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El presente documento contiene la Memoria Anual y los Estados Financieros de AES Gener S.A. correspondientes al año 2003. Se hace presente, que el documento adjunto corresponde a una nueva versión, en razón de que AES Gener S.A. con fecha 12 de marzo del 2004 efectuó modificaciones a sus estados financieros con el objeto de reflejar Contratos de Cobertura de Riesgo de Tasa de Interés, información que se ha incluido en las Notas denominadas “Otros Activos Circulantes”, “Contratos Derivados” y “Hechos Posteriores”.

MEMORIA ANUAL AES GENER 2003

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TABLA DE CONTENIDOS

PRESENTACIÓN............................................................................... 4 CARTA DEL PRESIDENTE ................................................................................... 5 DESCRIPCIÓN DE LA COMPAÑÍA ........................................................... 8 IDENTIFICACIÓN DE LA SOCIEDAD .......................................................................... 8 CONSTITUCIÓN DE LA SOCIEDAD ........................................................................... 8 SÍNTESIS HISTÓRICA ....................................................................................... 9 GRUPO DE EMPRESAS AES GENER ........................................................................11 DIRECTORIO ..............................................................................................12 EJECUTIVOS ..............................................................................................14 PROPIEDAD Y CONTROL...................................................................................15 GESTIÓN FINANCIERA Y ADMINISTRATIVA .............................................17 FINANZAS ................................................................................................17 ADMINISTRACIÓN .........................................................................................24 GESTIÓN COMERCIAL Y OPERACIONAL .................................................28 DESCRIPCIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO CHILENO ...........................................................28 SIC Y SING DURANTE 2003..............................................................................29 PARTICIPACIÓN DE AES GENER EN EL SIC Y EL SING.....................................................32 ASPECTOS COMERCIALES..................................................................................35 ASPECTOS OPERACIONALES ...............................................................................40 NEGOCIO ELÉCTRICO EN EL EXTRANJERO .................................................................49 NEGOCIOS NO ELÉCTRICOS................................................................................54 FACTORES DE RIESGO.....................................................................................55 PROYECTOS DE INVERSIÓN ................................................................................55 PREVENCIÓN DE RIESGOS .................................................................................56 DISCUSIÓN NORMATIVA ...................................................................................59 INFORMACIÓN COMPLEMENTARIA .......................................................60 MEDIO AMBIENTE .........................................................................................60 RESPONSABILIDAD SOCIAL ................................................................................63 INVESTIGACIÓN Y DESARROLLO ...........................................................................66 SEGUROS .................................................................................................67 PROVEEDORES ............................................................................................67 MARCAS ..................................................................................................68 HECHOS RELEVANTES COMUNICADOS A LA S.V.S. EN 2003 ..............................................68 BALANCE GENERAL CONSOLIDADO......................................................75

BALANCE GENERAL INDIVIDUAL........................................................ 146

ANÁLISIS RAZONADO DE LOS ESTADOS FINANCIEROS ............................. 203

ESTADOS FINANCIEROS RESUMIDOS................................................... 233

INFORMACIÓN GENERAL FILIALES Y COLIGADAS ................................... 238

SUSCRIPCIÓN Y DECLARACIÓN JURADA .............................................. 251


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ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1: Principales accionistas al 31 de diciembre de 2003..................................16 Tabla 2: Distribución de accionistas por tipo al 31 de diciembre de 2003 ..................16 Tabla 3: Clasificación de riesgo de AES Gener S.A. .............................................17 Tabla 4: Utilidad distribuible 2003 ................................................................20 Tabla 5: Dividendos pagados por acción ..........................................................21 Tabla 6: Transacciones de acciones ...............................................................22 Tabla 7: Precio y volumen transado de la acción en Bolsa de Comercio de Santiago .....22 Tabla 8: Remuneraciones del comité del Directorio............................................25 Tabla 9: Personal AES Gener y filiales ............................................................26 Tabla 10: Precio nudo de energía Alto Jahuel ...................................................30 Tabla 11: Costo marginal de energía Alto Jahuel ...............................................30 Tabla 12: Centrales térmicas del grupo AES Gener en el SIC y el SING......................34 Tabla 13: Centrales hidroeléctricas de AES Gener S.A. en el SIC.............................34 Tabla 14: Centrales de cogeneración del grupo AES Gener....................................35 Tabla 15: Balance energía AES Gener S.A. en el SIC 2003 .....................................36 Tabla 16: AES Gener en el SING en 2003..........................................................36 Tabla 17: Principales contratos de AES Gener S.A. .............................................37 Tabla 18: Balance energía Energía Verde S.A. 2003 ............................................38 Tabla 19: Balance energía Eléctrica Santiago S.A. 2003 .......................................39 Tabla 20: Balance energía Norgener S.A. 2003 ..................................................39 Tabla 21: Operación de las plantas de AES Gener S.A. en el SIC .............................41 Tabla 22: Centrales hidroeléctricas AES Gener S.A. ............................................42 Tabla 23: Centrales termoeléctricas AES Gener S.A. ...........................................42 Tabla 24: Central termoeléctrica complejo Renca..............................................43 Tabla 25: Líneas de transmisión y subestaciones de AES Gener S.A..........................44 Tabla 26: Central termoeléctrica Nueva Renca .................................................44 Tabla 27: Centrales térmicas Energía Verde S.A. ...............................................45 Tabla 28: Central termoeléctrica Guacolda S.A. ................................................45 Tabla 29: Líneas de transmisión y subestaciones Guacolda S.A...............................46 Tabla 30: Central termoeléctrica Norgener S.A. ................................................46 Tabla 31: Líneas de transmisión y subestaciones Norgener S.A. ..............................47 Tabla 32: Central termoeléctrica TermoAndes S.A. ............................................48 Tabla 33: Líneas de trasmisión y subestaciones InterAndes S.A. .............................48 Tabla 34: AES Gener en Colombia y República Dominicana ...................................49 Tabla 35: Balance energía Chivor S.A. ............................................................51 Tabla 36: Balance energía Itabo S.A...............................................................53 Tabla 37: Indicadores prevención de riesgo......................................................57 Tabla 38: Indicadores prevención de riesgo (OSHA) ............................................58


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ÍNDICE DE ILUSTRACIONES

Ilustración 1: Diagrama grupo de empresas AES Gener.........................................11 Ilustración 2: Organigrama de AES Gener S.A....................................................15 Ilustración 3: Precio nudo vs. costo marginal de energía SIC .................................31 Ilustración 4: Precio nudo vs. costo marginal de energía SING................................32 Ilustración 5: Precio energía mercado colombiano (bolsa) ....................................51 Ilustración 6: Precio energía mercado dominicano .............................................53


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Presentación AES Gener es una sociedad anónima abierta orientada fundamentalmente a la generación de electricidad en Chile. Su compromiso es generar y suministrar energía eléctrica segura, limpia, confiable y a precios razonables, todo ello de manera eficiente y sustentable. Busca así satisfacer necesidades de energía eléctrica en forma responsable con sus accionistas, el mundo financiero, la sociedad y el medio ambiente. Sirve al Sistema Interconectado Central, SIC, a través de cuatro plantas hidroeléctricas de pasada, tres plantas térmicas a carbón y una turbina a gas, todas pertenecientes directamente a AES Gener. También sirve al SIC mediante una unidad de ciclo combinado a gas natural perteneciente a su filial Eléctrica Santiago; dos unidades térmicas a carbón pertenecientes a la coligada Empresa Eléctrica Guacolda; y dos plantas de cogeneración y una turbina a gas de su filial Energía Verde. La compañía es también proveedora de energía del Sistema Interconectado del Norte Grande, SING, a través de sus filiales Norgener y TermoAndes. La primera cuenta con dos unidades termoeléctricas a carbón en la ciudad de Tocopilla; y la segunda, con una planta generadora a gas natural ubicada en Salta, Argentina, conectada al SING mediante una línea de transmisión de propiedad de la filial InterAndes. Esta combinación de alternativas de generación es lo que otorga a AES Gener ventajas comparativas en el mercado eléctrico chileno, al no depender exclusivamente de un determinado recurso para la producción de electricidad. Adicionalmente a su participación en sector eléctrico en Chile, en el que busca focalizarse, AES Gener es productor de energía eléctrica en Colombia y República Dominicana, mediante las empresas Chivor e Itabo, respectivamente, y cuenta con otros activos en los ámbitos de generación de vapor, transporte de gas natural y producción de carbón. Al cierre de 2003, AES Gener pertenece a The AES Corporation en 98,65 por ciento.


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Carta del Presidente

Señores accionistas: Tengo el agrado de presentarles la memoria anual de AES Gener correspondiente al ejercicio del año 2003.

Durante este período, la compañía se abocó a estudiar alternativas de refinanciamiento que nos permitieran mejorar la clasificación de riesgo, recuperar el precio de la acción y financiar nuestra expansión futura. Este análisis concluyó con el anuncio, en noviembre pasado, del proceso de reestructuración financiera que la empresa se encuentra llevando a cabo. Éste consiste básicamente en el refinanciamiento anticipado de 700 millones de dólares correspondientes a los bonos convertibles y bonos yankee, que vencen en 2005 y 2006 respectivamente; y que tendrá como resultado una reducción de los pasivos en aproximadamente 300 millones de dólares, mejorando sustancialmente la estructura de capital de la empresa.

Este plan de refinanciamiento se encuentra en pleno proceso, y la compañía se mantiene comprometida y confiada en que la transacción culminará con éxito. Como consecuencia de esta reestructuración, nuestra flexibilidad financiera se verá fortalecida y mejorará nuestro nivel de competitividad, lo que nos permitirá enfrentar nuevos desafíos y buscar oportunidades de crecimiento.

Nuestra confianza se basa en la experimentada administración de la empresa, en el excelente posicionamiento de AES Gener en el sector generador chileno y en nuestra diversificada cartera de plantas de generación, así como en el apoyo permanente de nuestra matriz, the AES Corporation; todos éstos, factores claves en el logro de un refinanciamiento conveniente para la compañía y sus acreedores.

Asimismo, el mercado ha respondido ya favorablemente a nuestra propuesta y ha entregado importantes señales de que nuestro plan va por el camino correcto. A pocos días de anunciado el inicio del proceso, se pudo apreciar un aumento significativo en el precio de la acción de AES Gener, que fue una de las destacadas del mes de noviembre.

Otra buena noticia es el mejoramiento de la clasificación de riesgo de nuestra empresa, que en 2002 se había visto afectada por circunstancias relacionadas con su matriz y con el mercado energético internacional, lo que derivó en una clasificación internacional por debajo de la categoría de “grado de inversión”. Sin embargo, durante el año 2003, producto de mejoras importantes en nuestro desempeño, Standard & Poor's y Fitch Ratings revisaron la clasificación de AES Gener, otorgándole mejores perspectivas. Por su parte, a nivel local, las agencias clasificadoras Feller Rate y Fitch Ratings Chile asignaron una clasificación local de BBB-, lo que nos puso una vez más en la categoría de grado de inversión en el mercado chileno.


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A esto se suma la decisión de la Comisión Clasificadora de Riesgo, luego de que en marzo de 2003 desaprobara las acciones de AES Gener como susceptibles de ser adquiridas con recursos de los Fondos de Pensiones. En diciembre del mismo año, y en virtud de los nuevos informes de clasificación de agencias privadas, la Comisión Clasificadora de Riesgo aprobó las acciones de la compañía y la emisión de bonos convertibles, asignándoles la categoría de riesgo BBB-.

A estas positivas señales externas, podemos agregar los excelentes resultados financieros obtenidos durante el último año. En 2003, obtuvimos una utilidad consolidada de 53.678 millones de pesos, lo que representa un aumento de 20.938 millones de pesos respecto a los resultados obtenidos en 2002. Esta mejora se explica en parte importante por el aumento de 38 por ciento en el resultado fuera de la explotación, producto de la disminución de gastos financieros y otros egresos fuera de explotación, y del aumento en el resultado de las empresas relacionadas y el efecto positivo del tipo de cambio.

En cuanto al flujo de caja operacional, el EBITDA consolidado, calculado como resultado de la explotación más depreciación y amortización de intangibles, alcanzó a más de 156 mil millones de pesos. Esto nos permitió hacer frente a compromisos financieros por 89.600 millones de pesos y terminar el año con un saldo final de caja de casi 70 mil millones de pesos.

Con respecto al negocio eléctrico en Chile, las ventas a nivel consolidado alcanzaron a aproximadamente 331 mil millones de pesos. Las ventas físicas del grupo AES Gener -incluyendo la coligada Eléctrica Guacolda- representaron el 20 por ciento de la energía consumida en el país. La generación propia del grupo para el mercado chileno, incluyendo la producción de la central Salta de TermoAndes , fue de 6.371 GWh netos, lo que representa el 14,1 por ciento de la generación del año 2003 en el país.

Si bien la generación de la central Salta se encuentra limitada por la sobreoferta existente en el SING, en 2003 aumentó su nivel de despacho respecto al año anterior, y se mantiene disponible como un importante apoyo ante cualquier falla en el sistema. En el ámbito financiero, dentro del proceso de reestructuración de AES Gener, hemos estado estudiando un plan de refinanciamiento para las filiales TermoAndes e InterAndes, de modo de extender los períodos de vencimiento y así tener una mayor flexibilidad.

En el plano internacional, la generación de la filial colombiana Chivor alcanzó a 3.818 GWh, lo que representa el 7,5 por ciento de la producción de energía en ese país. Las ventas de esta empresa, por más de 78 mil millones de pesos (132 millones de dólares), representaron el 22 por ciento de los ingresos totales consolidados, mientras que su aporte al EBITDA consolidado fue superior a los 34 mil millones de pesos (58 millones de dólares), equivalente al 22 por ciento del total.

En lo que se refiere la distribución de dividendos, el día 19 de mayo de 2003, se pagaron dividendos equivalentes al 30 por ciento de la utilidad de 2002. Posteriormente, el 5 de agosto, se pagaron dividendos por el 70 por ciento restante. Los dividendos correspondientes a Inversiones Cachagua Ltda. fueron


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destinados a pagar parte del saldo de la cuenta corriente mercantil existente entre dicha sociedad y AES Gener.

En cuanto a proyectos de desarrollo, la empresa ha continuado estudiando diversas alternativas que nos permitan satisfacer el aumento de demanda eléctrica en el Sistema Interconectado Central. Entre las iniciativas en carpeta se encuentra la línea de interconexión SIC-SADI en el sur del país, que permitiría un intercambio de energía de 250 MW entre Chile y Argentina. Otro proyecto es la conversión de la central Renca –que actualmente opera a petróleo– en un ciclo combinado a gas natural, para lo cual poseemos desde marzo de 2003 los permisos ambientales necesarios. Y en enero de 2004 ingresó a la COREMA V Región - Valparaíso, para su tramitación, el Estudio de Impacto Ambiental correspondiente al proyecto de una central de ciclo combinado en Laguna Verde.

Finalmente, cabe mencionar como un hito relevante en las materias de trabajo de la compañía, la discusión normativa y posterior aprobación por parte del Congreso, de ciertas modificaciones a la ley eléctrica, a través de la denominada “Ley Corta”. En las instancias correspondientes, AES Gener participó activamente en esta discusión durante todo el año 2003, desarrollando importantes trabajos y análisis del proyecto. Como resultado de esta contribución, se hicieron diversas mejoras al texto, en vistas a permitir un desarrollo eficiente del sector eléctrico. La aprobación de esta ley es fundamental, ya que pone fin a la incertidumbre regulatoria que vivía el sector eléctrico.

Todos estos acontecimientos positivos nos permiten esperar una recuperación y continuo mejoramiento de la posición de la empresa en 2004. Una vez finalizado el proceso de reestructuración financiera actualmente en desarrollo, que dará mayor flexibilidad y fortalecerá la estructura de capital de la empresa, y con los beneficios de la aprobación de una nueva ley eléctrica, entre otros factores, AES Gener se encontraría en condiciones de enfrentar nuevos proyectos y retomar el camino del crecimiento.

No puedo finalizar sin antes agradecer una vez más a los miembros del directorio que presido, a la administración de la compañía y a todos los ejecutivos y empleados de AES Gener, filiales y empresas relacionadas, por el esfuerzo y dedicación demostrados durante todo el año 2003, que nos permitieron alcanzar los logros antes mencionados. Durante el 2004 continuaremos trabajando con entusiasmo para que AES Gener siga manteniendo su rol de liderazgo en el mercado de generación eléctrica chileno.

Joseph C. Brandt Presidente del Directorio


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Descripción de la compañía

Identificación de la sociedad

Constitución de la sociedad AES Gener S.A. fue constituida por escritura pública del 19 de junio de 1981, otorgada por el notario público de Santiago don Patricio Zaldívar M. Sus estatutos fueron aprobados por la Superintendencia de Valores y Seguros por resolución Nº 410-S del 17 de julio de 1981, publicada en el Diario Oficial Nº 31.023 de 23 de julio del mismo año. Está inscrita en el Registro de Comercio del Conservador de Bienes Raíces de Santiago a fojas 13.107 Nº 7.274 de 1981.

Razón Social: AES Gener S.A. R.U.T: 94.272.000-9 Tipo de Sociedad: Sociedad Anónima Abierta Inscripción en Registro de Valores: Nº 0176 Dirección: Mariano Sánchez Fontecilla 310, piso 3 Las Condes, Santiago de Chile Teléfono: (56-2) 686 8900 Fax: (56-2) 686 8917 Casilla: 3514, Santiago Página Internet: www.aesgener.cl Código Nemotécnico en Bolsas: Gener


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Síntesis histórica Los orígenes de AES Gener S.A. se remontan a la Compañía Chilena de Electricidad S.A., creada en 1921 y estatizada en 1970. En 1981, esa empresa estatal fue reestructurada en una casa matriz y tres filiales, una de las cuales, Chilectra Generación S.A., se orientó a la generación de energía eléctrica, iniciando su operación comercial independiente en agosto del mismo año. En 1986, la Corporación de Fomento de la Producción (CORFO) dio inicio al proceso de privatización de la empresa, el que concluyó exitosamente en enero de 1988 con el traspaso del 100 por ciento de su propiedad al sector privado. En septiembre de 1989, durante la junta general ordinaria de accionistas de ese año, se acordó modificar la razón social, adoptando el nombre de Chilgener S.A. En ese momento la compañía contaba con 579 MW de potencia instalada, ubicada en el Área Metropolitana y la V Región de Chile. Nueve años más tarde, en marzo de 1998, los accionistas de la compañía acordaron cambiar nuevamente la razón social de la empresa a Gener S.A. El cambio fue motivado fundamentalmente por la conveniencia de contar con un nombre acorde al carácter internacional adquirido por la empresa, a través de la expansión de sus operaciones hacia nuevos mercados y negocios, tanto dentro como fuera de Chile. Además de participar en el negocio de la generación de electricidad en Chile, Argentina, Colombia y República Dominicana, Gener desarrollaba también actividades tales como la generación de vapor; la extracción y comercialización de carbón; la exploración, extracción y el transporte de gas natural; la exploración y explotación de petróleo; la preparación y comercialización de biocombustible densificado; la prestación de servicios naviero-portuarios, y la prestación de servicios de ingeniería, fundamentalmente en el ámbito eléctrico y sanitario. En abril de 2000, se inició un proceso tendiente a la búsqueda de un socio o inversionista estratégico, de manera tal que Gener pudiera seguir creciendo en Latinoamérica dentro del nuevo contexto de la industria. Esto, teniendo en consideración las restricciones al crecimiento y al desarrollo que imponían a la empresa su menor tamaño y menor capacidad de endeudamiento respecto a sus grandes competidores internacionales. Como resultado de este proceso, The AES Corporation lanzó una Oferta Pública de Adquisición de Acciones (OPA) por un porcentaje controlador de la compañía. Asimismo, llegó a un acuerdo con la empresa francesa TotalFinaElf para que esta última comprara los activos eléctricos de Gener en Argentina, en caso de que la OPA fuera exitosa y sujeto a un proceso de due dilligence.


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El 28 de diciembre de 2000 se efectuó en la Bolsa de Comercio de Santiago un remate de acciones de Gener, en el que The AES Corporation adquirió el 61,11 por ciento del capital accionario de la empresa. Al día siguiente, en Estados Unidos, se efectuó el canje de acciones de The AES Corporation por los ADR de Gener, correspondientes al 34,56 por ciento de la propiedad accionaria. Una vez tomado el control de la compañía, The AES Corporation efectuó una segunda OPA en Chile, en febrero de 2001, mediante la cual adquirió 2,87 por ciento adicional de la propiedad, llegando a poseer el 98,54 por ciento, que más tarde alcanzó a 98,65 por ciento mediante compras menores en bolsa. Como parte del grupo AES, durante el año 2001 Gener cambió su razón social por AES Gener S.A., e inició un proceso de venta de activos tendiente a la concentración de la empresa en el negocio de la generación eléctrica en Chile.


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Grupo de empresas AES Gener

Ilustración 1: Diagrama grupo de empresas AES Gener


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Directorio Titulares Suplentes Joseph Brandt (Presidente) Martín Cordero Abogado, Georgetown University Law Center Contador Público, Master of Arts, University of Virginia Universidad de Buenos Aires Bachelor of Arts, George Mason University Documento Nacional de Identidad Pasaporte N° 0170 79 865 N° 2.208.713-2 Extranjero Extranjero Daniel Yarur Elsaca Sergio Quiñonez Ingeniero en Información, Universidad de Chile Ingeniero Electromecánico, Contador Auditor, Universidad de Chile Universidad Tecnológica Nacional AMP, Harvard University Argentina Master of Science in Finance, Documento Nacional de Identidad The London School of Economics N° 14.545.378 RUT: 6.022.573-7 Extranjero René Cortázar Sanz Fernando Pujals Ingeniero Comercial, Ingeniero Mecánico, Universidad Católica de Chile Universidad Nacional de Rosario Ph.D. in Economics, MBA de I.M.D., Laussane, Suiza Massachusetts Institute of Technology Documento Nacional de Identidad RUT: 5.894.548-k N° 7.685.597

Extranjero

Javier Giorgio Jorge Luiz Busato Ingeniero Electrónico , Ingeniero Eléctrico, Universidad Tecnológica Nacional Argentina Pontificia Universida de Católica do Pasaporte N° 21.022.116 Rio Grande do Sul Extranjero Pasaporte N° CF938 870 Extranjero

Eduardo Dutrey Luciano Barquín Ingeniero Electromecánico, Contador Público, Universidad de Buenos Aires Universidad de Buenos Aires Master of Business Administration, Pasaporte N° 24.662.992 Dartmouth College Extrajero Pasaporte N° 13.214.635 Extranjero


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Titulares Suplentes Andrés Gluski Carlos Alberto Álvarez Master in Economics, University of Virginia Contador Público, Ph.D. in Economics and International Finance, Universidad de Buenos Aires University of Virginia Pasaporte N° 18.109.349 RUT: 14.736.658-2 Extranjero Extranjero

Eric Lukau Pablo Santamarina Abogado, Georgetown University Contador Público, Licenciado en Administración de Empresas, Universidad de Belgrano, University of Kentucky Buenos Aires Pasaporte N°: 0165 14 374 Documento Nacional de Identidad Extranjero N° 22.645.230

Extranjero


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Ejecutivos Gerente General

Luis Felipe Cerón Cerón Ingeniero Civil de Industrias, Pontificia Universidad Católica de Chile

Master of Science in Accounting and Finance, The London School of Economics

RUT: 6.375.799-3 Gerente de Administración y Finanzas

Francisco Javier Castro Crichton Ingeniero Civil de Industrias, Pontificia Universidad Católica de Chile RUT: 9.963.957-1 Gerente Comercial

Juan Carlos Olmedo Hidalgo Ingeniero Civil de Industrias, Pontificia Universidad Católica de Chile Magíster en Administración de Empresas, Universidad Adolfo Ibáñez RUT: 8.490.661-7 Gerente de Regulación y Desarrollo

Juan Ricardo Inostroza López Ingeniero Civil Eléctrico, Universidad de Chile,

Magíster en Ingeniería Eléctrica, Universidad de Chile RUT: 7.838.601-0 Gerente de Operaciones

Enio Belmonte Carmona Ingeniero Civil Mecánico, Universidad Federico Santa María

RUT: 5.188.169-9 Fiscal

María Francisca Cea Echenique Abogado, Pontificia Universidad Católica de Chile

RUT: 7.230.562-0 Directora de Comunicaciones

María Teresa Bravo de Goyeneche Periodista y diplomada en Gestión de Empresas, Pontifica Universidad Católica de Chile

RUT: 7.728.901-1

* En el cuadro de información general de empresas relacionadas se informa respecto a directores y gerentes de empresas filiales y coligadas.


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Organigrama

Ilustración 2: Organigrama de AES Gener S.A.

Propiedad y control AES Gener S.A. es una sociedad anónima abierta cuyas acciones se transan en tres bolsas de valores: la Bolsa de Comercio de Santiago, la Bolsa de Valores de Valparaíso y la Bolsa Electrónica de Chile. Al 31 de diciembre de 2003, el patrimonio de la compañía ascendía a 808.604 millones de pesos, dividido en 5.672.752.777 acciones y distribuido entre 1.954 accionistas. De ellos, el principal es Inversiones Cachagua Ltda., que indirectamente pertenece a The AES Corporation en 99,9 por ciento. Inversiones Cachagua Ltda. poseía al cierre del ejercicio 2003 el 98,65 por ciento de la propiedad de AES Gener S.A., lo que es principalmente fruto de ofertas públicas de adquisición de acciones efectuadas en diciembre de 2000 y febrero de 2001, así como de la compra realizada en el mes de junio de 2001 del porcentaje accionario que pertenecía a Mercury Cayman, filial de The AES Corporation, y de otras compras menores efectuadas en noviembre de 2001. Cabe señalar que entre fines de 1998 y junio de 1999, AES Gener S.A. colocó 500 millones de dólares en bonos convertibles en acciones, de los cuales, al 31 de diciembre de 2003, se habían convertido bonos por 23,3 millones de dólares, equivalentes a 85.932.258 acciones incluidas en el capital accionario al 31 de diciembre de 2003. Asimismo, cabe precisar que en junta general extraordinaria de accionistas de AES Gener S.A. celebrada el 25 de abril de 2001, se aprobó en términos genéricos un programa de adquisición y posesión de acciones de propia emisión por hasta el 5 por ciento de las acciones emitidas por la empresa, con una vigencia de tres


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años. Se facultó al Directorio de AES Gener S.A. a resolver si el plan será concretado, en cuyo caso determinaría el precio definitivo, la forma y la oportunidad de la oferta de recompra.

Tabla 1: Principales accionistas al 31 de diciembre de 2003

Accionistas N° de acciones % ParticipaciónInversiones Cachagua Ltda. 5.596.329.349 98,65%

Banchile Corredores de Bolsa S.A. 4.251.390 0,07%

Bolsa de Comercio de Stgo Bolsa de Valores 3.761.756 0,07%

Francisco Ebel Vial 3.100.000 0,05%

Santander Investment S.A., Corredores de Bolsa 2.532.157 0,04%

Ugarte y Cía. Corredores de Bolsa 2.301.815 0,04%

Finanzas y Negocios S.A. Corredores de Bolsa 2.260.261 0,04%

Sucesión Ricardo Contreras Fischer 1.723.091 0,03%

Larraín Vial S.A. Corredores de Bolsa 1.681.881 0,03%

Yrarrázabal y Cía. Corredores de Bolsa 1.595.339 0,03%

Valenzuela Lafourcade S.A. Corredores de Bolsa 1.433.296 0,03%

Tanner Corredores de Bolsa S.A. 1.332.049 0,02%

Otros accionistas (1.942) 50.450.393 0,89%

TOTAL 5.672.752.777 100,00%

Tabla 2: Distribución de accionistas por tipo al 31 de diciembre de 2003

Tipo de accionista Accionistas Acciones % ParticipaciónPersona Natural Nacional 1.801 39.483.604 0,70%

Persona Jurídica Nacional 145 5.633.233.173 99,30%

Persona Natural Extranjera 2 19.465 0,00%

Persona Jurídica Extranjera 3 6.831 0,00%

Fondos de Pensiones 3 9.704 0,00%

TOTAL GENERAL 1.954 5.672.752.777 100,00%

No hubo cambios relevantes en la propiedad de la compañía durante el ejercicio 2003.


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Gestión Financiera y Administrativa

Finanzas Políticas de inversión y financiamiento Según lo acordado en la junta general extraordinaria de accionistas celebrada el 4 de julio de 2001, los estatutos de la compañía se modificaron con el objeto de eliminar todas las referencias a políticas de inversión, financiamiento y comerciales, tanto respecto de la compañía como de sus filiales. Sin perjuicio de ello, para que la sociedad pueda cumplir con lo establecido en su objeto social, podrá administrar la inversión que haga en cada una de las sociedades que constituya o en las que efectúe aportes; supervisar y coordinar la gestión de las sociedades que constituya y las de aquéllas en que efectúe aportes; prestar a las sociedades que constituya o a las que efectúe aportes, servicios gerenciales, de auditoría, de asesoría financiera, comercial, técnica, legal y, en general, los servicios de cualquier índole que aparezcan como necesarios para su mejor desempeño. En el evento de constituir sociedades aportando a ellas activos directamente relacionados con la generación eléctrica, AES Gener S.A. mantendrá a lo menos el 51 por ciento de la propiedad. Clasificación de riesgo La clasificación de AES Gener S.A. se ha visto afectada por circunstancias relacionadas con su matriz y el mercado energético internacional, lo que derivó en 2002 en una clasificación internacional por debajo de la categoría “Grado de Inversión”. Durante el año 2003, producto de las mejoras importantes en el desempeño de la compañía, Standard & Poor’s y Fitch Ratings revisaron la clasificación de AES Gener, otorgándole mejores perspectivas. En términos de clasificación local, al cierre del año 2003 tanto Feller Rate como Fitch Ratings tienen asignada la clasificación BBB- (grado de inversión).

Feller Rate Ltda. BBB- Positivo Standard & Poor's B En Desarrollo

Fitch Chile Ltda. BBB- Positivo Fitch International BB- Positivo

Moody's B2 Negativo

InternacionalNacional

Tabla 3: Clasificación de riesgo de AES Gener S.A.


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El día 29 de marzo de 2003, la Comisión Clasificadora de Riesgo desaprobó las acciones de AES Gener S.A. como susceptibles de ser adquiridas con recursos de los Fondos de Pensiones. Posteriormente, y en virtud de nuevos informes de clasificación de agencias privadas, la Comisión Clasificadora de Riesgo aprobó, el día 6 de diciembre de 2003, en virtud del inciso 7° artículo 106, del D.L. N° 3500, las acciones de AES Gener S.A. y la emisión de bonos convertibles registradas en la Superintendencia de Valores y Seguros con el número 208, de series LA1, LA2, LA3, LA4 y LA5, asignándoles la categoría de riesgo BBB- (grado de inversión). Hitos financieros del año A fines del año 2003 se dio inicio al proceso de reestructuración financiera de la empresa, el cual consiste básicamente en: (i) refinanciar en forma anticipada US$ 700 millones correspondientes a los bonos convertible y yankee, los cuales vencen en marzo de 2005 y enero de 2006 respectivamente, y (ii) reducir los pasivos consolidados, mejorando sustancialmente la estructura de capital de la empresa. El objetivo de esta reestructuración es mejorar la clasificación de riesgo crediticio de la compañía y lograr el ingreso de nuevos accionistas. Todo lo anterior permitirá a AES Gener S.A. tener mayor flexibilidad financiera para emprender nuevas oportunidades de crecimiento y seguir liderando el mercado de generación eléctrica chileno. Con fecha 13 de noviembre AES Gener anunció que el proceso de reestructuración financiera contemplaría las siguientes operaciones relacionadas:

1. Recapitalización y pago de la cuenta mercantil Inversiones Cachagua Ltda. venderá parte de las acciones de la compañía chilena a inversionistas locales y extranjeros, pero siempre manteniendo un alto porcentaje de participación en la empresa que le permita conservar el control de ésta. Los fondos percibidos en dicha venta, junto a la contribución directa de capital desde The AES Corporation a través de Inversiones Cachagua, sumarán aproximadamente US$ 300 millones. Estos fondos serán aportados a AES Gener principalmente a través del pago de la cuenta corriente mercantil suscrita por Inversiones Cachagua y AES Gener en 2001.

2. Aumento de capital Como parte de este proceso, la compañía citó a una junta extraordinaria de accionistas realizada el 21 de noviembre de 2003, en la que se aprobó un aumento de capital por hasta US$ 80 millones.


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3. Emisión de bonos En forma simultánea con las operaciones antes descritas, AES Gener emitirá aproximadamente US$ 400 millones en bonos de largo plazo en el mercado internacional, los cuales estarán garantizados con activos de la compañía, a fin de obtener una clasificación equivalente a grado de inversión.

4. Oferta de compra de deuda o “tender offer” Con los fondos percibidos de las operaciones anteriores, la empresa realizará un rescate voluntario en Chile y Estados Unidos por el total de sus bonos convertibles y bonos yankee, que ascienden a un valor nominal aproximado de US$ 700 millones y que vencen en 2005 y 2006, respectivamente.

5. Reestructuración de los pasivos de TermoAndes/InterAndes Paralelamente, la compañía se encuentra analizando las opciones de reestructuración de pasivos de sus filiales argentinas TermoAndes S.A. e InterAndes S.A., con el fin de extender los períodos de vencimiento. El 24 de noviembre de 2003, la compañía anunció el inicio del rescate voluntario en Chile y Estados Unidos por el total de sus bonos convertibles y sus bonos yankee, como parte del proceso de reestructuración financiera. Además, se citó para el día 5 de diciembre a una junta de tenedores de bonos convertibles colocados en el mercado local, para autorizar una modificación y/o eliminación de ciertas disposiciones de incumplimiento del emisor y otras provisiones al contrato de emisión. En la mencionada junta, la compañía decidió diferir el pronunciamiento sobre dicha materia para una próxima asamblea que se citaría para comienzos del año 2004, con el fin de proporcionar un plazo más largo para que los tenedores de bonos pudieran evaluar con mayor conocimiento su decisión sobre las transacciones propuestas. Es importante señalar que cada una de las ofertas por los bonos convertibles colocados en Estados Unidos y los bonos convertibles colocados en el mercado local, estaba sujeta a, entre otras condiciones, que los tenedores de dos tercios del monto total colocado en cada bono, respectivamente, que ofertaran sus papeles, entregaran su consentimiento –en el caso de EE.UU.– o votaran a favor de la propuesta –en el caso de Chile– para modificar los contratos. La oferta por los bonos yankee estaba sujeta, entre otras condiciones, a que ofertaran sus papeles y dieran su consentimiento, tenedores que representaran más del 50 por ciento del monto total. El 12 de diciembre de 2003, AES Gener anunció que obtuvo el consentimiento de los tenedores de los bonos yankee por US$ 140,2 millones aproximadamente, que representan el 70,1 por ciento de los US$ 200 millones del total de la emisión; y de los tenedores de bonos convertibles colocados en Estados Unidos por US$ 49,8 millones aproximadamente, que representan el 67,34 por ciento del monto vigente de estos bonos.


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Utilidad distribuible

Tabla 4: Utilidad distribuible 2003

M$

Utilidad del ejercicio 2002 32.416.399

Menos déficit acumulado período de desarrollo

Total utilidad ejercicio 2002 32.416.399

Menos dividendos provisorios pagados

Saldo utilidad ejercicio 2002 (*) 32.416.399

Utilidades acumuladas al 31-12-2002

Reserva futuros dividendos al 31-12-2002 4.829.292

Variaciones patrimoniales de filiales con cargo utilidad ejercicio 2002 (2.636.863)

Dividendos definitivos año 2002 pagado con cargo a utilidad ejercicio 2002 (29.779.536)

Revalorización reserva futuros dividendos (ejercicio 2003) 462.727

Reserva futuros dividendos por distribuir 5.292.019

Utilidad del ejercicio 2003 53.678.463

Menos déficit acumulado período de desarrollo

Utilidad acumulada (**) 5.973.400

Resultado acumulado al 31-12-2003 (***) 59.651.863

(*) Cabe destacar que formando parte de la pérdida del ejercicio 2002 se encuentra un ítem denominado Amortización Mayor Valor de Inversiones, por un monto de M$217.734.

(**) En 2003 la compañía ha corregido su renta líquida imponible de los años 2001 y 2002 originando una mayor pérdida tributaria en esos años. Este incremento origina el reconocimiento de un mayor activo por impuestos diferidos por M$5.793.400, que se ha registrado como una mayor utilidad acumulada.

(**) Cabe destacar que formando parte de la utilidad del ejercicio 2003 se encuentra un ítem denominado Amortización Mayor Valor de Inversiones, por un monto de M$373.259.

Política de dividendos El Directorio, considerando las restricciones estatutarias existentes a la fecha de la junta general ordinaria de 29 de abril de 2003, acordó informar a la misma que es su intención distribuir como dividendo entre sus accionistas, el 30 por ciento de las utilidades que se generen durante el año 2003. Asimismo, se acordó dejar expresa constancia de que no es intención del Directorio repartir dividendos provisorios durante el ejercicio. Igualmente, se dejó constancia de que el cumplimiento de la política de dividendos antes mencionada quedará condicionada a las utilidades que realmente se obtengan, así como también a los resultados de las proyecciones que periódicamente efectúa la sociedad, a la necesidad de aportar recursos propios al financiamiento de proyectos de inversión, y al cumplimiento de las restricciones que, en materia de dividendos, contienen los contratos de crédito suscritos con acreedores y que son las


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siguientes: 1) Estar al día en el cumplimiento de las obligaciones financieras. 2) Disponer de recursos financieros suficientes para cumplir con las obligaciones

de largo plazo exigibles dentro de los doce meses, y 3) Que las utilidades a distribuir sean líquidas y realizables. En cuanto a los dividendos para los años sucesivos, el Directorio considera adecuado, de no haber cambios relevantes, mantener en el mediano plazo una política similar a la expuesta. En vista de lo anterior, la citada junta general ordinaria de accionistas acordó distribuir el 30 por ciento de las utilidades ascendientes a $ 8.933.860.435, correspondiente a $ 1,5787 por cada acción, con cargo al ejercicio del año 2002. El indicado dividendo se pagó a los accionistas a partir del 19 de mayo de 2003. Posteriormente, en la junta general extraordinaria de accionistas celebrada el 9 de julio de 2003, se acordó reformar los estatutos de la compañía, entre otros, el artículo 30, eliminándose las restricciones basadas en indicadores financieros que afectaban a la distribución de dividendos por sobre el mínimo legal. En vista de lo anterior, la citada junta extraordinaria acordó la distribución de un dividendo definitivo adicional, con cargo a las utilidades del ejercicio del año 2002 por un monto de $ 3,67470 por acción, el que se pagó a los accionistas a partir del 5 de agosto de 2003. En el caso de Inversiones Cachagua Limitada, los dividendos percibidos fueron destinados en su totalidad a amortizar parcialmente la cuenta corriente mercantil que AES Gener S.A. otorgó a esa sociedad.

Tabla 5: Dividendos pagados por acción

1999 (1) 0,732000 (2) 0,552001 (3) 26,84

2002 0,002003 5,24

Dividendos pagados por acción en pesos de diciembre 2003

(1) con cargo a utilidades de cada año (2) dividendo provisorio (3) dividendos eventuales


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Transacciones de acciones Durante el ejercicio 2003, por parte de accionistas mayoritarios, presidente, directores y ejecutivos principales de la sociedad, no se registraron transacciones de acciones.

Tabla 6: Transacciones de acciones

N° acciones $ Totales Precio promedio ($)1 er Trimestre 202.671.567 27.811.763.340 137,232 do Trimestre 6.830.044 747.787.588 109,493 er Trimestre 4.335.130 614.729.113 141,804 to Trimestre 11.198.419 1.356.999.728 121,181 er Trimestre 2.668.120 265.181.990 99,392 do Trimestre 1.297.554 96.884.838 74,673 er Trimestre 4.055.777 187.924.486 46,344 to Trimestre 680.582 32.282.132 47,431 er Trimestre 2.803.361 115.826.329 41,322 do Trimestre 35.294.999 1.834.142.969 51,973 er Trimestre 15.648.513 1.241.207.198 79,324 to Trimestre 14.966.544 1.579.210.513 105,52

2001

2002

2003

Año

Tabla 7: Precio y volumen transado de la acción en Bolsa de Comercio de Santiago

Mes Volumen Precio promedio cierre ($)Enero 198.106 47,43Febrero 1.880.278 41,17Marzo 724.977 40,04Abril 10.401.016 32,57Mayo 20.370.265 59,40Junio 4.523.718 63,07Julio 2.387.287 69,85Agosto 7.424.735 74,03Septiembre 5.836.491 89,91Octubre 10.694.884 106,16Noviembre 2.148.266 108,59Diciembre 2.123.394 99,15Precio promedio 69,28

Año 2003


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Síntesis de comentarios y proposiciones de accionistas La compañía no ha recibido comentarios o proposiciones de sus accionistas relativos a la marcha de los negocios sociales, según lo establecido por el artículo 64 de la Ley de Sociedades Anónimas.


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Administración Remuneraciones • Directorio El Directorio es el órgano colegiado al que, de acuerdo a la ley y los estatutos de la sociedad, corresponde la administración ordinaria y extraordinaria de la compañía. Está compuesto por siete directores titulares y sus respectivos suplentes, y son escogidos en junta ordinaria cada tres años. Los estatutos de AES Gener S.A. establecen que sus directores no perciben remuneración por el ejercicio de su cargo. Durante el ejercicio 2003 no se registraron compensaciones producto de servicios profesionales a la compañía por parte de directores. • Comité de Directorio De acuerdo al artículo 50 bis de la Ley sobre Sociedades Anónimas, introducido por la Ley 19.705, toda sociedad cuyo patrimonio bursátil sea igual o superior a 1.500.000 Unidades de Fomento deberá designar un Comité de Directores, que estará integrado por tres directores. Este comité tiene los siguientes deberes y atribuciones: 1) Examinar los informes de los auditores externos, el balance y los demás

estados financieros presentados por los administradores y liquidadores de la sociedad, y pronunciarse sobre los mismos antes de someterlos a los accionistas para su aprobación.

