782
71.101.766
230.608.177
226.406.522
210.076.719
290.772.526
298.055.223
287.327.500
141.379.002
108.528.282
114.261.500
Amortizaciones y pérdidas por deterioro
(88.155.103)
(84.379.198)
(140.184.964)
(16.647.907)
(18.093.427)
(23.365.251)
(27.115.088)
(67.594.458)
(32.305.072)
(37.264.422)
(36.572.942)
(36.516.121)
(36.724.390)
(38.208.869)
(38.212.838)
Resultado de explotación
398.804.256
512.769.483
640.040.051
33.913.743
46.710.355
47.736.515
203.493.089
158.812.064
177.771.647
253.508.104
261.482.281
250.811.379
104.654.612
70.319.413
76.048.662
-
-
-
-
-
-
- 1.200.280.714 1.294.942.490 1.462.992.500
-
(205.906.910)
(244.848.894)
(270.584.246)
-
994.373.804 1.050.093.596 1.192.408.254
(47.157.682)
(62.503.182)
(89.797.956)
(24.064.353)
(9.499.131)
(33.772.058)
31.870.959
(20.035.955)
(25.088.330)
(44.412.198)
(35.898.815)
(42.513.775)
(10.596.299)
(14.738.535)
(23.600.707)
(2.173.731)
3.473.802
28.459.148
(96.533.304)
(139.201.816)
(186.313.678)
15.047.206
4.880.575
9.495.037
6.318.260
1.504.063
2.507.846
62.448.962
19.217.791
18.523.222
6.440.538
3.441.874
11.968.380
862.313
455.981
1.341.180
(2.146.863)
(1.621.289)
(2.994.499)
88.970.416
27.878.995
40.841.166
(57.750.591)
(70.389.036)
(90.931.585)
(20.995.238)
(18.112.699)
(19.226.132)
(49.265.315)
(36.376.407)
(52.183.133)
(50.600.130)
(39.269.219)
(54.646.985)
(10.794.337)
(15.505.355)
(25.576.058)
2.146.863
1.621.289
2.994.499
(187.258.748)
(178.031.427)
(239.569.394)
Resultados por unidades de reajuste
(5.369.555)
(2.885.747)
9.009.669
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
(5.369.555)
(2.885.747)
9.009.669
Diferencias de cambio
915.258
5.891.026
(17.371.077)
(9.387.375)
7.109.505
(17.053.772)
18.687.312
(2.877.339)
8.571.581
16.349.908
12.258.950
28.981.945
4.805.473
19.544.626
2.092.050
27.309.335
27.014.846
39.823.108
(15.434.650)
(6.367.924)
(46.353.022)
(14.192.848)
(12.435.121)
(19.145.822)
(8.622.023)
(29.892.185)
(31.251.527)
(252.606)
370.895
(623.501)
(71.470)
184.162
(255.632)
164.830
263.663
(98.833)
(664.275)
19.821
310.839
805.044
634.171
(2.173.731)
3.473.802
28.459.148
7.124.583
13.836.363
3.404.881
635.100
(12.320.110)
(476.265)
-
36.535.322
59.331.363
71.795.866
(684.096)
(494.205)
(929)
10.146.379
3.950.067
28.459.148
(29.410.739)
(45.495.000)
(68.390.985)
Resultado de sociedades contabilizadas por el método
8.215.763
811.855
(8.074.214)
-
372.988
de participación
Diferencia negativa de consolidación
Resultado de otras inversiones
Resultados en ventas de activos
Otros gastos distintos de los de operación
539.283
478.619
-
-
234.251
24.894
-
-
(20.722)
34.186
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
498.877
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
23.169
25.505
70.187
1.127.732
-
-
-
-
-
-
-
-
(34.772)
83.708
-
-
-
-
9.935.172
-
-
-
-
426.771
455.621
(78.969)
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
8.215.763
811.855
2.233.946
-
-
-
-
-
-
-
1.038.160
234.251
975.577
1.631.416
(55.494)
64.430
-
-
-
Resultados antes de impuestos
360.880.239
451.337.301
542.181.345
10.348.267
37.211.224
14.337.445
235.364.048
138.799.278
152.708.822
209.166.093
226.711.198
208.346.540
94.485.084
56.036.499
62.304.158
(2.173.731)
3.473.802
28.459.148
908.070.000
913.569.302 1.008.337.458
Impuesto sobre sociedades
(79.043.325)
(70.628.343)
(76.281.986)
(21.796.346)
(13.781.110)
(5.927.003)
(46.012.835)
(15.507.514)
(28.251.488)
(80.740.375)
(76.639.668)
(69.788.953)
(27.749.046)
(20.936.925)
(21.497.520)
-
-
-
(255.341.927)
(197.493.560)
(201.746.950)
Resultado después de impuestos de las actividades
281.836.914
380.708.958
465.899.359
(11.448.079)
23.430.114
8.410.442
189.351.213
123.291.764
124.457.334
128.425.718
150.071.530
138.557.587
66.736.038
35.099.574
40.806.638
(2.173.731)
3.473.802
28.459.148
652.728.073
716.075.742
806.590.508
Ganancia (pérdida) de operaciones discontinuadas, neta
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Resultado después de impuestos de las actividades
281.836.914
380.708.958
465.899.359
(11.448.079)
23.430.114
8.410.442
189.351.213
123.291.764
124.457.334
128.425.718
150.071.530
138.557.587
66.736.038
35.099.574
40.806.638
(2.173.731)
3.473.802
28.459.148
652.728.073
716.075.742
806.590.508
281.836.914
380.708.958
465.899.359
(11.448.079)
23.430.114
8.410.442
189.351.213
123.291.764
124.457.334
128.425.718
150.071.530
138.557.587
66.736.038
35.099.574
40.806.638
(2.173.731)
3.473.802
28.459.148
652.728.073
716.075.742
806.590.508
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
280
Enersis
Memoria Anual 2011
Línea de negocio
País
Activos
b) Distribución
Distribución
Chile
Argentina
Brasil
Colombia
Perú
Eliminaciones
Totales
Activos corrientes
Efectivo y equivalentes al efectivo
Otros activos financieros corrientes
Otros activos no financieros, corriente
Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar corrientes
Cuentas por cobrar a entidades relacionadas corriente
Inventarios
Activos por impuestos corrientes
Activos no corrientes o grupos de activos para su disposición
clasificados como mantenidos para la venta
Activos no corrientes
Otros activos financieros no corrientes
Otros activos no financieros no corrientes
Derechos por cobrar no corrientes
Cuentas por cobrar a entidades relacionadas no corrientes
Inversiones contabilizadas utilizando el método de la
participación
Activos intangibles distintos de la plusvalía
Plusvalía
Propiedades, planta y equipo
Propiedad de inversión
Activos por impuestos diferidos
31/12/11
M$
193.667.154
26.582.727
-
2.312.576
152.223.272
10.623.831
1.924.748
-
31/12/10
M$
308.282.584
106.822.082
-
1.422.618
185.002.586
6.640.662
2.136.612
6.258.024
31/12/11
M$
84.947.442
21.100.767
-
1.246.994
54.255.165
776.127
3.138.669
4.429.720
31/12/10
M$
110.182.639
45.328.399
2.271.690
1.199.090
52.358.414
379.832
2.261.326
6.383.888
31/12/11
M$
424.487.557
109.978.438
-
27.375.759
254.576.869
-
1.252.066
31.304.425
31/12/10
M$
404.494.596
52.245.576
-
22.986.384
315.121.464
209.526
1.307.070
12.624.576
-
-
-
-
-
-
1.116.514.950 1.153.691.583
25.582
550.802
7.046.330
-
25.176
229.343
3.699.470
-
272.099.510
-
885.726
1.378.682
-
320.842.717
-
693.473
495.607
-
1.994.823.050 1.889.350.205
3.352.698
69.291.066
165.992.532
324.864
-
79.626.762
251.693.307
117.946
503.579.522
546.854.493
31.383
30.151
-
-
15.263.011
2.240.478
583.180.744
-
8.297.206
18.189.812
2.240.478
561.616.684
-
17.167.402
3.473.743
-
266.329.976
-
-
3.203.663
-
298.970.983
-
17.448.840
1.374.215.991 1.361.527.584
120.673.559
119.058.905
20.391.138
20.746.848
-
-
147.796.764
149.363.291
31/12/11
M$
31/12/10
M$
31/12/11
M$
239.448.013
255.980.239
73.305.844
131.993.716
76.385.965
9.290.173
31/12/10
M$
76.808.391
26.792.493
25.011
5.220.643
92.278.353
4.247.788
5.682.049
453
9.868
371.248
93.252.938
80.257.637
5.702.583
-
-
2.636.552
1.209.481
56.990.519
44.301.959
4.357.382
4.153.152
16.765
11.171
14.453
340.135
(8.446.413)
(698.797)
31/12/11
M$
31/12/10
M$
31/12/11
M$
31/12/10
M$
(8.446.413)
(698.797)
1.007.409.597 1.155.049.652
960.707.757
885.875.047
434.005.821
356.670.398
9.099
8.267
2.792.448
1.825.059
10.485.477
5.847.271
22.048.463
20.239.478
2.844.862
2.274.071
8.082.994
7.348.467
882.070.391
783.716.639
428.368.511
352.571.268
38.011.257
68.714.925
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
76
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
397.178.370
392.279.990
210.609.245
205.177.295
295.721.421
277.085.017
152.604.148
147.659.078
4.445.966
19.717.371
62.774.313
14.519.299
1.849.383
52.263.418
61.082.172
165.531
155.729
56.914.980
57.086.045
-
924.586
276.443
500.621.963
480.243.636
193.003.007
149.837.441
500.621.963
480.243.636
193.003.007
149.837.441
7.905.014
3.934.010
32.841.625
(2.694.357)
123.200.147
1.623.660
32.841.625
25.300.513
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
298.945.821
307.574.515
25.011
2.281.558
38.792.524
27.188.821
610.324.178
690.037.361
7.215.786
16.354.914
35.751.363
87.128.995
15.560.743
25.277.659
-
-
- 4.778.151.088 4.606.429.950
2.826.723
5.211.606
80.741.831
70.535.341
267.256.936
179.381.740
117.946
324.864
503.610.981
546.884.644
- 1.417.846.070 1.405.434.608
-
129.382.377
130.262.504
- 2.180.696.470 2.017.266.712
-
-
195.671.754
251.127.931
292.160.116
284.864.090
774.128.579
714.667.656
43.227.192
110.935.913
51.478.884
75.509.486
-
2.690.108
47.518.002
27.268.854
-
-
- 1.572.059.394 1.545.885.669
952.894.143
831.035.287
14.060.817
23.380.657
-
147.930.726
181.636.893
158.484.126
162.528.439
200.477.944
234.826.662
181.236.136
26.112.440
3.340.793
- 2.819.447.541 2.917.319.116
- 2.819.447.541 2.917.319.116
- 1.010.886.630 1.088.609.246
957.047.345
1.318.048.927
-
-
-
-
-
-
-
-
495.411.306
353.109.479
158.537.722
91.695.303
851.513.566
510.660.943
Total activos
1.310.182.104 1.461.974.167
357.046.952
431.025.356
2.419.310.607 2.293.844.801
1.200.155.770 1.141.855.286
507.311.665
433.478.789
(8.446.413)
(698.797)
5.785.560.685 5.761.479.602
Línea de negocio
País
Patrimonio neto y pasivos
Pasivos corrientes
Otros pasivos financieros corrientes
Cuentas comerciales y otras cuentas por pagar corrientes
Cuentas por pagar a entidades relacionadas corrientes
Otras provisiones corrientes
Pasivos por impuestos corrientes
Provisiones por beneficios a los empleados corrientes
Otros pasivos no financieros corrientes
Distribución
Chile
31/12/11
M$
196.759.945
26.351
137.937.525
23.267.428
9.088.010
25.872.525
-
568.106
31/12/10
M$
171.286.364
2.668
86.947.700
63.921.986
6.792.229
10.039.050
1.284.614
2.298.117
Argentina
Brasil
Colombia
Perú
Eliminaciones
Totales
31/12/11
M$
310.638.397
22.349.209
235.366.718
2.249.562
21.423.408
7.016.288
-
22.233.212
31/12/10
M$
226.189.613
11.553.138
159.903.785
2.212.567
28.780.910
7.526.565
591.831
15.620.817
31/12/11
M$
489.046.971
226.703.734
183.352.939
20.937.120
6.801.936
36.202.808
-
15.048.434
31/12/10
M$
553.701.924
200.661.330
283.132.512
30.669.756
6.153.804
28.902.744
-
4.181.778
11.034.446
50.242.207
172.660.428
155.442.693
76.706.628
34.172.478
36.114.100
24.090.490
1.476.148
813.663
3.093.981
32.046.376
44.810.969
11.369.623
5.913.838
5.730.192
5.839.835
3.828.415
2.074.161
31/12/10
M$
78.464.053
22.404.747
29.240.966
11.517.749
8.275.793
4.950.637
31/12/11
M$
31/12/10
M$
31/12/11
M$
31/12/11
M$
31/12/10
M$
31/12/11
M$
31/12/10
M$
302.355.437
269.331.660
103.699.413
(8.446.413)
(698.797)
1.394.053.750 1.298.274.817
(8.446.413)
(698.797)
126.083.948
141.795.739
Pasivos incluidos en grupos de activos para su disposición
clasificados como mantenidos para la venta
-
-
-
-
-
-
Pasivos no corrientes
Otros pasivos financieros no corrientes
Otras cuentas por pagar no corrientes
Cuentas por pagar a entidades relacionadas no corrientes
Otras provisiones no corrientes
Pasivo por impuestos diferidos
Provisiones por beneficios a los empleados no corrientes
Otros pasivos no financieros no corrientes
52.473.555
-
-
-
7.618.844
22.742.572
17.289.987
4.822.152
196.967.970
-
-
146.500.704
7.367.197
24.272.266
15.763.453
3.064.350
41.497.104
25.941.484
905.643
-
9.239.778
-
5.410.199
-
40.238.648
17.330.002
325.183
-
11.451.261
9.731.475
1.400.727
-
870.301.120
478.627.090
13.155.174
-
160.166.774
63.153.516
149.352.163
5.846.403
711.221.766
388.961.190
23.055.474
1.430.022
137.660.556
57.124.740
102.989.784
-
Patrimonio neto
Patrimonio atribuible a los propietarios de la controladora
Capital emitido
Ganancias (pérdidas) acumuladas
Primas de emisión
Acciones propias en cartera
Otras participaciones en el patrimonio
Otras reservas
1.060.948.604 1.093.719.833
1.060.948.604 1.093.719.833
368.494.984
368.494.984
998.431.191
978.146.893
-
-
-
-
-
-
(273.206.342)
(285.693.273)
4.911.451
4.911.451
135.477.599
(92.338.025)
-
-
-
(38.228.123)
164.597.095
164.597.095
135.477.599
66.482.841
-
-
-
(37.363.345)
1.059.962.516 1.028.921.111
1.059.962.516 1.028.921.111
547.861.028
466.167.408
104.634.235
72.309.174
-
-
-
-
-
-
376.425.848
521.485.934
Participaciones no controladoras
-
-
-
-
-
-
Total patrimonio neto y pasivos
1.310.182.104 1.461.974.167
357.046.952
431.025.356
2.419.310.607 2.293.844.801
1.200.155.770 1.141.855.286
507.311.665
433.478.789
(8.446.413)
(698.797)
5.785.560.685 5.761.479.602
281
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
Chile
Argentina
Brasil
Colombia
Perú
Eliminaciones
Totales
31/12/11
M$
239.448.013
131.993.716
25.011
5.220.643
92.278.353
4.247.788
5.682.049
453
31/12/10
M$
255.980.239
76.385.965
9.868
371.248
93.252.938
80.257.637
5.702.583
-
31/12/11
M$
73.305.844
9.290.173
-
2.636.552
56.990.519
14.453
4.357.382
16.765
31/12/10
M$
76.808.391
26.792.493
-
1.209.481
44.301.959
340.135
4.153.152
11.171
31/12/11
M$
(8.446.413)
-
-
-
-
(8.446.413)
-
-
31/12/10
M$
(698.797)
-
-
-
-
(698.797)
-
-
31/12/11
M$
31/12/10
M$
1.007.409.597 1.155.049.652
307.574.515
298.945.821
2.281.558
25.011
27.188.821
38.792.524
690.037.361
610.324.178
87.128.995
7.215.786
15.560.743
16.354.914
25.277.659
35.751.363
-
-
-
-
960.707.757
9.099
-
10.485.477
-
885.875.047
8.267
-
5.847.271
-
434.005.821
2.792.448
-
-
-
356.670.398
1.825.059
-
-
-
503.579.522
546.854.493
31.383
30.151
76
-
-
-
2.240.478
2.240.478
-
119.058.905
120.673.559
583.180.744
561.616.684
266.329.976
298.970.983
20.746.848
20.391.138
-
-
8.297.206
17.167.402
17.448.840
149.363.291
147.796.764
22.048.463
8.082.994
882.070.391
-
38.011.257
20.239.478
7.348.467
783.716.639
-
68.714.925
2.844.862
-
428.368.511
-
-
2.274.071
-
352.571.268
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
- 4.778.151.088 4.606.429.950
5.211.606
-
70.535.341
-
179.381.740
-
324.864
-
2.826.723
80.741.831
267.256.936
117.946
-
503.610.981
546.884.644
129.382.377
- 1.417.846.070 1.405.434.608
-
130.262.504
- 2.180.696.470 2.017.266.712
-
-
-
251.127.931
195.671.754
-
Total activos
1.310.182.104 1.461.974.167
357.046.952
431.025.356
2.419.310.607 2.293.844.801
1.200.155.770 1.141.855.286
507.311.665
433.478.789
(8.446.413)
(698.797)
5.785.560.685 5.761.479.602
Argentina
Brasil
Colombia
Perú
Eliminaciones
Totales
31/12/11
M$
302.355.437
11.034.446
172.660.428
76.706.628
-
36.114.100
-
5.839.835
31/12/10
M$
269.331.660
50.242.207
155.442.693
34.172.478
1.476.148
24.090.490
813.663
3.093.981
31/12/11
M$
103.699.413
32.046.376
44.810.969
11.369.623
5.913.838
5.730.192
-
3.828.415
31/12/10
M$
78.464.053
22.404.747
29.240.966
11.517.749
8.275.793
4.950.637
-
2.074.161
31/12/11
M$
(8.446.413)
-
-
(8.446.413)
-
-
-
-
31/12/10
M$
(698.797)
-
-
(698.797)
-
-
-
-
31/12/11
M$
31/12/10
M$
1.394.053.750 1.298.274.817
284.864.090
292.160.116
714.667.656
774.128.579
141.795.739
126.083.948
51.478.884
43.227.192
75.509.486
110.935.913
2.690.108
-
27.268.854
47.518.002
-
-
-
-
397.178.370
295.721.421
-
-
4.445.966
19.717.371
62.774.313
14.519.299
500.621.963
500.621.963
7.905.014
(2.694.357)
-
-
-
495.411.306
392.279.990
277.085.017
-
-
1.849.383
52.263.418
61.082.172
-
480.243.636
480.243.636
3.934.010
123.200.147
-
-
-
353.109.479
210.609.245
152.604.148
-
-
165.531
56.914.980
-
924.586
193.003.007
193.003.007
32.841.625
1.623.660
-
-
-
158.537.722
205.177.295
147.659.078
-
-
155.729
57.086.045
-
276.443
149.837.441
149.837.441
32.841.625
25.300.513
-
-
-
91.695.303
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
- 1.572.059.394 1.545.885.669
831.035.287
-
23.380.657
-
147.930.726
-
158.484.126
-
200.477.944
-
181.236.136
-
3.340.793
-
952.894.143
14.060.817
-
181.636.893
162.528.439
234.826.662
26.112.440
- 2.819.447.541 2.917.319.116
- 2.819.447.541 2.917.319.116
- 1.010.886.630 1.088.609.246
1.318.048.927
-
-
-
-
-
-
-
510.660.943
-
957.047.345
-
-
-
851.513.566
-
-
-
participación
Plusvalía
Propiedades, planta y equipo
Propiedad de inversión
Activos por impuestos diferidos
Línea de negocio
País
Patrimonio neto y pasivos
b) Distribución
Distribución
Línea de negocio
País
Activos
Activos corrientes
Efectivo y equivalentes al efectivo
Otros activos financieros corrientes
Otros activos no financieros, corriente
31/12/11
M$
31/12/10
M$
31/12/11
M$
31/12/10
M$
31/12/11
M$
31/12/10
M$
193.667.154
308.282.584
84.947.442
110.182.639
424.487.557
404.494.596
26.582.727
106.822.082
21.100.767
45.328.399
109.978.438
52.245.576
2.312.576
1.422.618
1.246.994
27.375.759
22.986.384
-
-
Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar corrientes
152.223.272
185.002.586
54.255.165
52.358.414
254.576.869
315.121.464
Cuentas por cobrar a entidades relacionadas corriente
Inventarios
Activos por impuestos corrientes
10.623.831
1.924.748
6.640.662
2.136.612
6.258.024
776.127
3.138.669
4.429.720
209.526
1.307.070
1.252.066
31.304.425
12.624.576
2.271.690
1.199.090
379.832
2.261.326
6.383.888
Activos no corrientes o grupos de activos para su disposición
clasificados como mantenidos para la venta
-
Activos no corrientes
Otros activos financieros no corrientes
Otros activos no financieros no corrientes
Derechos por cobrar no corrientes
1.116.514.950 1.153.691.583
272.099.510
320.842.717
1.994.823.050 1.889.350.205
25.176
229.343
25.582
550.802
3.699.470
7.046.330
885.726
1.378.682
693.473
495.607
79.626.762
69.291.066
251.693.307
165.992.532
-
3.352.698
Cuentas por cobrar a entidades relacionadas no corrientes
-
-
117.946
324.864
Inversiones contabilizadas utilizando el método de la
Activos intangibles distintos de la plusvalía
15.263.011
18.189.812
3.473.743
3.203.663
1.374.215.991 1.361.527.584
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Distribución
Chile
31/12/11
M$
31/12/10
M$
31/12/11
M$
31/12/10
M$
31/12/11
M$
31/12/10
M$
Pasivos corrientes
Otros pasivos financieros corrientes
196.759.945
171.286.364
310.638.397
226.189.613
489.046.971
553.701.924
26.351
2.668
22.349.209
11.553.138
226.703.734
200.661.330
Cuentas comerciales y otras cuentas por pagar corrientes
137.937.525
86.947.700
235.366.718
159.903.785
183.352.939
283.132.512
Cuentas por pagar a entidades relacionadas corrientes
23.267.428
63.921.986
2.249.562
2.212.567
20.937.120
30.669.756
Otras provisiones corrientes
Pasivos por impuestos corrientes
9.088.010
6.792.229
21.423.408
28.780.910
6.801.936
6.153.804
25.872.525
10.039.050
7.016.288
7.526.565
36.202.808
28.902.744
Provisiones por beneficios a los empleados corrientes
-
591.831
Otros pasivos no financieros corrientes
568.106
22.233.212
15.620.817
15.048.434
4.181.778
1.284.614
2.298.117
Pasivos incluidos en grupos de activos para su disposición
clasificados como mantenidos para la venta
Pasivos no corrientes
Otros pasivos financieros no corrientes
Otras cuentas por pagar no corrientes
52.473.555
196.967.970
Cuentas por pagar a entidades relacionadas no corrientes
Otras provisiones no corrientes
Pasivo por impuestos diferidos
Provisiones por beneficios a los empleados no corrientes
Otros pasivos no financieros no corrientes
7.618.844
22.742.572
17.289.987
4.822.152
146.500.704
7.367.197
24.272.266
15.763.453
3.064.350
41.497.104
25.941.484
905.643
40.238.648
870.301.120
711.221.766
17.330.002
478.627.090
388.961.190
325.183
13.155.174
23.055.474
-
1.430.022
9.239.778
11.451.261
160.166.774
137.660.556
9.731.475
63.153.516
57.124.740
5.410.199
1.400.727
149.352.163
102.989.784
-
5.846.403
-
Patrimonio neto
1.060.948.604 1.093.719.833
4.911.451
164.597.095
1.059.962.516 1.028.921.111
Patrimonio atribuible a los propietarios de la controladora
1.060.948.604 1.093.719.833
4.911.451
164.597.095
1.059.962.516 1.028.921.111
368.494.984
368.494.984
135.477.599
135.477.599
466.167.408
547.861.028
978.146.893
998.431.191
(92.338.025)
66.482.841
72.309.174
104.634.235
(285.693.273)
(273.206.342)
(38.228.123)
(37.363.345)
521.485.934
376.425.848
Capital emitido
Ganancias (pérdidas) acumuladas
Primas de emisión
Acciones propias en cartera
Otras participaciones en el patrimonio
Otras reservas
Participaciones no controladoras
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Total patrimonio neto y pasivos
1.310.182.104 1.461.974.167
357.046.952
431.025.356
2.419.310.607 2.293.844.801
1.200.155.770 1.141.855.286
507.311.665
433.478.789
(8.446.413)
(698.797)
5.785.560.685 5.761.479.602
282
Enersis
Memoria Anual 2011
Línea de negocio
País
Estado de resultados integrales
Ingresos
Ventas
Ventas de energía
Otras ventas
31/12/11
M$
Chile
31/12/10
M$
31/12/09
M$
31/12/11
M$
Argentina
31/12/10
M$
31/12/09
M$
31/12/11
M$
Brasil
31/12/10
M$
31/12/09
M$
Distribución
31/12/11
M$
Colombia
31/12/10
M$
31/12/09
M$
31/12/11
M$
31/12/09
M$
31/12/11
M$
31/12/10
M$
31/12/09
M$
31/12/11
M$
Perú
31/12/10
M$
Eliminaciones
1.046.190.998
1.016.997.495
1.089.515.077
279.724.815
295.538.314
327.087.549
1.976.715.786
1.987.041.550
1.780.335.633
815.486.660
785.889.588
741.167.816
329.309.210
307.158.970
302.295.127
1.035.360.191
1.003.001.004
1.066.239.632
271.566.142
287.867.341
318.293.459
1.784.693.095
1.717.875.184
1.536.790.709
783.614.400
757.935.491
684.930.692
311.980.876
286.654.227
286.037.460
936.062.746
900.798.434
1.007.550.579
251.678.813
268.829.105
297.441.695
1.661.700.350
1.648.205.624
1.473.905.923
677.266.087
657.681.311
585.665.734
303.303.904
279.239.525
278.264.824
6.051.771
7.166.927
10.418.293
-
-
-
-
-
-
2.293.979
2.035.272
1.999.965
45.957
18.571
13.193
Otras prestaciones de servicios
93.245.674
95.035.643
48.270.760
19.887.329
19.038.236
20.851.764
122.992.745
69.669.560
62.884.786
104.054.334
98.218.908
97.264.993
8.631.015
7.396.131
7.759.443
Otros ingresos de explotación
10.830.807
13.996.491
23.275.445
8.158.673
7.670.973
8.794.090
192.022.691
269.166.366
243.544.924
31.872.260
27.954.097
56.237.124
17.328.334
20.504.743
16.257.667
260.212.765
339.292.670
348.109.250
Aprovisionamientos y servicios
(803.854.371)
(788.044.087)
(845.396.679)
(141.879.982)
(142.565.611)
(153.916.681)
(1.297.135.167)
(1.310.974.462)
(1.109.711.167)
(451.191.503)
(426.625.508)
(393.206.055)
(210.904.949)
(193.646.086)
(185.706.532)
Compras de energía
Consumo de combustible
Gastos de transporte
(728.175.203)
(718.972.828)
(815.863.794)
(139.846.898)
(139.626.236)
(150.780.462)
(704.848.626)
(644.017.840)
(544.826.586)
(338.121.156)
(317.529.068)
(275.176.733)
(188.535.528)
(168.095.978)
(171.745.296)
-
-
(52.701.930)
(45.459.555)
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
(978.324)
(1.239.345)
(1.522.314)
(92.384.968)
(88.561.822)
(77.941.315)
(82.215.432)
(81.668.944)
(79.476.600)
(1.052)
Otros aprovisionamientos variables y servicios
(22.977.238)
(23.611.704)
(29.532.885)
(1.054.760)
(1.700.030)
(1.613.905)
(499.901.573)
(578.394.800)
(486.943.266)
(30.854.915)
(27.427.496)
(38.552.722)
(22.368.369)
(25.550.108)
(13.961.236)
Margen de contribución
242.336.627
228.953.408
244.118.398
137.844.833
152.972.703
173.170.868
679.580.619
676.067.088
670.624.466
364.295.157
359.264.080
347.961.761
118.404.261
113.512.884
116.588.595
- 1.542.461.497
1.530.770.163
1.552.464.088
Trabajos para el inmovilizado
Gastos de personal
2.776.876
2.524.049
2.666.652
12.146.533
8.296.765
8.057.055
17.886.043
18.128.254
17.007.228
4.309.814
3.734.991
2.485.358
2.211.736
2.058.678
2.782.325
(29.792.819)
(24.818.903)
(24.641.080)
(87.034.352)
(63.168.597)
(66.048.079)
(92.462.436)
(86.726.523)
(84.491.569)
(33.383.134)
(30.266.521)
(29.972.265)
(9.745.039)
(10.830.327)
(11.469.891)
Otros gastos fijos de explotación
(60.852.918)
(64.729.067)
(64.826.993)
(78.690.268)
(77.589.301)
(64.218.481)
(146.412.225)
(144.659.664)
(153.761.807)
(85.303.430)
(61.109.969)
(60.815.070)
(18.518.662)
(18.333.017)
(24.143.832)
39.331.002
34.742.737
32.998.618
(252.417.780)
(215.810.871)
(216.622.884)
(389.777.503)
(366.421.018)
(367.766.183)
Resultado bruto de explotación
154.467.766
141.929.487
157.316.977
(15.733.254)
20.511.570
50.961.363
458.592.001
462.809.155
449.378.318
249.918.407
271.622.581
259.659.784
92.352.296
86.408.218
83.757.197
939.597.216
983.281.011
1.001.073.639
Amortizaciones y pérdidas por deterioro
(34.783.079)
(30.162.735)
(28.284.945)
(121.436.654)
(16.567.619)
(19.085.702)
(103.946.132)
(158.955.424)
(111.178.295)
(64.456.300)
(64.400.224)
(59.775.278)
(22.452.740)
(21.459.798)
(21.332.334)
-
(347.074.905)
(291.545.800)
(239.656.554)
Resultado de explotación
119.684.687
111.766.752
129.032.032
(137.169.908)
3.943.951
31.875.661
354.645.869
303.853.731
338.200.023
185.462.107
207.222.357
199.884.506
69.899.556
64.948.420
62.424.863
592.522.311
691.735.211
761.417.085
Resultado financiero
Ingresos financieros
Gastos financieros
Resultados por unidades de reajuste
Diferencias de cambio
Positivas
Negativas
Resultado de sociedades contabilizadas por el método
de participación
Diferencia negativa de consolidación
Resultado de otras inversiones
Resultados en ventas de activos
10.648.013
2.470.113
2.906.811
(7.990.001)
(6.198.811)
(5.626.845)
(72.935.412)
(54.257.621)
(57.393.403)
(31.913.547)
(26.452.173)
(29.268.297)
(12.080.615)
(10.893.433)
(10.414.860)
60.038
700.563
(114.211.524)
(94.631.362)
(99.796.594)
15.874.126
10.576.373
14.891.938
6.538.668
9.324.258
6.866.221
97.925.921
101.888.814
83.232.583
5.531.446
9.289.334
9.885.040
1.846.358
1.612.612
2.245.332
(4.383.448)
(8.048.514)
(17.384.760)
(15.352.367)
(16.070.345)
(12.048.619)
(171.235.373)
(155.096.284)
(145.101.661)
(37.469.524)
(35.637.190)
(39.051.936)
(14.114.310)
(12.538.319)
(12.867.928)
42.067
(884.732)
798.025
153.805
(211.551)
458.162
-
-
-
-
-
-
4.941.471
823.698
2.679.429
8.283.203
1.121.128
547.276
617.720
(444.447)
374.040
(1.050.151)
4.475.675
1.287.472
2.081.506
3.249.786
6.419.927
(1.682.757)
(2.890.980)
(3.341.732)
(297.430)
(70.444)
(1.731.919)
(1.707.466)
(4.299.937)
(1.944.252)
-
-
-
-
-
-
-
82.850
(4.305)
(3.349)
12.050.737
82.756.621
468
911
1.633
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
250.284
-
(301.065)
1.389.720
12.755.736
(8.420)
(21.095)
(117.804)
(313.790)
1.365.276
24.938.953
Otros gastos distintos de los de operación
-
-
-
Resultados antes de impuestos
130.328.395
114.233.516
226.829.051
(145.159.441)
(2.253.949)
26.250.449
281.710.457
249.596.110
281.056.904
153.247.565
182.159.904
183.371.945
57.810.521
54.033.892
51.892.199
60.038
700.563
477.997.535
598.470.036
769.400.548
Impuesto sobre sociedades
(33.614.812)
(23.402.198)
(21.064.399)
(12.248.134)
635.038
(9.357.145)
(75.932.075)
(43.566.137)
(72.619.778)
(62.216.531)
(56.459.150)
(56.364.261)
(16.517.066)
(18.808.290)
(18.796.395)
-
(200.528.618)
(141.600.737)
(178.201.978)
Resultado después de impuestos de las actividades
96.713.583
90.831.318
205.764.652
(157.407.575)
(1.618.911)
16.893.304
205.778.382
206.029.973
208.437.126
91.031.034
125.700.754
127.007.684
41.293.455
35.225.602
33.095.804
60.038
700.563
277.468.917
456.869.299
591.198.570
continuadas
Ganancia (pérdida) de operaciones discontinuadas,
-
-
-
-
-
-
-
-
-
neta de impuesto
Resultado después de impuestos de las actividades
96.713.583
90.831.318
205.764.652
(157.407.575)
(1.618.911)
16.893.304
205.778.382
206.029.973
208.437.126
91.031.034
125.700.754
127.007.684
41.293.455
35.225.602
33.095.804
60.038
700.563
277.468.917
456.869.299
591.198.570
interrumpidas
Resultado del período
Sociedad dominante
Accionistas minoritarios
96.713.583
90.831.318
205.764.652
(157.407.575)
(1.618.911)
16.893.304
205.778.382
206.029.973
208.437.126
91.031.034
125.700.754
127.007.684
41.293.455
35.225.602
33.095.804
60.038
700.563
277.468.917
456.869.299
591.198.570
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Totales
31/12/10
M$
31/12/09
M$
- 4.447.427.469
4.392.625.917
4.240.401.202
- 4.187.214.704
4.053.333.247
3.892.291.952
- 3.830.011.900
3.754.753.999
3.642.828.755
8.391.707
9.220.770
12.431.451
348.811.097
289.358.478
237.031.746
(2.904.965.972)
(2.861.855.754)
(2.687.937.114)
(2.099.527.411)
(1.988.241.950)
(1.958.392.871)
-
-
-
(228.281.706)
(216.929.666)
(158.940.229)
(577.156.855)
(656.684.138)
(570.604.014)
127.716.519
132.691.391
117.121.114
(242.555.022)
(227.390.652)
(226.454.904)
42.067
584.912
153.805
(85.906)
458.162
9.079.034
4.951.758
7.255.856
18.584.732
(4.366.846)
(7.341.762)
(9.505.698)
468
911
82.758.254
70
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
82.850
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
24.531
328.173
(303.642)
(104.317)
604.900
(101.401)
1.561.581
(709.217)
(1.662.982)
187.337
562.888
(375.551)
32.274
308.495
(276.221)
207.736
1.032.549
(824.813)
60.038
60.038
700.563
(204.474)
905.037
70
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Línea de negocio
País
Estado de resultados integrales
Ingresos
Ventas
Ventas de energía
Otras ventas
283
Distribución
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
31/12/11
M$
Chile
31/12/10
M$
31/12/09
M$
31/12/11
M$
Argentina
31/12/10
M$
31/12/09
M$
31/12/11
M$
Brasil
31/12/10
M$
31/12/09
M$
31/12/11
M$
Colombia
31/12/10
M$
31/12/09
M$
31/12/11
M$
Perú
31/12/10
M$
Eliminaciones
31/12/09
M$
31/12/11
M$
31/12/10
M$
31/12/09
M$
31/12/11
M$
Totales
31/12/10
M$
31/12/09
M$
1.046.190.998
1.016.997.495
1.089.515.077
279.724.815
295.538.314
327.087.549
1.976.715.786
1.987.041.550
1.780.335.633
815.486.660
785.889.588
741.167.816
329.309.210
307.158.970
302.295.127
1.035.360.191
1.003.001.004
1.066.239.632
271.566.142
287.867.341
318.293.459
1.784.693.095
1.717.875.184
1.536.790.709
783.614.400
757.935.491
684.930.692
311.980.876
286.654.227
286.037.460
936.062.746
900.798.434
1.007.550.579
251.678.813
268.829.105
297.441.695
1.661.700.350
1.648.205.624
1.473.905.923
677.266.087
657.681.311
585.665.734
303.303.904
279.239.525
278.264.824
6.051.771
7.166.927
10.418.293
2.293.979
2.035.272
1.999.965
45.957
18.571
13.193
Otras prestaciones de servicios
93.245.674
95.035.643
48.270.760
19.887.329
19.038.236
20.851.764
122.992.745
69.669.560
62.884.786
104.054.334
98.218.908
97.264.993
8.631.015
7.396.131
7.759.443
Otros ingresos de explotación
10.830.807
13.996.491
23.275.445
8.158.673
7.670.973
8.794.090
192.022.691
269.166.366
243.544.924
31.872.260
27.954.097
56.237.124
17.328.334
20.504.743
16.257.667
Aprovisionamientos y servicios
(803.854.371)
(788.044.087)
(845.396.679)
(141.879.982)
(142.565.611)
(153.916.681)
(1.297.135.167)
(1.310.974.462)
(1.109.711.167)
(451.191.503)
(426.625.508)
(393.206.055)
(210.904.949)
(193.646.086)
(185.706.532)
Compras de energía
Consumo de combustible
Gastos de transporte
(728.175.203)
(718.972.828)
(815.863.794)
(139.846.898)
(139.626.236)
(150.780.462)
(704.848.626)
(644.017.840)
(544.826.586)
(338.121.156)
(317.529.068)
(275.176.733)
(188.535.528)
(168.095.978)
(171.745.296)
-
-
-
-
-
-
(52.701.930)
(45.459.555)
(978.324)
(1.239.345)
(1.522.314)
(92.384.968)
(88.561.822)
(77.941.315)
(82.215.432)
(81.668.944)
(79.476.600)
(1.052)
-
-
-
-
Otros aprovisionamientos variables y servicios
(22.977.238)
(23.611.704)
(29.532.885)
(1.054.760)
(1.700.030)
(1.613.905)
(499.901.573)
(578.394.800)
(486.943.266)
(30.854.915)
(27.427.496)
(38.552.722)
(22.368.369)
(25.550.108)
(13.961.236)
Margen de contribución
242.336.627
228.953.408
244.118.398
137.844.833
152.972.703
173.170.868
679.580.619
676.067.088
670.624.466
364.295.157
359.264.080
347.961.761
118.404.261
113.512.884
116.588.595
Trabajos para el inmovilizado
Gastos de personal
2.776.876
2.524.049
2.666.652
12.146.533
8.296.765
8.057.055
17.886.043
18.128.254
17.007.228
4.309.814
3.734.991
2.485.358
2.211.736
2.058.678
2.782.325
(29.792.819)
(24.818.903)
(24.641.080)
(87.034.352)
(63.168.597)
(66.048.079)
(92.462.436)
(86.726.523)
(84.491.569)
(33.383.134)
(30.266.521)
(29.972.265)
(9.745.039)
(10.830.327)
(11.469.891)
Otros gastos fijos de explotación
(60.852.918)
(64.729.067)
(64.826.993)
(78.690.268)
(77.589.301)
(64.218.481)
(146.412.225)
(144.659.664)
(153.761.807)
(85.303.430)
(61.109.969)
(60.815.070)
(18.518.662)
(18.333.017)
(24.143.832)
Resultado bruto de explotación
154.467.766
141.929.487
157.316.977
(15.733.254)
20.511.570
50.961.363
458.592.001
462.809.155
449.378.318
249.918.407
271.622.581
259.659.784
92.352.296
86.408.218
83.757.197
Amortizaciones y pérdidas por deterioro
(34.783.079)
(30.162.735)
(28.284.945)
(121.436.654)
(16.567.619)
(19.085.702)
(103.946.132)
(158.955.424)
(111.178.295)
(64.456.300)
(64.400.224)
(59.775.278)
(22.452.740)
(21.459.798)
(21.332.334)
Resultado de explotación
119.684.687
111.766.752
129.032.032
(137.169.908)
3.943.951
31.875.661
354.645.869
303.853.731
338.200.023
185.462.107
207.222.357
199.884.506
69.899.556
64.948.420
62.424.863
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
10.648.013
2.470.113
2.906.811
(7.990.001)
(6.198.811)
(5.626.845)
(72.935.412)
(54.257.621)
(57.393.403)
(31.913.547)
(26.452.173)
(29.268.297)
(12.080.615)
(10.893.433)
(10.414.860)
60.038
700.563
15.874.126
10.576.373
14.891.938
6.538.668
9.324.258
6.866.221
97.925.921
101.888.814
83.232.583
5.531.446
9.289.334
9.885.040
1.846.358
1.612.612
2.245.332
(4.383.448)
(8.048.514)
(17.384.760)
(15.352.367)
(16.070.345)
(12.048.619)
(171.235.373)
(155.096.284)
(145.101.661)
(37.469.524)
(35.637.190)
(39.051.936)
(14.114.310)
(12.538.319)
(12.867.928)
42.067
(884.732)
798.025
153.805
(211.551)
458.162
4.941.471
823.698
(444.447)
374.040
(1.050.151)
4.475.675
2.679.429
8.283.203
1.121.128
1.287.472
2.081.506
3.249.786
6.419.927
547.276
617.720
(1.682.757)
(2.890.980)
(3.341.732)
(297.430)
(70.444)
(1.731.919)
(1.707.466)
(4.299.937)
(1.944.252)
-
-
-
-
-
-
24.531
328.173
(303.642)
(104.317)
604.900
(101.401)
1.561.581
(709.217)
(1.662.982)
187.337
562.888
(375.551)
32.274
308.495
(276.221)
207.736
1.032.549
(824.813)
Resultado de sociedades contabilizadas por el método
82.756.621
468
911
1.633
-
-
70
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
250.284
(301.065)
1.389.720
12.755.736
(8.420)
(21.095)
(117.804)
-
-
-
-
-
-
-
-
-
60.038
60.038
-
-
-
-
-
-
-
-
-
700.563
(204.474)
905.037
-
-
-
-
-
Resultados antes de impuestos
130.328.395
114.233.516
226.829.051
(145.159.441)
(2.253.949)
26.250.449
281.710.457
249.596.110
281.056.904
153.247.565
182.159.904
183.371.945
57.810.521
54.033.892
51.892.199
60.038
700.563
- 4.447.427.469
4.392.625.917
4.240.401.202
- 4.187.214.704
4.053.333.247
3.892.291.952
- 3.830.011.900
3.754.753.999
3.642.828.755
-
-
-
-
-
-
-
-
8.391.707
9.220.770
12.431.451
348.811.097
289.358.478
237.031.746
260.212.765
339.292.670
348.109.250
(2.904.965.972)
(2.861.855.754)
(2.687.937.114)
(2.099.527.411)
(1.988.241.950)
(1.958.392.871)
-
-
-
(228.281.706)
(216.929.666)
(158.940.229)
(577.156.855)
(656.684.138)
(570.604.014)
- 1.542.461.497
1.530.770.163
1.552.464.088
-
-
-
-
39.331.002
34.742.737
32.998.618
(252.417.780)
(215.810.871)
(216.622.884)
(389.777.503)
(366.421.018)
(367.766.183)
939.597.216
983.281.011
1.001.073.639
-
(347.074.905)
(291.545.800)
(239.656.554)
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
592.522.311
691.735.211
761.417.085
(114.211.524)
(94.631.362)
(99.796.594)
127.716.519
132.691.391
117.121.114
(242.555.022)
(227.390.652)
(226.454.904)
42.067
584.912
153.805
(85.906)
458.162
9.079.034
4.951.758
7.255.856
18.584.732
(4.366.846)
(7.341.762)
(9.505.698)
468
911
82.758.254
-
70
-
-
-
82.850
(313.790)
1.365.276
24.938.953
-
-
-
477.997.535
598.470.036
769.400.548
Impuesto sobre sociedades
(33.614.812)
(23.402.198)
(21.064.399)
(12.248.134)
635.038
(9.357.145)
(75.932.075)
(43.566.137)
(72.619.778)
(62.216.531)
(56.459.150)
(56.364.261)
(16.517.066)
(18.808.290)
(18.796.395)
-
-
-
(200.528.618)
(141.600.737)
(178.201.978)
Resultado después de impuestos de las actividades
96.713.583
90.831.318
205.764.652
(157.407.575)
(1.618.911)
16.893.304
205.778.382
206.029.973
208.437.126
91.031.034
125.700.754
127.007.684
41.293.455
35.225.602
33.095.804
60.038
700.563
Ganancia (pérdida) de operaciones discontinuadas,
-
-
-
-
-
-
-
-
Resultado después de impuestos de las actividades
96.713.583
90.831.318
205.764.652
(157.407.575)
(1.618.911)
16.893.304
205.778.382
206.029.973
208.437.126
91.031.034
125.700.754
127.007.684
41.293.455
35.225.602
33.095.804
60.038
700.563
96.713.583
90.831.318
205.764.652
(157.407.575)
(1.618.911)
16.893.304
205.778.382
206.029.973
208.437.126
91.031.034
125.700.754
127.007.684
41.293.455
35.225.602
33.095.804
60.038
700.563
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
277.468.917
456.869.299
591.198.570
-
-
-
277.468.917
456.869.299
591.198.570
277.468.917
456.869.299
591.198.570
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Resultado financiero
Ingresos financieros
Gastos financieros
Resultados por unidades de reajuste
Diferencias de cambio
Positivas
Negativas
de participación
Diferencia negativa de consolidación
Resultado de otras inversiones
Resultados en ventas de activos
Otros gastos distintos de los de operación
continuadas
neta de impuesto
interrumpidas
Resultado del período
Sociedad dominante
Accionistas minoritarios
(4.305)
(3.349)
12.050.737
82.850
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
284
Enersis
Memoria Anual 2011
Nota 34. Garantías comprometidas con terceros, otros activos y
pasivos contingentes y otros compromisos
34.1. Garantías directas
Deudor
Acreedor de la garantía
Nombre
Relación
Tipo de garantía
Soc. de Energía de la República Argentina
Endesa Argentina, Endesa Costanera
Acreedor
Prenda
Mitsubishi
Credit Suisse First Boston
Varios Acreedores
Scotiabank
Endesa Costanera
Endesa Costanera
Edegel
Chinango
Banco Santander (Agente de garantía)
G.N.L. Quintero
Acreedor
Prenda
Acreedor
Prenda
Acreedor
Prenda
Acreedor
Prenda
Coligada
Prenda
Activos comprometidos
Tipo
Acciones
Ciclo combinado
Ciclo combinado
Inmuebles y equipos
Flujos de cobranza
Acciones
Deutsche Bank (*) / Santander Benelux
Enersis S.A.
