ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOSAdicionalmente, el nivel de transacciones, tanto en el mercado nacional,como en el de Nueva York (vía ADR´s), sigue confirmando la buenapercepción de los agentes a través de la gran liquidez de nuestros títulos.Por su parte, esta sólida condición financiera, operacional y comerc<strong>ia</strong>l, hasido también recogida por las agenc<strong>ia</strong>s internacionales de clasificaciónde riesgos. El pasado 14 de diciembre, Moody’s subió la clasificaciónde riesgos de Enersis y Endesa Chile a nivel Investment Grade, desde‘Ba1’ a ‘Baa3’, con ‘tendenc<strong>ia</strong> estable’. Esta mejora obedece a la mayorflexibilidad financiera alcanzada por ambas compañías. De esta manera,Enersis está, unánimemente, clasificada como compañía grado deinversión por Fitch, Standard & Poor´s y Moody´s.En el mismo contexto, el pasado 15 de diciembre, Standard & Poor’scolocó a Enersis y a su fil<strong>ia</strong>l Endesa Chile, bajo revisión con perspectivapositiva, basándose en los mejores ratios de cobertura y mayorflexibilidad financiera. El resultado de esta revisión probablemente sedará a conocer durante el primer trimestre de 2007.ANÁLISIS POR LÍNEA DE NEGOCIO Y POR PAÍSEn cuanto a la línea de negocios de generación, cabe destacar que laproducción a nivel consolidado fue 12,4% superior a la del año anterior.Así también, las ventas de energía alcanzaron los 70.337 GWh, lo querepresenta un aumento de 19,2%. Por otra parte, la potenc<strong>ia</strong> instaladallegó a los 13.299 MW, producto de la incorporación de 199 MW deTermocartagena, 387 MW producto de la fusión de Etevensa en Edegely 70 MW del segundo ciclo combinado de Ventanilla.El negocio de la distribución, al igual que en períodos anteriores,presentó un importante 5,5% de aumento en las ventas, resultado delsostenido crecimiento de la demanda en las áreas de concesión delGrupo Enersis. En tanto las pérdidas de energía siguieron disminuyendo,esta vez 0,5 puntos porcentuales menos que el año anterior, alcanzandoen términos consolidados un 11,3%. Lo anterior refleja la efectividad delos planes de reducción de pérdidas aplicados en todas las fil<strong>ia</strong>les.Al cierre del ejercicio aprec<strong>ia</strong>mos también la incorporación de másde 360 mil nuevos clientes, lo que constituye uno de los factoresesenc<strong>ia</strong>les que explican la estabilidad de los flujos provenientes deeste negocio.En cuanto a la situación de nuestros negocios por país, éstos sepueden resumir como sigue:ArgentinaEn generación, se observa un mayor margen de explotación comoconsecuenc<strong>ia</strong> del mayor precio medio de venta, relacionado con elreconocimiento que se ha hecho de los mayores costos de la energíaen el sistema.En el caso de El Chocón, se observa un mayor margen operacional,explicado principalmente por un mejor mix producción-compra comoconsecuenc<strong>ia</strong> de la mayor generación hidroeléctrica. El Chocón no sólose benefició en margen de la mejor hidrología sino también aumentósus ventas físicas en 26,2%.En tanto Endesa Costanera presenta también un mayor margenoperacional, producto de las mayores ventas y mejor precio de venta(Ch$16,9 por kWh a diciembre 2006 respecto de Ch$12,7 por kWh adiciembre 2005), compensado por la fuerte alza de precio de compra deenergía debido al reconocimiento de los mayores costos de generacióndel sistema.Cabe destacar que durante el año 2006 se produjeron máximoshistóricos de generación en Costanera con 8.940 GWh brutosgenerados (+3% sobre 2005) y El Chocón que totalizó una producciónde energía de 5.041 GWh valor nunca alcanzado antes (+28% sobre2005).En distribución, Edesur reportó un 5,8% de incremento en las ventasde energía, como consecuenc<strong>ia</strong> de la mayor demanda en la zona deconcesión, una importante reducción en las pérdidas de energía ymás de treinta y un mil nuevos clientes, todos elementos estructuralespositivos para una compañía de distribución. Sin embargo, el resultadooperacional disminuyó producto de mayores gastos de administracióny venta.Cabe