2) Proponer al Directorio los auditores externos y los clasificadores privados de riesgo, en su caso, que serán sugeridos a la junta.

3) Examinar los antecedentes relativos a las operaciones a que se refieren los artículos 44 y 89 y evacuar un informe respecto de las mismas.

4) Examinar los sistemas de remuneraciones y planes de compensación de los gerentes y ejecutivos principales.

5) Las demás materias que le encomienden los estatutos, la junta o el Directorio.

Por acuerdo de la junta ordinaria de accionistas celebrada el 29 de abril de 2003, se estableció en un monto igual a UF 160 mensuales la remuneración por cada integrante del Comité. Asimismo, se aprobó la suma de US$ 25.000 como presupuesto anual para el mismo, del cual no se hizo uso.


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El Directorio, en sesión de fecha 27 de abril de 2003, acordó designar como miembros del Comité de Directores a los directores titulares señores Daniel Yarur, René Cortázar y Eduardo Dutrey, y sus respectivos suplentes, señores Sergio Quiñónez, Fernando Pujals y Luciano Barquín. Las remuneraciones recibidas por estos servicios se indican en el siguiente cuadro:

Tabla 8: Remuneraciones del comité del Directorio

2003 2002

René Cortazar 29.174 24.146

Daniel Yarur 29.174 25.556

Eduardo Dutrey - -

Total 58.348 49.702 *Remuneraciones en miles de pesos • Ejecutivos La remuneración global de los principales ejecutivos de la compañía durante 2003 ascendió a la cantidad de MM$ 955. Ello incluye bonos variables según desempeño y resultados corporativos, que también se otorgan a los demás trabajadores de AES Gener S.A. En el año 2003 no hubo pago de indemnizaciones a ejecutivos. Cabe señalar que por política de la empresa los ejecutivos de AES Gener S.A. que participan en directorios de empresas relacionadas no perciben por ello remuneración. En el caso que el pago estuviese contemplado por esas compañías, los recursos correspondientes son destinados a programas sociales desarrollados por la compañía.


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Personal El logro más importante del año 2003 en la gestión de Recursos Humanos fue la suscripción anticipada, en los meses de octubre y noviembre, de los Convenios Colectivos de Trabajo con los sindicatos de la empresa, los que inician su vigencia a contar de 1° de enero de 2004. Éste es un hecho inédito en la compañía y la muestra más concreta del clima de buenas relaciones laborales que se ha construido en los últimos años. Durante el último trimestre la empresa y sus trabajadores adoptaron el Código de Conducta y Ética de Negocios, dictado por la matriz, The AES Corporation.

Tabla 9: Personal AES Gener y filiales

Ejecutivos 13Profesionales 82

Técnicos y Administrativos 110

Total 205

Chivor 70

Eléctrica Santiago 12

Energía Verde 70

Norgener 47

TermoAndes 42

Total Filiales 241

Total AES Gener y Filiales 446

AES Gener S.A.

Personal al 31 de diciembre de 2003

Filiales

Servicios de bienestar Durante el año 2003 se renovó el Plan Colectivo de Salud, que beneficia a los trabajadores activos y al sector pasivo de la empresa. Adicionalmente se renovó el seguro complementario de salud y el seguro de vida del personal. Por otra parte, se actualizaron los beneficios que la empresa otorga al personal no sindicalizado, y se efectuó una detallada revisión de los beneficios que la empresa otorga a sus distintos estamentos. También se entregaron directrices sobre esta materia a las empresas filiales. Como es habitual, durante el año se realizaron distintas actividades destinadas a favorecer y mantener un clima laboral adecuado para la consecución de los objetivos de la empresa.


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Capacitación y desarrollo La compañía invirtió M$ 52.338 en capacitación, lo que refleja el compromiso de la administración con el desarrollo de sus trabajadores. Durante el año 2003, se efectuaron 2.466 horas/hombre de capacitación, las que se distribuyeron fundamentalmente en la realización de talleres de apoyo para la implementación del Sistema de Gestión del Desempeño, cursos de inglés para alrededor del 50 por ciento de la dotación y seminarios relacionados con el sistema de gestión de mantenimiento RCM (Reliability Centered Maintenance). En 2003 se implementó un Sistema de Gestión del Desempeño que persigue promover y reconocer la excelencia en el desempeño de las tareas normales del trabajador, fortalecer una relación más cercana entre los distintos equipos de trabajo y proporcionar oportunidades de capacitación y desarrollo profesional. A fines del año se aplicó la Encuesta Global de Recursos Humanos 2003. Esta encuesta midió la de percepción de los trabajadores en cuanto a la misión corporativa, la forma en que la compañía ha enfrentado las dificultades del entorno, el cumplimiento de los valores corporativos, el nivel de sus relaciones con la comunidad, así como la percepción del liderazgo al interior de la empresa.


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Gestión comercial y operacional

Descripción del sector eléctrico chileno Las principales actividades del sector eléctrico chileno son generación, transmisión y distribución. Todas ellas se encuentran reguladas por la Ley General de Servicios Eléctricos, DFL Nº 1 de 1982 del Ministerio de Minería, modificada el 8 de junio de 1999 mediante la Ley N° 19.613, y por el Decreto Supremo Nº 327 de 1997. La actividad de generación se desarrolla en torno a dos grandes sistemas eléctricos: el Sistema Interconectado Central (SIC), que cubre desde el sur de la II Región (rada de Paposo) a la X Región (localidad de Quellón), abasteciendo el consumo de cerca del 93 por ciento de la población nacional; y el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), que abarca la I y II regiones, y cuyos principales usuarios son empresas mineras e industriales. En cada sistema, la generación eléctrica es coordinada por su respectivo Centro de Despacho Económico de Carga, CDEC, entidad integrada por las principales empresas generadoras y de transmisión. Cada CDEC planifica y coordina la operación de las centrales de su sistema eléctrico, así como el sistema de transmisión, con el fin de asegurar la mayor eficiencia económica del conjunto, cumpliendo las exigencias de calidad de servicio definidas en la normativa vigente. Acorde con ello, se abastece la demanda despachando las plantas según sus costos variables de producción. Como resultado, la demanda es abastecida al mínimo costo. Las ventas de energía y potencia de las empresas generadoras están dirigidas a tres mercados: • Mercado de productores (mercado spot): Conformado por compañías generadoras que transan energía y potencia entre sí. Aquéllas que por despacho tienen una generación superior a la comprometida por contratos (empresas excedentarias) venden, y compran aquéllas que por despacho tienen una producción inferior a la energía y potencia contratadas con clientes (empresas deficitarias). Las transferencias físicas y monetarias son determinadas por el CDEC, y se valorizan, en el caso de la energía, en forma horaria al costo marginal resultante de la operación del sistema. En el caso de la potencia, su precio corresponde al precio de la potencia de punta, el cual es calculado semestralmente por la Comisión Nacional de Energía. • Mercado de clientes libres: Integrado por consumidores cuya potencia conectada es superior a 2 MW, habitualmente de tipo industrial o minero. Se trata de clientes no sujetos a regulación de precios, por lo que tienen la facultad


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de negociar libremente los valores y condiciones del suministro eléctrico con las empresas generadoras o distribuidoras. • Mercado de clientes regulados: Integrado por consumidores cuyo consumo es igual o inferior a 2 MW y que están ubicados en el área de concesión de una empresa distribuidora de la cual son clientes. En este mercado, las ventas de las compañías generadoras están dirigidas a las empresas distribuidoras, las cuales compran la energía y potencia a “precios de nudo”. Estos precios son determinados cada seis meses por la Comisión Nacional de Energía, sobre la base de las proyecciones de los costos marginales esperados del sistema para los siguientes 48 meses, en el caso del SIC, y 24 meses en el caso del SING, y al cálculo del precio básico de la potencia de punta.

SIC y SING durante 2003 La potencia total instalada en el Sistema Interconectado Central, considerando las centrales de todas las empresas integrantes del CDEC, alcanzaba al cierre de 2003 a 7.003,5 MW, equivalentes al 65,8 por ciento de la potencia total instalada en Chile. El 57,9 por ciento de esa potencia es hidroeléctrica, y el 42,1 por ciento restante, termoeléctrica. Sin embargo, la hidrología sigue siendo un factor relevante para el SIC, ya que determina la cantidad de centrales hidroeléctricas y termoeléctricas que son despachadas durante el año. El año 2003 se inició con una alta disponibilidad de energía hidráulica embalsada, la que alcanzaba al 1 de enero de 2003 a 10.500 GWh. Al término del período, el sistema contaba con agua embalsada suficiente para generar cerca de 8.805 GWh, el 66,2 por ciento de la energía máxima embalsable y 9 por ciento menor que el año anterior. El 65 por ciento de la demanda de energía anual fue abastecido por centrales hidroeléctricas, mientras que el 35 por ciento restante fue abastecido con generación térmica. El consumo de energía eléctrica durante 2003 fue 32.092 GWh, un 5,8 por ciento superior al consumo del año 2002. La demanda máxima en horas de punta del SIC se registró el día miércoles 9 de julio a las 22:00 horas y fue de 4.516,8 MW, lo que representa un aumento de un 3 por ciento respecto al año anterior.


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Tabla 10: Precio nudo de energía Alto Jahuel

Potencia Energía

Desde Hasta [$/kW-mes] [$/kWh]

134 04-May-02 01-Nov-02 3.364,2 15,6

134 (indexado) 02-Nov-02 03-Nov-02 3.600,4 17,2

249 04-Nov-02 05-May-03 3.770,5 16,0

77 06-May-03 21-Dic-03 4.102,0 16,8

215 22-Dic-03 31-Dic-03 3.887,7 16,7

N° decretoVigencia

Tabla 11: Costo marginal de energía Alto Jahuel

Potencia Energía

Desde Hasta [$/kW-mes] [$/kWh]

134 04-May-02 01-Nov-02 3.364,2 15,6

134 (indexado) 02-Nov-02 03-Nov-02 3.600,4 17,2

249 04-Nov-02 05-May-03 3.770,5 16,0

77 06-May-03 21-Dic-03 4.102,0 16,8

215 22-Dic-03 31-Dic-03 3.887,7 16,7

N° decretoVigencia

*valores en US$ nominales


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Ilustración 3: Precio nudo vs. costo marginal de energía SIC

0

20

40

60

80

100

120

140D

ic-8

5

Sep-

86

Jun-

87

Mar

-88

Dic

-88

Sep-

89

Jun-

90

Mar

-91

Dic

-91

Sep-

92

Jun-

93

Mar

-94

Dic

-94

Sep-

95

Jun-

96

Mar

-97

Dic

-97

Sep-

98

Jun-

99

Mar

-00

Dic

-00

Sep-

01

Jun-

02

Mar

-03

Dic

-03

($U

S/M

Wh)

Costo Marginal Precio de Nudo

El Sistema Interconectado del Norte Grande, por su parte, se caracteriza por disponer de muy escasos recursos hídricos para la generación eléctrica, por lo que la potencia del sistema es 99,6 por ciento termoeléctrica; compuesta en un 58,1 por ciento por centrales a gas natural, 33,2 por ciento por centrales a carbón, y 8,3 por ciento por centrales a petróleo. A diciembre de 2003, la capacidad instalada en el SING es 3.633,9 MW. Los centros de consumo están separados por grandes distancias y corresponden mayoritariamente a empresas mineras, algunas de ellas con un alto peso relativo respecto al consumo total del sistema. La población del territorio cubierto por el SING alcanza solamente al 5,6 por ciento de la población nacional.

El nivel máximo de despacho en condiciones normales de operación aumentó a 240 MW en horario de punta y a 220 MW en horario fuera de punta, en el marco del “Plan de Seguridad” del SING, que considera una restricción de generación máxima de 270 MW para cada unidad del sistema. En el año 2003, el consumo de energía eléctrica en el SING aumentó un 10,5 por ciento con respecto al año anterior, y se registraron ventas por 10.480 GWh. La demanda máxima del año se produjo el día 14 de diciembre a las 22:00 hrs. y alcanzó a 1.382,4 MW.


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Ilustración 4: Precio nudo vs. costo marginal de energía SING

0

10

20

30

40

50

60

70

80D

ic-9

3

May

-94

Oct

-94

Mar

-95

Ago

-95

Ene-

96

Jun-

96

Nov

-96

Abr

-97

Sep-

97

Feb-

98

Jul-

98

Dic

-98

May

-99

Oct

-99

Mar

-00

Ago

-00

Ene-

01

Jun-

01

Nov

-01

Abr

-02

Sep-

02

Feb-

03

Jul-

03

Dic

-03

(US$

/MW

h)

Costo Marginal Precio de Nudo

Participación de AES Gener en el SIC y el SING Para el suministro en Chile, las empresas AES Gener tienen una capacidad instalada de generación eléctrica de 2.427,7 MW, compuesta de 2.157 MW de capacidad termoeléctrica y 270,7 MW de capacidad hidroeléctrica. En el SIC, la capacidad de generación de electricidad del grupo AES Gener es 1.507,6 MW. De este total, la matriz, AES Gener S.A., aporta 782,2 MW, distribuidos en cuatro plantas hidroeléctricas e igual número de plantas termoeléctricas. Para efectos de administración al interior de la empresa, las plantas hidroeléctricas Alfalfal, Maitenes, Queltehues y Volcán están agrupadas en el Complejo Hidroeléctrico Cordillera, mientras que las centrales Ventanas, Laguna Verde y El Indio conforman el Complejo Termoeléctrico Costa. La cuarta central termoeléctrica que pertenece directamente a la matriz es la central Renca, ubicada al costado de la central Nueva Renca, perteneciente a la filial Eléctrica Santiago S.A., por lo que geográficamente ambas conforman el Complejo Termoeléctrico Renca. En diciembre de 2003 la empresa informó su decisión de vender la central Renca a su filial Eléctrica Santiago S.A., con el fin de aprovechar sinergias en la administración de ambas plantas como una unidad productiva. Respecto a las centrales de las demás filiales y coligadas presentes en el SIC, la coligada Empresa Eléctrica Guacolda S.A. aporta al sistema 304 MW mediante su central Guacolda, y la filial Energía Verde S.A. contribuye con 42,4 MW mediante sus centrales Constitución, Laja y Mostazal.


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Durante el año 2003, las centrales del grupo AES Gener suministraron el 20,8 por ciento de la energía eléctrica consumida en el SIC, un 1,7 por ciento más que el aporte en el año 2002. Destacó la alta generación de las centrales Nueva Renca y Guacolda, que aportaron 7,7 y 7,2 por ciento del consumo del sistema, respectivamente. En el SING, en tanto, AES Gener cuenta con una capacidad de generación de 920,1 MW, compuesta por la potencia instalada de las dos unidades termoeléctricas de la filial Norgener S.A. (277,3 MW) y la potencia instalada de la central Salta (642,8 MW). Esta última se ubica físicamente en la provincia Argentina del mismo nombre y se encuentra conectada al SING a través de una línea de transmisión en 345 kV y de 408 kilómetros de longitud, que une la subestación Salta con la subestación Andes, ubicada en la II Región. Durante el año 2003, las centrales Norgener y Salta registraron una producción bruta de 142 GWh y de 1.950 GWh, respectivamente, equivalentes al 18,3 por ciento de la producción total del SING. El incremento de 7,6 por ciento en la generación de la central Salta se explica por el aumento en el despacho permitido durante el año.


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Tabla 12: Centrales térmicas del grupo AES Gener en el SIC y el SING

PlantasTermoeléctricas

Potencia Instalada [MW]

AES Gener

Ventanas 338,0

Renca 100,0

Laguna Verde 54,7

El Indio 18,8

ESSANueva Renca 379,0

Energía Verde

Constitución 8,7

Laja 8,7

San Francisco 25,0

Guacolda

Unidad 1 152,0

Unidad 2 152,0

Norgener

Unidad 1 136,3

Unidad 2 141,0

TermoAndes

Salta 642,8

Total 2.157,0

Tabla 13: Centrales hidroeléctricas de AES Gener S.A. en el SIC

Plantas Hidroeléctricas


Alfalfal 178,0

Queltehues 48,9

Maitenes 30,8

Volcán 13,0

Total 270,7


35

Tabla 14: Centrales de cogeneración del grupo AES Gener

Plantas Potencia Equivalente

[MW]

Energía Verde

Nacimiento 15,0

Mostazal 3,8

Total 18,8

Aspectos comerciales La política comercial de la compañía busca maximizar los beneficios de su negocio eléctrico, administrando sus riesgos de acuerdo con la realidad del mercado y la industria. Para estos efectos se consideran, entre otros factores, el nivel de contratación, la proporción de clientes libres y regulados que conforman la cartera de clientes de AES Gener y los plazos de los contratos. En sus estudios comerciales, AES Gener hace estimaciones del crecimiento de la demanda y proyecciones de los precios de nudo y los costos marginales del sistema, utilizando modelos de programación dinámica. De esta forma, la empresa determina el nivel de contratos que permite estabilizar sus flujos, abastecer a empresas deficitarias en períodos de sequía y comprar energía en el mercado spot cuando el costo marginal es relativamente bajo. Un factor comercial relevante para la empresa es su condición de principal generador termoeléctrico en Chile, capaz de generar electricidad incluso en momentos de sequía, lo que otorga un alto nivel de seguridad a su suministro. Actualmente los dos principales clientes de AES Gener S.A. en el SIC son Chilectra y Chilquinta, empresas distribuidoras cuyas compras en el año 2003 representaron el 64,8 y 19,4 por ciento, respectivamente, de las ventas físicas de la compañía a nivel individual. Destaca el aumento de 5 por ciento en la venta de energía a Chilectra con respecto al año 2002. Durante el año 2003, a nivel individual, AES Gener S.A. vendió a sus clientes en el SIC y a otros productores del sistema un total de 5.744 GWh, de los cuales 4.972 GWh fueron destinados a clientes regulados. Dados los bajos costos marginales del sistema, las centrales de AES Gener tuvieron un bajo nivel de despacho, por lo que sólo el 31,6 por ciento del total vendido a clientes fue cubierto con generación propia. El restante 67,4 por ciento fue suministrado a través de compras a otros productores del sistema que fueron excedentarios en su producción respecto de sus contratos. Además de estas compras en el CDEC-SIC, la compañía, en virtud de sus contratos vigentes compró energía a los productores Hidroeléctrica Guardia Vieja,


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Hidroeléctrica Aconcagua, Eléctrica Puntilla, Empresa Eléctrica Puyehue y Compañía Eléctrica Los Morros, y a las empresas filiales Eléctrica Santiago S.A. y Energía Verde S.A.

Tabla 15: Balance energía AES Gener S.A. en el SIC 2003

AES Gener Energía [GWh]Producción Neta 1.815

ComprasCDEC – SIC 1.389

Eléctrica Santiago 1.952

Eléctrica Puyehue 252

Los Morros 19HGV – HASA 183

E. Verde 75

Eléctrica Puntilla 119

Total Compras 3.989

Ventas

CDEC – SIC 0

Clientes Regulados 4.972

Clientes No-regulados 772

Total Ventas 5.744

Pérdidas del Sistema 60

En el caso del Sistema Interconectado del Norte Grande, AES Gener adquirió la generación total de la central Salta (de TermoAndes S.A.), de 1.903 GWh netos, de los cuales vendió 1.089 GWh en el mercado spot. El consumo total de sus clientes, Compañía Minera Zaldívar y Compañía Minera Lomas Bayas, alcanzó los 726 GWh.

Tabla 16: AES Gener en el SING en 2003

Producción Neta 0

Compras

CDEC – SING 0

Termo Andes 1.855

Total Compras 1.855

Ventas

CDEC – SING 1.089

Clientes No-regulados 726

Total Ventas 1.815Pérdidas del Sistema 39

AES Gener en el SING Energía [GWh]


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Tabla 17: Principales contratos de AES Gener S.A.

Contratos de venta de energía y potenciaEnergía Anual 2003 [GWh]

Con clientes regulados

Chilectra S.A. 3.729

Chilquinta Energía S.A. 985

Compañía Eléctrica del Río Maipo S.A. 29

Con clientes libres

Cemento Polpaico S.A. 168

Chilquinta Energía S.A. (RPC) 131

Compañía Minera Zaldívar 547

Eléctrica Puntilla S.A. (Intermediación) -

Empresa Eléctrica Puyehue S.A. 172

Energía Verde S.A. (Central Constitución) 39

Energía Verde S.A. (Central Laja) 134

Energía Verde S.A. (Central Mostazal) 44

Hidroeléctricas Guardia Vieja S.A. y Aconcagua S.A. 207

Minera Lo Valdés Ltda. 0

Minera Lomas Bayas S.A. 179

Minera Río Colorado S.A. (Alfalfal y Maitenes) 1

Puerto Ventanas S.A. 3

Puerto Ventanas S.A. (PACSA) 1

Contratos de Compra de Energía y Potencia

Compañía Eléctrica Los Morros S.A. 19

Eléctrica Puntilla S.A. -

Eléctrica Puntilla S.A. (Intermediación) 119

Empresa Eléctrica Puyehue S.A. 252

Energía Verde S.A. (Central Constitución) 46

Energía Verde S.A. (Central Laja) 29

Hidroeléctricas Guardia Vieja S.A. y Aconcagua S.A. 183

Sociedad Eléctrica Santiago S.A. 1.952

Contratos de peaje por uso delsistema de transmisión

Chilectra S.A. -

Chilquinta Energía S.A. -

Chilquinta Energía S.A. (CONAFE) -

Eléctrica Puntilla S.A. -

Sociedad Eléctrica Santiago S.A. -

Asociación de Canalistas Sociedad del Canal del Maipo S.A. -

Por su parte, Energía Verde S.A. comercializó un total de 290 GWh, de los cuales 215 GWh están asociados a ventas a los clientes CMPC Maderas S.A., Aserraderos Arauco S.A., Forestal Copihue S.A., Masonite Chile S.A., Masisa S.A., Terranova


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S.A. y Compañía Papelera del Pacifico S.A. Por otro lado, 75 GWh fueron comercializados en el SIC, a través de contratos con AES Gener S.A. Durante el año 2003 se renovaron con la matriz, AES Gener S.A., contratos de compra y venta de energía eléctrica de las plantas Laja y Constitución, y se suscribió uno nuevo para la planta Mostazal.

Tabla 18: Balance energía Energía Verde S.A. 2003

E. Verde S.A. Energía [GWh]

Producción Neta 75

ComprasGener 221

Total Compras 221

Ventas

Gener 75

Industriales 215

Total Ventas 290

Pérdidas del Sistema 6 La generación de la central Nueva Renca, de Eléctrica Santiago S.A. en 2003 fue de 2.529 GWh brutos, 27,8 por ciento superior a la generación en 2002. Además, durante el ejercicio 2003 mantuvo contratos con División Andina de Codelco, Enami Ventanas, Disputada (El Soldado) y AES Gener S.A., empresas a las cuales vendió 2.834 GWh en el año.


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Tabla 19: Balance energía Eléctrica Santiago S.A. 2003

E. Santiago S.A. Energía [GWh]Producción Neta 2.450

ComprasCDEC – SIC 443

Gener 0

Otros 0

Total Compras 443

Ventas

CDEC – SIC 8

Clientes Regulados 0

Clientes No-regulados 2.834

RM-88 51

Total Ventas 2.893

Pérdidas del Sistema 0 En el SING, Norgener generó un total de 128 GWh netos, y realizó compras en el mercado spot por un total de 1.271 GWh. El consumo total anual de sus clientes SQM Nitratos, SQM Salar y Minera Escondida Ltda., fue de 1.383 GWh. El principal cliente de Norgener es Minera Escondida Ltda., compañía que explota uno de los yacimientos de cobre más grande del mundo.

Tabla 20: Balance energía Norgener S.A. 2003

Norgener S.A. Energía [GWh]Producción Neta 128

ComprasCDEC-SING 1.271

Total Compras 1.271

Ventas

Escondida 1.287

Minsal 68

Nitratos 28

CDEC-SING 0

Total Ventas 1.383

Pérdidas del Sistema 16


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Aspectos operacionales Durante el 2003, con excepción de las centrales Nueva Renca y Guacolda, las unidades termoeléctricas de la compañía en el SIC tuvieron un bajo nivel de despacho producto de las favorables condiciones hidrológicas de los dos años precedentes. Por el contrario, las centrales hidroeléctricas permanecieron en funcionamiento durante todo el año. En el SING, en tanto, la central Norgener disminuyó su generación con respecto al 2002, en contraste con la central Salta, que aumentó su nivel de despacho en relación con igual período. Dada la sobrecapacidad existente en dicho sistema, ambas continúan manteniendo una relevante capacidad ociosa. Al igual que en años anteriores, en las centrales con bajo despacho se trabajó principalmente en mejorar su disponibilidad para el momento de ser requeridas, y en las centrales con alto despacho los esfuerzos se concentraron en optimizar los resultados. Con todas las centrales de la empresa organizadas al alero de la Gerencia de Producción, se puso especial énfasis en un trabajo colaborativo con cuatro grandes propósitos:

• Optimizar la gestión de operación y producción de las distintas plantas a través del mejor uso de los recursos humanos disponibles, mediante el apoyo permanente de personal tanto de mantenimiento como de operación entre centrales, ya sean éstas hidráulicas o térmicas.

• Proyectar el desarrollo profesional de los integrantes de la empresa para enfrentar los desarrollos futuros, a través de planes de capacitación permanente.

• Actuar proactivamente en materia ambiental. • Estandarizar las prácticas de seguridad en todas las centrales,

minimizando de esta manera el índice de accidentes con tiempo perdido. Durante el año se inició en las centrales de Cordillera y de Costa, la implementación de un nuevo esquema de mantención basado en la confiabilidad (Reliability Centered Maintenance, RCM), lo que permitirá reducir costos y aumentar la disponibilidad de las unidades productivas. Por otro lado, se comenzó a implementar un nuevo programa denominado Neo Prevención, el cual está orientado a disminuir las fallas, derroches y accidentes. A finales de año, bajo la coordinación de la Gerencia de Operaciones, se llevó a cabo la 2a Reunión Técnica de Producción, en la que participaron las empresas filiales de AES Gener de Colombia, Argentina y Chile. Se generaron así positivas instancias de intercambio técnico y de apoyo, lo cual sin duda se traducirá en disminuciones de costo, aumento en la disponibilidad de las plantas, así como motivación, crecimiento y desarrollo de nuestro personal.


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Tabla 21: Operación de las plantas de AES Gener S.A. en el SIC

AES Gener S.A. Energía Neta [GWh]

Ventanas 399

Renca 0

Laguna Verde 0

Turbo Gas (M. El Indio) 0

Total 399

Alfalfal 792

Queltehues 376

Maitenes 136

Volcán 111

Total 1.415

Total AES Gener SIC 1.815

Plantas Hidroeléctricas

Plantas Termoeléctricas

Complejo Hidroeléctrico Cordillera Las centrales hidroeléctricas de AES Gener S.A. permanecieron en servicio durante todo el año 2003. La generación bruta anual en su conjunto fue 1.417 GWh, 8,7 por ciento inferior a la generación del año 2002. Las generaciones individuales de Maitenes y Volcán lograron batir récords de generación desde que se tiene registros históricos, producto de un invierno que se caracterizó por altas temperaturas, permitiendo un mayor caudal de los ríos durante estos meses, y de una adecuada operación y mantenimiento de las unidades. Durante el año 2003 se realizó la mantención mayor de la central Alfalfal, que fue sometida al vaciado de su sistema de túneles. En la inspección interior del túnel de la rama Colorado, se detectaron daños por sobre lo normal en su revestimiento interno y fracturas de radier en una extensión de aproximadamente 400 metros. Por este motivo, la central sólo pudo operar con su rama Olivares entre mayo y primeros días de agosto, mientras se realizaban los trabajos de reparación, lo que produjo una pérdida de generación de aproximadamente 120 GWh. Este evento fue notificado al seguro y se encuentra en proceso de liquidación.


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Tabla 22: Centrales hidroeléctricas AES Gener S.A.

Central UbicaciónAño puestaen servicio

Tipoturbina

N°unidades

PotenciaMW

Disponibilidad2003

Maitenes Los Maitenes, Cajón Río Colorado, R.M. 1923-1989 (1) Francis 5 31 97,49%

Queltehues Los Queltehues, Cajón Río Maipo, R.M. 1928 Pelton 3 49 99,28%

Volcán El Volcán, Cajón Río Maipo, R.M. 1949 Pelton 1 13 99,83%

Alfalafal El Alfalfal, Cajón Río Colorado, R.M. 1991 Pelton 2 178 97,63%

1.- Reconstruida después del aluvión del Río Colorado, de noviembre de 1987; e incluye a la planta auxiliar Maitenes.

* Estas instalaciones son de propiedad de la empresa y se encuentran en buen estado. Complejo Termoeléctrico Costa Durante el año 2003 la central térmica Ventanas tuvo un bajo factor de capacidad; generó 424 GWh brutos y consumió 167 mil toneladas métricas de carbón. La central térmica Laguna Verde y la unidad turbogas El Indio se mantuvieron como unidades de reserva, entrando en servicio sólo ocasionalmente para pruebas o necesidades del sistema. Desde octubre, la unidad turbogas está en proceso de traslado hacia la central Laguna Verde, proyecto que está programado finalizar en el mes de febrero de 2004. En este escenario, los esfuerzos productivos estuvieron abocados principalmente a la realización de programas de mantenimiento y prueba de equipos, para mantener las unidades en condiciones seguras de respaldo ante los requerimientos del SIC, lo que se logró con pleno éxito al cumplir con los tiempos definidos de puestas en servicio y con elevados estándares de disponibilidad.

Tabla 23: Centrales termoeléctricas AES Gener S.A.


Tipo turbinaN°

unidadesPotencia

[MW]Consumo específico

netoDisponibilidad

2003

Laguna Verde Laguna Verde, V Región 1939-1949 carbón-vapor 2 54,7 0,85 kg/kWh 95,54%

Ventanas Bahía de Quintero, V Región 1694-1977 carbón-vapor 2 340 0,415-0,397 kg/kWh 99,33% - 99,0%

El Indio Minera El Indio, IV Región 1990 turbogas-diesel 1 18,8 0,264 kg/kWh 98,08%* Estas instalaciones son de propiedad de la empresa y se encuentran en buen estado. Entre los trabajos de mantenimiento realizados, destacan los que se llevaron a cabo en ambas unidades de la central Ventanas, efectuados en los meses de octubre y diciembre. En la unidad N° 1 se reemplazaron y repararon algunos componentes de las cañerías de vapor principal, logrando extender la vida útil residual del conjunto. En la unidad N° 2 se realizó la inspección interna del generador eléctrico, lo que permitió asegurar la disponibilidad futura.


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Complejo Termoeléctrico Renca Este complejo está integrado por la central Renca, que pertenece directamente a AES Gener, y por la central Nueva Renca, perteneciente a la filial Sociedad Eléctrica Santiago S.A. Durante el año 2003, la primera de ellas se mantuvo disponible sin que su operación fuera requerida por el CDEC-SIC. Por otra parte, Nueva Renca– central de ciclo combinado a gas natural- estuvo en servicio prácticamente durante todo el año, generando un total de 2.529 GWh brutos, con una disponibilidad de 100 por ciento en horas de punta. A fines de 2003, se aprobó el traspaso de AES Gener a Eléctrica Santiago de los activos que conforman la central Renca, aquéllos asociados al proyecto de conversión a gas de esta central, más el terreno de aproximadamente 3,9 hectáreas donde se encuentra Nueva Renca. Se proyecta materializar dicho traspaso en los primeros meses de 2004.

Tabla 24: Central termoeléctrica complejo Renca


Tipo turbinaN°

unidadesPotencia

[MW]Consumo

específico netoDisponibilidad

2003

Renca Comuna de Renca, Santiago, R.M. 1962 diesel premium - vapor 2 100 13.372 BTU/kWh 98,86%

* Estas instalaciones son de propiedad de la empresa y se encuentran en buen estado. Líneas de transmisión en el SIC Durante el año 2003 se realizaron mantenimientos preventivos a todo el sistema de transmisión y subestaciones de la compañía, en particular al Sistema Costa, que comprende las subestaciones San Pedro, Ventanas, Miraflores y Laguna Verde. Además, se cambiaron 10 Km. de conductor de aluminio de la línea de transmisión Ventanas – Miraflores, que estaba dañado por envejecimiento prematuro debido a su exposición a un ambiente con mayor contaminación. Asimismo, se habilitó por primera vez en la empresa un sistema de monitoreo a distancia formado por cámaras de video instaladas en la subestación San Pedro, las que pueden ser observadas desde la sala de control ubicada en las instalaciones de Renca.


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Tabla 25: Líneas de transmisión y subestaciones de AES Gener S.A.

Longitud de líneas en 110 kV

Subestaciones propias

Longitud de líneas en 220 kV

Acometida a subestaciones de otras empresas

249,4 km

Alfalfal, Maitenes, Queltehues La Laja, Punta de Peuco, Pachacama, San Pedro, Ventanas y Laguna Verde

Los Almendros, Florida, Cerro Navia 110 kV, Las Vegas, Calera, Miraflores

43,4 km

* Estas instalaciones son de propiedad de la empresa y se encuentran en buen estado. Sociedad Eléctrica Santiago S.A. Esta empresa filial de AES Gener es propietaria de la central Nueva Renca, de 379 MW, la primera de ciclo combinado a gas natural en Chile, que entró en operación comercial el 31 de marzo de 1998. Cabe señalar que durante el mes de septiembre de 2003, se efectuaron pruebas del sistema dual de combustible, que permite a la central Nueva Renca funcionar con petróleo diesel como combustible secundario.

Tabla 26: Central termoeléctrica Nueva Renca


Tipo turbinaN°

unidadesPotencia

[MW]Consumo


2003

Nueva Renca Comuna de Renca, Santiago, R.M. 1997 Ciclo comb. Gas natural 1 (1x1) 379 7.460 BTU/kWh 100%

* Estas instalaciones son de propiedad de la empresa y se encuentran en buen estado. Energía Verde S.A. Durante el año 2003, como producto de la generación de sus centrales térmicas, la filial Energía Verde vendió más de un millón de toneladas de vapor a sus clientes industriales. Los consumos de combustible durante el año 2003 alcanzaron a 140,8 m3 de petróleo utilizados en la turbina de Mostazal, y 2.159.774 m3 de aserrín y corteza utilizados en las plantas de Laja, Constitución, Nacimiento y Mostazal. Importantes clientes, Aserraderos Arauco S.A. y CMPC-Maderas S.A., anunciaron planes de crecimiento de los consumos de energía, por lo cual se está evaluando la factibilidad de acompañar dichos consumos, negociando, principalmente, nuevas condiciones de precio y plazos de contrato.


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Tabla 27: Centrales térmicas Energía Verde S.A.


Tipo turbinaN°

unidadesPotencia

[MW]Consumo


2003

Constitución Constitución, VII Región 1995 cogeneración (electricidad y vapor) 1 8,7 N/A 86,84% (2)

Laja Laja, VIII Región 1995 cogeneración (electricidad y vapor) 1 8,7 N/A 72,85% (2)

Nacimiento Nacimiento, VIII Región 1997 generadora de vapor 1 15 (1) N/A N/A

San Francisco de Mostazal San Francisco Mostazal, VI Región 2000 generadora de vapor 1 15 (1) N/A N/A

San Francisco de Mostazal San Francisco Mostazal, VI Región 2002 turbogas-diesel 1 24 0,309 kg/kWh 97,80%

1.- Potencia equivalente. Sólo producen vapor industrial.

2.- Incluye castigo por menor generación producto de la cogeneración.

* Estas instalaciones son de propiedad de la empresa y se encuentran en buen estado. Empresa Eléctrica Guacolda S.A. Esta empresa coligada posee una central termoeléctrica a carbón ubicada en Huasco, en la III región de Chile, en el extremo norte del SIC. Sus dos unidades generadoras, cada una de 152 MW, fueron conectadas al sistema en octubre de 1995 y agosto de 1996, respectivamente. La central cuenta también con una subestación en 200 kV, una línea de transmisión de doble circuito hacia Maitencillo y desde ahí a Cardones, y un puerto mecanizado multipropósito de 1.500 toneladas/hora de capacidad, apto para la descarga de carbón y graneles en general y acondicionado para la prestación de servicios a terceros. En 2003 la generación bruta de la central termoeléctrica Guacolda ascendió a 2.449 GWh, en comparación con los 2.191 GWh generados en 2002. La central continuó el desarrollo y perfeccionamiento de la nueva estrategia de compra de petcoke implementada el año pasado, y ejecutó con éxito la mantención anual de la central. Durante el año 2003, el uso de petcoke fue cuidadosamente supervisado a través de una red de monitoreo de calidad de aire, compuesta por 10 estaciones ubicadas en lugares estratégicos del Valle del Huasco. Además, las dos unidades de la central Guacolda mantuvieron una disponibilidad de 96 por ciento.

Tabla 28: Central termoeléctrica Guacolda S.A.

UbicaciónAño puestaen servicio

Tipo turbinaN°

unidadesPotencia

[MW]Disponibilidad

* Estas instalaciones son de propiedad de Guacolda y se encuentran en buen estado.

304Guacolda 96%

Central

2vapor - carbón1995 - 1996Huasco, III Región


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Tabla 29: Líneas de transmisión y subestaciones Guacolda S.A.

168 km

Guacolda

* Estas instalaciones son de propiedad de Guacolda y se encuentran en buen estado.

Longitud de líneas en 220 kV:

Subestaciones propias:

Norgener S.A. Esta filial posee una central termoeléctrica con dos unidades, en la localidad de Tocopilla, II Región. La primera unidad, de 136,3 MW, fue conectada al sistema en febrero de 1995, y la segunda, de 140 MW, en febrero de 1997. La capacidad instalada de Norgener representa aproximadamente un 7,6 por ciento de la capacidad instalada del SING. Durante el año 2003, las central térmica Norgener tuvo un bajo nivel de despacho, operando sólo ante contingencias en el SING y evitando así el alza del costo marginal del sistema. En este escenario, los esfuerzos productivos estuvieron abocados principalmente a mantener la disponibilidad de las unidades, de modo que sean un respaldo efectivo ante requerimientos del SING. Esto se logró con pleno éxito al cumplir con los tiempos definidos de puesta en servicio y con elevados estándares de disponibilidad. Entre los trabajos realizados, sobresalió el mantenimiento anual de la unidad 2, especialmente el del sistema de válvula de control de vapor principal de la turbina, limpieza y pintado de pozo intake, cambio de quemadores de carbón e ignitores, y mantención y ajustes de todo el sistema de control. En relación con el sistema de transmisión, durante el 2003 se realizaron optimizaciones a los sistema de mantenimiento. Además, se habilitó en el despacho de carga de Norgener el sistema PI del proveedor OSI-SOFT, que permite suministrar y recibir toda la información del SING proveniente del CDEC, de manera de optimizar la operación en tiempo real del despacho.

Tabla 30: Central termoeléctrica Norgener S.A.


Tipo turbinaN°

unidadesPotencia

[MW]

Consumo específico

neto [kg/kwh]

Disponibilidad 2003

* Estas instalaciones son de propiedad de la empresa y se encuentran en buen estado.

0,40 - 0,397277,342carbón-vaporNorgener 98,55% - 96,0%Tocopilla, II Región 1995-1997


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Tabla 31: Líneas de transmisión y subestaciones Norgener S.A.

TermoAndes S.A. Esta filial posee la central Salta, de 642,8 MW, ubicada en Campo Santo, Provincia de Salta, en el noroeste de la República Argentina. Durante 2003 se avanzó positivamente en aumentar su generación y venta de energía y potencia al SING. La generación bruta total anual ascendió a 1.950 GWh, en comparación con los 1.813 GWh generados en el año 2002, lo que representa un incremento de 7,6 por ciento para este período. Cabe recordar que el 22 de agosto de 2002, mediante una resolución del organismo argentino ENRE (Ente Nacional Regulador de la Electricidad), se otorgó a TermoAndes S.A. autorización para conectar 203 MW de sus 642,8 MW al sistema interconectado de ese país, lo que permitiría conectar una turbina a gas en ciclo abierto. La materialización de esta conexión se encuentra a la espera de mejores condiciones económicas del mercado eléctrico argentino. El 4 de julio de 2003, TermoAndes S.A. certificó un sistema de gestión ambiental basado en la norma ISO 14.001. Esto, junto con el sistema de gestión de la calidad ISO 9.000, certificado en el año 2000, permite a TermoAndes S.A. desarrollar sus actividades cuidando el medio ambiente y satisfacer los compromisos asumidos con los clientes.

(1) Estas instalaciones son de propiedad de Norgener y se encuentran en buen estado.

(2) Estas instalaciones son de propiedad de AES Gener y se encuentran en buen estado.

Longitud de líneas en 220 kV simple circuito: 110 km (1) y 95 km (2)

Longitud de líneas en 220 kV doble circuito: 63 km (1) y 72 km (2)

1 paño Mantos Blancos, 1 paño Lomas Bayas, 2 paños Crucero



Paño o acometida a subestaciones de otras empresas:

Subestaciones propias:

Longitud de líneas arrendadas en 220 kV simple circuito:

140 km (1)

33 km (1)

221 km (1)

Norgener, Oeste, Minsal, La Cruz, Andes, Nueva Zaldívar, Laberinto


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Tabla 32: Central termoeléctrica TermoAndes S.A.


Tipo turbinaN°

unidadesPotencia

[MW]Consumo


2003

Salta Campo Santo, Prov. de Salta, Argentina 1999 ciclo comb. gas natural 1 (2x1) 642,8 7,624 Btu/kWh 98.32%

* Estas instalaciones son de propiedad de la empresa y se encuentran en buen estado. InterAndes S.A. Esta compañía cuenta con una concesión para la transmisión de energía eléctrica entre Campo Santo, en Argentina, y el nodo frontera en Paso Sico, punto limítrofe con Chile. Asimismo, cuenta con un contrato con TermoAndes S.A. para otorgarle el servicio de transporte de energía y potencia eléctrica entre la central Salta y el nodo frontera mencionado. Durante el año 2003, se registró un aumento significativo en la disponibilidad de la línea de 345 kV Andes - Salta. Ello, junto con la mayor disponibilidad de las unidades de la central, se tradujo en una mejora en los ingresos por pago de potencia firme reconocida por el CDEC-SING. Además, se optimizaron los sistemas de mantención preventiva de los 607 kilómetros de líneas de transmisión en 220 kV y sus subestaciones asociadas.