Acreedor
Cuenta de depósitos
Cuenta de depósitos
Varios Acreedores
Varios Acreedores
Ampla S.A.
Coelce S.A.
Acreedor
Prenda sobre recaudación y otros
Acreedor
Prenda sobre recaudación y otros
International Finance Corporation
CGT Fortaleza S.A.
Acreedor
Hipoteca y Prenda
Inmuebles y equipos
Al 31 de diciembre de 2011 Enersis tenía compromisos futuros de compra de energía por un importe de
M$ 29.249.750.127 (M$ 26.115.482.639 al 31 de diciembre de 2010).
34.2. Garantías indirectas
Acreedor
de la
garantía
Cédulas de Crédito Bancario
Deudor
Activos comprometidos
Nombre
CIEN
Relación
Filial
Tipo de
garantía
Aval
Tipo
moneda
M$
Valor
contable
55.410.663
Moneda
M$
Saldo pendiente
al 31 de diciembre de
2011
55.410.663
dic-10
140.797.232
Bonos y Créditos Bancarios
Chinango
Filial
Aval
M$
21.553.733
M$
21.553.733
34.817.262
Liberación de garantías
2012
-
-
Activos
-
-
2013
-
-
Activos
-
-
2014
-
-
2015
-
-
34.3. Otras informaciones
Nuestra filial argentina Endesa Costanera está presentando déficit en su capital de trabajo, presionado por
las dificultades que está teniendo para obtener ajustes tarifarios que recojan los costos reales de generación,
generando dificultades en su equilibrio financiero en el corto plazo. Endesa Costanera espera revertir la
situación actual en la medida en que exista una resolución favorable de los pedidos realizados al Gobierno
Nacional de Argentina. El riesgo patrimonial que esta sociedad representa para el Grupo no es significativo.
Moneda
Valor contable
Moneda
dic-10
2012
Activos
2013
Activos
2014
Activos
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
-
42.351.337
11.313.893
100.476.362
22.694.232
-
20.793.960
10.646.394
16.453.910
174.703.123
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
Saldo pendiente
al 31 de diciembre de
2011
-
963.655
73.262.031
66.236.055
5.192.000
4.011.514
7.127.904
13.008.383
16.095.200
-
109.265.974
94.071.116
55.264.828
62.720.234
140.483.626
84.993.209
99.126.606
102.571.290
38.087.401
17.867.290
Liberación de garantías
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
285
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
34.1. Garantías directas
Deudor
Acreedor de la garantía
Nombre
Relación
Tipo de garantía
Soc. de Energía de la República Argentina
Endesa Argentina, Endesa Costanera
Acreedor
Prenda
Mitsubishi
Credit Suisse First Boston
Varios Acreedores
Scotiabank
Endesa Costanera
Endesa Costanera
Edegel
Chinango
Banco Santander (Agente de garantía)
G.N.L. Quintero
Acreedor
Prenda
Acreedor
Prenda
Acreedor
Prenda
Acreedor
Prenda
Coligada
Prenda
Activos comprometidos
Tipo
Acciones
Ciclo combinado
Ciclo combinado
Inmuebles y equipos
Flujos de cobranza
Acciones
Deutsche Bank (*) / Santander Benelux
Enersis S.A.
Acreedor
Cuenta de depósitos
Cuenta de depósitos
Varios Acreedores
Varios Acreedores
Ampla S.A.
Coelce S.A.
Acreedor
Prenda sobre recaudación y otros
Acreedor
Prenda sobre recaudación y otros
International Finance Corporation
CGT Fortaleza S.A.
Acreedor
Hipoteca y Prenda
Inmuebles y equipos
Moneda
Valor contable
Moneda
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
-
42.351.337
11.313.893
100.476.362
22.694.232
-
20.793.960
10.646.394
16.453.910
174.703.123
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
Saldo pendiente
al 31 de diciembre de
2011
-
963.655
73.262.031
66.236.055
5.192.000
4.011.514
7.127.904
13.008.383
16.095.200
-
109.265.974
94.071.116
55.264.828
62.720.234
140.483.626
84.993.209
99.126.606
102.571.290
38.087.401
17.867.290
dic-10
2012
Activos
2013
Activos
2014
Activos
Liberación de garantías
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Nota 35. Dotación
La distribución del personal de Enersis, incluyendo la información relativa a las filiales en los cinco países
donde está presente el Grupo en Latinoamérica y las entidades de control conjunto, al 31 de diciembre de
2011 y 31 de diciembre de 2010, era la siguiente:
(*) Incorpora las plantillas medias de Cam y Synapsis hasta el momento de su venta. Ver nota 2.4.1 y nota 11.
1.741
10.884
11.039
País
Chile
Argentina
Brasil
Perú
Colombia
Total
Gerentes y
ejecutivos
principales
94
43
40
20
27
224
País
Chile
Argentina
Brasil
Perú
Colombia
Total
Gerentes y
ejecutivos
principales
106
33
45
18
27
229
31/12/11
Profesionales
y técnicos
Trabajadores
y otros
31/12/10
Profesionales
y técnicos
Trabajadores
y otros
1.963
2.401
2.414
624
1.517
8.919
2.397
2.276
2.514
944
1.819
9.950
Total
2.397
3.327
2.764
797
1.599
Promedio del
periodo (*)
2.522
3.242
2.780
854
1.641
Total
(**)
3.049
3.159
2.946
1.139
1.971
Promedio del
periodo
3.152
3.115
2.940
1.131
1.923
340
883
310
153
55
546
850
387
177
125
2.085
12.264
12.261
(**) Incluye 387 personas pertenecientes a grupo Synapsis y 1.313. a grupo Cam. Ver nota 2.4.1 y nota 11.
Nota 36. Hechos posteriores
No se han producido hechos posteriores significativos entre el 31 de diciembre de 2011 y la fecha de emisión
de los estados financieros.
286
Enersis
Memoria Anual 2011
Nota 37. Medio ambiente
Los gastos ambientales al 31 de diciembre de 2011, 2010 y 2009 son los siguientes:
Compañía que efectúa el
desembolso
Proyecto
Endesa Chile S.A.
Gasatacama S.A.
Hidroaysen S.A.
Pehuenche
Chinango
Edegel S.A.
Codensa
Coelce
Ampla Energia
Edesur S.A.
CIEN
CDSA
CGTF
Estudios, monitoreos, análisis de laboratorio, retiro y disposición final
de residuos sólidos en centrales hidroeléctricas (C.H.) y centrales
termoeléctricas.
Seguimientos ambientales (calidad del aires, seguimiento marino, etc).
Gastos en educación y turismo.
Gastos medio ambiente
Protección del aire y del clima, gestión de aguas residuales, recuperación
del suelo y agua, reducción de ruidos y las vibraciones, protección de la
biodiversidad y paisajistica.
Monitoreos ambientales, gestión de residuos, mitigaciones y
restauraciones.
Gestión ambiental de transformadores.
Monitoreos ambientales, gestión de residuos, auditoría ISO 14001,
educiones ambientales.
Licencia ambiental y equipamiento de gestión ambiental
Disposición final de residuos y elementos contaminantes.
56.185
Compensación ambiental, mejoría de instalación y control ambiental,
implantación del proyecto de paisajismo.
Repoblación de depósitos
Adquisición de equipamiento para monitorización ambiental.
-
-
-
31-12-2011
31-12-2010
31-12-2009
M$
-
72.711
455.617
-
211.544
M$
-
M$
2.416.053
72.984
294.327
-
-
65.481
116.820
57.394
-
336.435
444.983
667.059
71.667
-
-
69.820
4.344
17.377
10.287
-
-
-
53.926
212.166
8.688
151.563
11.491
50.449
25.505
10.837
Compañía de Transmisión
del Mercosur S.A.
Auditoría ISO 14.001 y Resolución ENRE 57/2003 (Seguridad Pública),
monitoreo ambiental y actualización de normativa ambiental.
Transportadora de Energía
S.A.
Auditoría ISO 14.001 y Resolución ENRE 57/2003 (Seguridad Pública),
monitoreo ambiental y actualización de normativa ambiental.
15.100
13.412
16.387
14.714
11.579
Total
1.235.646
942.248
3.859.011
287
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
Nota 38. Información financiera resumida de nuestras filiales y
sociedades de control conjunto
A continuación se resume la información financiera de nuestras principales filiales y sociedades de control conjunto
al 31 de diciembre de 2011 y 2010, preparada de acuerdo a Normas Internacionales de Información Financiera:
Estados
financieros
Activos corriente
M$
Activos no
corrientes
M$
Total activos
Pasivos corrientes
M$
M$
Pasivos no
corrientes
M$
Total pasivos
M$
Ingresos
ordinarios
M$
Costos ordinarios
M$
Ganancia
(perdida)
M$
31/12/11
Chilectra S.A.
Consolidado
193.667.154
1.116.514.950
1.310.182.104
(196.759.945)
(52.473.555)
(249.233.500)
1.035.360.191
(924.569.246)
110.790.945
Synapsis Soluciones y Servicios IT Ltda.
Consolidado
-
-
-
-
-
-
6.690.708
(6.561.185)
129.523
Inmobiliaria Manso de Velasco Ltda.
Consolidado
30.451.690
36.347.961
66.799.651
(3.801.501)
(675.754)
(4.477.255)
7.741.781
(1.479.399)
6.262.382
Compañía Americana de Multiservicios de Chile S.A.
Consolidado
-
-
-
-
-
-
15.582.078
(16.890.062)
(1.307.984)
ICT Servicios Informáticos Ltda.
Inversiones Distrilima S.A.
Separado
Separado
3.386.984
296.193
3.683.177
(2.119.237)
(557.313)
(2.676.550)
5.897.820
(5.282.766)
615.054
73.612
53.558.686
53.632.298
(8.288)
-
(8.288)
12.106.048
(4.386)
12.101.662
Empresa de Distribución Eléctrica de Lima Norte S.A.A.
Separado
73.237.435
434.005.821
507.243.256
(103.696.328)
(210.609.245)
(314.305.573)
311.980.876
(270.687.421)
41.293.455
Empresa Nacional de Electricidad S.A.
Endesa Eco S.A.
Empresa Eléctrica Pehuenche S.A.
Compañía Eléctrica San Isidro S.A.
Empresa Eléctrica Pangue S.A.
Compañía Eléctrica Tarapacá S.A.
Inversiones Endesa Norte S.A.
Inversiones Gasatacama Holding Ltda.
Soc. Concesionaria Túnel El Melón S.A.
Endesa Argentina S.A.
Endesa Costanera S.A.
Hidroeléctrica El Chocón S.A.
Emgesa S.A. E.S.P.
Generandes Perú S.A.
Edegel S.A.A.
Chinango S.A.C.
Centrales Hidroeléctricas de Aysén S.A.
Endesa Brasil S.A.
Separado
Separado
Separado
Separado
Separado
Separado
Separado
Separado
Separado
Separado
Separado
Separado
Separado
Separado
Separado
Separado
Separado
Separado
723.937.172
3.238.686.083
3.962.623.255
(488.951.209)
(1.087.287.205)
(1.576.238.414)
1.184.084.739
(812.433.884)
371.650.855
5.437.267
135.146.612
140.583.879
(139.297.158)
(8.360.757)
(147.657.915)
14.315.105
(11.047.198)
3.267.907
56.656.641
234.597.856
291.254.497
(77.321.477)
(39.046.758)
(116.368.235)
195.003.413
(78.664.231)
116.339.182
68.408.746
77.242.199
145.650.945
(71.972.413)
(9.267.849)
(81.240.262)
243.562.829
(199.292.302)
44.270.527
34.480.062
131.950.788
166.430.850
(44.091.140)
(13.223.971)
(57.315.111)
119.050.275
(40.689.183)
78.361.092
33.507.950
78.813.461
112.321.411
(15.031.457)
(5.726.043)
(20.757.500)
39.522.009
(38.375.668)
1.146.341
41
25.157.716
25.157.757
(3.641.034)
-
(3.641.034)
-
(270.529)
(270.529)
46.551.925
157.376.178
203.928.103
(38.726.488)
(22.904.207)
(61.630.695)
130.444.784
(112.562.946)
17.881.838
29.481.896
15.071.789
44.553.685
(5.430.649)
(11.437.055)
(16.867.704)
7.687.068
(2.664.769)
5.022.299
8.573.370
34.592.709
43.166.079
(103.684)
-
(103.684)
-
453.345
453.345
58.093.676
141.156.445
199.250.121
(160.504.466)
(61.581.301)
(222.085.767)
341.636.333
(364.229.923)
(22.593.590)
27.754.942
161.753.755
189.508.697
(24.739.392)
(69.116.012)
(93.855.404)
48.326.998
(36.168.754)
12.158.244
239.044.005
1.393.219.292
1.632.263.297
(220.413.976)
(530.859.723)
(751.273.699)
496.479.981
(368.041.227)
128.438.754
162.255
208.237.040
208.399.295
(9.633)
-
(9.633)
22.317.674
(180.671)
22.137.003
70.142.623
709.616.464
779.759.087
(60.257.964)
(275.273.113)
(335.531.077)
214.815.328
(140.762.791)
74.052.537
11.140.497
112.163.451
123.303.948
(22.972.028)
(42.065.340)
(65.037.368)
25.943.033
(17.770.892)
8.172.141
5.227.686
59.098.190
64.325.876
(3.747.698)
(527.981)
(4.275.679)
-
(2.379.074)
(2.379.074)
144.245.706
1.071.816.109
1.216.061.815
(5.924.851)
(2.225)
(5.927.076)
160.755.284
10.670.289
171.425.573
Central Generadora Termoeléctrica Fortaleza S.A.
Separado
85.453.417
162.710.126
248.163.543
(40.948.473)
(38.033.756)
(78.982.229)
127.130.032
(86.764.813)
40.365.219
Centrais Elétricas Cachoeira Dourada S.A.
Compañía de Interconexión Energética S.A.
Compañía de Transmisión del Mercosur S.A.
Compañía Energética Do Ceará S.A.
EN-Brasil Comercio e Servicios S.A.
Ampla Energía E Servicios S.A.
Ampla Investimentos E Servicios S.A.
Compañía Distribuidora y Comercializadora de
Energía S.A.
Inversora Codensa S.A.
Empresa de Enería de Cundinamarca S.A.
Empresa Distribuidora Sur S.A.
Separado
Separado
Separado
Separado
Separado
Separado
Separado
Separado
Separado
Separado
Separado
118.123.679
144.987.597
263.111.276
(29.508.803)
(4.697.541)
(34.206.344)
126.646.148
(12.834.467)
113.811.681
25.533.963
292.499.911
318.033.874
(151.994.548)
(16.143.887)
(168.138.435)
54.757.129
(18.519.083)
36.238.046
18.236.701
3.922.642
22.159.343
(3.751.001)
(15.927.509)
(19.678.510)
2.682.140
(2.906.410)
(224.270)
202.961.217
773.140.433
976.101.650
(194.185.629)
(311.700.107)
(505.885.736)
805.668.597
(669.295.646)
136.372.951
2.449.053
115.999
2.565.052
(1.071.810)
(38.388)
(1.110.198)
5.839.550
(4.878.723)
960.827
215.407.325
1.102.615.089
1.318.022.414
(293.476.867)
(548.590.886)
(842.067.753)
979.024.498
(909.619.067)
69.405.431
1.507.987
138.395.284
139.903.271
(51.994.249)
1.669
46.733
48.402
(1.029.247)
-
-
(51.994.249)
(1.029.247)
-
-
16.979.113
16.979.113
(1.063.733)
(1.063.733)
233.090.499
934.300.085
1.167.390.584
(294.852.363)
(379.922.653)
(674.775.016)
751.734.951
(663.876.013)
87.858.938
1.076
76
1.152
(2)
(33)
(35)
-
-
-
9.578.051
54.738.504
64.316.555
(10.724.651)
(17.255.717)
(27.980.368)
33.225.646
(30.053.506)
3.172.140
288
Enersis
Memoria Anual 2011
Estados
financieros
Activos corriente
M$
Activos no
corrientes
M$
Total activos
Pasivos corrientes
M$
M$
Pasivos no
corrientes
M$
Total pasivos
M$
Ingresos
ordinarios
M$
Costos ordinarios
M$
Ganancia
(perdida)
M$
31/12/10
Chilectra S.A.
Consolidado
308.282.584
1.153.691.583
1.461.974.167
(171.286.364)
(196.967.970)
(368.254.334)
1.003.001.004
(852.052.652)
150.948.352
Synapsis Soluciones y Servicios IT Ltda.
Consolidado
27.547.119
10.385.607
37.932.726
(15.618.790)
(1.915.098)
(17.533.888)
66.028.200
(70.214.530)
(4.186.330)
Inmobiliaria Manso de Velasco Ltda.
Consolidado
32.323.759
35.782.164
68.105.923
(3.422.178)
(1.623.485)
(5.045.663)
10.546.195
(2.729.975)
7.816.220
Compañía Americana de Multiservicios de Chile S.A.
Consolidado
71.769.555
25.904.845
97.674.400
(45.136.731)
(6.707.851)
(51.844.582)
131.410.554
(133.224.067)
(1.813.513)
ICT Servicios Informáticos Ltda.
Inversiones Distrilima S.A.
Separado
Separado
4.077.868
233.684
4.311.552
(3.372.931)
(456.919)
(3.829.850)
2.174.853
(2.193.935)
(19.082)
368.480
46.340.936
46.709.416
(3.835)
-
(3.835)
11.116.825
(18.031)
11.098.794
Empresa de Distribución Eléctrica de Lima Norte S.A.A.
Separado
76.439.911
356.670.398
433.110.309
(78.460.218)
(205.177.295)
(283.637.513)
286.654.227
(251.428.625)
35.225.602
Empresa Nacional de Electricidad S.A.
Endesa Eco S.A.
Empresa Eléctrica Pehuenche S.A.
Compañía Eléctrica San Isidro S.A.
Empresa Eléctrica Pangue S.A.
Compañía Eléctrica Tarapacá S.A.
Inversiones Endesa Norte S.A.
Inversiones Gasatacama Holding Ltda.
Soc. Concesionaria Túnel El Melón S.A.
Endesa Argentina S.A.
Endesa Costanera S.A.
Hidroeléctrica El Chocón S.A.
Emgesa S.A. E.S.P.
Generandes Perú S.A.
Edegel S.A.A.
Chinango S.A.C.
Centrales Hidroeléctricas de Aysén S.A.
Endesa Brasil S.A.
Separado
Separado
Separado
Separado
Separado
Separado
Separado
Separado
Separado
Separado
Separado
Separado
Separado
Separado
Separado
Separado
Separado
Separado
693.166.827
3.171.595.808
3.864.762.635
(464.147.067)
(1.057.670.971)
(1.521.818.038)
1.173.423.692
(654.190.040)
519.233.652
6.327.207
138.782.297
145.109.504
(137.123.791)
(20.442.170)
(157.565.961)
13.515.877
(16.056.170)
(2.540.293)
54.209.408
242.417.018
296.626.426
(60.865.292)
(41.020.747)
(101.886.039)
234.534.178
(57.265.757)
177.268.421
43.642.004
81.215.943
124.857.947
(55.987.180)
(11.948.576)
(67.935.756)
167.998.478
(154.961.416)
13.037.062
26.348.540
135.422.607
161.771.147
(48.954.765)
(13.940.056)
(62.894.821)
99.324.285
(35.590.926)
63.733.359
28.342.554
77.234.443
105.576.997
(7.312.647)
(7.839.404)
(15.152.051)
45.280.244
(41.788.042)
3.492.202
-
25.157.716
25.157.716
(3.370.464)
-
(3.370.464)
-
(146.130)
(146.130)
55.742.095
145.984.024
201.726.119
(69.155.266)
(21.720.110)
(90.875.376)
167.160.648
(147.165.903)
19.994.745
21.178.870
17.552.855
38.731.725
(2.391.836)
(13.674.875)
(16.066.711)
6.701.752
(2.364.828)
4.336.924
7.852.572
33.753.943
41.606.515
(44.284)
-
(44.284)
5.641.118
151.175
5.792.293
45.572.669
128.841.292
174.413.961
(107.230.903)
(65.903.875)
(173.134.778)
288.534.151
(290.157.746)
(1.623.595)
18.399.302
144.894.940
163.294.242
(43.781.981)
(38.683.634)
(82.465.615)
57.172.784
(32.791.612)
24.381.172
154.997.283
1.203.713.202
1.358.710.485
(286.630.051)
(356.958.221)
(643.588.272)
507.137.563
(357.040.190)
150.097.373
54.688
180.174.348
180.229.036
(21.008)
-
(21.008)
21.122.454
(214.017)
20.908.437
44.851.844
643.944.854
688.796.698
(40.685.019)
(282.540.573)
(323.225.592)
188.755.959
(152.380.933)
36.375.026
5.717.609
98.861.331
104.578.940
(21.081.723)
(49.460.678)
(70.542.401)
23.636.752
(19.685.636)
3.951.116
3.880.921
50.729.673
54.610.594
(3.904.367)
(327.633)
(4.232.000)
-
(3.665.300)
(3.665.300)
269.141.082
1.085.178.300
1.354.319.382
(58.046.034)
-
(58.046.034)
200.739.840
6.041.979
206.781.819
Central Generadora Termoeléctrica Fortaleza S.A.
Separado
67.892.629
162.438.204
230.330.833
(32.581.434)
(39.966.450)
(72.547.884)
142.546.333
(93.304.291)
49.242.042
Centrais Elétricas Cachoeira Dourada S.A.
Compañía de Interconexión Energética S.A.
Compañía de Transmisión del Mercosur S.A.
Compañía Energética Do Ceará S.A.
EN-Brasil Comercio e Servicios S.A.
Ampla Energía E Servicios S.A.
Ampla Investimentos E Servicios S.A.
Separado
Separado
Separado
Separado
Separado
Separado
Separado
94.488.048
134.422.068
228.910.116
(13.765.546)
(7.521.222)
(21.286.768)
115.662.684
(40.215.273)
75.447.411
44.440.944
317.628.162
362.069.106
(136.593.186)
(108.949.008)
(245.542.194)
93.177.151
(94.574.840)
(1.397.689)
14.503.105
3.826.350
18.329.455
(449.321)
(15.233.324)
(15.682.645)
2.983.647
(2.420.226)
563.421
177.267.456
737.234.010
914.501.466
(244.318.033)
(226.036.818)
(470.354.851)
788.759.176
(634.806.589)
153.952.587
1.033.812
54.708
1.088.520
(489.835)
-
(489.835)
1.879.321
(1.267.362)
611.959
218.527.158
1.031.433.894
1.249.961.052
(307.918.902)
(481.355.952)
(789.274.854)
929.116.008
(877.038.622)
52.077.386
1.579.764
136.771.841
138.351.605
(60.967.554)
-
(60.967.554)
-
22.325.366
22.325.366
Compañía Distribuidora y Comercializadora de
Separado
251.294.158
865.089.733
1.116.383.891
(262.861.871)
(377.891.111)
(640.752.982)
723.345.987
(599.569.993)
123.775.994
Energía S.A.
Empresa de Enería de Cundinamarca S.A.
Empresa Distribuidora Sur S.A.
Separado
Separado
10.831.321
46.553.360
57.384.681
(12.615.030)
(14.388.879)
(27.003.909)
36.621.778
(31.864.753)
4.757.025
110.182.639
320.842.717
431.025.356
(226.189.613)
(40.238.648)
(266.428.261)
287.867.341
(289.486.252)
(1.618.911)
Brasil
Brasil
Chile
Brasil
Perú
Brasil
289
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
ANEXO N°1 Sociedades que componen el Grupo Enersis
Este anexo es parte de la nota 2.4. “Entidades filiales y de control conjunto”. Corresponden a porcentajes de control.
Rut
Sociedad
Moneda funcional
% Participación a 31/12/2011
% Participación a 31/12/2010
Relación
País
Actividad
( Por orden alfabético)
Directo
Indirecto
Total
Directo
Indirecto
Total
96.773.290-7
Aguas Santiago Poniente S.A.
Peso chileno
0,00%
78,88%
78,88%
0,00%
78,88%
78,88% Filial
Extranjero
Ampla Energía E Serviços S.A.
Extranjero
Ampla Investimentos E Serviços S.A.
Extranjero
Atacama Finance Co
Extranjero
Compañía Americana de Multiservicios de
Brasil Ltda.
Real
Real
Dólar
Real
13,68%
78,25%
91,93% 13,68%
78,25%
91,93% Filial
13,68%
78,25%
91,93% 13,68%
78,25%
91,93% Filial
Chile
Brasil
Brasil
Servicios sanitarios
Producción, transporte y distribución de energía
eléctrica
Producción, transmisión, transformación,
distribución y comercio de energía eléctrica
0,00%
50,00%
50,00%
0,00%
50,00%
50,00% Control conjunto
Islas Caimán
Sociedad de cartera
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
99,99%
99,99% Filial
Extranjero
Centrais Elétricas Cachoeira Dourada S.A.
Real
0,00%
99,61%
99,61%
0,00%
99,61%
99,61% Filial
76.003.204-2
Central Eólica Canela S.A.
Peso chileno
0,00%
75,00%
75,00%
0,00%
75,00%
75,00% Filial
Extranjero
Central Generadora Termoeléctrica Fortaleza S.A. Real
0,00% 100,00% 100,00%
0,00%
100,00%
100,00% Filial
76.652.400-1
Centrales Hidroeléctricas De Aysén S.A.
Peso chileno
0,00%
51,00%
51,00%
0,00%
51,00%
51,00% Control conjunto
Chile
Compra y venta de productos relacionados con
la electricidad
Generación y comercialización de energía
eléctrica
Promoción y desarrollo proyectos de energía
renovables
Desarrollo de un proyecto de generación
termoeléctrica
Desarrollo y explotación de un proyecto
hidroeléctrico
Extranjera
Central Vuelta Obligado S.A.
Peso argentino
0,00%
34,50%
34,50%
0,00%
0,00%
0,00% Control conjunto
Argentina
Generación y comercialización de electricidad
99.573.910-0
Chilectra Inversud S.A.
96.800.570-7
Chilectra S.A.
Extranjero
Chinango S.A.C.
Peso chileno
Peso chileno
Nuevos soles
0,00% 100,00% 100,00%
0,00%
100,00%
100,00% Filial
99,08%
0,01%
99,09% 99,08%
0,01%
99,09% Filial
0,00%
80,00%
80,00%
0,00%
80,00%
80,00% Filial
Chile
Chile
Perú
Sociedad de cartera
Participación en empresas de cualquier naturaleza
Generación, comercialización y distribución de
energía eléctrica
Peso argentino
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
100,00%
100,00% Filial
Argentina
Cont. de redes eléctricas, postal, calib. de med.
Peso chileno
0,00%
0,00%
0,00% 99,99%
0,00%
99,99% Filial
Chile
Compra, venta de productos relacionados con
la electricidad
Peso colombiano
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
100,00%
100,00% Filial
Colombia
Servicios técnicos de calibración y medición
Extranjero
Compañía Americana de Multiservicios de
Argentina Ltda.
96.543.670-1
Compañía Americana de Multiservicios de
Chile Ltda.
Extranjero
Extranjero
Compañía Americana de Multiservicios de
Colombia Ltda.
Compañía Americana de Multiservicios Del
Perú Ltda.
Extranjero
Compañía de Interconexión Energética S.A.
Real
0,00% 100,00% 100,00%
0,00%
100,00%
100,00% Filial
Nuevos soles
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
100,00%
100,00% Filial
Extranjero
Compañía de Transmisión del Mercosur S.A.
Peso argentino
0,00%
99,99%
99,99%
0,00%
99,99%
99,99% Filial
Argentina
Extranjero
Compañía Distribuidora y Comercializadora de
energía S.A.
Peso colombiano
12,47%
9,35%
21,82% 12,47%
9,35%
21,82% Filial
Colombia
96.783.220-0
Compañía Eléctrica San Isidro S.A.
96.770.940-9
Compañía Eléctrica Tarapacá S.A.
Peso chileno
Peso chileno
0,00% 100,00% 100,00%
0,00%
100,00%
100,00% Filial
0,00% 100,00% 100,00%
0,00%
100,00%
100,00% Filial
Extranjero
Compañía Energética Do Ceará S.A.
Real
0,00%
58,87%
58,87%
0,00%
58,87%
58,87% Filial
77.625.850-4
Consorcio Ara- Ingendesa Ltda.
76.738.990-6
Consorcio Ara- Ingendesa Sener Ltda.
Peso chileno
Peso chileno
0,00%
50,00%
50,00%
0,00%
50,00%
50,00% Control conjunto
0,00%
33,33%
33,33%
0,00%
33,33%
33,33% Asociada
77.573.910-K
Consorcio Ingendesa Minimetal Ltda.
Peso chileno
0,00%
50,00%
50,00%
0,00%
50,00%
50,00% Control conjunto
96.764.840-K
Constructora y Proyectos Los Maitenes S.A.
Peso chileno
0,00%
55,00%
55,00%
0,00%
55,00%
55,00% Filial
Chile
Chile
Brasil
Chile
Chile
Chile
Chile
Extranjero
Distribuidora Eléctrica de Cundinamarca S.A.
Peso colombiano
0,00%
49,00%
49,00%
0,00%
49,00%
49,00% Control conjunto
Colombia
Compra, venta y distribución de productos
relacionados con la electricidad
Producción, transporte y distribución de energía
eléctrica
Producción, transporte y distribución de energía
eléctrica
Distribución y comercialización de energía
eléctrica
Ciclo completo de energía eléctrica
Ciclo completo energía eléctrica
Ciclo completo de energía eléctrica
Consultora de ingeniería de proyectos
Ejecución y cumplimiento del contrato de
ingeniería básica linea Maipú
Servicios de ingeniería
Construcción e instalaciones
Distribución y comercialización de energía
eléctrica
Extranjero
Distrilec Inversora S.A.
Peso argentino
27,19%
24,31%
51,50% 27,19%
24,31%
51,50% Filial
Argentina
Sociedad de cartera
Extranjero
Edegel S.A.A
Nuevos soles
0,00%
83,60%
83,60%
0,00%
83,60%
83,60% Filial
Perú
Generación, comercialización y distribución de
energía eléctrica
Extranjero
Emgesa S.A. E.S.P.
Peso colombiano
0,00%
26,87%
26,87%
0,00%
26,87%
26,87% Filial
Colombia
Generación de energía eléctrica.
Extranjero
Empresa de Distribución Eléctrica de Lima
Norte S.A.A
Nuevos soles
35,02%
30,15%
65,17% 35,02%
30,15%
65,17% Filial
Perú
Extranjero
Empresa de Energía de Cundinamarca S.A.
Peso colombiano
0,00%
49,00%
49,00%
0,00%
49,00%
49,00% Control conjunto
Colombia
Distribución y comercialización de energía
eléctrica
Distribución y comercialización de energía
eléctrica
96.588.800-4
Empresa de Ingeniería Ingendesa S.A.
Peso chileno
0,00% 100,00% 100,00%
0,00%
100,00%
100,00% Filial
Chile
Prestación de servicios de ingeniería
Extranjero
Empresa Distribuidora Sur S.A.
Peso argentino
16,02%
77,21%
93,23% 16,02%
77,21%
93,23% Filial
Argentina
96.783.910-8
Empresa Eléctrica de Colina Ltda.
96.589.170-6
Empresa Eléctrica Pangue S.A.
96.504.980-0
Empresa Eléctrica Pehuenche S.A.
91.081.000-6
Empresa Nacional de Electricidad S.A
Peso chileno
Peso chileno
Peso chileno
Peso chileno
0,00% 100,00% 100,00%
0,00%
100,00%
100,00% Filial
0,00%
94,99%
94,99%
0,00%
94,99%
94,99% Filial
0,00%
92,65%
92,65%
0,00%
92,65%
92,65% Filial
59,98%
0,00%
59,98% 59,98%
0,00%
59,98% Filial
Chile
Chile
Chile
Chile
Distribución y comercialización de energía
eléctrica
Ciclo completo de energía y materiales afines
Ciclo completo energía eléctrica
Ciclo completo energía eléctrica
Ciclo completo energía eléctrica
Extranjero
Endesa Argentina S.A.
Peso argentino
0,00% 100,00% 100,00%
0,00%
100,00%
100,00% Filial
Argentina
Sociedad de cartera
Extranjero
Endesa Brasil S.A.
Real
22,06%
49,46%
71,52% 22,06%
49,46%
71,52% Filial
Brasil
Sociedad de cartera
Extranjero
Endesa Costanera S.A.
Peso argentino
0,00%
69,76%
69,76%
0,00%
69,76%
69,76% Filial
Argentina
Generación y comercialización de electricidad
96.827.970-K
Endesa Eco S.A.
96.526.450-7
Endesa Inversiones Generales S.A.
Peso chileno
Peso chileno
0,00% 100,00% 100,00%
0,00%
100,00%
100,00% Filial
0,00% 100,00% 100,00%
0,00%
100,00%
100,00% Filial
Chile
Chile
Proyectos de energías renovables
Sociedad de cartera
Extranjero
Energex Co.
Extranjero
EN-Brasil Comercio e Servicos S.A.
Extranjero
E ó l i c a F a n z e n d a N o v a - G e r a c a o e
Comercializacao de Energía S.A.
96.830.980-3
Gas Atacama S.A.
Extranjero
Gasoducto Atacama Argentina S.A.
78.882.820-9
Gasoducto Atacama Chile S.A.
Dólar
Real
Real
Dólar
Dólar
Dólar
0,00%
50,00%
50,00%
0,00%
50,00%
50,00% Control conjunto
Islas Caimán
Sociedad de cartera
0,00%
99,99%
99,99%
0,00%
99,99%
99,99% Asociada
0,00%
99,95%
99,95%
0,00%
99,95%
99,95% Asociada
0,00%
50,00%
50,00%
0,00%
50,00%
50,00% Control conjunto
0,00%
49,99%
49,99%
0,00%
49,99%
49,99% Control conjunto
0,00%
50,00%
50,00%
0,00%
50,00%
50,00% Control conjunto
Brasil
Brasil
Chile
Chile
Chile
Sociedad de cartera
Promoción y desarrollo proyectos de energía
renovables
Administración y dirección de sociedades
Transporte de gas natural
Transporte de gas natural
290
Enersis
Memoria Anual 2011
Rut
Sociedad
Moneda funcional
% Participación a 31/12/2011
% Participación a 31/12/2010
Relación
País
Actividad
( Por orden alfabético)
77.032.280-4
Gasoducto Taltal Ltda.