mencionar, que la administración en septiembre 2006, bajocriterios prudenc<strong>ia</strong>les, decidió reversar los ingresos devengados enconformidad a los términos acordados en el Acta Acuerdo de agostode 2005, firmada entre la compañía y los Ministros de Economía yProducción y de Planificación General. Lo anterior, considerando quea esa fecha dicha acta aún se encontraba pendiente de acuerdo porparte del Poder Ejecutivo, evento éste último que sólo tuvo lugar elpasado 28 de diciembre de 2006.En efecto, el 8 de enero de 2007 med<strong>ia</strong>nte el Decreto 1.959/06 publicadoen el Boletín Ofic<strong>ia</strong>l, se aprobó el Acta Acuerdo. Recordemos que ésteestablece un aumento del 23% en el Valor Agregado de Distribución,más un 5% destinado a obras específicas, el cual no podrá significarun ajuste superior al 15% en las tarifas finales a usuarios industr<strong>ia</strong>lesy comerc<strong>ia</strong>les, mientras que los residenc<strong>ia</strong>les no sufrirán incrementoalguno. Para la aplicación del incremento tarifario queda pendienteque el ENRE publique el cuadro tarifario y se establezca cómo será elcobro del retroactivo. El incremento tarifario supone un mayor ingresopara Edesur de US$45 millones <strong>anual</strong>es, aproximadamente.Respecto al mercado en Argentina, el consumo de energía fuerecord en diciembre, experimentando un crecimiento de 9,1% encomparación con igual mes del año anterior, siendo el mayor registromensual del 2006. El consumo nacional llegó a 97.198 GWh, el quees un 5,6% mayor a los 92.037 GWh demandados durante el año2005.ChileEn generación, Endesa Chile, presentó un mayor resultado operacionalde 74,3% asoc<strong>ia</strong>do a unas mayores ventas y a un mayor precio mediotanto regulado como spot, consecuenc<strong>ia</strong> del mayor costo de generacióndebido a la creciente demanda y a las restricciones de gas naturalproveniente de Argentina. En tanto, la buena hidrología y el buen nivelde los embalses ha permitido un mayor despacho hidroeléctrico.210 | Memor<strong>ia</strong> Anual 2006
enersis06Con fecha 2 de enero 2007, fue publicado finalmente el nuevo precionudo que alcanzó los US$67,31 (+7,76%). Este regirá desde el 1 denoviembre 2006 al 30 de abril 2007.Respecto al primer proceso de licitación de energía, Endesa Chile, seadjudicó el 100% de la oferta realizada, un total de 6.395 GWh/año(2.400 GWh/año de Chilectra, 618,5 GWh/año de Chilquinta, 1.500GWh/año de Saesa, 876,5 GWh/año de Emel y 1.000 GWh/año deCGE Distribución), a un precio medio de venta de la energía en puntode suministro de 52,3 US$/MWh, lo que equivale a un precio monómicode 65,0 US$/MWh.Cabe destacar que la generación eléctrica de las centrales de EndesaChile alcanzó el año 2006 un récord histórico de producción <strong>anual</strong>. Laproducción durante 2006 fue de 20.239 GWh (85% hidráulico) un 11,4%superior a los 18.909 GWh (84% hidráulico) generado en 2005.En distribución, Chilectra, reportó un resultado operacional deCh$117.137 millones, lo que equivale a una disminución de 0,4%producto de mayores gastos de administración y venta. Sin embargo,esto se vio compensado por el aumentó de 4,4% en ventas físicas comoconsecuenc<strong>ia</strong> de la mayor demanda por energía, al tiempo que laspérdidas se redujeron levemente, lo que indica el estado de eficienc<strong>ia</strong>alcanzado por esta fil<strong>ia</strong>l en la administración de su red. Adicionalmente,los clientes aumentaron en 33 mil nuevos abonados.Es destacable señalar, que como consecuenc<strong>ia</strong> del alza en el precionudo, las tarifas a clientes finales en promedio aumentaron 11,7%.Este cargo ha sido aplicado de manera retroactiva a partir del 1° denoviembre de 2006.Respecto al primer proceso de licitación de energía, Chilectra licitópara el periodo 2010-2022 un total de 4.500 GWh/año. Adjudicando900 GWh/año a Guacolda, 2.400 GWh/año a Endesa y 1.200 GWh/añocon AES Gener a un precio medio de 53,59 MWh.El segundo proceso de licitación de energía está fijado para Agostode 2007.La demanda por energía en el SIC aumentó 6,3% a