Tabla 33: Líneas de trasmisión y subestaciones InterAndes S.A.

Longitud de líneas en 345 kV: 280 km

Subestaciones propias: Salta

* Estas instalaciones son de propiedad de la empresa y se encuentran en buen estado.


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Negocio Eléctrico en el Extranjero Mediante las empresas generadoras Chivor e Itabo, AES Gener participa en los sectores eléctricos de Colombia y República Dominicana, respectivamente.

Tabla 34: AES Gener en Colombia y República Dominicana


Chivor (Colombia) 1.000

Itabo S.A.(Rep. Dominicana)

Itabo turbina a vapor 260

Itabo turbinas a gas 104

Santo Domingo 39

Timbeque 46

Los Mina 69

Higuamo 69

Total Itabo S.A. 586

Total potencia 1.586

Sistema eléctrico colombiano El sistema eléctrico colombiano está estructurado en torno a un único Sistema Interconectado Nacional (SIN), que al 31 de diciembre de 2003 contaba con una capacidad instalada efectiva de 13.265 MW, con un 67 por ciento de capacidad hidroeléctrica y 33 por ciento de capacidad termoeléctrica. La disminución de la capacidad instalada respecto al año anterior se produjo por el retiro voluntario de algunas plantas del sistema tales como Riogrande 1 y 3, cadena Casalco, Barrancas 1, 4 y 5. La demanda de energía durante el 2003 fue 46.112 GWh; 2,9 por ciento superior al año 2002. Los aportes hidrológicos a nivel nacional correspondieron al 88 por ciento del promedio histórico multianual. En el mes de marzo de 2003 se iniciaron las Transacciones Internacionales de Energía -TIES- con Ecuador, las que ayudaron a incrementar el precio de bolsa aproximadamente en Col$ 2/kWh. La capacidad total de importación de energía es 215 MW, y de exportación es 285 MW. Durante el 2003, el total de energía exportada a Ecuador representó cerca de 2,7 por ciento del total de la demanda


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colombiana. En dicho año, Colombia exportó 94 por ciento del tiempo e importó únicamente el 6 por ciento. En términos generales, el sistema colombiano opera de manera similar al chileno, con excepción de la existencia de una bolsa de energía en la que se realizan transacciones en función de precios declarados. Chivor S.A. E.S.P.

Esta filial colombiana pertenece en 99,9 por ciento a AES Gener S.A. Chivor es la tercera central hidroeléctrica del país, con una capacidad instalada de 1.000 MW. Los aportes hidrológicos al embalse "La Esmeralda" durante el año alcanzaron un valor correspondiente al 93 por ciento del promedio histórico multianual. Al finalizar el año el embalse se situó en el 95,1 por ciento de su capacidad. Durante el año 2003, la central generó 3.818 GWh netos y comercializó 5.816 GWh, de los cuales 3.274 GWh fueron transados a través de la bolsa de energía y los restantes 2.542 GWh mediante contratos de largo plazo. Con el fin de optimizar el margen comercial esperado para el año 2004, se firmaron contratos de venta de energía para un total de 2.836 GWh. Adicionalmente, se logró fortalecer la alianza con Empresa Pública de Medellín para atender al mercado no regulado con ventas por 159 GWh para los años 2004 y 2005. Gracias a su experiencia en el tema, Chivor participó activamente en la revisión de los parámetros técnicos para la prestación del servicio de regulación secundaria de frecuencia (AGC) en el sistema colombiano. En conjunto con el Consejo Nacional de Operación (CNO) se elaboró un documento que fue enviado a la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), la cual tiene el compromiso de emitir una nueva resolución que podría relajar los requerimientos técnicos para la prestación del servicio. Durante el año 2003 la capacidad efectiva de la planta fue 1.000 MW. La disponibilidad promedio de la planta fue de 94,6 por ciento. Este logro es resultado de los programas de mantenimiento predictivo y preventivo establecidos en la central. Dentro de las actividades y proyectos de mejoramiento de la central se destaca el proyecto de rehabilitación de transformadores de potencia de Chivor I, los cuales se encuentran operando satisfactoriamente. Adicionalmente, se desarrolló el proceso de licitación en el que se seleccionó a la firma Siemens para el reemplazo de las protecciones eléctricas de los generadores y los


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correspondientes bancos de transformadores de las unidades de la central, el cual se realizaría durante el 2004.

Tabla 35: Balance energía Chivor S.A.

Chivor en el 2003 Energía [GWh]

Producción Neta 3.818

Compras

Chivor 2.505

Total Compras 2.505Ventas

Contratos 2.542

Bolsa 3.274


Nota: Las pérdidas se producen por la subestimación de las ventas al mercado spot (AGC), que

son reliquidadas posteriormente

Ilustración 5: Precio energía mercado colombiano (bolsa)

0

20

40

60

80

100

120

Jul-

95

Dic

-95

May

-96

Oct

-96

Mar

-97

Ago

-97

Ene-

98

Jun-

98

Nov

-98

Abr

-99

Sep-

99

Feb-

00

Jul-

00

Dic

-00

May

-01

Oct

-01

Mar

-02

Ago

-02

Ene-

03

Jun-

03

Nov

-03

($U

S/M

Wh)

Precio Bolsa

Sistema eléctrico dominicano

Durante el año 2003, el sistema eléctrico dominicano continuó en situación de déficit de oferta respecto a la demanda, estimándose la diferencia en 9 por ciento. La generación total fue de 10.282 GWh, con 88,5 por ciento de


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generación termoeléctrica y 11,5 por ciento de generación hidroeléctrica. La demanda máxima anual se registró el 11 de septiembre, y alcanzó los 1.637 MW. Los precios de transferencia en el mercado spot, que corresponden al igual que en Chile a los costos marginales del sistema, estuvieron marcados por altos precios, llegando incluso a costos de desabastecimiento. La causa principal de los altos precios es la alta indisponibilidad de las unidades del sistema debido a la crisis financiera del sector. Dichos problemas fueron originados en parte por problemas en la economía dominicana, que presentó un incremento del tipo de cambio cercano al 82 por ciento y una inflación anual de aproximadamente 43 por ciento, además del alto precio internacional de los combustibles derivados del petróleo. Producto de la crisis, las empresas distribuidoras EdeNorte y EdeSur, formadas durante el proceso de capitalización y propiedad de Unión Fenosa, pasaron nuevamente a manos del gobierno dominicano luego de que esta empresa decidiera no continuar en el negocio de distribución en el país. Cabe señalar que durante el año se dictaron las resoluciones SIE-02, 04, 53, 55 y 75 que fijaron el costo de desabastecimiento del sistema, que en algunos casos fue inferior al costo variable de producción de las unidades menos eficientes del sistema, las que requirieron de una compensación adicional para cubrir la diferencia. En octubre, el gobierno dominicano a través del Decreto 1036-03 creó una comisión cuyos objetivos son evaluar el marco regulatorio actual, incluyendo temas tales como permitir la completa privatización de todas las compañías formadas durante el proceso de capitalización, así como el sistema de transmisión, y la posible integración vertical del sector.

Compañía Generadora de Electricidad Itabo S.A.

Esta empresa dominicana pertenece en 50 por ciento a un consorcio conformado por AES Gener S.A. y El Paso, que tiene a su cargo la administración de la empresa, y en 50 por ciento al Estado dominicano, a través de la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDE). La capacidad nominal de Itabo alcanza 586 MW, distribuida en tres centros de generación, los cuales durante el año 2003 aportaron 1.435 GWh, que representan el 14 por ciento de la energía consumida por el sistema nacional. Actualmente Itabo tiene contratos con empresas distribuidoras por 300 MW. En junio comenzó la operación comercial de la unidad Itabo Vapor 1, después de terminado su proceso de rehabilitación. Esta unidad hizo un significativo aporte


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de energía al sistema con bajos costos de producción, al usar carbón mineral como combustible en vez de fuel oil #6, como lo hacía anteriormente. Durante los meses de julio y agosto se realizó el mantenimiento mayor de la unidad Itabo Vapor 2. La eficiencia de estas dos unidades a carbón, de una potencia total de 250 MW, hace de Itabo el productor térmico de menor costo variable del mercado. Por otra parte, el alto despacho de las turbinas a gas durante el primer semestre del año, permitió a la compañía afrontar los períodos de déficit de suministro. Estas unidades se constituyeron en un respaldo fundamental para el sistema mientras la unidad Itabo Vapor 1 se encontraba en rehabilitación.

Tabla 36: Balance energía Itabo S.A.

Itabo en el 2003 Energía [GWh]

Producción Neta 1.436

Compras 323

Total Compras 323Ventas

Clientes regulados 1.754

Clientes no regulados 5


Ilustración 6: Precio energía mercado dominicano

-

15

30

45

60

75

90

105

120

135

Dic

-00

Feb-

01

Abr

-01

Jun-

01

Ago

-01

Oct

-01

Dic

-01

Feb-

02

Abr

-02

Jun-

02

Ago

-02

Oct

-02

Dic

-02

Feb-

03

Abr

-03

Jun-

03

Ago

-03

Oct

-03

Dic

-03

(US$

/MW

h)

Prom. CMg


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Negocios no eléctricos Además de sus participaciones en los sectores eléctricos de Chile, Colombia y República Dominicana, al 31 de diciembre de 2003, AES Gener S.A. participa en las compañías GasAndes y GasAndes (Argentina), del ámbito del transporte de gas natural, y en la Compañía de Carbones del Cesar, del ámbito de la exploración de carbón en Colombia. Adicionalmente la compañía participa en el negocio de comercialización de carbón en Chile. GasAndes y GasAndes (Argentina) Estas empresas son propietarias y operadoras del gasoducto que une La Mora, en Argentina, con Santiago, en Chile. El tendido recorre un total de 463 kilómetros, 314 en el lado argentino y 149 en el lado chileno, y es el primero que fue puesto en servicio entre ambos países, en agosto de 1997. Al 31 de diciembre de 2003 la participación accionaria de AES Gener S.A. en GasAndes S.A. y GasAndes (Argentina) S.A. era de 13 por ciento. Durante el año 2003, se trabajó fundamentalmente en dos proyectos. Uno de ellos es la extensión del gasoducto a la VI Región, hasta la refinería Caletones, lo que representa una ampliación del ducto en 74 kilómetros, y cuya puesta en servicio ocurrió a mediados de 2003. El otro proyecto fue la construcción de la planta compresora de gas Papagayos, que entró en operaciones en agosto de 2003. Compañía de Carbones del Cesar Perteneciente en 100 por ciento a AES Gener S.A., esta empresa cuenta con una mina de carbón en etapa de exploración, en La Loma, Departamento del Cesar, al nororiente de Colombia. Al 31 de diciembre de 2003, esta compañía se encontraba en proceso de venta.

Comercialización de combustibles Junto con asegurar y hacer eficiente el abastecimiento de combustible para sus propias centrales generadoras, AES Gener S.A. suministra carbón a centrales térmicas de otras empresas integrantes del CDEC-SIC y del CDEC-SING, y a compañías del sector industrial, aprovechando para ello economías de escala. Durante 2003, la empresa vendió 270 mil toneladas de carbón a centrales térmicas de otras compañías y 242 mil toneladas de carbón al sector industrial.


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Para esta labor de comercialización de combustibles, AES Gener S.A. cuenta con personal especializado, de manera tal de responder eficiente y oportunamente a las variadas necesidades de sus clientes.

Factores de riesgo Los principales factores de riesgo que la empresa enfrenta en el negocio de generación eléctrica son la incidencia de las condiciones climáticas, especialmente hidrológicas; el suministro y variabilidad de precio de los combustibles utilizados por las centrales termoeléctricas, siendo los principales el gas natural y el carbón; la sujeción a regulación de varios aspectos del negocio, tales como la fijación de precios de venta a compañías distribuidoras, regulaciones ambientales y modificaciones en los cuerpos legales vigentes; y la posibilidad de que contratos y acuerdos de venta de electricidad sean impugnados mediante acciones judiciales afectando el resultado operacional de la compañía. Por otra parte, desde el punto de vista financiero, los resultados pueden verse afectados por las variaciones del tipo de cambio tanto en Chile como en aquellos países donde la compañía mantiene inversiones, principalmente Argentina y Colombia.

Proyectos de inversión AES Gener cuenta con una cartera de proyectos, entre los cuales se destacan los siguientes: Proyecto Interconexión SIC-SADI Durante el año 2003, AES Gener S.A. ha estudiado la interconexión eléctrica entre el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y el Sistema Interconectado Central de Chile (SIC). Este proyecto consiste en la construcción de 230 kilómetros de líneas de transmisión en 220 kV, y las subestaciones transformadoras y de conexión correspondientes, para unir el extremo sur del SADI con el sistema eléctrico chileno a la altura de la X Región. Esta interconexión permitirá intercambios de hasta 250 MW entre ambos países. La decisión respecto a la materialización de este proyecto será tomada durante el transcurso de 2004.


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Conversión a gas de la central Renca Proyecto que consiste en el reemplazo de calderas de la central Renca, que operan con petróleo diesel, por una turbina a gas de 150 MW y una caldera recuperadora de calor, y la reutilización de los dos turbogeneradores existentes de 50 MW cada uno. Ello permite mejorar el desempeño ambiental de la central y a la vez incrementar su potencia neta en 140 MW. Los equipos principales fueron licitados en abril de 2002 y está pendiente su adjudicación. Por otra parte, la aprobación del Estudio de Impacto Ambiental del proyecto se obtuvo en marzo de 2003. Finalmente, durante el año 2003 se actualizaron algunos estudios técnicos. Central de ciclo combinado Laguna Verde Proyecto que contempla la construcción de una central de ciclo combinado de 400 MW, ubicada a un costado de la central Laguna Verde, de propiedad de AES Gener S.A., en la V Región. Durante el año 2003 se concluyeron los estudios ambientales, y en enero de 2004 se ingresó el Estudio de Impacto Ambiental a la COREMA V Región - Valparaíso, para su tramitación. Central de ciclo combinado Totihue Proyecto orientado a la construcción de una central de ciclo combinado a gas natural en la VI Región, compuesta de dos ciclos de 370 MW cada uno, que se construiría en dos etapas. El proyecto se encuentra en etapa de tramitación de los estudios ambientales. Durante el año 2003 se acordó una extensión del plazo hasta el 15 de diciembre de 2005 para la entrega del addendum respectivo.

Prevención de riesgos

Durante al año 2003, AES Gener continuó otorgando gran importancia a la prevención de riesgos, de manera tal de acercar los negocios de AES Gener en Chile a los exigentes estándares internacionales de The AES Corporation, y de cumplir tanto con las normas de seguridad chilenas (Ley Nº 16.744) como con las norteamericanas (OSHA).


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Entre los logros del año, se destaca una disminución en la cantidad de accidentes en el conjunto de empresas AES Gener, de cinco en 2002 a cuatro en 2003. Por otra parte, se comenzó a trabajar junto al Instituto de Seguridad del Trabajo en una nueva herramienta de gestión preventiva, llamada Neo Prevención, la cual está orientada al aseguramiento y mejoramiento continuo de la productividad, la calidad y seguridad, variables que son pilares fundamentales para sostener procesos operacionales confiables, competitivos y seguros. Estadísticas de acuerdo a la ley chilena De acuerdo a la Ley Nº 16.744 sobre Accidentes del Trabajo aplicada en Chile, son indicadores relevantes el índice de frecuencia, entendido como el número de accidentes por cada millón de horas/hombre trabajadas en el período; el índice de gravedad, que corresponde al número de días perdidos por cada millón de horas trabajadas en el período, y el índice de accidentabilidad, correspondiente al número de accidentes por cada 100 trabajadores en un año. En la siguiente tabla se muestra la estadística correspondiente a accidentes de trabajadores de AES Gener en ambos períodos, según esta ley.

Tabla 37: Indicadores prevención de riesgo

De acuerdo a ley en Chile Índice de frecuencia Índice de gravedad Índice de accidentabilidad

2002 2003 2002 2003 2002 2003

Norgener 0 10,06 0 231,39 0 2,22

Guacolda 0 0 0 0 0 0

E. Santiago S.A. 0 0 0 0 0 0

E .Verde S.A. 6,34 0 44,44 0 1,42 0

AES Gener S.A. 8,33 6,4 147,97 27,77 1,89 1,5

Consolidado 5,72 4,63 89,36 41,69 1,29 1,08


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Estadísticas de acuerdo a normas aplicables en Estados Unidos Las normas que se aplican a la industria en Estados Unidos para información estadística de accidentes (OSHA) consideran un índice de accidentabilidad conocido como LTA (Lost Time Accident), que corresponde al número de accidentes por cada 200.000 horas trabajadas. Adicionalmente se utiliza un índice de gravedad, correspondiente al número de días perdidos por cada 200.000 horas trabajadas. En la siguiente tabla se observan ambos índices aplicados al personal de las empresas AES Gener, según los registros de accidentes de 2002 y 2003.

Tabla 38: Indicadores prevención de riesgo (OSHA)

De acuerdo a norma OSHA Índice de accidentabilidad LTA Índice de gravedad

2002 2003 2002 2003

Norgener 0 1,81 0 65,2

Guacolda 0 0 0 0

E. Santiago S.A. 0 0 0 0

E. Verde S.A. 1,26 0 5,02 0

AES Gener S.A. 1,67 1,28 18,34 9,39

Consolidado 1,15 0,92 10,99 8,33


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Discusión normativa En mayo de 2002, el Ministerio de Economía y Energía envió al Congreso un proyecto de ley -conocido como “Ley Corta”- con propuestas de modificaciones a la regulación vigente, principalmente en cuanto a cargos por uso de sistemas de transporte en alta tensión, definición de un esquema de peajes abierto en las redes de distribución, reducción del límite de los clientes libres, reducción de la bandas de comparación de precios libres y regulados, formalización del mercado de servicios complementarios y modificaciones al régimen de precios en sistemas eléctricos pequeños y medianos. Durante el año 2003, AES Gener desarrolló importantes trabajos y análisis conceptuales referentes al proyecto de ley, participando con otras empresas eléctricas en la presentación de propuestas de mejoramiento frente a la autoridad e instituciones de opinión independientes. Como resultado de lo anterior, el proyecto original fue mejorado considerablemente. De este modo, el documento fue corregido de manera de evitar que la ley subsidiara alternativas de expansión económicamente ineficientes. Otro mejoramiento significativo fue la modificación del esquema de planificación central de la expansión del sistema de transmisión que consideraba el proyecto original, el cual fue modificado recogiéndose planteamientos efectuados en esta materia. Adicionalmente, se redujo el límite de los clientes libres desde 2 MW a 0,5 MW, lo cual, conjuntamente con el establecimiento de peajes en las redes de distribución, facilitará que empresas generadoras puedan acceder directamente a un mayor número de estos clientes, los que se verán favorecidos al aumentar la competencia. La nueva ley reduce también la banda de los clientes libres de 10 a 5 por ciento. Esta banda es utilizada para ajustar el precio de nudo teórico, calculado por la Comisión Nacional de Energía (CNE), al precio promedio de los clientes libres, permitiendo con ello que el precio de nudo de los clientes regulados sea más parecido al precio de mercado. Finalmente, el proyecto de ley fue aprobado por el Congreso en enero de 2004, eliminándose así por completo una de las grandes incógnitas que tuvo el sector en los últimos años y dando una mayor agilidad al mercado eléctrico.


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Información complementaria

Medio ambiente Gestión ambiental Siguiendo con el criterio de mejoramiento continuo en materia de gestión ambiental, AES Gener S.A. mantiene su compromiso de orientar esfuerzos para ser una empresa ejemplar en términos de producción limpia, lo que se encuentra reflejado en los reportes ambientales anuales. Central termoeléctrica Laguna Verde Inscripción de las cuatro calderas ante el Servicio de Salud Valparaíso - San Antonio, según oficios N°s 1298, 1299, 1300 y 1301, todos de fecha 6 de mayo de 2003. La Comisión Regional del Medio Ambiente de la V Región de Valparaíso aprobó mediante Resolución de Calificación Ambiental N° 007/2003 del 13 de enero de 2003, la Declaración de Impacto Ambiental para el traslado de la turbogas de 18 MW desde la mina El Indio a los terrenos de la actual central Laguna Verde. Proyecto de ampliación de central termoeléctrica Laguna Verde Se concluyó el Estudio de Impacto Ambiental para la ampliación de la central Laguna Verde con un ciclo combinado a gas natural de 390 MW. Se ha programado iniciar el trámite ante la COREMA de la V Región durante el mes de febrero de 2004. Proyecto de ciclo combinado Laguna Verde En enero de 2004 se ingresó el Estudio de Impacto Ambiental del proyecto de una central de ciclo combinado en Laguna Verde, a la COREMA V Región - Valparaíso, para su tramitación. Central termoeléctrica Ventanas Inscripción de las dos calderas ante el Servicio de Salud Viña del Mar - Quillota, según oficios N°s 419 y 420 de 21 de abril de 2003. Ampliación de la patente municipal de comercialización de carbón a terceros, además de la generación de energía eléctrica.


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Obtención de Informe Sanitario favorable por parte del Servicio de Salud Viña del Mar - Quillota, según oficio N° 013 del 6 de marzo de 2003. Central térmica Mostazal La Comisión Nacional del Medio Ambiente de la VI Región mediante Ordinario N° 00628 del 3 de noviembre de 2003, emitió pronunciamiento favorable para utilizar como combustible desechos agrícolas de carácter equivalente a los autorizados en la Resolución de Calificación Ambiental de la central, y amplió la autorización para disposición de las cenizas producto de los combustibles empleados en la central. La Comisión Regional del Medio Ambiente de la VI Región mediante Ordinario 00701 del 9 de diciembre de 2003, emitió pronunciamiento favorable para realizar una prueba operacional con combustible alternativo derivado de envases de agroquímicos. El Servicio Agrícola y Ganadero de la VI Región mediante Ordinario N° 3710 del 15 de diciembre de 2003 autorizó el manejo de residuos transgénicos provenientes de plantas semilleras para su destrucción mediante proceso de combustión en la central. Central térmica Nacimiento El Servicio de Salud Bío Bío de la VIII Región, mediante Resolución N° 01542 de 23 de septiembre de 2003, emitió permiso de utilización de fuentes radioactivas necesarias para la operación de la central. Central termoeléctrica Constitución La Comisión Nacional del Medio Ambiente de la VII Región, mediante Resolución N° 36/2003 de 28 de enero de 2003, autorizó la reutilización de las cenizas producto de combustión de la biomasa en las calderas de la central Constitución en el mejoramiento de suelos agrícolas. Proyecto de central termoeléctrica Totihue La Comisión Regional del Medio Ambiente de la VI Región, aprobó la suspensión del plazo del procedimiento de evaluación del Estudio de Impacto Ambiental del Proyecto Totihue, hasta el 15 de diciembre de 2005. La empresa solicitó esta extensión del plazo por encontrarse desarrollando estudios adicionales a los ya efectuados, tendientes a complementar documentadamente los requerimientos


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de los distintos servicios. Central termoeléctrica Renca La Comisión Regional del Medio Ambiente de la Región Metropolitana aprobó mediante Resolución de Calificación Ambiental N° 123/2003 del 10 de mayo de 2003, el Estudio de Impacto Ambiental del Proyecto “Conversión a Gas de la Central Renca”. Central termoeléctrica Nueva Renca Durante el año 2003 la central mantuvo la Certificación Internacional de Gestión Ambiental ISO 14.001. Línea San Pedro - Cerro Navia La Comisión Regional del Medio Ambiente de la Región Metropolitana, mediante Resolución de Calificación Ambiental N° 229/2003, aprobó el proyecto de “Traslado de Cuatro Torres de Alta Tensión a Zona de Protección Ecológica, Fundo San Ignacio”. Auditorías ambientales internas Durante el año 2003 se dio un importante impulso a la implementación de las auditorías ambientales internas, para lo cual se difundieron para conocimiento de toda la empresa, las bases y protocolos que contienen los alcances de las mismas. Éstas tienen por objeto implementar una gestión eficiente en materia ambiental en cada una de las centrales y centros de trabajo. Política ambiental de AES Gener En el año 2003 se elaboró una declaración de principios de política ambiental de AES Gener. El documento fue publicado en la intranet de la compañía, con el propósito de recibir aportes de todos los trabajadores y de esta manera obtener un mayor grado de compromiso.


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Responsabilidad social La principal responsabilidad social de AES Gener es cumplir de manera eficiente y sustentable con su propia misión empresarial, que es generar energía eléctrica segura, limpia, confiable y a precios razonables. Adicionalmente, como contribución a la comunidad y en consideración también a su propia sustentabilidad, la empresa desarrolla programas sociales que van de la mano de sus procesos productivos. A nivel corporativo, estos programas se orientan fundamentalmente al ámbito educativo, y aportan al desarrollo y la calidad de vida de las personas del país, en especial de las comunidades locales en las cuales la compañía está inserta. Éstos son complementados por programas que se efectúan en el ámbito de las distintas centrales, con el compromiso de sus trabajadores, de acuerdo con los requerimientos específicos de su entorno. Amigos de la Naturaleza Programa educativo desarrollado desde 1996, orientado a los estudiantes de séptimo básico de los colegios municipalizados de las comunas en las cuales AES Gener cuenta con instalaciones eléctricas. Cada año, los niños son invitados a participar en un concurso de investigaciones acerca de temas vinculados con el medio ambiente. En 2003, el programa se orientó a niños de Tocopilla, Huasco, Puchuncaví, Laguna Verde y Renca, y el tema fue “La influencia humana en el ecosistema”. Presentaron trabajos 1.063 alumnos, y 323 menores fueron beneficiados con una Aventura en la Montaña. El total de estudiantes premiados desde los inicios del programa supera los 3.500. Además del concurso Amigos de la Naturaleza, en 2003 se realizó un programa especial de un día en el Centro Los Maitenes, para 31 niños discapacitados de la comuna de San Francisco de Mostazal que participan en el proyecto de integración en escuelas comunes del Ministerio de Educación. En esta actividad, especialmente preparada por la Fundación Maitenes, se trabajó la sensibilización de los menores, a través de la exploración de la naturaleza con los sentidos. Amigos de la Ciencia Programa educativo del ámbito científico, llevado a cabo desde 1994 gracias al impulso y el respaldo de AES Gener. Es desarrollado por el Centro de Recursos Educativos Avanzados (CREA), que lidera el doctor en física Sergio Hojman.


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Este programa está estructurado en talleres en distintas escuelas, que se orientan a que los niños resuelvan activamente diversos desafíos. En este proceso, debidamente guiado, ellos adquieren habilidades y destrezas de amplia utilidad, y redescubren conceptos y principios fundamentales de distintas disciplinas científicas. Desde sus inicios, el programa ha beneficiado a más de 47 mil niños de escasos recursos y ha capacitado a cerca de 380 profesores. En 2003, participaron en estos talleres de ciencias 1.573 estudiantes de establecimientos educacionales municipalizados y subvencionados de la Región Metropolitana y la V Región, entre los que se encuentran niños de Renca y Puchuncaví, comunas donde se ubican instalaciones eléctricas de AES Gener. Amigos de la Energía Sitio web educativo desarrollado por AES Gener y sus empresas filiales, mediante el cual se desafía a niños y jóvenes a aproximarse y comprender los fundamentos científicos y los principales procesos que hacen factible la generación de electricidad. En el sitio se presentan breves textos, experimentos, juegos, videos e ilustraciones que estimulan la observación, la reflexión y la obtención de conclusiones por parte de los estudiantes. Amigos de la Energía aprovecha parte de la valiosa experiencia educativa acumulada desde 1994 por el Programa Amigos de la Ciencia, y forma parte tanto del sitio web de AES Gener (www.aesgener.cl) como del portal educativo desarrollado en conjunto por el Ministerio de Educación y la Fundación Chile (www.educarchile.cl). Amigos del Bosque Nativo Programa social desarrollado en conjunto por la filial Energía Verde y la Corporación Nacional Forestal (CONAF). Busca educar y asesorar para el desarrollo vigoroso del bosque nativo, y a la vez aporta a la formalización del mercado de comercialización de productos provenientes de bosques manejados de manera sustentable, lo que contribuye a que los pequeños propietarios dejen de ver la tala indiscriminada de sucesivos paños de tierra como única vía de sustentación económica. CONAF trabaja de manera directa asesorando a los pequeños propietarios, y luego certifica que los productos provienen de bosques bien tratados. Energía Verde, por su parte, compra y comercializa esos productos certificados a un precio estable y en condiciones conocidas de antemano, lo que constituye una


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muy favorable excepción dentro de un mercado que se caracteriza por la informalidad. Premios a la excelencia docente Premios instituidos y otorgados en conjunto por la Pontificia Universidad Católica de Chile y AES Gener. Se entregan desde 1994 a los profesores de educación media que se destacan a nivel nacional por su dedicación a la docencia y por su excelencia académica en una disciplina científica. Los premios son: Michael Faraday, de física; Abate Molina, de biología; Euclides, de matemáticas; e Ignacio Domeyko, de química. Estos cuatro galardones se otorgan de manera alternada, dos cada año. Cada uno de los profesores premiados recibe un premio en efectivo, y se entrega además un aporte para bibliotecas y/o computación a los colegios que respaldan la postulación de quienes resulten premiados. En 2003, el Premio Michael Faraday a la docencia escolar en Física fue entregado al profesor Luis Echeverría Bustos, del Villa María College de Machalí (VI Región). El Premio Ignacio Domeyko a la docencia escolar en Química lo obtuvo Luis Muñoz Canales, del Liceo de Constitución.


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Investigación y desarrollo El año 2003 se caracterizó por la amplia discusión que se generó en torno a las modificaciones planteadas por el Ejecutivo a la Ley Eléctrica y cuya aprobación se debatió ampliamente en el Congreso de Chile durante ese año. Con el fin de promover las necesarias modificaciones al texto original de esta ley, AES Gener, en conjunto con otras empresas generadoras, realizó una activa campaña de investigación y posterior información a la opinión pública, realizando publicaciones con destacados investigadores del sector y participando en seminarios y conferencias. Los estudios públicos que se realizaron en esa dirección durante 2003 fueron: 1. “Transmisión Eléctrica y la ‘Ley Corta’: por qué licitar es (mucho) mejor

que regular” Autores: Alexander Galetovic y Juan Ricardo Inostroza, de AES Gener. Documento de trabajo N° 177 del Centro de Economía Aplicada, Ingeniería Industrial de la Universidad de Chile.

2. “Transmisión Eléctrica y la ‘Ley Corta’: una estimación del cargo directo

que pagarán los consumidores” Autores: Alexander Galetovic y Cristián Muñoz, de AES Gener. Colaboración de Juan Ricardo Inostroza, de AES Gener. Puntos de referencia N° 273 del Centro de Estudios Públicos, www.cepchile.cl

3. “Transmisión Eléctrica y la ‘Ley Corta’: una estimación de la redistribución

de peajes” Autor: Alexander Galetovic y Rodrigo Palma. Colaboración de Cristián Muñoz y Carlos Aguirre, ambos de AES Gener. Documento de trabajo N° 160, Centro de Economía Aplicada, Ingeniería Industrial de la Universidad de Chile.

4. “Abastecimiento Eléctrico en el SIC: ¿qué tan probable es un déficit?”

Autores: Alexander Galetovic y Juan Carlos Olmedo, de AES Gener. Puntos de referencia N° 270 del Centro de Estudios Públicos, www.cepchile.cl


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Seguros Tanto la empresa como los trabajadores de AES Gener S.A. están protegidos por seguros que los cubren frente a los riesgos más importantes. Los bienes físicos de la compañía están protegidos por pólizas de Todo Riesgo, incluyendo potenciales perjuicios financieros derivados de una paralización de actividades, la que se contempla con una póliza de avería de maquinaria. Los bienes que deben ser transportados, particularmente el carbón, están asegurados mediante una póliza de transporte marítimo, terrestre y aéreo. Para cubrir los proyectos en desarrollo existen pólizas de Todo Riesgo de construcción y montaje. Asimismo, los vehículos motorizados de la empresa están debidamente asegurados. Todos los trabajadores de AES Gener S.A. están cubiertos por seguros de vida, a lo que se suma una póliza flotante que asegura a quienes deben realizar viajes. Adicionalmente, la eventual responsabilidad civil de AES Gener S.A., sus directores y ejecutivos, está cubierta por una póliza de responsabilidad civil general de empresa.

Proveedores AES Gener mantiene contratos de suministro de carbón para el corto y mediano plazo con proveedores canadienses, indonésicos, australianos, colombianos y neozelandeses. Estos contratos permiten cubrir las necesidades de carbón tanto de las centrales de AES Gener como de sus clientes industriales y térmicos, suavizando la volatilidad de los mercados internacionales. En cuanto a las necesidades de gas natural, todas las centrales de AES Gener mantienen contratos de suministro con productores argentinos, y de transporte, con empresas chilenas y argentinas. Estos contratos son de largo plazo y cubren el 100 por ciento de los requerimientos de consumo. Finalmente, respecto de las necesidades de petróleo y diesel, dado el bajo nivel de despacho de las plantas que utilizan este tipo de combustible, AES Gener mantiene stocks mínimos en sus instalaciones y tiene planes de contingencia que permiten un rápido abastecimiento en caso de solicitud de despacho. Los principales proveedores en este caso son las filiales chilenas de YPF, Exxonmobil y Shell, además de la distribuidora chilena Copec.


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Marcas La compañía cuenta con registros vigentes de todas sus marcas y de sus filiales en los registros correspondientes. Se incluyen dentro de estos registros todas las razones sociales y frases de propagandas.

Hechos Relevantes comunicados a la S.V.S. en 2003 1. Con fecha 3 de abril de 2003 se comunicó a la Superintendencia de Valores y Seguros que el Directorio de AES Gener S.A. en Sesión Ordinaria N° 469 de fecha 31 de marzo de 2003, acordó convocar a Junta General Extraordinaria y Junta Ordinaria de Accionistas para el día 29 de abril de 2003, para considerar las siguientes materias: JUNTA GENERAL EXTRAORDINARIA DE ACCIONISTAS

1. Otorgamiento de garantía en favor de la relacionada Gasoducto Gasandes Argentina S.A. 2.- Adoptar todos los demás acuerdos necesarios para materializar las decisiones que adopte la Junta Extraordinaria de Accionistas que se convoque.

JUNTA GENERAL ORDINARIA DE ACCIONISTAS

1.- Aprobación de los Estados Financieros y de la Memoria Anual por el ejercicio que finalizó el 31 de diciembre de 2002, incluidos el informe de los inspectores de cuentas y el dictamen de los auditores externos. 2.- Distribución de utilidades y reparto de dividendos. 3.- Elección del Directorio de la sociedad. 4.- Determinación de la remuneración de los miembros del Comité de Directores de conformidad al artículo 50 bis de la Ley N° 18.046, aprobación del presupuesto 2003 e información de las actividades del Comité. 5.- Designación de auditores externos para el ejercicio 2003. 6.- Política de dividendos. 7.- Información sobre las operaciones a que se refiere el artículo 44 de la Ley de Sociedades Anónimas. 8.- Otras materias propias de este tipo de asambleas.

2.- Con fecha 30 de abril de 2003 se informó a la Superintendencia de Valores y Seguros que en Junta Ordinaria de Accionistas celebrada con fecha 29 de abril de 2003, fue aprobada la proposición efectuada por el directorio de distribuir un


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dividendo definitivo de $ 1,57487216281 por acción, con cargo a las utilidades del ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2002. 3. Con fecha 5 de mayo de 2003 se informó a la Superintendencia de Valores y Seguros en carácter de Hecho Esencial que en Junta ordinaria de Accionistas celebrada con fecha 29 de abril de 2003, se procedió a la renovación del Directorio y designación de Directores Titulares y Suplentes, resultando elegidos los señores:

Titular Suplente Joseph Brandt Martín Cordero Daniel Yarur Elsaca Sergio Quiñones René Cortázar Sanz Fernando Pujals Javier Giorgio Jorge Busato Eduardo Dutrey Luciano Barquín Andrés Gluski Carlos Álvarez Eric Lukau Pablo Santamarina

4. Con fecha 5 de mayo de 2003 se informó a la Superintendencia de Valores y Seguros que el Directorio de la compañía constituyó el Comité de Directores a que se refiere el artículo 50 bis de la Ley N° 18.046, el que quedó compuesto por los Directores Titulares señores Daniel Yarur Elsaca, René Cortázar Sánz y Eduardo Dutrey y sus respectivos Directores Suplentes. 5. Con fecha 15 de mayo de 2003 se informó a la Superintendencia de Valores y Seguros en carácter de Hecho Esencial que con esta fecha, y por medio de escritura pública otorgada ante el Notario Público de Santiago don René Benavente Cash, Inversiones Cachagua Limitada, controladora de AES Gener S.A., constituyó prenda en favor de esta compañía sobre la totalidad de las acciones que posee en AES Gener S.A., para garantizar el pago íntegro, efectivo y oportuno del saldo definitivo que arroje a su vencimiento el contrato de cuenta corriente mercantil existente entre ambas compañías a favor de AES Gener S.A., obligándose, asimismo, a no gravar, enajenar, disponer o celebrar acto o contrato alguno sobre las acciones dadas en prenda mientras este gravamen se encuentre vigente, sin previa autorización escrita de AES Gener S.A. 6. Con fecha 13 de junio de 2003 se comunicó a la Superintendencia de Valores y Seguros que el Directorio de AES Gener S.A., en su Sesión Extraordinaria N° 77 celebrada el 12 de junio de 2003, acordó convocar a los señores accionistas a Junta General Extraordinaria de Accionistas para el día 9 de Julio de 2003, para pronunciarse sobre las siguientes materias.

I. Reformar los estatutos sociales de la Compañía en el siguiente sentido: (i) sustituir el actual número 4 del artículo 21 de los estatutos de la sociedad. (ii) disminuir los quórum requeridos para aprobar acuerdos sobre transformación, fusión o división de la sociedad, eliminando al efecto la segunda frase del actual artículo 23 de los estatutos de la sociedad; (iii) eliminar las restricciones sobre la distribución de


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dividendos, sustituyendo el actual tenor del artículo 30 de los estatutos de la sociedad. (iv) eliminar en su totalidad el actual artículo 36 de los estatutos; (v) eliminar en su totalidad el actual artículo tercero transitorio de los estatutos; II. De ser aprobada la modificación estatutaria en los términos antes expuestos, se propondrá el reparto de un dividendo definitivo adicional, con cargo a las utilidades del ejercicio 2002, por un monto de $ 3,67470 por acción, a ser pagado a contar del día 5 de agosto de 2003. III. Información sobre las operaciones a que se refiere el artículo 44 de la ley de sociedades anónimas. IV. Adoptar todas las demás resoluciones necesarias para materializar los acuerdos que adopte la Junta Extraordinaria de Accionistas.

7. Con fecha 10 de julio de 2003 se informó a la Superintendencia de Valores y Seguros que en Junta General Extraordinaria de Accionistas celebrada con fecha 9 de julio de 2003, fue aprobada la proposición presentada por el Directorio, de distribuir un dividendo definitivo adicional de $ 3,67470 por acción, con cargo a las utilidades del ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2002. 8. Con fecha 2 de octubre de 2003 se comunicó a la Superintendencia de Valores y Seguros que el Directorio de AES Gener S.A. en Sesión Ordinaria N° 474 de fecha 24 de septiembre de 2003, acordó convocar a Junta General Extraordinaria de Accionistas para el día 24 de octubre de 2003, para considerar las siguientes materias:

1. Extensión de la garantía otorgada en Junta General Extraordinaria de Accionistas celebrada con fecha 29 de abril de 2003 en favor de la sociedad relacionada Gasoducto GasAndes Argentina S.A.

2. Información sobre las operaciones a que se refiere el artículo 44 de la Ley de Sociedades Anónimas.

3. Adoptar todos los demás acuerdos necesarios para materializar las decisiones que adopte la Junta Extraordinaria de Accionistas que se convoque.

9. Con fecha 4 de noviembre de 2003 se comunicó a la Superintendencia de Valores y Seguros que el Directorio de AES Gener S.A., en Sesión Ordinaria N° 475 de fecha 31 de octubre de 2003, acordó convocar a Junta General Extraordinaria de Accionistas para el día 21 de noviembre de 2003, para considerar las siguientes materias:

1. Aumento del capital social hasta el equivalente en pesos a US$ 80 millones o la suma que la Junta determine, mediante la emisión de las


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acciones de pago necesarias para llevarlo a cabo, las que se suscribirán sólo por los accionistas. 2. Otorgamiento de garantía a la relacionada Gasoducto GasAndes (Argentina) S.A. 3. Información sobre las operaciones a que se refiere el artículo 44 de la ley de sociedades anónimas. 4. Adopción de todos los demás acuerdos necesarios para materializar las decisiones que adopte la Junta Extraordinaria de Accionistas que se convoca.

10. Con fecha 12 de noviembre de 2003 se informó a la Superintendencia de Valores y Seguros, que el Directorio de AES Gener S.A. autorizó al Gerente General para informar del plan que llevará a cabo la compañía, para el refinanciamiento de sus pasivos y que consistirá en la ejecución simultánea de las siguientes operaciones:

1. Inversiones Cachagua Limitada ha anunciado que pagará a AES Gener S.A. las cantidades que ésta última le ha acreditado en virtud del contrato de cuenta corriente mercantil, entre otros, con los fondos que obtendría producto de la venta de un porcentaje minoritario de sus acciones en AES Gener S.A., y que realizará en el mercado chileno y en los mercados internacionales. 2. AES Gener S.A. planea emitir y colocar bonos en los mercados internacionales por un monto aproximado de hasta US$ 400.000.000 (cuatrocientos millones de dólares de los Estados Unidos de América). Si bien los términos y condiciones de esta colocación aún no se han definido, el objetivo es que se trate de bonos de largo plazo que cuenten con una clasificación de riesgo no inferior a BBB-. 3. Con los fondos obtenidos en virtud de las operaciones descritas en los números que preceden, AES Gener S.A. ofrecerá rescatar anticipadamente los bonos que vencen el año 2005 y el año 2006. 4. Si para lograr que los bonos que se emitirán conforme a lo señalado en el número dos que precede tengan la clasificación de riesgo ya indicada, fuere conveniente constituir garantías sobre bienes de AES Gener S.A., se citará a junta de tenedores de bonos para solicitar la autorización necesaria para modificar los contratos de emisión de bonos que AES Gener S.A. mantiene vigentes y así eliminar cualquier restricción que exista a este respecto; contemplándose que de no concretarse las transacciones precedentemente indicadas, estas nuevas condiciones no producirían efecto. 5. En virtud de estas operaciones, AES Gener S.A. espera reducir el monto de su endeudamiento en aproximadamente US$ 300.000.000 (trescientos millones de dólares de los Estados Unidos de América) y


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reemplazar los bonos que vencen en los próximos tres años por bonos con un plazo significativamente superior. 6. Se intentará tomar todas las medidas necesarias para que las operaciones aquí descritas se concreten en forma simultánea y, en la medida de lo posible, que también coincidan con la reestructuración de ciertos pasivos de InterAndes S.A. y TermoAndes S.A.