Extranjero
Generandes Perú S.A.
76.041.891-9
Hidroaysén Transmisión S.A.
Directo
Indirecto
Total
Directo
Indirecto
Total
Peso chileno
Nuevos soles
Peso chileno
0,00%
50,00%
50,00%
0,00%
50,00%
50,00% Control conjunto
0,00%
61,00%
61,00%
0,00%
61,00%
61,00% Filial
0,00%
51,00%
51,00%
0,00%
51,00%
51,00% Control conjunto
Chile
Perú
Chile
Transporte de gas natural
Sociedad de cartera
Desarrollar sistemas de transmisión eléctrica
Extranjero
Hidroeléctrica El Chocón S.A.
Peso argentino
0,00%
67,67%
67,67%
0,00%
67,67%
67,67% Filial
Argentina
Producción y comercialización de energía eléctrica
Extranjero
Hidroinvest S.A.
Peso argentino
0,00%
96,09%
96,09%
0,00%
96,09%
96,09% Filial
Argentina
Sociedad de cartera
En trámite
ICT Servicios Informáticos Ltda.
Peso chileno
99,00%
1,00% 100,00% 99,00%
1,00%
100,00% Filial
Extranjero
Ingendesa do Brasil Ltda.
79.913.810-7
Inmobiliaria Manso de Velasco Ltda.
Extranjero
Inversiones Distrilima S.A.
96.887.060-2
Inversiones Endesa Norte S.A.
Real
Peso chileno
Nuevos soles
Peso chileno
0,00% 100,00% 100,00%
0,00%
100,00%
100,00% Filial
99,99%
0,00%
99,99% 99,99%
0,00%
99,99% Filial
34,99%
15,38%
50,37% 34,99%
15,38%
50,37% Filial
0,00% 100,00% 100,00%
0,00%
100,00%
100,00% Filial
76.014.570-K
Inversiones Gas Atacama Holding Ltda.
Dólar
0,00%
50,00%
50,00%
0,00%
50,00%
50,00% Control conjunto
Chile
Brasil
Chile
Perú
Chile
Chile
Extranjero
Inversora Codensa S.A.S.
Peso colombiano
0,00% 100,00% 100,00%
0,00%
100,00%
100,00% Filial
Colombia
Extranjero
Investluz S.A.
96.800.460-3
Luz Andes Ltda.
96905700-K
Progas S.A.
99.584.600-4
Sistema Sec S.A.
77.047.280-6
Sociedad Agrícola de Cameros Ltda.
78.970.360-4
Sociedad Agrícola e Inmobiliaria
Pastos Verdes Ltda.
Real
0,00% 100,00% 100,00%
0,00%
100,00%
100,00% Filial
Peso chileno
0,00% 100,00% 100,00%
0,00%
100,00%
100,00% Filial
Peso chileno
Peso chileno
Peso chileno
Peso chileno
0,00%
50,00%
50,00%
0,00%
50,00%
50,00% Control conjunto
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
49,00%
49,00% Control conjunto
0,00%
57,50%
57,50%
0,00%
57,50%
57,50% Filial
0,00%
55,00%
55,00%
0,00%
55,00%
55,00% Filial
96.671.360-7
Sociedad Concesionaria Túnel El Melón S.A.
Peso chileno
0,00% 100,00% 100,00%
0,00%
100,00%
100,00% Filial
Brasil
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Servicios informáticos
Consultora de ingeniería de proyectos
Construcciones y obras
Sociedad de cartera
Inversiones proyectos energéticos norte de chile
Transporte de gas natural
Inversión en actividades de servicios públicos
domiciliarios de energía
Sociedad de cartera
Transporte, distribución y venta de energía y
combustibles
Distribución de gas
Provisión de sistemas de señalización,
electrificación y comunicación
Inversiones financieras
Inversiones financieras
Ejecución, construcción y explotación del túnel
el melón
79197570-6
Sociedad Consorcio Ingendesa-Ara Limitada
Peso chileno
0,00%
50,00%
50,00%
0,00%
50,00%
50,00% Control conjunto
Santiago de
Chile (Chile)
Prestación de servicios de ingeniería
Extranjero
Sociedad Portuaria Central Cartagena S.A.
Peso colombiano
0,00%
99,85%
99,85%
0,00%
99,85%
99,85% Asociada
Colombia
Administración de puertos
Extranjero
Southern Cone Power Argentina S.A.
Peso argentino
0,00% 100,00% 100,00%
0,00%
100,00%
100,00% Filial
Argentina
Sociedad de cartera
Extranjero
Synapsis Argentina S.R.I.
Extranjero
Synapsis Brasil Ltda.
Extranjero
Synapsis Colombia Ltda.
Extranjero
Synapsis Perú S.R.I.
Peso argentino
Real
Peso colombiano
Nuevos soles
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
5,00%
95,00%
100,00% Filial
Argentina
Servicios informáticos
0,00%
0,00%
100,00%
100,00% Filial
Brasil
Servicios informáticos
0,00%
0,20%
99,80%
100,00% Filial
Colombia
Servicios informáticos
0,00%
0,00%
100,00%
100,00% Filial
96.529.420-1
Synapsis Soluciones Y Servicios It Ltda.
Peso chileno
0,00%
0,00%
0,00% 99,99%
0,01%
100,00% Filial
Extranjero
Termoeléctrica José de San Martín S.A.
Peso argentino
0,00%
20,86%
20,86%
0,00%
20,86%
20,86% Asociada
Argentina
Extranjero
Termoeléctrica Manuel Belgrano S.A.
Peso argentino
0,00%
20,86%
20,86%
0,00%
20,86%
20,86% Asociada
Argentina
Perú
Chile
Servicios y productos informáticos y de
telecomunicación
Suministrar y comercializar servicios y equipos
informáticos
Construcción y explotación de una central de
ciclo combinado
Producción, transporte y distribución de energía
eléctrica
77.017.930-0
Transmisora Eléctrica de Quillota Ltda.
Peso chileno
0,00%
50,00%
50,00%
0,00%
50,00%
50,00% Control conjunto
Chile
Transporte y distribución de energía eléctrica
Extranjero
Transportadora de Energía S.A.
Peso argentino
0,00% 100,00% 100,00%
0,00%
100,00%
100,00% Filial
Argentina
Producción, transporte y distribución de energía
eléctrica
291
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
ANEXO N°2 Variaciones del perímetro de consolidación
Este anexo es parte de la nota 2.4.1 “Variaciones del perímetro de consolidación”.
Incorporación al perímetro de consolidación durante el ejercicio 2011 y ejercicio 2010
Sociedad
ICT Servicios informaticos ltda.
Central Vuelta Obligado S.A.
% Participación
a 31 de diciembre de 2011
% Participación
a 31 de diciembre de 2010
Directo
Indirecto
-
-
Total
-
Método consolidación
Directo
99,00%
Indirecto
1,00%
Total
Método consolidación
100,00%
Consolidación
0,00%
34,50%
34,50%
Control conjunto
Exclusiones del perímetro de consolidación durante el ejercicio 2011 y ejercicio 2010
Sociedad (*)
% Participación
a 31 de diciembre de 2011
% Participación
a 31 de diciembre de 2010
Directo
Indirecto
Total
Método consolidación
Compañía Americana de Multiservicios de Brasil Ltda.
Compañía Americana de Multiservicios de Argentina Ltda.
Compañía Americana de Multiservicios de Chile Ltda.
Compañía Americana de Multiservicios de Colombia Ltda.
Compañía Americana de Multiservicios Del Perú Ltda.
Sistema Sec S.A.
Synapsis Argentina S.R.I.
Synapsis Brasil Ltda.
Synapsis Colombia Ltda.
Synapsis Perú S.R.I.
Synapsis Soluciones Y Servicios It Ltda.
(*) ver nota 2.4.1 y nota 11
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Directo
0,00%
0,00%
Indirecto
99,99%
Total
Método consolidación
99,99%
Consolidación
100,00%
100,00%
Consolidación
99,99%
0,00%
99,99%
Consolidación
0,00%
0,00%
0,00%
5,00%
0,00%
0,20%
0,00%
100,00%
100,00%
Consolidación
100,00%
100,00%
Consolidación
49,00%
95,00%
49,00%
Integración proporcional
100,00%
Consolidación
100,00%
100,00%
Consolidación
99,80%
100,00%
Consolidación
100,00%
100,00%
Consolidación
99,99%
0,01%
100,00%
Consolidación
ANEXO N°3 Sociedades asociadas
Este anexo es parte de la nota 3.h “Inversiones en asociadas contabilizadas por el método de participación”.
Rut
Sociedad
(Por orden alfabético)
Moneda
funcional
% Participación a 31/12/2011
% Participación a 31/12/2010
País
Actividad
96.806.130-5
Electrogas S.A
Dólar
42,50%
0,00%
42,50%
Directo
Indirecto
Total
Endesa Cemsa S.A.
Peso argentino
0,00%
45,00%
45,00%
Directo
0,00%
0,00%
Indirecto
Total
42,50%
42,50% Chile
Sociedad de cartera
45,00%
45,00% Argentina
Compra venta mayorista de energía eléctrica
Endesa Market Place
Dólar
15,00%
0,00%
15,00%
15,00%
0,00%
15,00% España
B2B (nuevas tecnologías)
76.418.940-K
GNL Chile.S.A.
Peso chileno
0,00%
33,33%
33,33%
0,00%
33,33%
33,33% Chile
Promover proyecto para suministro de gas
licuado
76.788.080-4
GNL Quintero S.A.
Dólar
0,00%
20,00%
20,00%
0,00%
20,00%
20,00% Chile
Desarrollo, diseño, suministro de un terminal de
96.889.570-2
Inversiones Electrogas S.A.
Peso chileno
76.583.350-7
Konecta Chile S.A.
Peso chileno
Extranjero
Sacme S.A.
Dólar
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
50,00%
50,00%
0,00%
0,00%
0,00%
42,50%
42,50% Chile
Sociedad de cartera
26,20%
26,20% Chile
Servicios
50,00%
50,00% Argentina
Supervisión y control sistema eléctrico
regacificación de gas natural licuado
Extranjero
Extranjero
292
Enersis
Memoria Anual 2011
ANEXO N°4 Información adicional sobre deuda financiera
Este anexo forma parte de la nota 18 “Otros pasivos financieros”.
A continuación se muestran las estimaciones de flujos no descontados por tipo de deuda financiera:
a ) Préstamos bancarios
a. Resumen de préstamos bancarios por monedas y vencimientos
Segmento
País
Moneda
Tasa
nominal
Corriente
Vencimiento
Uno a tres
meses
Tres a doce
meses
Total
corriente al
31/12/2011
No corriente
Vencimiento
Uno a tres
años
Tres a cinco
años
Más de cinco
años
Corriente
Vencimiento
Uno a tres
meses
Tres a doce
meses
Total
corriente al
31/12/2010
Total no
corriente al
31/12/2011
No corriente
Vencimiento
Uno a tres
años
Tres a cinco
años
Más de cinco
años
Total no
corriente al
31/12/2010
Chile
Perú
Perú
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
US$
US$
0,99%
3,64%
906.389
3.359.497
4.265.886 109.631.899
876.746
- 110.508.645
816.706 18.915.156 19.731.862
3.202.593 83.824.641
- 87.027.234
2.810.297 10.519.166 13.329.463
7.864.024 25.087.748 26.158.087 59.109.859
1.458.040 17.809.137 19.267.177 14.419.663 14.145.757 21.661.326 50.226.746
Soles
4,62%
431.794
2.987.507
3.419.301
3.362.985
- 38.373.491 41.736.476
1.839.538
1.031.134
2.870.672 32.616.930
Argentina US$
6,16%
2.662.019
9.436.481 12.098.500 17.142.594
1.612.063
- 18.754.657
5.085.358 18.145.263 23.230.621
4.013.855
Argentina
$ Arg
9,18%
37.689.501 28.405.542 66.095.043 47.915.942
2.458.440
- 50.374.382 14.760.009 24.845.072 39.605.081 29.992.159
2.424.007
Colombia
$ Col
6,58%
1.338.154 82.134.906 83.473.060
-
-
-
-
744.241
5.091.793
5.836.034
- 75.664.686
-
-
- 32.616.930
-
4.013.855
- 32.416.166
- 75.664.686
Brasil
Brasil
US$
Real
5,90%
644.936 12.599.186 13.244.122 17.532.685 17.877.446
6.352.599 41.762.730
765.141 11.617.821 12.382.962 19.990.693 18.600.098 10.681.077 49.271.868
10,81% 30.524.862 175.096.068 205.620.930 142.254.517 90.580.272
8.209.057 241.043.846 34.521.334 175.760.765 210.282.099 235.737.812 41.010.710
9.066.992 285.815.514
77.007.952 324.538.353 401.546.305 345.704.646 138.492.715 79.093.234 563.290.595 59.990.367 273.216.141 333.206.508 339.973.705 235.669.899 41.409.395 617.052.999
b. Individualización de préstamos bancarios por deudor
Nombre
empresa
deudora
País
empresa
deudora
Nombre
del
acreedor
Tipo
de
moneda
Tasa
de interés
efectiva
Tasa
de interés
nominal
Ampla
Ampla
Ampla
Ampla
Ampla
Ampla
Ampla
Ampla
CGTF Fortaleza
CGTF Fortaleza
CGTF Fortaleza
Compañía de Interconexión
Energética S.A.
Coelce
Coelce
Coelce
Coelce
Coelce
Coelce
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Banco Itaú
Unibanco
Banco Alfa
Brasdesco
Banco do Brasil
BANCO HSBC
Electrobras
Bndes
IFC - A
IFC - B
IFC - C
Banco Santander Central Hispano
Banco Europeo de Investimentos
Eletrobras
Banco do Brasil
Bndes
Banco do Nordeste
Banco Europeo de Investimentos
Banco de Crédito
Banco de Crédito
Banco Continental
Banco Scotiabank
Banco Continental
Banco Continental
Banco Scotiabank
Banco de Crédito
Banco de Crédito
Banco de Crédito
Banco de Crédito
Banco de Crédito
Banco de Crédito
Real
Real
Real
Real
Real
Real
Real
Real
US$
US$
US$
Real
US$
Real
Real
Real
Real
US$
US$
US$
US$
US$
Soles
Soles
US$
US$
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
12,47%
12,49%
12,26%
6,09%
12,68%
9,73%
6,02%
6,15%
6,16%
5,91%
6,09%
6,05%
9,73%
6,02%
11,02% 11,02%
7,89%
2,98%
11,98% 11,96%
13,05% 12,18%
7,91%
2,98%
6,58%
6,58%
6,58%
6,58%
10,75% 10,75%
9,95%
8,50%
5,49%
3,97%
3,97%
7,19%
5,70%
3,80%
4,30%
5,95%
9,59%
2,60%
4,00%
4,00%
4,00%
4,00%
9,95%
13,15%
5,49%
3,97%
3,97%
7,19%
5,70%
3,80%
4,30%
5,95%
32,27%
15,78%
15,78%
5,18%
5,26%
5,26%
Rut
empresa
deudora
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
12/2011
Corriente
Más de 90 días
Total Corriente
1.964.473
1.542.373
12.975.006
13.453.719
2.942.372
22.045.700
1.111.948
16.888.622
3.510.015
4.162.847
365.176
59.020.877
173.334
4.747.664
4.235.607
30.273.652
3.894.055
4.387.814
1.378.129
5.760.203
944.367
1.878.060
1.585.500
-
558.407
-
127.413
127.413
108.816
50.965
212.355
2.021.952
1.588.243
14.754.347
19.436.073
3.817.391
22.678.164
1.451.883
23.377.030
3.854.292
4.276.946
473.774
60.822.243
192.407
6.469.066
5.545.861
39.505.486
4.153.191
4.446.703
1.783.606
7.709.965
1.225.208
1.886.215
1.600.097
260
724.469
-
165.304
165.304
141.176
66.121
275.506
Menos de 90
días
57.479
45.870
1.779.341
5.982.354
875.019
632.464
339.935
6.488.408
344.277
114.099
108.598
1.801.366
19.073
1.721.402
1.310.254
9.231.834
259.136
58.889
405.477
1.949.762
280.841
8.155
14.597
260
166.062
-
37.891
37.891
32.360
15.156
63.151
12/2011
No Corriente
Uno a tres
Tres a cinco
Más de cinco
años
años
años
Total no
corriente
Corriente
No Corriente
Menos de 90
Más de 90 días
Total corriente
Uno a tres
Tres a cinco
Más de cinco
años
años
años
30.333.452
30.333.452
763.245
2.538.618
3.301.863
28.701.429
2.916.206
5.539.073
725.103
9.180.382
183.646
738.057
921.703
33.192.137
52.961.281
7.427.750
8.990.990
875.946
7.100.739
4.835.251
5.584.166
3.133.364
4.604.499
89.286.782
19.132.988
13.826.241
6.460.112
9.075.941
20.796.621
29.872.562
261.361
145.163
106.304
3.383.432
3.664.317
353.577
3.644.793
3.809.480
459.881
3.074.414
488.855
589.902
5.647.394
7.977.977
20.563.953
12.952.704
18.931.829
2.703.100
3.551.222
-
3.166.878
64.735.216
67.902.094
60.518.449
días
101.554
80.587
2.321.766
7.117.655
2.149.535
1.698.892
3.599.477
2.251.089
1.779.479
5.921.243
2.014.313
1.585.020
14.100.000
13.583.761
20.701.416
18.425.880
1.116.014
24.085.514
25.201.528
21.832.924
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
237.999
8.943.102
5.443.423
5.317.683
1.880.534
3.559.934
305.625
305.625
261.016
122.250
509.375
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
3.584.598
3.584.598
3.097.880
1.433.839
5.974.330
3.890.223
3.890.223
3.358.896
1.556.089
6.483.705
357.290
16.832.769
1.748.100
4.350.590
2.343.389
18.857
30.126.461
1.521.161
5.443.423
71.355.663
5.317.683
69.396
7.020.880
1.982.611
7.313.080
26.158.087
37.031.101
1.880.534
197.806
5.224.999
5.878.755
5.722.717
4.018.689
1.953.825
1.472.491
645.897
3.427.268
42.449
167.805
83.723
72.561
-
-
-
-
216.663
6.746.160
5.948.151
7.705.328
4.252.145
2.606.932
1.741.345
1.061.385
3.450.923
55.211
244.914
-
108.895
108.895
94.377
10.069
41.953
233.456
653.107
268.854
415.488
23.655
12.762
77.109
96.936
-
108.895
25.172
21.816
10.069
41.953
2.423.556
17.774.668
20.198.224
10.309.656
10.406.592
12/2010
1.731.933
9.181.709
6.938.582
5.979.125
848.122
2.225.398
9.147.592
9.423.706
-
-
3.999.466
4.307.956
1.603.280
1.957.430
1.697.864
1.379.498
5.030.048
4.853.133
2.658.128
2.658.128
2.310.826
1.063.251
4.430.213
Total no
corriente
2.014.313
1.585.020
14.100.000
18.425.880
28.701.429
21.832.924
5.396.249
9.670.564
60.518.449
2.225.398
-
-
3.999.466
8.615.911
1.603.280
1.697.864
1.379.498
5.030.048
4.853.133
2.658.128
2.658.128
2.310.826
1.063.251
4.430.213
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
7.457.925
4.670.947
21.276.464
976.090
10.399.796
4.307.955
9.837.802
21.661.326
33.456.558
56.108.514
15.247.149
25.008.603
32.029.483
59.074.857
29.013.426
3.806.143
91.894.426
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
ANEXO N°4 Información adicional sobre deuda financiera
Este anexo forma parte de la nota 18 “Otros pasivos financieros”.
A continuación se muestran las estimaciones de flujos no descontados por tipo de deuda financiera:
a ) Préstamos bancarios
a. Resumen de préstamos bancarios por monedas y vencimientos
Segmento
Moneda
Tasa
País
nominal
US$
US$
0,99%
3,64%
Chile
Perú
Perú
Corriente
Vencimiento
meses
M$
meses
M$
Total
corriente al
31/12/2011
M$
No corriente
Vencimiento
años
M$
años
M$
años
M$
Total no
corriente al
31/12/2011
M$
Corriente
Vencimiento
meses
M$
meses
M$
Total
corriente al
31/12/2010
M$
No corriente
Vencimiento
años
M$
años
M$
años
M$
Total no
corriente al
31/12/2010
M$
Uno a tres
Tres a doce
Uno a tres
Tres a cinco
Más de cinco
Uno a tres
Tres a doce
Uno a tres
Tres a cinco
Más de cinco
906.389
3.359.497
4.265.886 109.631.899
876.746
- 110.508.645
816.706 18.915.156 19.731.862
3.202.593 83.824.641
- 87.027.234
2.810.297 10.519.166 13.329.463
7.864.024 25.087.748 26.158.087 59.109.859
1.458.040 17.809.137 19.267.177 14.419.663 14.145.757 21.661.326 50.226.746
Soles
4,62%
431.794
2.987.507
3.419.301
3.362.985
- 38.373.491 41.736.476
1.839.538
1.031.134
2.870.672 32.616.930
Argentina US$
6,16%
2.662.019
9.436.481 12.098.500 17.142.594
1.612.063
- 18.754.657
5.085.358 18.145.263 23.230.621
4.013.855
Argentina
$ Arg
9,18%
37.689.501 28.405.542 66.095.043 47.915.942
2.458.440
- 50.374.382 14.760.009 24.845.072 39.605.081 29.992.159
2.424.007
Colombia
$ Col
6,58%
1.338.154 82.134.906 83.473.060
-
-
-
-
744.241
5.091.793
5.836.034
- 75.664.686
-
-
- 32.616.930
-
4.013.855
- 32.416.166
- 75.664.686
Brasil
Brasil
US$
Real
5,90%
644.936 12.599.186 13.244.122 17.532.685 17.877.446
6.352.599 41.762.730
765.141 11.617.821 12.382.962 19.990.693 18.600.098 10.681.077 49.271.868
10,81% 30.524.862 175.096.068 205.620.930 142.254.517 90.580.272
8.209.057 241.043.846 34.521.334 175.760.765 210.282.099 235.737.812 41.010.710
9.066.992 285.815.514
77.007.952 324.538.353 401.546.305 345.704.646 138.492.715 79.093.234 563.290.595 59.990.367 273.216.141 333.206.508 339.973.705 235.669.899 41.409.395 617.052.999
Compañía de Interconexión
Brasil
Banco Santander Central Hispano
13,05% 12,18%
1.801.366
59.020.877
60.822.243
Rut
empresa
deudora
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
CGTF Fortaleza
CGTF Fortaleza
CGTF Fortaleza
Energética S.A.
Nombre
empresa
deudora
Ampla
Ampla
Ampla
Ampla
Ampla
Ampla
Ampla
Ampla
Coelce
Coelce
Coelce
Coelce
Coelce
Coelce
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
b. Individualización de préstamos bancarios por deudor
País
empresa
deudora
Nombre
del
acreedor
Tasa
Tasa
de interés
de interés
12/2011
Corriente
moneda
efectiva
nominal
Menos de 90
Más de 90 días
Total Corriente
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Banco Europeo de Investimentos
Banco Europeo de Investimentos
Banco Itaú
Unibanco
Banco Alfa
Brasdesco
Banco do Brasil
BANCO HSBC
Electrobras
Bndes
IFC - A
IFC - B
IFC - C
Eletrobras
Banco do Brasil
Bndes
Banco do Nordeste
Banco de Crédito
Banco de Crédito
Banco Continental
Banco Scotiabank
Banco Continental
Banco Continental
Banco Scotiabank
Banco de Crédito
Banco de Crédito
Banco de Crédito
Banco de Crédito
Banco de Crédito
Banco de Crédito
Tipo
de
Real
Real
Real
Real
Real
Real
Real
Real
US$
US$
US$
Real
US$
Real
Real
Real
Real
US$
US$
US$
US$
US$
Soles
Soles
US$
US$
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
11,02% 11,02%
6.488.408
16.888.622
23.377.030
7,91%
2,98%
7,89%
2,98%
11,98% 11,96%
344.277
114.099
108.598
3.510.015
4.162.847
365.176
3.854.292
4.276.946
473.774
12,47%
12,49%
12,26%
6,09%
12,68%
9,73%
6,02%
6,15%
6,16%
5,91%
6,09%
6,05%
9,73%
6,02%
6,58%
6,58%
6,58%
6,58%
10,75% 10,75%
9,95%
13,15%
5,49%
3,97%
3,97%
7,19%
5,70%
3,80%
4,30%
5,95%
32,27%
15,78%
15,78%
5,18%
5,26%
5,26%
9,95%
8,50%
5,49%
3,97%
3,97%
7,19%
5,70%
3,80%
4,30%
5,95%
9,59%
2,60%
4,00%
4,00%
4,00%
4,00%
días
57.479
45.870
1.779.341
5.982.354
875.019
632.464
339.935
19.073
1.721.402
1.310.254
9.231.834
259.136
58.889
405.477
1.949.762
280.841
8.155
14.597
260
166.062
-
37.891
37.891
32.360
15.156
63.151
1.964.473
1.542.373
2.021.952
1.588.243
12.975.006
14.754.347
13.453.719
19.436.073
2.942.372
3.817.391
22.045.700
22.678.164
1.111.948
1.451.883
30.273.652
39.505.486
173.334
4.747.664
4.235.607
3.894.055
4.387.814
1.378.129
5.760.203
944.367
1.878.060
1.585.500
-
-
127.413
127.413
108.816
50.965
212.355
192.407
6.469.066
5.545.861
4.153.191
4.446.703
1.783.606
7.709.965
1.225.208
1.886.215
1.600.097
260
-
165.304
165.304
141.176
66.121
275.506
558.407
724.469
293
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
12/2011
No Corriente
Uno a tres
años
-
-
-
-
30.333.452
-
2.916.206
33.192.137
7.427.750
8.990.990
875.946
-
237.999
8.943.102
5.443.423
56.108.514
5.317.683
-
-
1.880.534
3.559.934
-
-
-
2.423.556
-
305.625
305.625
261.016
122.250
509.375
Tres a cinco
años
-
-
-
-
-
-
5.539.073
52.961.281
7.100.739
4.835.251
5.584.166
-
357.290
16.832.769
-
15.247.149
-
-
-
-
7.313.080
-
-
-
17.774.668
-
-
-
-
-
-
Más de cinco
años
-
-
-
-
-
-
725.103
3.133.364
4.604.499
-
-
-
1.748.100
4.350.590
-
-
-
-
-
-
26.158.087
-
-
-
-
-
3.584.598
3.584.598
3.097.880
1.433.839
5.974.330
Total no
corriente
-
-
-
-
30.333.452
-
9.180.382
89.286.782
19.132.988
13.826.241
6.460.112
-
2.343.389
30.126.461
5.443.423
71.355.663
5.317.683
-
-
1.880.534
37.031.101
-
-
-
20.198.224
-
3.890.223
3.890.223
3.358.896
1.556.089
6.483.705
Menos de 90
días
101.554
80.587
2.321.766
7.117.655
763.245
1.116.014
183.646
9.075.941
261.361
145.163
106.304
3.166.878
18.857
1.521.161
69.396
7.020.880
1.982.611
233.456
653.107
268.854
415.488
23.655
12.762
77.109
96.936
-
108.895
25.172
21.816
10.069
41.953
Corriente
Más de 90 días
Total corriente
2.149.535
1.698.892
3.599.477
13.583.761
2.538.618
24.085.514
738.057
20.796.621
3.383.432
3.664.317
353.577
64.735.216
197.806
5.224.999
5.878.755
25.008.603
5.722.717
4.018.689
1.953.825
1.472.491
645.897
3.427.268
42.449
167.805
10.309.656
-
-
83.723
72.561
-
-
2.251.089
1.779.479
5.921.243
20.701.416
3.301.863
25.201.528
921.703
29.872.562
3.644.793
3.809.480
459.881
67.902.094
216.663
6.746.160
5.948.151
32.029.483
7.705.328
4.252.145
2.606.932
1.741.345
1.061.385
3.450.923
55.211
244.914
10.406.592
-
108.895
108.895
94.377
10.069
41.953
12/2010
Uno a tres
años
2.014.313
1.585.020
14.100.000
18.425.880
28.701.429
21.832.924
1.731.933
9.181.709
6.938.582
5.979.125
848.122
60.518.449
2.225.398
9.147.592
9.423.706
59.074.857
-
3.999.466
4.307.956
1.603.280
1.957.430
1.697.864
1.379.498
5.030.048
-
4.853.133
2.658.128
2.658.128
2.310.826
1.063.251
4.430.213
No Corriente
Tres a cinco
años
-
-
-
-
-
-
3.074.414
488.855
5.647.394
12.952.704
-
-
-
7.457.925
976.090
29.013.426
-
-
4.307.955
-
9.837.802
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Más de cinco
años
-
-
-
-
-
-
589.902
-
7.977.977
-
2.703.100
-
-
4.670.947
-
3.806.143
-
-
-
-
21.661.326
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Total no
corriente
2.014.313
1.585.020
14.100.000
18.425.880
28.701.429
21.832.924
5.396.249
9.670.564
20.563.953
18.931.829
3.551.222
60.518.449
2.225.398
21.276.464
10.399.796
91.894.426
-
3.999.466
8.615.911
1.603.280
33.456.558
1.697.864
1.379.498
5.030.048
-
4.853.133
2.658.128
2.658.128
2.310.826
1.063.251
4.430.213
294
Enersis
Memoria Anual 2011
c. Individualización de préstamos bancarios por deudor
Rut
empresa
deudora
Nombre
empresa
deudora
País
empresa
deudora
Nombre
del
acreedor
Tipo
de
moneda
Tasa
de interés
efectiva
Tasa
de interés
nominal
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
91.081.000-6
91.081.000-6
91.081.000-6
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
96.830.980-3
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edesur S.A.
Edesur S.A.
Edesur S.A.
Edesur S.A.
Edesur S.A.
Edesur S.A.
Edesur S.A.
Edesur S.A.
Edesur S.A.
Edesur S.A.
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Endesa Costanera S.A.
Endesa Costanera S.A.
Endesa Costanera S.A.
Endesa Costanera S.A.
Endesa Costanera S.A.
Endesa Costanera S.A.
Endesa Costanera S.A.
Endesa Costanera S.A.
Endesa Costanera S.A.
Endesa Costanera S.A.
Endesa Costanera S.A.
Endesa Costanera S.A.
Endesa Costanera S.A.
Endesa Costanera S.A.
Endesa Costanera S.A.
Endesa S.A. (Chile)
Endesa S.A. (Chile)
Endesa S.A. (Chile)
Hidroeléctrica El Chocón
Hidroeléctrica El Chocón
Hidroeléctrica El Chocón
Hidroeléctrica El Chocón
Hidroeléctrica El Chocón
Hidroeléctrica El Chocón
Hidroeléctrica El Chocón
Hidroeléctrica El Chocón
Hidroeléctrica El Chocón
Hidroeléctrica El Chocón
Hidroeléctrica El Chocón
Hidroeléctrica El Chocón
Inversiones Gas Atacama
Holding Ltda.
Banco de Crédito
Banco de Crédito
Banco de Crédito
BBVA
Interbank
BBVA
Banco de la Ciudad de Buenos Aires
Standard Bank
Banco Santander Rio
Banco Santander Rio
Citibank
Banco de Galicia
Itaú
Banco de la Ciudad de Buenos Aires
Davivienda
Bancolombia
Bancolombia
BBVA Colombia
Banco Santander Central Hispano
Banco Provincia de Buenos Aires
Banco Galicia
Credit Suisse International
Citibank
Banco Nación Argentina
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina Macro
Argentina
Argentina
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina Mediocredito Italiano
Banco Santander Río
Argentina
Banco Itau
Argentina
Citibank
Argentina
Banco Galicia
Argentina
Citibank
Argentina
Argentina
Banco de la Ciudad de Buenos Aires
Argentina Macro
Argentina
Argentina
Chile
Chile
Chile
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina
Argentina GALICIA - Sindicado
Citibank
Argentina
Argentina
BBVA
Argentina Macro
Argentina
Argentina
Chile
Standard Bank
Superville
B.N.P. Paribas
Export Development Corpotation Loan
Banco Bilbao Vizcaya Argentaria S.A.
Deutsche Bank
Standard Bank
ITAU - Sindicado
STANDARD - Sindicado
SANTANDER - Sindicado
HIPOTECARIO - Sindicado
Banco Santander Rio - Sindicado
Banco Industrial de Azul
PNC BANK
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
US$
US$
US$
US$
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
US$
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
US$
US$
US$
US$
US$
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
US$
5,00%
15,78%
6,01%
32,27%
5,16%
6,82%
2,60%
2,63%
2,64%
4,40%
5,72%
21,31% 14,00%
14,85% 14,85%
23,67% 17,61%
59,77% 15,98%
15,17% 15,17%
16,20% 16,20%
16,27% 16,27%
24,96% 24,96%
19,91% 19,91%
16,00% 16,00%
6,99%
6,99%
6,99%
6,99%
6,99%
6,99%
6,99%
6,99%
6,99%
6,99%
6,00%
32,27%
32,27%
5,44%
12,85% 12,26%
5,00%
15,82% 15,82%
32,27%
1,75%
15,00% 15,00%
18,12% 18,12%
25,30% 13,00%
22,24% 15,00%
5,32%
6,70%
32,27% 14,75%
15,40% 15,40%
28,00% 13,00%
5,96%
2,50%
1,65%
3,80%
3,80%
20,10% 18,67%
21,27% 18,67%
20,10% 20,10%
21,96% 18,67%
21,85% 18,67%
22,39% 14,30%
22,09% 14,50%
17,75% 17,75%
17,44% 17,44%
17,14% 17,14%
3,09%
32,27%
6,32%
2,50%
1,83%
9,16%
3,80%
5,32%
6,70%
12/2011
Corriente
Más de 90 días
127.413
203.903
-
333.576
110.153
2.499.512
228.279
718.530
604.690
483.752
1.169.601
1.891.956
508.762
4.819.512
158.143
8.481.828
6.208.686
20.008.140
22.181.880
25.254.372
-
-
3.156.573
-
1.533.096
-
1.949.571
-
-
-
-
-
-
-
-
1.002.756
764.980
1.591.761
1.530.246
4.749.662
-
1.336.177
1.707.695
1.125.918
535.888
1.115.167
1.527.554
2.275.667
1.108.036
1.108.036
-
Menos de 90
días
37.891
60.638
-
99.201
32.758
128.257
673.842
213.681
179.826
435.062
6.354.203
2.120.536
151.298
288.456
124.577
138.411
99.148
326.504
361.976
412.115
-
-
166.419
156.279
1.382.931
-
10.746.076
3.503.302
1.478.241
1.105.942
209.622
4.670.705
-
832.611
123.454
53.521
379.501
473.367
518.208
1.611.491
1.791.907
64.001
80.629
55.506
26.301
112.503
152.645
233.981
329.514
329.514
-
Total corriente
Uno a tres
Tres a cinco
Más de cinco
Menos de 90
Más de 90 días
Total corriente
Uno a tres
Tres a cinco
Más de cinco
Corriente
No Corriente
165.304
264.541
-
432.777
142.911
2.627.769
902.121
932.211
784.516
918.814
7.523.804
4.012.492
660.060
5.107.968
282.720
8.620.239
6.307.834
20.334.644
22.543.856
25.666.487
-
-
3.322.992
156.279
2.916.027
-
12.695.647
3.503.302
1.478.241
1.105.942
209.622
4.670.705
-
832.611
123.454
1.056.277
1.144.481
2.065.128
2.048.454
6.361.153
1.791.907
1.400.178
1.788.324
1.181.424
562.189
1.227.670
1.680.199
2.509.648
1.437.550
1.437.550
-
3.584.598
3.890.223
108.895
2.658.128
años
años
años
12/2011
No Corriente
años
años
Total no
corriente
489.101
1.308.111
5.157.627
9.525.160
2.430.861
5.157.627
10.325.305
2.695.084
39.530
957.228
3.245.052
4.195.131
1.811.063
2.896.973
9.498.494
3.474.143
2.454.313
1.364.912
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
días
25.172
134.344
74.135
271.817
54.835
156.756
328.989
415.252
605.038
713.260
643.599
160.286
184.556
881.772
1.853.593
1.808.418
6.489
35.128
357.550
1.159.080
1.788.875
60.946
356.896
397.349
1.479.285
1.477.401
136.513
106.749
415.988
88.490
41.985
740.013
21.510
2.704.496
1.533.640
378.715
1.515
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
3.031.502
3.303.319
1.354.637
1.354.637
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
83.723
334.293
246.580
182.384
521.383
601.759
131.479
603.337
432.186
1.423.236
1.251.871
1.381.163
351.529
1.931.528
267.560
963.655
890.721
3.954.652
426.386
944.030
688.663
7.585.610
7.582.650
1.869.470
1.460.783
1.589.995
1.223.925
582.414
595.558
2.013.163
368.379
210.098
1.642.404
134.344
320.715
237.219
678.139
601.759
-
-
-
-
-
171.009
603.337
432.186
1.423.236
1.580.860
1.796.415
605.038
1.064.789
2.575.127
427.846
963.655
881.772
2.744.314
3.954.652
1.808.418
432.875
357.550
1.159.080
1.788.875
1.004.976
1.045.559
9.064.895
9.060.051
2.005.983
1.567.532
2.005.983
1.312.415
624.399
740.013
617.068
2.704.496
3.546.803
747.094
211.613
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
12/2010
3.591.829
6.836.881
2.534.402
1.466.744
3.845.625
2.008.017
2.530.914
1.823.007
1.379.586
979.026
979.026
1.687.700
1.318.645
1.687.700
1.106.099
526.511
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
727.040
7.812.518
23.602.722
23.817.961
20.431.485
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1.011.545
1.046.673
17.072.365
17.469.714
1.648.517
670.052
81.506.072
años
305.625
489.101
800.145
264.223
3.245.052
4.195.131
1.811.063
2.896.973
9.498.494
3.474.143
2.454.313
1.364.912
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
876.746
1.915.379
1.132.904
106.583.616
3.576.867
402.643
10.912.983
1.209.420
1.471.923
2.019.288
2.994.506
6.245.072
6.245.072
1.229.220
1.229.220
2.792.125
1.132.904
106.583.616
3.979.510
12.122.403
1.471.923
2.019.288
2.994.506
7.474.292
7.474.292
2.652.744
2.652.744
2.055.803
2.497.668
2.682.224
1.994.435
Total no
corriente
2.658.128
3.591.829
6.836.881
2.534.402
1.466.744
4.572.665
2.008.017
2.530.914
957.228
7.812.518
23.602.722
23.817.961
20.431.485
2.055.803
1.994.435
3.471.524
2.049.638
81.506.072
979.026
979.026
1.687.700
1.318.645
1.687.700
1.106.099
526.511
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
8.328.139
1.696.967
10.025.106
Totales
77.007.952
324.538.353
401.546.305
345.704.646
138.492.715
79.093.234
563.290.595
59.990.367
273.216.141
333.206.508
339.973.705
235.669.899
41.409.395
617.052.999
Argentina
BBVA
Argentina
Banco de la Ciudad de Buenos Aires
2.499.512
2.627.769
c. Individualización de préstamos bancarios por deudor
Tasa
Tasa
de interés
de interés
12/2011
Corriente
moneda
efectiva
nominal
Menos de 90
Más de 90 días
Total corriente
Rut
empresa
deudora
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Nombre
empresa
deudora
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edesur S.A.
Edesur S.A.
Edesur S.A.
Edesur S.A.
Edesur S.A.
Edesur S.A.
Edesur S.A.
Edesur S.A.
Edesur S.A.
Edesur S.A.
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Emgesa
País
empresa
deudora
Nombre
del
acreedor
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Banco de Crédito
Banco de Crédito
Banco de Crédito
BBVA
Interbank
Argentina
Standard Bank
Argentina
Banco Santander Rio
Argentina
Banco Santander Rio
Argentina
Citibank
Argentina
Banco de Galicia
Argentina Macro
Argentina
Itaú
Colombia
Davivienda
Colombia
Bancolombia
Colombia
Bancolombia
Colombia
BBVA Colombia
Argentina
Banco de la Ciudad de Buenos Aires
Endesa Costanera S.A.
Argentina
Banco Provincia de Buenos Aires
Colombia
Banco Santander Central Hispano
Endesa Costanera S.A.
Argentina
Banco Galicia
Endesa Costanera S.A.
Argentina
Credit Suisse International
Endesa Costanera S.A.
Argentina
Citibank
Endesa Costanera S.A.
Argentina
Banco Nación Argentina
Endesa Costanera S.A.
Argentina Mediocredito Italiano
Endesa Costanera S.A.
Argentina
Banco Santander Río
Endesa Costanera S.A.
Argentina
Banco Itau
Endesa Costanera S.A.
Argentina
Citibank
Endesa Costanera S.A.
Argentina
Banco Galicia
Endesa Costanera S.A.
Argentina
Citibank
Endesa Costanera S.A.
Argentina
Banco de la Ciudad de Buenos Aires
Endesa Costanera S.A.