diciembre 2006,lo que se compara positivamente con el crecimiento experimentado aigual fecha el año anterior que alcanzó a 4,5%. En tanto en el SING lademanda alcanzó un 4,8% versus 2,8% en 2005.Colomb<strong>ia</strong>En el ámbito de la generación, Emgesa generó 6,1% más que el año2005. Lo anterior, básicamente debido a las muy buenas condicioneshidrológicas predominantes, espec<strong>ia</strong>lmente durante el primer semestredel año. Sin embargo, esta fuerte producción hidráulica contribuyó adisminuir los precios de mercado, decreciendo los márgenes de lacompañía, tendenc<strong>ia</strong> que se revirtió en el último trimestre del año.Betan<strong>ia</strong>, por su parte, disminuyó su resultado operacional en Ch$4.675millones. Lo anterior, básicamente como consecuenc<strong>ia</strong> de la caída enlos precios de venta. Ello, a pesar que esta fil<strong>ia</strong>l aumentó su producciónen 4,9%.Respecto al marco regulatorio, a fines del 2006, se adoptó una nuevametodología para remunerar la potenc<strong>ia</strong> basada en el cargo porConf<strong>ia</strong>bilidad en el Mercado Mayorista de Energía.En distribución, Codensa reportó un 6,5% de incremento en lasventas de energía como consecuenc<strong>ia</strong> de la mayor demanda en elpaís y una leve reducción en las pérdidas de energía. Adicionalmente,reportó un mayor margen de compra-venta producto del menor costode compra como consecuenc<strong>ia</strong> de la buena hidrología. El resultadooperacional alcanzó los Ch$135.352 millones, que corresponde a 23%de incremento respecto a diciembre de 2005.PerúEn el negocio de generación, Edegel registró un mejor resultadode explotación asoc<strong>ia</strong>do a un 47,1% de mayores ventas físicas,circunstanc<strong>ia</strong> que fue parc<strong>ia</strong>lmente compensada por una caída de4,2% en el precio medio de venta derivado de la disponibilidad del gasnatural proveniente de Camisea. Por otra parte, los costos de explotaciónaumentaron debido a los costos por combustibles utilizados en la mayorgeneración térmica realizada en ciclo simple por la central Ventanilla.Consecuentemente, las compras de electricidad, tanto en potenc<strong>ia</strong>como en energía, aumentaron básicamente debido al alza en el preciopromedio de compra, el cual subió desde Ch$22,7 por kWh en 2005a Ch$ 37,3 en 2006.Respecto al plano regulatorio, con fecha 16 de diciembre el Ministeriode Energía y Minas publicó el Decreto de Urgenc<strong>ia</strong> Nº 035-2006,med<strong>ia</strong>nte el cual se resuelve la contingenc<strong>ia</strong> en el mercado eléctricooriginada por la carenc<strong>ia</strong> de contratos de suministro de electricidadentre generadores y distribuidores para el año 2006.Como consecuenc<strong>ia</strong> de lo anterior, el 18 de diciembre se desarrollaroncon éxito las licitaciones de energía convocadas por Luz del Sur yDistriluz para el periodo 2007-2010. La primera adjudicó 113 MW yla segunda 31 MW para Edegel. Los precios de adjudicación fueronsimilares a la tarifa regulada y serán firmes a lo largo de la vigenc<strong>ia</strong>de los contratos (4 años).La fusión Edegel-Etevensa se hizo efectiva con fecha 1 de junio.Contablemente tiene efectos desde el 1° de enero. Como consecuenc<strong>ia</strong>de esta fusión, el grupo se consolida como generador líder en Perú enun sistema con demanda creciente y regulación bien adaptada. Estafusión incrementa el equilibrio entre capacidad térmica e hidráulica dela compañía, mejorando el mix de generación.En distribución, Edelnor reportó un importante 29,8% de crecimientoen su resultado operacional, alcanzado los Ch$ 38.578. Este granavance es resultado de una combinación de mayores ventas y mejoresmárgenes.En efecto, se registró un 7,6% de incremento en las ventas de energíacomo consecuenc<strong>ia</strong> de la mayor demanda en el país, al tiempoque se registraba una leve reducción en las pérdidas de energía.Adicionalmente, reportó un mayor margen de compra venta productoMemor<strong>ia</strong> Anual 2006 | 211
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