11. Con fecha 19 de noviembre de 2003 se comunicó a la Superintendencia de Valores y Seguros que el Directorio de AES Gener S.A. en Sesión Extraordinaria N° 79 de fecha 18 de noviembre de 2003, acordó convocar a Junta General Extraordinaria de Accionistas para el día 5 de diciembre de 2003, para considerar las siguientes materias:

1. Otorgamiento de garantías de cualquier clase para asegurar el cumplimiento de obligaciones a contraerse por la compañía para con los tenedores de instrumentos de deuda a emitirse en el mercado internacional. 2. Información sobre las operaciones a que se refiere el artículo 44 de la Ley N° 18.046 sobre sociedades anónimas. 3. Adopción de todos los demás acuerdos necesarios para materializar las decisiones que adopte la Junta Extraordinaria de Accionistas que se convoca.

12. Con fecha 26 de noviembre de 2003 se comunicó a la Superintendencia de Valores y Seguros que el Directorio de AES Gener S.A. en Sesión Extraordinaria N° 81 de fecha 26 de noviembre de 2003, acordó convocar a Junta General Extraordinaria de Accionistas para el día 12 de diciembre de 2003, para considerar las siguientes materias:

1. Modificación de los estatutos sociales en los siguientes aspectos: a) Incrementar los quórum requeridos por la Junta de Accionistas para aprobar determinadas materias, tales como transacciones con partes relacionadas en aquellos casos que deban ser aprobadas por la Junta de Accionistas, la aprobación de aportes y estimación de bienes no consistentes en dinero y otras que determine la junta para incentivar el ingreso de inversionistas conforme al plan de reestructuración de la compañía; b) Incrementar los quórum requeridos por la Junta de Accionistas para modificar las normas que se incluyan en los estatutos conforme al párrafo precedente, para disminuir el número de miembros del directorio, y otros quórum o normas que determine la junta para incentivar el ingreso de inversionistas conforme al plan de reestructuración de la compañía; y c) Incrementar el quórum requerido por el Directorio para aprobar acuerdos sobre las operaciones referidas en los artículos 44 y 89 de la Ley de Sociedades Anónimas.


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2. Otorgamiento de garantías de cualquier clase para asegurar el cumplimiento de obligaciones propias o de filiales. 3. Información sobre las operaciones a que se refiere el artículo 44 de la Ley sobre sociedades anónimas. 4. Adopción de todos los demás acuerdos necesarios para materializar las decisiones que adopte la Junta Extraordinaria de Accionistas que se convoca.

13. Con fecha 3 de diciembre de 2003 se informó a la Superintendencia de Valores y Seguros, que el Directorio de AES Gener S.A. en Sesión Extraordinaria N° 82 de fecha 3 de diciembre de 2003, acordó convocar a Junta General Extraordinaria de Accionistas para el día 19 de diciembre de 2003, para considerar las siguientes materias:

1. Modificación de los estatutos sociales en los siguientes aspectos: a) Incrementar los quórum requeridos por la Junta de Accionistas para aprobar determinadas materias, tales como transacciones con partes relacionadas en aquellos casos que deban ser aprobadas por la Junta de Accionistas, la aprobación de aportes y estimación de bienes no consistentes en dinero y otras que pudieran ser necesarias para incentivar el ingreso de inversionistas u otros objetivos trazados conforme al plan de reestructuración de la compañía; b) Incrementar los quórum requeridos por la Junta de Accionistas para la modificación de las normas que se incluyan en los estatutos conforme al párrafo precedente y para la disminución del número de miembros del directorio; y modificar otros quórum o normas que determine la Junta para incentivar el ingreso de inversionistas u otros objetivos trazados conforme al plan de reestructuración de la compañía, y c) Regular la distribución de dividendos por sobre el mínimo legal en función de una razón de cobertura de intereses, clasificación de riesgo de la compañía y/u otros parámetros que la Junta determine. 2. Incrementar el quórum requerido por el Directorio para aprobar acuerdos sobre las operaciones referidas en los artículos 44 y 89 de la Ley de Sociedades Anónimas. 3. Información sobre las operaciones a que se refiere el artículo 44 de la Ley de Sociedades Anónimas. 4. Adopción de todas las demás resoluciones necesarias para materializar los acuerdos que adopte la Junta Extraordinaria de Accionistas que se convoca.

14. Con fecha 18 de diciembre de 2003 se informó a la Superintendencia de Valores y Seguros que a través del aviso publicado en el periódico “El Mercurio” la compañía modificó la Opción de Rescate Voluntario de Bonos Convertibles en


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Acciones Serie L inscritos en la Registro de Valores con el N° 208, previamente publicada en el mismo periódico con fecha 25 de noviembre de 2003. 15. Con fecha 24 de diciembre de 2003 se informó a la Superintendencia de Valores y Seguros, que AES Gener S.A. acordó vender a su filial Sociedad Eléctrica Santiago S.A. los activos que conforman la Central Termoeléctrica Renca, el terreno de aproximadamente 3,9 hectáreas donde se encuentra ubicada la Central Nueva Renca y los activos asociados al denominado Proyecto de Conversión de Central Termoeléctrica Renca. El precio acordado asciende al equivalente en pesos a US$ 26,3 millones. Asimismo, se informó que los términos acordados correspondían a condiciones de mercado y habían sido debidamente aprobados por el Directorio de la compañía previo análisis y recomendación del Comité de Directores del Artículo 50 Bis de la Ley sobre Sociedades Anónimas N° 18.046; estimándose que los contratos definitivos serían suscritos durante los primeros meses del año 2004. Finalmente, se señaló que de perfeccionarse la mencionada transacción, esta producirá una utilidad no realizada de aproximadamente US$ 10,1 millones, que se verá reflejada en los estados financieros de los próximos 15 años.

ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS


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Balance General Consolidado AES Gener S.A. y Filiales Contenido Balance General Consolidado Estado de Resultados Consolidado Estado de Flujo de Efectivo Consolidado Notas a los Estados Financieros Consolidado Dictamen de los Auditores Independientes M$ : Miles de pesos chilenos UF : Unidades de fomento US$ : Dólares estadounidenses Col$ : Pesos colombianos Arg$ : Pesos argentinos Sociedades Filiales Los Estados Financieros de las Sociedades Filiales se presentan resumidos. Estos estados podrán consultarse en detalle en la Superintendencia de Valores y Seguros, y durante los quince días anteriores a la fecha de la Junta de Accionistas, en las oficinas de AES Gener S.A. Con excepción de los Estados Financieros y sus correspondientes notas, la demás información contenida en la presente memoria no ha sido auditada.



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AES GENER S.A. Balance General Consolidado Al 31 de Diciembre de 2003 y 2002 ACTIVOS

2003 M$

2002 M$

ACTIVO CIRCULANTE Disponible 3.413.411 4.562.737 Depósitos a plazo 10.131.263 22.763.614 Valores negociables (neto) 4.789.841 5.056.585 Deudores por venta (neto) 29.367.132 33.987.117 Documentos por cobrar (neto) 258.692 627.311 Deudores varios (neto) 2.408.108 2.534.308 Documentos y cuentas por cobrar empresas relacionadas 177.716.242 2.564.043 Existencias (neto) 11.449.929 22.111.796 Impuestos por recuperar 776.008 4.555.959 Gastos pagados por anticipado 2.373.731 6.729.461 Impuestos diferidos 1.218.440 733.123 Otros activos circulantes 47.507.952 16.811.181 Total activo circulante 291.410.749 123.037.235 ACTIVO FIJO Terrenos 8.018.338 8.497.760 Construcciones y obras de infraestructura 735.586.788 817.701.318 Maquinarias y equipos 959.752.893 1.014.217.966 Otros activos fijos 8.116.417 11.542.843 Mayor valor por retasación técnica del activo fijo 42.213.625 42.213.625 Depreciación (menos) (569.432.257) (540.841.642) Total activo fijo neto 1.184.255.804 1.353.331.870 OTROS ACTIVOS Inversiones en empresas relacionadas 117.336.935 122.551.825 Menor valor de inversiones 8.307.248 9.394.718 Deudores a largo plazo 7.462.123 6.638.194 Documentos y cuentas por cobrar empresas relacionadas 3.030.514 222.364.229 Intangibles 5.932.016 5.909.735 Amortización (menos) (4.319.893) (4.123.833) Otros 43.630.247 64.073.581 Total otros activos 181.379.190 426.808.449 TOTAL ACTIVOS 1.657.045.743 1.903.177.554



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PASIVOS

2003 M$

2002 M$

PASIVO CIRCULANTE Obligaciones con bancos e instituciones financieras a corto plazo 4.217.444 12.391.617 Obligaciones con bancos e instituciones financieras a largo plazo-corto plazo

12.619.457

16.679.213

Obligaciones con el público – porción corto plazo (bonos) 31.795.165 41.490.179 Obligaciones largo plazo con vencimiento dentro de un año 3.856.460 14.401.133 Dividendos por pagar 113.715 148.679 Cuentas por pagar 38.115.648 40.192.847 Documentos y cuentas por pagar empresas relacionadas 1.203.087 1.325.954 Provisiones 6.810.790 7.482.584 Retenciones 640.387 1.176.627 Impuesto a la renta 2.829.902 231.540 Ingresos percibidos por adelantado 40.146 386.259 Total pasivos circulantes 102.242.201 135.906.632 PASIVO LARGO PLAZO Obligaciones con bancos e instituciones financieras 169.589.268 239.949.234 Obligaciones con el público largo plazo (bonos) 523.072.628 679.781.328 Documentos por pagar largo plazo 617.522 2.495.447 Provisiones a largo plazo 21.743.863 21.498.865 Impuestos diferidos a largo plazo 9.056.636 9.973.743 Otros pasivos a largo plazo 15.038.508 27.870.917 Total pasivo a largo plazo 739.118.425 981.569.534 Interés minoritario 7.081.233 6.897.036 PATRIMONIO Capital pagado 660.615.361 660.615.361 Sobreprecio en venta de acciones propias 29.535.351 29.535.351 Otras reservas 53.509.290 51.035.492 Reservas futuros dividendos 5.292.019 4.877.585 Utilidades acumuladas 5.973.400 - Utilidad (pérdida) del ejercicio 53.678.463 32.740.563 Total patrimonio 808.603.884 778.804.352 TOTAL PASIVOS 1.657.045.743 1.903.177.554



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AES GENER S.A. Estados de Resultados Consolidado Por los años terminados al 31 de Diciembre de 2003 y 2002

2003 M$

2002 M$

RESULTADO DE EXPLOTACIÓN Ingresos de explotación 362.331.891 374.256.509 Costos de explotación (235.313.885) (234.086.201) MARGEN DE EXPLOTACIÓN 127.018.006 140.170.308 Gastos de administración y ventas (menos) (17.064.745) (21.120.596) RESULTADO DE EXPLOTACIÓN 109.953.261 119.049.712 RESULTADO FUERA DE EXPLOTACIÓN Ingresos financieros 22.793.521 36.315.179 Utilidad inversión empresas relacionadas 9.835.946 1.799.119 Otros ingresos fuera de la explotación 2.874.234 6.801.868 Pérdida inversión empresas relacionadas (18.901) (2.184.180) Amortización menor valor de inversiones (753.016) (995.061) Gastos financieros (54.855.274) (73.441.943) Otros egresos fuera de explotación (15.774.621) (30.157.396) Corrección monetaria (45.641) 1.420.194 Diferencias de cambio (13.560.659) (19.526.991) RESULTADO FUERA DE EXPLOTACIÓN (49.504.411) (79.969.211) RESULTADO ANTES DEL IMPUESTO A LA RENTA 60.448.850 39.080.501 Impuesto a la renta (4.748.386) (4.498.298) Utilidad (pérdida) antes de interés minoritario 55.700.464 34.582.203 Interés minoritario (2.022.001) (1.841.640) UTILIDAD (PERDIDA) LIQUIDA 53.678.463 32.740.563 Amortización mayor valor inversiones - - UTILIDAD (PERDIDA) DEL EJERCICIO 53.678.463 32.740.563



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AES GENER S.A. Estado de Flujo de Efectivo Consolidado

Por los años terminados al 31 de Diciembre de 2003 y 2002

2003 M$

2002 M$

Flujo originado por Actividades de la Operación Recaudación de deudores por ventas 372.716.812 388.855.427 Ingresos financieros percibidos 3.014.797 4.369.025 Dividendos y otros repartos percibidos - 691.528 Otros ingresos percibidos 10.755.609 3.695.937 Pago a proveedores y personal (182.572.209) (210.818.188) Intereses pagados (46.992.909) (73.824.503) Impuesto a la renta pagado (72.047) (170.806) Otros gastos pagados (13.707.106) (15.288.740) I.V.A. y otros similares pagados (23.462.674) (23.494.735) FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE LA OPERACIÓN 119.680.273 74.014.945 Flujo originado por Actividades de Financiamiento Colocación de acciones de pago - 7.045 Obtención de préstamos - 23.187.333 Obtención de otros préstamos de empresas relacionadas - - Pago de dividendos (31.356.233) (3.020.718) Pago de préstamos (65.197.506) (87.311.473) Pago de obligaciones con el público (24.402.678) (32.545.705) Pago de préstamos documentados de empresas relacionadas - - Pago de otros préstamos de empresas relacionadas - - Pago de gastos por emisión y colocación de obligaciones con el público (220.722) - Otros desembolsos por financiamiento (1.601.977) (745.074) FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE FINANCIAMIENTO (122.779.116) (100.428.592) Flujo originado por Actividades de Inversión Ventas de activo fijo 627.179 2.719.146 Ventas de inversiones permanentes 11.676 5.009.073 Ventas de otras inversiones - - Recaudación de préstamos documentados a empresas relacionadas 28.405.994 - Recaudación de otros préstamos a empresas relacionadas - - Otros ingresos de inversión 9.627.307 - Incorporación de activos fijos (2.611.357) (4.307.448) Pago de intereses capitalizados (194.485) (610.649) Inversiones permanentes (579.454) (1.009.849) Inversiones en instrumentos financieros (5.418.568) - Préstamos documentados a empresas relacionadas - - Otros préstamos a empresas relacionadas - - Otros desembolsos de inversión (1.561.893) (5.461.374) FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE INVERSIÓN 28.306.399 (3.661.101) FLUJO NETO TOTAL DEL PERIODO 25.207.556 (30.074.748) EFECTO DE LA INFLACIÓN SOBRE EL EFECTIVO Y EFECTIVO EQUIVALENTE (8.401.824) 4.137.391 VARIACIÓN NETA DEL EFECTIVO Y EFECTIVO EQUIVALENTE 16.805.732 (25.937.357) SALDO INICIAL DE EFECTIVO Y EFECTIVO EQUIVALENTE 40.353.176 66.290.533 SALDO FINAL DE EFECTIVO Y EFECTIVO EQUIVALENTE 57.158.908 40.353.176



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AES GENER S.A. Estado de Flujo de Efectivo Consolidado Por los años terminados al 31 de Diciembre de 2003 y 2002 CONCILIACIÓN ENTRE EL FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE LA OPERACIÓN Y EL RESULTADO DEL EJERCICIO

2003 M$

2002 M$

Utilidad (Pérdida) del ejercicio 53.678.463 32.740.563 Resultado en venta de activos: (623.973) 6.795.744 (Utilidad) Pérdida en ventas de activos fijos (623.973) 1.091.645 (Utilidad) en ventas de inversiones - - Pérdida en ventas de inversiones - 5.704.099 (Utilidad) Pérdida en ventas de otros activos - - Cargos (abonos) a resultado que no presentan flujo de efectivo: 62.464.229 66.579.446 Depreciación del ejercicio 45.980.590 50.070.542 Amortización de intangibles 917.466 257.639 Castigos y provisiones 9.225.670 5.591.039 Utilidad devengada en inversiones en empresas relacionadas (9.835.946) (1.799.119) Pérdida devengada en inversiones en empresas relacionadas 18.901 2.184.180 Amortización Menor Valor de Inversiones 753.016 995.061 Amortización Mayor Valor de inversiones - - Corrección monetaria neta 45.641 (1.420.194) Diferencias de cambio neta 13.560.659 19.526.991 Otros abonos a resultado que no representan flujo de efectivo (menos) (340.315) (13.039.991) Otros cargos a resultado que no representan flujo de efectivo 2.138.547 4.213.298 Variación de activos que afectan al flujo de efectivo (aumentos) disminuciones

(1.812.025)

(31.819.224)

Deudores por ventas (2.331.303) (1.698.294) Existencias 10.591.787 4.341.235 Otros activos (10.072.509) (34.462.165) Variación de pasivos que afectan al flujo de efectivo (aumentos) disminuciones

3.951.578

(2.123.224)

Cuentas por pagar relacionadas con el resultado de la explotación. (2.898.286) (13.834.522) Intereses por pagar 5.634.888 (2.542.385) Impuesto a la renta por pagar 708.795 11.150.621 Otras cuentas por pagar relacionadas con resultados fuera explotación 730.887 1.193.142 Impuesto al Valor Agregado y otros similares por pagar (224.706) 1.909.920 Utilidad (Pérdida) del interés minoritario 2.022.001 1.841.640 FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE LA OPERACIÓN

119.680.273

74.014.945



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AES GENER S.A. NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2003 Y 2002 “Estas notas explicativas presentan a juicio de la administración, información suficiente, pero menos detallada que la información contenida en las notas explicativas que forman parte de los estados financieros que fueron remitidos a la Superintendencia de Valores y Seguros y a la Bolsa de Valores, donde se encuentran a disposición del público en general. Dichos antecedentes podrán también ser consultados en las oficinas de la Sociedad durante los 15 días anteriores a la Junta de Accionistas”. La Sociedad, según se explica en Nota 22, ha efectuado una reemisión de sus estados financieros correspondiente al año terminado al 31 de diciembre de 2003. NOTA 1 – INSCRIPCIÓN EN EL REGISTRO DE VALORES Inscripción en el Registro de Valores

Sociedad Inscripción Registro de

Valores N°

Relación

AES Gener S.A. 176 Matriz Sociedad Eléctrica Santiago S.A. 547 Filial

Estas sociedades se encuentran sujetas a la fiscalización de la Superintendencia de Valores y Seguros. NOTA 2 – RESUMEN DE CRITERIOS CONTABLES APLICADOS a) Bases de preparación y período contable Los estados financieros son preparados de acuerdo con principios de contabilidad generalmente aceptados en Chile y en conformidad con normas impartidas por la Superintendencia de Valores y Seguros, primando estas últimas en caso de existir discrepancias entre ambas. Los presentes estados financieros cubren los ejercicios terminados al 31 de diciembre de 2003 y 2002.



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b) Corrección monetaria Los estados financieros son actualizados mediante la aplicación de las normas de corrección monetaria a objeto de reflejar el efecto de la variación en el poder adquisitivo de la moneda, ocurrida en los respectivos ejercicios. Se han efectuado algunas reclasificaciones menores para efectos de mejorar la comparación de ambos estados financieros. Las actualizaciones han sido determinadas sobre la base de la variación de los índices de precios al consumidor publicados por el Instituto Nacional de Estadísticas que dieron origen a una variación de 1% para el período comprendido entre el 30 de noviembre de 2002 y el 30 de noviembre de 2003 (1,3% para igual período del año anterior). Los estados financieros al 31 de diciembre de 2002 han sido ajustados extracontablemente en un 1% a fin de permitir la comparación con los estados financieros del presente ejercicio. c) Bases de conversión Las operaciones en moneda extranjera y en unidades de fomento son presentadas al tipo de cambio y equivalencias siguientes:

2003 $/Unidad

2002 $/Unidad

Dólar observado (US$) 593,80 718,61 Dólar tipo de cambio tributo aduanero 623,78 707,30 Pesos Argentinos (Arg$) 202,32 216,45 Pesos Colombianos (Col$) 0,21 0,25 Unidad de Fomento (UF) 16.920,00 16.744,12

d) Sociedades incluidas en la Consolidación En el cuadro adjunto se detallan las empresas incluidas en la consolidación. Los estados financieros consolidados al 31 de diciembre de 2003, incluyen los activos, pasivos, resultados y flujo de efectivo de la sociedad matriz y sus filiales; de esta forma, las transacciones y saldos entre empresas relacionadas han sido eliminadas. No se ha incluido en la consolidación la Compañía Carbones del Cesar Ltda. por encontrarse en proceso de venta, y la empresa Oilgener Inc. y Energen por encontrarse en proceso de liquidación.



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En Nota 4 se describen los principales movimientos en las inversiones. Porcentaje de Participación RUT Nombre Sociedad

Directo 2003

Indirecto

Total 2002 Total

78.822.370-6 PACSA S.A. 97,90 0,00 97,90 97,90 96.673.040-4 Energía Verde S.A. 99,99 0,00 99,99 99,99 96.678.770-8 Norgener S.A. 99,99 0,00 99,99 99,99 96.717.620-6 Sociedad Eléctrica Santiago S.A. 90,00 0,00 90,00 90,00 Extranjera New Caribbean Investment S.A. 49,98 0,03 50,01 50,01 Extranjera Gener Colombia S.A. 94,63 5,37 100,00 100,00 96.814.370-0 Gener Internacional S.A. 99,90 0,10 100,00 100,00 Extranjera Energy Trade and Finance Corporation 100,00 0,00 100,00 100,00 Extranjera Chivor S.A. E.S.P. 0,00 99,98 99,98 99,98 Extranjera Gener Blue Water (Islas Caimán) 0,00 100,00 100,00 100,00 78.759.060-8 Inversiones Termoenergía de Chile Ltda. 0,00 100,00 100,00 100,00 Extranjera Gener Argentina S.A. 99,99 0,01 100,00 100,00 Extranjera Termoandes S.A. 0,00 100,00 100,00 100,00 Extranjera Interandes S.A. 0,00 100,00 100,00 100,00 96.872.170-4 Servicio de Asistencia Técnica S.A. 99,99 0,00 99,99 99,99 96.761.150-6 Genergia S.A. 0,00 99,99 99,99 99,99 Extranjera Genergia Power Ltd. (Islas Caimán) 0,00 100,00 100,00 100,00 e) Depósitos a plazo Los depósitos a plazo son presentados al valor de colocación más los reajustes e intereses devengados al cierre de cada ejercicio. f) Existencias Las existencias corresponden a materias primas y materiales, valorizadas a sus respectivos costos de reposición. Los valores así determinados no exceden sus valores netos de realización de acuerdo con principios de contabilidad generalmente aceptados. La provisión de mermas se determina en base a estudios técnicos y medio ambientales que puedan afectar los inventarios de carbón. La provisión de materiales y repuestos se determina en base a la rotación de los mismos. g) Otros activos circulantes En este rubro se incluye, principalmente, derechos a cobrar por compromiso de venta, los que son presentados al valor de adquisición más los reajustes e intereses devengados al cierre de cada ejercicio.



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h) Activo fijo El activo fijo es presentado de acuerdo con el valor de los aportes o al costo, según corresponda, más corrección monetaria. Con fecha 30 de junio de 1986 se procedió a ajustar los valores del activo fijo, según lo establecido en Circulares sobre Retasaciones Técnicas de la Superintendencia de Valores y Seguros. La depreciación es calculada linealmente sobre el valor actualizado de los bienes de acuerdo con los años de vida útil remanente. La depreciación del ejercicio se presenta incluída en el costo de la explotación y en gastos de administración y ventas, e incluye la depreciación del mayor y menor valor por retasación técnica del activo. En relación con instalaciones y otros bienes que se encuentran inactivos, se establece una provisión para ajustar el valor neto de libros de los mismos a su valor estimado de realización. Los costos de financiamiento directos e indirectos asociados a las obras en ejecución, se activan en el valor de los bienes. Los costos de financiamiento indirectos se activan considerando una tasa promedio de costo de financiamiento real, por no existir un crédito directo asociado a los desembolsos relacionados con el activo fijo. Estos corresponden a intereses, reajustes, diferencias de cambio y otros costos afines, medidos en términos reales. La Sociedad y sus filiales han evaluado la recuperabilidad del valor de sus activos fijos de acuerdo a lo establecido en el Boletín Técnico N° 33 del Colegio de Contadores de Chile A.G. Como resultado de esta evaluación no se han determinados ajustes que afecten los valores contables de estos activos. i) Activos en leasing La Sociedad tiene formando parte del activo fijo bienes adquiridos vía leasing, los cuales no son jurídicamente de su propiedad, pero sobre los cuales existe una opción de compra. Estos activos son presentados en el rubro Otros Activos Fijos y han sido valorizados de acuerdo a lo establecido en el Boletín Técnico N° 22 del Colegio de Contadores de Chile A.G. j) Inversiones en empresas relacionadas La Sociedad y sus filiales valorizan sus inversiones en acciones de empresas relacionadas y coligadas, de acuerdo a lo establecido en la Circular 368 de la Superintendencia de Valores y Seguros y a normas contables de aceptación general, incluyendo la aplicación del Boletín Técnico Nº 64 del Colegio de Contadores de Chile A.G., en lo relativo a la valorización de las



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inversiones en las empresas del exterior. Estas inversiones se controlan en pesos chilenos cuando sus actividades constituyen una extensión de las operaciones de la matriz y en dólares estadounidenses cuando sus actividades no constituyen una extensión de la matriz y dichas empresas operan en países no estables. k) Intangibles Corresponden a valores de activos que la Sociedad ha diferido de acuerdo a la naturaleza y/o características de los mismos. Dichos valores incluyen, principalmente, valores aportados en la formación de la Sociedad en el año 1981 por Chilectra S.A. Estos valores se amortizan en un plazo de 30 años, a contar del 1 de enero de 1982. l) Impuestos a la renta e impuestos diferidos La Sociedad y sus filiales contabilizan las provisiones por el impuesto a la renta de primera categoría sobre la base de la renta líquida imponible determinada según la legislación vigente. La Sociedad y sus filiales reconocen los activos y pasivos por impuestos diferidos por todas las diferencias temporarias, beneficios tributarios por pérdidas tributarias y otros eventos que crean diferencias entre las bases contable y tributaria de activos y pasivos, según lo establecen los Boletines Técnicos N° 60 y complementarios emitidos por el Colegio de Contadores de Chile A.G. Al 31 de diciembre de 2003 se ajustaron los activos y pasivos por impuestos diferidos sobre la base de las tasas de impuesto a la renta de primera categoría vigentes a la fecha de reverso. m) Obligaciones con el público Las obligaciones con el público (bonos) se presentan al cierre de cada ejercicio a su valor nominal más intereses y reajustes devengados. El menor valor obtenido, los desembolsos financieros y otros gastos asociados directamente a la emisión de bonos al momento de su colocación, se presentan en el rubro Otros activos y se amortizan durante el plazo de vigencia de los instrumentos hasta su vencimiento. n) Indemnizaciones por años de servicio La obligación por indemnizaciones por años de servicio pactada con el personal en virtud de los convenios suscritos es provisionada al valor actual de la obligación total sobre la base del método del costo proyectado del beneficio, considerando para estos efectos una tasa de descuentos de 8% nominal anual y una permanencia promedio de 31 años.



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ñ) Plan de pensiones post-jubilatorios La obligación por este concepto convenida con el personal en los contratos colectivos, es provisionada sobre la base del método actuarial, Valor Acumulado de los Beneficios Futuros descontada a la tasa del 8% nominal anual e incluye al personal jubilado que está recibiendo tales beneficios y al personal en actividad en la Sociedad, elegible para acceder a los mismos beneficios al momento de su jubilación. o) Provisión vacaciones La Sociedad y sus filiales registran la provisión de vacaciones del personal sobre base devengada, según lo establece el Boletín Técnico Nº 47 del Colegio de Contadores de Chile A.G. p) Operaciones de derivados La Sociedad y sus filiales mantienen contratos de cobertura de monedas y para riesgos por fluctuación de tasas de cambio, considerados como contratos de cobertura de transacciones esperadas. Se registra en otros activos circulantes u otros pasivos circulantes según corresponda, los efectos netos de los derechos y las obligaciones que emanan de cada contrato, valorizados según lo convenido, de acuerdo a lo establecido en el Boletín Técnico N° 57. Termoandes S.A. e Interandes S.A. han realizado un acuerdo de Swap de tasa de interés con el Banco Deutsche Bank Securities y Banco BBVA Securities para fijar su tasa de interés variable (componente Libor) escogiendo una tasa fija de 6,36%, la cual se comparará con la tasa LIBOR de 180 días vigente para cada período de 6 meses. El monto de cobertura alcanza al 92% promedio de los montos comprometidos de deuda, (Ver detalle en notas 20 y 10). q) Estado de flujo de efectivo Este estado ha sido preparado de acuerdo a disposiciones de la Superintendencia de Valores y Seguros, aplicando el método directo establecido en el Boletín Técnico Nº 50 del Colegio de Contadores de Chile A.G. Los valores de efectivo y efectivo equivalente incluídos en dicho estado, representan disponibilidades de caja, depósitos a plazo y/o valores negociables, estos últimos susceptibles de convertirse en dinero en un plazo no superior a 90 días y sin riesgo de pérdida significativa de su valor. Para estos efectos, la Sociedad considera como efectivo equivalente los saldos correspondientes a inversiones en depósitos a plazo, valores negociables e instrumentos comprados con compromiso de retroventa, menores o iguales a 90 días.



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Se incluye bajo el rubro "Flujo originado por actividades de la operación" aquellos flujos de efectivo relacionados con el giro de la Sociedad, intereses pagados, ingresos financieros percibidos y todos aquellos que no están definidos como de inversión o financiamiento. r) Gastos de investigación y desarrollo. La Sociedad y sus filiales registran bajo este concepto los gastos asociados a estudios de nuevos proyectos de generación eléctrica y otros de investigación, los cuales se registran en resultados del ejercicio. s) Ingresos de la explotación La sociedad y sus filiales registran los ingresos de la explotación sobre base devengada y de acuerdo a lo establecido a los contratos y legislación vigente. t) Gastos diferidos La Sociedad y sus filiales difieren los gastos asociados a la colocación de títulos de deuda, amortizándolos en el plazo de vigencia de estos títulos. u) Provisión de deudores incobrables La Sociedad y sus filiales determinan su estimación de deudores incobrables en base a un análisis individual de sus clientes y de la probabilidad de cobro de sus cuentas por cobrar. v) Mayor y Menor Valor de Inversión Este rubro incluye la diferencia entre el costo de adquisición y el valor patrimonial proporcional originado por las inversiones en empresas relacionadas. Los saldos de los mayores y menores valores, están determinados de acuerdo a lo estipulado en la circular N° 368 de la Superintendencia de Valores y Seguros. La amortización de estos valores se reconoce en resultados en un plazo de 20 años, de acuerdo a la Circular N° 1358 de diciembre de 1997 de la Superintendencia de Valores y Seguros. La Sociedad ha evaluado la recuperabilidad de sus mayores y menores valores generados por las inversiones, para lo cual, bajo la jerarquía de la normativa establecida en el Boletín Técnico N° 56 del Colegio de Contadores de Chile A.G. se ha recurrido a lo estipulado en la Norma Internacional de Contabilidad N° 36 (NIC) "Deterioro del valor de los activos". Como resultado de esta evaluación no se han determinado ajustes que afecten los valores de estas inversiones.



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w) Valores negociables Corresponden a cuotas de fondos mutuos, las que se encuentran valorizadas a valor de rescate a la fecha de cierre. x) Software computacional La Sociedad ha desarrollado internamente softwares computacionales y ha adquirido paquetes computacionales. Los costos incurridos en el desarrollo interno de los softwares están formando parte del resultado del ejercicio en el cual se desembolsaron. Los costos desembolsados en la adquisición de paquetes computacionales están activados en el rubro otros activos fijos y se deprecian en un plazo de 36 meses. NOTA 3 – CAMBIOS CONTABLES La Sociedad al 31 de diciembre de 2003, no presenta cambios contables respecto al ejercicio anterior.



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NOTA 4 – INVERSIONES EN EMPRESAS RELACIONADAS

RUT SOCIEDAD PAIS DE ORIGEN

MONEDA DE CONTROL DE LA INVERSION

NUMERO DE ACCIONES

PORCENTAJE DE PARTICIPACION

PATRIMONIO SOCIEDADES

2003 %

2002 %

2003 M$

2002 M$

Extranjera C.G.E. Itabo S.A. R. Dominicana Dólares 14.091.707 25,01 25,01 206.832.276 247.323.890 96.635.700-2 Empresa Eléctrica Guacolda S.A. Chile Pesos 64.779.500 50,00 50,00 98.189.570 82.398.314 Extranjera Gasoducto Gasandes S.A. Argentina Dólares 10.850.710 13,00 13,00 80.615.476 92.885.934 Extranjera Oilgener Inc. U.S.A. Dólares 1.000 100,00 100,00 - - 96.721.360-8 Gasoducto Gasandes S.A. Chile Pesos 22.464 13,00 13,00 31.849.036 37.483.711 Extranjera Cía. Carbones del Cesar Ltda. Colombia Dólares 9.080.008 99,99 99,99 3.354.530 4.039.134 77.345.310-1 CDEC-SING Ltda.. Chile Pesos 100.641.422 28,57 33,33 431.541 435.810 77.286.570-8 CDEC-SIC Ltda.. Chile Pesos 62.769.168 15,38 15,38 357.777 455.244 Extranjera Inversión Energen S.A. Argentina Dólares 11.999 99,99 99,99 - - Extranjera Oilgener Ltd. Argentina Dólares 1.000 100,00 100,00 - -

RESULTADO DEL EJERCICIO RESULTADO DEVENGADO V.P.P. RESULTADOS NO REALIZADOS

VALOR CONTABLE DE LA INVERSION

2003 M$

2002 M$

2003 M$

2002 M$

2003 M$

2002 M$

2003 M$

2002 M$

2003 M$

2002 M$

C.G.E. Itabo S.A. 4.487.674 (7.332.534) 1.122.143 (1.833.500) 51.718.411 61.843.339 - - 51.718.411 61.843.339 Empresa Eléctrica Guacolda S.A.

15.800.256 1.636.604 7.900.128 818.302 49.094.785 41.194.657 1.629.483 1.688.586 47.465.302 39.506.071

Gasoducto Gasandes S.A. 4.622.139 5.630.726 600.878 731.994 10.480.012 12.075.171 - - 10.480.012 12.075.171 Oilgener Inc. - - - - - - - - - - Gasoducto Gasandes S.A. 1.182.256 299.028 153.693 38.874 4.140.375 4.872.882 - - 4.140.375 4.872.882 Cía. Carbones del Cesar Ltda.

- - - - 3.354.496 4.039.055 - - 3.354.496 4.039.055

CDEC-SING Ltda.. (1.420) (26.080) (406) (8.693) 123.297 145.270 - - 123.297 145.270 CDEC-SIC Ltda.. (97.472) (7.426) (14.996) (1.142) 55.042 70.037 - - 55.042 70.037 Inversión Energen S.A. (3.501) (40.727) (3.500) (40.727) - - - - - - Oilgener Ltd. - - - - - - - - - -

118.966.418 124.240.411 1.629.483 1.688.586 117.336.935 122.551.825

a) Autorización para desconsolidar filiales con intención de enajenar en el corto plazo La Superintendencia de Valores y Seguros, de acuerdo con el oficio N° 02385 del 12-04-2001, autorizó a AES Gener S.A. para no consolidar con sus filiales Oilgener Inc., Explotaciones Sanitarias S.A., Ecogener S.A. y Carbones del Cesar. Finalmente la Superintendencia estableció por medio del citado oficio, que las inversiones en estas filiales deben ser presentadas en el rubro "Inversiones en Empresas Relacionadas" hasta su venta o promesa de compraventa. La autorización solicitada a la Superintendencia se basó en la intención por parte de la administración de AES Gener S.A., de enajenar la participación en estas filiales y el iniciar los procesos de oferta sobre estas inversiones.



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b) Enajenación de inversiones de AES GENER S.A. En Sesión N°437 de fecha 28 de febrero de 2001, el Directorio dio su autorización para la enajenación de aquellas sociedades que no formarán parte del negocio eléctrico en Chile, entre ellas Empresa Generadora de Electricidad Itabo S.A., Compañía Carbones del Cesar Ltda., Chivor S.A. E.S.P., Gasoducto Gasandes S.A. y Gasoducto Gasandes Argentina S.A. (Argentina), sin embargo, con excepción de Cía. Carbones del Cesar Ltda. ninguna de las sociedades antes mencionadas se encuentran en proceso de venta. Al 31 de diciembre de 2003 ha sido provisionada la posible pérdida que se originaría en la venta de la compañía Carbones del Cesar Ltda., por un monto de M$1.756.164. c) Oilgener Inc. Con fecha 5 de noviembre de 2002, AES Gener S.A. vendió a Energy Holdings LLC la propiedad sobre los activos de esta sociedad, así como también los derechos de AES Gener S.A en el contrato suscrito con el Estado de Chile para el desarrollo del área Fell- Block. Estos activos en conjunto con la sociedad Oilgener Argentina Ltda, fueron vendidos por un monto de US$500.000, esta operación arrojó una pérdida neta de impuestos de M$3.877.474 en el año 2002. En el ejercicio 2003, fue castigado el valor contable de la inversión. d) Explotaciones Sanitarias y Ecogener S.A. Con fecha 25 de noviembre de 2002, AES Gener vendió a Inversiones Residuos y Tratamientos S.A. la cantidad de 51.000 acciones de Explotaciones Sanitarias y 663.918 acciones de Ecogener, equivalentes al 51% y 50,61% de sus acciones suscritas y pagadas respectivamente. El resto de las Acciones sobre la Sociedad Ecogener S.A. que correspondían a 5.100 acciones equivalentes al 0,39% de sus acciones suscritas y pagadas fueron vendidas a Explotaciones Sanitarias S.A. El Monto total de la venta de estas sociedades fue de 220.000 U.F., arrojando como resultado una pérdida neta de impuestos de M$1.219.053 en el año 2002. e) Información sobre inversiones en el exterior Los pasivos contraídos por AES Gener S.A. y Filiales y que han sido específicamente designados y contabilizados como instrumento de cobertura de inversiones en el exterior son: BONO USA por US$200.000.000, amortización única de capital el 15 de enero de 2006. BONO CONVERTIBLE por US$476.638.900, amortización única de capital el 1 de marzo de 2005.