Argentina Macro
Endesa Costanera S.A.
Argentina
Standard Bank
Endesa Costanera S.A.
Argentina
Superville
91.081.000-6
Endesa S.A. (Chile)
91.081.000-6
Endesa S.A. (Chile)
91.081.000-6
Endesa S.A. (Chile)
Chile
Chile
Chile
B.N.P. Paribas
Export Development Corpotation Loan
Banco Bilbao Vizcaya Argentaria S.A.
Hidroeléctrica El Chocón
Argentina
Deutsche Bank
Hidroeléctrica El Chocón
Argentina
Standard Bank
Hidroeléctrica El Chocón
Argentina
ITAU - Sindicado
Hidroeléctrica El Chocón
Argentina
STANDARD - Sindicado
Hidroeléctrica El Chocón
Argentina
SANTANDER - Sindicado
Hidroeléctrica El Chocón
Argentina
HIPOTECARIO - Sindicado
Hidroeléctrica El Chocón
Argentina GALICIA - Sindicado
Hidroeléctrica El Chocón
Argentina
Citibank
Hidroeléctrica El Chocón
Argentina
BBVA
Hidroeléctrica El Chocón
Argentina Macro
Hidroeléctrica El Chocón
Argentina
Banco Santander Rio - Sindicado
Hidroeléctrica El Chocón
Argentina
Banco Industrial de Azul
96.830.980-3
Inversiones Gas Atacama
Chile
PNC BANK
Holding Ltda.
Tipo
de
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
US$
US$
US$
US$
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
US$
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
US$
US$
US$
US$
US$
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
$ Arg
US$
12,85% 12,26%
5,00%
5,00%
166.419
156.279
3.156.573
3.322.992
156.279
15,82% 15,82%
1.382.931
1.533.096
2.916.027
15,00% 15,00%
10.746.076
1.949.571
12.695.647
15,78%
6,01%
32,27%
5,16%
6,82%
2,60%
2,63%
2,64%
4,40%
5,72%
21,31% 14,00%
14,85% 14,85%
23,67% 17,61%
59,77% 15,98%
15,17% 15,17%
16,20% 16,20%
16,27% 16,27%
24,96% 24,96%
19,91% 19,91%
16,00% 16,00%
6,99%
6,99%
6,99%
6,99%
6,99%
32,27%
32,27%
6,99%
6,99%
6,99%
6,99%
6,99%
6,00%
5,44%
32,27%
1,75%
18,12% 18,12%
25,30% 13,00%
22,24% 15,00%
5,32%
6,70%
5,32%
6,70%
32,27% 14,75%
15,40% 15,40%
28,00% 13,00%
6,32%
2,50%
1,83%
9,16%
3,80%
5,96%
2,50%
1,65%
3,80%
3,80%
20,10% 18,67%
21,27% 18,67%
20,10% 20,10%
21,96% 18,67%
21,85% 18,67%
22,39% 14,30%
22,09% 14,50%
17,75% 17,75%
17,44% 17,44%
17,14% 17,14%
32,27%
3,09%
días
37.891
60.638
-
99.201
32.758
128.257
673.842
213.681
179.826
435.062
6.354.203
2.120.536
151.298
288.456
124.577
138.411
99.148
326.504
361.976
412.115
-
-
-
-
3.503.302
1.478.241
1.105.942
209.622
4.670.705
832.611
123.454
53.521
379.501
473.367
518.208
1.611.491
1.791.907
64.001
80.629
55.506
26.301
112.503
152.645
233.981
329.514
329.514
-
4.819.512
5.107.968
20.008.140
20.334.644
22.181.880
22.543.856
25.254.372
25.666.487
127.413
203.903
-
333.576
110.153
228.279
718.530
604.690
483.752
1.169.601
1.891.956
508.762
158.143
8.481.828
6.208.686
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1.002.756
764.980
1.591.761
1.530.246
4.749.662
1.336.177
1.707.695
1.125.918
535.888
1.115.167
1.527.554
2.275.667
1.108.036
1.108.036
165.304
264.541
-
432.777
142.911
902.121
932.211
784.516
918.814
7.523.804
4.012.492
660.060
282.720
8.620.239
6.307.834
-
-
-
-
3.503.302
1.478.241
1.105.942
209.622
4.670.705
832.611
123.454
1.056.277
1.144.481
2.065.128
2.048.454
6.361.153
1.791.907
1.400.178
1.788.324
1.181.424
562.189
1.227.670
1.680.199
2.509.648
1.437.550
1.437.550
-
295
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
12/2011
No Corriente
Tres a cinco
años
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
876.746
-
-
402.643
1.209.420
-
-
-
-
-
-
-
-
1.229.220
1.229.220
-
Más de cinco
años
3.584.598
-
5.157.627
9.525.160
2.430.861
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Total no
corriente
3.890.223
489.101
5.157.627
10.325.305
2.695.084
-
3.245.052
4.195.131
1.811.063
2.896.973
9.498.494
-
3.474.143
2.454.313
1.364.912
-
-
-
-
-
-
-
2.652.744
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
2.792.125
1.132.904
106.583.616
3.979.510
12.122.403
-
-
-
-
-
1.471.923
2.019.288
2.994.506
7.474.292
7.474.292
-
Menos de 90
días
25.172
1.308.111
134.344
74.135
-
271.817
54.835
156.756
-
-
-
-
-
-
39.530
-
-
-
328.989
415.252
605.038
713.260
643.599
160.286
184.556
-
881.772
1.853.593
-
1.808.418
6.489
35.128
357.550
1.159.080
1.788.875
60.946
356.896
397.349
1.479.285
1.477.401
136.513
106.749
415.988
88.490
41.985
740.013
21.510
2.704.496
1.533.640
378.715
1.515
Corriente
Más de 90 días
Total corriente
83.723
334.293
-
246.580
-
3.031.502
182.384
521.383
601.759
1.354.637
-
-
-
-
131.479
603.337
432.186
1.423.236
1.251.871
1.381.163
-
351.529
1.931.528
267.560
2.497.668
963.655
-
890.721
3.954.652
-
426.386
1.011.545
-
-
-
944.030
688.663
17.072.365
7.585.610
7.582.650
1.869.470
1.460.783
1.589.995
1.223.925
582.414
-
595.558
-
2.013.163
368.379
210.098
108.895
1.642.404
134.344
320.715
-
3.303.319
237.219
678.139
601.759
1.354.637
-
-
-
-
171.009
603.337
432.186
1.423.236
1.580.860
1.796.415
605.038
1.064.789
2.575.127
427.846
2.682.224
963.655
881.772
2.744.314
3.954.652
1.808.418
432.875
1.046.673
357.550
1.159.080
1.788.875
1.004.976
1.045.559
17.469.714
9.064.895
9.060.051
2.005.983
1.567.532
2.005.983
1.312.415
624.399
740.013
617.068
2.704.496
3.546.803
747.094
211.613
12/2010
Uno a tres
años
2.658.128
-
3.591.829
6.836.881
-
2.534.402
1.466.744
3.845.625
2.008.017
2.530.914
-
-
-
-
957.228
-
-
-
-
-
-
-
2.055.803
-
1.994.435
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1.823.007
1.379.586
-
979.026
979.026
1.687.700
1.318.645
1.687.700
1.106.099
526.511
-
-
-
8.328.139
-
-
No Corriente
Tres a cinco
años
-
-
-
-
-
-
-
727.040
-
-
-
-
-
-
-
7.812.518
23.602.722
23.817.961
20.431.485
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1.648.517
670.052
81.506.072
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1.696.967
-
-
Más de cinco
años
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Total no
corriente
2.658.128
-
3.591.829
6.836.881
-
2.534.402
1.466.744
4.572.665
2.008.017
2.530.914
-
-
-
-
957.228
7.812.518
23.602.722
23.817.961
20.431.485
-
-
-
2.055.803
-
1.994.435
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
3.471.524
2.049.638
81.506.072
979.026
979.026
1.687.700
1.318.645
1.687.700
1.106.099
526.511
-
-
-
10.025.106
-
-
Uno a tres
años
305.625
489.101
-
800.145
264.223
-
3.245.052
4.195.131
1.811.063
2.896.973
9.498.494
-
3.474.143
2.454.313
1.364.912
-
-
-
-
-
-
-
2.652.744
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1.915.379
1.132.904
106.583.616
3.576.867
10.912.983
-
-
-
-
-
1.471.923
2.019.288
2.994.506
6.245.072
6.245.072
-
Totales
77.007.952
324.538.353
401.546.305
345.704.646
138.492.715
79.093.234
563.290.595
59.990.367
273.216.141
333.206.508
339.973.705
235.669.899
41.409.395
617.052.999
296
Enersis
Memoria Anual 2011
b ) Obligaciones garantizadas y no garantizadas
d. Resumen de obligaciones garantizadas y no garantizadas por monedas y vencimientos
Vencimiento
No corriente
Más de cinco
años
Total no
corriente al
31/12/2011
Segmento
país
Moneda
Tasa
nominal
Corriente
Vencimiento
Uno a tres meses
Tres a doce
meses
Total corriente al
31/12/2011
Uno a tres años
Tres a cinco años
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
Chile
Chile
Perú
Perú
Argentina
Colombia
Brasil
US$
U.F.
US$
Soles
$ Arg
$ Col
Real
8,15%
9,71%
6,82%
6,75%
11,74%
8,76%
12,75%
22.439.241
48.971.036
71.410.277
481.039.815
346.571.275
425.876.193 1.253.487.283
20.226.869
44.237.144
64.464.013
299.076.238
429.205.042
515.592.354 1.243.873.634
41.003.385
39.199.072
80.202.457
89.539.138
263.688.193
527.887.200
881.114.531
8.474.004
33.742.901
42.216.905
77.732.304
187.444.894
542.172.671
807.349.869
853.625
2.238.831
3.092.456
15.656.525
27.138.567
24.540.662
67.335.754
870.099
6.351.625
7.221.724
18.968.745
8.678.373
38.097.741
65.744.859
31.909.724
18.212.792
50.122.516
81.151.846
50.536.091
48.755.116
180.443.053
19.784.574
22.667.166
42.451.740
64.109.539
68.651.225
59.006.695
191.767.459
116.551
4.100.169
4.216.720
-
-
-
-
510.018
9.010.562
9.520.580
4.165.269
-
4.165.269
17.854.990
68.624.369
86.479.359
299.425.050
335.136.989
589.777.719 1.224.339.758
47.619.509
131.473.631
179.093.140
152.631.795
183.051.591
442.910.408
778.593.794
11.815.750
134.615.237
146.430.987
123.922.410
200.558.653
90.131.132
414.612.195
7.503.875
97.708.841
105.212.716
155.008.143
48.941.503
203.949.646
-
-
125.993.266
315.961.506
441.954.772 1.090.734.784 1.223.629.768 1.706.968.022 4.021.332.574
104.988.948
345.191.870
450.180.818
771.692.033
925.972.628 1.597.779.869 3.295.444.530
e. Individualización de obligaciones garantizadas y no garantizadas por deudor
Rut
empresa
deudora
Nombre
empresa
deudora
País
Nombre
empresa
del
deudora
acreedor
Extranjera
Ampla
Brasil
Bonos
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Codensa
Codensa
Codensa
Codensa
Codensa
Codensa
Codensa
Codensa
Codensa
Codensa
Coelce
Coelce
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Colombia
Colombia
B5
B8
Colombia
B102
Colombia
B502
Colombia
B503
Colombia
B503
Colombia
B102
Colombia
B103
Colombia
B304
Colombia
B604
Brasil
Brasil
Itaú
Santander
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Banco Continental
Banco Continental
Banco Continental
Banco Continental
Banco Continental
Banco Continental
Banco Continental
Banco Continental
Banco Continental
Banco Continental
Banco Continental
Banco Continental
Banco Scotiabank
Banco Scotiabank
Banco Scotiabank
Banco Continental
Banco Continental
Banco Continental
Banco Continental
Banco Continental
País
entidad
Tipo
de
Tasa
Tasa
de interés
de interés
acreedora moneda
efectiva
nominal
12/2011
Corriente
12/2011
No corriente
Corriente
No corriente
12/2010
Menos de 90
días
Más de 90 días
Total corriente
Uno a tres años
Tres a cinco
Más de cinco
Menos de 90
Más de 90 días
Total corriente Uno a tres años
Tres a cinco
Más de cinco
años
años
días
Total no
corriente
años
años
Brasil
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Brasil
Brasil
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Real
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
Real
Real
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
US$
US$
US$
US$
US$
US$
US$
US$
Soles
Soles
Soles
Soles
US$
9,56%
9,56%
6.698.731
102.230.946
108.929.677
59.162.266
133.237.309
192.399.575
5.058.194
66.186.606
71.244.800
115.328.463
32.291.490
32,27%
8,00%
9,61%
8,81%
6,34%
6,48%
9,29%
8,62%
8,81%
6,50%
7,42%
8,51%
7,77%
6,21%
6,37%
8,17%
7,50%
7,75%
5,13%
6,03%
-
1.601.595
863.459
142.540
369.477
467.694
1.404.776
469.953
346.784
717.221
-
5.385.582
2.903.500
9.063.816
1.242.417
1.572.686
4.723.752
1.580.283
1.166.108
2.411.754
-
6.987.177
3.766.959
9.206.356
1.611.894
2.040.380
6.128.528
2.050.236
1.512.892
3.128.975
10,47%
10,47%
2.539.943
23.718.519
26.258.462
13,57%
13,57%
2.577.076
8.665.772
11.242.848
20.786.524
32.496.725
90.131.132
143.414.381
5.319.276
6.918.535
39.679.680
16.650.013
56.329.693
6,32%
6,31%
6,28%
6,75%
6,50%
6,44%
6,63%
6,19%
6,48%
9,19%
7,94%
7,27%
6,76%
6,12%
6,60%
6,59%
6,47%
6,16%
6,31%
6,28%
6,17%
6,11%
5,92%
6,17%
6,33%
5,97%
6,06%
6,44%
7,78%
7,13%
6,63%
6,00%
6,10%
6,23%
6,47%
6,09%
32,27%
6,16%
6,06%
6,06%
-
75.800
75.424
64.842
78.051
77.300
79.552
160.276
83.851
115.630
83.988
59.850
87.568
79.307
85.503
89.628
77.676
73.923
-
-
254.886
253.624
218.041
262.457
259.934
267.504
-
281.959
388.820
282.422
201.252
294.460
266.681
287.515
301.387
261.195
248.577
-
-
330.686
329.048
282.883
340.508
337.234
347.056
160.276
365.810
504.450
366.410
261.102
382.028
345.988
373.018
391.015
338.871
322.500
-
97.652
235.722
333.374
616.363
1.789.469
5.500.435
7.906.267
221.891
288.603
13.746.666
13.746.666
Corriente
Vencimiento
No corriente
Vencimiento
Tres a doce
Total corriente al
Uno a tres meses
M$
meses
M$
31/12/2010
Uno a tres años
Tres a cinco años
M$
M$
M$
Más de cinco
años
M$
Total no
corriente al
31/12/2010
M$
74.917.478
74.917.478
1.305.256
5.646.650
60.819.262
34.864.627
14.808.827
49.673.454
6.964.604
52.594.867
59.559.471
94.695.348
94.695.348
3.028.503
555.788
8.288.014
1.443.897
21.659.750
19.672.953
1.636.657
21.257.241
98.326.846
1.124.031
36.313.095
80.644.446
116.957.541
26.883.291
26.883.291
20.546.246
20.546.246
24.349.062
22.071.605
11.330.829
86.996.017
3.790.614
32.393.688
21.620.973
5.785.056
46.931.965
43.973.620
34.824.619
1.775.041
6.582.587
5.728.426
-
-
-
-
-
611.394
608.367
4.267.060
4.868.653
4.919.966
4.950.085
2.639.913
5.903.654
3.783.487
706.319
639.685
689.660
5.873.636
5.051.067
5.114.463
677.444
6.208.170
6.190.863
6.096.813
6.853.252
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
24.349.062
22.071.605
36.184.302
21.620.973
52.717.021
78.798.239
8.114.861
7.190.954
4.267.060
4.868.653
4.919.966
4.950.085
5.903.654
6.885.614
3.783.487
6.897.182
6.736.498
7.542.912
5.873.636
5.051.067
5.114.463
-
26.202.959
27.049.381
-
4.162.360
4.341.394
2.328.447
427.314
1.110.132
1.258.334
3.738.624
1.264.592
836.452
1.784.618
220.431
217.512
188.567
226.979
224.796
231.344
250.147
345.028
250.569
178.554
261.284
236.654
253.831
260.646
225.888
214.975
700.056
128.474
333.765
378.323
380.204
251.482
536.552
846.422
1.599.259
4.162.360
66.273
65.396
56.693
68.242
67.586
69.554
269.406
75.208
103.734
75.334
53.683
78.556
71.151
76.315
78.364
67.914
64.633
77.560
66.712
-
-
-
-
-
-
-
-
528.747
521.745
452.314
4.482.746
4.524.506
4.557.650
626.739
428.296
600.026
601.038
532.248
567.661
608.863
827.616
625.209
4.639.193
164.402
-
4.862.655
1.644.796
1.087.934
2.321.170
286.704
282.908
245.260
295.221
292.382
300.898
325.355
448.762
325.903
232.237
339.840
307.805
330.146
339.010
293.802
279.608
5.057.591
5.135.151
10.819.378
10.819.378
8.220.849
10.860.762
4.353.667
4.623.073
1.293.774
1.276.641
3.464.092
5.217.004
4.424.723
5.590.323
3.383.243
7.663.880
4.120.651
5.665.215
5.504.523
6.169.906
1.468.183
1.470.659
846.573
4.892.958
4.767.047
Total no
corriente
147.619.953
60.819.262
8.288.014
41.332.703
21.257.241
-
-
-
-
7.039.525
6.223.109
3.916.406
4.482.746
4.524.506
4.557.650
6.217.062
3.811.539
9.732.089
6.192.348
7.044.036
6.072.184
6.778.769
5.720.574
5.392.256
4.639.193
164.402
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
297
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
b ) Obligaciones garantizadas y no garantizadas
d. Resumen de obligaciones garantizadas y no garantizadas por monedas y vencimientos
Segmento
Moneda
país
Tasa
nominal
Corriente
Vencimiento
No corriente
Vencimiento
Uno a tres meses
M$
meses
M$
Tres a doce
Total corriente al
31/12/2011
Uno a tres años
Tres a cinco años
Total no
corriente al
31/12/2011
Más de cinco
años
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
Corriente
Vencimiento
No corriente
Vencimiento
Uno a tres meses
Tres a doce
meses
Total corriente al
31/12/2010
Uno a tres años
Tres a cinco años
Más de cinco
años
Total no
corriente al
31/12/2010
M$
Chile
Chile
Perú
Perú
Argentina
Colombia
Brasil
US$
U.F.
US$
Soles
$ Arg
$ Col
Real
8,15%
9,71%
6,82%
6,75%
11,74%
8,76%
12,75%
22.439.241
48.971.036
71.410.277
481.039.815
346.571.275
425.876.193 1.253.487.283
20.226.869
44.237.144
64.464.013
299.076.238
429.205.042
515.592.354 1.243.873.634
41.003.385
39.199.072
80.202.457
89.539.138
263.688.193
527.887.200
881.114.531
8.474.004
33.742.901
42.216.905
77.732.304
187.444.894
542.172.671
807.349.869
853.625
2.238.831
3.092.456
15.656.525
27.138.567
24.540.662
67.335.754
870.099
6.351.625
7.221.724
18.968.745
8.678.373
38.097.741
65.744.859
31.909.724
18.212.792
50.122.516
81.151.846
50.536.091
48.755.116
180.443.053
19.784.574
22.667.166
42.451.740
64.109.539
68.651.225
59.006.695
191.767.459
116.551
4.100.169
4.216.720
-
-
-
-
510.018
9.010.562
9.520.580
4.165.269
-
-
4.165.269
17.854.990
68.624.369
86.479.359
299.425.050
335.136.989
589.777.719 1.224.339.758
47.619.509
131.473.631
179.093.140
152.631.795
183.051.591
442.910.408
778.593.794
11.815.750
134.615.237
146.430.987
123.922.410
200.558.653
90.131.132
414.612.195
7.503.875
97.708.841
105.212.716
155.008.143
48.941.503
-
203.949.646
125.993.266
315.961.506
441.954.772 1.090.734.784 1.223.629.768 1.706.968.022 4.021.332.574
104.988.948
345.191.870
450.180.818
771.692.033
925.972.628 1.597.779.869 3.295.444.530
e. Individualización de obligaciones garantizadas y no garantizadas por deudor
País
entidad
Tipo
de
Tasa
Tasa
de interés
de interés
12/2011
Corriente
acreedora moneda
efectiva
nominal
Menos de 90
Más de 90 días
Total corriente
12/2011
No corriente
Corriente
No corriente
12/2010
Uno a tres años
Tres a cinco
años
Más de cinco
años
Total no
corriente
Menos de 90
días
Más de 90 días
Total corriente Uno a tres años
Tres a cinco
años
Más de cinco
años
Total no
corriente
Extranjera
Ampla
Brasil
Bonos
9,56%
9,56%
6.698.731
102.230.946
108.929.677
Rut
empresa
deudora
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Nombre
empresa
deudora
Codensa
Codensa
Codensa
Codensa
Codensa
Codensa
Codensa
Codensa
Codensa
Codensa
Coelce
Coelce
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
Edegel
País
Nombre
empresa
del
deudora
acreedor
Colombia
Colombia
B5
B8
Colombia
B102
Colombia
B502
Colombia
B503
Colombia
B503
Colombia
B102
Colombia
B103
Colombia
B304
Colombia
B604
Brasil
Brasil
Itaú
Santander
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Banco Continental
Banco Continental
Banco Continental
Banco Continental
Banco Continental
Banco Continental
Banco Continental
Banco Continental
Banco Continental
Banco Continental
Banco Continental
Banco Continental
Banco Scotiabank
Banco Scotiabank
Banco Scotiabank
Banco Continental
Banco Continental
Banco Continental
Banco Continental
Banco Continental
10,47%
10,47%
2.539.943
23.718.519
26.258.462
Brasil
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Brasil
Brasil
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Real
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
Real
Real
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
US$
US$
US$
US$
US$
US$
US$
US$
Soles
Soles
Soles
Soles
US$
32,27%
8,00%
9,61%
8,81%
6,34%
6,48%
9,29%
8,62%
8,81%
6,50%
7,42%
6,32%
6,31%
6,28%
6,75%
6,50%
6,44%
6,63%
6,19%
6,48%
9,19%
7,94%
7,27%
6,76%
6,12%
6,60%
6,59%
6,47%
6,16%
8,51%
7,77%
6,21%
6,37%
8,17%
7,50%
7,75%
5,13%
6,03%
6,31%
6,28%
6,17%
6,11%
5,92%
6,17%
6,33%
5,97%
6,06%
6,44%
7,78%
7,13%
6,63%
6,00%
6,10%
6,23%
6,47%
6,09%
32,27%
6,16%
6,06%
6,06%
días
-
1.601.595
863.459
142.540
369.477
467.694
1.404.776
469.953
346.784
717.221
-
75.800
75.424
64.842
78.051
77.300
79.552
160.276
83.851
115.630
83.988
59.850
87.568
79.307
85.503
89.628
77.676
73.923
-
-
-
-
5.385.582
2.903.500
9.063.816
1.242.417
1.572.686
4.723.752
1.580.283
1.166.108
2.411.754
254.886
253.624
218.041
262.457
259.934
267.504
281.959
388.820
282.422
201.252
294.460
266.681
287.515
301.387
261.195
248.577
-
-
6.987.177
3.766.959
9.206.356
1.611.894
2.040.380
6.128.528
2.050.236
1.512.892
3.128.975
-
330.686
329.048
282.883
340.508
337.234
347.056
160.276
365.810
504.450
366.410
261.102
382.028
345.988
373.018
391.015
338.871
322.500
-
13,57%
13,57%
2.577.076
8.665.772
11.242.848
20.786.524
32.496.725
90.131.132
143.414.381
-
611.394
608.367
4.267.060
4.868.653
4.919.966
4.950.085
-
2.639.913
5.903.654
-
1.775.041
6.582.587
-
-
-
-
-
-
-
677.444
6.208.170
3.783.487
706.319
639.685
689.660
5.873.636
5.051.067
5.114.463
-
-
6.190.863
6.096.813
6.853.252
-
-
-
-
-
5.728.426
-
-
-
-
-
-
8.114.861
7.190.954
4.267.060
4.868.653
4.919.966
4.950.085
10.819.378
10.819.378
8.220.849
10.860.762
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
5.903.654
6.885.614
3.783.487
6.897.182
6.736.498
7.542.912
5.873.636
5.051.067
5.114.463
-
97.652
235.722
333.374
616.363
1.789.469
5.500.435
7.906.267
59.162.266
133.237.309
-
74.917.478
-
-
6.964.604
52.594.867
-
24.349.062
22.071.605
-
-
-
11.330.829
86.996.017
3.790.614
32.393.688
21.620.973
-
5.785.056
46.931.965
43.973.620
34.824.619
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
192.399.575
5.058.194
66.186.606
71.244.800
115.328.463
32.291.490
-
34.864.627
14.808.827
49.673.454
-
74.917.478
1.305.256
59.559.471
-
24.349.062
22.071.605
700.056
128.474
333.765
378.323
98.326.846
1.124.031
36.184.302
21.620.973
52.717.021
78.798.239
4.341.394
2.328.447
427.314
1.110.132
1.258.334
3.738.624
1.264.592
836.452
1.784.618
5.646.650
60.819.262
3.028.503
-
555.788
8.288.014
1.443.897
21.659.750
19.672.953
1.636.657
21.257.241
-
4.862.655
1.644.796
1.087.934
2.321.170
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
36.313.095
80.644.446
116.957.541
-
-
-
147.619.953
-
60.819.262
94.695.348
94.695.348
-
-
-
8.288.014
41.332.703
21.257.241
26.883.291
26.883.291
20.546.246
20.546.246
-
-
-
-
5.217.004
4.424.723
-
-
-
-
5.590.323
3.383.243
7.663.880
4.120.651
5.665.215
5.504.523
6.169.906
-
-
-
-
-
-
-
-
56.329.693
-
7.039.525
6.223.109
3.916.406
4.482.746
4.524.506
4.557.650
6.217.062
3.811.539
9.732.089
6.192.348
7.044.036
6.072.184
6.778.769
5.720.574
5.392.256
4.639.193
164.402
-
13.746.666
380.204
251.482
536.552
846.422
1.599.259
4.162.360
66.273
65.396
56.693
68.242
67.586
69.554
269.406
75.208
103.734
75.334
53.683
78.556
71.151
76.315
78.364
67.914
64.633
77.560
66.712
26.202.959
27.049.381
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6.918.535
39.679.680
16.650.013
-
4.162.360
220.431
217.512
188.567
226.979
224.796
231.344
286.704
282.908
245.260
295.221
292.382
300.898
4.353.667
4.623.073
250.147
345.028
250.569
178.554
261.284
236.654
253.831
260.646
225.888
214.975
325.355
448.762
325.903
232.237
339.840
307.805
330.146
339.010
293.802
279.608
5.057.591
5.135.151
-
528.747
521.745
452.314
4.482.746
4.524.506
4.557.650
626.739
428.296
600.026
601.038
532.248
567.661
608.863
827.616
625.209
4.639.193
164.402
-
221.891
288.603
13.746.666
-
1.293.774
1.276.641
3.464.092
-
-
-
-
-
1.468.183
1.470.659
846.573
-
-
4.892.958
4.767.047
-
-
-
-
298
Rut
empresa
deudora
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Enersis
Memoria Anual 2011
f. Individualización de obligaciones garantizadas y no garantizadas por deudor
Nombre
empresa
deudora
País
Nombre
empresa
del
deudora
Acreedor
País
entidad
Tipo
de
Tasa
Tasa
de interés
de interés
acreedora moneda
efectiva
nominal
12/2011
Corriente
Menos de 90
días
Más de 90 días
Total corriente
Uno a tres años
Tres a cinco
Más de cinco
Menos de 90
Más de 90 días
Total corriente Uno a tres años
Tres a cinco
Más de cinco
12/2011
No corriente
años
años
Corriente
12/2010
No corriente
años
años
Edegel
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Banco Continental
Caja de Pensiones Militar Policial
FCR - Macrofondo
Rimac Internacional Cia de Seguros
Rimac Internacional Cia de Seguros
AFP Integra
Fondo de Seguro de Retiro de Suboficiales y
Especialistas - Fosersoe
AFP Integra
Seguro Social de Salud - Essalud
AFP Profuturo
AFP Integra
AFP Horizonte
AFP Integra
AFP Integra
FCR - Macrofondo
AFP Profuturo
AFP Integra
AFP Horizonte
AFP Prima
AFP Prima
AFP Prima
AFP Integra
Mapfre Perú Cia de Seguros
AFP Prima
AFP Prima
AFP Prima
AFP Prima
AFP Profuturo
AFP Profuturo
AFP Profuturo
AFP Profuturo
AFP Profuturo
Fondo Mi Vivienda
Atlantic Security Bank
AFP Integra
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
US$
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Edesur S.A.
Argentina oeds7
Argentina
$ Arg
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Colombia
Bonos B10
Colombia
Bonos A-10
Colombia
Bonos B-103
Colombia
Bonos A102
Colombia
Bonos A2-5
Colombia
Bonos B105
Colombia
Bonos B105
Colombia
Bonos A5
Colombia
Bonos B9
Colombia
Bonos B104
Colombia
Bonos B104
Colombia
Bonos C10
Colombia
Bonos E105-5
Colombia
Bonos B1
Colombia
Papeles comerciales
91.081.000-6
Endesa S.A. (Chile)
91.081.000-6
Endesa S.A. (Chile)
91.081.000-6
Endesa S.A. (Chile)
91.081.000-6
Endesa S.A. (Chile)
91.081.000-6
Endesa S.A. (Chile)
91.081.000-6
Endesa S.A. (Chile)
91.081.000-6
Endesa S.A. (Chile)
91.081.000-6
Endesa S.A. (Chile)
91.081.000-6
Endesa S.A. (Chile)
94.271.000-3
Enersis S.A.
94.271.000-3
Enersis S.A.
94.271.000-3
Enersis S.A.
94.271.000-3
Enersis S.A.
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
The Bank of New York Mellon - Primera Emisión S-1
The Bank of New York Mellon - Primera Emisión S-2
The Bank of New York Mellon - Primera Emisión S-3
Banco Santander Chile - 264 Serie-F
The Bank of New York Mellon - 144 - A
The Bank of New York Mellon - 144 - A
Banco Santander Chile - 317 Serie-H
Banco Santander Chile - 318 Serie-K
Banco Santander Chile - 522 Serie-M
Yankee bonos 2016
Yankee bonos 2026
Yankee bonos 2014
Bonos UF 269
Totales
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
E.E.U.U.
E.E.U.U.
E.E.U.U.
Chile
E.E.U.U.
E.E.U.U.
Chile
Chile
Chile
E.E.U.U.
E.E.U.U.
E.E.U.U.
Chile
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
US$
US$
US$
U.F.
US$
US$
U.F.
U.F.
U.F.
US$
US$
US$
U.F.
32,27%
5,45%
6,44%
6,48%
32,27%
14,00%
7,44%
7,88%
7,57%
8,17%
7,23%
7,06%
8,01%
6,67%
5,70%
5,91%
5,97%
6,94%
6,94%
6,85%
7,13%
6,29%
6,82%
7,13%
32,27%
7,72%
8,32%
32,27%
32,27%
7,82%
7,91%
8,07%
6,57%
7,07%
7,45%
11,74%
32,27%
8,22%
9,97%
8,13%
5,43%
9,27%
9,13%
32,27%
32,27%
9,28%
9,80%
32,27%
9,33%
10,17%
10,17%
7,88%
8,27%
9,21%
10,59%
8,95%
8,74%
10,66%
7,85%
8,95%
7,71%
6,88%
7,68%
10,36%
5,79%
5,44%
1,27%
6,48%
0,48%
14,00%
7,31%
7,31%
7,56%
7,56%
7,22%
7,06%
7,06%
6,66%
5,69%
5,69%
5,91%
5,97%
6,94%
6,56%
5,94%
5,94%
6,28%
6,81%
7,13%
7,50%
7,72%
8,25%
7,81%
7,81%
7,91%
6,56%
6,56%
6,16%
7,44%
8,00%
7,05%
7,21%
5,11%
6,34%
4,83%
4,83%
5,33%
7,77%
6,07%
7,94%
9,80%
8,14%
9,27%
7,76%
4,00%
7,88%
7,33%
8,13%
6,20%
8,35%
8,63%
6,20%
3,80%
4,75%
7,40%
6,60%
7,38%
5,75%
-
63.823
76.203
151.944
-
126.147
107.277
15.147
54.563
70.593
52.086
62.548
104.593
48.033
3.926.418
56.814
7.975.989
133.328
6.065.488
98.656
68.516
60.381
81.845
85.597
-
111.264
51.945
-
-
4.936.463
6.276.791
96.506
92.948
101.873
63.749
116.551
-
1.150.327
1.129.556
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179.093
569.828
1.328.332
-
-
989.794
354.285
-
-
214.613
256.244
510.933
-
424.187
360.734
821.547
183.474
237.379
175.146
210.325
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161.519
-
191.045
448.335
-
6.111.343
230.393
203.039
275.214
287.833
-
374.141
2.662.041
-
-
-
-
324.515
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-
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-
550.334
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238.037
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272.873
456.302
209.552
3.926.418
247.859
7.975.989
581.663
6.065.488
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298.909
263.420
357.059
373.430
-
485.405
2.713.986
-
-
4.936.463
6.276.791
421.021
405.500
444.436
278.112
4.100.169
4.216.720
-
3.868.134
3.798.288
729.104
602.226
1.916.126
4.466.698
-
-
3.328.320
1.191.331
-
-
5.018.461
4.927.844
945.929
781.319
2.485.954
5.795.030
-
-
4.318.114
1.545.616
-
556.858
1.872.513
2.429.371
4.386.227
14.749.291
19.135.518
610.366
703.310
2.204.773
2.384.734
31.321.953
2.052.440
2.364.976
7.413.852
8.018.994
-
4.635.971
15.589.088
1.538.753
2.662.806
3.068.286
9.618.625
10.403.728
31.321.953
20.225.059
1.996.356
457.603
2.124.125
1.746.368
4.973.783
2.492.775
7.638
9.552.437
837.156
11.532.964
13.657.089
5.872.402
16.725.028
8.382.298
25.685
5.637.390
5.068.678
7.618.770
21.698.811
10.875.073
33.323
15.189.827
5.905.834
125.993.266
315.961.506
441.954.772
1.090.734.784
1.223.629.768
1.706.968.022
4.021.332.574
104.988.948
345.191.870
450.180.818
771.692.033
925.972.628
1.597.779.869
3.295.444.530
2.512.167
5.991.693
6.209.886
7.009.187
9.587.342
4.271.435
3.482.779
4.816.026
6.430.925
5.077.124
5.180.728
10.342.337
1.017.494
865.289
2.962.950
569.399
420.122
504.506
843.643
3.034.955
778.412
821.704
514.191
9.278.465
9.110.927
1.748.896
14.001.389
28.105.888
10.714.236
35.379.018
4.923.173
5.672.852
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
458.259
3.910.505
1.075.419
8.019.674
552.643
3.893.541
5.284.017
690.422
5.457.537
5.790.825
3.382.087
-
3.382.087
6.004.573
6.004.573
3.415.752
3.478.745
429.592
429.592
511.056
1.019.989
7.737.244
4.027.619
8.041.180
879.547
5.838.330
Total no
corriente
429.592
8.166.836
4.538.675
9.061.169
6.717.877
719.004
2.752.371
4.205.271
3.388.849
2.565.716
2.791.758
3.379.468
4.105.974
6.863.872
8.482.149
5.217.603
5.342.274
3.577.649
4.854.069
1.744.178
5.579.682
2.331.681
5.395.672
15.051.671
29.269.301
706.538
441.633
3.576.726
4.165.269
65.943.163
59.944.656
1.020.502
27.672.727
82.788.922
39.684.497
63.296.653
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
2.752.371
3.713.379
3.026.055
1.836.652
2.791.758
3.710.199
7.552.392
5.217.603
4.283.441
1.147.374
14.378.772
28.621.219
58.531.760
59.944.656
23.479.236
74.169.812
8.865.052
15.112.435
27.196.423
42.007.978
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Total no
corriente
5.077.124
5.180.728
10.342.337
2.962.950
4.840.834
3.902.901
5.320.532
7.274.568
3.034.955
4.368.764
9.095.093
6.010.180
3.893.541
5.284.017
6.481.247
5.642.097
6.177.926
8.169.706
4.431.706
65.815.183
71.951.721
12.517.016
14.001.389
28.105.888
94.829.799
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
días
-
53.845
64.056
127.846
815.693
110.243
3.352.913
13.176
47.638
61.654
45.473
3.371.548
91.381
41.929
47.769
49.607
100.263
116.536
82.678
86.221
1.850.054
52.756
71.523
74.804
62.993
97.245
45.381
83.531
99.607
84.342
81.231
88.558
55.355
130.063
510.018
925.274
928.950
127.910
920.115
631.089
525.615
1.870.289
454.112
774.134
3.258.258
1.800.577
1.995.692
1.277.966
3.450.641
1.436.610
1.284.413
3.759.700
2.270.849
6.958
7.443.894
715.315
-
-
-
-
-
-
-
-
-
179.094
213.056
425.227
366.678
43.824
158.449
205.067
151.246
303.942
139.461
158.885
164.996
333.484
387.610
274.994
286.779
175.472
237.891
248.804
323.445
150.941
940.321
4.519.744
331.302
280.527
270.181
294.551
184.114
432.600
3.089.767
3.417.457
425.441
3.060.381
1.748.240
2.803.288
1.510.415
2.574.836
-
-
-
-
6.202.409
2.083.536
13.893.834
10.287.028
10.440.417
4.272.071
23.144
6.277.688
4.441.788
-
232.939
277.112
553.073
815.693
476.921
3.352.913
57.000
206.087
266.721
196.719
3.371.548
395.323
181.390
206.654
214.603
433.747
504.146
357.672
373.000
228.228
309.414
323.608
420.690
196.322
2.790.375
4.603.275
430.909
364.869
351.412
383.109
239.469
562.663
4.018.717
3.417.457
553.351
3.980.496
2.273.855
4.673.577
1.964.527
3.348.970
-
-
-
3.258.258
1.800.577
8.198.101
3.361.502
719.004
491.892
362.794
729.064
3.379.468
395.775
6.863.872
929.757
5.342.274
3.577.649
570.628
596.804
5.579.682
2.331.681
5.395.672
672.899
648.082
706.538
441.633
1.037.675
4.165.269
7.411.403
1.020.502
7.340.914
4.193.491
8.619.110
3.623.022
6.176.240
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
278.613
926.691
1.205.304
2.222.846
5.439.008
20.133.297
27.795.151
43.251.722
48.174.895
180.638
17.507.497
17.688.135
133.240.165
133.240.165
67.013.806
14.515.600
23.877.508
67.013.806
14.515.600
49.382.495
6.435.714
19.069.273
13.893.834
86.790.375
143.546.561
157.010.138
387.347.074
13.737.669
186.924.716
110.135.092
-
297.059.808
11.877.027
5.556.484
21.414.704
10.247.385
29.995.867
53.101.972
61.491.208
136.007.884
25.073.983
131.684.135
167.005.503
73.395.881
304.052.705
407.444.453
30.102
55.516
135.840
622.407
813.763
13.721.582
25.305.631
175.387.549
-
200.693.180
5.157.103
9.638.634
16.803.785
21.067.115
47.509.534
-
143.190.238
143.190.238
12.505.089
16.264.789
7.553.041
9.823.890
9.010.562
9.520.580
46.241.341
47.166.615
2.539.051
16.269.543
16.900.632
12.326.963
19.667.877
4.863.685
6.177.926
7.348.002
56.536.718
62.840.794
3.917.515
10.768.120
84.115.563
7.983.617
2.857.637
8.296.492
65.971.663
21.943.442
73.955.280
33.097.571
4.491.583
13.040.277
28.416.894
45.948.754
310.816.486
346.195.504
16.469.819
84.974.171
107.116.842
17.783.553
51.630.453
177.679.777
247.093.783
19.235.104
109.486.718
128.721.822
218.659.499
218.659.499
3.690.997
10.715.959
162.562.141
176.969.097
24.422.163
14.086.088
58.670.925
66.097.899
149.190.987
40.895.714
145.246.623
200.228.425
40.118.205
136.748.818
305.217.831
482.084.854
20.106.557
158.089.452
178.196.009
61.611
178.874
660.104
900.589
195.829.642
195.829.642
10.912.682
27.372.736
11.324.847
49.610.265
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
f. Individualización de obligaciones garantizadas y no garantizadas por deudor
Nombre
empresa
deudora
País
Nombre
empresa
del
deudora
Acreedor
País
entidad
Tipo
de
Tasa
Tasa
de interés
de interés
12/2011
Corriente
acreedora moneda
efectiva
nominal
Menos de 90
Más de 90 días
Total corriente
12/2011
No corriente
Corriente
12/2010
Uno a tres años
Tres a cinco
años
Más de cinco
años
Total no
corriente
Menos de 90
días
Más de 90 días
Total corriente Uno a tres años
No corriente
Tres a cinco
años
Más de cinco
años
299
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
-
-
-
-
-
5.991.693
6.209.886
-
-
-
-
-
6.430.925
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
5.077.124
5.180.728
10.342.337
-
7.009.187
9.587.342
-
2.962.950
4.840.834
3.902.901
5.320.532
7.274.568
3.034.955
-
4.368.764
-
9.095.093
-
-
6.010.180
3.893.541
5.284.017
6.481.247
-
6.004.573
6.004.573
-
-
-
-
-
4.863.685
6.177.926
7.348.002
-
-
-
56.536.718
62.840.794
-
-
-
-
-
-
65.971.663
21.943.442
-
-
-
-
-
-
5.642.097
6.177.926
8.169.706
4.431.706
-
-
65.815.183
71.951.721
12.517.016
14.001.389
28.105.888
94.829.799
-
-
73.955.280
33.097.571
-
53.845
64.056
127.846
815.693
110.243
-
179.094
213.056
425.227
-
366.678
-
232.939
277.112
553.073
815.693
476.921
429.592
429.592
511.056
1.019.989
-
-
7.737.244
4.027.619
8.041.180
-
879.547
5.838.330
3.352.913
-
3.352.913
-
13.176
47.638
61.654
45.473
43.824
158.449
205.067
151.246
57.000
206.087
266.721
196.719
3.371.548
-
3.371.548
91.381
41.929
47.769
49.607
100.263
116.536
82.678
86.221
303.942
139.461
158.885
164.996
333.484
387.610
274.994
286.779
395.323
181.390
206.654
214.603
433.747
504.146
357.672
373.000
3.382.087
-
3.382.087
52.756
71.523
74.804
62.993
97.245
45.381
1.850.054
83.531
99.607
84.342
81.231
88.558
55.355
130.063
510.018
925.274
928.950
-
127.910
920.115
631.089
525.615
1.870.289
454.112
774.134
-
175.472
237.891
248.804
228.228
309.414
323.608
3.415.752
3.478.745
323.445
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940.321
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280.527
270.181
294.551
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432.600
420.690
196.322
2.790.375
4.603.275
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3.417.457
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3.060.381
4.018.717
3.417.457
553.351
3.980.496
16.269.543
16.900.632
1.748.240
2.803.288
1.510.415
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-
2.273.855
4.673.577
1.964.527
3.348.970
-
719.004
-
491.892
362.794
-
729.064
-
3.379.468
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929.757
-
5.342.274
-
3.577.649
570.628
596.804
-
5.579.682
2.331.681
-
-
5.395.672
672.899
648.082
706.538
441.633
1.037.675
4.165.269
-
7.411.403
-
1.020.502
7.340.914
-
4.193.491
8.619.110
3.623.022
6.176.240
-
-
-
2.752.371
3.713.379
3.026.055
-
1.836.652
2.791.758
-
3.710.199
-
7.552.392
-
-
-
-
4.283.441
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
2.539.051
-
-
-
-
-
-
-
23.479.236
74.169.812
8.865.052
15.112.435
-
Total no
corriente
429.592
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-
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-
719.004
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4.205.271
3.388.849
-
2.565.716
2.791.758
3.379.468
4.105.974
6.863.872
8.482.149
5.217.603
5.342.274
-
3.577.649
4.854.069
1.744.178
-
5.579.682
2.331.681
-
-
5.395.672
15.051.671
29.269.301
706.538
441.633
3.576.726
4.165.269
-
65.943.163
59.944.656
1.020.502
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
5.217.603
-
-
-
-
1.147.374
-
-
-
-
-
-
14.378.772
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-
-
-
-
-
58.531.760
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-
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-
-
-
27.196.423
42.007.978
-
-
27.672.727
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-
-
5.077.124
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-
-
-
-
-
-
-
2.512.167
-
-
4.271.435
3.482.779
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-
-
-
458.259
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-
-
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-
-
552.643
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-
-
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-
-
5.790.825
-
-
-
-
-
-
-
778.412
-
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-
-
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-
-
7.983.617
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-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
3.917.515
-
-
-
-
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-
-
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-
-
-
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-
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-
-
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-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
6.435.714
19.069.273
-
-
-
-
-
-
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133.240.165
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67.013.806
14.515.600
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-
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-
-
-
-
-
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-
218.659.499
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-
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-
-
195.829.642
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-
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-
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-
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-
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143.190.238
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-
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Rut
empresa
deudora
Extranjera
Extranjera
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Extranjera
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Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Edegel
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Edelnor
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Emgesa
Banco Continental
Caja de Pensiones Militar Policial
FCR - Macrofondo
Rimac Internacional Cia de Seguros
Rimac Internacional Cia de Seguros
AFP Integra
Fondo de Seguro de Retiro de Suboficiales y
Especialistas - Fosersoe
AFP Integra
Seguro Social de Salud - Essalud
FCR - Macrofondo
AFP Profuturo
AFP Integra
AFP Horizonte
AFP Integra
AFP Integra
AFP Profuturo
AFP Integra
AFP Horizonte
AFP Prima
AFP Prima
AFP Prima
AFP Integra
AFP Prima
AFP Prima
AFP Prima
AFP Prima
AFP Profuturo
AFP Profuturo
AFP Profuturo
AFP Profuturo
AFP Profuturo
Fondo Mi Vivienda
Atlantic Security Bank
AFP Integra
Mapfre Perú Cia de Seguros
Colombia
Bonos B10
Colombia
Bonos A-10
Colombia
Bonos B-103
Colombia
Bonos A102
Colombia
Bonos A2-5
Colombia
Bonos B105
Colombia
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Colombia
Bonos B9
Colombia
Bonos B104
Colombia
Bonos B104
Colombia
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Colombia
Bonos E105-5
Colombia
Bonos B1
Colombia
Papeles comerciales
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Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
Colombia
E.E.U.U.
E.E.U.U.
E.E.U.U.
Chile
E.E.U.U.
E.E.U.U.
Chile
Chile
Chile
E.E.U.U.
E.E.U.U.
E.E.U.U.
Chile
US$
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
Soles
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
$ Col
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US$
US$
U.F.
US$
US$
U.F.
U.F.
U.F.
US$
US$
US$
U.F.
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días
-
-
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-
-
-
-
-
-
-
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-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
2.052.440
2.364.976
7.413.852
8.018.994
1.538.753
5.872.402
16.725.028
8.382.298
25.685
5.637.390
5.068.678
-
-
278.436
332.447
662.877
550.334
468.011
836.694
238.037
307.972
227.232
272.873
456.302
209.552
3.926.418
247.859
7.975.989
581.663
6.065.488
6.209.999
298.909
263.420
357.059
373.430
4.936.463
6.276.791
421.021
405.500
444.436
278.112
5.018.461
4.927.844
945.929
781.319
2.485.954
5.795.030
-
-
-
-
-
-
-
2.662.806
3.068.286
9.618.625
10.403.728
31.321.953
20.225.059
1.996.356
7.618.770
21.698.811
10.875.073
33.323
15.189.827
5.905.834
989.794
354.285
3.328.320
1.191.331
4.318.114
1.545.616
556.858
1.872.513
2.429.371
4.386.227
14.749.291
19.135.518
4.635.971
15.589.088
11.532.964
13.657.089
Edesur S.A.
Argentina oeds7
Argentina
$ Arg
4.100.169
4.216.720
91.081.000-6
Endesa S.A. (Chile)
The Bank of New York Mellon - Primera Emisión S-1
91.081.000-6
Endesa S.A. (Chile)
The Bank of New York Mellon - Primera Emisión S-2
91.081.000-6
Endesa S.A. (Chile)
The Bank of New York Mellon - Primera Emisión S-3
91.081.000-6
Endesa S.A. (Chile)
Banco Santander Chile - 264 Serie-F
91.081.000-6
Endesa S.A. (Chile)
The Bank of New York Mellon - 144 - A
91.081.000-6
Endesa S.A. (Chile)
The Bank of New York Mellon - 144 - A
91.081.000-6
Endesa S.A. (Chile)
Banco Santander Chile - 317 Serie-H
91.081.000-6
Endesa S.A. (Chile)
Banco Santander Chile - 318 Serie-K
91.081.000-6
Endesa S.A. (Chile)
Banco Santander Chile - 522 Serie-M
94.271.000-3
Enersis S.A.
94.271.000-3
Enersis S.A.
94.271.000-3
Enersis S.A.
94.271.000-3
Enersis S.A.
Yankee bonos 2016
Yankee bonos 2026
Yankee bonos 2014
Bonos UF 269
Totales
300
Enersis
Memoria Anual 2011
c ) Obligaciones por arrendamiento financiero
g. Individualización de obligaciones por arrendamiento financiero
País
empresa
deudora
Chile
Perú
Chile
Perú
Argentina
Extranjera
COMAFI
Argentina
$ Arg
87.509.100-K
Leasing Abengoa Chile
Extranjera
Scotiabank
96.976.410-5 Gasred S.A.
Extranjera
BBVA
Chile
Perú
Chile
Perú
US$
US$
US$
Soles
Rut
empresa
deudora
Nombre
empresa
deudora
91.081.000-6
Endesa S.A. (Chile)
Extranjera
Edegel
96.830.980-3 Gas Atacama S.A.
Extranjera
Extranjera
Edelnor
Edesur S.A.
Rut
entidad
Nombre
del
acreedora
acreedor
País
entidad
Tipo
de
Tasa
de interés
12/2011
Corriente
12/2011
No corriente
12/2010
No corriente
acreedora
moneda
nominal
Menos de 90 días
Más de 90 días
Total corriente
Uno a tres años
Tres a cinco años
Más de cinco años
Total no corriente Menos de 90 días
Más de 90 días
Total corriente
Uno a tres años
Tres a cinco años
Más de cinco años
Total no corriente
6,40%
5,16%
9,38%
6,40%
3,54%
567.586
2.137.134
-
1.900.568
6.953.795
-
2.468.154
9.090.929
-
1.178.706
3.660.137
4.838.843
170.578
411.253
581.831
4.556.135
12.220.275
10.867.880
27.644.290
514.759
2.227.906
4.107.030
10.200.414
11.875.674
26.183.118
11.858.222
27.292.271
39.150.493
2.204.779
8.833.600
14.084.254
30.098.142
-
2.604.306
673.700
-
2.604.306
673.700
65.489
450.157
174.909
261.435
-
1.359.341
2.470.766
756.068
917.985
225.762
Totales
4.054.004
12.925.753
16.979.757
19.692.363
39.512.546
10.867.880
70.072.789
3.410.093
10.028.257
13.438.350
21.580.035
40.524.318
11.875.674
73.980.027
d ) Otras obligaciones
h. Individualización de otras obligaciones
Rut
empresa
deudora
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Nombre
empresa
deudora
Endesa Costanera S.A.
Endesa Costanera S.A.
Endesa Costanera S.A.
96.827.970-K
Endesa Eco S.A.
Extranjera
Endesa Brasil S.A.
96.830.980-3
Inversiones Gas Atacama Holding Ltda.
País
empresa
deudora
Rut
entidad
Nombre
del
acreedora
acreedor
País
entidad
Tipo
de
Tasa
de interés
12/2011
Corriente
12/2011
No corriente
Corriente
No corriente
12/2010
acreedora
moneda
nominal
Menos de 90 días
Más de 90 días
Total corriente
Uno a tres años
Tres a cinco años
Más de cinco años
Total no corriente Menos de 90 días
Más de 90 días
Total corriente
Uno a tres años
Tres a cinco años
Más de cinco años
Total no corriente
Argentina
Extranjera
Mitsubishi (deuda garantizada)
Argentina
Argentina
Extranjera
Mitsubishi (deuda no garantizada)
Argentina
US$
US$
16,08%
16,08%
Argentina
Extranjera
Otros
Argentina
$ Arg
17,17%
Chile
Brasil
Chile
96601250-1
Inversiones Centinela S.A.
Extranjera
IFC
96963440-6
SC GROUP
Chile
Brasil
Chile
US$
US$
US$
9,90%
24,09%
7,50%
14.958.554
10.030.787
24.989.341
2.296.618
547.198
-
-
10.193.375
67.527
884.765
3.930.734
-
-
2.364.145
1.431.963
3.930.734
-
10.193.375
32.747.272
24.243.194
161.976
1.139.597
-
-
-
-
56.990.466
9.372.718
10.439.827
19.812.545
28.222.904
26.997.497
1.301.573
56.194
968.330
1.181.656
1.855.135
1.237.850
2.823.465
1.164.650
1.117.531
-
-
-
51.831.581
51.831.581
-
-
-
-
-
866.537
-
12.395.250
-
-
Totales
27.995.745
14.913.813
42.909.558
32.909.248
25.382.791
58.292.039
62.228.823
13.476.618
75.705.441
42.649.341
28.115.028
70.764.369
Corriente
1.713.147
6.628.821
195.946
909.184
581.159
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
44.182.396
-
2.470.766
1.143.747
55.220.401
2.282.181
866.537
12.395.250
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
301
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
c ) Obligaciones por arrendamiento financiero
g. Individualización de obligaciones por arrendamiento financiero
Rut
empresa
deudora
Nombre
empresa
deudora
91.081.000-6
Endesa S.A. (Chile)
Extranjera
Edegel
96.830.980-3 Gas Atacama S.A.
Extranjera
Extranjera
Edelnor
Edesur S.A.
País
empresa
deudora
Chile
Perú
Chile
Perú
Rut
entidad
Nombre
del
acreedora
acreedor
87.509.100-K
Leasing Abengoa Chile
Extranjera
Scotiabank
96.976.410-5 Gasred S.A.
Extranjera
BBVA
País
entidad
Chile
Perú
Chile
Perú
Tipo
de
US$
US$
US$
Soles
Tasa
de interés
6,40%
5,16%
9,38%
6,40%
3,54%
12/2011
Corriente
567.586
2.137.134
-
1.900.568
6.953.795
-
2.468.154
9.090.929
-
1.178.706
3.660.137
4.838.843
Argentina
Extranjera
COMAFI
Argentina
$ Arg
170.578
411.253
581.831
acreedora
moneda
nominal
Menos de 90 días
Más de 90 días
Total corriente
Uno a tres años
Tres a cinco años
Más de cinco años
Total no corriente Menos de 90 días
Más de 90 días
Total corriente
Uno a tres años
Tres a cinco años
Más de cinco años
Total no corriente
12/2011
No corriente
Corriente
No corriente
12/2010
4.556.135
12.220.275
10.867.880
27.644.290
514.759
11.858.222
27.292.271
-
2.604.306
673.700
-
-
-
-
-
-
-
39.150.493
2.204.779
-
2.604.306
673.700
65.489
450.157
174.909
1.713.147
6.628.821
195.946
909.184
581.159
2.227.906
4.107.030
10.200.414
11.875.674
26.183.118
8.833.600
14.084.254
30.098.142
261.435
-
1.359.341
2.470.766
-
-
756.068
917.985
225.762
-
-
-
-
44.182.396
-
2.470.766
1.143.747
Totales
4.054.004
12.925.753
16.979.757
19.692.363
39.512.546
10.867.880
70.072.789
3.410.093
10.028.257
13.438.350
21.580.035
40.524.318
11.875.674
73.980.027
acreedora
moneda
nominal
Menos de 90 días
Más de 90 días
Total corriente
Uno a tres años
Tres a cinco años
Más de cinco años
Total no corriente Menos de 90 días
Más de 90 días
Total corriente
Uno a tres años
Tres a cinco años
Más de cinco años
Total no corriente
12/2011
Corriente
12/2011
No corriente
Corriente
No corriente
12/2010
96.830.980-3
Inversiones Gas Atacama Holding Ltda.
96963440-6
SC GROUP
96601250-1
Inversiones Centinela S.A.
Extranjera
IFC
Chile
Brasil
Chile
Argentina
Extranjera
Mitsubishi (deuda garantizada)
Argentina
14.958.554
10.030.787
24.989.341
Argentina
Extranjera
Mitsubishi (deuda no garantizada)
Argentina
Argentina
Extranjera
Otros
Argentina
$ Arg
17,17%
2.296.618
547.198
-
-
10.193.375
67.527
884.765
3.930.734
-
-
2.364.145
1.431.963
3.930.734
-
10.193.375
32.747.272
24.243.194
161.976
1.139.597
-
-
-
-
-
-
-
-
Totales
27.995.745
14.913.813
42.909.558
32.909.248
25.382.791
-
-
-
-
-
-
-
56.990.466
9.372.718
10.439.827
19.812.545
28.222.904
26.997.497
1.301.573
-
-
-
56.194
968.330
-
51.831.581
-
1.181.656
1.855.135
1.237.850
2.823.465
1.164.650
1.117.531
866.537
-
-
-
-
12.395.250
51.831.581
-
-
-
-
-
-
58.292.039
62.228.823
13.476.618
75.705.441
42.649.341
28.115.028
-
-
-
-
-
-
55.220.401
2.282.181
866.537
12.395.250
-
70.764.369
d ) Otras obligaciones
h. Individualización de otras obligaciones
País
empresa
deudora
Rut
entidad
Nombre
del
acreedora
acreedor
Rut
empresa
deudora
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Nombre
empresa
deudora
Endesa Costanera S.A.
Endesa Costanera S.A.
Endesa Costanera S.A.
96.827.970-K
Endesa Eco S.A.
Extranjera
Endesa Brasil S.A.
País
entidad
Chile
Brasil
Chile
Tipo
de
US$
US$
US$
US$
US$
Tasa
de interés
16,08%
16,08%
9,90%
24,09%
7,50%
302
Enersis
Memoria Anual 2011
ANEXO N°5 Detalle de activos y pasivos en moneda extranjera
Este anexo forma parte integral de los estados financieros de Enersis.
El detalle de los activos y pasivos denominados en moneda extranjera es el siguiente:
ACTIVOS
Moneda extranjera
Moneda funcional
31/12/11
M$
31/12/10
M$
Activos corrientes
Efectivo y equivalentes al efectivo
Dólares
Dólares
Dólares
Dólares
Pesos chileno
Pesos colombianos
42.323.083
22.805.258
5.634
66.329.098
46.804.371
6.004
Soles
3.201.968
1.234.825
Peso argentino
16.310.223
18.283.898
Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar corrientes
Cuentas por cobrar a entidades relacionadas, corriente
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
Total activos corrientes
Dólares
Pesos chileno
Dólares
Pesos chileno
Inversiones contabilizadas utilizando el método de la participación
Dólares
Pesos chileno
10.100.793
10.100.793
17.592.080
17.592.080
379.862
379.862
563.614
563.614
52.803.738
84.484.792
52.803.738
84.484.792
9.733.400
9.733.400
2.887.460
2.887.460
Plusvalía
Total activos no corrientes
Total activos
Reales
Reales
Soles
477.068.142
488.403.515
10.361.690
10.502.214
Pesos chileno
313.990.020
327.477.479
Pesos colombianos
Pesos chileno
11.589.629
7.348.467
Soles
Peso argentino
Pesos chileno
Pesos chileno
128.304.143
118.949.428
12.822.660
24.125.927
486.801.542
491.290.975
539.605.280
575.775.767
Moneda extranjera
Moneda funcional
Pasivos corrientes
De 91 días a
1 año
M$
Hasta 90 días
M$
31/12/11
Pasivos no corrientes
Total
corriente
Más de 1 año a
3 años
Más de 3 años a
5 años
Más de 5 años
Total
no corriente
M$
M$
M$
Pasivos corrientes
Pasivos no corrientes
De 91 días a
Total
Más de 1 año a
Más de 3 años a
Total
corriente
5 años
Más de 5 años
no corriente
M$
M$
Hasta 90 días
M$
1 año
M$
31/12/10
3 años
M$
Pasivos
Otros pasivos
financieros
corrientes
Dólares
Dólares
Dólares
Dólares
Dólares
50.273.399
110.007.608
160.281.007
698.191.147
484.059.182
493.795.421 1.676.045.750
93.267.733
137.235.543
230.503.276
419.645.875
622.867.495
537.908.172 1.580.421.542
Pesos chileno
23.913.216
58.161.835
82.075.051
595.227.849
359.668.296
436.744.073 1.391.640.218
21.623.823
65.061.393
86.685.216
318.781.111
523.230.097
467.468.028 1.309.479.236
Reales
Soles
644.936
12.599.186
13.244.122
17.532.685
17.877.446
6.352.599
41.762.730
52.596.722
11.617.821
64.214.543
19.990.693
18.600.098
10.681.077
49.271.868
5.801.056
19.711.792
25.512.848
35.378.771
79.518.586
50.698.749
165.596.106
4.532.918
30.789.583
35.322.501
47.472.662
52.922.272
59.759.067
160.154.001
Peso argentino
19.914.191
19.534.795
39.448.986
50.051.842
26.994.854
-
77.046.696
14.514.270
29.766.746
44.281.016
33.401.409
28.115.028
-
61.516.437
Total pasivos
50.273.399
110.007.608
160.281.007
698.191.147
484.059.182
493.795.421 1.676.045.750
93.267.733
137.235.543
230.503.276
419.645.875
622.867.495
537.908.172 1.580.421.542
303
Memoria Anual 2011
Estados financieros consolidados
ANEXO N°5 Detalle de activos y pasivos en moneda extranjera
Este anexo forma parte integral de los estados financieros de Enersis.
El detalle de los activos y pasivos denominados en moneda extranjera es el siguiente:
ACTIVOS
Moneda extranjera
Moneda funcional
31/12/11
M$
31/12/10
M$
Activos corrientes
Efectivo y equivalentes al efectivo
Dólares
Dólares
Dólares
Dólares
Pesos chileno
Pesos colombianos
42.323.083
22.805.258
5.634
66.329.098
46.804.371
6.004
Soles
3.201.968
1.234.825
Peso argentino
16.310.223
18.283.898
Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar corrientes
Cuentas por cobrar a entidades relacionadas, corriente
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
Dólares
Pesos chileno
Dólares
Pesos chileno
Inversiones contabilizadas utilizando el método de la participación
Dólares
Pesos chileno
10.100.793
10.100.793
17.592.080
17.592.080
379.862
379.862
563.614
563.614
52.803.738
84.484.792
52.803.738
84.484.792
9.733.400
9.733.400
2.887.460
2.887.460
Reales
Reales
Soles
Soles
477.068.142
488.403.515
10.361.690
10.502.214
Pesos chileno
313.990.020
327.477.479
Pesos colombianos
Pesos chileno
11.589.629
7.348.467
Peso argentino
Pesos chileno
Pesos chileno
128.304.143
118.949.428
12.822.660
24.125.927
486.801.542
491.290.975
539.605.280
575.775.767
Total activos corrientes
Plusvalía
Total activos no corrientes
Total activos
Pasivos
financieros
corrientes
Dólares
Dólares
Dólares
Dólares
Moneda extranjera
Moneda funcional
Hasta 90 días
M$
1 año
M$
Pasivos corrientes
Pasivos no corrientes
De 91 días a
Total
Más de 1 año a
Más de 3 años a
Total
corriente
5 años
Más de 5 años
no corriente
M$
M$
31/12/11
3 años
M$
Pasivos corrientes
De 91 días a
1 año
M$
Hasta 90 días
M$
31/12/10
Pasivos no corrientes
Total
corriente
Más de 1 año a
3 años
Más de 3 años a
5 años
Más de 5 años
Total
no corriente
M$
M$
M$
Otros pasivos
Dólares
50.273.399
110.007.608
160.281.007
698.191.147
484.059.182
493.795.421 1.676.045.750
93.267.733
137.235.543
230.503.276
419.645.875
622.867.495
537.908.172 1.580.421.542
Pesos chileno
23.913.216
58.161.835
82.075.051
595.227.849
359.668.296
436.744.073 1.391.640.218
21.623.823
65.061.393
86.685.216
318.781.111
523.230.097
467.468.028 1.309.479.236
Reales
Soles
644.936
12.599.186
13.244.122
17.532.685
17.877.446
6.352.599
41.762.730
52.596.722
11.617.821
64.214.543
19.990.693
18.600.098
10.681.077
49.271.868
5.801.056
19.711.792
25.512.848
35.378.771
79.518.586
50.698.749
165.596.106
4.532.918
30.789.583
35.322.501
47.472.662
52.922.272
59.759.067
160.154.001
Peso argentino
19.914.191
19.534.795
39.448.986
50.051.842
26.994.854
-
77.046.696
14.514.270
29.766.746
44.281.016
33.401.409
28.115.028
-
61.516.437
Total pasivos
50.273.399
110.007.608
160.281.007
698.191.147
484.059.182
493.795.421 1.676.045.750
93.267.733
137.235.543
230.503.276
419.645.875
622.867.495
537.908.172 1.580.421.542
Análisis
razonado
y hechos
relevantes
consolidados
306
Enersis
Memoria Anual 2011
Resumen económico- financiero
• Durante el año 2011 se confirmó el fuerte crecimiento de la demanda eléctrica en los mercados en los
•
•
•
•
•
que operamos, basado en la dinámica actividad económica experimentada en estos países.
En este contexto, es importante destacar el aumento observado en nuestras operaciones peruanas y
chilenas, con niveles de demanda eléctrica en distribución creciendo al 7,3% y 4,6%, respectivamente.
En tanto que en generación, los ingresos operacionales cayeron 2,9% principalmente debido a menores
precios medios de venta, lo cual fue en gran parte compensado por mayores ventas físicas en Perú y
Colombia.
En este contexto es importante destacar la recuperación de nuestra central térmica a carbón Bocamina I,
dañada por el terremoto de 2010. Este positivo aspecto nos ha permitido proveer a Chile de una fuente
estable y segura de energía durante un año seco.
EL EBITDA de la Compañía muestra una disminución de Ch$ 134.323 millones, principalmente explicado
por mayores costos de combustible en el negocio de generación por Ch$ 70.601 millones esencialmente
por la operación en Argentina y Chile. Adicionalmente, la caída se refuerza por el impacto de la reforma
sobre el Impuesto al Patrimonio impulsada en Colombia, que implicó el registro al 1° de enero de 2011
del monto total que se pagará por este concepto en el periodo 2011-2014. Este efecto no recurrente
afectó el resultado operacional de nuestras operaciones en Colombia en Ch$ 72.671 millones. Lo
anterior fue parcialmente compensado por el efecto de mayores resultados de nuestras operaciones de
distribución en Chile y Perú, así como por generación en Perú y Brasil y transmisión en Brasil.
El balanceado portafolio de inversiones del Grupo Enersis permitió mantener muy equilibradas las
contribuciones al EBITDA, por tipo de negocios, como se aprecia a continuación:
-
- Generación y Transmisión: 56%
Distribución:
44%
•
• Nuestra base de clientes en el negocio de distribución se incrementó en alrededor de 384 mil nuevos
clientes, lo cual confirma el crecimiento natural de nuestro negocio de distribución, importante factor
de estabilidad.
El Resultado Operacional en 2011 alcanzó Ch$ 1.566.311 millones, lo que equivale a un 8,1% de
disminución respecto del año anterior. Al respecto, cabe destacar la negativa evolución operativa de las
filiales en Argentina, como consecuencia del aumento de los costos operativos, sin que se produzcan los
correspondientes aumentos tarifarios por la demora en el cumplimiento de ciertos puntos contenidos en
el Acta de Acuerdo suscrita con el Gobierno Nacional de Argentina, lo cual está afectando al equilibrio
financiero de Edesur.
Por lo anterior, Enersis S.A. ha efectuado provisiones en los activos de sus filiales Empresa Distribuidora
Su S.A. y Central Costanera S.A., que tienen un impacto en los resultados de la compañía por Ch$ 106.750
millones. Sin ajustes, los resultados de Enersis S.A., habrían sido similares a los obtenidos el año 2010.
Lo anterior, pese a los efectos de la severa sequía que afecta al país por dos años y medio, lo que ratifica
el beneficio de la diversificación.
•
1. Comportamiento del negocio de distribución
•
•
•
Los Ingresos Operacionales crecieron 1,2% alcanzando Ch$ 4.447.427 millones.
Los Costos de Aprovisionamiento y Servicios alcanzaron Ch$ 2.904.966 millones, lo que representa una
disminución de 1,5% respecto de lo registrado el año anterior.
El EBITDA en 2011 alcanzó Ch$ 939.597 millones, lo que representa una disminución de 4,4% respecto
de 2010, principalmente debido a los menores resultados de nuestras operaciones en Argentina, Colombia
y Brasil, parcialmente compensados por los mejores resultados en Chile y Perú.
307
Memoria Anual 2011
Análisis razonado y hechos relevantes consolidados
Factores que incidieron en este resultado son:
En Chile, el EBITDA creció en Ch$ 12.538 millones, lo que se explica principalmente por:
• Un mejor margen de venta relacionado a un 4,6% de aumento en la demanda de energía que se reflejó
en mayores ventas físicas en la mayoría de los segmentos de clientes.
• Menor gasto en personal por Ch$ 4.974 millones.
En Perú, el EBITDA aumentó en Ch$ 5.944 millones, como resultado de:
• Aumento del 7,3% en las ventas físicas que se explican por incrementos en todos los segmentos de
clientes.
• Menores otros gastos de aprovisionamientos y servicios por Ch$ 3.182 principalmente provenientes de
sinergias en sistemas de tecnología e información.
En Argentina, el EBITDA disminuyó en Ch$ 36.245 millones, lo que se explica principalmente por:
• Aumento de Ch$ 23.866 en gasto en personal debido a aumentos salariales relacionados a acuerdos
laborales, mayor plantilla y sobretiempo por contingencias climáticas.
• Menor margen de compraventa de energía, debido a la disminución de la participación de clientes
industriales en 2,3%, parcialmente compensado por un 2,8% de aumento en las ventas físicas totales,
por el mayor consumo residencial debido a mayor base de clientes y a las bajas temperaturas invernales
durante este año.
En Brasil, el EBITDA disminuyó en Ch$ 4.217 millones, como resultado de:
• Disminución de ingresos por ventas de energía en Coelce, explicado por menor precio medio de venta
debido a una caída de 6,4% en las ventas de energía en el segmento de clientes industriales.
Lo anterior fue parcialmente compensado por mayores ventas físicas en Ampla y Coelce.
•
En Colombia, el EBITDA disminuyó en Ch$ 21.704 millones, principalmente como resultado de:
•
El efecto negativo sobre otros gastos fijos de explotación por la reforma sobre el Impuesto al Patrimonio,
que implicó el registro al 1° de enero de 2011 del monto total que se pagará por este concepto en el
periodo 2011-2014.
Este efecto no recurrente más que compensó los mejores márgenes obtenidos como resultado un 2,7%
de mayores ventas de energía en todos los segmentos de clientes en 2011.
•
2. Comportamiento del negocio de generación y transmisión
•
•
•
•
•
Las ventas físicas consolidadas aumentaron 2,2%, alcanzando los 64.840 GWh, explicado por aumentos
en todos los países, siendo los principales Perú, Colombia y Chile.
Los ingresos de explotación cayeron 2,9% con respecto a 2010, alcanzando Ch$ 2.700.026 millones,
producto principalmente del menor precio promedio de venta de energía, lo cual fue parcialmente
compensado por un aumento en las ventas físicas.
Los costos de aprovisionamientos y servicios mostraron un descenso de 2,1% alcanzando Ch$ 1.272.985
millones, producto de menores costos de aprovisionamientos variables y gastos de transporte, parcialmente
compensados por mayores costos por consumo de combustible en Argentina y Chile.
El EBITDA alcanzó Ch$ 1.200.281 millones, un 7,3% menor respecto del registrado a 2010.
La generación hidroeléctrica consolidada se mantuvo prácticamente invariada respecto al año 2010,
representando un 59% de la generación total.
308
Enersis
Memoria Anual 2011
Factores que incidieron en este resultado son:
En Chile, el EBITDA disminuyó Ch$ 110.189 millones principalmente por:
• Menores ingresos por ventas de energía explicados por menor precio promedio de ventas dada la menor
disposición hidráulica que se reflejó en menores ventas al mercado spot, ello parcialmente compensado
por un 1,0% de mayores ventas físicas.
• Mayores costos de compra de energía por Ch$ 66.320 y mayor consumo de combustible por Ch$
32.088 millones originado también por la menor generación hidroeléctrica, compensados parcialmente
por menores gastos de transporte por Ch$ 46.133 millones.
En Colombia, el EBITDA disminuyó Ch$ 7.283 millones principalmente por:
•
Incremento de otros gastos fijos de explotación por Ch$ 40.804 millones, explicado principalmente por
el efecto no recurrente de la reforma sobre el Impuesto al Patrimonio, que implicó el registro al 1° de
enero de 2011 del monto total que se pagará por este concepto en el periodo 2011-2014.
• Menores ingresos por ventas de energía por Ch$ 10.742 millones producto de una reducción de 4,0%
en el precio medio de venta, parcialmente compensado por un incremento de 2,0% en las ventas físicas.
Lo anterior fue parcialmente compensado por un menor costo de compra de energía de Ch$ 43.256
millones, debido a una menor generación térmica en el período compensada por un mayor despacho
hidráulico.
•
En Perú, el EBITDA aumentó Ch$ 32.851 millones por:
• Mayor ingreso por ventas de energía por Ch$ 31.049 millones, explicado por mayor generación térmica
e hidráulica, mayor precio medio de ventas y por un 9,9% de incremento en ventas físicas.
• Menor gasto en personal por Ch$ 8.819 millones, y menor costo por compras de energía por Ch$ 1.691
•
millones.
Lo anterior fue parcialmente contrarrestado por mayores costos por consumo de combustible por Ch$
3.913 millones y por gastos de transporte por Ch$ 3.615 millones, debido a la mayor generación térmica
de Edegel.
En Argentina, el EBITDA disminuyó Ch$ 14.242 millones por:
• Mayor costo por consumo de combustible por Ch$ 40.195 millones, mayores gastos de transporte por
Ch$ 4.529 millones asociados a una mayor generación térmica, y mayor costo de compra de energía
por Ch$4.444 millones
• Mayor gasto de personal por Ch$ 4.563 millones principalmente explicados por aumentos salariales
•
relacionados a acuerdos laborales.
Lo anterior parcialmente compensado por mayores ingresos por ventas de energía por Ch$ 44.256
millones producto de un incremento de 12,8% en el precio promedio de venta de energía.
En Brasil, el EBITDA aumentó Ch$ 4.202 millones por:
• Aumento de Ch$ 10.747 millones en margen de contribución de Cachoeira Dourada explicado por un
•
incremento de 5,3% en precio promedio de ventas, y un incremento de 4,0% en ventas físicas.
Incremento de Ch$ 2.468 millones en el margen de contribución de CIEN, debido a su reconocimiento
como activo regulatorio por la autoridad local desde abril 2011, posibilitando en ingreso de peajes de
acuerdo al sistema RAP (remuneración anual permitida).
• Menor costo por compras de energía por Ch$ 4.736 millones y menor costo por consumo de combustible
por Ch$ 1.771 millones en Fortaleza debido a un 37,9% de menor generación. Lo anterior implicó
un aumento de las compras en el spot, lo cual posibilitó maximizar el margen en un contexto de alta
hidrología y bajos precios de compra de energía.
309
Memoria Anual 2011
Análisis razonado y hechos relevantes consolidados
3. Resumen financiero
•
•
La tasa de interés promedio a nivel Enersis Consolidado, importante factor de costos, aumentó desde
8,5% a 9,6% con respecto a diciembre 2010, principalmente explicado por efectos inflacionarios en
Chile.
La liquidez, factor clave en nuestra política financiera, ha continuado en una sólida posición, como se
observa a continuación:
• Caja y caja equivalentes por un total de US$ 2.350 millones a nivel de Enersis Consolidado.
•
•
•
Líneas de crédito comprometidas por US$ 818 millones completamente disponibles a nivel Consolidado.
Líneas de crédito no comprometidas disponibles de US$ 1.944 millones a nivel Consolidado.
En este contexto, es importante destacar la exitosa emisión realizada en enero de 2011 en los mercados
internacionales de un bono denominado en moneda local de nuestra filial colombiana de generación,
Emgesa, por un equivalente a US$ 400 millones. Esta constituye la primera operación de este tipo
realizada por una empresa privada en dicho país, y fue calificado como “grado de inversión” según
las agencias Fitch y Standard and Poor’s, avalando así nuestra política financiera, que busca reflejar la
sanidad financiera de nuestras filiales extranjeras, por sus propios méritos.
• Además, en junio 2011, Ampla realizó una exitosa colocación de bonos locales (debentures) por el
equivalente a US$ 160 millones con plazos de 5 y 7 años, lo que le permitió extender la vida media de
su deuda.
Por su parte Coelce logró colocar bonos locales (debentures) en noviembre por el equivalente a
aproximadamente US$ 240 millones con plazos de 5 y 7 años, lo que le permitió extender la vida media
de su deuda.
•
Cobertura y protección
Con el objeto de mitigar los riesgos asociados a variación en el tipo de cambio y tasa de interés, Enersis ha
establecido estrictas reglas de control interno para proteger sus flujos de caja y balance, como sigue:
•
La política de cobertura de tipo de cambio del Grupo Enersis es en base a flujos de caja y tiene como
objetivo mantener un equilibrio entre los flujos indexados a moneda extranjera (US$), y los activos y
pasivos mantenidos en dicha moneda. Adicionalmente, tenemos contratado Cross Currency Swaps por
un monto total de US$ 1.379 millones y Forwards por US$ 105 millones.
• A fin de reducir la volatilidad en los estados financieros debido a cambios en la tasa de interés,
mantenemos un adecuado balance en la estructura de deuda. Adicionalmente, tenemos contratados
swaps de Tasa de Interés, por US$ 315 millones.
4. Resumen de mercado
•
•
•
El principal indicador de la Bolsa de Comercio de Santiago (IPSA), mostró un importante descenso de
15,2 durante el año 2011 mostrando un volátil desempeño que estuvo en línea con los índices más
importantes del mundo. En Latinoamérica, todos los países en que el Grupo tiene operaciones mostraron
caídas: BOVESPA (Brasil): -18,1%; COLCAP (Colombia): -13,8%; MERVAL (Argentina): -30,1% y el ISBVL
(Perú): -14,7%. En los países más desarrollados, el comportamiento de las bolsas fue mixto en los últimos
12 meses: IBEX: -13,4,3%, UKX: -5,6%; FTSE 250: -12,6% and Dow Jones Industrial: +5,5%.
El precio de la acción de Enersis descendió considerablemente durante los últimos 12 meses. El precio al
31 de diciembre de 2011 fue $182,6, lo cual representa una caída de 16,0% comparado con el precio al
31 de diciembre de 2010, en que registró $217,4. Este negativo desempeño se explica principalmente por
el negativo contexto global y por la sequía que ha afectado a Chile este año, reduciendo los resultados
de sus filiales de generación.
El ADR de Enersis descendió un 24,1% en estos últimos 12 meses, cayendo desde US$23,2 a US$17,6.
La situación global y la sequía nuevamente explican esta trayectoria.
310
Enersis
Memoria Anual 2011
• Durante 2011, Enersis continuó siendo uno de los títulos más transados en la Bolsa de Comercio de
Santiago y la Bolsa Electrónica, con un promedio diario de transacciones de US$ 8,1 millones.
10 Compañías más transadas en el mercado local
Enero 2011 - Diciembre 2011
Miles de dólares
LAN
SQM
Cencosud
Falabella
Endesa Chile
Banco Santander
Copec
Enersis
CAP
La Polar
24.250
20.628
16.107
12.132
9.798
9.374
9.104
8.077
7.947
7.363
Fuente: Bolsa de Comercio de Santiago
Resumen de clasificación de riesgo
•
•
El perfil crediticio nacional e internacional de Enersis se fortaleció en 2010, con mejoras en la posición
de liquidez y reducciones en el nivel de apalancamiento. La perspectiva positiva del perfil financiero y
operacional se ha visto reflejada en mejoras en la clasificación internacional por Fitch Ratings y Standard
& Poors (S&P) y en la clasificación local por Feller Rate en 2010.
Los actuales ratings de Enersis están sustentados por el diversificado portafolio de activos, fortaleza de los
indicadores financieros, perfil de vencimientos adecuados y amplia liquidez. La diversificación geográfica
de la compañía en América Latina permite una cobertura natural frente a las distintas regulaciones y
condiciones climáticas. Las filiales de Enersis tienen una sólida situación financiera y posición de liderazgo
en los distintos mercados donde operan.
• Adicionalmente, el 25 de abril de 2011, Moody’s mejoró la clasificación de Enersis (a Baa2 desde Baa3),
con perspectivas estables. Por otra parte, el 15 de julio de 2011, Feller ratificó las calificaciones vigentes
para los programas de bonos, acciones y efectos de comercio.