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f) Resultados no realizados Los resultados no realizados corresponden a servicios prestados por AES Gener S.A. a sus coligadas para la construcción de sus plantas. Dicho monto forma parte del costo de construcción de los respectivos activos fijos y se amortiza en los años de vida útil promedio de cada planta. g) Sociedades Argentinas AES Gener S.A. posee en argentina las siguientes inversiones directas: Gener Argentina S.A. (100%) (que consolida con Termoandes S.A. (100%) e Interandes S.A (100%)) y que posee inversión en Energen S.A. (100%) y Gasoducto Gasandes Argentina S.A. (13%), las cuales han sido valoradas según las normas del Boletín Técnico N° 64 emitidas por el Colegio de Contadores de Chile A.G. Estas inversiones equivalen al 7,5% del total de activos consolidados de AES Gener S.A. al 31 de diciembre de 2003. h) SIGEN S.A Con fecha 25 de enero de 2002, AES Gener S.A. vendió a General Electric Internacional la cantidad total de 400 acciones de Servicios Integrales de Generación Eléctrica S.A, equivalentes al 40% del total de sus acciones suscritas, por un monto total de M$298.454 y cuyo efecto en resultado neto de impuestos fue una pérdida de M$665.725 en 2002. i) Porcentaje de participación en Eléctrica Santiago S.A. AES Gener S.A. ha incrementado su participación directa en la propiedad accionaria de la Sociedad Eléctrica Santiago S.A., obteniendo el 39% adicional del total de acciones suscritas de la filial que tenían las Sociedades Termoenergía Ltda y Genergía S.A., con un 24% y 15% de propiedad, respectivamente. La operación se realizó con fecha 27 de mayo de 2002. j) Utilidades remesables de inversiones en el exterior Existen utilidades pendientes de remesar de la coligada New Caribean Invesment S.A. al 31 de diciembre de 2003 por un monto de RD$59.697.306 (M$2.026.425) k) Valuación de Inversiones En virtud del Oficio Circular N° 150 emitido por la Superintendencia de Valores y Seguros, se efectuó un estudio de las inversiones en el cual se determinó que los flujos esperados que generarán estas inversiones son suficientes para recuperar los valores registrados contablemente. En el caso de Compañía Carbones del Cesar Ltda., empresa que se



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encuentra en proceso de enajenación, se estableció una provisión asociada al menor valor que se espera recibir en la venta. NOTA 5 – MENOR Y MAYOR VALOR DE INVERSIONES Este rubro incluye la diferencia entre el costo de adquisición y el valor patrimonial proporcional al momento de la compra originado por las inversiones en empresas relacionadas. La amortización de estos valores se reconoce en resultados en un plazo de 20 años, de acuerdo a la Circular Nº 1.358 de diciembre de 1997 de la Superintendencia de Valores y Seguros. (1) Sociedades vendidas durante el año 2002. El detalle al 31 de diciembre de 2003 y 2002 se muestra en cuadro adjunto: a) Menor Valor

2003 2002

RUT

Sociedad

Monto amortizado

en el período M$

Saldo Menor Valor

M$

Monto amortizado

en el período M$

Saldo Menor Valor

M$

96.635.700-2 Empresa Eléctrica Guacolda S.A. 56.912 569.121 56.913 626.033 96.721.360-8 Gasoducto Gasandes S.A. 102.352 1.228.226 102.352 1.330.578 Extranjera Gasoducto Gasandes S.A. (Argentina) 146.371 1.756.450 178.907 2.325.800 96.569.390-4 Explotaciones Sanitarias S.A. (1) - - 216.071 - Extranjera Gener Blue Water (Islas Cayman) 61.927 1.068.245 55.571 1.068.245 96.717.620-6 Sociedad Eléctica Santiago S.A. 341.595 2.872.806 341.595 3.214.401 Extranjera Genergia Power Ltd. 43.859 812.400 43.652 829.661 Total menor valor 753.016 8.307.248 995.061 9.394.718

b) Mayor Valor

2003 2002

RUT

Sociedad

Monto amortizado

en el período M$

Saldo Mayor Valor

M$

Monto amortizado

en el período M$

Saldo Mayor Valor

M$

- - - - - - Total mayor valor - - - -



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NOTA 6 – OTROS ACTIVOS DE LARGO PLAZO Este rubro está compuesto por los siguientes conceptos:

2003 M$

2002 M$

Anticipo proveedores 4.168.859 4.878.619 Descuento en colocación de bonos (a) 1.675.209 1.948.559 Gasto diferidos por colocación de bonos y otros (b) 5.964.946 6.414.500 Software 150.857 - Materiales neto de provisión 243.444 1.395.642 Activo diferido Pensiones Complementarias (c) 1.479.426 1.289.481 I.V.A. Crédito fiscal Filiales Argentinas (e) 14.456.978 19.231.108 Servicio transferencia energía Quinta Región (d) 1.266.778 1.838.684 Depósitos a plazo (f) 12.795.011 22.472.283 Activos diferidos indemnización años de servicio y pensiones post jubilatorias (g)

606.450

673.832

Gastos diferidos de bonos 220.972 - Otros gastos diferidos 601.317 3.930.873 Total 43.630.247 64.073.581

a) Descuentos en colocación de bonos corresponden a diferencias producidas en el momento de la emisión, entre su valor par y su valor de colocación, y se amortizan con cargo a los resultados en el plazo de vigencia de los instrumentos. b) Gastos diferidos por colocación de bonos y otros corresponden a desembolsos directos por gastos de emisión, gastos legales y seguros de coberturas, los cuales se difieren para ser amortizados en el plazo de vencimiento de estos instrumentos. Al 31 de diciembre de 2003 se incluyen en este rubro M$1.774.059 correspondientes a los costos directos, netos del sobreprecio obtenido en la emisión y colocación de bonos convertibles en acciones, efectuadas en 1998 y 1999. (ver detalle nota 10) El cargo a resultado por concepto de amortizaciones de descuentos y gastos diferidos en las colocaciones de deuda ascienden a M$2.876.741 en 2003 y M$2.876.376 en 2002, que se presentan en el rubro Otros egresos fuera de la explotación. (ver detalle nota 15) c) Activo Diferido Pensiones Complementarias: El monto incluido en el activo diferido asociado al plan de pensiones complementarias por M$1.064.405 al 31 de diciembre de 2003, incluye M$131.816 que serán amortizados en el plazo remanente de 3 años y M$932.589 que serán amortizados en el plazo de 12 años. La amortización al 31 de diciembre de 2003 por este concepto es de M$992.459 y M$225.076 para el ejercicio 2002, estos se presentan incluidos en el rubro Otros egresos fuera de explotación. (nota 15)



94

d) Servicio de transferencia de energía Quinta Región, corresponde al pago anticipado por el servicio de transferencia de energía desde el SIC a la V Región por un plazo de 10 años, a contar del 1 de mayo de 2000. e) El I.V.A. Crédito fiscal Filiales Argentinas, corresponde al I.V.A. generado por la construcción de la central termoeléctrica Termoandes S.A. y de la línea de transmisión de Interandes S.A. f) Los Depósitos a largo plazo corresponden a la obligación que tienen las Sociedades Termoandes e Interandes S.A. de enterar a J.P. Morgan Funds en forma mensual una cierta cantidad para el pago de las obligaciones negociables. g) Activo diferido asociado a indemnización por años de servicio y pensiones post-jubilatorias originados por la actualización tasa descuento, montos que serán amortizados en un plazo remanente de 10 años, el cual origino un efecto al inicio de M$667.160 y al 31 de diciembre 2003 el monto asciende a M$606.450. NOTA 7 – OBLIGACIONES CON BANCOS E INSTITUCIONES FINANCIERAS A CORTO PLAZO

Tipos de Moneda e Indice de Reajuste

RUT Banco

o Institución Financiera

Dólares

Otras Monedas

extranjeras

U.F.

Totales

2003 M$

2002 M$

2003 M$

2002 M$

2003 M$

2002 M$

2003 M$

2002 M$

Corto plazo Extranjera ABN AMRO Bank Colombia 2.396.773 11.612.738 - - - - 2.396.773 11.612.738 97.006.000-6 Banco Crédito Inversiones 1.092.402 467.328 - - - - 1.092.402 467.328 97.018.000-1 Scotiiabank 728.269 311.551 - - - - 728.269 311.551

Totales 4.217.444 12.391.617 - - - - 4.217.444 12.391.617 Monto capital adeudado 3.066.170 11.612.738 - - - - 3.066.170 11.612.738 Tasa interés promedio anual 4,21% 5,32% - - - - - - Largo plazo Extranjera Bank of America 11.282.200 13.820.178 - - - - 11.282.200 13.820.178 Extranjera BBVA Banco Francés - 974.570 - - - - - 974.570 Extranjera Swap (Bco. Francés y Deutsche) 1.337.257 1.755.087 - - - - 1.337.257 1.755.087 Extranjera ABN AMRO Colombia - 129.378 - - - - - 129.378 Totales 12.619.457 16.679.213 - - - - 12.619.457 16.679.213 Monto capital adeudado 12.619.457 15.575.266 - - - - 12.619.457 15.575.266 Tasa interés promedio anual 5,15% 8,25% - - - - - -



95

NOTA 8 – IMPUESTOS DIFERIDOS E IMPUESTOS A LA RENTA Al 31 de diciembre de 2003 y 2002, la sociedad no provisionó impuesto a la renta por pagar, debido a que al término de ambos ejercicios, se determinó una base imponible negativa del impuesto de primera categoría, excepto la filial Energía Verde S.A., que provisionó impuesto renta por M$173.467 por tener renta líquida positiva de M$1.051.317. De acuerdo al registro de Fondos de Utilidad Tributaria de la Sociedad, al 31 de diciembre de 2003 y 2002 la sociedad presentó pérdidas tributarias acumuladas de M$207.198.654 y M$177.801.794, respectivamente, según el siguiente desglose:

2003 2002 Chile 142.482.510 138.751.553 Argentina (1) 6.769.766 - Colombia (1) 57.946.378 39.050.241 Total 207.198.654 177.801.794

(1) Pérdidas tributarias con 5 años de plazo de expiración. Al término de ambos ejercicios, la sociedad no presenta utilidades tributarias acumuladas ni créditos.

2003 2002 CONCEPTOS IMPUESTO DIFERIDO

ACTIVO IMPUESTO DIFERIDO

PASIVO IMPUESTO DIFERIDO

ACTIVO IMPUESTO DIFERIDO

PASIVO Corto Plazo

M$ Largo Plazo

M$ Corto Plazo M$

Largo Plazo M$

Corto Plazo M$

Largo Plazo M$

Corto Plazo M$

Largo Plazo M$

DIFERENCIAS TEMPORARIAS Provisión cuentas incobrables 10.884 442.306 - - 10.993 - - - Ingresos Anticipados - - - - - - - - Provisión de vacaciones 222.962 - - - 193.518 - - - Amortización intangibles - - - - - 42.689 - 300.155 Activos en leasing - - - 387 - - - - Gastos de fabricación - - - - - - - 607.789 Depreciación Activo Fijo - 364.106 - 99.256.030 - 421.639 - 97.254.846 Indemnización años de servicio - - - 143.486 - - - 92.897 Otros eventos 698.046 2.241.890 - 4.638.848 528.612 3.187.452 - 982.797 Carbones 25.655 - - - - - - - Venta y/o liquidación inversiones - 1.750.510 - 652.323 - - - - Obligaciones leasing neto de intereses - 476 - - - - - - Provisión material repuesto 231.880 - - - - - - - Provisión retiro maquinarias y equipos 29.013 211.310 - - - - - - Provisión pensiones y beneficios L/P - 143.792 - - - - - - Pérdida tributaria - 47.051.224 - - - 36.611.791 - - Intangibles - - - 266.824 - - - - OTROS Cuentas complementarias-neto deamortización

- 10.858.537 - 54.554.185 - 8.404.560 - 57.405.730

Provisión de valuación - - - - - - - - TOTALES 1.218.440 41.347.077 - 54.403.713 733.123 31.859.011 - 41.832.754



96

El gasto por impuesto a la renta se detalla de la siguiente manera: Impuesto a la Renta:

ITEM 2003 M$

2002 M$

Gasto tributario corriente (provisión impuesto) (826.710) (989.380) Ajuste gasto tributario (ejercicio anterior) - - Efecto por activos o pasivos por impuesto diferido del ejercicio (7.066.175) (7.188.566) Beneficio tributario por pérdidas tributarias 4.649.979 8.733.526 Efecto por amortización de cuentas complementarias de activos y pasivos diferidos

(1.505.480) (5.053.573)

Efecto en activos o pasivos por impuesto diferido por cambios en la provisión de evaluación

-

-

Otros cargos o abonos en la cuenta - (305) Totales (4.748.386) (4.498.298)

NOTA 9 – OBLIGACIONES CON BANCOS E INSTITUCIONES FINANCIERAS A LARGO PLAZO El detalle al 31 de dicembre de 2003 y 2002 es el siguiente: RUT

Banco o Institución Financiera

Moneda índice de reajuste

M$

Años al vencimiento Fecha cierre período Actual

Fecha cierre Período anterior

Más de 1 Hasta 2

M$

Más de 2 Hasta 3

M$

Más de 2 Hasta 3

M$

Total largo plazo al cierre de los

estados financieros

M$

Tasa de interés anual

promedio %

Total largo plazo al cierre de los estados financieros

M$

Extranjera ABN AMRO Bank Dólares - - - - - 2.903.184 Extranjera Bank of America Dólares 17.728.573 139.390.907 - 157.119.480 4,64% 218.873.790 Extranjera BBVA-Banco Francés S.A. Otras

monedas - - - - - 753.167

97.018.000-1 Scotiabank Dólares 4.987.915 - - 4.987.915 3,08% 6.967.644 97.006.000-6 Banco Crédito Inversiones Dólares 7.481.873 - - 7.481.873 3,08% 10.451.449 TOTALES 30.198.361 139.390.907 - 169.589.268 239.949.234

NOTA 10 - OBLIGACIONES CON EL PUBLICO CORTO Y LARGO PLAZO a) La Sociedad ha efectuado seis emisiones de bonos, de las cuales las tres primeras emisiones no se encuentran vigentes y completaron el financiamiento de la construcción de la central hidroeléctrica Alfalfal. La cuarta emisión de bonos (series JA y KA), colocada con fecha 19 de marzo de 1991, se utilizó para financiar la compra de los pisos cuarto al séptimo y recintos anexos, consistentes en estacionamientos y bodegas, del edificio Las Américas, ubicado en Santiago. Durante enero de 2002, la Sociedad prepagó la totalidad de la deuda existente por la emisión N°136, que originalmente vencía en enero de 2012.



97

La primera emisión de bonos en el extranjero, colocada con fecha 23 de enero de 1996, se utilizó para financiar parte del programa de inversiones de capital. La Sociedad efectuó en 1998 la primera emisión de bonos convertibles en acciones, por un monto de 500 millones de dólares, de los cuales fueron colocados US$499.943.600, equivalentes al 99,99% de la emisión total. Los fondos recibidos por la colocación de estos bonos fueron utilizados para el refinanciamiento de obligaciones de crédito. Estos instrumentos devengan un interés anual del 6% y vencen en marzo del año 2005. De esta emisión, al 31 de diciembre de 2003, han sido convertidos en acciones US$23.304.700. Sociedad Eléctrica Santiago S.A. efectuó en 1999 la primera emisión de bonos por un monto equivalente a US$100 millones, separado en dos series (A y B). La serie A por US$60 millones y la serie B por UF 1.388.000, de los cuales al 30 de junio de 2003 se encuentran colocados US$57.5 millones, equivalentes al 96% de la serie A y UF 1.086.000, equivalentes al 78,2% de la serie B. Los fondos recibidos por la colocación de estos bonos fueron destinados a financiar el prepago de la deuda con General Electric por la construcción de la central Nueva Renca y créditos de corto plazo producto de lo anterior. Con fecha 30 de julio de 1998, la Comisión Nacional de Valores, a través de la Resolución N° 12.337, resolvió autorizar el ingreso de Termoandes S.A. e Interandes S.A. al régimen de la oferta pública para emitir obligaciones negociables, y autorizar a ambas empresas la creación de un Programa Global sin reemisión para emitir obligaciones negociables garantizadas, no convertibles en acciones, por un monto de hasta US$250.000.000 y US$50.000.000 respectivamente. Al 31 de diciembre de 2003, Termoandes S.A. e Interandes S.A. han emitido diez series de Obligaciones Negociables bajo el presente programa por un total de US$257.000.000. En diciembre de 2002, se canceló la primera cuota de capital por US$21.212.000 y en junio de 2003 canceló la segunda cuota de capital por US$21.845.000. Termoandes S.A. e Interandes S.A. han realizado cobertura sobre la tasa Libor 180 días aplicable al 92% promedio de los montos correspondientes de deuda, el cual entró en vigencia a partir del 10 de enero de 1998 hasta el 30 de septiembre de 2007 a través de esta operación Termoandes S.A. e Interandes S.A. pagan tasa fija y reciben tasa variable. El descuento obtenido en la colocación y los gastos incurridos en la emisión de dichos bonos, se presenta en el rubro Otros activos de largo plazo ( Nota 6). AES Gener S.A. ha provisionado el premio eventual del bono convertible en acciones por un monto acumulado al 31 de diciembre de 2003 de M$12.959.303 y M$12.634.842 al 31 de diciembre de 2002, el cual será pagado a los tenedores que no hayan convertido los bonos en acciones antes del 1 de marzo de 2005.



98

Los intereses devengados al 31 de diciembre de 2003 y 2002, ascienden a M$10.664.069 y M$12.247.854, respectivamente, y se presentan bajo el rubro Obligaciones con el público, en el pasivo circulante.

Número de inscripción o identificación

del instrumento

Series Monto nominal colocado vigente

Unidad de reajuste del bono

Tasa de Interés

%

Plazo final Periodicidad Valor par Colocación en Chile o en el extranjero

Pago de intereses

Pago de amortizaciones

2003 M$

2002 M$

Bonos Largo plazo porción corto plazo No aplicable Unica 200.000.000 US 6,50 15.01.2006 Semestrales Al vencimiento 3.545.051 4.333.082 Extranjero 208 LA1 659.900 US 6,00 01.03.2005 Semestrales Al vencimiento 7.815 9.605 Chile LA2 2.591.000 US 6,00 01.03.2005 Semestrales Al vencimiento 30.686 37.714 Chile LA3 15.705.000 US 6,00 01.03.2005 Semestrales Al vencimiento 186.000 228.603 Chile LA4 110.800.000 US 6,00 01.03.2005 Semestrales Al vencimiento 1.312.246 1.612.807 Chile LA5 273.000.000 US 6,00 01.03.2005 Semestrales Al vencimiento 3.233.241 3.973.793 Chile M 73.883.000 US 6,00 01.03.2005 Semestrales Al vencimiento 875.024 1.075.443 Extranjero 214 A 57.500.000 US 8,00 15.10.2009 Semestrales Semestrales 565.552 691.269 Chile | B 1.086.000 UF 7,50 15.10.2024 Semestrales Semestrales 285.680 285.538 Chile No aplicable - 210.000.000 US 6,36 31.12.2007 Semestrales Semestrales 17.293.590 23.894.506 Extranjero No aplicable - 47.000.000 US 6,36 31.12.2007 Semestrales Semestrales 4.460.280 5.347.819 Extranjero Total porción corto plazo 31.795.165 41.490.179

Número de inscripción o identificación

del instrumento


Unidad de reajuste del bono

Tasa de Interés

%


Pago de intereses


2003 M$

2002 M$

Bonos Largo plazo No aplicable Unica 200.000.000 US 6,50 15.01.2006 Semestrales Al vencimiento 118.760.000 145.159.220 Extranjero 208 LA1 659.900 US 6,00 01.03.2005 Semestrales Al vencimiento 391.849 478.953 Chile LA2 2.591.000 US 6,00 01.03.2005 Semestrales Al vencimiento 1.538.536 1.880.538 Chile LA3 15.705.000 US 6,00 01.03.2005 Semestrales Al vencimiento 9.325.629 11.398.628 Chile LA4 110.800.000 US 6,00 01.03.2005 Semestrales Al vencimiento 65.793.040 80.418.208 Chile LA5 273.000.000 US 6,00 01.03.2005 Semestrales Al vencimiento 162.107.400 198.142.335 Chile No aplicable M 73.883.000 US 6,00 01.03.2005 Semestrales Al vencimiento 43.871.725 53.623.992 Extranjero 214 A 57.500.000 US 8,00 15.10.2009 Semestrales Semestrales 34.143.500 41.733.276 Chile B 1.086.000 UF 7,50 15.10.2024 Semestrales Semestrales 18.375.120 18.365.955 Chile No aplicable - 210.000.000 US 6,36 31.12.2007 Semestrales Semestrales 57.645.299 105.065.552 Extranjero No aplicable - 47.000.000 US 6,36 31.12.2007 Semestrales Semestrales 11.120.530 23.514.671 Extranjero Total largo plazo 523.072.628 679.781.328

NOTA 11 – PATRIMONIO 2003 Rubros Capital

pagado M$

Sobreprecio Venta Acciones

M$

Otras Reservas

M$

Reserva Futuros Dividendos

M$

Resultados Acumulados

M$

Déficit acum.. Período Des.

M$

Resultado del Ejecicio

M$ Saldo inicial 654.074.615 29.242.922 50.530.190 4.829.292 - - 32.416.399 Distribución resultado ejercicio anterior - - 2.636.863 29.779.536 (32.416.399) - (32.416.399) Dividendo definitivo ejercicio anterior - - - (29.779.536) 32.416.399 - - Aumento del capital con emisión de acciones de pago

-

-

-

-

-

-

-

Capitalización reservas y/o utilidades - - - - - - - Déficit acumulado período de desarrollo - - - - - - - Ajuste acumulado diferencia de cambio - - (144.607) - - - - Ajuste ejercicios anteriores - - - - 5.973.400 - - Revalorización capital propio 6.540.746 292.429 486.844 462.727 - - - Resultado del ejercicio - - - - - - 53.678.463 Dividendos provisorios - - - - - - - Saldo Final 660.615.361 29.535.351 53.509.290 5.292.019 5.973.400 - 53.678.463 Saldos Actualizados - - - - - - -



99

2002 Rubros Capital

pagado M$


M$

Otras Reservas

M$


M$


M$


M$


M$ Saldo inicial 635.023.898 28.391.186 47.970.242 8.942.067 892.307 (118.387) (5.027.354) Distribución resultado ejercicio anterior - - - - - - - Dividendo definitivo ejercicio anterior - - - (4.253.434) (892.307) 118.387 5.027.354 Aumento del capital con emisión de acciones de pago

-

-

-

-

-

-

-

Capitalización reservas y/o utilidades - - - - - - - Déficit acumulado período de desarrollo - - - - - - - Ajuste acumulado diferencia de cambio - - 1.120.841 - - - - Ajuste ejercicios anteriores - - - - - - - Revalorización capital propio 19.050.717 851.736 1.439.107 140.659 - - - Resultado del ejercicio - - - - - - 32.416.399 Dividendos provisorios - - - - - - - Saldo Final 654.074.615 29.242.922 50.530.190 4.829.292 - - 32.416.399 Saldos Actualizados 660.615.361 29.535.351 51.035.492 4.877.585 - - 32.740.563

a) Capital pagado Número de acciones Serie N° acciones

suscritas N° acciones

pagadas N° acciones con Derecho a Voto

UNICA 5.672.752.777 5.672.752.777 5.672.752.777 Serie Capital Suscrito Capital pagado UNICA 660.615.361 660.615.361 La Junta General Extraordinaria de Accionistas, celebrada el 14 de septiembre de 1998, acordó efectuar una emisión de acciones por la suma de M$237.500.000, emitiendo 2.375.000.000 acciones de pago con el exclusivo objeto de respaldar la conversión de los bonos en acciones de la Sociedad. La emisión de dichas acciones se materializó el 13 de noviembre 1998, de acuerdo a su inscripción en el registro de valores. Al 31 de diciembre de 2003, se han convertido bonos en acciones por el equivalente a US$23.304.700, representando 85.932.258 acciones las cuales se encuentran pagadas. En Junta Extraordinaria de Accionistas, celebrada el 21 de noviembre de 2003, se acordó aumentar el capital en 50.484.000.000 pesos, mediante la emisión de 466.839.282 acciones de pago, lo que implica que cada accionista, por cada acción que posea, tendrá derecho a suscribir 0,082295016256 acciones de la nueva emisión, para así mantener el mismo porcentaje de participación accionaria. El valor de las acciones de pago que se emitan deberá ser enterado en dinero efectivo, al contado, y dichas acciones deberán ser emitidas, suscritas y pagadas dentro del plazo máximo que vence el 31 de marzo de 2004.



100

b) Pago de dividendos

Fecha de Pago Dividendo por acción

$

Dividendo Histórico

M$

Dividendo Actualizado

M$ Dividendo definitivo 2003 Mayo 2003 1,57 8.933.860 8.880.257 Julio 2003 3,67 20.845.676 20.803.985

Durante el año 2002 no se repartieron dividendos c) Política de dividendos La política de reparto de dividendos para el 2003, aprobada por la Junta General Ordinaria de Accionistas celebrada el 29 de abril de 2003 y modificada el 09 de julio de 2003 en 25o

Junta General Extraordinaria de Accionistas, contempla distribuir al menos el 30% de las utilidades del ejercicio. d) Ajuste acumulado por conversión 2003

M$ 2002 M$

Año Acumulado Año Acumulado Corrección monetaria - 348.859 - 206.295 DIFERENCIA POR CONVERSIÓN Compañía Carbones del Cesar Ltda.. (737.735) 284.016 240.484 1.031.969 Energy Trade and Finance Corp. (41.781.850) (4.378.026) 11.515.800 37.777.861 Gener Argentina S.A. (19.746.767) 2.811.724 5.623.561 22.784.076 Gasoducto Gasandes (Argentina) S.A. (2.619.016) 319.341 810.915 2.967.742 Inversión Oilgener Inc. (U.S.A.) - - (1.025.283) - Compañía General de Electricidad Itabo S.A. (11.249.792) 210.825 3.910.283 11.575.223 Otras inversiones (55.688) 40.056 77.898 96.701 Instrumentos de cobertura para inversiones en el exterior

76.046.241

14.823.890

(20.021.608)

(61.834.575)

Total Movimiento Año (144.607) - 1.132.050 - Total Acumulado al cierre de cada ejercicio - 14.460.685 - 14.605.292 e) Otras reservas 2003

M$ 2002 M$

Ajuste Acumulado por conversión 14.460.685 14.605.292 Reserva retasación técnica activo fijo 42.611.804 42.611.804 Variaciones patrimoniales de filiales (3.563.199) (6.181.604) Total 53.509.290 51.035.492



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En el ítem variaciones patrimoniales de filiales del año 2002, se incluyen M$2.636.863 correspondientes a un ajuste de ejercicios anteriores efectuados por la filial Chivor S.A. E.S.P. (Colombia), ajuste relacionado con un error en el cálculo de la depreciación de los Activos Fijos de los años 1999 y anteriores, el cual fue registrado durante el ejercicio 2001 directamente contra esta reserva patrimonial. En abril de 2003 se aprobó por la Junta de Accionistas este monto y fue reclasificado al rubro "Reservas Futuros Dividendos". f) Resultados acumulados. En 2003, la Sociedad ha procedido a corregir su renta líquida imponible de los años 2001 y 2002 originando una mayor pérdida tributaria en esos años. Este incremento en la pérdida tributaria origina el reconocimiento de un mayor impuesto diferido activo por M$5.973.400, el cual se ha registrado con abono a la cuenta resultado acumulado. NOTA 12 – CONTINGENCIA Y RESTRICCIONES 1) GARANTIAS OTORGADAS La Sociedad mantiene los siguientes compromisos por garantías otorgadas: a) Compromisos contraídos con entidades financieras y otros. Instituciones financieras: Los contratos de créditos suscritos por AES Gener S.A. con diversas instituciones financieras imponen a la Sociedad límites a indicadores económicos de variada índole, durante la vigencia de los créditos, todos ellos usuales para este tipo de financiamiento. Asimismo, la Sociedad informa a dichas instituciones, de acuerdo a los términos y fechas convenidas, el cumplimiento de las obligaciones que emanan de tales contratos. Bono Convertible emitido en Chile y en USA por US$500 millones. Los principales resguardos contenidos en los contratos de emisión de bonos convertibles son:

• AES Gener no podrá incurrir en un endeudamiento mayor al que fije anualmente la Junta de Accionistas.

• AES Gener debe mantener seguros que protejan razonablemente sus activos.

• AES Gener o alguna de sus filiales podrán dar garantías solamente si esta

garantía no excede el 10% de los Activos Tangibles Netos Consolidados,



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definidos como el total de activos consolidados menos el total de pasivo de corto plazo.

En caso de incumplimiento de AES Gener o alguna de sus filiales en el pago de una amortización de crédito por un monto que exceda el 1,5% del total de los activos consolidados de AES Gener S.A., los tenedores podrían requerir el pago anticipado de esta obligación. Bonos emitidos en USA (Yankee Bond) por US$200 millones: AES Gener o alguna de sus filiales podrán dar garantías solamente si esta garantía no excede el 10% de los Activos Tangibles Netos Consolidados, definidos como el total de activos consolidados menos el total de pasivo de corto plazo. En caso de incumplimiento de AES Gener o alguna de sus filiales, exceptuando Chivor, en el pago de una amortización de crédito por un monto que exceda la cantidad de US$15 millones, los tenedores podrían requerir el pago anticipado de esta obligación. Obligaciones con Bancos e instituciones financieras: (i) AES Gener es garante del crédito suscrito entre ABN Amro Bank y su filial Energy Trade and Finance Corporation y como tal se compromete a:

• No vender activos exceptuando aquellos permitidos bajo el contrato de crédito.

• No efectuar pago de dividendos por sobre el mínimo requerido por ley. Asimismo, en relación a dicho crédito, la matriz Inversiones Cachagua Limitada se obligó para con el acreedor a no retirar de la compañía ninguna cantidad recibida por concepto de dividendo durante la vigencia del crédito.

• Si el garante, o cualquiera de sus filiales, exceptuando Chivor, o el deudor principal incumple el pago de una deuda por un monto que exceda la cantidad de US$10 millones, el banco podrá requerir el pago anticipado de esta obligación

Al 31 de diciembre de 2003 el saldo de este crédito asciende a US$4 millones. (ii) AES Gener bajo el contrato suscrito con Bank of America respecto de la compra de obligaciones negociables de TermoAndes e InterAndes se compromete a:

• No realizar ninguna transacción similar a la referida en el contrato.



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• No efectuar pago de dividendos por sobre el mínimo requerido por ley. (iii) Contrato de Encargo Fiduciario de Administración, en cuya virtud se entregan en encargo fiduciario las acciones de la sociedad colombiana Chivor S.A. E.S.P. Dicho encargo fiduciario tiene por objeto garantizar las obligaciones contraídas por la filial Chivor S.A. E.S.P. para con el Bank Of America NT & SA en virtud del préstamo original por US$400 millones otorgado para financiar el pago de la central hidroeléctrica Chivor. El saldo vigente de esta obligación al 31 de diciembre es US$283,6 millones (iv) AES Gener, en el marco del refinanciamiento de su filial Chivor, garantizó a Energy Trade and Finance Corporation, en el pago de hasta un monto de US$50 millones. Esta garantía sólo será exigible si Energy Trade and Finance Corporation incumple la obligación de pagar hasta el mencionado monto a los acreedores de Chivor, en el caso en que esta última empresa no cumpla con ciertos saldos de deuda, en determinadas fechas definidas en el contrato. La primera fecha definida es el 31 de marzo de 2004. Al 31 de diciembre de 2003 se cumple con todas las restricciones o resguardos asociados a las obligaciones con instituciones financieras y con el público. b) Garantías a terceros (i) AES Gener S.A. es garante del pago oportuno por el préstamo otorgado por el Banco Bilbao Vizcaya Argentaria (España) S.A. a la relacionada Gasoducto GasAndes Argentina S.A. El monto garantizado por la compañía asciende aproximadamente a US$4,8 millones y vence en marzo del año 2006, conjuntamente con el crédito ascendente a US$32 millones. Asimismo, la compañía se obligó para con los bancos acreedores de la relacionada Gasoducto GasAndes S.A. a no prendar, gravar ni enajenar su participación accionaria en dicha compañía mientras dure en crédito ascendente a US$136 millones con vencimiento el año 2011. (ii) AES Gener S.A. mantiene un contrato de compra de gas natural con Petrolera Santa Fé, el que establece una cláusula de Take or Pay (consumo mínimo), cuyo compromiso mensual es en promedio un 75% del volumen contratado, para lo cual se cuenta con un plazo de 36 meses a contar de la fecha de transacción para recuperar los pagos realizados. Los pagos mínimos anuales comprometidos son de US$24 millones, con vencimiento en diciembre de 2013. A su vez, esta cláusula es aplicada en los mismos términos al contrato de venta de gas natural con la filial Sociedad Eléctrica Santiago S.A.. (iii) En los contratos de transporte de gas existentes entre AES Gener S.A. con Gasoducto GasAndes S.A. y Gasoducto GasAndes Argentina S.A. se consideran dos garantías; a) garantía básica, de cumplimiento de todas sus obligaciones por un monto igual a un año de servicio de transporte firme de gas natural, y b) garantía adicional, en cumplimiento al compromiso



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de inversión en un proyecto que utilice gas natural. AES Gener S.A. mientras mantenga un Investment Grade Rating cumple con estos requerimientos. Luego de la pérdida de grado de inversión de la compañía, se recibió un requerimiento de GasAndes en orden al otorgamiento de ambas garantías. Luego de negociaciones, las partes, con fecha 17 de octubre del 2003, arribaron a un acuerdo, en virtud del cual AES Gener otorgó una garantía de US$494.110 a Gasoducto GasAndes S.A. con vencimiento el 2 de enero del 2004 y otra de US$999.125 a Gasoducto GasAndes Argentina S.A. con vencimiento a la misma fecha. Con fecha 9 de diciembre de 2003 AES Gener S.A. ejerció la opción de ceder la totalidad de sus derechos en el mencionado contrato de transporte de gas con las relacionadas GasAndes a su filial Sociedad Eléctrica Santiago S.A. Se anticipa que la mencionada cesión se materializará durante el mes de enero de 2004. (iv) El contrato de transporte de gas suscrito por TermoAndes S.A. con Transportadora de Gas del Norte S.A. considera dos garantías; a) garantía básica, de cumplimiento de todas sus obligaciones por un monto igual a un año de servicio de transporte firme de gas natural, y b) garantía adicional, en cumplimiento al compromiso de inversión en un proyecto que utilice gas natural. En la medida que el cargador tenga grado de inversión no es necesario el otorgamiento de garantía alguna, debiendo ser reconstituida en el caso que lo perdiera, mediante una boleta de garantía bancaria, según lo establece el contrato. c) Garantías a filiales (i) AES Gener S.A. es garante de las obligación asumida por Energy Trade and Finance Corp. con ABN Amro Bank por US$24 millones. El saldo de capital adeudado al 31 de diciembre de 2003 es US$4 millones. El vencimiento de este crédito es enero de 2004. (ii) Con fecha 12 de junio de 2000 Energy Trade and Finance Corp. firmó un contrato con Morgan Stanley por el cual se le traspasaron a éste los riesgos relacionados con la posición SSP15 (Spark Spread Position de la ex filial de AES Gener, Merchant Energy Group of the Americas, M.E.G.A.) y de todos los contratos de cobertura asociados a ellos. El pasivo garantizado por AES Gener al 31 de diciembre de 2003 asciende a US$1,4 millones. Esta obligación vence en marzo de 2004. (iii) La filial Energía Verde S.A. mantiene un préstamo sindicado por US$25 millones con el Banco de Crédito e Inversiones y el Banco Scotiabank AES Gener S.A. entregó en garantía para el préstamo señalado precedentemente las acciones que poseía en la filial Energía Verde S.A. Este préstamo vence en noviembre de 2006. El saldo vigente al 31 de diciembre de 2003 es US$24 millones. (iv) Como parte del financiamiento otorgado a las filiales TermoAndes S.A. e InterAndes S.A., AES Gener S.A. prendó el 100% de sus acciones en estas sociedades. Esta prenda fue constituida a favor del Banco Francés-Uruguay. El crédito vence en diciembre de 2007 y al 31 de diciembre de 2003 alcanza a US$151,4 millones.



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2) JUICIOS Y CAUCIONES a) Divergencias en el CDEC-SIC. En cuanto al cálculo de las transferencias de potencia en el CDEC-SIC, se encuentra pendiente la determinación definitiva de los pagos correspondientes a los años 2000, 2001, 2002 y 2003. Con fecha 2 de noviembre de 2001 la divergencia respectiva fue resuelta mediante la RM N° 119 por el Ministro de Economía, Fomento y Reconstrucción. En la etapa de implementación en el CDEC-SIC no se logró la unanimidad requerida, por lo que surgió una divergencia al respecto, la cual fue sometida a resolución del Ministro de Economía en el mes de abril de 2002. Junto a lo anterior, las empresas Colbún, AES Gener y Endesa han interpuesto recursos de reposición en contra de la Resolución N° 119/2001, cuya respuesta por parte del Sr. Ministro también se encuentra pendiente. No obstante lo anterior, el Directorio del CDEC-SIC ha acordado, unánimemente, efectuar en carácter provisional los pagos de transferencias de potencia correspondientes a los años 2000, 2001, 2002 y 2003, siguiendo el procedimiento de cálculo establecido en la Resolución N° 119/2001, en espera de la resolución de la divergencia y de los recursos de reposición antes indicados. b) Divergencias en el CDEC-SING. La compañía mantiene posiciones divergentes con algunas empresas generadoras integrantes del Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado del Norte Grande, relacionadas con la forma de calcular y valorizar transferencias de energía y potencia al interior del CDEC-SING. En lo referente a las transferencias de energía en el CDEC-SING, a partir de agosto de 1999 éstas se encuentran pagadas en calidad de preliminares, puesto que se produjeron diferencias entre los generadores respecto de los precios aplicados en la valorización de dichas transferencias. El Ministro ha resuelto los diferentes conflictos a través de las Resoluciones Ministeriales Exentas N°. 39, de 22 de mayo de 2000; N°. 59, de 22 de septiembre de 2000; N°. 72, de 16 de noviembre de 2000; y N°. 74, de 17 de noviembre de 2000. La aplicación de las referidas Resoluciones Ministeriales por parte de la Dirección de Operaciones se encuentra actualmente en divergencia. Asimismo, dado lo complejo y contradictorio de las anteriores resoluciones, la Dirección de Operación aún no ha podido realizar el cálculo de las transferencias definitivas de energía y se encuentra a la espera de la resolución de la divergencia pendiente. No obstante lo anterior, el Directorio del CDEC-SING adoptó un acuerdo en sesión del día 26 de diciembre de 2002, que resuelve la discrepancia respecto de la valorización de transferencias de energía del período agosto de 1999 a marzo de 2000, estableciendo valores definitivos que no implican pagos a AES Gener.



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En lo referente a las transferencias de potencia del año 2000 y siguientes, surgió una nueva divergencia, la cual fue resuelta mediante Resolución Ministerial Exenta N°. 163 de fecha 28 de diciembre de 2001, la que entregó una nueva metodología de cálculo de potencia firme, instruyendo al CDEC-SING para que procediese a los cálculos de potencia firme y valorización de transferencias definitivas de potencia de punta de los años citados. Sin embargo, las empresas han presentado recursos de reposición contra la mencionada resolución, y paralelamente ha surgido una nueva divergencia entre los integrantes del CDEC-SING respecto de la aplicación dada por la Dirección de Operación a algunos aspectos de la metodología entregada por la autoridad. Por lo anterior, las reliquidaciones que se efectuaron entre las empresas en virtud del nuevo procedimiento, continúan teniendo el carácter de provisorio. Cabe señalar que en febrero del 2003 se realizó el proceso de reliquidación de balance de transferencia de potencia de punta correspondiente al año 2002, que por las razones ya expuestas también tiene el carácter de provisorio c) Juicios. c.1) Junta de Vigilancia del Río Maipo con AES Gener S.A. AES Gener ha sido demandada en juicio ejecutivo el pago de M$40.491 por la Junta de Vigilancia del Río Maipo, ante el 2° Juzgado Civil de Santiago, por una supuesta deuda que al 31 de diciembre de 2003 alcanzaría M$215.461 y que mantendría AES Gener con dicha Junta de Vigilancia, por concepto de cuotas de dicha Junta. AES Gener se ha opuesto a dicha demanda, pues estima que no le corresponde pago alguno pues no hace uso de instalación alguna de la referida Junta de Vigilancia. Sin perjuicio de ello, la demandante ha practicado embargo sobre dineros de AES Gener S.A. ascendentes a M$39.690. Estimamos que, en definitiva, no se deberá pagar las sumas antes mencionadas, por cuanto las mismas le han sido impuestas a la compañía en forma arbitraria, unilateral y sin causa. c.2) Justo Gallardo con AES Gener S.A. La compañía fue demandada en juicio ordinario de indemnización de perjuicios, por un vecino de la central Renca, quien alega haber sufrido ciertos daños y perjuicios con ocasión de la operación de la mencionada central, razón por la cual reclama el pago de M$120.000. Se rechazó en primera instancia y el proceso se encuentra en la Corte de Apelaciones a causa de un recurso de apelación interpuesto por el demandante. Al respecto, AES Gener estima que la demanda nuevamente deberá ser rechazada por no ser efectivos los hechos en que se funda, no existir relación de causalidad entre los supuestos hechos invocados y los daños alegados, no existir responsabilidad de parte de nuestra empresa ni en los hechos ni en los daños y por haber prescrito los derechos invocados.



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c.3) Bankers Trust International Corporation (Delaware) Inc. en contra de AES Gener S.A. y Ralph Wilkerson. Con fecha 24 de mayo de 2002 la compañía fue notificada de una demanda interpuesta por Bankers Trust International Corporation (Delaware) Inc. (BTI) como cesionario en su calidad de síndico (Trustee) en la quiebra de Cordex Petroleums Inc. (Cordex), sociedad constituida de conformidad a las leyes de Canadá. El monto total demandado asciende a US$8,7 millones más intereses y costas y se fundamenta en presunta colusión entre la compañía y el demandado Sr. Wilkerson en la violación de contratos, incitación a la violación de contratos e incitación a la violación de obligaciones fiduciarias para con Cordex. La demanda en cuestión corresponde a la causa N° 0101-05135 del Tribunal Superior de Alberta, Distrito Judicial de Calgary, Canadá. Con fecha 19 de julio del año 2002 la compañía presentó una moción alegando la falta de jurisdicción de los tribunales Canadienses para conocer de la materia. Se fijó audiencia para conocer del incidente el 6 de febrero del 2003, sin embargo se aplazó dicha audiencia ya que BTI presentó una declaración jurada respaldando su petición en forma extemporánea según nuestra alegación. En marzo el juez determinó que sólo podría considerarse dicha declaración para efectos de enmendar algún error en la petición de la demandante. El 14 de abril del 2003 BTI presentó un recurso de apelación contra la resolución del juez. El juez determinó que la audiencia será el 12 de febrero de 2004. Posteriormente el juez deberá resolver nuestro incidente de falta de jurisdicción, el que en nuestra opinión será resuelto a favor de la compañía. c.4) Minera Escondida Limitada con Norgener S.A. La filial Norgener mantiene un litigio con su cliente Minera Escondida Ltda., sometido a la justicia arbitral y referido a diferencias entre ambas empresas respecto a la interpretación y ejecución de dos contratos de suministro celebrados con fecha 30 de junio de 1993 y 20 de noviembre de 1994. En octubre de 2002 se constituyó el arbitraje, siendo designado como árbitro mixto don Manuel Correa. En noviembre del mismo año se acordó el procedimiento a seguir y de acuerdo a éste la demanda fue presentada el 9 de diciembre del 2002, solicitando Minera Escondida, principalmente, la nulidad de las cláusulas de reajuste de precio en ambos contratos; la resolución de los contratos por incumplimiento de Norgener, y la autorización para ceder los contratos a una filial. En enero del 2003 Norgener contestó la demanda y a su vez demandó reconvencionalmente por los perjuicios sufridos con ocasión del incumplimiento de Minera Escondida a ciertas obligaciones del contrato N° 2. Posteriormente, una vez terminada la etapa de discusión, en abril del 2003 el juez árbitro dictó el auto de prueba, fijando los hechos que las partes deberán probar, y dando inicio así al período de prueba del juicio. La mencionada resolución fue impugnada por ambas partes, sin embargo el juez la mantuvo y fijó un período de conciliación, el que a la fecha aún se extiende. En el contexto de este proceso de avenimiento, las partes han celebrado reuniones e intercambiado ofertas y contraofertas, habiéndose arribado con fecha 5 de diciembre de 2003 a un acuerdo que deberá ser ratificado por el Directorio de ambas empresas. De no perfeccionarse el mencionado acuerdo, el juez dictará una resolución, y luego de 6 días



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hábiles de notificada ésta, comenzará a regir el período de prueba de 20 días hábiles. El acuerdo recién señalado, consiste en aplicar una rebaja al período restante de los contratos 1 y 2 a partir de julio de 2004, que sería compensada con un pago en efectivo de Minera Escondida a Norgener a hacerse efectivo en el corto plazo, la extensión de los contratos actuales a precios de mercado hasta el año 2015 y la suscripción de un tercer contrato que regiría entre 2004 y 2015. c.5) Hidroeléctrica Guardia Vieja-Hidroeléctrica Aconcagua con AES Gener S.A. En el mes de diciembre de 1999 AES Gener S.A. presentó una demanda de cumplimiento de contrato de compraventa de energía y potencia eléctrica en contra de Hidroeléctrica Guardia Vieja S.A. e Hidroeléctrica Aconcagua S.A. la cual fue acogida por el árbitro, condenando a las demandadas al cumplimiento del contrato. Con fecha 14 de diciembre de 2001 el árbitro don Cesar Parada Guzmán dictó sentencia de única instancia, la que, acogiendo la demanda interpuesta por AES Gener S.A., dispuso la modificación del “Contrato de compraventa de Energía Eléctrica, Potencia Eléctrica y otros” celebrado entre AES Gener S.A. y las empresas Hidroeléctrica Guardia Vieja e Hidroeléctrica Aconcagua S.A. con fecha 2 de noviembre de 1993. La sentencia, conforme las modificaciones introducidas al contrato, ordenó la reliquidación de las facturaciones ocurridas entre las partes desde el mes de abril de 1998 y hasta la fecha de cumplimiento definitivo de la sentencia, todo ello conforme a las reglas establecidas en la misma sentencia. La demanda de AES Gener S.A. fue por M$5.444.617. Dicho monto, actualizado al 31 de diciembre de 2003 incluyendo intereses y reajustes, correspondería a la suma de M$8.727.916. Contra la sentencia de primera instancia las demandadas HGV - HASA interpusieron, ante la Corte de Apelaciones de Santiago, recurso de Queja y de Casación en la Forma. El primero de ellos fue declarado inadmisible por la Corte, en tanto que el segundo se encuentra pendiente de ser resuelto. En virtud de que el árbitro acogió la demanda interpuesta por AES Gener, la compañía prudencialmente ha provisionado como ingreso sólo una parte del total demandado, abonando M$2.940.374 a ingresos de explotación del segundo semestre de 2001. Lo anterior, utilizando un criterio conservador, atendiendo el hecho de estar pendiente el recurso de casación en la forma que, por su carácter extraordinario, en opinión de nuestros asesores legales se estima improbable pueda prosperar. c.6) Superintendencia de Electricidad y Combustibles y AES Gener S.A.