En la misma línea, Standard & Poors (30 de noviembre de 2011) y Fitch Ratings (5 de enero de 2012)
confirmaron la clasificación internacional para Enersis en BBB+ con perspectiva estable.
•
Las actuales clasificaciones de riesgo son:
Clasificación de riesgo internacional:
Enersis
Corporativo
S&P
BBB+ / Estable
Moody’s
Baa2 / Estable
Fitch
BBB+ / Estable
Clasificación de riesgo local:
Enersis
Acciones
Bonos
Feller Rate
1° clase, Nivel 1
AA / Estable
Fitch
1° clase, Nivel 1
AA / Estable
311
Memoria Anual 2011
Análisis razonado y hechos relevantes consolidados
Mercados en que participa la empresa
Las actividades empresariales de Enersis se desarrollan a través de sociedades filiales que operan los distintos
negocios en los cinco países en que la compañía tiene presencia. Los negocios más relevantes para Enersis
son la generación y la distribución eléctrica.
Los siguientes cuadros muestran algunos indicadores claves al 31 de diciembre de 2011 y 2010, de las
sociedades en los distintos países en que operan.
Negocio de Generación
Mercados
en que
participa
SIC y SING Chile
SIN Argentina
SIN Argentina
SICN Perú
SIN Colombia
SICN Brasil
SICN Brasil
Empresa
Endesa Chile (1)
Endesa Costanera
El Chocón
Edegel consolidado
Emgesa
Cachoeira Dourada
Endesa Fortaleza
Total
(1) incluye Endesa Chile y sus filiales Generadoras en Chile.
Negocio de Distribución
Ventas de energía
(GWh)
Participación
de mercado
dic-11
22.069,5
8.493,3
2.887,7
9.449,5
15.111,8
3.986,1
2.842,0
dic-10
21.847,1
8.017,7
3.360,6
8.598,2
14.817,3
3.832,9
2.956,9
64.839,9
63.430,7
dic-11
38,0%
7,3%
2,5%
29,7%
18,8%
0,9%
0,7%
dic-10
39,8%
7,2%
3,0%
29,1%
17,9%
1,0%
0,7%
Empresa
(GWh) ( * )
(%)
Ventas de energía
Pérdidas de energía
Clientes
(miles)
Clientes / Empleados
Chilectra (**)
Edesur
Edelnor
Ampla
Coelce
Codensa (**)
dic-11
13.697
17.233
6.572
10.223
8.970
12.857
dic-10
13.098
16.759
6.126
9.927
8.850
12.515
dic-11
5,5%
10,5%
8,2%
19,7%
11,9%
8,1%
dic-10
5,8%
10,5%
8,3%
20,5%
12,1%
8,5%
dic-11
1.638
2.389
1.144
2.643
3.224
2.617
dic-10
1.610
2.353
1.098
2.571
3.095
2.547
dic-11
2.301
838
2.080
2.227
2.463
2.377
dic-10
2.239
896
1.985
2.132
2.366
2.351
Total
69.552
67.274
10,6%
11,0%
13.655
13.272
1.772
1.770
(*) Se incluye las ventas a clientes finales y peajes.
(**) Datos consolidados
312
Enersis
Memoria Anual 2011
I.- Análisis de los estados financieros
1. - Análisis del estado de resultados
El resultado atribuible a los accionistas controladores de Enersis, al 31 de diciembre de 2011, alcanzó los
Ch$375.471 millones, lo que representa una disminución del 22,8% respecto de igual período del año
anterior, en donde obtuvo Ch$486.227 millones.
Un comparativo de cada uno de los ítems del estado de resultados se presenta a continuación:
Estado de Resultado (millones de Ch$)
dic-11
dic-10
Ingresos
Ingresos ordinarios
Otros ingresos de explotación
Aprovisionamientos y servicios
Compras de energía
Consumo de combustibles
Gastos de transporte
Otros aprovisionamientos y servicios
Margen de contribución
Gastos de personal
Otros gastos fijos de explotación
Resultado bruto de explotación (Ebitda)
Depreciación y amortización
Pérdidas por deterioro (reversiones)
Resultado de explotación
Resultado financiero
Ingresos financieros
Gastos financieros
Resultados por unidades de reajuste
Diferencias de cambio
Otros resultados distintos de la operación
Resultados en ventas de activo
Resultados de sociedades contabilizadas por método de participación
Otros ingresos (gastos) distintos a la operación
Resultado antes de impuestos
Impuesto sobre sociedades
Resultado del período
Resultado atribuible a los propietarios de la controladora
Resultado atribuible a participaciones no controladoras
6.534.880
6.254.252
280.628
(3.538.434)
(1.762.818)
(742.639)
(393.991)
(638.986)
6.563.581
6.179.230
384.351
(3.521.646)
(1.554.715)
(672.038)
(405.983)
(888.910)
2.996.446
3.041.935
(328.379)
(540.699)
(329.809)
(450.435)
2.127.368
2.261.691
(424.900)
(136.157)
(449.017)
(108.373)
1.566.311
1.704.301
(236.585)
233.613
(465.411)
(25.092)
20.305
3.651
(5.853)
8.466
1.038
1.333.377
(460.837)
872.540
375.471
497.069
(270.605)
171.237
(438.358)
(15.056)
11.572
12.999
11.711
1.016
272
1.446.695
(346.007)
1.100.688
486.227
614.461
Variación
Dic 11-10
(28.701)
75.022
(103.723)
(16.788)
(208.103)
(70.601)
11.992
249.924
(45.489)
1.430
(90.264)
(134.323)
24.117
(27.784)
(137.990)
34.020
62.376
(27.053)
(10.036)
8.733
(9.348)
(17.564)
7.450
766
(113.318)
(114.830)
(228.148)
(110.756)
(117.392)
% Variación
(0,4%)
1,2%
(27,0%)
(0,5%)
(13,4%)
(10,5%)
3,0%
28,1%
(1,5%)
0,4%
(20,0%)
(5,9%)
5,4%
(25,6%)
(8,1%)
12,6%
36,4%
(6,2%)
(66,7%)
75,5%
(71,9%)
N/A
733,3%
281,6%
(7,8%)
(33,2%)
(20,7%)
(22,8%)
(19,1%)
Utilidad por acción $
11,50
14,89
(3,39)
(22,8%)
Resultado de explotación
El resultado de explotación obtenido al 31 de diciembre del año 2011 fue menor en Ch$137.990 millones,
al pasar de Ch$1.704.301 millones al 31 de diciembre del año 2010 a Ch$1.566.311 millones a diciembre
2011, lo que representa una disminución del 8,1%.
Los ingresos y costos de explotación, desglosados por cada línea de negocios para los períodos finalizados
el 31 de diciembre de 2011 y 2010, se presentan a continuación:
313
Memoria Anual 2011
Análisis razonado y hechos relevantes consolidados
Resultado de explotación
Por líneas de negocios millones de pesos
Negocio
Generación y transmisión
Distribución
Estructura y ajustes
Totales
Ingresos de explotación
2.700.026
2.780.604
4.447.427
4.392.626
Costos de explotación
(1.705.652)
(1.730.510)
(3.854.905)
(3.700.891)
dic-11
dic-10
dic-11
dic-10
dic-11
(612.573)
591.988
dic-10
dic-11
dic-10
(609.649)
6.534.880
6.563.581
572.121
(4.968.569)
(4.859.280)
Resultado de explotación
994.374
1.050.094
592.522
691.735
(20.585)
(37.528)
1.566.311
1.704.301
Variación y % Var.
(55.720)
(5,3%)
(99.213)
(14,3%)
16.943
45,1%
(137.990)
(8,1%)
El resultado de explotación de la línea de negocio de generación y transmisión presenta una disminución
de Ch$55.720 millones equivalente a un 5,3%, alcanzando los Ch$994.374 millones. Las ventas físicas
aumentaron en un 2,2% llegando a 64.839,9 GWh (63.430,7 GWh a diciembre del año 2010).
El resultado de explotación para la línea de negocio de generación y transmisión abierto por país se presenta
en el siguiente cuadro comparativo entre ambos períodos.
Resultado de explotación por país
Generación y transmisión millones de pesos
Pais
Chile
Argentina
Brasil
Colombia
Perú
Totales
Ingresos de explotación
1.257.995
1.345.371
395.297
358.090
309.049
359.211
498.569
507.527
239.842
211.263
2.700.026
2.780.604
dic-11
dic-10
dic-11
dic-10
dic-11
dic-10
dic-11
dic-10
dic-11
dic-10
dic-11
dic-10
Costos de explotación
(859.191)
(832.602)
(361.383)
(311.379)
(105.556)
(200.399)
(245.061)
(246.044)
(135.187)
(140.944)
(1.705.652)
(1.730.510)
Resultado de explotación
398.804
512.769
33.914
46.711
203.493
158.812
253.508
261.483
104.655
70.319
994.374
1.050.094
Variación y % Var.
(113.965)
(22,2%)
(12.797)
(27,4%)
44.681
28,1%
(7.975)
(3,0%)
34.336
48,8%
(55.720)
(5,3%)
Chile
El resultado de explotación en Chile para el año 2011 alcanzó a Ch$398.804 millones, presentando una
disminución de 22,2% respecto al ejercicio 2010. Lo anterior se explica principalmente por una disminución
de los ingresos de explotación que muestran una variación negativa del 6,5% debido principalmente a la
reducción del 6,6% en los precios medios de venta de energía expresados en pesos chilenos, sumado al
incremento de un 2,0% en los costos de aprovisionamientos y servicios, debido en gran medida a los mayores
costos por compras de energía y consumo de combustibles parcialmente compensado por menores gastos
de transporte y de otros costos variables.
Lo anterior también fue parcialmente compensado por mayores ventas físicas, las cuales presentaron un
incremento de un 1,0% a diciembre 2011, destacando las mayores ventas a clientes no regulados y al mercado
spot en relación al año anterior.
El EBITDA del negocio en Chile, o resultado de explotación bruto, alcanzó Ch$486.959 millones al 31 de
diciembre de 2011, lo que representa una disminución del 18,5% comparado con el año 2010.
Argentina
En Argentina, el resultado de explotación en 2011 alcanzó Ch$33.914 millones, lo que representa una
reducción de 27,4% en relación a lo registrado el año anterior. Ello se explica fundamentalmente por mayores
costos por consumo de combustible, gastos de transporte, y compras de energía. Lo anterior fue en parte
compensado por mayores ingresos de explotación por Ch$37.207 millones debido principalmente a un
incremento en los precios medios de venta de energía expresados en pesos.
314
Enersis
Memoria Anual 2011
El EBITDA de las operaciones en Argentina alcanzó Ch$50.562 millones, inferior en un 22,0% respecto al
registrado en el 2010.
El resultado de explotación de Endesa Costanera alcanzó Ch$6.480 millones en el año 2011, disminuyendo en
un 40,2% respecto del año anterior. Si bien los ingresos aumentan en un 15,8% en 2011, por un incremento
de las ventas físicas y mayores precios medios, los costos por aprovisionamientos y servicios aumentaron en
un 19,4% debido en gran medida a mayores costos por consumo de combustible por Ch$40.195 millones
y a mayores gastos de transporte por Ch$4.373 millones como consecuencia del incremento de 5,4% en
la generación del año 2011. Las ventas físicas alcanzaron a 8.493,3 GWh (8.017,7 GWh en el año 2010).
El resultado de explotación de El Chocón alcanzó los Ch$23.742 millones en el año 2011, reflejando una
disminución de 25,0% en relación al ejercicio 2010. Este resultado se explica principalmente por la disminución
en un 14,1% de las ventas físicas y una reducción en los precios medios de venta de energía.
El efecto de convertir los estados financieros desde el peso argentino al peso chileno en ambos períodos,
produce una disminución en pesos chilenos de un 10,1% a diciembre de 2011 respecto de diciembre de 2010.
Brasil
En Brasil, el resultado de explotación de nuestras filiales alcanzó los Ch$203.493 millones, que es un 28,1%
mayor respecto al año anterior, en donde el resultado de explotación fue Ch$158.812 millones.
El resultado de explotación de nuestra filial Cachoeira Dourada aumentó en Ch$14.418 millones, debido
principalmente por el aumento de los precios medios de venta, expresados en moneda local y al incremento
de las ventas físicas de energía en 153,2 GWh alcanzando los 3.986,1 GWh a diciembre 2011.
El resultado de explotación de Endesa Fortaleza (CGTF) alcanzó los Ch$49.186 millones, presentando una reducción
de Ch$9.928 millones respecto del año anterior. Esta disminución se debe principalmente a menores precios de
venta y la disminución de las ventas físicas que disminuyen en 115 GWh llegando a 2.842,0 GWh a diciembre 2011.
Por otro lado, Cien presenta un incremento en su resultado operacional de Ch$40.725 millones, alcanzando los
Ch$68.781 millones a diciembre de 2011. Lo anterior se debe básicamente al inicio del cobro de peajes (RAP
– remuneración anual permitida) en Cien desde el mes de abril de 2011 y a menores costos por depreciación,
amortización y deterioro de activos en el presente año.
El efecto de convertir los estados financieros desde el real brasileño al peso chileno en ambos períodos, produce
una disminución en pesos chilenos de un 0,2% a diciembre 2011 respecto al año 2010.
Colombia
El resultado de explotación de nuestra operación en Colombia alcanzó Ch$253.508 millones en 2011,
disminuyendo en Ch$7.975 millones o el equivalente a un 3,0% respecto al ejercicio anterior. El principal
efecto proviene por el impacto de la reforma sobre el Impuesto al Patrimonio, que implicó el registro el 1° de
enero de 2011 del monto total que se pagará por este concepto durante el periodo 2011-2014, incluyendo
una sobretasa del 25%, con lo que el tributo pasó de una tasa efectiva del 4,8% al 6,0% sobre el patrimonio
líquido a 1 de enero de 2011. Esta situación afectó al resultado operacional en Ch$40.182 millones. A esto
se agrega que en el 2011 hubo menores ingresos por venta de energía por Ch$10.742 millones explicado
por la reducción en el precio medio de venta de energía.
Lo anterior fue casi totalmente compensado por la disminución de los costos por compras de energía y
combustibles, los que se redujeron en Ch$ 43.256 millones y Ch$ 3.834 millones, respectivamente, como
consecuencia de una mayor generación hidráulica en el año 2011.
315
Memoria Anual 2011
Análisis razonado y hechos relevantes consolidados
Las ventas físicas de energía crecieron un 2,0% alcanzando los 15.111,8 GWh y el EBITDA, o resultado bruto
de explotación en Colombia, disminuyó un 3,0% en el ejercicio 2011, alcanzando los Ch$ 290.773 millones.
El efecto de convertir los estados financieros desde el peso colombiano al peso chileno en ambos ejercicios,
produce una disminución en pesos chilenos de un 2,6% a diciembre de 2011 respecto de diciembre de 2010.
Perú
En Perú, el resultado de explotación alcanzó a Ch$104.655 millones en 2011, lo que representa un incremento
de 48,8% respecto a lo registrado en 2010. Este crecimiento se debe principalmente a un aumento de
Ch$28.579 millones en los ingresos de explotación, como consecuencia de un incremento de 9,9% en las
ventas físicas y un alza en el precio medio de venta de energía. Lo anterior se vio favorecido además por
menores gastos de personal por Ch$ 8.819 millones.
Este mejor resultado fue compensado en parte por mayores costos por consumo de combustible y gastos de
transporte por un total de Ch$7.528 millones, debido a la mayor generación térmica de Edegel.
Las ventas físicas crecen un 9,9% llegando a 9.449,5 GWh a diciembre de 2011 (8.598,2 GWh en 2010).
El EBITDA del negocio en Perú, o resultado de explotación bruto, alcanzó Ch$ 141.379 millones en 2011, lo
que representa un incremento de 30,3% al compararlo con el ejercicio 2010.
El efecto de convertir los estados financieros desde el sol peruano al peso chileno en ambos períodos, produce
una disminución en pesos chilenos de un 2,7% a diciembre de 2011 respecto de diciembre de 2010.
La línea de negocio de distribución presenta en el período una disminución en el resultado de explotación
de Ch$99.213 millones equivalentes a un 14,3%, llegando a Ch$592.522 millones. Las ventas físicas en el
presente período alcanzaron a 69.552 GWh, con un incremento de 2.278 GWh, equivalentes a un 3,4%
respecto al año anterior. Por otro lado, el número de clientes se incrementó en un 2,9% o el equivalente a
384 mil nuevos clientes, sobrepasando los 13,6 millones de clientes.
El resultado de explotación para la línea de negocio de distribución detallada por país, se presenta en el
siguiente cuadro, comparando los resultados entre ambos períodos.
Resultado de explotación por país
Distribución millones de pesos
País
Chile
Argentina
Brasil
Colombia
Perú
Totales
Ingresos de explotación
1.046.191
1.016.998
279.725
295.538
1.976.715
1.987.041
815.487
785.890
329.309
307.159
4.447.427
4.392.626
dic-11
dic-10
dic-11
dic-10
dic-11
dic-10
dic-11
dic-10
dic-11
dic-10
dic-11
dic-10
Costos de explotación
(926.506)
(905.231)
(416.895)
(291.594)
(1.622.070)
(1.683.188)
(630.025)
(578.667)
(259.409)
(242.211)
(3.854.905)
(3.700.891)
Resultado de explotación
119.685
111.767
(137.170)
3.944
354.645
303.853
185.462
207.223
69.900
64.948
592.522
691.735
Variación y % Var.
7.918
7,1%
(141.114)
N/A
50.792
16,7%
(21.761)
(10,5%)
4.952
7,6%
(99.213)
(14,3%)
Chile
En Chile, nuestra filial Chilectra presenta un resultado de explotación de Ch$119.685 millones, lo que
representa un incremento de Ch$7.918 millones respecto al año 2010, o el equivalente a un 7,1%. Este
aumento se explica principalmente por mayor margen del negocio de energía por Ch$26.062 millones,
como consecuencia de la mayor demanda de energía eléctrica en el presente periodo y a la disminución de
los otros gastos fijos de explotación por Ch$3.876 millones, lo que se explica por menores costos asociados a
actividades de reparación, conservación y otros. Lo anterior está parcialmente compensado por un incremento
316
Enersis
Memoria Anual 2011
de los costos de personal por Ch$4.721 millones, por mayores costos de transporte por Ch$7.242 millones
y al reconocimiento de pérdidas por deterioro de las inversiones en Argentina por Ch$4.800 millones. Las
pérdidas de energía disminuyen en 0,3 p.p. respecto del año 2010 alcanzando un 5,5%. Las ventas físicas
de energía crecieron un 4,6%, llegando a 13.697 GWh a diciembre 2011. El número de clientes aumentó
en 28 mil, superando los 1,6 millones en el presente período.
Argentina
En Argentina, nuestra filial Edesur presenta una disminución en el resultado de explotación de Ch$141.114
millones, al pasar de Ch$3.944 millones obtenidos durante el año 2010, a un resultado negativo de Ch$137.170
millones en el presente año. Esta negativa evolución operativa de la sociedad surge como consecuencia del
aumento de los costos operativos derivados de la inflación del país, sin que se produzcan los correspondientes
aumentos tarifarios por la demora en el cumplimiento de ciertos puntos contenidos en el Acta de Acuerdo
suscrita con el Gobierno Nacional de Argentina, en especial en lo que se refiere al reconocimiento semestral
de ajustes de tarifas por el mecanismo de monitoreo de costos (MMC) y la realización de una Revisión Tarifaria
Integral (RTI) previstos en dicha Acta, lo cual está afectando fuertemente al equilibrio financiero de Edesur.
Ante esta situación, al cierre del ejercicio 2011, se ha registrado una pérdida por deterioro relacionada a
las Propiedades, Plantas y Equipos por Ch$106.450 millones a fin de cubrir la práctica totalidad del riesgo
patrimonial que esta sociedad representa para el Grupo Enersis. Esta pérdida por deterioro se ha registrado
en el resultado de explotación negativo mencionado en el párrafo anterior.
Respecto al resto de la evolución operativa, los gastos de personal se incrementan en Ch$20.016 millones
asociado principalmente a aumentos salariales relacionados con acuerdos laborales, así como también los
otros costos fijos de explotación se incrementan en Ch$2.643 millones. Las ventas físicas aumentan un
2,8% alcanzando los 17.233 GWh a diciembre de 2011. La pérdida de energía se mantuvo en un 10,5% y
el número de clientes sobrepasan los 2,3 millones.
El efecto de convertir los estados financieros desde el peso argentino al peso chileno en ambos periodos, produce
una disminución en pesos chilenos de un 10,1% en diciembre del año 2011 respecto a igual período del año pasado.
Brasil
En Brasil, el resultado de explotación de nuestras filiales de distribución alcanzó a Ch$354.645 millones, que
es un 16,7% mayor respecto a lo obtenido a diciembre del 2010.
El resultado de explotación de Ampla fue de Ch$173.657 millones, que comparado con el mismo periodo del
año anterior presenta un incremento de Ch$52.968 millones. Dicho incremento se debe principalmente a un
mayor margen de compra venta de energía unitario del 2,2%, en moneda local, al incremento de las ventas
físicas en un 2,8%, alcanzando los 10.223 GWh en el presente período y a menores costos de deterioro por
Ch$53.225 millones. Las pérdidas de energía disminuyeron en 0,8 p.p. pasando de un 20,5% a un 19,7%.
El número de clientes en Ampla aumentó en 73 mil, superando los 2,6 millones de clientes.
Por otra parte en Coelce el resultado de explotación disminuyó en 1,2% o Ch$2.176 millones, alcanzando este
periodo los Ch$180.988 millones. Esta disminución en el resultado operacional se debe principalmente al menor
margen de compra venta de energía unitario del 9,8% en moneda local, compensada en parte por la disminución
de los costos de depreciación, amortización y deterioro por Ch$6.726 millones. Las ventas físicas aumentan en
un 1,4%, alcanzando a diciembre 2011 los 8.970 GWh Las pérdidas de energía caen 0,2 p.p. hasta un 11,9%
a diciembre 2011. El número de clientes en Coelce aumentó en 130 mil alcanzando los 3,2 millones de clientes.
El efecto de convertir los estados financieros desde el real brasileño al peso chileno en ambos períodos, produce
una disminución en pesos chilenos de un 0,2% a diciembre 2011 respecto a igual periodo del año 2010.
317
Memoria Anual 2011
Análisis razonado y hechos relevantes consolidados
Colombia
En Colombia, el resultado de explotación de Codensa durante este periodo alcanzó a Ch$185.462 millones,
lo que representa una disminución de Ch$21.761 millones. El principal efecto proviene por el impacto de
la reforma sobre el Impuesto al Patrimonio que implicó el registro el 1° de enero de 2011 del monto total
que se pagará por este concepto durante el periodo 2011-2014, incluyendo una sobretasa del 25%, con lo
que el tributo pasó de una tasa efectiva del 4,8% al 6% sobre el patrimonio líquido a 1 de enero de 2011.
Esta situación afectó al resultado operacional en Ch$19.663 millones. Adicionalmente, durante el año se
incrementaron los otros gastos fijos de explotación por Ch$4.530, compensado en parte por un mejor margen
de compra venta de energía. Las ventas físicas suben un 2,7%, llegando a 12.857 GWh en el presente año.
Las pérdidas de energía bajaron en 0,4 p.p. hasta un 8,1% y el número de clientes aumentó en 70 mil
alcanzando los 2,6 millones a diciembre de 2011.
El efecto de convertir los estados financieros desde el peso colombiano al peso chileno en ambos períodos,
produce una disminución en pesos chilenos de un 2,6% a diciembre de 2011 respecto de diciembre 2010.
Perú
En Perú, nuestra filial Edelnor presenta un resultado de explotación de Ch$69.900 millones, superior en
Ch$4.952 millones al obtenido el año 2010. Este incremento se debe principalmente a la mayor venta física
de energía, que subió un 7,3%, alcanzando los 6.572 GWh en el 2011, sumado a un mayor margen de
compra venta unitario y a mayores ingresos por otros servicios por Ch$1.235 millones y a menores costos
fijos por Ch$747 millones. Las pérdidas de energía disminuyen en 0,1 p.p. hasta un 8,2% en el año 2011.
El número de clientes aumentó en 46 mil, superando el 1,1 millón de clientes.
El efecto de convertir los estados financieros desde el sol peruano al peso chileno en ambos períodos, produce
una disminución en pesos chilenos, de un 2,7% a diciembre 2011 respecto a igual período del año 2010.
En resumen, los ingresos, costos de explotación y resultados de explotación de las filiales del Grupo Enersis,
para los períodos terminados a diciembre de 2011 y 2010, se muestran a continuación:
Detalle resultado de explotación
(en millones de pesos)
Empresas
Endesa Chile consolidado
Cachoeira Dourada
CGTF
Cien
Chilectra S.A.
Edesur S.A.
Edelnor S.A.
Ampla
Coelce
Codensa S.A.
Cam Ltda. (1)
Inmob. Manso de Velasco Ltda.
Synapsis Soluc. y Servicios Ltda. (2)
ICT
Holding Enersis y soc. inversión
Diciembre de 2011
Ingresos de
Explotación
2.404.490
126.646
129.485
59.918
1.046.191
279.725
329.309
1.117.269
859.446
815.487
15.739
8.099
6.693
6.120
39.260
Costos de
Explotación
(1.616.520)
(36.365)
(80.299)
8.863
(926.506)
(416.895)
(259.409)
(943.612)
(678.458)
(630.025)
(17.179)
(2.396)
(6.556)
(5.159)
(58.717)
Resultado de
explotación
787.970
90.281
49.186
68.781
119.685
(137.170)
69.900
173.657
180.988
185.462
(1.440)
5.703
137
961
(19.457)
Diciembre de 2010
Ingresos de
Explotación
2.435.382
115.663
150.371
98.909
1.016.998
295.538
307.159
1.046.387
940.654
785.890
132.194
10.835
66.070
2.398
21.854
Costos de
Explotación
(1.544.659)
(39.800)
(91.257)
(70.853)
(905.231)
(291.595)
(242.211)
(925.698)
(757.490)
(578.667)
(132.925)
(2.937)
(69.143)
(2.479)
(44.291)
Resultado de
explotación
890.723
75.863
59.114
28.056
111.767
3.943
64.948
120.689
183.164
207.223
(731)
7.898
(3.073)
(81)
(22.437)
Ajustes de consolidación
(708.997)
700.664
(8.333)
(862.721)
839.956
(22.765)
Total consolidado
6.534.880
(4.968.569)
1.566.311
6.563.581
(4.859.280)
1.704.301
(1) Sociedad vendida el 24 de febrero de 2011.
(2) Sociedad vendida el 1 de marzo de 2011.
318
Enersis
Memoria Anual 2011
Resultado financiero
El resultado financiero ascendió a Ch$236.585 millones, lo que representa una mejoría de un 12,6% respecto
al año anterior, o el equivalente a Ch$34.020 millones. Lo anterior está principalmente explicado por:
Mayor ingreso financiero por Ch$62.376 millones como consecuencia principalmente por el reconocimiento
del acuerdo con Celg por Ch$35.181 millones, por el efecto de la actualización de los Activos por los fondos
de Pensiones en Brasil y por mayores colocaciones del efectivo durante el presente año principalmente en
Chilectra, CGTF y Enersis.
Lo anterior está parcialmente compensado por:
Mayor gasto financiero por Ch$27.053 millones producto principalmente por el efecto de la actualización
de las Pensiones en Brasil y por un mayor costo medio de la deuda.
Mayores gastos por unidades de reajuste por Ch$10.036 millones debido al efecto que produce la variación
del valor de la unidad de fomento (UF) sobre la deuda denominada en UF que poseen algunas sociedades
en Chile. Lo anterior como consecuencia de que durante el año 2011 la UF aumentó su valor en un 3,9%
comparado con un aumento del 2,5% ocurrido en el año anterior.
Resultado en ventas de activos
El resultado en venta de activos presenta una variación negativa de Ch$17.564 millones, debido principalmente
al reconocimiento de la pérdida por la venta de CAM en el presente periodo.
El Impuesto a las Ganancias Sobre Sociedades presenta un mayor gasto de Ch$114.830 millones al 31 de
diciembre del 2011 debido principalmente por los aumentos en Ampla por Ch$20.097 millones, Cien por
Ch$19.333 millones, Cachoeira Dourada por Ch$12.815 millones, Edesur por Ch$11.613 millones, Chilectra
por Ch$10.213 millones, Coelce por Ch$12.269 millones, Endesa Chile por Ch$8.291 millones, San Isidro por
Ch$7.268 millones, Edegel por Ch$6.812 millones, Pangue por Ch$10.213 millones, Codensa por Ch$5.757
millones, Enersis por Ch$5.560 millones y Emgesa por Ch$4.105 millones. Lo anterior está parcialmente
compensado por la disminución en Pehuenche por Ch$8.253 millones, Celta por Ch$4.039 millones y Gas
Atacama por Ch$857 millones.
Análisis del estado de situación financiera
Activos (millones de Ch$)
Activos corrientes
Activos no corrientes
Dic-11
Dic-10
2.525.965
2.338.268
11.207.906
10.667.577
Variación
Dic 11-dic 10
187.697
540.329
Total activos
13.733.871
13.005.845
728.026
% Variación
Dic 11-dic 10
8,0%
5,1%
5,6%
Los activos totales de la Compañía presentan a diciembre de 2011 un aumento de Ch$728.026 millones
respecto de diciembre 2010, esto se debe principalmente a:
• Aumento de los Activos No Corrientes en Ch$540.329 millones equivalente a un 5,1% principalmente
por:
-
-
Aumento de propiedades, plantas y equipos, neto por Ch$490.790 millones producto principalmente
por el efecto por conversión a pesos chilenos de las filiales cuya moneda funcional es distinta al
peso chileno por aproximadamente Ch$314.867 millones, sumado a las adiciones del período por
aproximadamente C$498.142 millones, parcialmente compensado por la depreciación del período
en Ch$322.218 millones.
Aumento de los Activos Intangibles distintos de la Plusvalías por Ch$14.812 millones que corresponde
319
Memoria Anual 2011
Análisis razonado y hechos relevantes consolidados
principalmente a las adiciones del periodo por Ch$191.072 millones, parcialmente compensado por la
depreciación del periodo por Ch$102.682 millones, a la variación de las monedas en que se registran
por Ch$15.036 millones y a los retiros u otros efectos de la IFRIC 12 por Ch$58.542 millones.
Aumento de los derechos por cobrar por Ch$123.760 millones principalmente por los aumentos
en Ampla por Ch$62.736 millones y Coelce por Ch$23.054 millones, ambos por aplicación de la
Norma IFRIC 12 que se aplica para el registro contable de las concesiones, aumentos en Costanera
y Chocón por el Foninvemen II por Ch$25.148 millones y en Cachoeira Dourada por Ch$12.866
millones del acuerdo con Celg. Parcialmente compensado por la disminución en Chilectra por
Ch$3.347 millones y en Cien Ch$2.263 millones.
Disminución de los activos por impuestos diferidos por Ch$72.696 millones principalmente por
la disminución en Codensa por Ch$30.704 millones, Edesur por Ch$17.449 millones, Cien por
Ch$15.550 millones. Chilectra por Ch$8.870 millones y Enersis por Ch$2.385 millones.
-
-
- Disminución de otros activos financieros no corrientes por Ch$25.614 millones principalmente
por la disminución en Endesa Chile por Ch$15.878 millones, por el MTM de los derivados y la
disminución en Enersis en Ch$8.667 millones por los depósitos en garantía.
•
Los Activos Corrientes presentan un aumento de Ch$187.697 millones equivalente a un 8,0%, que se
explica por:
-
Aumento del efectivo y efectivo equivalente en Ch$258.566 millones debido principalmente a
los aumentos en Enersis Ch$266.013 millones por mayores pactos, en Emgesa por Ch$61.676
millones por mayores depósitos a plazo, en Coelce por Ch$58.658 millones por mayores depósitos,
en Codensa por Ch$55.608 millones mayores depósitos, en Cachoeira Dourada por Ch$41.348
millones por mayores depósitos a plazos, en CGTF por Ch$23.112 millones por mayores depósitos
y saldo en bancos, en Edegel por Ch$18.899 millones por mayores depósitos a plazo, en Endesa
Argentina por Ch$3.424 millones y en Endesa Chile por Ch$2.835 millones. Lo anterior está
parcialmente compensado por la disminución en Endesa Brasil por Ch$143.892 millones por pago
IFC y dividendos, en Chilectra por Ch$80.239 millones por pago deuda y dividendos, en Edesur
por Ch$24.227 millones por menores depósitos a plazo, en Edelnor por Ch$17.502 millones y en
Cien por Ch$11.421 millones.
Aumento de otros activos no financieros corrientes por Ch$36.473 millones, producto principalmente
del incremento de los gastos anticipados por bienes y servicios, principalmente seguros.
Disminución de Activos no corrientes o grupos de activos para su disposición clasificados como
mantenidos para la venta por Ch$73.893 millones, producto de la venta de los activos de CAM y
Synapsis ocurrida durante el primer trimestre del 2011.
Disminución de deudores comerciales por Ch$60.496 millones, producto de la disminución en Coelce
por Ch$41.821 millones, Chilectra por Ch$32.779 millones, Ampla por Ch$18.724 millones, Gas
Atacama por Ch$7.947 millones, CGTF por Ch$1.295 millones y Codensa por Ch$975 millones.
Lo anterior está parcialmente compensado por los aumentos en Endesa Chile por Ch$21.186
millones, en Pehuenche por Ch$19.352 millones, en Edelnor por Ch$12.688 millones, en Edegel
por Ch$6.009 millones y en Pangue por Ch$3.946 millones.
-
-
-
Pasivos (millones de Ch$)
Dic-11
Dic-10
Variación
Dic 11-dic 10
% Variación
Dic 11-dic 10
Pasivos corriente
Pasivo no corriente
Patrimonio total
Atribuible a los propietarios de la controladora
Participaciones no controladoras
2.460.534
4.377.183
6.896.154
3.895.729
3.000.425
2.407.277
4.084.540
6.514.028
3.735.545
2.778.483
53.257
292.643
382.126
160.184
221.942
Total patrimonio total y pasivos
13.733.871
13.005.845
728.026
2,2%
7,2%
5,9%
4,3%
8,0%
5,6%
Los pasivos totales, incluyendo el patrimonio total de la Compañía, presentan un aumento de Ch$728.026
millones respecto a diciembre de 2010. Esto se debe principalmente al aumento del patrimonio por Ch$382.126
millones, de los pasivos no corrientes por Ch$292.643 millones y al aumento de los pasivos corrientes por
Ch$53.257 millones:
320
Enersis
Memoria Anual 2011
•
•
•
El pasivo no corriente presenta un aumento de Ch$292.643 millones, equivalente a un 7,2% explicado
básicamente por:
•
Los otros pasivos financieros no corrientes (deuda financiera y derivados) que aumentan en
Ch$256.399 millones, principalmente en Emgesa por Ch$147.029 millones, por colocación de bono
en el mercado americano, denominado en pesos colombianos, en Coelce por Ch$82.662 millones
debido a mayores préstamos, en Endesa Chile por Ch$38.476 millones, por efecto de la deuda
en US$ y UF, en Ampla por Ch$9.875 millones por tipo de cambio, en Codensa por Ch$18.636
millones, en Chocón por Ch$17.138 millones y en Edesur por Ch$8.611 millones. Este aumento
fue parcialmente compensado por la disminución en Cien por Ch$56.400 millones por pago de
préstamo.
Los otros pasivos no financieros no corrientes aumentan en Ch$68.988 millones principalmente
por el pasivo reconocido por Emgesa y Codensa por el impuesto al patrimonio por Ch$22.026 y
Ch$14.519 millones, respectivamente. Adicionalmente incrementos en Endesa Chile por Ch$8.881
millones, en Cien por Ch$4.461 millones, en Coelce por Ch$3.699 millones, en Cachoeira Dourada
por Ch$3.501 millones y en Ampla por Ch$2.147 millones.
•
• Aumento de las provisiones por beneficios a empleados no corrientes por Ch$61.707 millones debido
principalmente a los aumentos de las provisiones en Ampla por Ch$44.229 millones, Emgesa por
Ch$4.778 millones, Edesur por Ch$4.009 millones, Coelce por Ch$2.134 millones Codensa por
Ch$1.692 millones, Chilectra por Ch$1.527 millones y Endesa Chile por Ch$714 millones.
• Disminución de otras provisiones no corrientes en Ch$22.949 millones producto de menores
provisiones en Cien por Ch$36.149 millones, en Edegel por Ch$8.617 millones y en Edesur por
Ch$2.211 millones, parcialmente compensado por aumentos en Ampla por Ch$13.294 millones,
Coelce por Ch$9.212 millones y en Codensa por Ch$2.596 millones.
• Disminución de las otras cuentas por pagar no corrientes por Ch$22.932 millones debido a la
disminución en Coelce por Ch$5.935 millones, en Cachoeira Dourada por Ch$4.700 millones, en
Cien por Ch$4.599 millones y en Ampla por Ch$3.965 millones.
Los pasivos corrientes aumentan en Ch$53.257 millones, equivalentes a un 2,2%, explicado principalmente
por las variaciones en:
-
Aumento de los pasivos por impuestos corrientes por Ch$88.187 millones producto principalmente
por el aumento en Chilectra por Ch$15.833 millones, en Cachoeira Dourada por Ch$14.780
millones, en Emgesa por Ch$14.175 millones, en Edegel por Ch$14.056 millones, en San Isidro
por Ch$5.740 millones, en Ampla por Ch$5.533 millones y en Pehuenche por Ch$4.804 millones.
Aumento de los otros pasivos no financieros corrientes por Ch$24.863 millones debido a los
aumentos en Ampla por Ch$8.138 millones, en Edesur por Ch$6.612 millones, en Edelnor por
Ch$3.445 millones, en Coelce por Ch$2.728 millones , en Codensa por Ch$1.425 millones, en
Cachoeira Dourada por Ch$836 millones y en CGTF por Ch$715 millones.
-
Parcialmente Compensado por
-
Disminución de Pasivos incluidos en grupos de activos para su disposición clasificados como
mantenidos para la venta por Ch$64.630 millones, producto de la venta de los pasivos de CAM y
Synapsis ocurrido durante el primer trimestre del 2011.
El patrimonio total aumenta en Ch$382.126 millones respecto a diciembre de 2010.
•
La parte atribuible a los propietarios de la controladora aumenta en Ch$160.184 millones que se
explica principalmente por el efecto del resultado integral del período por Ch$368.569 millones,
en donde destaca el resultado de la dominante por Ch$375.471 millones, reservas de conversión
positivas por Ch$60.107 millones, reserva de cobertura negativa por Ch$41.094 millones y otras
reservas negativas por Ch$25.916 millones, descontados los dividendos del período por Ch$209.887
millones.
Las participaciones no controladoras aumentan en Ch$221.942 millones, que se explica
principalmente por el efecto del resultado integral del período por Ch$602.765 millones, que se
descompone por un aumento por el resultado del período de los no controladores por Ch$497.069
•
321
Memoria Anual 2011
Análisis razonado y hechos relevantes consolidados
millones y los otros resultados integrales del período por Ch$105.696 millones, parcialmente
compensado por la disminución de los otros movimientos del patrimonio por Ch$380.823 millones.
La evolución de los principales indicadores financieros es el siguiente:
Indicador
Liquidez
Endeudamiento
Rentabilidad
Liquidez corriente
Razón acida (1)
Capital de trabajo
Razón de endeudamiento
Deuda corto plazo
Deuda largo plazo
Cobertura costos financieros (2)
Resultado explotación/ingresos explotación %
Rentabilidad patrimonio dominante anualizada %
%
Rentabilidad del activo anualizada
Unidad
Veces
Veces
MM$
Veces
%
%
Veces
(1) Activo corriente neto de inventarios y pagos anticipados
(2) Se utilizó EBITDA dividido por costos financieros
Dic-11
1,03
0,98
65.431
0,99
36,0%
64,0%
4,52
24,0%
9,8%
6,5%
Dic-10
0,97
0,94
(69.009)
1,00
37,0%
63,0%
5,12
26,0%
13,4%
8,4%
Variación
0,06
0,04
134.440
(0,01)
(1,0%)
1,0%
(0,60)
(2,0%)
(3,6%)
(1,9%)
% Variación
6,2%
4,3%
(194,8%)
1,0%
(2,7%)
1,6%
(11,6%)
(7,7%)
(26,6%)
(22,3%)
El índice de liquidez a diciembre de 2011 alcanzó 1,03 veces, presentando un incremento de 0,06 veces,
equivalente a un 6,2% respecto a diciembre de 2010. Lo anterior refleja a una compañía con una sólida
posición de liquidez, manteniendo sus obligaciones con bancos, financiando sus inversiones con los excedentes
de caja y un adecuado calendario de vencimiento de sus deudas.
La razón de endeudamiento se sitúa en 0,99 veces al 31 de diciembre de 2011, disminuyendo un 1,0%
respecto a diciembre de 2010.
La cobertura de costos financieros presenta una disminución en 0,60 veces o el equivalente a un 11,6%,
al pasar de 5,12 veces, en diciembre de 2010, a 4,52 veces en el año 2011. Lo anterior es producto de la
disminución del EBITDA que ha presentado la sociedad en el presente período.
El índice de rentabilidad dado por el resultado de explotación sobre los ingresos de explotación baja en 7,7%,
alcanzando un 24,0% a diciembre de 2011.
Por otro lado, la rentabilidad anualizada del patrimonio de los propietarios de la controladora (dominante)
es de un 9,8%, con una disminución del 26,6% respecto a diciembre 2010, en donde alcanzó el 13,4%.
Lo anterior como consecuencia del menor resultado obtenido en el período, sumado al incremento del
patrimonio de los propietarios.
La rentabilidad anualizada de los activos pasó de un 8,4% en diciembre de 2010, a un 6,5% en diciembre
de 2011, como consecuencia de la disminución en el resultado obtenido en el presente período y el aumento
de los activos.
Principales flujos de efectivo
La sociedad generó durante el ejercicio un flujo neto positivo de Ch$183.047 millones, el que está compuesto
por los siguientes rubros:
Flujo de efectivo (millones de Ch$)
Dic-11
Dic-10
De la operación
De inversión
De financiamiento
1.698.447
(623.970)
(891.430)
1.943.415
(775.781)
(1.283.021)
Variación
Dic 11-10
(244.968)
151.811
391.591
% Variación
(12,6%)
19,6%
30,5%
Flujo neto del período
183.047
(115.387)
298.434
(258,6%)
322
Enersis
Memoria Anual 2011
Al 31 de diciembre de 2011, las actividades de la operación generaron un flujo neto positivo de Ch$1.698.447
millones, mostrando una disminución del 12,6% respecto a igual período del año anterior. Este flujo está
compuesto principalmente por la utilidad del período por Ch$872.541 millones, la cual se ajusta para conciliar
el resultado por Ch$708.679 millones. Dentro de este ajuste se encuentra la amortización, depreciación y
deterioro de activos por Ch$561.057 millones, gastos por intereses por Ch$256.891 millones. Lo anterior
compensado en parte por la disminución en el capital de trabajo en Ch$107.436 millones.
Las actividades de inversión generaron un flujo neto negativo de Ch$623.970 millones, que comparado con
igual período del año anterior representa una mayor caja equivalente de un 19,6% o Ch$151.811 millones.
Estos desembolsos corresponden principalmente a incorporación de propiedades, plantas y equipos por
Ch$498.142 millones, incorporación de activos intangibles (IFRIC 12) por Ch$187.864 millones, compensado
en parte por el flujo neto por la venta de CAM y Synapsis por Ch$12.662 millones e intereses recibidos por
CH$19.612 millones.
Las actividades de financiamiento originaron un flujo neto negativo de Ch$891.430 millones, principalmente
por pago de dividendos por Ch$648.107 millones, pagos de préstamos por Ch$629.404 millones y pago de
intereses por Ch$248.097 millones. Lo anterior está parcialmente compensado por la obtención de préstamos
por Ch$646.273 millones.
Información propiedades plantas y equipos por compañía
(millones de pesos)
Empresa
Endesa Chile
Cachoeira Dourada
CGTF
CIEN
Chilectra S.A.
Edesur S.A.
Edelnor S.A.
Ampla (*)
Coelce (*)
Codensa S.A.
Cam Ltda.
Inmobiliaria Manso de Velasco Ltda.
Synapsis Soluciones y Servicios Ltda.
Holding Enersis y sociedades de inversión
Desembolsos por incorporación de
propiedades, plantas y equipos
dic-11
264.883
686
7.530
310
19.947
82.014
37.704
131.519
51.309
77.456
46
2.311
488
991
dic-10
254.872
4.668
1.870
1.884
31.148
58.221
33.203
120.785
102.946
76.255
1.148
708
3.326
388
Depreciación
dic-11
170.051
dic-10
175.068
7.280
8.051
11.122
21.777
13.244
20.002
56.424
41.649
59.957
294
259
478
1.208
7.383
7.999
29.986
21.191
14.279
19.800
44.976
51.936
59.143
1.774
285
3.084
1.080
Total consolidado
677.194
691.422
411.796
437.984
(*) Incluye activos intangibles por concesiones
Principales riesgos asociados a la actividad del Grupo
Enersis
Las actividades del Grupo están sujetas a un amplio conjunto de normas gubernamentales, y los cambios que
se introduzcan en ellas podrían afectar sus actividades, situación económica y resultado de las operaciones.
Las filiales operativas del Grupo están sujetas a una amplia normativa sobre tarifas y otros aspectos que regulan
sus actividades, tanto en Chile, como en los demás países en que operan. En consecuencia, la introducción de
nuevas leyes o normas, como la modificación de las leyes o normas vigentes, podrían impactar sus actividades,
situación económica y resultados de las operaciones.
Estas nuevas leyes o normas, en ocasiones, modifican aspectos de la regulación que pueden afectar derechos
existentes lo que, en su caso, podría tener efectos adversos sobre resultados futuros del grupo.
323
Memoria Anual 2011
Análisis razonado y hechos relevantes consolidados
Las actividades del grupo están sujetas a una amplia reglamentación medioambiental que Enersis cumple de
manera permanente. Eventuales modificaciones que se introduzcan en estas materias, podrían afectar las
actividades, situación económica y el resultado de las operaciones.
Enersis y sus filiales operativas están sujetas a la normativa medioambiental, que, entre otras cosas, exige la
realización de estudios de impacto medioambiental para los proyectos en estudio, la obtención de licencias,
permisos y otras autorizaciones preceptivas y el cumplimiento de todos los requisitos previstos en tales licencias,
permisos y normas. Al igual que ocurre con cualquier empresa regulada, Enersis no puede garantizar que:
-
-
-
Las autoridades públicas vayan a aprobar tales estudios de impacto medioambiental;
La oposición pública no derive en retrasos o modificaciones de cualquier proyecto propuesto;
Las leyes o normas no se modificarán ni interpretarán de forma tal que aumenten los gastos o se vean
afectadas las operaciones, plantas o planes para las empresas del Grupo.
La actividad comercial del Grupo se ha planificado de manera de moderar eventuales impactos derivados de
cambios en las condiciones hidrológicas.
Las operaciones del grupo Enersis incluyen la generación hidroeléctrica y, por lo tanto, dependen de las
condiciones hidrológicas que existan en cada momento en las amplias zonas geográficas donde se ubican
las instalaciones de generación hidroeléctrica del Grupo. Si las condiciones hidrológicas producen sequías
u otras condiciones que influyan negativamente en la actividad de generación hidroeléctrica, los resultados
podrían verse adversamente afectados, razón por la cual Enersis ha definido como parte esencial de su política
comercial no contratar el 100% del total de su capacidad. A su vez, el negocio eléctrico se ve afectado por
condiciones atmosféricas tales como temperaturas medias que condicionan el consumo. Dependiendo de cuales
sean las condiciones climáticas se pueden producir diferencias en el margen que se obtiene por el negocio.
La situación financiera y el resultado de las operaciones pueden resultar adversamente afectados si no se
gestiona eficazmente la exposición al riesgo del tipo de interés, precios de “commodities” y tipo de cambio
de divisas.
Riesgo de tasa de interés
Las variaciones de las tasas de interés modifican el valor razonable de aquellos activos y pasivos que devengan
una tasa de interés fija, así como los flujos futuros de los activos y pasivos referenciados a una tasa de interés
variable.
El objetivo de la gestión del riesgo de tasas de interés es alcanzar un equilibrio en la estructura de la deuda,
que permita minimizar el costo de la deuda con una volatilidad reducida en el estado de resultados.
Cumpliendo la política actual de cobertura de tasa de interés el porcentaje de deuda fija y/o protegida por
sobre la deuda neta total, se situó en 62% al 31 de diciembre de 2011.
Dependiendo de las estimaciones del Grupo y de los objetivos de la estructura de la deuda, se realizan
operaciones de cobertura mediante la contratación de derivados que mitiguen estos riesgos. Los instrumentos
utilizados actualmente para dar cumplimiento a la política, corresponden a swaps de tasa que fijan desde
tasa variable a fija.
324
Enersis
Memoria Anual 2011
La estructura de deuda financiera del Grupo Enersis según tasa de interés fija, protegida y variable, después
de derivados contratados, es la siguiente:
Posición neta:
Tasa de interés fijo
Tasa de interés variable
Total
Riesgo de tipo de cambio
31-12-2011
31-12-2010
%
62%
38%
100%
%
51%
49%
100%
Los riesgos de tipos de cambio se corresponden, fundamentalmente, con las siguientes transacciones:
-
-
-
-
Deuda denominada en moneda extranjera contratada por sociedades del Grupo.
Pagos a realizar en mercados internacionales por adquisición de materiales asociados a proyectos.
Ingresos en sociedades del Grupo que están directamente vinculados a la evolución del dólar.
Flujos desde filiales en el extranjero a matrices en Chile, expuestos a variaciones de tipo de cambio.
Con el objetivo de mitigar el riesgo de tipo de cambio, la política de cobertura de tipo de cambio del Grupo
Enersis es en base a flujos de caja y contempla mantener un equilibrio entre los flujos indexados a US$ y los
niveles de activos y pasivos en dicha moneda. El objetivo es minimizar la exposición de los flujos al riesgo de
variaciones en tipo de cambio.
Los instrumentos utilizados actualmente para dar cumplimiento a la política corresponden a swaps de moneda
y forwards de tipo de cambio. Igualmente, la política busca refinanciar deuda en la moneda funcional de
cada compañía.
Riesgo de “commodities”
El Grupo Enersis se encuentra expuesto al riesgo de la variación del precio de algunos “commodities”,
fundamentalmente a través de:
-
Compras de combustibles en el proceso de generación de energía eléctrica.
- Operaciones de compra-venta de energía que se realizan en mercados locales.
Con el objeto de reducir el riesgo en situaciones de extrema sequía, la compañía ha diseñado una política
comercial, definiendo niveles de compromisos de venta acordes con la capacidad de sus centrales generadoras
en un año seco, e incluyendo cláusulas de mitigación del riesgo en algunos contratos con clientes libres.
En consideración a las condiciones operativas que enfrenta el mercado de la generación eléctrica en Chile,
sequía y alta volatilidad del precio del petróleo, la compañía está permanentemente verificando la conveniencia
de tomar coberturas al precio del Brent. Al 31 de diciembre de 2011 no existen instrumentos de cobertura
vigentes y las coberturas contratadas en el pasado han sido puntuales y por montos poco significativos. No
se descarta que en el futuro se haga uso de este tipo de herramientas.
Riesgo de liquidez
El Grupo mantiene una política de liquidez consistente en la contratación de facilidades crediticias a largo plazo
comprometidas e inversiones financieras temporales, por montos suficientes para soportar las necesidades
proyectadas para un período que está en función de la situación y expectativas de los mercados de deuda
y de capitales.
325
Memoria Anual 2011
Análisis razonado y hechos relevantes consolidados
Las necesidades proyectadas antes mencionadas, incluyen vencimientos de deuda financiera neta, es decir,
después de derivados financieros. Para mayor detalle respecto a las características y condiciones de las deudas
financieras y derivados financieros ver notas 18, 20 y anexo 4.
Al 31 de diciembre de 2011, el Grupo presenta una liquidez de M$ 1.219.921.268 en efectivo y otros medios
equivalentes y M$ 238.832.000 en líneas de crédito de largo plazo disponibles de forma incondicional. Al 31
de diciembre de 2010, el Grupo Enersis tenía una liquidez de M$ 961.355.037 en efectivo y otros medios
equivalentes y M$ 242.750.000 en líneas de crédito de largo plazo disponibles de forma incondicional.
Riesgo de crédito
Dada la coyuntura económica actual, el Grupo viene realizando un seguimiento detallado del riesgo de crédito.
Cuentas por cobrar comerciales
En lo referente al riesgo de crédito correspondiente a las cuentas a cobrar provenientes de la actividad
comercial, este riesgo es históricamente muy limitado dado que el corto plazo de cobro a los clientes hace
que no acumulen individualmente montos muy significativos. Lo anterior es aplicable tanto para nuestro
negocio de generación como de distribución de electricidad.
En nuestra línea de negocio de generación de electricidad, en algunos países, frente a falta de pago es posible
proceder al corte del suministro, y en casi todos los contratos se establece como causal de término de contrato
el incumplimiento de pago. Para este fin se monitorea constantemente el riesgo de crédito y se miden los
montos máximos expuestos a riesgo de pago que, como está dicho, son limitados.
En el caso de nuestras empresas de distribución de electricidad, el corte de suministro, en todos los casos, es
una potestad de nuestras compañías ante incumplimientos de parte de nuestros clientes, la que se aplica de
acuerdo a la regulación vigente en cada país, lo que facilita el proceso de evaluación y control del riesgo de
crédito, que por cierto también es limitado.
Activos de carácter financiero
Las inversiones de excedentes de caja se efectúan en entidades financieras nacionales y extranjeras de primera
línea (con calificación de riesgo equivalente a grado de inversión) con límites establecidos para cada entidad.
Para la selección de bancos para inversiones se consideran aquellos que tengan por lo menos 2 calificaciones
investment grade, considerando las 3 principales agencias de rating internacional (Moody’s, S&P y Fitch).
Las colocaciones están respaldadas con bonos del tesoro de los países donde se opera y/o papeles emitidos
por bancos de primera línea privilegiando, en la medida de lo posible condiciones de mercado.
La contratación de derivados se realiza con entidades de elevada solvencia, de manera que alrededor del
80% de las operaciones son con entidades cuyo rating es igual o superior a A-.
Medición del riesgo
El Grupo Enersis elabora una medición del Valor en Riesgo de sus posiciones de deuda y de derivados
financieros, con el objetivo de garantizar que el riesgo asumido por la compañía permanezca consistente con
la exposición al riesgo definida por la Gerencia, acotando así la volatilidad del estado de resultados.
326
Enersis
Memoria Anual 2011
La cartera de posiciones incluidas a efectos de los cálculos del presente Valor en Riesgo se compone de:
Deuda y Derivados Financieros.
El Valor en Riesgo calculado representa la posible pérdida de valor de la cartera de posiciones descrita
anteriormente en el plazo de un día con un 95% de confianza. Para ello se ha realizado el estudio de la
volatilidad de las variables de riesgo que afectan al valor de la cartera de posiciones, incluyendo:
-
-
Tasa de interés Libor del dólar estadounidense.
Para el caso de deuda, considerando las distintas monedas en las que operan nuestras compañías, los
índices locales habituales de la práctica bancaria.
Los tipos de cambio de las distintas monedas implicadas en el cálculo.
-
El cálculo del Valor en Riesgo se basa en la generación de posibles escenarios futuros (a un día) de los valores
de mercado (tanto spot como a plazo) de las variables de riesgo mediante metodologías de Bootstrapping. El
número de escenarios generados asegura el cumplimiento de los criterios de convergencia de la simulación.
Para la simulación de los escenarios de precios futuros se ha aplicado la matriz de volatilidades y correlaciones
entre las distintas variables de riesgo calculada a partir del histórico de los retornos logarítmicos del precio.
Una vez generados los escenarios de precios se calcula el valor razonable de la cartera con cada uno de los
escenarios, obteniendo una distribución de posibles valores a un día. El Valor en Riesgo a un día con un
95% de confianza se calcula como el percentil del 5% de los posibles incrementos de valor razonable de la
cartera en un día.
La valoración de las distintas posiciones de deuda y derivados financieros incluidos en el cálculo, se han
realizado de forma consistente con la metodología de cálculo del capital económico reportado a la Gerencia.
Teniendo en cuenta las hipótesis anteriormente descritas, el Valor en Riesgo de las posiciones anteriormente
comentadas desglosado por tipo de posición se muestra en la siguiente tabla:
Posiciones financieras
Tipo de interés
Tipo de cambio
Correlación
Total
31-12-2011
31-12-2010
M$
M$
41.560.004
38.847.459
3.602.591
539.575
(310.050)
(2.695.024)
44.852.545
36.692.010
Las posiciones de Valor en Riesgo han evolucionado durante los años 2011 y 2010 en función del inicio/
vencimiento de las operaciones a lo largo de cada periodo.
Otros riesgos
Como es práctica habitual en créditos bancarios y en operaciones de mercados de capital, una porción del
endeudamiento financiero de Enersis y de su filial Endesa Chile, está sujeta a disposiciones de incumplimiento
cruzado. De no ser subsanados ciertos incumplimientos, podrían resultar en un incumplimiento cruzado y
eventualmente podrían llegar a hacerse exigibles ciertos pasivos de estas compañías.
El no pago – después de cualquier periodo de gracia aplicable – de deudas de estas compañías o en el caso
de Enersis, sus filiales Endesa Chile y Chilectra, cuyo capital insoluto individual excede el equivalente de US$50
millones y cuyo monto en mora también excede el equivalente de US$50 millones, podría dar lugar al pago
anticipado de créditos sindicados. Además, estos préstamos contienen disposiciones según las cuales ciertos
327
Memoria Anual 2011
Análisis razonado y hechos relevantes consolidados
eventos distintos del no pago, en las compañías previamente mencionadas, tales como quiebra, insolvencia,
sentencias judiciales ejecutoriadas adversas por un monto superior a US$ 50 millones, y expropiación de
activos, entre otros, podría ocasionar la declaración de aceleración de esos créditos.
Por otro lado, el no pago – después de cualquier periodo de gracia aplicable - de cualquier deuda de Enersis y
Endesa Chile, o de cualquiera de sus filiales chilenas, con un monto de capital que exceda los US$30 millones
podría dar lugar al pago anticipado obligatorio de los bonos Yankee.
Por último, en el caso de los bonos locales de Enersis y Endesa Chile, el pago anticipado de esta deuda, se
desencadena sólo por incumplimiento del Emisor.
No hay cláusulas en los convenios de crédito por las cuales cambios en la clasificación corporativa o de la
deuda de estas compañías por las agencias clasificadoras de riesgo produzcan la obligación de hacer prepagos
de deuda. Sin embargo, una variación en la clasificación de riesgo local según las agencias Feller Rate o Fitch
Ratings Chile, puede producir un cambio en el margen aplicable para determinar la tasa de interés en las
líneas locales suscritas por Enersis y Endesa Chile en 2009.
Valor libro y valor económico de los activos
Respecto de los activos de mayor importancia cabe mencionar lo siguiente:
Las propiedades, plantas y equipos se valoran a su costo de adquisición, neto de su correspondiente
depreciación acumulada y de las pérdidas por deterioro que haya experimentado. Las propiedades, plantas
y equipos, neto en su caso del valor residual del mismo, se deprecian distribuyendo linealmente el costo de
los diferentes elementos que lo componen entre los años de vida útil estimada, que constituyen el período
en el que las sociedades esperan utilizarlos. Dicha vida útil se revisa periódicamente.
La plusvalía (menor valor de inversiones o fondos de comercio) generada en la consolidación representa el
exceso del costo de adquisición sobre la participación del Grupo en el valor razonable de los activos y pasivos,
incluyendo los pasivos contingentes identificables de una Sociedad filial en la fecha de adquisición. La plusvalía
no se amortiza, sino que al cierre de cada ejercicio contable se procede a estimar si se ha producido en ella
algún deterioro que reduzca su valor recuperable a un monto inferior al costo neto registrado, procediéndose,
en su caso, al oportuno ajuste por deterioro (Ver Nota 3.e) de los estados financieros.
A lo largo del ejercicio, y fundamentalmente en la fecha de cierre del mismo, se evalúa si existe algún indicio
de que algún activo hubiera podido sufrir una pérdida por deterioro. En caso de que exista algún indicio
se realiza una estimación del monto recuperable de dicho activo para determinar, en su caso, el monto del
deterioro. Si se trata de activos identificables que no generan flujos de caja de forma independiente, se estima
la recuperabilidad de la Unidad Generadora de Efectivo a la que pertenece el activo, entendiendo como tal
el menor grupo identificable de activos que genera entradas de efectivo independientes.
Los activos expresados en moneda extranjera, se presentan al tipo de cambio vigente al cierre del período.
Las cuentas y documentos por cobrar a empresas relacionadas se clasifican conforme a su vencimiento en
corto y largo plazo. Las operaciones se ajustan a condiciones de equidad similares a las que prevalecen en
el mercado.
En resumen, los activos se presentan valorizados de acuerdo a las Normas Internacionales de Información
Financiera, cuyos criterios se encuentran expuestos en Nota N°3 de los Estados Financieros.
328
Enersis
Memoria Anual 2011
Hechos relevantes consolidados
1. Enersis
• Con fecha 28 de febrero de 2011 el Directorio de Enersis S.A. acordó, por la unanimidad de sus miembros
presentes, proponer a la Junta Ordinaria de Accionistas de Enersis S.A., a celebrarse el 26 de abril de 2011,
repartir un dividendo definitivo del 50% de las utilidades líquidas de la compañía, esto es, $7,44578 por
acción, al que habrá que descontar el dividendo provisorio de $1,57180 por acción pagado en enero de
2011. En consecuencia, el monto a repartir a los accionistas será de $5,87398 por concepto de dividendo
definitivo por acción de la compañía.
Esto representará un reparto total ascendente a M$ 243.113.407 con cargo a los resultados al 31 de
diciembre de 2010.
Lo anterior modifica la política de dividendos vigente en la materia, que preveía el reparto de un dividendo
del 60% de las utilidades líquidas de la compañía.
•
•
En Junta Ordinaria de Accionistas, celebrada el día 26 de abril de 2011, se acordó distribuir un dividendo
mínimo obligatorio (parcialmente integrado por el dividendo provisorio N° 82), y un dividendo adicional,
que asciende a un total de $7,44578. Atendido que el mencionado dividendo provisorio N° 82 ya fue
pagado, se procederá a distribuir y pagar el remanente del dividendo definitivo N° 83 ascendente a
$5,87398 por acción, a contar del 12 de mayo de 2011.
En Sesión de Directorio, celebrada el día 30 de noviembre de 2011, se acordó distribuir con fecha 27 de
enero de 2012 un dividendo provisorio de $1,46560 por acción, con cargo a los resultados del ejercicio
2011.
2. Chilectra
•
En Junta Ordinaria de Accionistas, celebrada el 26 de abril de 2011, se acordó distribuir a contar del
23 de Mayo de 2011, un dividendo definitivo de $11 por acción, con cargo a las utilidades del ejercicio
2010.
Además en dicha junta se designaron a los siguientes Directores de la compañía:
1.- Juan María Moreno Mellado
2.- José Luis Marín López - Otero
3.- Livio Gallo
4.- Hernán Felipe Errázuriz Correa
5.- Marcelo Llévenes Rebolledo
En Sesión Ordinaria del Directorio N°04/2011, celebrada el día 27 de abril de 2011, se procedió a nombrar
Presidente del Directorio a don Juan María Moreno Mellado y Vicepresidente a don Marcelo Llévenes
Rebolledo.
•
En Junta Ordinaria del Directorio, celebrada el día 25 de octubre de 2011, se aprobó una modificación a la
política de reparto de dividendos correspondiente al ejercicio 2011. Producto de esta modificación la política
de reparto de dividendos contempla repartir un 100% de la utilidad líquida, en reemplazo de la anterior que
preveía repartir un 30%.
329
Memoria Anual 2011
Análisis razonado y hechos relevantes consolidados
3. Endesa Chile
• Con fecha 01 de marzo de 2011, de conformidad con lo dispuesto en los artículos 9° y 10° inciso 2° de
la Ley N° 18.045 y la Norma de Carácter General N° 30 de la Superintendencia de Valores y Seguros, se
informó el siguiente hecho esencial:
Con fecha 28 de febrero de 2011, el Directorio de la compañía en sesión ordinaria acordó modificar
anticipadamente la Política de Dividendos para el ejercicio 2010 que fue expuesta en la pasada junta
ordinaria, celebrada con fecha 22 de abril de 2010. La modificación consiste en rebajar del 60% al 50%
el porcentaje de las utilidades líquidas a repartir del ejercicio 2010.
De conformidad con lo anteriormente expuesto el Directorio propondrá a la junta ordinaria de accionistas
de Endesa Chile, a celebrarse en abril de 2011, repartir un dividendo definitivo de $32,52693 por acción,
lo que representa un reparto total ascendente a Ch$266.777.897.101. A éste, habrá que descontar el
dividendo provisorio de $6,42895 por acción pagado en enero de 2011. En consecuencia, el monto a
repartir a los accionistas será de $26,09798 por acción de la compañía, el cual, de ser aprobado por la
junta ordinaria, será pagado en las fechas que ésta determine.
• Con fecha 08 de marzo de 2011, de conformidad a lo dispuesto en el artículo 63 de la Ley N° 18.046, se
informó que el Directorio de la Empresa Nacional de Electricidad S.A., acordó citar a Junta Ordinaria de
Accionistas para el día 26 de abril de 2011, a partir de las 11:30 horas, en el centro de convenciones Espacio
Riesco ubicado en Avda. El Salto N° 5000, Comuna de Huechuraba, Santiago.
La junta ordinaria conocerá y se pronunciará sobre las siguientes materias:
1. Aprobación de la Memoria, Balance, Estados Financieros, Informe de los Auditores Externos e
Inspectores de Cuentas correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2010;
2. Distribución de utilidades y reparto de dividendos;
3. Exposición respecto de la Política de Dividendos de la sociedad e información sobre los procedimientos
a ser utilizados en la distribución de los mismos;
4. Política de Inversiones y Financiamiento propuesta por el Directorio;
5. Fijación de la remuneración del Directorio;
6.
Fijación de la remuneración del Comité de Directores y determinación de su presupuesto para el
ejercicio 2011;
Informe del Comité de Directores;
7.
8. Designación de una empresa de auditoría externa, regida por el Título XXVIII de la Ley de Mercado
de Valores, para el ejercicio 2011;
9. Elección de dos Inspectores de Cuentas titulares y de dos suplentes y determinación de su
remuneración;
10. Información sobre acuerdos adoptados por el Directorio para aprobar operaciones con partes
relacionadas, conforme al artículo 147 de la Ley de Sociedades Anónimas;
11. Otras materias de interés social y de competencia de la Junta.
• Con fecha 15 de abril de 2011, Empresa Nacional de Electricidad S.A. ha interpuesto demanda de
indemnización de perjuicio arbitral en contra de CMPC Celulosa S.A., por la suma de $41.864.543.390.-
(€61.384.961) más intereses corrientes, por los perjuicios derivados de los consumos de la planta de clorato
de propiedad de Erco (Chile) Limitada, contratista de CMPC Celulosa S.A. por el periodo comprendido
entre diciembre de 2006 y junio de 2009.
El antecedente previo de esta demanda ante el Tribunal Arbitral integrado por el señor Urbano Marín
Vallejo (Presidente), señora Olga Feliz Segovia y Andrés Jana Linetzky, lo constituye la sentencia arbitral
firme y ejecutoriada recaída en el arbitraje “Empresa Nacional de Electricidad S.A. con CMPC Celulosa
S.A. dictada con fecha 27 de marzo de 2009 ante el Tribunal Arbitral compuesto por los señores Luis
Morand Valdivieso (Presidente), Víctor Vial del Río y Antonio Bascuñán Valdés.
330
Enersis
Memoria Anual 2011
El referido juicio arbitral tuvo su origen en las divergencias ocurridas durante la vigencia del contrato
de suministro eléctrico que Endesa Chile suscribió con CMPC Celulosa S.A. al adjudicarse la licitación
convocada por CMPC Celulosa S.A. para el suministro eléctrico para la totalidad de sus plantas Santa
Fe, Inforsa, Laja y Pacífico. Este contrato se suscribió el 31 de mayo de 2003, iniciándose el suministro
en enero de 2004.
Como consecuencia de haber advertido Endesa Chile que a partir fundamentalmente del año 2006 el
consumo real del cliente libre aumentó considerablemente a aquel proyectado en sus propias Bases de
Licitación, inició un proceso de negociaciones con el cliente para lograr un acuerdo respecto a dichos
mayores consumos. Al no haberse alcanzado acuerdos en dichas negociaciones, Endesa Chile decidió
someter estas diferencias al proceso de arbitraje establecido en el contrato.
El fallo arbitral de 2009 dictaminó en lo medular lo siguiente en su parte resolutiva:
(1) Acogió la demanda de Endesa Chile y se determinó que no tiene obligación de suministrar los consumos
para la planta de clorato de propiedad de ERCO (Chile) Limitada.
(2) Acogió la reserva de derechos pedida por Endesa Chile para cobrar perjuicios por los consumos de ERCO
(Chile) Limitada, determinándose que puede cobrar los perjuicios sufridos a partir de la notificación de
la demanda.
(3) Acogió la demanda de Endesa Chile estableciéndose la obligación de Celulosa de aperar sus unidades
de generación propia a plena capacidad.
Una vez ejecutoriado el fallo arbitral por sentencia de la Exma. Corte Suprema en el año 2010, Endesa
Chile procedió a iniciar las gestiones para iniciar un nuevo juicio arbitral, esta vez para la determinación del
monto de los perjuicios reconocidos en la sentencia arbitral anterior, nuevo juicio que se inicia en el periodo
de discusión con la interposición de la demanda de indemnización de perjuicios.
• Con fecha 27 de abril de 2011, de conformidad con lo establecido en los artículos 9° y 10° de la Ley N°
18.045, y lo previsto en la Norma de Carácter General N° 30 de la Superintendencia de Valores y Seguros,
se informa como hecho esencial, que en Junta Ordinaria de Accionistas celebrada el día 26 de abril de
2011, se ha acordado distribuir un dividendo mínimo obligatorio (parcialmente integrado por el dividendo
provisorio N° 49 de $6,42895 por acción) y un dividendo adicional que asciende a un total de $32,52693
por acción. Atendido que el mencionado dividendo provisorio N° 49 ya fue pagado, se procederá a distribuir
y pagar el remanente del dividendo definitivo N° 50 ascendente a $26,09798 por acción.
• Con fecha 6 de octubre de 2011, la SVS dictó la Resolución Exenta Nº 545 y aplicó sanción de multa
a los Directores de Pehuenche que participaron en la aprobación del contrato de Energía y Potencia
suscrito entre Pehuenche S.A. y su Matriz Endesa con fecha 19 de noviembre 2007.
Las multas que se aplicaron fueron las siguientes:
(1) A los directores que no integraban el comité de Directores se les sancionó por no haber verificado
que el contrato de venta de Energía y Potencia suscrito entre Empresa Eléctrica Pehuenche S.A. y
su matriz Endesa con fecha 19 de noviembre de 2007, se celebraba en condiciones de equidad que
prevalecen habitualmente en el mercado; y por haber aprobado el Acta de Sesión de Directorio en la
cual se consignaba que se había dado lectura al Informe del Comité de Directores, en circunstancias
que únicamente se había dado lectura al Acta de Sesión de éste. Las multas ascendieron a UF 300
para cada uno de ellos.
(2) A los Directores que integraban el Comité de Directores de la sociedad a la fecha de celebración
del mentado contrato, se les sancionó por lo anterior y por no haber evacuado el informe a que se
refiere la norma. Se aplicó a cada uno de ellos una multa ascendente a UF 400.
Todo esto por las infracciones supuestamente cometidas.
Los Directores han deducido recurso de reclamación ante el Juzgado Civil competente, previa consignación
del 25% del monto total de la multa en la Tesorería General de la República. En consecuencia, las
multas y sus fundamentos están cuestionadas ante la Justicia Ordinaria, la que conoce del reclamo de
los Directores, en procedimiento sumario, quienes han solicitado su absolución.
331
Memoria Anual 2011
Análisis razonado y hechos relevantes consolidados
• Con fecha 25 de octubre de 2011, de conformidad con lo establecido en los artículos 9° y 10° de la Ley
de Mercado de Valores, y lo previsto en la Norma de Carácter General N° 30 de la Superintendencia de
Valores y Seguros, se informó el siguiente hecho esencial:
Con fecha 24 de octubre de 2011 fue dictado el fallo arbitral recaído en el arbitraje tramitado ante el
juez árbitro señor Arnaldo Gorziglia por demanda interpuesta por la sociedad Inversiones Tricahue S.A.
en contra de Empresa Nacional de Electricidad S.A., Empresa Eléctrica Pehuenche S.A. y los directores
de esta última sociedad que lo eran al mes de noviembre de 2007.
El fallo arbitral rechazó la demanda principal consistente en la solicitud de dejar sin efecto, anular o resolver
el contrato de suministro de energía y potencia, celebrado entre Empresa Eléctrica de Pehuenche S.A.
y Empresa Nacional de Electricidad S.A. con fecha 19 de noviembre de 2007 y acogió la demanda
subsidiaria de indemnización de perjuicios en contra de los demandados, ordenando el pago de la suma
de US$6.547.000.- por parte de los demandados a Inversiones Tricahue S.A.
La compañía procederá a analizar el fallo arbitral para la eventual interposición de los recursos que
procedan.
• Con fecha 30 de noviembre de 2011, de conformidad con lo establecido en los artículos 9° y 10° inciso
2° de la Ley N° 18.045, y lo previsto en la Norma de Carácter General N° 30 de la Superintendencia de
Valores y Seguros, se informa como hecho esencial que, en su sesión celebrada el día de hoy, el Directorio
de Empresa Nacional de Electricidad S.A., acordó repartir con fecha 19 de enero de 2012, un dividendo
provisorio de $5,08439 por acción, con cargo a los resultados del ejercicio 2011, correspondiente al
15% de las utilidades líquidas calculadas al 30.09.2011, de conformidad con la política de dividendos
de la compañía vigente en la materia.
4. Pehuenche
• Con fecha 01 de Marzo de 2011, se informó que el Directorio de la compañía, en su sesión celebrada el día
28 de febrero de 2011, acordó de conformidad con la actual Política de Dividendos aprobada, proponer a la
Junta Ordinaria de Accionistas de la sociedad, que tendrá lugar el primer cuatrimestre de este año, el pago
del saldo del dividendo definitivo, por un monto de $105,768475 por acción.
Con esta proposición se estaría distribuyendo el 100% de la utilidad líquida del ejercicio terminado al 31
de diciembre de 2010, con lo cual se da pleno cumplimiento a la Política de Dividendos informada por el
Directorio a la Junta Ordinaria de Accionistas celebrada el 21 de abril de 2010.
• Con fecha 03 de marzo de 2011, de conformidad a lo dispuesto en el artículo 63 de la Ley N° 18.046,
se informó que el Directorio de la Empresa Eléctrica Pehuenche S.A., acordó citar a Junta Ordinaria de
Accionistas para el día 18 de abril de 2011, a partir de las 12:00 hrs., en el Salón Auditórium del Edificio
Endesa, ubicado en Avda. Santa Rosa N° 76, entrepiso, comuna y ciudad de Santiago.
La junta ordinaria conocerá y se pronunciará sobre las siguientes materias:
1. Aprobación de la Memoria, Balance, Estados Financieros e Informe de los Auditores Externos
correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2010;
2. Distribución de utilidades y reparto de dividendos;
3. Exposición respecto de la Política de Dividendos de la sociedad e información sobre los procedimientos
a ser utilizados en la distribución de los mismos;
4. Elección de Directorio de la sociedad;
5. Designación de una empresa de auditoría externa, regida por el Título XXVIII de la Ley de Mercado
6.
de Valores, para el ejercicio 2011.
Información sobre acuerdos adoptados por el Directorio para aprobar operaciones con partes
relacionadas, conforme al artículo 147 de la Ley de Sociedades Anónimas.
7. Otras materias de interés social y de competencia de la Junta.
332
Enersis
Memoria Anual 2011
• Con fecha 08 de marzo de 2011, de conformidad a lo dispuesto en el artículo 63 de la Ley N° 18.046,
se informó que el Directorio de la Empresa Eléctrica Pehuenche S.A., acordó citar a Junta Extraordinaria
de Accionistas para el día 18 de abril de 2011, en el Salón Auditórium del Edificio Endesa, ubicado en
Avda. Santa Rosa N° 76, entrepiso, comuna y ciudad de Santiago, a celebrarse antes de la realización
de la Junta Ordinaria de Accionistas.
La Junta Extraordinaria tendrá por objeto conocer y pronunciarse sobre las siguientes materias:
1. Modificar el artículo 7° de los estatutos sociales a fin de disminuir el número de directores de siete
a cinco.
2. Adoptar todos los acuerdos que fueren necesarios para cumplir y llevar a efecto debidamente la
reforma estatutaria que se indica en el número anterior.
• Con fecha 19 de abril de 2010, la sociedad informó que la Junta Ordinaria de Accionistas de la compañía,
celebrada con fecha 18 de abril de 2011, aprobó el reparto del saldo de dividendo definitivo, por un
monto de $105,768475 por acción, con cargo a la utilidad del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
2010. Dicho saldo de dividendo se pagará a partir del día 28 de abril del año en curso a los accionistas
de la compañía inscritos en el Registro de Accionistas el quinto día hábil anterior a la fecha establecida
para el pago.
También, con motivo de la Junta Ordinaria de Accionistas se realizó elección de Directorio, siendo designados
los señores Alan Fischer Hill, Daniel Bortnik Ventura, Pedro Gatica Kerr, Humberto Espejo Paluz y Alejandro
García Chacón.
• Con fecha 30 de Junio de 2011, se informó que el Directorio de la compañía, en su sesión celebrada
el día 29 de Junio de 2011, aprobó el reparto de un Primer Dividendo Provisorio correspondiente al
ejercicio 2011, por un monto de $20,94 por acción. Dicho dividendo, se pagará a partir del día 27 de
julio de 2011 a los accionistas inscritos en el Registro de Accionistas el quinto día hábil anterior a la
fecha señalada.
• Con fecha 30 de Septiembre de 2011, se informó que el Directorio de la compañía, en su sesión celebrada
el día 29 de Septiembre de 2011, aprobó el reparto de un Segundo Dividendo Provisorio correspondiente
al ejercicio 2011, por un monto de $29,37 por acción. Dicho dividendo se pagará a partir del día 26 de
Octubre de 2011 a los accionistas inscritos en el Registro de Accionistas el quinto día hábil anterior a la
fecha señalada.
• Con fecha 24 de octubre de 2011, don Arnaldo Gorziglia Balbi dictó sentencia en juicio arbitral que tuvo
por objeto resolver diferencias y dificultades surgidas entre INVERSIONES TRICAHUE S.A. en su calidad
de accionista de EMPRESA ELECTRICA PEHUENCHE S.A., con las personas que se desempeñaban como
Directores de ésta, con la matriz ENDESA y con la propia EMPRESA ELECTRICA PEHUENCHE S.A.
El juez árbitro resolvió no dar lugar a la petición principal de la parte demandante de anular o dejar sin
efecto el contrato de suministro de potencia y energía existente entre PEHUENCHE y ENDESA, de fecha
19 de noviembre de 2007 y acoger la demanda indemnizatoria subsidiaria promovida por INVERSIONES
TRICAHUE S.A.
El juez resolvió que el perjuicio por la demandante INVERSIONES TRICAHUE S.A., era de US$6.547.500,
que debía ser pagado solidariamente por todos los demandados.
Pehuenche fue notificada del fallo, e interpuso recurso de queja en contra del árbitro y recurso de
casación en la forma en contra de la sentencia. Ambos recursos se verán conjuntamente. El recurso de
casación en la forma fue admitido a tramitación, y también se ordenó que el demandante rinda fianza
hasta por la suma de US$6.547.500.- para el caso que quisiere cobrar dicha suma antes que se dicte
sentencia en el recurso de casación, puesto que de este modo, PEHUENCHE tendrá garantía que se le
restituirá lo pagado, en caso que el recurso de casación en la forma sea acogido, se anule la sentencia,
y cese la obligación de pago consiguiente.
333
Memoria Anual 2011
Análisis razonado y hechos relevantes consolidados
• Con fecha 16 de diciembre de 2011, se informó que el Directorio de la compañía, en su sesión celebrada
el día 14 de diciembre de 2011, aprobó el reparto de un tercer dividendo provisorio correspondiente al
ejercicio 2011, por un monto de $66,25 por acción. Dicho dividendo, se pagará a partir del día 25 de
enero de 2012 a los accionistas inscritos en el Registro de Accionistas el quinto día hábil anterior a la
fecha señalada.
La publicación del aviso correspondiente se efectuará el día 16 de enero de 2012, en el diario El Mercurio
de Santiago.
• Con fecha 29 de diciembre de 2011 se han presentado dos solicitudes de arbitraje, una en el 22do Juzgado
Civil respecto de los directores y otra en el 16to juzgado respecto de Endesa Chile y Pehuenche. Los
demandantes son Asesorías e Inversiones Ilihue S.A. (José Cox Donoso), Inversiones Ultima Esperanza S.A.
e Inversiones Firmeza S.A. (Ricardo Bachelet Artigues), e Inversiones y Asesorías Iculpe Ltda. (Ignacio y
Agustín Guerrero Gutiérrez).