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Según Oficio Ordinario de fecha 06 de diciembre de 2002, la Superintendencia de Electricidad y Combustibles formuló cargos a AES Gener S.A. por supuestas infracciones al ordenamiento eléctrico, con motivo de la caída de servicio ocurrida el 23 de septiembre del año 2002 en el Sistema Interconectado Central. Con fecha 24 de enero de 2003 se presentaron ante la Superintendencia de Electricidad y Combustibles los descargos de AES Gener S.A. a ese Oficio. Con fecha 20 de agosto la SEC impuso multas a los miembros del CDEC SIC con ocasión del black-out ocurrido en dicho sistema interconectado con fecha 23 de septiembre del año 2002, alegando su responsabilidad en dicho apagón en su calidad de miembros del CDEC. La compañía fue multada en UTA 1.500 (M$535.302), su filial ESSA en UTA 1.000 (M$356.868) y su relacionada Guacolda en UTA 1.000 (M$356.868) Tanto Gener como sus empresas relacionadas presentaron un recurso de reposición ante la propia SEC con fecha 29 de agosto del 2003, recurso que no ha sido resuelto a la fecha. Una vez fallado, la compañía puede recurrir de ilegalidad ante la Corte de Apelaciones de Santiago, previa consignación del 25% de la mencionada multa. Se estima que la SEC resolverá a más tardar en el primer trimestre del año 2004 y posteriormente, el proceso judicial se estima tardará aproximadamente 2 años. Las sociedades han provisionado el 25% del total de la multa, con el objeto de recurrir de ilegalidad ante la Corte de Apelaciones de Santiago. c.7) Superintendencia de Electricidad y Combustibles y AES Gener S.A. Con fecha 21 de febrero del 2003, la SEC formuló cargos contra Gener y las demás empresas miembros del CDEC-SIC con ocasión del apagón ocurrido el 13 de enero del mismo año. Oportunamente la compañía presentó los descargos respectivos, y a la fecha se encuentra pendiente la resolución del Superintendente. En nuestra opinión, los cargos formulados por la Superintendencia de Electricidad y Combustibles a AES Gener S.A. es improcedente, no obstante, cabe advertir que es imposible adelantar un resultado en este procedimiento. 3) RESTRICCIONES FINANCIERAS a) La Compañía como garante del crédito que ABN Amro Bank otorgó a Energy Trade and Finance Corporation, debe cumplir los siguientes indicadores financieros calculados sobre los estados financieros consolidados: i. Nivel de endeudamiento no superior a 1,75 veces el patrimonio más interés minoritario (medido en base trimestral).



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ii. Cobertura de gastos financieros no inferior a 2,4 veces (medido en base doce meses). iii. Deuda total no superior a 8,5 veces el EBITDA (medido en base doce meses). Al 31 de diciembre de 2003, AES Gener S.A. da cumplimiento a lo establecido en el contrato de crédito. b) La Compañía como parte de la renegociación del Put Agreement entre AES Gener S.A. y Bank of America, debe cumplir los siguientes indicadores financieros calculados sobre los estados financieros consolidados: i. Nivel de endeudamiento no superior a 1,65 veces el patrimonio más interés minoritario (medido en base trimestral). ii. Cobertura de gastos financieros no inferior a 1,8 veces (medido en base doce meses). iii. Deuda total no superior a 7,8 veces el EBITDA (medido en base doce meses). Al 31 de diciembre de 2003, AES Gener da cumplimiento a lo establecido en el Put Agreement. c) La Compañía como garante de las obligaciones de Energy Trade and Finance Corporation en relación al contrato de crédito de la filial Chivor, debe cumplir con el siguiente indicador financiero calculado sobre los estados financieros consolidados: i) Nivel de endeudamiento no superior a 1,75 veces el patrimonio más el interés minoritario, medido en base trimestral Al 31 de diciembre de 2003, la compañía da cumplimiento a lo establecido en el contrato de crédito de la filial Chivor. 4) OTRAS CONTINGENCIAS Contingencias asociadas a las filiales TermoAndes e InterAndes, Argentina: 1) Contrato de compraventa de energía AES Gener S.A. mantiene un contrato en que se obliga a comprar el 100% de la energía y potencia de TermoAndes. Este contrato establece un pago mínimo mensual que cubre, entre otros aspectos, el servicio de la deuda por US$257 millones correspondientes a los bonos emitidos por TermoAndes e InterAndes para el financiamiento de esos proyectos. El pago de estos bonos está garantizado con los activos de TermoAndes e InterAndes y por el contrato de compra de energía entre AES Gener S.A. y TermoAndes. 2) Put Agreement con Bank of America.



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Originalmente, US$82 millones de los bonos correspondientes a la deuda de TermoAndes e InterAndes, estaban sujetos a una opción, la cual permitía a los tenedores requerir a AES Gener S.A. la compra anticipada de estos bonos al valor par más los intereses devengados. En septiembre de 2002 AES Gener y Bank of America suscribieron el “Purchase Agreement” en el cual la compañía se compromete a realizar compras parciales de los bonos mantenidos por Bank of America, reduciendo a cero la exposición de esta institución antes de septiembre de 2004. A la fecha AES Gener S.A. ha comprado a Bank of America, US$44 millones en obligaciones negociables. Por otra parte, producto de las amortizaciones propias de los créditos de Termoandes e Interandes, Bank of America ha recibido US$15 millones adicionales, con lo que su exposición neta al 31 de diciembre de 2003 asciende a US$23 millones. 3) Bienes de disponibilidad restringida A efectos de garantizar, entre otras obligaciones, el repago de las obligaciones emanadas del contrato de financiamiento del Impuesto al Valor Agregado y de las obligaciones emanadas bajo las Obligaciones Negociables, TermoAndes S.A. e InterAndes S.A. han acordado:

- Una cesión fiduciaria al Banco Francés Uruguay S.A. de la totalidad de los derechos de TermoAndes S.A. e InterAndes S.A. bajo todos los contratos o documentos de los que sean parte. - Una hipoteca de los terrenos en que se emplaza la central de generación y de los inmuebles por accesión al mismo, también en favor del Banco Francés S.A - La cesión, transferencia y otorgamiento al Deutsche Bank de un derecho de garantía de primer grado por a) todos los derechos de la Sociedad en las cuentas que el Deutsche Bank controla, b) todos los derechos de la Sociedad sobre las sumas acreditadas o depositadas en dichas cuentas c) todos los derechos de la sociedad sobre el producido del seguro y el producido de la expropiación, así como también sobre el producido de los seguros por responsabilidad civil o por demoras en la puesta en marcha o interrupción de negocios que deba mantener la sociedad.

Adicionalmente, la filial Gener Argentina S.A., a su vez matriz de TermoAndes e InterAndes otorgó un derecho real de prenda en primer grado sobre las acciones, en garantía de cumplimiento por parte de TermoAndes S.A. e InterAndes S.A. de la totalidad de las obligaciones mencionadas en el párrafo precedente. 4) Trust Agreement de TermoAndes S.A. e InterAndes S.A. TermoAndes S.A. e InterAndes S.A. firmaron con el Deutsche Bank A.G., New York Branch ("el Deutsche Bank") y el Banco Francés Uruguay, S.A. un "Trust agreement" (el Contrato) por el cual los fondos cobrados por TermoAndes S.A. e InterAndes S.A. deberán ser inicialmente



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transferidos a las cuentas bancarias abiertas por ella en dichos bancos de acuerdo a lo establecido en el Contrato ("las Cuentas"), las cuales, según la cuenta que se trate, estarán bajo el control exclusivo del Deutsche Bank o del Banco Francés Uruguay, S.A. Durante el período en que los montos adeudados por TermoAndes S.A. e InterAndes S.A. en relación con la emisión de las Obligaciones Negociables y con el Contrato de Línea de crédito para financiamiento del IVA, no hayan sido cancelados, TermoAndes S.A. e InterAndes S.A. sólo podrá utilizar las sumas depositadas en las Cuentas de conformidad con el Contrato. Asimismo, TermoAndes S.A. e InterAndes S.A. ceden, transfieren y otorgan al Deutsche Bank un derecho de garantía de primer grado por a) todos los derechos de TermoAndes S.A. e InterAndes .S.A. en las cuentas que el Deutsche Bank controla, b) todos los derechos de TermoAndes S.A. e InterAndes S.A. sobre las sumas acreditadas o depositadas en dichas cuentas, c) todos los derechos de TermoAndes S.A. e InterAndes S.A. sobre el producto del seguro y el producto de la expropiación, así como también sobre el producto de los seguros por responsabilidad civil o por demoras en la puesta en marcha o interrupción de negocios que deba mantener TermoAndes S.A. e InterAndes S.A. Si las reservas para cubrir necesidades de fondos para el pago de intereses y amortización de capital, superan el monto a pagar del próximo servicio de deuda, TermoAndes S.A. e InterAndes S.A. podrán disponer de los fondos en exceso en cualquier fecha de pago de intereses y/o amortización de capital. Es condición necesaria para ello, que TermoAndes S.A. e InterAndes S.A. hayan cumplido con los compromisos asumidos y no exista riesgo de incumplimiento de tales compromisos. Al 31 de diciembre de 2003 las sumas depositadas en las cuentas de TermoAndes S.A. e InterAndes S.A. ascienden a M$17.206.615, los cuales fueron invertidos en Fondos Comunes de Inversión. Dichos fondos fueron expuestos por la Sociedad en el Balance General en el rubro "Depósitos a plazo" del activo circulante por M$4.411.604 y en el rubro "Otros" de Otros activos por M$12.795.011.

5) Potencial evento de incumplimiento bajo los contratos de créditos Durante el año 2002, como consecuencia de una solicitud de InterAndes S.A. de que Deutsche Bank AG, New York Branch libere ciertos fondos existentes en una cuenta de su titularidad mantenida con Deutsche Bank, los cuales de acuerdo con las disposiciones contractuales correspondían ser liberados, Deutsche Bank respondió indicando que existían potenciales eventos de incumplimiento bajo los Términos y Condiciones de financiamiento contenidos como Exhibit B al Note Purchase Agreement de fecha 4 de sptiembre de 1998 entre TermoAndes S.A., Deutsche Bank, y los compradores de notas de crédito de TermoAndes listados en el Schedule 1 de dicho contrato (los "Términos y Condiciones"), y que por esa razón se negaba a liberar los fondos.



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Los eventos de incumplimiento señalados por Deutsche Bank son los siguientes: (i) incumplimiento de la Sección 5.1.16 de los Términos y Condiciones, generado por un incumplimiento de InterAndes S.A. ("InterAndes") de la Sección 5.1.4. de los términos y condiciones de su financiamiento relativo a los requisitos de seguros que debe mantener InterAndes mientras se encuentre en pie el financiamiento referido, (ii) incumplimiento de la Sección 5.1.4. de los Términos y Condiciones relativo a los requisitos de seguros que debe mantener TermoAndes mientras se encuentre en pie el financiamiento regido por los Términos y Condiciones (en especial el Deutsche Bank sostiene que TermoAndes no ha demostrado que cada una de las pólizas de seguros contratadas contenga los endosos requeridos de acuerdo a la Sección 7.3.1.c de los Términos y Condiciones y el texto requerido de acuerdo a la Sección 7.3.1.e de los Términos y Condiciones), y (iii) incumplimiento de la Sección 5.1.10 de los Términos y Condiciones relativos a la eficacia y efecto de las garantías otorgadas por TermoAndes, dado que debido a la suspensión de las ejecuciones hipotecarias dispuestas por ley 25.563, la hipoteca otorgada por TermoAndes a los bancos acreedores sobre la central Nueva Güemes, no podría ser ejecutada, afectando los derechos de dichos acreedores. Con fecha 19 de junio de 2002 TermoAndes S.A e InterAndes S.A. solicitaron al Deutsche Bank y a los demás bancos acreedores una dispensa (waiver) a los eventos de incumplimiento arriba indicados, fundamentando sólidamente dicha solicitud. Respecto de los incumplimientos relativos a los requisitos en materia de seguros, se adjuntó una carta de AON, corredor de seguros de la compañía, en la cual se manifestaba (i) que algunos de los seguros requeridos por los Términos y Condiciones no se encontraban disponibles en el mercado asegurador internacional, y (ii) que ciertos endosos requeridos por los Términos y Condiciones no eran válidos bajo la ley Argentina. Respecto de la invalidez de las garantías hipotecarias por efecto de la ley 25.563 se informaba que ella había sido reformada casi en su totalidad y que el único derecho que seguiría estando afectado, era el derecho a la subasta en el proceso de ejecución hipotecaria, pero sólo hasta el día 14 de agosto de 2002. Sin embargo, con fecha 17 de julio de 2002 Deutsche Bank respondió negativamente a la solicitud de waiver en su nombre y en nombre de los demás bancos acreedores. Los argumentos esgrimidos en materia de seguros fueron meramente formales, y en relación a las restricciones de la Ley 25.563 manifestaron que considerarían una nueva solicitud de waiver luego del 14 de agosto 2002, fecha en que originalmente debía cesar la restricción. La suspensión fue prorrogada por 90 días más contados a partir del 14 de agosto de 2002, habiendo vencido el 12 de noviembre de 2002. Con fecha 19 de noviembre de 2002 TermoAndes S.A. e InterAndes S.A. enviaron a Deutsche Bank una nueva carta indicando la inexistencia de eventos de incumplimiento y solicitando una vez más que se liberen los fondos existentes en la cuenta de distribución de InterAndes. A dicha carta Deutsche Bank contestó con fecha 25 de noviembre de 2002 declinando al pedido de las compañías e indicando que a su criterio continuaban los eventos de incumplimiento relacionados con los seguros. Asimismo informó que también existían



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potenciales eventos de incumplimiento relacionados con las obligaciones de informar de las compañías bajo los contratos de financiamiento, y con la ausencia de una reserva suficiente para hacer frente al reclamo de impuesto de sellos de la Provincia de Salta. Con fecha 23 de diciembre de 2002 las compañías enviaron una nueva carta a Deutsche Bank indicando la inexistencia de los potenciales eventos de incumplimiento señalados en la carta de Deutsche Bank de fecha 25 de noviembre de 2002. De acuerdo a los Términos y Condiciones, ante la ocurrencia y durante la continuación de un evento de incumplimiento, Deutsche Bank en su carácter de agente de administración del préstamo, podría ejercer todos los derechos que le correspondan legal y contractualmente, incluyendo los siguientes derechos: (i) mediante notificación previa de dos días, aceleración de los pagos debidos bajo las obligaciones negociables de TermoAndes y contratos anexos de tal manera que resulten inmediatamente pagaderos, (ii) entrar en posesión de la central Salta y realizar todos los actos necesarios para su operación y mantenimiento, (iii) compensar contra el endeudamiento cualquier dinero de TermoAndes existente en las cuentas de ésta sujetas a garantía de las obligaciones negociables y, (iv) ejercer cualquier otro derecho otorgado bajo cualquier otro contrato relacionado. A la emisión de estos estados financieros, los acreedores no han ejercido ninguno de los derechos enumerados en el párrafo precedente. Dado que los eventos de incumplimiento declarados no están relacionados con la falta de pago por parte de TermoAndes o por incumplimiento de AES Gener S.A. bajo el contrato de compra de energía (Power Purchase Agreement o PPA), según la opinión de los asesores legales de la Sociedad, existen razones para pensar que no sería de interés de los acreedores ejercer dichos derechos. Adicionalmente, de acuerdo a la cláusula 2.14 del TermoAndes Trust Agreement suscrito entre TermoAndes, Deutsche Bank AG, New York Branch ("Deutsche Bank") y Banco Francés S.A. de fecha 4 de sptiembre de 1998 (el "Trust Agreement") ante la ocurrencia de un evento de incumplimiento, Deutsche Bank en su carácter de "TermoAndes Depositary Bank", podrá realizar los pagos de gastos operativos de TermoAndes de acuerdo a las instrucciones del TermoAndes Collateral Agent. Con fecha 17 de octubre de 2002 Deutsche Bank envió una carta a la Compañía informándole que solicitaría instrucciones de los demás bancos acreedores para decidir si ejercerían ese derecho o no. Asimismo en la misma carta solicita la opinión de TermoAndes sobre la conveniencia de proceder de esa manera. TermoAndes S.A. envió a Deutsche Bank una respuesta a dicha carta, fundamentando las razones por las cuales no sería conveniente proceder de dicha manera. El principal fundamento de la mencionada respuesta será el hecho de que TermoAndes S.A. considera fundamentadamente que el evento de incumplimiento cesará a la brevedad. A la fecha el Deutsche Bank no ha ejercido su derecho bajo la cláusula 2.14 mencionada, ni ha respondido a la última carta de TermoAndes S.A., relativa a este tema.



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Es importante destacar que el esquema de financiamiento que se utilizó para financiar la construcción de la central Nueva Güemes fue bajo la modalidad de "project financing", para lo cual se abrieron una serie de cuentas cuyos derechos se encuentran cedidos a los acreedores a modo de fideicomiso en garantía (trust accounts). De este modo, cuando TermoAndes recibe el cobro por sus exportaciones de energía eléctrica, dichos fondos son depositados en una cuenta y desde allí se genera una cascada de fondos hacia diferentes cuentas, algunas de las cuales sirven para hacer frente a los gastos operativos de TermoAndes, otras para efectuar los servicios de la deuda y otras sirven para garantizar las obligaciones de TermoAndes bajo el financiamiento. Una vez que todas estas cuentas llegan a los montos requeridos por los contratos de financiamiento, el remanente se deposita en una cuenta de distribución (distribution account) cuyos fondos son de libre disponibilidad para TermoAndes, excepto si existiera un evento de incumplimiento o potencial evento de incumplimiento. TermoAndes S.A. e InterAndes S.A. se encuentran actualmente trabajando con los asesores de seguros para solucionar el tema relativo a éstos y adicionalmente manteniendo conversaciones con Deutsche Bank para lograr la modificación de los términos de financiamiento en materia de seguros que serían contrarios a la ley Argentina. Con fecha 22 de enero de 2003, el banco respondió a la carta de fecha 23 de diciembre de 2002, ratificando sus anteriores cartas. Según la opinión de los asesores legales de TermoAndes S.A. e InterAndes S.A., los argumentos jurídicos y fácticos utilizados por TermoAndes S.A. e InterAndes S.A. son lo suficientemente sólidos como para lograr que en un futuro cercano Deutsche Bank deje sin efecto los eventos de incumplimiento declarados. 6) Contrato compra gas natural Con fecha 4 de agosto de 1997 Termoandes S.A. celebró un convenio de suministro de gas con el consorcio integrado por Mobil Argentina S.A. (ex Ampolex Argentina S.A.), Compañía General de Combustibles S.A., Ledesma S.A., Tecpetrol S.A. e YPF S.A. (el Consorcio) por un plazo de 10 años contados a partir del 31 de enero de 1999. Este convenio incluye condiciones de compra de gas mínimas mensuales bajo una cláusula de “take-or-pay” (el monto mínimo de compra debe pagarse igualmente al finalizar el año calendario aunque no se hayan requerido las cantidades mínimas de gas contratadas bajo ciertas circunstancias), calculadas sobre la base de las cantidades programadas, y volúmenes máximos diarios comprometidos para ser entregados por los productores. A fines del año 1999, el Consorcio renunció a dicho derecho para el citado año, por lo que no generó efecto alguno al 31 de diciembre de 1999.



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Posteriormente, el día 3 de enero de 2000 se firmó un acuerdo con Central Puerto S.A. e YPF S.A. tendiente a la optimización conjunta de las condiciones de “take-or-pay” convenidas para Termoandes S.A. y Central Puerto S.A. en los contratos de suministro de gas natural para sus plantas de generación en ciclo combinado. Al reducirse el consumo de gas de Central Puerto S.A., se acordó terminarlo con fecha 31 de marzo de 2003, interrumpiendo así el pago de la compensación que Termoandes S.A. debía realizar a Central Puerto S.A.

Al 31 de diciembre de 2003, Termoandes S.A. ha registrado la deuda con el consorcio correspondiente al convenio por un monto de M$7.455.173, en el rubro “Cuentas por pagar” del pasivo circulante, y un activo por el mismo monto correspondiente al gas no utilizado que será consumido en el futuro, en el rubro “Deudores a Largo Plazo”. No obstante lo mencionado, conforme lo dispuesto en la cláusula 15, Termoandes S.A. puede solicitar a los vendedores la aplicación de las condiciones más favorables que éstos hubiesen acordado con terceros en contratos de venta de gas destinados a su exportación a la I y II Regiones del norte de Chile para la generación de energía eléctrica en dichas regiones y/o destinado a su consumo en una central de generación térmica instalada en la provincia de Salta que exporte energía eléctrica a dichas regiones. Teniendo en cuenta lo acordado, Termoandes ha venido solicitando a los productores desde mayo del año 2000 la exhibición de los contratos firmados con terceros. Los productores no han exhibido dichos contratos amparándose en razones de confidencialidad. Con fundamento en dicho incumplimiento es que esta sociedad ha rechazado el pago de las facturas que por concepto de Take or Pay recibiera de Repsol YPF S.A. el pasado 21 de agosto de 2003 correspondientes a los años 2001 (por la suma de US$6,3 millones) y 2002 (por la suma de US$4,8 millones). Estas facturas fueron rechazadas por: a) La moneda en que fueron emitidas, b) Los volúmenes facturados, y c) Por el incumplimiento contractual previo de la contraparte con relación a sus obligaciones bajo la cláusula 15 del contrato. Esta última procedería en virtud del incumplimiento de los Productores a sus obligaciones bajo la cláusula de Nación Más Favorecida, en virtud de la cual Termoandes tiene derecho a: (i) tener acceso a los contratos de compraventa de gas que los productores firmen con terceros y se destinen a las Regiones I y II del Norte de Chile o a centrales energéticas de la provincia de Salta, y (ii) optar por las condiciones más favorables que éstos pudieran contener.

El precio establecido en el contrato de suministro de gas fue originalmente fijado en dólares estadounidenses, y es actualmente pagado en pesos Argentinos a la paridad 1 US$= 1 Ar$ por Termoandes S.A. sin realizar ninguna provisión por encima de los montos efectivamente pagados. Sin perjuicio de ello, el Consorcio, haciendo una interpretación extensiva de los Decretos 689/02 y 1491/02 (que disponen respectivamente la dolarización de los contratos



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de exportación de gas y energía eléctrica), reclama a Termoandes S.A. el pago en dólares, y ha efectuado a tal efecto una presentación ante la Secretaría de Energía. Termoandes S.A. ha venido rechazando dicha posición haciendo las presentaciones del caso. Paralelamente, Termoandes S.A. ha venido manteniendo negociaciones con dichos proveedores en el marco de lo previsto en la normativa de emergencia, negociaciones éstas que hasta hoy no han sido exitosas. Si bien la Ley de Emergencia estableció que los contratos pesificados son ajustados por el Coeficiente de Estabilización de Referencia (CER), los proveedores no han facturado ni reclamado a la fecha dicho concepto. De ello ocurrir, y basado en la misma normativa, Termoandes S.A. podría argumentar la no aplicación del CER con fundamento en que el valor del gas en el mercado argentino resulta hoy inferior al que surge de ajustar por CER el precio del contrato pesificado. Los asesores legales de la Sociedad consideran que la posición sostenida por Termoandes S.A. es correcta de acuerdo a la legislación vigente. 7) Servicio de transporte en firme de gas natural Termoandes S.A. acordó con Transportadora de Gas del Norte S.A. la contratación del servicio de Transporte Firme de Gas Natural por el término de 17 años contados a partir del 15 de enero de 1999. Transportadora de Gas del Norte S.A. se comprometió a transportar 2.800.000 metros cúbicos diarios de gas natural desde Chango Norte hasta Estación Torzalito. El contrato no prevé garantías en caso que esta sociedad o sus accionistas mantengan un Investment Grade Rating, definido como una calificación BBB o superior. En caso que tanto Termoandes S.A. como sus accionistas pierdan el Investment Grade Rating, aquella debe constituir una garantía bancaria por un monto igual a un año de servicio. La calificación actual de las Obligaciones Negociables emitidas por Termoandes S.A. e Interandes S.A. es de BBB+(arg) rating emitido por Fitch y BBB(-) rating emitido por Moody´s , por lo que Termoandes S.A. no estaría obligada de constituir la mencionada garantía. El precio pactado por el Servicio de Transporte firme esta constituido por una tarifa regulada y una contribución adicional. La tarifa que se aplicará al servicio de transporte firme de gas natural quedará sujeta a modificaciones que surjan de los cuadros tarifarios aprobados por el ENARGAS. La contribución adicional establecida en el contrato de transporte de gas fue originalmente fijada en dólares estadounidenses, y es actualmente pagada en pesos por Termoandes S.A.. Sin perjuicio de ello, TGN, haciendo una interpretación extensiva de los Decretos 689/02 y 1491/02 (que disponen respectivamente la dolarización de los contratos de exportación de gas y energía eléctrica), reclama a Termoandes S.A. el pago en dólares, y ha efectuado a tal efecto una presentación ante el ENARGAS.



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Termoandes S.A. ha venido rechazando dicha posición haciendo las presentaciones del caso. Con fecha 20 de agosto de 2003, el ENARGAS resolvió cautelarmente a favor de Termoandes, ordenando a TGN a brindar el servicio de Transporte de gas entre Campo Duran y Torzalito facturando los cargos correspondientes al contrato de transporte original (STF N° 52) en Pesos Argentinos (Ar$) en tanto tramite la controversia. Dicha resolución cautelar ha sido recurrida por TGN. El memorando emitido por el Departamento Legal y Técnico del ENARGAS que precede la resolución, colocó a Termoandes en una posición muy favorable no solo respecto a las controversias relativas al transporte, sino que también le dio argumentos válidos para las controversias existentes con los productores de gas. En tanto la resolución en cuestión se mantenga vigente, Termoandes S.A., continuará abonando en Pesos Argentinos sin necesidad de abonar algún monto extra por la distancia entre Campo Durán y Chango Norte (STI N° 43). Al mismo tiempo, Termoandes continúa tenido negociaciones con TGN dentro del marco que prevé la Ley de emergencia, las cuales no fueron exitosas hasta el momento. Contingencias asociadas a la filial Chivor, Colombia 1) Crédito Sindicado con el Bank of America Como parte del contrato de crédito sindicado con el Bank of América NT & S.A., Chivor S.A. E.S.P. firmó un contrato de fiducia con Lloyds Trust S.A., mediante el cual cedió en fiducia los derechos sobre el recaudo de la cartera por las ventas de la Sociedad, así como el manejo de los fondos recaudados. El propósito de esta fiducia es garantizar el pago de las obligaciones adquiridas por la Sociedad en razón del contrato de crédito. En virtud del crédito, la Sociedad tiene ciertas restricciones en relación con el pago de dividendos, transacciones con vinculados económicos y compra o venta de algunos activos. De conformidad con lo estipulado en el “First Amendment” al Contrato de Crédito celebrado con el Bank of America, CHIVOR S.A. E.S.P.” se obligó a regularizar los títulos de propiedad sobre los terrenos que ocupa el embalse La Esmeralda y las instalaciones de la central Hidroeléctrica de Chivor. Para ello se clasificaron las propiedades en 2 categorías, la considerada “necesaria” para la operación de la central, con un total de 12 predios, sobre los cuales se adelantaron las gestiones pertinentes y actualmente son de propiedad plena de CHIVOR S.A. E.S.P. La otra categoría es la denominada “otras propiedades”, sobre los cuales CHIVOR S.A. E.S.P. tiene y ejerce actualmente derechos de posesión efectiva y la Sociedad debía realizar sus mejores esfuerzos para adquirir su plena propiedad. Para ello y con el objeto de dar cumplimiento a sus obligaciones contractuales, CHIVOR S.A. E.S.P. presentó



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217 demandas judiciales para tramitar procesos de pertenencia, con el fin de que mediante pronunciamiento judicial, fuera declarada propietaria plena de los inmuebles. Por razones procesales de las demandas antes mencionadas se deben volver a presentar 149 y se encuentran en curso 24 de las cuales 22 dieron resultado positivo, quedando pendiente 2 de sentencia. Actualmente 66 se encuentran con sentencias ejecutoriadas y registradas; cabe destacar que estos procesos cualquiera sea su resultado, no tienen incidencia material en los estados financieros de la Sociedad. 2) Refinanciación Crédito Sindicado En diciembre 28 de 2001 la compañía dirigió al Bank of America N.A. un aviso de incumplimiento (Notice of Default) de acuerdo con las secciones 7.1 (f) (i), 7.1 (f) (vii) y 11.5 del contrato de crédito (Credit Agrement). Con el único y exclusivo objeto de refinanciar el contrato de endeudamiento externo con la banca internacional Chivor S.A. E.S.P. dio inicio a un proceso preacordado (prepackage) de Chapter 11 bajo las Leyes de los Estados Unidos de América el día 06 de julio de 2002, fecha en la cual se radicó ante la corte del Distrito Sur de la Ciudad de Nueva York, Estados Unidos de América. El plan de reestructuración, presentado a consideración de la Corte, fue aprobado por el Juez Burton Lifland el 13 de agosto y el día 27 del mismo mes fue efectivo, una vez se cumplieron todas las condiciones precedentes de la segunda enmienda al contrato de crédito sindicado. Las condiciones del crédito refinanciado incluyen una extensión del plazo hasta el 2006, tasa libor más spread incremental en cada aniversario de la refinanciación, estímulos para ir al mercado de capitales, entre otras. La estructura de garantías se mantuvo, el crédito se encuentra garantizado por los activos de la compañía, prenda sobre el establecimiento de comercio, pignoración total de las acciones de Chivor S.A. E.S.P. y dos contratos de fiducia mercantil, administración y fuente de pago; administrados por una sociedad fiduciaria local y otra extranjera. 3) Demandas En el Juzgado Civil del Circuito de Guateque fueron interpuestas cinco demandas de responsabilidad civil extracontractual, de mayor cuantía contra Chivor S.A. E.S.P., por la construcción del túnel de la desviación de los Ríos Negro y Rucio a la Quebrada Trabajos; la pretensión de los demandantes es de seiscientos millones de pesos Colombianos. (US$207.656), por los supuestos daños causados en los inmuebles de su propiedad.



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Al 31 de diciembre de 2003 se mantiene registrada en libros una provisión por valor de US$207,656. 4) Renta presuntiva Con base en un concepto emitido por la división de doctrina de la DIAN, dicha entidad ha requerido a Chivor el pago de US$2,0 millones a título de impuesto de renta calculado con base en el sistema de renta presuntiva y una sanción por inexactitud de US$3,2 millones. Correspondiente al año gravable 1999. Chivor presentó respuesta al requerimiento donde expuso los argumentos de hecho y de derecho por los cuales no liquidó impuesto de renta para el año fiscal 1999, sin embargo la DIAN profirió Liquidación oficial de revisión donde manifiesta que la compañía se encontraba obligada a calcular dicho impuesto. Chivor está impugnando la decisión de la DIAN y, de ser necesario, está preparada para llevar el asunto ante la jurisdicción de lo contencioso-administrativo, ya que ha sostenido, entre otros puntos de hecho y de derecho, que un concepto anterior emitido por el Director de la DIAN en 1995 señalaba que los generadores de electricidad no estaban sujetos a la renta presuntiva, y que dicho concepto debería prevalecer sobre el que le sirve de base a la DIAN para su decisión. Al 31 de diciembre de 2003 se mantiene registrada en libros una provisión por valor de US$2,0 millones. 5) Limitaciones al pago de dividendos Chivor S.A. E.S.P. no puede repartir dividendos u otros pagos a sus accionistas. Contingencias y restricciones asociadas a Sociedad Eléctrica Santiago S.A. La Sociedad mantiene las siguientes contingencias al término del año: 1) Derechos de Internación Diferidos La sociedad ha decidido registrar en cuentas de orden un 11% del capital e intereses asociados a los derechos de internación diferidos , originados por la importación de bienes de capital para la Construcción de la central Nueva Renca , en virtud de lo establecido en la Ley N°18.634 que faculta al Servicio nacional de Aduanas para el castigo de la deuda , en la medida que la producción de estos bienes sea exportada. Al 31 de diciembre de 2003 y 2002, la obligación contingente por los derechos de aduana diferidos, acogido a la franquicia de castigo que señala la ley # 18.634 asciende a M$1.157.156 y M$1.242.763 respectivamente .



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2) Otras Contingencias Superintendencia de Electricidad y Combustibles y Sociedad Eléctrica Santiago S.A. i) Mediante Resolución N° 737, de fecha 26 de abril del 2000 la Superintendencia de Electricidad y Combustibles aplicó a Sociedad Eléctrica Santiago S.A. una multa equivalente a 200 UTA por supuestos incumplimientos a las obligaciones de preservar la seguridad y continuidad del servicio (artículo' 165 del D.S. N° 327/97 en relación al artículo 81 N°1 del D.F.L. N° 1/82 ambos del Ministerio de Minería y el literal h) del artículo 172 del D.S. N°327/97 del Ministerio de Minería), por la falla que afectó el funcionamiento del Sistema Interconectado Central, ocurrida el día 14 de julio de 1999. Con fecha 5 de mayo de 2000 se interpuso ante la misma Superintendencia el recurso de reposición, contemplado en el artículo 18A de la Ley 18.410, solicitando que la referida multa fuera dejada sin efecto, recurso que aún no ha sido resuelto por' dicho organismo. En virtud de lo anterior, el procedimiento de cobro de la Tesorería General de la República se encuentra actualmente suspendido. En nuestra opinión, los cargos imputados por la Superintendencia de Electricidad y Combustibles a Sociedad Eléctrica Santiago SA. son improcedentes ii) Mediante Oficio Ordinario N°301, de fecha 12 de enero de 2000 de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) formuló en contra de Sociedad Eléctrica Santiago S.A. el cargo consistente en no haber efectuado los descuentos por el déficit de energía eléctrica a Chilectra S.A., en los sub períodos en que se encontraba vigente el Decreto de Racionamiento N° 287. Con fecha 28 de enero de 2000 se formularon ante la Superintendencia los respectivos descargos de Sociedad Eléctrica Santiago S.A., encontrándose aún pendiente la resolución de dicha entidad. En el evento que estos descargos sean rechazados, ESSA podría ser sancionada con una multa a beneficio fiscal, la que es susceptible de reposición administrativa y/o reclamación ante la Corte de Apelaciones de Santiago, de conformidad al procedimiento establecido en el artículo 19 de la Ley 18.840. En nuestra opinión, los cargos imputados por la Superintendencia de Electricidad y Combustibles a Sociedad Eléctrica Santiago S.A. son improcedentes. iii) Mediante Oficio Ordinario N° 1205, notificado con fecha 26 de febrero de 2003, la Superintendencia de Electricidad y Combustibles formuló cargos a ESSA por supuestas



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infracciones al ordenamiento eléctrico, con motivo de la caída de servicio ocurrida el día 13 de enero del año en curso en el Sistema Interconectado Central. Se hace presente que la SEC formuló cargos a todas las empresas integrantes del CDEC, no existiendo imputaciones directas en contra de Sociedad Eléctrica Santiago S.A por la referida falla del sistema. Los respectivos descargos de ESSA fueron presentados dentro del plazo otorgado al efecto por la SEC (15 días hábiles), encontrándose pendiente la resolución de esta autoridad; Por último, como se ha indicado precedentemente, en el evento que estos descargos sean rechazados, ESSA podría ser sancionada con una multa a beneficio fiscal, contra la cual procede un recurso de reposición administración y/o reclamación ante la Corte de Apelaciones de Santiago, previsto en el artículo 19 de la Ley 18.840. iv) Según Oficio Ordinario de fecha 06 de diciembre de 2002, la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) formuló cargos a Sociedad Eléctrica Santiago S.A. por supuestas infracciones al ordenamiento eléctrico, con motivo de la caída de servicio ocurrida el 23 de sptiembre del año 2002 en el Sistema Interconectado Central. Con fecha 24 de enero de 2003 se presentaron ante la SEC los descargos a dicho oficio. Con fecha 20 de agosto de 2003 la SEC impuso multas a los miembros del CDEC SIC con ocasión del black-out ocurrido en dicho sistema interconectado con fecha 23 de sptiembre del año 2002, alegando su responsabilidad en dicho apagón en su calidad de miembro del CDEC. La compañía fue multada en UTA 1.000 (M$356.868). Tanto Sociedad Eléctrica Santiago S.A., como Gener presentaron un recurso de reposición ante la propia SEC con fecha 29 de agosto del 2003, recurso que no ha sido resuelto a la fecha. Una vez fallado, la compañía puede recurrir de ilegalidad ante la Corte de Apelaciones de Santiago, previa consignación del 25% de la mencionada multa. Se estima que la SEC resolverá a más tardar en el primer trimestre del año 2004 y posteriormente el proceso judicial se estima tardará aproximadamente 2 años. v) Con fecha 21 de febrero del 2003, la SEC formuló cargos contra Sociedad Eléctrica Santiago S.A. y las demás empresas miembros del CDEC-SIC con ocasión del apagón ocurrido con fecha 13 de enero del mismo año. Oportunamente la compañía presentó los descargos respectivos, y a la fecha se encuentra pendiente la resolución del Superintendente. En nuestra opinión, los cargos formulados por la Superintendencia de Electricidad y Combustibles a Sociedad Eléctrica Santiago S.A. son improcedentes, no obstante, cabe advertir que es imposible adelantar un resultado en este procedimiento.



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Comisión Regional del Medio Ambiente de la Región Metropolitana y Sociedad Eléctrica Santiago S.A. La Comisión Regional del Medio Ambiente de la Región Metropolitana impuso una sanción de multa por 350 U.T.M. (M$10.409) por el eventual incumplimiento de la resolución # 007/96 de calificación ambiental. Con el propósito de impugnar la sanción de multa la Sociedad ha presentado reclamación judicial, pidiéndose al juez que deje sin efecto la señalada sanción, por no haberse dado la situación de incumplimiento denunciada. No existen provisiones asociadas . 3) Otras Contingencias En el mes de octubre de 2003, General Electric emitió una factura a Sociedad Eléctrica Santiago, correspondiente a los costos asociados a la reparación del incidente de combustión que afectó a central Nueva Renca en el mes de diciembre de 1999. Existe una contingencia para Sociedad Eléctrica Santiago en la cobertura del seguro contratado con Cruz del Sur, respecto de la recuperación del pago de la referida factura emitida por General Electric, por cuanto el proceso de liquidación se encuentra aún pendiente. La administración de Sociedad Eléctrica Santiago S.A ha estimado conveniente realizar una provisión de gasto de MS$890.700, equivalente al monto que estima no será cubierto por el seguro. 4) Garantías Otorgadas i) La compañía tiene contratos de transporte de gas con Trasportadora de Gas del Norte S.A., GasAndes Argentina S.A. y GasAndes Chile S.A. los cuales consideran una garantía básica, de cumplimiento de todas sus obligaciones por un monto igual a un año de servicio de transporte firme de gas natural. En la medida que el cargador tenga grado de inversión “A” local no es necesario el otorgamiento de garantía alguna, debiendo ser reconstituida en el caso que lo perdiera, mediante una boleta de garantía bancaria, según lo establece el contrato. ii) Contrato de compra de Gas; el contrato de compra de gas natural con AES Gener, que vence el 31 de diciembre de 2013, establece una cláusula de Take or Pay (consumo mínimo), cuyo compromiso mensual es en promedio de un 75% del volumen contratado, para lo cual se tendrá un plazo de 36 meses a contar de la fecha de transacción para recuperar los pagos realizados en exceso del consumo real. Estos pagos ascienden a MUS$491 al 31 de diciembre de 2003, y se contabilizan como existencias en transito. Los pagos mínimos anuales comprometidos son US$24 millones. 5) Restricciones Financieras



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La compañía debe cumplir trimestralmente con los siguientes indicadores financieros establecidos en el contrato de emisión de bonos inscrito en el registro de valores bajo el número 214, calculado sobre Estados financieros individuales.