Se trata de una solicitud de designación de arbitro arbitrador, por parte de los solicitantes, para el
conocimiento y resolución de controversias con los 6 directores de Pehuenche en funciones al 19 de
noviembre de 2007, fundada en el hecho que son accionistas de Pehuenche, y que conforme a los
estatutos de la sociedad, cualquier controversia entre los accionistas, la sociedad y los administradores,
será resuelta por un árbitro arbitrador. La solicitud de arbitraje la solicitan con motivo de la celebración
del contrato de suministro de potencia y energía de Pehuenche a Endesa Chile de 19 de noviembre de
2007, por el cual aducen haber experimentado perjuicios, por cuyo motivo fundamentan la designación
del árbitro arbitrador.
Por último en la solicitud ante el 22do Juzgado Civil de Santiago, se amplió la petición de designación
de árbitro arbitrador también respecto de Endesa Chile y Pehuenche, de modo que hoy existe un solo
procedimiento de designación de juez arbitral.
5. CIEN
• Con fecha 19 de abril de 2011, CIEN firmó en la oficina de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica
(ANEEL), en Brasilia, el Contrato de Prestación del Servicio de Transmisión con el Operador Nacional
del Sistema Eléctrico (ONS), lo que le permite recibir a partir de esta fecha una Remuneración Anual
Permitida (RAP) como Transmisora de Energía Eléctrica del Sistema Eléctrico de Brasil. De esta forma se
completa con éxito el cambio de modelo de negocio en CIEN que hemos venido informando y que se
hace referencia en la Nota 15.d.vii).
Estados
financieros
resumidos de
empresas filiales
336
Enersis
Memoria Anual 2011
Balances generales resumidos por filial
Chilectra
Synapsis
IM Velasco
Cam
ICT
Distrilima
Edesur
Endesa Chile
Codensa
Endesa Brasil
2011
2010
2011
2010
2011
2010
2011
2010
2011
2010
2011
2010
2011
2010
2011
2010
2011
2010
2011
2010
Activos
Activos corrientes
Activos no corrientes
Total activos
Patrimonio neto y pasivos
Pasivos corrientes
Pasivos no corrientes
Patrimonio neto
193.667.154
308.282.584
1.116.514.950
1.153.691.583
1.310.182.104
1.461.974.167
196.759.945
171.286.364
52.473.555
196.967.970
1.060.948.604
1.093.719.833
Patrimonio atribuible a los propietarios de la controladora
1.060.945.511
1.093.717.171
Participaciones no controladoras
Total patrimonio neto y pasivos
3.093
2.662
1.310.182.104
1.461.974.167
-
-
-
-
-
-
-
-
-
27.547.119
30.451.690
32.323.759
10.385.607
37.932.726
36.347.961
66.799.651
35.782.164
68.105.923
15.618.790
1.915.098
20.398.838
19.877.774
521.064
37.932.726
3.801.501
675.754
62.322.396
35.680.592
26.641.804
66.799.651
3.422.178
1.623.485
63.060.260
34.819.876
28.240.384
68.105.923
-
-
-
-
-
-
-
-
-
71.769.555
25.904.845
97.674.400
45.136.731
6.707.851
45.829.818
45.792.157
37.661
97.674.400
4.077.868
73.305.844
76.808.391
84.947.442
110.182.639
960.055.320
793.026.723
239.448.013
255.980.239
711.159.450
799.250.363
233.684
434.005.821
356.670.398
272.099.510
320.842.717
5.601.957.796
5.241.845.082
960.707.757
885.875.047
2.554.157.698
2.469.692.998
4.311.552
507.311.665
433.478.789
357.046.952
431.025.356
6.562.013.116
6.034.871.805
1.200.155.770
1.141.855.286
3.265.317.148
3.268.943.361
3.372.931
103.699.413
78.464.053
310.638.397
226.189.613
937.229.278
960.989.752
302.355.437
269.331.660
649.588.123
748.074.888
456.919
481.702
481.702
210.609.245
205.177.295
41.497.104
40.238.648
2.183.644.264
1.969.054.861
397.178.370
392.279.990
929.712.165
867.490.180
193.003.007
149.837.441
99.783.236
93.219.771
77.618.165
72.219.276
4.911.451
4.911.451
-
164.597.095
3.441.139.574
3.104.827.192
500.621.963
480.243.636
1.686.016.860
1.653.378.293
164.597.095
2.558.537.998
2.376.486.878
495.650.864
476.201.237
1.192.214.064
1.184.081.767
-
882.601.576
728.340.314
4.971.099
4.042.399
493.802.796
469.296.526
3.683.177
4.311.552
507.311.665
433.478.789
357.046.952
431.025.356
6.562.013.116
6.034.871.805
1.200.155.770
1.141.855.286
3.265.317.148
3.268.943.361
Estados de resultados integrales resumidos por filial
Ingresos de actividades ordinarias
Otros ingresos por naturaleza
Total de ingresos
1.035.360.191
1.003.001.004
6.690.708
66.028.200
7.741.781
10.546.195
15.582.078
131.410.554
2.174.853
311.980.876
286.654.227
271.566.142
287.867.341
2.387.451.263
2.397.944.527
783.614.400
757.935.491
1.973.427.447
1.948.848.504
10.830.807
13.996.491
2.367
41.442
357.472
288.828
157.114
783.509
222.758
17.328.334
20.504.743
8.158.673
7.670.973
17.038.942
37.437.927
31.872.260
27.954.097
194.394.792
277.000.339
1.046.190.998
1.016.997.495
6.693.075
66.069.642
8.099.253
10.835.023
15.739.192
132.194.063
2.397.611
329.309.210
307.158.970
279.724.815
295.538.314
2.404.490.205
2.435.382.454
815.486.660
785.889.588
2.167.822.239
2.225.848.843
Materias primas y consumibles utilizados
(803.854.371)
(788.044.087)
(3.351.626)
(36.528.597)
(1.520.047)
(2.518.052)
(10.778.959)
(92.335.883)
(53.632)
(584.834)
(210.904.949)
(193.646.086)
(141.879.982)
(142.565.611)
(1.217.260.077)
(1.191.327.819)
(451.191.503)
(426.625.508)
(1.227.077.577)
(1.292.520.389)
Margen de contribución
242.336.627
228.953.408
3.341.449
29.541.045
6.579.206
8.316.971
4.960.233
39.858.180
6.066.282
1.812.777
118.404.261
113.512.884
137.844.833
152.972.703
1.187.230.128
1.244.054.635
364.295.157
359.264.080
940.744.662
933.328.454
Otros trabajos realizados por la entidad y capitalizados
2.776.876
2.524.049
-
-
-
-
-
-
2.211.736
2.058.678
12.146.533
8.296.765
10.597.856
10.126.628
4.309.814
3.734.991
18.130.297
18.128.254
(29.792.819)
(24.818.903)
(1.950.786)
(19.401.450)
(1.530.743)
(1.296.220)
(3.780.042)
(23.447.840)
(4.042.455)
(1.631.762)
(9.745.039)
(10.830.327)
(87.034.352)
(63.168.597)
(80.389.456)
(80.066.349)
(33.383.134)
(30.266.521)
(110.196.219)
(103.250.507)
(25.533.034)
(24.622.792)
(510.980)
(7.483.169)
(9.250.045)
(5.539.943)
(4.674)
77.915
(273.392)
3.321.687
(297.687)
3.239.877
(357.389)
(11.140)
(2.066.081)
(712.025)
(2.786)
(20.838.624)
(20.685.044)
(13.804.113)
(14.796.493)
(176.447.100)
(179.007.900)
(63.992.442)
(61.869.543)
(125.086.661)
(142.719.200)
(1.614.116)
(774.754)
(107.632.541)
(1.771.126)
(9.472.766)
(706.125)
(463.858)
(2.530.681)
(6.898.659)
(84.774.798)
Gastos por beneficios a los empleados
Gastos por depreciación y amortización
Reversión de pérdidas por deterioro de valor (pérdidas por deterioro
de valor)
Otros gastos por naturaleza
Resultado de explotación
Otras ganancias (pérdidas)
Ingresos financieros
Costos financieros
Participación en las ganancias (pérdida) de asociadas que se
contabilicen utilizando el método de la participación
Diferencias de cambio
Resultados por unidades de reajuste
Ganancia (pérdida) antes de impuesto
(Gasto) ingreso por impuesto a las ganancias
Ganancia (pérdida) procedente de operaciones continuadas
110.790.945
150.917.753
Ganancia (pérdida) procedente de operaciones discontinuadas
-
-
(60.852.918)
(64.729.067)
119.684.687
111.766.752
(4.305)
(3.349)
15.874.126
10.576.373
(4.383.448)
(8.048.514)
14.077.362
60.117.034
(884.732)
42.067
(211.551)
153.805
144.405.757
174.350.550
(33.614.812)
(23.432.797)
(738.275)
136.734
-
40.041
(59.981)
34
29.514
-
146.342
(16.819)
129.523
-
(5.807.464)
(3.073.123)
(118.994)
264.180
(1.113.645)
198
181.042
(480)
(2.393.712)
(2.064.675)
(2.251.128)
(14.363.023)
5.703.046
7.898.266
(1.439.466)
(730.789)
508.194
962.816
(101.836)
20.142
494
66.323
436.380
550.470
(20.163)
(34.432)
1.141
76.430
-
86.695
1.795
743.474
(303.270)
(2.152.624)
-
-
101.109
13.337
179.493
72.591
(3.860.822)
7.159.179
8.908.092
(1.541.595)
(1.886.060)
(325.508)
(896.797)
(1.091.872)
233.611
72.547
(4.186.330)
6.262.382
7.816.220
(1.307.984)
(1.813.513)
-
-
-
-
-
(1.059.750)
(262.289)
(18.531.292)
(18.349.605)
(78.690.268)
(77.589.301)
(143.548.052)
(103.677.256)
(85.303.430)
(61.109.969)
(161.269.424)
(162.819.132)
961.291
(81.274)
69.886.926
64.931.832
(137.169.908)
3.943.951
787.970.610
890.723.633
185.462.107
207.222.357
555.423.996
457.893.071
(8.420)
(21.095)
2.010.780
1.894.099
23.169
1.856.356
1.621.266
6.538.668
9.324.258
28.039.261
10.083.190
171.883.165
130.698.904
(300.995)
5.531.446
1.389.720
9.289.334
(87.413)
(14.115.362)
(12.549.137)
(15.352.367)
(16.070.345)
(137.535.382)
(142.256.150)
(37.469.524)
(35.637.190)
(225.561.178)
(191.832.046)
468
911
123.033.273
91.673.758
187.863
37.142
823.698
547.276
(6.466.655)
15.618.964
24.531
(104.317)
14.340.169
(2.092.696)
57.807.363
54.020.008
(145.159.441)
(2.253.949)
791.719.215
864.574.799
153.247.565
182.159.904
516.086.152
394.690.402
(16.518.294)
(18.812.437)
(12.248.134)
635.038
(210.564.505)
(179.964.192)
(62.216.531)
(56.459.150)
(128.503.087)
(67.395.323)
41.289.069
35.207.571
(157.407.575)
(1.618.911)
581.154.710
684.610.607
91.031.034
125.700.754
387.583.065
327.295.079
(5.332.672)
(3.162.695)
-
-
-
-
-
-
-
-
1.709
(4.205)
-
9
-
(83.761)
64.679
(19.082)
10.546
884.424
(269.370)
615.054
-
-
-
-
Ganancia (pérdida)
Ganancia (pérdida) atribuible a
110.790.945
150.917.753
129.523
(4.186.330)
6.262.382
7.816.220
(1.307.984)
(1.813.513)
615.054
(19.082)
41.289.069
35.207.571
(157.407.575)
(1.618.911)
581.154.710
684.610.607
91.031.034
125.700.754
387.583.065
327.295.079
Ganancia (pérdida) atribuible a los propietarios de la controladora
110.790.514
150.948.050
Ganancia (pérdida) atribuible a participaciones no controladoras
431
302
Ganancia (pérdida)
110.790.945
150.948.352
127.204
2.319
129.523
(4.205.761)
19.431
(4.186.330)
4.679.671
1.582.711
6.262.382
5.595.574
2.220.646
7.816.220
(1.304.422)
(1.759.128)
(3.562)
(54.385)
(1.307.984)
(1.813.513)
615.054
(19.082)
21.337.723
18.187.969
(157.407.575)
(1.618.911)
446.874.043
533.555.794
90.461.846
124.802.668
285.159.261
224.154.924
615.054
(19.082)
41.289.069
35.207.571
(157.407.575)
(1.618.911)
581.154.710
684.610.607
91.031.034
125.700.754
387.583.065
327.295.079
19.951.346
17.019.602
134.280.667
151.054.813
569.188
898.086
102.423.804
103.140.155
Estado de otros resultados integrales:
Otros ingresos y gastos con cargo o abono en el patrimonio neto
(12.552.871)
(29.661.899)
Total resultado de ingresos y gastos integrales
98.238.074
121.286.453
Resultado integral atribuible a los propietarios de la controladora
98.237.643
121.286.151
Resultado integral atribuible a participaciones no controladoras
431
302
Total resultado de ingresos y gastos integrales
98.238.074
121.286.453
41.476
(4.144.854)
(4.164.285)
19.431
(4.144.854)
49.963
6.312.345
4.729.634
1.582.711
6.312.345
26.769
7.842.989
5.622.101
2.220.888
7.842.989
Estado de cambios en el patrimonio neto
Capital emitido
Ganancias (perdidas) acumuladas
Primas de emisión
Otras reservas
367.928.682
367.928.682
978.146.893
998.431.191
566.302
566.302
3.943.580
18.679.450
-
25.916.800
19.412.771
-
25.916.800
18.553.488
-
(285.696.366)
(273.209.004)
(2.745.256)
(9.648.979)
(9.650.412)
Patrimonio atribuible a los propietarios de la controladora
1.060.945.511
1.093.717.171
Participaciones no controladoras
Total patrimonio neto
3.093
2.662
1.060.948.604
1.093.719.833
19.877.774
521.064
20.398.838
35.680.592
26.641.804
62.322.396
34.819.876
28.240.384
63.060.260
(589.482)
(2.402.995)
(2.339.855)
(63.140)
(2.402.995)
2.572.038
59.328.371
-
(16.108.252)
45.792.157
37.661
45.829.818
Estados de flujos de efectivo resumidos por filial
Flujos de efectivo netos de (utilizados en) actividades de operación
197.803.542
145.181.978
(355.753)
10.924.401
Flujos de efectivo netos de (utilizados en) actividades de inversión
(132.021.503)
14.624.865
2.435.474
Flujos de efectivo netos de (utilizados en) actividades de
financiación
(146.021.393)
(70.908.087)
(27.083)
(6.249.529)
(2.152.974)
3.508.531
1.856.223
(3.150.000)
3.599.257
(1.441.169)
(2.150.550)
7.631.142
(46.171)
(252.899)
8.272.471
(1.149.429)
(7.684.616)
(90.129)
524.925
524.925
784
(18.298)
(18.298)
41.791.618
21.597.460
20.194.158
502.549
(7.345.419)
(1.413.291)
(22.156.639)
57.548.795
(40.031.369)
2.136.221
2.180.172
(44.317.885)
(86.901.887)
27.862.152
(158.820.866)
(23.775.550)
638.703.505
644.579.238
93.167.255
127.880.926
343.265.180
240.393.192
14.492.580
(158.820.866)
(23.775.550)
425.287.567
499.510.421
92.647.514
127.080.341
268.841.528
168.810.333
13.369.572
-
213.415.938
145.068.817
519.741
800.585
74.423.652
71.582.859
524.925
(18.298)
41.791.618
27.862.152
(158.820.866)
(23.775.550)
638.703.505
644.579.238
93.167.255
127.880.926
343.265.180
240.393.192
500.000
506.627
500.000
(18.298)
32.841.625
32.841.625
135.477.599
135.477.599
1.331.714.085
1.331.714.085
3.934.010
3.934.010
226.099.641
226.099.641
1.623.660
25.300.513
(92.338.025)
65.200.918
1.636.787.539
1.442.314.476
(2.694.357)
123.200.147
365.294.368
17.373.121
1.006.627
481.702
4.911.451
164.597.096
2.558.537.998
2.376.486.878
495.650.865
476.201.237
1.192.214.064
1.184.081.767
1.006.627
481.702
193.003.007
149.837.441
4.911.451
164.597.096
3.441.139.574
3.104.827.192
500.621.963
480.243.636
1.686.016.860
1.653.378.293
882.601.576
728.340.314
4.971.098
4.042.399
493.802.796
469.296.526
65.317.951
99.783.236
93.219.771
77.618.165
72.219.276
19.476.027
(38.228.123)
(36.081.421)
(615.972.183)
(603.550.240)
490.440.208
349.067.080
(237.632.712)
940.609.005
206.008.557
206.008.557
3.971.004
-
838.452.767
421.031
(42.048)
(378.813)
(1.402.392)
54.671.552
63.622.889
35.565.398
91.143.636
685.106.134
855.694.121
236.147.422
208.631.668
257.490.993
475.979.401
(38.362.586)
(31.541.579)
(81.580.645)
(58.350.279)
(195.025.930)
(416.493.151)
(79.769.437)
(117.143.354)
(179.824.241)
(228.890.675)
1.402.392
(35.345.099)
(11.151.423)
17.473.730
(10.306.994)
(416.554.588)
(547.890.436)
(122.083.407)
(238.038.033)
(133.410.930)
(267.394.924)
Flujo neto positivo (negativo) del período
(80.239.354)
88.898.756
2.052.638
2.521.898
2.214.754
7.538
7.332.072
89.531
(561.574)
(767.703)
170
(19.036.133)
20.929.887
(28.541.517)
22.486.363
73.525.616
(108.689.466)
34.294.578
(146.549.719)
(55.744.178)
(20.306.198)
1.533.813
(2.036.120)
4.313.885
(5.321.104)
14.486.809
(4.479.612)
21.311.853
(9.221.751)
24.431.594
(39.989.960)
(1)
-
(10.525)
(144.988)
(1.593.531)
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
708
1.319
-
-
106.822.082
17.933.851
5.563.617
4.635.250
21.474
13.936
3.931.564
5.260.841
26.792.493
7.898.726
45.328.399
28.163.140
333.269.859
446.438.229
76.385.966
232.157.435
310.038.487
370.334.645
26.582.727
106.822.082
7.471.267
5.563.617
2.236.228
21.474
11.353.167
3.931.564
170
9.290.173
26.792.493
21.100.767
45.328.399
421.282.284
333.269.859
131.993.716
76.385.965
278.725.903
310.038.487
Efectos de las variaciones en las tasas de cambio sobre el efectivo y
equivalentes al efectivo
Efecto de los cambios del alcance de la consolidación en efectivo y
equivalentes al efectivo
Efectivo y equivalentes al efectivo, estado de flujos de
efectivo, saldo inicial
Efectivo y equivalentes al efectivo, estado de flujos de
efectivo, saldo final
3.386.984
296.193
3.683.177
2.119.237
557.313
1.006.627
1.006.627
5.897.820
222.094
6.119.914
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
337
Memoria Anual 2011
Estados financieros resumidos de empresas filiales
Balances generales resumidos por filial
Chilectra
Synapsis
IM Velasco
Cam
ICT
Distrilima
Edesur
Endesa Chile
Codensa
Endesa Brasil
2011
2010
2011
2010
2011
2010
2011
2010
2011
2010
2011
2010
2011
2010
2011
2010
2011
2010
2011
2010
193.667.154
308.282.584
27.547.119
30.451.690
32.323.759
1.116.514.950
1.153.691.583
1.310.182.104
1.461.974.167
10.385.607
37.932.726
36.347.961
66.799.651
35.782.164
68.105.923
196.759.945
171.286.364
52.473.555
196.967.970
1.060.948.604
1.093.719.833
3.093
2.662
1.310.182.104
1.461.974.167
15.618.790
1.915.098
20.398.838
19.877.774
521.064
37.932.726
3.801.501
675.754
62.322.396
35.680.592
26.641.804
66.799.651
3.422.178
1.623.485
63.060.260
34.819.876
28.240.384
68.105.923
71.769.555
25.904.845
97.674.400
45.136.731
6.707.851
45.829.818
45.792.157
37.661
97.674.400
3.386.984
296.193
3.683.177
2.119.237
557.313
1.006.627
1.006.627
-
4.077.868
73.305.844
76.808.391
84.947.442
110.182.639
960.055.320
793.026.723
239.448.013
255.980.239
711.159.450
799.250.363
233.684
434.005.821
356.670.398
272.099.510
320.842.717
5.601.957.796
5.241.845.082
960.707.757
885.875.047
2.554.157.698
2.469.692.998
4.311.552
507.311.665
433.478.789
357.046.952
431.025.356
6.562.013.116
6.034.871.805
1.200.155.770
1.141.855.286
3.265.317.148
3.268.943.361
3.372.931
103.699.413
78.464.053
310.638.397
226.189.613
937.229.278
960.989.752
302.355.437
269.331.660
649.588.123
748.074.888
456.919
481.702
481.702
-
210.609.245
205.177.295
41.497.104
40.238.648
2.183.644.264
1.969.054.861
397.178.370
392.279.990
929.712.165
867.490.180
193.003.007
149.837.441
99.783.236
93.219.771
77.618.165
72.219.276
4.911.451
4.911.451
-
164.597.095
3.441.139.574
3.104.827.192
500.621.963
480.243.636
1.686.016.860
1.653.378.293
164.597.095
2.558.537.998
2.376.486.878
495.650.864
476.201.237
1.192.214.064
1.184.081.767
-
882.601.576
728.340.314
4.971.099
4.042.399
493.802.796
469.296.526
3.683.177
4.311.552
507.311.665
433.478.789
357.046.952
431.025.356
6.562.013.116
6.034.871.805
1.200.155.770
1.141.855.286
3.265.317.148
3.268.943.361
Patrimonio atribuible a los propietarios de la controladora
1.060.945.511
1.093.717.171
1.035.360.191
1.003.001.004
6.690.708
66.028.200
7.741.781
10.546.195
15.582.078
131.410.554
10.830.807
13.996.491
2.367
41.442
357.472
288.828
157.114
783.509
1.046.190.998
1.016.997.495
6.693.075
66.069.642
8.099.253
10.835.023
15.739.192
132.194.063
5.897.820
222.094
6.119.914
2.174.853
311.980.876
286.654.227
271.566.142
287.867.341
2.387.451.263
2.397.944.527
783.614.400
757.935.491
1.973.427.447
1.948.848.504
222.758
17.328.334
20.504.743
8.158.673
7.670.973
17.038.942
37.437.927
31.872.260
27.954.097
194.394.792
277.000.339
2.397.611
329.309.210
307.158.970
279.724.815
295.538.314
2.404.490.205
2.435.382.454
815.486.660
785.889.588
2.167.822.239
2.225.848.843
Materias primas y consumibles utilizados
(803.854.371)
(788.044.087)
(3.351.626)
(36.528.597)
(1.520.047)
(2.518.052)
(10.778.959)
(92.335.883)
(53.632)
(584.834)
(210.904.949)
(193.646.086)
(141.879.982)
(142.565.611)
(1.217.260.077)
(1.191.327.819)
(451.191.503)
(426.625.508)
(1.227.077.577)
(1.292.520.389)
Margen de contribución
242.336.627
228.953.408
3.341.449
29.541.045
6.579.206
8.316.971
4.960.233
39.858.180
6.066.282
1.812.777
118.404.261
113.512.884
137.844.833
152.972.703
1.187.230.128
1.244.054.635
364.295.157
359.264.080
940.744.662
933.328.454
Otros trabajos realizados por la entidad y capitalizados
2.776.876
2.524.049
-
-
-
-
-
2.211.736
2.058.678
12.146.533
8.296.765
10.597.856
10.126.628
4.309.814
3.734.991
18.130.297
18.128.254
Reversión de pérdidas por deterioro de valor (pérdidas por deterioro
(9.250.045)
(5.539.943)
(4.674)
77.915
(25.533.034)
(24.622.792)
(510.980)
(7.483.169)
(273.392)
3.321.687
(297.687)
3.239.877
(357.389)
(11.140)
(2.066.081)
(712.025)
(2.786)
-
-
-
(20.838.624)
(20.685.044)
(13.804.113)
(14.796.493)
(176.447.100)
(179.007.900)
(63.992.442)
(61.869.543)
(125.086.661)
(142.719.200)
(1.614.116)
(774.754)
(107.632.541)
(1.771.126)
(9.472.766)
(706.125)
(463.858)
(2.530.681)
(6.898.659)
(84.774.798)
(29.792.819)
(24.818.903)
(1.950.786)
(19.401.450)
(1.530.743)
(1.296.220)
(3.780.042)
(23.447.840)
(4.042.455)
(1.631.762)
(9.745.039)
(10.830.327)
(87.034.352)
(63.168.597)
(80.389.456)
(80.066.349)
(33.383.134)
(30.266.521)
(110.196.219)
(103.250.507)
(60.852.918)
(64.729.067)
119.684.687
111.766.752
(738.275)
136.734
(2.393.712)
(2.064.675)
(2.251.128)
(14.363.023)
5.703.046
7.898.266
(1.439.466)
(730.789)
(1.059.750)
(262.289)
(18.531.292)
(18.349.605)
(78.690.268)
(77.589.301)
(143.548.052)
(103.677.256)
(85.303.430)
(61.109.969)
(161.269.424)
(162.819.132)
961.291
(81.274)
69.886.926
64.931.832
(137.169.908)
3.943.951
787.970.610
890.723.633
185.462.107
207.222.357
555.423.996
457.893.071
-
-
(87.413)
-
10.546
-
884.424
(269.370)
615.054
-
-
1.709
(4.205)
-
9
-
(83.761)
64.679
(19.082)
-
(8.420)
(21.095)
-
-
2.010.780
1.894.099
1.856.356
1.621.266
6.538.668
9.324.258
28.039.261
10.083.190
(300.995)
5.531.446
1.389.720
9.289.334
-
23.169
171.883.165
130.698.904
(14.115.362)
(12.549.137)
(15.352.367)
(16.070.345)
(137.535.382)
(142.256.150)
(37.469.524)
(35.637.190)
(225.561.178)
(191.832.046)
-
-
468
911
123.033.273
91.673.758
-
-
-
-
187.863
-
37.142
-
823.698
547.276
(6.466.655)
15.618.964
24.531
(104.317)
14.340.169
(2.092.696)
-
-
(5.332.672)
(3.162.695)
-
-
-
-
57.807.363
54.020.008
(145.159.441)
(2.253.949)
791.719.215
864.574.799
153.247.565
182.159.904
516.086.152
394.690.402
(16.518.294)
(18.812.437)
(12.248.134)
635.038
(210.564.505)
(179.964.192)
(62.216.531)
(56.459.150)
(128.503.087)
(67.395.323)
41.289.069
35.207.571
(157.407.575)
(1.618.911)
581.154.710
684.610.607
91.031.034
125.700.754
387.583.065
327.295.079
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
110.790.945
150.917.753
129.523
(4.186.330)
6.262.382
7.816.220
(1.307.984)
(1.813.513)
615.054
(19.082)
41.289.069
35.207.571
(157.407.575)
(1.618.911)
581.154.710
684.610.607
91.031.034
125.700.754
387.583.065
327.295.079
Ganancia (pérdida) atribuible a los propietarios de la controladora
110.790.514
150.948.050
Ganancia (pérdida) atribuible a participaciones no controladoras
431
302
Ganancia (pérdida)
110.790.945
150.948.352
127.204
2.319
129.523
(4.205.761)
19.431
(4.186.330)
4.679.671
1.582.711
6.262.382
5.595.574
2.220.646
7.816.220
(1.304.422)
(1.759.128)
(3.562)
(54.385)
(1.307.984)
(1.813.513)
615.054
(19.082)
21.337.723
18.187.969
(157.407.575)
(1.618.911)
446.874.043
533.555.794
90.461.846
124.802.668
285.159.261
224.154.924
-
-
19.951.346
17.019.602
-
-
134.280.667
151.054.813
569.188
898.086
102.423.804
103.140.155
615.054
(19.082)
41.289.069
35.207.571
(157.407.575)
(1.618.911)
581.154.710
684.610.607
91.031.034
125.700.754
387.583.065
327.295.079
(90.129)
524.925
524.925
-
784
(18.298)
(18.298)
-
502.549
(7.345.419)
(1.413.291)
(22.156.639)
57.548.795
(40.031.369)
2.136.221
2.180.172
(44.317.885)
(86.901.887)
41.791.618
21.597.460
20.194.158
27.862.152
(158.820.866)
(23.775.550)
638.703.505
644.579.238
93.167.255
127.880.926
343.265.180
240.393.192
14.492.580
(158.820.866)
(23.775.550)
425.287.567
499.510.421
92.647.514
127.080.341
268.841.528
168.810.333
13.369.572
-
-
213.415.938
145.068.817
519.741
800.585
74.423.652
71.582.859
524.925
(18.298)
41.791.618
27.862.152
(158.820.866)
(23.775.550)
638.703.505
644.579.238
93.167.255
127.880.926
343.265.180
240.393.192
500.000
506.627
-
-
500.000
(18.298)
-
-
1.006.627
481.702
-
-
32.841.625
32.841.625
135.477.599
135.477.599
1.331.714.085
1.331.714.085
3.934.010
3.934.010
226.099.641
226.099.641
1.623.660
25.300.513
(92.338.025)
65.200.918
1.636.787.539
1.442.314.476
(2.694.357)
123.200.147
365.294.368
17.373.121
-
65.317.951
99.783.236
93.219.771
-
-
-
206.008.557
206.008.557
3.971.004
-
838.452.767
-
19.476.027
(38.228.123)
(36.081.421)
(615.972.183)
(603.550.240)
490.440.208
349.067.080
(237.632.712)
940.609.005
77.618.165
72.219.276
4.911.451
164.597.096
2.558.537.998
2.376.486.878
495.650.865
476.201.237
1.192.214.064
1.184.081.767
-
-
882.601.576
728.340.314
4.971.098
4.042.399
493.802.796
469.296.526
1.006.627
481.702
193.003.007
149.837.441
4.911.451
164.597.096
3.441.139.574
3.104.827.192
500.621.963
480.243.636
1.686.016.860
1.653.378.293
421.031
(42.048)
(378.813)
170
-
-
-
170
(1.402.392)
54.671.552
63.622.889
35.565.398
91.143.636
685.106.134
855.694.121
236.147.422
208.631.668
257.490.993
475.979.401
-
(38.362.586)
(31.541.579)
(81.580.645)
(58.350.279)
(195.025.930)
(416.493.151)
(79.769.437)
(117.143.354)
(179.824.241)
(228.890.675)
1.402.392
(35.345.099)
(11.151.423)
17.473.730
(10.306.994)
(416.554.588)
(547.890.436)
(122.083.407)
(238.038.033)
(133.410.930)
(267.394.924)
-
-
-
-
-
(19.036.133)
20.929.887
(28.541.517)
22.486.363
73.525.616
(108.689.466)
34.294.578
(146.549.719)
(55.744.178)
(20.306.198)
1.533.813
(2.036.120)
4.313.885
(5.321.104)
14.486.809
(4.479.612)
21.311.853
(9.221.751)
24.431.594
(39.989.960)
-
-
-
-
-
708
1.319
-
-
-
26.792.493
7.898.726
45.328.399
28.163.140
333.269.859
446.438.229
76.385.966
232.157.435
310.038.487
370.334.645
9.290.173
26.792.493
21.100.767
45.328.399
421.282.284
333.269.859
131.993.716
76.385.965
278.725.903
310.038.487
Activos
Activos corrientes
Activos no corrientes
Total activos
Patrimonio neto y pasivos
Pasivos corrientes
Pasivos no corrientes
Patrimonio neto
Participaciones no controladoras
Total patrimonio neto y pasivos
Estados de resultados integrales resumidos por filial
Ingresos de actividades ordinarias
Otros ingresos por naturaleza
Total de ingresos
Gastos por beneficios a los empleados
Gastos por depreciación y amortización
de valor)
Otros gastos por naturaleza
Resultado de explotación
Otras ganancias (pérdidas)
Ingresos financieros
Costos financieros
Diferencias de cambio
Resultados por unidades de reajuste
Ganancia (pérdida) antes de impuesto
(Gasto) ingreso por impuesto a las ganancias
Ganancia (pérdida)
Ganancia (pérdida) atribuible a
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Participación en las ganancias (pérdida) de asociadas que se
14.077.362
60.117.034
contabilicen utilizando el método de la participación
(4.305)
(3.349)
15.874.126
10.576.373
(4.383.448)
(8.048.514)
(884.732)
42.067
(211.551)
153.805
144.405.757
174.350.550
(33.614.812)
(23.432.797)
40.041
(59.981)
34
29.514
146.342
(16.819)
129.523
(5.807.464)
(3.073.123)
(118.994)
264.180
(1.113.645)
198
181.042
(480)
508.194
962.816
(101.836)
20.142
494
66.323
436.380
550.470
(20.163)
(34.432)
1.141
76.430
1.795
743.474
86.695
(303.270)
(2.152.624)
101.109
13.337
179.493
72.591
(3.860.822)
7.159.179
8.908.092
(1.541.595)
(1.886.060)
(325.508)
(896.797)
(1.091.872)
233.611
72.547
Ganancia (pérdida) procedente de operaciones continuadas
110.790.945
150.917.753
(4.186.330)
6.262.382
7.816.220
(1.307.984)
(1.813.513)
Ganancia (pérdida) procedente de operaciones discontinuadas
-
-
-
-
-
Estado de otros resultados integrales:
Otros ingresos y gastos con cargo o abono en el patrimonio neto
(12.552.871)
(29.661.899)
Total resultado de ingresos y gastos integrales
98.238.074
121.286.453
Resultado integral atribuible a los propietarios de la controladora
98.237.643
121.286.151
Resultado integral atribuible a participaciones no controladoras
431
302
Total resultado de ingresos y gastos integrales
98.238.074
121.286.453
41.476
(4.144.854)
(4.164.285)
19.431
(4.144.854)
49.963
6.312.345
4.729.634
1.582.711
6.312.345
26.769
7.842.989
5.622.101
2.220.888
7.842.989
Estado de cambios en el patrimonio neto
Capital emitido
Ganancias (perdidas) acumuladas
Primas de emisión
Otras reservas
367.928.682
367.928.682
978.146.893
998.431.191
566.302
566.302
3.943.580
18.679.450
25.916.800
19.412.771
25.916.800
18.553.488
Patrimonio atribuible a los propietarios de la controladora
1.060.945.511
1.093.717.171
Participaciones no controladoras
Total patrimonio neto
3.093
2.662
1.060.948.604
1.093.719.833
19.877.774
521.064
20.398.838
35.680.592
26.641.804
62.322.396
34.819.876
28.240.384
63.060.260
(285.696.366)
(273.209.004)
(2.745.256)
(9.648.979)
(9.650.412)
Estados de flujos de efectivo resumidos por filial
Flujos de efectivo netos de (utilizados en) actividades de operación
197.803.542
145.181.978
(355.753)
10.924.401
Flujos de efectivo netos de (utilizados en) actividades de inversión
(132.021.503)
14.624.865
2.435.474
Flujos de efectivo netos de (utilizados en) actividades de
(146.021.393)
(70.908.087)
(27.083)
(6.249.529)
(2.152.974)
3.508.531
1.856.223
(3.150.000)
3.599.257
(1.441.169)
(2.150.550)
7.631.142
(46.171)
(252.899)
8.272.471
(1.149.429)
(7.684.616)
financiación
equivalentes al efectivo
equivalentes al efectivo
efectivo, saldo inicial
efectivo, saldo final
Flujo neto positivo (negativo) del período
(80.239.354)
88.898.756
2.052.638
2.521.898
2.214.754
7.538
7.332.072
Efectos de las variaciones en las tasas de cambio sobre el efectivo y
(10.525)
(144.988)
(1.593.531)
Efecto de los cambios del alcance de la consolidación en efectivo y
-
-
(1)
-
(561.574)
(767.703)
89.531
-
Efectivo y equivalentes al efectivo, estado de flujos de
106.822.082
17.933.851
5.563.617
4.635.250
21.474
13.936
3.931.564
5.260.841
Efectivo y equivalentes al efectivo, estado de flujos de
26.582.727
106.822.082
7.471.267
5.563.617
2.236.228
21.474
11.353.167
3.931.564
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
(589.482)
(2.402.995)
(2.339.855)
(63.140)
(2.402.995)
2.572.038
59.328.371
(16.108.252)
45.792.157
37.661
45.829.818
338
Enersis
Memoria Anual 2011
Bolsa de Comercio de Santiago
ENERSIS
Bolsa de Nueva York
ENI
Bolsa de Madrid
XENI
Enersis S.A. se constituyó, inicialmente, bajo la razón social de Compañía Metropolitana de Distribución Eléctrica S.A.,
y el 1 de agosto de 1988 la sociedad pasó a denominarse Enersis S.A. Su capital social es de M$2.824.882.835,
representado por 32.651.166.465 acciones. Sus acciones cotizan en las bolsas chilenas, en la de Nueva York en forma
de American Depositary Receipts (ADR) y en la Bolsa de Valores Latinoamericanos de la Bolsa de Madrid (Latibex).
Su negocio principal es la explotación, desarrollo, operación, generación, distribución, transmisión, transformación
y/o venta de energía en cualquiera de sus formas o naturaleza, directamente o por intermedio de otras empresas,
como asimismo, la prestación de asesoramiento de ingeniería, en el país y en el extranjero, además de invertir y
administrar su inversión en sociedades filiales y coligadas.
Sus activos totales ascienden a M$13.733.870.752 al 31 de diciembre de 2011. Enersis controla y gestiona un grupo
de empresas que opera en los mercados eléctricos de cinco países en Latinoamérica (Argentina, Brasil, Chile, Colombia
y Perú). En 2011, el resultado neto atribuible a la sociedad dominante alcanzó a M$375.471.254 y el resultado
operacional se ubicó en M$1.566.310.709. A fines de 2011, daba ocupación directa a 10.884 personas, a través de
sus empresas filiales presentes en América Latina.
Diseño y Producción LEADERS Impresión OGRAMA
Administración y Ejecutivos Principales
PRESIDENTE
Pablo Yrarrázaval Valdés
TELÉFONO (56-2) 353 4663
VICEPRESIDENTE
Andrea Brentan
TELÉFONO (56-2) 353 4631
DIRECTOR
Rafael Miranda Robredo
TELÉFONO (56-2) 353 4631
DIRECTOR
Hernán Somerville Senn
TELÉFONO (56-2) 353 4631
DIRECTOR
Eugenio Tironi Barrios
TELÉFONO (56-2) 353 4631
DIRECTOR
Leonidas Vial Echeverría
TELÉFONO (56-2) 353 4631
DIRECTOR
Rafael Fernández Morandé
TELÉFONO (56-2) 353 4631
GERENTE GENERAL
Ignacio Antoñanzas Alvear
TELÉFONO (56-2) 353 4510
SUBGERENTE GENERAL
Massimo Tambosco
TELÉFONO (56-2) 353 4613
GERENTE REGIONAL DE COMUNICACIÓN
Juan Pablo Larraín Medina
TELÉFONO (56-2) 353 4666
GERENTE DE AUDITORÍA
Alba Marina Urrea Gómez
TELÉFONO (56-2) 353 4647
GERENTE REGIONAL DE FINANZAS
Alfredo Ergas Segal
TELÉFONO (56-2) 630 9130
GERENTE REGIONAL DE PLANIFICACIÓN Y CONTROL
Ramiro Alfonsín Balza
TELÉFONO (56-2) 353 4684
GERENTE REGIONAL DE CONTABILIDAD
Ángel Chocarro García
TELÉFONO (56-2) 353 4685
FISCAL Y SECRETARIO DEL DIRECTORIO
Domingo Valdés Prieto
TELÉFONO (56-2) 353 4631
GERENTE RECURSOS HUMANOS
Carlos Niño Forero
TELÉFONO (56-2) 675 2780
GERENTE REGIONAL DE SERVICIOS GENERALES
Francisco Silva Bafalluy
TELÉFONO (56-2) 353 4610
GERENTE REGIONAL DE APROVISIONAMIENTO
Eduardo López Miller
TELÉFONO (56-2) 353 4635
Relación con inversionistas y accionistas
GERENTE DE INVERSIONES Y RIESGOS
Ricardo Alvial Muñoz
TELÉFONO (56-2) 353 4682
CITIBANK NY
Teresa Loureiro-Stein
TELÉFONO (1-212) 816 6814
SANTANDER CENTRAL HISPANO INVESTMENT
Enrique Romero
TELÉFONO (34-91) 289 3943
Memoria anual 2011
1
1
0
2
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a
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A
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r
o
m
e
M
1
1
s
i
s
r
e
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e
Gerencia de Comunicación
Santa Rosa 76
Santiago, Chile
Tel (56 2) 353 4400
www.enersis.cl