1- Activos libres de gravamen superior al 125% de los pasivos exigibles no garantizados. 2- Nivel de endeudamiento no superior a 1,75 veces el patrimonio más interés minoritario. 3- Patrimonio mínimo no inferior a 2 millones de Unidades Fomento (M$33.840.000) 4- No vender, sea en una sola transacción o en un conjunto de ellas, Activos esenciales que representen más del 40% de sus Activos Totales, sin previa autorización de la junta tenedores de bonos .

Contingencias y restricciones asociadas a Energía Verde S.A. La Sociedad mantiene las siguientes contingencias al término del año: 1) Compromiso cuidado pila de aserrín Contrato de suministro recíproco suscrito con Forestal Copihue S.A. en junio de 1994, en el cual se estipulan obligaciones de cuidado y protección de la pila de aserrín a utilizar en la central Constitución por parte de Energía Verde S.A. Dicho compromiso se materializa con la contratación de seguros por siniestros y la supervisión en terreno por personal de la empresa. Asimismo, se establece que la pila de aserrín es de propiedad de Forestal Copihue S.A., quedando en depósito a favor de Energía Verde S.A. lo cual implica que dicha pila de aserrín no es un activo para esta última. 2) Derechos de internación diferidos

Al 31 de diciembre de 2003 existe una obligación contingente por los derechos de aduana acogidos a pago diferido ascendente a M$182.227 (M$219.931 en 2002), originados por la internación de bienes de capital para la construcción de las centrales termoeléctricas Constitución, Laja, Nacimiento y San Francisco de Mostazal, hasta que dicha obligación sea compensada a través del castigo de las cuotas de amortización durante el plazo de 7 años, en virtud de lo dispuesto en la ley Nº 18.634 que faculta al Servicio de Aduanas para el castigo de la deuda. La sociedad tiene contratos de venta de vapor de proceso suscritos con empresas exportadoras de bienes lo cual, al tenor de la referida disposición legal, le permitirá acogerse al castigo de tales obligaciones por el suministro directo a clientes exportadores.



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3) Préstamo obtenido Al 31 de diciembre de 2003, la Sociedad mantiene un préstamo Sindicado con el Banco de Crédito e Inversiones y el Banco Scotiabank, como garantía de este préstamo fueron entregadas en prenda las Plantas ubicadas en las localidades de Laja , Constitución y San Francisco de Mostazal. Además, de acuerdo a las restricciones financieras establecidas en este convenio, la Sociedad mantiene un depósito por M$346.306 (M$0 para el 2002) como garantía adicional a favor del Banco de Crédito e Inversiones y el Banco Scotiabank. 4) Avales obtenidos de terceros La Sociedad no registra avales obtenidos de terceros y al 31 de diciembre de 2003 la Compañía matriz de Energía Verde S.A. (AES Gener S.A.) tiene entregada en garantía para el préstamo Sindicado con el Banco de Crédito e Inversiones y el Banco Scotiabank las acciones de la Sociedad. 5) Garantías otorgadas Prenda sin desplazamiento a favor del Banco de Crédito e Inversiones sobre los bienes correspondientes a calderas, turbinas, generadores, correas transportadoras, torres de enfriamiento de agua, sistemas de tratamiento de aguas, ventiladores, sistemas eléctricos y de control ubicados en las siguientes plantas: (i) Planta Termoeléctrica Constitución, Séptima Región, (ii) Planta Termoeléctrica Laja, ubicada en Camino a Laja Km. 1,5 Comuna de Cabrero, Octava Región, (iii) Planta térmica de San Francisco de Mostazal, ubicada en Longitudinal Sur Km. 63, San Francisco de Mostazal, Sexta Región. Contingencias y restricciones asociadas a Norgener S.A. 1) Derechos de internación diferidos La porción de los derechos de internación que la Sociedad espera castigar, al hacer uso de la franquicia que le otorga la Ley 18.634/87 referida a castigos de derechos de internación, se registra en cuentas de orden. Al 31 de diciembre de 2003 y 2002 estos derechos ascienden a M$192.267 y M$1.907.993, los cuales se comenzaron a castigar a partir de junio de 1996.



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2) Divergencias en el CDEC-SING

La compañía mantiene posiciones divergentes con algunas empresas generadoras integrantes del Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado del Norte Grande, relacionadas con la forma de calcular y valorizar transferencias de energía y potencia al interior del CDEC-SING.

En lo referente a las transferencias de energía en el CDEC-SING a partir de agosto de 1999, éstas se encuentran pagadas en calidad de preliminares, puesto que se produjeron diferencias entre los generadores respecto de los precios aplicados a la valorización de transferencias al interior del CDEC-SING. El ministro ha resuelto los diferentes conflictos a través de las resoluciones ministeriales exentas N°39, de 22 de mayo de 2000; N°59, de 22 de septiembre de 2000; N°72, de 16 de noviembre de 2000; y N°74, de 17 de noviembre de 2000. Dado lo complejo y contradictorio de las citadas resoluciones, la metodología de aplicación de estas resoluciones, implementadas por parte de la Dirección de Operación se encuentran en divergencia a la espera de solución por parte del Ministro de Economía. No obstante lo anterior, el Directorio del CDEC-SING adoptó un acuerdo en sesión del día 26 de diciembre del 2002, resolviendo las discrepancias respecto de la valorización de transferencias de energía del período agosto de 1999 a marzo del 2000, estableciendo valores definitivos que no implicaron desembolsos para Norgener S.A.

En lo referente a las transferencias de potencia del año 2000 y siguientes en el SING, la autoridad mediante Resolución Ministerial Exenta N° 163 de fecha 28 de diciembre de 2000 entregó una nueva metodología de cálculo de potencia firme, instruyendo al CDEC-SING a que procediese a los cálculos de potencia firme y valorización de transferencias definitivas de potencia de punta de los años citados. Sin embargo, en el transcurso del año 2002, las empresas han presentado recursos de reposición por la mencionada resolución, y paralelamente ha surgido una nueva divergencia entre los integrantes del CDEC-SING respecto de la aplicación dada por la Dirección de Operación a algunos aspectos de la metodología entregada por la autoridad. Por lo anterior, las reliquidaciones que se efectuaron entre las empresas en virtud del nuevo procedimiento, continúan teniendo el carácter de provisorio. Finalmente debe señalarse que en febrero de 2003 se realizó el proceso de reliquidación de balance de transferencia de potencia de punta correspondiente al año 2002, que por las razones ya expuestas también tiene el carácter de provisorio.

3) Garantías asociadas al convenio de garantía con Banco de Chile Para garantizar el pago del 50% del capital e intereses adeudado por concepto de la parte financiada de los suministros extranjeros y locales para la construcción de la Unidad 2, Norgener se obligó a entregar a Mitsubishi cartas de crédito stand-by emitidas por bancos de primera clase. Para dar cumplimiento al contrato, Banco de Chile y Norgener firmaron este convenio en virtud del cual, el Banco de Chile se obligó a emitir cartas de crédito stand-by para



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garantizar las obligaciones asumidas por Norgener en virtud del contrato con Mitsubishi hasta por un monto de US$50 millones. La garantía contemplada en el mencionado convenio es una prenda industrial sobre la totalidad y maquinarias que constituyen Unidad N° 2. El valor de la garantía al 31 de diciembre de 2003 es de US$17.5 millones. 4) Restricciones Financieras Norgener, en virtud del convenio de garantía firmado con Banco de Chile debe cumplir los siguientes indicadores financieros calculados sobre los estados financieros individuales:

i Relación de activo circulante a pasivo circulante igual o mayor a 1. ii Cobertura de gastos financieros igual o superior a 2,0 veces iii Relación entre pasivo exigible y patrimonio neto tangible, igual o menor a 1,3 veces

5) Otros Como resultado de restricciones impuestas por el Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado del Norte Grande (CDEC-SING), por motivos de seguridad de suministro, la planta de ciclo combinado de TermoAndes ha visto limitado su despacho a una fracción de su capacidad de generación. La eventual relajación de estas restricciones a futuro permitirá un mayor despacho, pero éste podrá estar limitado por la sobreoferta de energía en el Norte Grande. Como resultado de lo anterior, TermoAndes, InterAndes y las instalaciones de transmisión en el norte de Chile pertenecientes a AES Gener S.A. y que están relacionadas con la importación de energía desde Argentina, se han visto afectadas negativamente. En el caso de las inversiones en Colombia, fundamentalmente Chivor, éstas se han visto afectadas por cambios regulatorios que han reducido sus ingresos, así como limitaciones en el precio de la electricidad y bajo crecimiento de la demanda de energía eléctrica. Cambio de régimen monetario y devaluación de la moneda argentina La República Argentina se encuentra inmersa en un delicado contexto económico, el cual constituye un marco que tiene como principales indicadores un alto nivel de endeudamiento externo, un sistema financiero en crisis, un riesgo país que ha alcanzado niveles fuera de los promedios habituales y una recesión económica que ya tiene una duración de más de cuatro años. Esta situación ha generado una caída importante en la demanda de productos y servicios y un incremento significativo en el nivel de desempleo. Asimismo, la capacidad del Gobierno Nacional para cumplir con sus obligaciones y la posibilidad para acceder a líneas de crédito bancario han sido afectadas por estas circunstancias.



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Para hacer frente a esta crisis, a partir de diciembre de 2001, se tomaron medidas tendientes a restringir la libre disponibilidad y circulación de efectivo y la transferencia de divisas al exterior. A partir de enero de 2002, se emitieron leyes, decretos y regulaciones que implicaron un profundo cambio del modelo económico vigente hasta ese momento. A partir de la sanción de la Ley Nº 25.561 (Ley de emergencia pública y reforma del régimen cambiario), y la facultad otorgada por dicha ley al Poder Ejecutivo Nacional para sancionar medidas adicionales de carácter monetario, financiero y cambiario, se dictaron diversas normas tendientes a superar la crisis económica. Las principales consecuencias de dichas medidas y que impactaron en las actividades y operaciones de la sociedad fueron: (a) La puesta en vigencia de la flotación del tipo de cambio, que derivó en una devaluación significativa que se registró durante los primeros meses del año 2002; la pesificación de ciertos activos y pasivos en moneda extranjera mantenidos en el país y el consecuente incremento de los precios internos (b) La pesificación de ciertos contratos privados celebrados al 6 de enero de 2002 a un tipo de cambio de 1 peso Argentino por cada dólar estadounidense y su posterior actualización por el CER (Coeficiente de Estabilización de Referencia publicado por el Banco Central de la República Argentina). (c) Quedan sin efecto las cláusulas de ajuste en dólares u otras monedas extranjeras u otros mecanismos indexatorios incluidos en los contratos celebrados con la Administración Pública. Los precios y tarifas vigentes a dicha fecha fueron convertidos a pesos al tipo de cambio de Ar$1 por US$1. Asimismo, el Gobierno Nacional está autorizado a renegociar dichos contratos. (d) La restricción a la libre disponibilidad de fondos depositados en instituciones financieras. (e) La suspensión de los despidos sin causa justificada y la penalización de abonar el doble de la indemnización que prevé la legislación laboral, en caso de efectuarse, Adicionalmente, y en lo que al mercado eléctrico en particular se refiere, la Secretaría de Energía ha dictado tres resoluciones que alteran sensiblemente las condiciones de funcionamiento del MEM. Ellas son: a) la Res. SE 2/02 por la cual se pesificó la denominación monetaria de las variables económicas establecida en Los Procedimientos para la Programación, el despacho de Cargas y el Cálculo de Precios (Los Procedimientos) b) la Res SE 240/03, por la cual se fija un tope al precio del Mercado Spot, y c) la Res SE 406/03, por la cual se altera las condiciones de cobro correspondientes a los créditos por suministro de energía eléctrica. Sin perjuicio de ello, y en la medida que la central Salta permanezca desvinculada del MEM, dichas medidas no afectan a TermoAndes S.A. La evolución futura de la crisis económica Argentina podría requerir que el Gobierno modifique alguna medida adoptada o emita regulaciones adicionales. En lo referente a los contratos de provisión de gas natural, transporte en firme de dicho combustible y contrato transmisión de energía eléctrica que mantiene TermoAndes S.A.,



129

dichos contratos fueron oportunamente acordados en dólares y son actualmente pagados en pesos por TermoAndes S.A.. Sin perjuicio de ello, tanto los proveedores de gas como la empresa que presta el servicio de transporte de gas mantienen sendos reclamos a nivel administrativo en los que pretenden que el precio y tarifa en cuestión sean mantenidos en dólares estadounidenses. Ello con fundamento en una interpretación extensiva de los Decretos 689/02 y 1.491/02, que dispusieran respectivamente la dolarización de los contratos de exportación de gas y energía eléctrica. En ambos casos TermoAndes S.A. ha venido rechazando dicha posición haciendo las presentaciones del caso. Paralelamente TermoAndes S.A. ha venido manteniendo negociaciones con dichos proveedores en el marco de lo previsto en citada normativa de emergencia, negociaciones éstas que hasta hoy no han sido exitosas.

Con fecha 20 de agosto de 2003, el ENARGAS resolvió cautelarmente a favor de TermoAndes, ordenando a TGN a brindar el servicio de Transporte de gas entre Campo Duran y Torzalito facturando los cargos correspondientes al contrato de transporte original (STF N° 52) en Pesos Argentinos (Ar$) en tanto tramite la controversia. Dicha resolución cautelar ha sido recurrida por TGN. El memorando emitido por el Departamento Legal y Técnico del ENARGAS que precede la resolución, colocó a TermoAndes en una posición muy favorable no solo respecto a las controversias relativas al transporte, sino que también le dio argumentos válidos para las controversias existentes con los productores de gas. Garantías directas (en M$)

Acreedor de la garantía

Deudor

Tipo de garantía

Activos comprometidos

Saldos pendientes de pago a la fecha de cierre de los Estados

Financieros

Liberación de garantías

Nombre Relación Tipo Valor contable M$

31.12.2003 M$

31.12.2002 M$

31.12.2004 M$

Activos M$

31.12.2005 Activos M$

31.12.2006 M$

Activos M$

Bank Boston AES Gener S.A. - Stand- By Stand-By 1.004.116 1.004.116 - 1.004.116 - - - - - Bank of América AES Gener S.A. - Put Put - 13.648.043 40.089.347 13.648.043 - - - - - Gasoducto Gasandes S.A. AES Gener S.A. Coligada Garantía Stand-By 1.682.895 1.682.895 - 1.682.895 - - - - - Gasoducto Gasandes (Argentina) S.A. -

AES Gener S.A.

Coligada

Garantía

Stand-By

593.280

593.280

-

593.280

-

-

-

-

-

Enami ESSA S.A. Filial Boleta de garantía

-

-

59.380

72.580

-

-

-

-

-

-

Scotiabank Energía Verde S.A.

Filial Prenda Hipotecaria

Activo fijo 19.324.632

14.251.188

18.144.888

1.781.400

2.415.579

5.047.300

6.844.141

7.422.500

10.064.913

Garantías indirectas (en M$)


Deudor

Tipo de

arantía


Saldos pendientes de pago a la cierre de los Estados Financieros



31.12.2003 M$

31.12.2002 M$

31.12.2004 M$

Activos M$

31.12.2005 M$

Activos M$

31.12.2006 M$

Activos M$

Banco Bilbao Bizcaya Gasandes Coligada Garantía - - 2.850.240 - 1.336.050 - 801.630 - 712.560 -

Sindicato de Bancos Gasandes Coligada Fianza - - - 16.330.412 - - - - - - Sindicato de Bancos Chivor Filial Garantía Activo fijo 354.010.861 168.401.680 232.663.916 11.282.200 23.717.230 7.719.400 16.227.578 149.400.080 314.066.053 Bank of America Chivor Filial Garantía - - 29.690.000 36.289.805 - - - - 29.690.000 - ABN Amro ETFC Filial Aval - - 2.375.200 14.515.922 2.375.200 - - - - - Deutsche Bank Gener Filial Prenda Acciones 89.896.926 89.896.926 156.624.983 18.962.931 18.962.931 18.185.125 18.185.125 18.964.488 18.964.488

Morgan Stanley Group ETFC Filial Aval - - 842.040 4.910.922 842.040 - - - - - BCI y Scotiabank Energía Verde Filial Prenda Acciones 14.251.200 14.251.200 18.144.903 1.781.400 1.781.400 5.047.300 5.047.300 7.422.500 7.422.500 Nova Gas International ETFC Filial Contrato - - - 1.219.172.940 - - - - - -

Banco de Chile Norgener Filial Prenda Unidad II 10.446.376 10.446.376 15.885.513 2.984.679 2.984.679 2.984.679 2.984.679 2.984.679 2.984.679 Banco Francés Termoandes e Uruguay S.A. Interandes Filal Hipoteca Terreno y 16.467.551 89.896.926 156.624.983 18.962.931 3.473.679 18.185.125 3.331.198 18.964.488 3.473.964 Obras



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NOTA 13 – CAUCIONES OBTENIDAS DE TERCEROS

Otorgador de la garantía Saldos pendientes de pago a la fecha de cierre de los estados financieros

2003 M$

2002 M$

Boleta de garantía por anticipo en la construcción de oficinas administrativas en la comuna de Las Condes.

-

15.150

Boleta de garantía asignación de fondos de administración 7.150 26.419 Anticipo fiel cumplimiento suministro montaje y puesta en marcha sistema SCADA

- 47.884

Boleta de Santa Edelmira por garantía servicios - 16.911 G. Electric, confiabilidad y disponibilidad central Nueva Renca de ESSA S.A. - 25.402.864 G. Electric cumplimiento contrato SIGEN ESSA S.A. - 3.628.981 Boleta de garantía por contrato operación cancha de carbón por US$200.000 118.760 136.938 Boleta de garantía por servicio de vigilancia 4.933 4.982 Boleta de garantía por servicio mantención, aseo de áreas verdes y otros 4.188 3.808 Boleta de garantía por servicio de mensajería - 4.348 Boleta de garantía por transporte y trabajos en central Ventanas - 18.063 Boleta de garantía respalda seriedad repuesto adquirido 9.116 - Boleta de garantía entregada a Babcook Briones S.A por trabajos C. Venanas 10.000 - G. Electric garantía de equipos a ESSA S.A. - 362.898 Boleta de garantía Betolli S.A. por trabajos C. Ventanas 15.000 - Boleta de garantía por traslado Turbina a gas desde Minera El Indio IV Región 101.690 - Boleta de garantía de Oyaneder y Cía. 5.213 - Puente Alto Ingeniería y Servicios 4.230 - Boleta recibida por parte de contratista Energía Verde 1.000 - Garantía Cta. Cte. Mercantil Inversiones Cachagua Ltda.. 174.565.714 - Otras menores 30.715 30.743 Totales 174.877.709 29.699.989

NOTA 14 – INGRESOS DE LA EXPLOTACIÓN Este rubro corresponde mayoritariamente a ventas de energía eléctrica y potencia realizadas en el mercado interno y externo, y su detalle es el siguiente:

Clientes 2003 M$

2002 M$

Ventas a Chilectra S.A. 87.048.622 84.183.133 Ventas a Chilquinta S.A. 34.508.574 35.922.335 Ventas a Minera Escondida Ltda.. 52.574.599 54.586.797 Ventas a CDEC 15.439.734 19.428.736 Ventas a Interconexión Eléctrica S.A. ISA (Colombia) 29.447.446 28.135.233 Ventas por contratos (Colombia) 39.222.625 46.488.366 ACG Servicio de regulación de frecuencia 9.993.878 6.991.410 Ventas de energía y potencia otros clientes 63.119.340 61.628.034 Venta de combustibles asesorías y otros 30.977.075 36.892.465 Total 362.331.891 374.256.509



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NOTA 15 - OTROS INGRESOS Y EGRESOS FUERA DE EXPLOTACIÓN El detalle de este rubro es el siguiente: 2003

M$ 2002 M$

Ingresos financieros 22.793.521 36.315.179 Utilidad inversión empresas relacionadas 9.835.946. 1.799.119 Otros ingresos fuera de la explotación 2.874.234 6.801.868 Totales 35.503.701 44.916.166 Pérdida inversión empresas relacionadas (18.901) (2.184.180) Amortización menor valor inversión (753.016) (995.061) Gastos financieros (54.855.274) (73.441.943) Otros egresos fuera de explotación (15.774.621) (30.157.396) Totales (71.401.812) (106.778.580)

El rubro Otros ingresos fuera de la explotación incluye los siguientes conceptos: 2003

M$ 2002 M$

Ventas edificio Miraflores 222 Pisos 4 al 7 - 1.224.344 Utilidad en venta activo fijo 601.507 - Venta de Club de Campo Maipú - 1.210.523 Fee Gasandes 346.323 - Condonación deuda Termoandes 174.286 - Forward 197.430 - Otros ingresos fuera de la explotación 1.554.688 4.367.001 Total Otros ingresos fuera de la explotación 2.874.234 6.801.868

El rubro Otros egresos fuera de la explotación incluye los siguientes conceptos: 2003

M$ 2002 M$

Retiros neto al activo fijo 303.121 1.355.874 Amortización de valores intangibles 196.060 196.060 Amortización descuento y gastos colocación de deudas 2.876.741 2.876.376 Impuestos sobre remesas de intereses 555.108 681.320 Provisiones para premio eventual bono convertible 449.559 4.044.352 Pensiones complementarias y beneficios post-jubilatorios 2.383.121 772.212 Menor castigo en derechos de internación (157.896) 299.351 Provisión venta Oilgener y Fell Block - 4.662.201 Provisión pérdida venta Carbones del Cesar 383.931 1.385.955 Gastos estudios 2.600 82.432 Pérdida en forwards 1.582.755 1.769.701 Provisión juicio con Junta Vigilancia Río Maipo - 132.563 Provisión retiro materiales baja rotación y materiales de repuesto 3.725.975 - Retiro material de desecho - 3.743.811 Pérdida en venta de Ecogener y Explotaciones Sanitarias S.A. - 1.465.766 Liquida deuda subordinada con HPDA - 1.588.633 Provisión Swap Termoandes e Interandes 1.427.889 - Otros egresos fuera de la explotación 2.045.657 5.100.789 Total Otros egresos fuera de la explotación 15.774.621 30.157.396



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NOTA 16 - COSTOS Y GASTOS DE EXPLOTACIÓN El detalle de estos conceptos y su relación porcentual es el siguiente: 2003 2002 M$ % M$ % Costo variable Compra de energía 73.008.494 29 64.108.554 25 Compra de potencia 12.775.176 5 13.909.923 5 Costo Uso Sistema de Transmisión 11.971.601 5 12.203.086 5 Consumo de combustibles 44.096.191 17 35.972.026 14 Costo venta de combustible 17.959.663 7 27.021.533 11 Costos ACG Servicio de regulación de frecuencia

1.791.014 1 1.723.859 1

Otros costos negocio eléctrico 4.894.541 2 7.798.018 3 Totales 166.496.681 66 162.736.999 64 Costo fijo Producción de energía (remuneraciones, gastos de mantención y operación)

22.836.664

9

21.284.003

8

Depreciaciones 45.980.540 18 50.065.199 20 Totales 68.817.205 27 71.349.202 28 Costo de la explotación 235.313.885 93 234.086.201 92 Gastos de administración y ventas 17.064.745 7 21.120.596 8 Totales 252.378.631 100 255.206.797 100 Tanto las compras de energía como de potencia efectuadas a empresas generadoras, se han regido por las disposiciones vigentes en el Centro de Despacho de cada Sistema Eléctrico. La composición porcentual y el detalle del rubro gastos de administración y ventas es el siguiente: 2003 2002 M$ % M$ % Remuneraciones y beneficios sociales 5.308.044 31 5.361.493 25 Servicios de terceros 5.976.838 35 8.148.292 39. Seguros 2.748.664 16 2.531.107 12 Sistema y telecomunicaciones 1.111.656 7 612.732 3 Patentes, impuestos y contribuciones 1.160.005 7 1.710.046 8 Otros 759.539 4 2.756.926 13 Totales 17.064.745 100 21.120.596 100



133

NOTA 17 – INTERES MINORITARIO De acuerdo a lo expuesto en nota 2d) AES Gener S.A. consolidó sus estados financieros con los de sus sociedades filiales en las cuales tienen participación minoritaria otras entidades. Al cierre de cada ejercicio la participación de los socios minoritarios es la siguiente: Interés minoritario Porcentaje de interés

minoritario Participación en

Patrimonio Participación en

Utilidad (Pérdida) Filial 2003

% 2002

% 2003 M$

2002 M$

2003 M$

2002 M$

Norgener S.A. 0,01 0,01 1 12 - (1) Energía Verde S.A. 0,01 0,01 2 13 - (1) Chivor S.A. E.S.P. 0,02 0,02 40.599 46.548 (2.515) (1.155) Sociedad Eléctrica Santiago S.A. 10,00 10,00 5.944.452 5.651.038 (697.108) (739.437) Servicios de Asistencia Técnica S.A. 0,10 0,10 (538) (57) (1) (1.264) New Caribbean S.A. (República Dominicana) 49,99 49,99 1.034.016 1.116.523 (1.331.161) (1.094.042) PACSA S.A. 2,10 2,10 72.979 81.680 8.700 (6.260) Inversiones Termoenergía de Chile Ltda.. 0,01 0,01 (1.269) 1.280 20 520 Genergía S.A. 0,01 0,01 (888) - 22 - Duke Blue Water Islas Cayman 0,01 0,01 (8.120) - 20 - Nova Gasandes Power Limited 0,01 0,01 (1) - 22 - Total 7.081.233 6.897.037 (2.022.001) (1.841.640)

NOTA 18 – FLUJO EFECTIVO Los ítemes Otros del Flujo de efectivo no superan el 10% del total del rubro requerido por la Circular N°1501 al 31 de diciembre de 2003 para ser explicado. El saldo final del efectivo y efectivo equivalente se compone de los siguientes ítemes al 31 de diciembre de: 31.12.2003

M$ 31.12.2002

M$ Disponible 3.413.411 4.562.736 Depósitos a plazo 10.012.004 22.763.614 Valores negociable 4.611.889 4.799.400 Otros activos circulantes (pactos con retrocompra) 39.121.604 8.227.426 Saldo final de efectivo y efectivo equivalente 57.158.908 40.353.176



134

El detalle de otros desembolsos de inversión al 31 de diciembre de 2002 es el siguiente: 31.12.2002

M$ Venta de inversiones por encargos fiduciarios con restricción de liquidación (Colombia)

6.209.884

Colocación de inversiones en encargos fiduciarios con restricción de liquidación (Colombia)

(9.396.810)

Pagos intangibles Fell Block (2.274.448) Total Otros desembolsos de inversión (5.461.374) NOTA 19 – SALDOS Y TRANSACCIONES CON ENTIDADES RELACIONADAS Los saldos con las empresas relacionadas en general, corresponden a transacciones propias del giro de la Sociedad y sus filiales, y además de acuerdo con las normas legales en condiciones de equidad en cuanto a plazo se refiere y a precios de mercado. Con fecha 28 de febrero de 2001 AES Gener S.A. firmó un contrato de cuenta corriente mercantil con Inversiones Cachagua Ltda., cuyos saldos en cuenta corriente son reajustables en dólares estadounidenses, devengan intereses de Libor a 30 días más un spread y tienen como vencimiento final el 28 de febrero de 2004. Con fecha 15 de mayo del 2003 Inversiones Cachagua Ltda. constituyó prenda sobre la totalidad de sus acciones en la compañía en favor de AES Gener S.A. a fin de garantizar el pago íntegro, efectivo y oportuno del saldo definitivo que arroje la cuenta corriente mercantil en su contra, y se obligó a no gravar, enajenar, disponer o celebrar acto o contrato alguno sobre las acciones dadas en prenda e incluye y se extiende, entre otros, al derecho a cobrar y percibir los dividendos y ganancias para aplicarlos al pago de la deuda. Adicionalmente, con fecha 15 de mayo de 2003, se modificó la tasa de interés al 10% anual. La cuenta por cobrar a Gasoducto Gasandes S.A. y Gasoducto Gasandes (Argentina) S.A. corresponde a un anticipo de transporte de gas pagado por Sociedad Eléctrica Santiago S.A.. Este anticipo devenga una tasa de interés del 15% anual pagadero en cuotas mensuales a partir del año 2002.



135

Documentos y cuentas por cobrar

RUT Sociedad Corto Plazo Largo Plazo 2003

M$ 2002 M$

2003 M$

2002 M$

96.635.700-2 Empresa Eléctrica Guacolda S.A. 58.502 8.723 - - 96.721.360-8 Gasoducto Gasandes S.A. 253.529 135.643 2.073.710 1.606.878 Extranjera Gasoducto Gasandes (Argentina) S.A. 490.817 579.736 956.804 3.044.926 Extranjera C.G.E. Itabo S.A. (República Dominicana) 2.337.313 1.806.209 - - Extranjera Energen S.A. 10.367 33.721 - - Extranjera Coastal Itabo Ltda.. (República Dominicana - 11 - - 77.504.420-9 Inversiones Cachagua Ltda.. 174.565.714 - - 217.712.425 Totales 177.716.242 2.564.043 3.030.514 222.364.229

Documentos y cuentas por pagar

RUT Sociedad Corto Plazo Largo Plazo 2003

M$ 2002 M$

2003 M$

2002 M$

Extranjera Gasoducto Gasandes (Argentina) S.A. 169.219 176.529 - - Gener Bluewater 100.853 123.272 - - Coastal Itabo Ltd. (República Dominicana) 3.193 - - - Cordex Petroleum 572.485 518.027 - - AES Corp. 357.337 508.126 - - Totales 1.203.087 1.325.954 - -



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Sociedad RUT Naturaleza de la

relación Descripción de la transacción 2003 2002

Monto Efectos en resultados

(cargo) abono

Monto Efectos en resultados (cargo)

abono

Empresa Eléctrica Guacolda S.A. 96.635.700-2 Coligada Compra de energía y potencia 1.063.557 (1.063.557) 1.204.777 (1.204.777) Empresa Eléctrica Guacolda S.A. 96.635.700-2 Coligada Venta combustible y serv. Varios 6.446.585 6.446.585 4.866.657 4.866.657 Empresa Eléctrica Guacolda S.A. 96.635.700-2 Coligada Compra de energía 280.045 (280.045) - - Inversiones Cachagua Ltda.. 77.504.420-9 Accionista Abono Cta. Cte. Mercantil 29.379.499 - - - Inversiones Cachagua Ltda.. 77.504.420-9 Accionista Intereses devengado Cta. Cte. 19.152.590 19.152.590 32.088.938 32.088.938 Inversiones Cachagua Ltda.. 77.504.420-9 Accionista Corrección monetaria Cta. Cte. 1.771.291 1.771.291 4.890.366 4.890.366 Inversiones Cachagua Ltda.. 77.504.420-9 Accionista Diferencia cambio Cta. Cte. 32.535.526 (32.535.526) 10.997.842 10.997.842 Inversiones Cachagua Ltda.. 77.504.420-9 Accionista Traspaso de fondos a accionista - - 228.593 228.593 CDEC-SIC Ltda.. 77.286.570-8 Coligada Serv. Coordinación 186.696 (186.696) 366.562 (366.562) CDEC-SIC Ltda.. 77.286.570-8 Coligada Serv. Coordinación 87.955 (87.955) - - CDEC-SING Ltda.. 77.345.310-1 Coligada Serv. Coordinación 171.026 (171.026) 138.265 (138.265 CDEC-SING Ltda.. 77.345.310-1 Coligada Serv. Adm. Operación SING 146.140 (146.140) - - Gasoducto Gasandes S.A. 96.721.360-8 Coligada Anticipo de intereses 175.250 175.250 - - Gasoducto Gasandes S.A. 96.721.360-8 Coligada Serv. de Transporte de gas 2.046.215 (2.046.215) 1.675.805 (1.675.805) Gasoducto Gasandes (Argentina) S.A. Extranjera Coligada Intereses y comisiones 346.323 (346.323) - - Gasoducto Gasandes (Argentina) S.A. Extranjera Coligada Serv. Transporte de gas 4.074.914 (4.074.914 4.371.558 (4.371.558) Gasoducto Gasandes (Argentina) S.A. Extranjera Coligada Intereses anticipo 219.645 219.645 - - AES Corp. Extranjera Matriz Serv. Prestados - - 183.099 (183.099) AES Corp. Extranjera Matriz Préstamo obtenido 34.114.209 (34.114.209) 68.329.565 (68.329.565) René Cortazar y Cía. Ltda.. 78.604.060-4 Empresa Director Serv. Prestados - - 8.307 (8.307) Estudio Claro y Cía. 79.753.810-8 Empresa Director Serv. Recibidos 78.171 (78.171) 21.798 (21.798) Itabo S.A. Extranjera Coligada Honorarios de administración 2.436.801 2.436.801 - - René Cortázar 5.894.548-K Director Honorarios Comité 50 Bis Ley S.A. 29.174 (29.174) 24.146 (24.146) Jeffery Safford Extranjero Director Contrato de trabajo - - 75.170 (75.170) Robert Morgan Extranjero Director Contrato de trabajo - - 92.714 (92.714) Daniel Yarur 6.022.573-7 Director Honorarios Comité 50 Bis Ley S.A. 29.174 (29.174) 25.556 (25.556) José Joaquín Brunner R. 4.743.522-6 Director de Filial Honorarios 3.551 (3.551) 15.959 (15.959) Andrés Sanfuentes Veregara 4.135.157-8 Director de Filial Honorarios 3.551 (3.551) 15.949 (15.949) Gabriel del Real C. 2.656.956-7 Director de Filial Honorarios 14.226 (14.226) 15.961 (15.961) Centro de Estudios e Investigación Financiera S.A.

96.608.670-K

Director de Filial

Servicios recibidos

-

-

8.304

(8.304)

Pedro Lizana Greve 4.328.984-5 Director de Filial Honorarios 5.327 (5.327) 26.596 (26.596) Andrés Gluski 14.736.658-2 Director Contrato de trabajo - - 107.827 (107.827)

NOTA 20 – CONTRATOS DERIVADOS

Descripción De Los Contratos Cuentas Contables Que Afecta

Tipo De Derivado

Tipo De Contrato

Valor De La Partida Protegida

Activo/Pasivo Efecto En Resultado

Valor Del Contrato

Plazo De Vencimiento o Expiración

Item Especifico

Posición Compra/

Venta

Nombre Monto Nombre Monto Realizado No Realizado

FR CCTE 1.194.900 I-2004 US$ C Intereses 1.184.985 1.184.985 Pda. No realizada 13.130 - (13.130) FR CCTE 1.188.700 I-2004 US$ C Intereses 1.184.985 1.184.985 Pda no realizada 500 - (500) FR CCPE 593.800 I-2004 US$ C Préstamo 593.800 593.800 Obligación C/P - (179.000) - FR CCPE 593.800 I-2004 US$ C Préstamo 593.800 593.800 - - - - FR CCPE 593.800 II-2004 US$ C Préstamo 593.800 593.800 - - - - FR CCPE 593.800 II-2004 US$ C Préstamo 593.800 593.800 - - - - FR CCPE 593.800 III-2004 US$ C Préstamo 593.800 593.800 - - - - FR CCPE 593.800 III-2004 US$ C Préstamo 593.800 593.800 - - - - S CCTE 12.184.488 III-2007 USD-LIBRO-BBA C Programa de obligaciones

Negoc. 139.009.994 139.009.994 Pasivo T. Swap a

pagar 1.840.183 - (7.737.327)

S CCTE 2.726.998 III-2007 USD-LIBRO-BBA C Programa de obligaciones Negoc.

31.111.682 31.111.682 Tasa Swap a pagar 411.850 - (1.731.683)

S CCTE 59.380.000 I-2004 Tasa Bono Tesoro EEUU

C Obligaciones con el público

59.380.000 59.380.000 Tasa Swap a pagar 881.034 - (881.034)



59.380.000 59.380.000 Tasa Swap a pagar 104.208 - (104.208)

NOTA 21 – HECHOS POSTERIORES 1. Ley Corta En mayo del 2002, el Ministerio de Economía Fomento y Reconstrucción envió al Congreso un proyecto de ley -conocido como "Ley Corta"- con propuestas de modificaciones a la



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regulación vigente, principalmente en cuanto a cargos por uso de sistemas de transporte en alta tensión, definición de un esquema de peajes abierto en las redes de distribución, reducción del límite de los clientes libres, reducción de la bandas de comparación de precios libres y regulados, formalización del mercado de servicios complementarios y modificaciones al régimen de precios en sistemas eléctricos pequeños y medianos. Durante el año 2003, AES Gener desarrolló importantes trabajos y análisis conceptuales referentes al proyecto de ley, participando con otras empresas eléctricas en la presentación de propuestas de mejoramiento frente a la autoridad e instituciones de opinión independientes. Como resultado de lo anterior, el proyecto original fue mejorado considerablemente. Asimismo, el proyecto fue corregido de manera de evitar que la ley subsidiara alternativas de expansión económicamente ineficientes. Otro mejoramiento significativo fue la modificación del esquema de planificación central de la expansión del sistema de transmisión que consideraba el proyecto original, el cual fue modificado recogiéndose planteamientos efectuados en esta materia. Adicionalmente, se redujo el límite de los clientes libres desde 2 MW a 0.5 MW, lo cual conjuntamente con el establecimiento de peajes en las redes de distribución, facilitará que empresas generadoras puedan acceder directamente a un mayor número de estos clientes los que se verán favorecidos al aumentar la competencia. También la nueva Ley reduce la banda de los clientes libres desde un 10% a un 5%. Esta banda es utilizada para ajustar el precio de nudo teórico, calculado por la CNE, al precio promedio de los clientes libres, permitiendo con ello que el precio de nudo de los clientes regulados sea más parecido al precio de mercado. Finalmente, durante octubre de 2003 el proyecto de ley fue aprobado en la Cámara de Diputados y despachado para su aprobación en el Senado. Por su parte, el Senado lo aprobó en segundo trámite en enero de 2004 y la Cámara de Diputados lo aprobó en tercer trámite en este mismo mes, con lo cual se concluyó con el proceso, eliminándose por completo una de las grandes incógnitas que tuvo el sector en los últimos años y dando una mayor agilidad al mercado eléctrico. 2. Eventos ocurridos con posterioridad a la emisión original de estos estados financieros. a) Con fecha 30 de Enero de 2004 se comunicó a la Superintendencia de Valores y Seguros que el Directorio en su Sesión Extraordinaria N0 84, acordó convocar a Junta General Ordinaria de Accionistas para el día 19 de Febrero de 2004, para considerar las siguientes materias : 1. Aprobación de los Estados Financieros y de la Memoria Anual por el ejercicio que finalizó el 31 de Diciembre del 2003, incluido el informe de los Auditores Externos;



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2. Distribución de utilidades y reparto de dividendos; 3. Determinación de la remuneración de los miembros del Comité de Directores, aprobación del presupuesto del Comité para el año 2004 e información de los gastos y las actividades desarrolladas por dicho Comité; 4. Designación de Auditores Externos para el ejercicio 2004; 5. Política de Dividendos; 6. Información sobre las operaciones referidas en el artículo 44 de la Ley sobre Sociedades Anónimas; y 7. Demás materias propias de este tipo de Juntas. b) Con fecha 20 de Febrero de 2004 se informó a la Superintendencia de Valores y Seguros que en Junta Ordinaria de Accionistas celebrada con fecha 19 de Febrero de 2004, fue aprobada la proposición presentada por el Directorio, de distribuir un dividendo definitivo de $ 10,0 por acción, con cargo a las utilidades del ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2003 y a utilidades acumuladas. c) Con fecha 24 de Febrero de 2004 se informó a la Superintendencia de Valores y Seguros en carácter de hecho esencial que con fecha 23 de Febrero de 2004 la filial Norgener SA. y su cliente Minera Escondida Limitada pusieron término, por medio de una transacción judicial, al proceso arbitral iniciado en Diciembre de 2002. El acuerdo precedentemente señalado comprende (i) la extensión hasta el año 2015 de los contratos No1 suscrito en Junio de 1993 por un suministro de 62 MW y No2 de Noviembre de 1994, por un suministro de hasta 110 MW, (ii) una rebaja al precio de dichos contratos a partir de Julio del presente año, (iii) un pago en efectivo por parte de Minera Escondida a hacerse efectivo en el corto plazo, y (iv) la suscripción de un tercer contrato que regiría entre 2004 y 2015 por hasta 80 MW, y está sujeto a ciertas operaciones del plan de refinanciamiento de AES Gener S.A. Como resultado del acuerdo obtenido, Minera Escondida y Norgener S.A. pusieron término a todos sus conflictos pendientes y, además, lograron fortalecer y proyectar a futuro una relación de mutuo beneficio. d) Con fecha 27 de febrero de 2004 se informó a la Superintendencia de valores y Seguros en carácter de hecho esencial que Inversiones Cachagua Limitada pagó íntegramente las sumas que adeudaba a AES Gener S.A. en virtud del Contrato de Cuenta Corriente Mercantil suscrito por instrumento privado de fecha 28 de Febrero de 2001, entre AES Gener S.A.,



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entonces denominada Gener S.A. e Inversiones Cachagua Limitada. Dicho contrato fue modificado por instrumentos privados de fechas 26 de Julio de 2001, 23 de Diciembre de 2002, 17 de Marzo de 2003 y 15 de Mayo de 2003. Informo que las cantidades pagadas en cumplimiento del Contrato de Cuenta Corriente Mercantil ya mencionado se desglosa como sigue: - Capital: US$ 246.488.536,92 - Intereses: US$ 51.463.324,32 - Total: US$ 297.951.861,24 e) En virtud del pago mencionado, el Directorio de AES Gener S.A. en sesión extraordinaria efectuada el mismo día acordó: 1) Poner término al contrato de cuenta corriente mercantil; 2) Alzar la prenda, prohibiciones y restricciones que afectaban a las acciones en AES Gener S.A. de propiedad de Inversiones Cachagua Limitada, gravámenes que se constituyeron para garantizar el pago íntegro, efectivo y oportuno del saldo definitivo que arrojare a su vencimiento o término el citado contrato de cuenta corriente mercantil. Asimismo, informo que, en cumplimiento de lo acordado en la sesión de Directorio antes mencionada, por escritura pública de esa misma fecha, otorgado en la Notaría de Santiago de don René Benavente Cash, se alzaron la prenda y demás gravámenes constituidos sobre las acciones de propiedad de Inversiones Cachagua Limitada. f) Con fecha 1 de marzo de 2004 se informó a la Superintendencia de Valores y Seguros, en carácter de hecho esencial, sobre las siguientes materias: 1.- En relación con la oferta de rescate de los bonos Yankees emitidos en los mercados internacionales y que vencen el año 2006, se informó que ésta ha sido aceptada a su vencimiento por tenedores de bonos por un monto de capital de aproximadamente US$ 145,2 millones de dólares estadounidenses, cantidad que representa el 72,62% del total de la emisión. En vista de lo anterior la Compañía procederá al rescate de los bonos ofertados en los términos de la oferta. 2.- En relación con el refinanciamiento de las filiales TermoAndes S.A. e InterAndes S.A., el viernes 27 recién pasado, AES Gener S.A. llegó a un acuerdo con un sindicato de bancos liderado por Deutsche Bank A.G. , sucursal Nueva York, en virtud del cual el referido sindicato le otorgará un crédito a la Compañía para que ésta recompre los bonos emitidos por las indicadas filiales. El vencimiento de este crédito se extenderá hasta el año 2010. g) Con fecha 3 de Marzo de 2004 se informó a la Superintendencia de Valores y Seguros, los nuevos términos y condiciones de la oferta de rescate voluntario de los bonos convertibles



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series L y M, con vencimiento el año 2005. Los nuevos términos y condiciones se describen a continuación: 1.- Serie M: (i) se modificó la Declaración de Bonos Convertibles Colocados en Estados Unidos, con el fin de eliminar como condición la cláusula (d) de la sección titulada "Condiciones de la Oferta y la Solicitud". De esta forma la consumación de la oferta por los bonos convertibles colocados en Estados Unidos deja de estar condicionada a la autorización del representante de los tenedores de bonos convertibles colocados en Chile por parte del número mínimo necesario para modificar el Contrato Chileno o la modificación del Contrato Chileno; (ii) se modificó la cláusula (a) en la sección titulada "Condiciones de la Oferta y la Solicitud", dejándola en los siguientes términos: (a) los fondos totales recibidos por AES Gener en relación con su colocación de bonos, su oferta primaria por acciones y su crédito sindicado, junto a cualquier fondo recibido por AES Gener relacionado a los términos de una cuenta en la cual la porción de Cachagua sobre los dividendos de febrero de AES Gener podría ser depositada, no sean menores que los fondos totales requeridos para consumar la Oferta y la Oferta Chilena"; (iii) Se aumentó el precio de la Oferta Pública a US$ 1.035,785 por cada US$1.000 de valor nominal, más intereses devengados. Previamente el precio ofrecido era US$ 1.035 por cada US$ 1.000 de valor nominal, más intereses devengados; (iv) se reinstauró el derecho de retiro a partir de las 9:00 am hora de Nueva York del 24 de febrero de 2004 y hasta las 12:00 de la medianoche hora de Nueva York del 1 de marzo de 2004. De acuerdo a esto, las ofertas por los bonos convertibles colocados en Estados Unidos podían ser retiradas desde las 9:00 a.m. hora de Nueva York del 24 de febrero, y los consentimientos asociados podían ser revocados en cualquier momento hasta las 12:00 de la medianoche hora de Nueva York del 1 de marzo de 2004; (v) se extendió el plazo de rescate hasta las 12:00 de la medianoche hora de Nueva York del 1 de Abril del año 2004, cuyo vencimiento era las 5:00 p.m. hora de Nueva York del 20 de Febrero del 2004. 2.- Serie L: (i) se modificó el precio de compra. El nuevo precio es de 104,98 % de su valor par (equivalente a US$ 105,0785 por cada US$ 100 de valor nominal, más intereses devengados y no pagados). El precio de compra previamente ofrecido era de 105,00 % de su valor par (equivalente a US$ 105 por cada US$ 100 de valor nominal). El precio de compra modificado para los tenedores de bonos convertibles colocados en Chile será pagado en pesos chilenos usando el dólar observado publicado en el Diario Oficial el día 2 de abril de 2004. (ii) se extendió el plazo de rescate hasta las 10:00 a.m. hora de Santiago de Chile del 1 de Abril de 2004, cuyo vencimiento era las 10:00 a.m. hora de Santiago de Chile de 2 de Marzo de 2004. Hacemos presente que los tenedores de esta serie siempre han gozado del derecho de retiro, y conservarán este derecho hasta la expiración de la oferta. h) Con fecha 10 de Marzo de 2004, se celebró la 31a. Junta General Extraordinaria de Accionistas tomando los siguientes acuerdos: 1) Dejar sin efecto, en todas sus partes, el aumento de capital acordado en la Junta General Extraordinaria de Accionistas de AES Gener S.A. celebrada el pasado 21 de Noviembre de



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2003; y al efecto, dejar constancia que, a consecuencia de este acuerdo, el capital de la sociedad queda en la cantidad de 889.522.135.280 pesos, divido en 7.961.820.519 acciones, de una misma serie, sin valor nominal, del cual 660.615.361.080 pesos se encuentra íntegramente suscrito y pagado y, el saldo, por 228.906.774.200 pesos, se pagará dentro del plazo máximo que vence el 23 de Febrero de 2005, valor éste que ahora reconoce su revalorización legal al 31 de Diciembre de 2003. 2) Aumentar el capital social de la cantidad de 889.522.135.280 pesos, dividido en 7.961.820.519 acciones, de una misma serie, sin valor nominal, del cual 660.615.361.080 pesos se encuentra íntegramente suscrito y pagado y,el saldo, por 228.906.774.200 pesos, se pagará dentro del plazo máximo que vence el 23 de Febrero de 2005, a la cantidad de 963.767.135.280 pesos, dividido en 8.779.947.241 acciones, de una misma serie, sin valor nominal. 3) El aumento de capital, ascendente a la cantidad de 74.245.000.000 pesos, se enteraría mediante la emisión de 818.126.722 acciones de pago, lo que implica que cada accionista, por cada acción que posea, tendrá derecho a suscribir 0,1442204083557 acciones de la nueva emisión, para así mantener el mismo porcentaje de participación accionaria. Dichas acciones de pago serían emitidas por el Directorio de una sola vez o por parcialidades; y una vez inscrita todo o parte de la emisión en el Registro de Valores, el Directorio podría colocar las acciones así registradas de una sola vez o por parcialidades. El valor de las acciones de pago que se emitan deberá ser enterado en dinero efectivo, al contado, y dichas acciones deberán ser emitidas, suscritas y pagadas dentro del plazo máximo que vence el 31 de Julio de 2004. 4) Adicionalmente, la Junta de Accionistas aprobó las modificaciones a los estatutos sociales Nos. 14, 24 y 30. i) Contingencia de ITABO Con fecha 11 de marzo del 2004, la Compañía solicitó el arbitraje de la Cámara Internacional de Comercio, con sede en Paris en virtud del artículo 4 de las Reglas sobre arbitraje de la referida Cámara y el artículo 18.10 del Pacto de Accionistas de fecha 13 de agosto de 1999, suscrito entre AES Gener S.A., Coastal Itabo, Ltd. y New Caribbean Investment S.A. La Cámara acogió la solicitud de arbitraje y con fecha 12 de marzo resolvió que la Compañía deberá proponer el nombre del árbitro dentro de los próximos 10 días. La solicitud de arbitraje se basa en el hecho que Coastal Itabo Ltd. ha enviado notas a la Compañía señalando que AES Gener S.A. habría incurrido en una causal de incumplimiento "Even of Defaults"del referido Pacto de Accionistas, basándose en la Resolución SIE-60-2003 de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles de República Dominicana de fecha 5 de septiembre del 2003, en virtud de la cual la autoridad mencionada ordenó a AES Gener S.A. a vender su participación en Itabo S.A.. El fundamento de la Resolución señala que a



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juicio de la autoridad AES Corp. a través de sus filiales entre ellas, AES Gener S.A. controlaría y por ende tendría una participación accionaria en el sector eléctrico dominicano que superaría el 15% permitido por las leyes eléctricas de ese país. En vista de lo anterior, AES Gener interpuso una acción de amparo constitucional ante los Tribunales de Justicia dominicanos. Con fecha 20 de febrero del 2004 la Corte de República Dominicana emitió una sentencia en virtud de la cual declaraba entre otras materias, que los cargos efectuados por la Superintendencia en la indicada SIE-60-2003 no tienen efecto legal y ordenó suspender los efectos de dicha resolución. El 1 de marzo de 2004 la Superintendencia de Electricidad apeló de la sentencia. Hasta la fecha no se ha fijado audiencia para resolver sobre la apelación. j) Con fecha 12 de Marzo de 2004 se comunico a la Superintendencia de valores y Seguros, en carácter de hecho esencial, lo siguiente: En relación con la próxima emisión de bonos en los mercados internacionales, AES Gener S.A. celebró ciertos contratos de cobertura de riesgo de tasas de interés con respecto a la tasa de interés de los bonos del Tesoro de los Estados Unidos de América (treasury lock agreements) (los "Contratos"), dado que esa es la tasa en relación con la cual se determinará la tasa de interés de los bonos. Los Contratos se celebraron con Deutsche Bank A. G. por un monto nominal (notional amount) de US$400 millones ($237.520 millones). Los Contratos fueron celebrados en Diciembre de 2003 y en Febrero de 2004 en relación con la citada emisión de bonos y se han prorrogado en varias oportunidades. El monto nominal de los Contratos celebrados al 31 de Diciembre de 2003 ascendía a US$200 millones ($118.760 millones) y al 10 de Marzo de 2004 ascendía a US$400 millones ($237.520 millones). En virtud de los Contratos, la Compañía fijó la tasa de interés de los bonos del tesoro a diez años a una tasa promedio de 4,37%. Desde la fecha de celebración de los Contratos, la tasa (yield) de los bonos del Tesoro a 10 (diez) años ha disminuido. Producto de lo anterior, la valorización de mercado de los Contratos al 31 de Diciembre de 2003 implicaba una disminución en su valor para la Compañía de aproximadamente US$1,6 millones ($950 millones). La valorización de mercado de los Contratos al 10 de Marzo de 2004 implicaba una disminución en su valor para la Compañía de aproximadamente US$21,3 millones ($12.648 millones). A la fecha de cierre de la emisión de bonos la Compañía pagará el monto total de la diferencia a su contraparte o recibirá la diferencia que estos pudieran generar a su favor. Conforme a principios contables generalmente aceptados en Chile, la Compañía amortizará el costo asociado con estas operaciones durante el plazo de los bonos. Los Contratos celebrados en Diciembre de 2003 no fueron incluidos en las notas 10 y 34 de los estados financieros, individuales y consolidados, de la Compañía al 31 de Diciembre de 2003 previamente presentados a la Superintendencia de Valores y Seguros en la correspondiente Ficha Estadística Codificada Uniforme, por lo cual, la Compañía a reemitido sus estados financieros al 31 de Diciembre de 2003, (Ver Nota 46).



143

De conformidad con los principios contables generalmente aceptados en Chile, la omisión referida no altera el Patrimonio ni los resultados registrados por la Compañía al 31 de Diciembre de 2003. k) Con fecha 12 de Marzo de 2004 se comunico a la Superintendencia de Valores y Seguros, en carácter de hecho esencial, lo siguiente: En relación con la próxima emisión de bonos en los mercados internacionales, con esta fecha se fijó por la compañía y Deutsche Bank Securities, en su carácter de agente colocador, el monto, plazo y tasa de interés de la colocación. El monto final de los bonos que colocará la compañía en los mercados internacionales ascenderá a US$400.000.000 (cuatrocientos millones de dólares de los Estados Unidos de América), los bonos tendrán un plazo de diez años, por lo que vencerán el 25 de Marzo del año 2014 y devengarán intereses a una tasa nominal de carátula del 7,5% anual, y con una TIR efectiva del 7,521%. La colocación de los referidos bonos tendrá lugar el 22 de Marzo de 2004. Tan pronto tenga lugar la colocación se dará cumplimiento a lo dispuesto en la Circular 1072 de la Superintendencia de Valores y Seguros. NOTA 22 – MODIFICACIÓN A LOS ESTADOS FINANCIEROS Los presentes estados financieros de 2003 corresponden a una nueva emisión de los previamente enviados a la Superintendencia de Valores y Seguros con fecha 30 de enero de 2004. La Sociedad en fecha posterior modificó sus estados financieros para reflejar Contratos de Cobertura de Riesgo de Tasa de Interés (detallados en Nota 21.2.j) que no fueron incluidos en las notas 20 Contratos de derivados y 23 Otros Activos Circulantes. Adicionalmente se modificó la Nota 21 Hechos posteriores. NOTA 23 – OTROS ACTIVOS CIRCULANTES El detalle de este rubro es el siguiente:

2003 2002 M$ M$ Derechos fiduciarios (1) 9.904.840 8.215.167 Derechos con pacto de retrocompra $ 9.258.643 8.234.403 Derechos con Pacto de retrocompra U.F. y US$ 29.862.964 — Derechos Forwards 5.932.770 — Obligación Forwards (6.053.061) — Resultado no realizado Forwards 13.630 — Pérdida no realizada Swap de tasa Bono AES Gener S.A. (2) 985.242 — Obligación Swap de tasa Bono AES Gener S.A. (2) (985.242) — Swap Termoandes e Interandes (1.427.889) — Otros activos circulantes 16.055 361.611 Total otros Activos Circulantes 47.507.952 16.811.181



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(1) Chivor S.A. E.S.P. es una filial de Energy Trade & Finance Corp. (filial de AES Gener S.A.), localizada en Colombia. Chivor debe constituir encargos fiduciarios (inversiones financieras) para la cobranza de sus facturas por ventas de energía y potencia y posterior inversión de esos fondos. Esta obligación es parte del contrato de crédito que esa compañía mantiene con un sindicato de bancos, liderado por el Bank of America. En Colombia, los encargos fiduciarios son instrumentos de inversión asimilables a un fondo mutuo en Chile, porque no tienen plazo de vencimiento y su rentabilidad varía diariamente. Este monto incluye al 31 de diciembre de 2003 y 2002 una provisión de incobrables por derechos fiduciarios por M$1.405.464 y M$4.123.233, respectivamente. A continuación se detallan los pasos que deben seguir las facturas por ventas de energía y potencia que pagan los clientes a Chivor:

o En las cuentas de las fiducias (instituciones recaudadoras) se contabilizan las facturas que Chivor envía a los clientes, la fiducia debe confeccionar un balance fiduciario que debe ser un espejo del que lleva Chivor en su contabilidad por concepto de facturación y recaudación.

o Luego de recaudar los ingresos, la fiducia deja disponible en las cuentas

corrientes bancarias de Chivor sólo la cantidad necesaria para operar durante el mes. El resto de los ingresos se destina a incrementar los encargos fiduciarios (inversiones financieras).

o Posteriormente, los recursos excedentarios que están en los encargos

fiduciarios en pesos colombianos se traspasan a encargos fiduciarios en dólares, en una fiducia autorizada para tomar encargos fiduciarios en dólares en Colombia.

(2) Con fecha 03 y 12 de diciembre de 2003, se firmaron Contratos de Cobertura de Riesgo de Tasas de Interés con respecto a la tasa de interés de los Bonos del Tesoro de los Estados Unidos de América (Treasury Lock Agreements), por un monto acumulado de US$200 millones, a una tasa de interés promedio de 4,37% a diez años plazo, (Ver Nota 20 y Nota 22).

ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES

MEMORIA ANUAL AES GENER 2003 146

Balance General Individual AES Gener S.A. Contenido Balance General Individual Estado de Resultados Individuales Estado de Flujo de Efectivo Individual Notas a los Estados Financieros Individuales Dictamen de los Auditores Independientes

M$ : Miles de pesos chilenos UF : Unidades de fomento US$ : Dólares estadounidenses Col$ : Pesos colombianos Arg$ : Pesos argentinos



Balance General Individual

Al 31 de Diciembre de 2003 y 2002

ACTIVOS

2003 M$

2002 M$

ACTIVO CIRCULANTE Disponible 2.209.241 1.294.808 Depósitos a plazo 2.921.688 - Valores negociables (neto) 255.570 1.796.083 Deudores por venta (neto) 19.635.855 22.026.139 Documentos por cobrar (neto) 21.150 21.139 Deudores varios (neto) 502.174 729.823 Documentos y cuentas por cobrar empresas relacionadas 186.118.786 10.420.761 Existencias (neto) 8.983.858 13.896.635 Impuestos por recuperar 108.644 109.510 Gastos pagados por anticipado 642.207 1.851.192 Impuestos diferidos 1.377.267 654.035 Otros activos circulantes 14.792.764 7.047.563 Total activo circulante 237.569.204 59.847.688 ACTIVO FIJO Terrenos 1.516.017 1.568.159 Construcciones y obras de infraestructura 350.676.531 352.887.200 Maquinarias y equipos 393.889.849 392.446.599 Otros activos fijos 2.808.563 6.275.307 Mayor valor por retasación técnica del activo fijo 42.213.625 42.213.625 Depreciación (menos) (407.599.397) (392.117.207) Total activo fijo neto 383.505.188 403.273.683 OTROS ACTIVOS Inversiones en empresas relacionadas 509.492.697 484.536.047 Inversiones en otras sociedades - - Menor valor de inversiones 6.426.603 7.496.812 Mayor valor de inversiones (menos) (6.874.184) (7.247.443) Deudores a largo plazo 5.790 26.897 Documentos y cuentas por cobrar empresas relacionadas 254.604.094 500.014.630 Impuestos diferidos a largo plazo 206.230 - Intangibles 5.889.448 5.889.447 Amortización (menos) (4.319.893) (4.123.833) Otros 7.289.113 11.266.965 Total otros activos 772.719.898 997.859.522 TOTAL ACTIVOS 1.393.794.290 1.460.980.893



PASIVOS

2003 M$

2002 M$

PASIVO CIRCULANTE Obligaciones con bancos e instituciones financieras a corto plazo - - Obligaciones con bancos e instituciones financieras a largo plazo-corto plazo

- -

Obligaciones con el público (pagarés) - - Obligaciones con el público – porción corto plazo (bonos) 9.190.063 11.271.048 Obligaciones largo plazo con vencimiento dentro de un año 134.727 606.611 Dividendos por pagar 113.377 148.204 Cuentas por pagar 15.903.922 15.366.729 Documentos por pagar - - Acreedores varios - - Documentos y cuentas por pagar empresas relacionadas 37.731.751 37.396.765 Provisiones 5.631.861 4.563.615 Retenciones 1.387.660 1.519.224 Impuesto a la renta - - Ingresos percibidos por adelantado - - Impuestos diferidos - - Otros pasivos circulantes - - Total pasivos circulantes 70.093.361 70.872.196 PASIVO LARGO PLAZO Obligaciones con bancos e instituciones financieras - - Obligaciones con el público largo plazo (bonos) 401.788.179 491.101.875 Documentos por pagar largo plazo - 5.596 Acreedores varios largo plazo - - Documentos y cuentas por pagar empresas relacionadas largo plazo 79.920.467 55.576.962 Provisiones a largo plazo 32.794.115 53.813.861 Impuestos diferidos a largo plazo - 10.024.290 Otros pasivos a largo plazo 594.284 781.761 Total pasivo a largo plazo 515.097.045 611.304.345 PATRIMONIO Capital pagado 660.615.361 660.615.361 Sobreprecio en venta de acciones propias 29.535.351 29.535.351 Otras reservas 53.509.290 51.035.492 Reservas futuros dividendos 5.292.019 4.877.585 Utilidades acumuladas 5.973.400 - Utilidad (pérdida) del ejercicio 53.678.463 32.740.563 Total patrimonio 808.603.884 778.804.352 TOTAL PASIVOS 1.393.794.290 1.460.980.893



AES GENER S.A.

Estados de Resultados Individual


2003 M$

2002 M$

RESULTADO DE EXPLOTACIÓN Ingresos de explotación 229.590.527 241.399.880 Costos de explotación (194.445.116) (191.239.032) MARGEN DE EXPLOTACIÓN 35.145.411 50.160.848 Gastos de administración y ventas (menos) (8.883.575) (9.955.170) RESULTADO DE EXPLOTACIÓN 26.261.836 40.205.678 RESULTADO FUERA DE EXPLOTACIÓN Ingresos financieros 20.199.229 33.412.263 Utilidad inversión empresas relacionadas 118.593.310 31.454.883 Otros ingresos fuera de la explotación 1.513.011 3.705.245 Pérdida inversión empresas relacionadas (menos) (1.005.672) (28.425.380) Amortización menor valor de inversiones (menos) (647.230) (785.179) Gastos financieros (menos) (28.346.815) (31.684.693) Otros egresos fuera de explotación (menos) (11.405.368) (25.112.913) Corrección monetaria (686.496) (416.243) Diferencias de cambio (76.052.236) 18.723.825 RESULTADO FUERA DE EXPLOTACIÓN 22.161.733 871.808 RESULTADO ANTES DEL IMPUESTO A LA RENTA 48.423.569 41.077.486 Impuesto a la renta 4.881.635 (8.554.657) UTILIDAD (PERDIDA) LIQUIDA 53.305.204 32.522.829 Amortización mayor valor inversiones 373.259 217.734 UTILIDAD (PERDIDA) DEL EJERCICIO 53.678.463 32.740.563



AES GENER S.A.

Estado de Flujo de Efectivo Individual


2003 M$

2002 M$

Flujo originado por Actividades de la Operación Recaudación de deudores por ventas 268.840.137 282.139.166 Ingresos financieros percibidos 1.735.595 12.295.252 Dividendos y otros repartos percibidos 7.440.172 13.526.014 Otros ingresos percibidos 1.419.881 536.106 Pago a proveedores y personal (202.872.370) (209.083.167) Intereses pagados (30.471.018) (32.950.382) Impuesto a la renta pagado (2.028) (3.495) Otros gastos pagados (4.965.682) (5.467.925) I.V.A. y otros similares pagados (8.607.589) (12.265.853) FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE LA OPERACIÓN 32.517.098 48.725.716 Flujo originado por Actividades de Financiamiento Obtención de préstamos - 14.114.881 Obtención de otros préstamos de empresas relacionadas 26.160.747 17.097.531 Pago de dividendos (29.730.082) - Pago de préstamos (446.305) (13.771.976) Pago de obligaciones con el público - (5.794.421) Pago de préstamos documentados de empresas relacionadas - (9.055.773) Pago de otros préstamos de empresas relacionadas - - Pago de gastos por emisión y colocación de obligaciones con el público (220.722) - FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE FINANCIAMIENTO (4.236.362) 2.590.242 Flujo originado por Actividades de Inversión Ventas de activo fijo 599.694 2.710.988 Ventas de inversiones permanentes - 4.217.612 Ventas de otras inversiones - 808.098 Recaudación de préstamos documentados a empresas relacionadas 28.405.994 - Recaudación de otros préstamos a empresas relacionadas - - Otros ingresos de inversión 12.662 - Incorporación de activos fijos (1.630.009) (2.813.705) Pago de intereses capitalizados (194.485) (610.649) Inversiones permanentes (13.909.503) (13.795.961) Inversiones en instrumentos financieros (1.598.053) (756.624) Préstamos documentados a empresas relacionadas - - Otros préstamos a empresas relacionadas (28.651.703) (70.353.505) Otros desembolsos de inversión - (2.359.857) FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE INVERSIÓN (16.965.403) (82.953.603) FLUJO NETO TOTAL DEL PERIODO 11.315.333 (31.637.645) EFECTO DE LA INFLACIÓN SOBRE EL EFECTIVO Y EFECTIVO EQUIVALENTE (1.395.077) 985.824 VARIACIÓN NETA DEL EFECTIVO Y EFECTIVO EQUIVALENTE 9.920.256 (30.651.821) SALDO INICIAL DE EFECTIVO Y EFECTIVO EQUIVALENTE 10.131.248 40.783.069



SALDO FINAL DE EFECTIVO Y EFECTIVO EQUIVALENTE 20.051.504 10.131.248



AES GENER S.A.

Estado de Flujo de Efectivo Individual


CONCILIACIÓN ENTRE EL FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE LA OPERACIÓN Y EL RESULTADO DEL EJERCICIO

2003 M$

2002 M$

Utilidad (Pérdida) del ejercicio 53.678.463 32.740.563 Resultado en venta de activos: (599.694) 6.795.744 (Utilidad) Pérdida en ventas de activos fijos (599.694) 1.091.645 (Utilidad) en ventas de inversiones - - Pérdida en ventas de inversiones - 5.704.099 (Utilidad) Pérdida en ventas de otros activos - - Cargos (abonos) a resultado que no presentan flujo de efectivo: (12.873.379) 7.568.314 Depreciación del ejercicio 17.741.168 18.606.597 Amortización de intangibles 196.060 196.060 Castigos y provisiones 8.039.163 7.732.020 Utilidad devengada en inversiones en empresas relacionadas (menos) (118.593.310) (31.454.883) Pérdida devengada en inversiones en empresas relacionadas 1.005.672 28.425.380 Amortización Menor Valor de Inversiones 647.230 785.179 Amortización Mayor Valor de inversiones (menos) (373.259) (217.734) Corrección monetaria neta 686.496 416.243 Diferencias de cambio neta 76.052.236 (18.723.825) Otros abonos a resultado que no representan flujo de efectivo (menos) - (1.051.216) Otros cargos a resultado que no representan flujo de efectivo 1.725.165 2.854.493 Variación de activos que afectan al flujo de efectivo (aumentos) disminuciones

(4.590.134)

(2.884.354)

(Aumento) disminución de deudores por ventas (299.101) (2.712.675) (Aumento) disminución de existencias 5.168.181 7.117.943 (Aumento) disminución de otros activos (9.459.214) (7.289.622) Variación de pasivos que afectan al flujo de efectivo (aumentos) disminuciones

(3.098.158)

4.505.449

Aumento (disminución) de cuentas por pagar relacionadas con el resultado de la explotación.

3.896.607

(4.477.068)

Intereses por pagar (2.123.574) (655.448) Impuesto a la renta por pagar (4.826.300) 8.746.937 Impuesto al Valor Agregado y otros similares por pagar (44.891) 891.028 FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE LA OPERACIÓN

32.517.098

48.725.716



AES GENER S.A. NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2003 Y 2002 “Estas notas explicativas presentan a juicio de la administración, información suficiente, pero menos detallada que la información contenida en las notas explicativas que forman parte de los estados financieros que fueron remitidos a la Superintendencia de Valores y Seguros y a la Bolsa de Valores, donde se encuentran a disposición del público en general. Dichos antecedentes podrán también ser consultados en las oficinas de la Sociedad durante los 15 días anteriores a la Junta de Accionistas”.

La Sociedad, según se explica en Nota 18, ha efectuado una reemisión de sus estados financieros correspondiente al año terminado al 31 de diciembre de 2003.

NOTA 1 – INSCRIPCIÓN EN EL REGISTRO DE VALORES Inscripción en el Registro de Valores N° 176 y sujeta a la fiscalización de la Superintendencia de Valores y Seguros. NOTA 2 – RESUMEN DE CRITERIOS CONTABLES a) Bases de preparación y período contable

Los presentes estados financieros individuales han sido preparados de acuerdo con principios de contabilidad generalmente aceptados en Chile y normas impartidas por la Superintendencia de Valores y Seguros, excepto por las inversiones en filiales, las que están registradas en una sola línea del balance general a su valor patrimonial proporcional y, por lo tanto, no han sido consolidadas línea a línea. Este tratamiento no modifica el resultado neto del ejercicio ni el patrimonio.

Los presentes estados financieros han sido emitidos sólo para los efectos de hacer un análisis individual de la Sociedad y, en consecuencia a ello, deben ser leídos en conjunto con los estados financieros consolidados, que son requeridos por los principios de contabilidad generalmente aceptados en Chile.

Los estados financieros cubren los ejercicios terminados al 31 de diciembre de 2003 y 2002.

b) Corrección monetaria

Los estados financieros son actualizados mediante la aplicación de las normas de corrección monetaria a objeto de reflejar el efecto de la variación en el poder adquisitivo de la moneda, ocurrida en los respectivos ejercicios. Se han efectuado algunas reclasificaciones menores para efectos de mejorar la comparación de ambos estados financieros.

Las actualizaciones han sido determinadas sobre la base de la variación de los índices de precios al consumidor publicados por el Instituto Nacional de Estadísticas que dieron origen a una variación de 1% para el período comprendido entre el 30 de noviembre de 2002 y el 30 de noviembre de 2003 (1,3% para igual período del año anterior).



Los estados financieros al 31 de diciembre de 2002 han sido ajustados extracontablemente en un 1% a fin de permitir la comparación con los estados financieros del presente ejercicio.

c) Bases de conversión:

2003 $/Unidad

2002 $/Unidad

Dólar observado (US$) 593,80 718,61 Dólar tipo de cambio tributo aduanero 623,78 707,30 Unidad de Fomento (UF) 16.920,00 16.744,12 d)Depósitos a plazo

Los depósitos a plazo son presentados al valor de adquisición más los reajustes e intereses devengados al cierre de cada ejercicio.

e) Existencias Las existencias corresponden a materias primas y materiales, valorizadas a sus respectivos costos de reposición. Los valores así determinados no exceden sus valores netos de realización de acuerdo con principios de contabilidad generalmente aceptados en Chile. Las provisiones de mermas se determinan en base a estudios técnicos y medio ambientales que puedan afectar los inventarios de carbón.

f) Otros activos circulantes En este rubro se incluyen derechos a cobrar por compromiso de venta los que son presentados al valor de adquisición más los reajustes e intereses devengados al cierre de cada ejercicio.

g) Activo fijo El activo fijo es presentado de acuerdo con el valor de los aportes o al costo, según corresponda, más corrección monetaria.

Con fecha 30 de junio de 1986 se procedió a ajustar los valores del activo fijo, según lo establecido en Circulares sobre Retasaciones Técnicas de la Superintendencia de Valores y Seguros.

La depreciación es calculada linealmente sobre el valor actualizado de los bienes de acuerdo con los años de vida útil remanente. La depreciación del ejercicio se presenta incluida en el costo de la explotación e incluye la depreciación del mayor y menor valor por retasación técnica del activo fijo.

En relación con instalaciones y otros bienes que se encuentran inactivos, se establece una provisión para ajustar el valor neto de libros de los mismos a su valor estimado de realización.



Los costos de financiamiento directos e indirectos asociados a las obras en ejecución, se activan en el valor de los bienes. Los costos de financiamiento indirectos se activan considerando una tasa promedio de costo de financiamiento real, por no existir un crédito directo asociado a los desembolsos relacionados con el activo fijo. Estos corresponden a intereses y otros costos afines, medidos en términos reales.

La Sociedad ha evaluado la recuperabilidad del valor de sus activos fijos de acuerdo a lo establecido en el Boletín Técnico N° 33 del Colegio de Contadores de Chile A.G. Como resultado de esta evaluación no se han determinados ajustes que afecten los valores contables de estos activos.

h) Activos en leasing La Sociedad tiene formando parte del activo fijo bienes adquiridos vía Leasing, los cuales no son jurídicamente de su propiedad, pero sobre los cuales existe una opción de compra. Estos activos son presentados en el rubro Otros Activos Fijos y han sido valorizados de acuerdo a lo establecido en el Boletín Técnico N° 22 del Colegio de Contadores de Chile A.G.

i) Inversiones en empresas relacionadas La Sociedad valoriza sus inversiones en acciones de empresas relacionadas, filiales y coligadas, al valor patrimonial proporcional, de acuerdo a lo establecido en la Circular 1.358 de la Superintendencia de Valores y Seguros y a normas contables de aceptación general, incluyendo la aplicación del Boletín Técnico Nº 64 del Colegio de Contadores de Chile A.G., en lo relativo a la valorización de las inversiones en empresas del exterior. Estas inversiones se controlan en pesos chilenos cuando sus actividades constituyen una extensión de las operaciones de la matriz y en dólares estadounidenses cuando sus actividades no constituyen una extensión de la matriz y dichas empresas operan en países no estables.



j) Intangibles

Corresponden a valores de activos que la Sociedad ha diferido de acuerdo a la naturaleza y/o características de los mismos. Dichos valores incluyen, principalmente valores aportados en la formación de la sociedad en el año 1981 por Chilectra S.A. Estos valores se amortizan en un plazo de 30 años a contar del 1 de enero de 1982.

k) Impuestos a la renta e impuestos diferidos La Sociedad contabiliza las provisiones por el impuesto a la renta de primera categoría sobre la base de la renta líquida imponible determinada según la legislación vigente.

La Sociedad reconoce los activos y pasivos por impuestos diferidos por todas las diferencias temporarias, beneficios tributarios por pérdidas tributarias y otros eventos que crean diferencias entre las bases contable y tributaria de activos y pasivos, según lo establecen los Boletínes Técnicos N° 60 y complementarios emitidos por el Colegio de Contadores de Chile A.G. Al 31 de diciembre de 2003 y 2002 se ajustaron los activos y pasivos por impuestos diferidos sobre la base de tasas de impuestos a la renta de primera categoria vigentes a la fecha de su reverso.

l) Obligaciones con el público Las obligaciones con el público (bonos) se presentan al cierre de cada ejercicio a su valor nominal más intereses y diferencias de cambios devengadas.

El menor valor obtenido, los desembolsos financieros y otros gastos asociados directamente a la emisión de bonos al momento de su colocación, se presentan en el rubro Otros activos y se amortizan durante el plazo de vigencia de los instrumentos.

m) Indemnizaciones por años de servicio La obligación por indemnizaciones por años de servicio pactada con el personal en virtud de los convenios suscritos, es provisionada al valor actual de la obligación total sobre la base del método del costo proyectado del beneficio, considerando para estos efectos una tasa de descuento del 8% nominal anual y una permanencia promedio de 31 años.

n) Plan de pensiones post-jubilatorias La obligación por este concepto convenida con el personal en los contratos colectivos, es provisionada sobre la base del método actuarial del valor acumulado de los beneficios futuros, descontada a la tasa del 8% nominal anual e incluye al personal jubilado que está recibiendo tales beneficios y al personal en actividad en la Sociedad, elegible para acceder a los mismos beneficios al momento de su jubilación.

ñ) Provisión vacaciones

La Sociedad registra la provisión de vacaciones del personal sobre base devengada, según lo establece el Boletín Técnico Nº 47 del Colegio de Contadores de Chile A.G.



o) Estado de flujo de efectivo Este estado ha sido preparado de acuerdo a disposiciones de la Superintendencia de Valores y Seguros, aplicando el método directo establecido en el Boletín Técnico N° 50 del Colegio de Contadores de Chile A.G.

Los valores de efectivo y efectivo equivalente incluidos en dicho estado, representan disponibilidades de caja, depósitos a plazo y/o valores negociables, éstos últimos susceptibles de convertirse en dinero en un plazo no superior a 90 días y sin riesgo de pérdida significativa de su valor. Para estos efectos, la Sociedad considera como efectivo equivalente los saldos correspondientes a inversiones en depósitos a plazo, valores negociables e instrumentos comprados con compromiso de retroventa, menores o iguales a 90 días desde la fecha de su colocación.

Se incluye bajo el rubro Flujo originado por actividades de la operación, aquellos flujos de efectivo relacionados con el giro de la Sociedad, intereses pagados, ingresos financieros percibidos y todos aquellos que no están definidos como de inversión o financiamiento.

p) Provisión deudores incobrables La Sociedad determina su estimación de deudores incobrables en base a un análisis individual de sus clientes y de la probabilidad de cobro de sus cuentas por cobrar.

q) Mayor y menor valor de inversión Este rubro incluye la diferencia entre el costo de adquisición y el valor patrimonial proporcional originado por las inversiones en empresas relacionadas. Los saldos de los mayores y menores valores, están determinados de acuerdo a lo estipulado en la circular N° 368 de la Superintendencia de Valores y Seguros. La amortización de estos valores se reconoce en resultados en un plazo de 20 años, de acuerdo a la circular N° 1358 de diciembre de 1997 de la Superintendencia de Valores y Seguros.

La Sociedad ha evaluado la recuperabilidad de sus mayores y menores valores generados por las inversiones en el exterior, para lo cual, bajo la jerarquía de normativa establecida en el Boletín Técnico N° 56 del Colegio de Contadores de Chile A.G. se ha recurrido a lo estipulado en la Norma Internacional de Contabilidad N° 36 (NIC) “Deterioro del valor de los activos”. Como resultado de esta evaluación no se han determinado ajustes que afecten los valores de estas inversiones.

r) Ingresos de la explotación La Sociedad registra los ingresos de la explotación sobre base devengada y de acuerdo a lo establecido en los contratos y la legislación vigente.

s) Gastos diferidos La Sociedad difiere los gastos asociados a la colocación de títulos de deuda, amortizándolos en el plazo de vigencia de estos títulos.



t) Gastos de investigación y desarrollo La Sociedad registra bajo este concepto los gastos asociados a estudios de nuevos proyectos de generación eléctrica y otros de investigación, los cuales se registran en resultados de cada ejercicio.

u) Valores negociables Corresponden a cuotas de fondos mutuos, las que se encuentran valorizadas a valor de rescate de la cuota a la fecha de cierre.

v) Software computacional La Sociedad ha desarrollado internamente softwares computacionales y ha adquirido paquetes computacionales. Los costos incurridos en el desarrollo interno de los softwares están formando parte del resultado del ejercicio en el cual se desembolsaron. Los costos desembolsados en la adquisición de paquetes computacionales están activados en el rubro otros activos fijos y se deprecian en un plazo de 36 meses.

w) Operaciones de derivados La Sociedad mantiene contratos de cobertura de monedas y para riesgos por fluctuación de tasas de cambio, considerados como contratos de cobertura de transacciones esperadas.

Se registra en otros activos circulantes u otros pasivos circulantes según corresponda, los efectos netos de los derechos y las obligaciones que emanan de cada contrato, valorizados según lo convenido, de acuerdo a lo establecido en el Boletín Técnico No 57.



NOTA 3 – CAMBIOS CONTABLES La Sociedad al 31 de diciembre de 2003, no presenta cambios contables respecto al ejercicio anterior.

NOTA 4 – INVERSIONES EN EMPRESAS RELACIONADAS El detalle de este rubro es el siguiente:

RUT SOCIEDAD PAIS DE ORIGEN

MONEDA DE CONTROL DE LA INVERSION

NUMERO DE ACCIONES

PORCENTAJE DE PARTICIPACION

PATRIMONIO SOCIEDADES

2003 %

2002 %

2003 M$

2002 M$

Extranjero Gener Argentina S.A. Argentina Pesos 247.483.575 100,00 100,00 93.566.581 95.331.034 96.678.770-8 Norgener S.A. Chile Pesos 1.932.764.431 99,99 99,99 214.111.035 188.597.147 Extranjero C.G.E. Itabo S.A. R. Dominicana Dólares 14.091.707 25,00 25,00 206.832.276 247.323.887 96.635.700-2 Empresa Eléctrica Guacolda S.A. Chile Pesos 64.779.500 50,00 50,00 98.189.570 82.389.314 96.717.620-6 Sociedad Eléctrica Santiago S.A. Chile Pesos 14.367.872 90,00 90,00 59.444.524 56.510.391 78.822.370-6 Petróleos, Asfaltos y Combustibles S.A Chile Pesos 249.112.992 97,90 97,90 3.475.756 3.890.133 Extranjero Gasoducto Gasandes S.A. Argentina Dólares 10.850.710 13,00 13,00 80.615.476 92.885.934 Extranjero Oilgener Inc. U.S.A. Dólares 1.000 100,00 100,00 - - 96.721.360-8 Gasoducto Gasandes S.A. Chile Pesos 22.464 13,00 13,00 31.849.036 37.483.714 Extranjero Cía. Carbones del Cesar Ltda.. Colombia Dólares 9.005.374 99,18 99,18 3.356.017 4.040.407 Extranjero Gener Colombia S.A. Colombia Pesos 5.692.682 95,11 95,11 2.321.992 2.527.692 Extranjero New Caribbean S.A. R. Dominicana Dólares 4.998 49,98 49,98 2.045.088 2.234.056 96.569.390-4 Explotaciones Sanitarias S.A. Chile Pesos - - - - - 96.673.040-4 Energía Verde S.A. Chile Pesos 15.271.249 99,99 99,99 25.089.703 20.628.948 96.872.170-4 Servicios de Asistencia Técnica S.A. Chile Pesos 1.000 99,90 99,90 - - 77.345.310-1 CDEC-SING Ltda.. Chile Pesos 50.320.711 14,29 16,67 431.541 435.810 96.814.370-0 Gener Internacional S.A. Chile Pesos 24.975.000 99,90 99,90 28.625 34.983 77.286.570-8 CDEC-SIC Ltda.. Chile Pesos 31.384.584 7,69 7,69 357.777 455.244 Extranjero Energy Trade and Finance Corp. Islas Cayman Pesos 2.002 100,00 100,00 - - Extranjero Inversión Energen S.A. Argentina Dólares 11.999 99,99 99,99 - -

RESULTADO DEL EJERCICIO RESULTADO DEVENGADO V.P.P. RESULTADOS NO REALIZADOS VALOR CONTABLE DE LA

INVERSION 2003

M$ 2002 M$

2003 M$

2002 M$

2003 M$

2002 M$

2003 M$

2002 M$

2003 M$

2002 M$

Gener Argentina S.A. 4.667.653 (14.347.049) 4.667.653 (14.347.049) 93.566.581 95.331.034 - - 93.566.581 95.331.034 Norgener S.A. 25.513.888 18.233.485 25.513.888 18.233.485 214.111.035 188.597.147 1.453.005 1.508.175 212.658.030 187.088.972 C.G.E. Itabo S.A. 4.487.674 (7.332.534) 1.122.143 (1.833.500) 51.718.411 61.843.339 - - 51.718.411 61.843.339 Empresa Eléctrica Guacolda S.A.

15.800.256 1.636.604 7.900.128 818.302 49.094.785 41.194.657 1.629.483 1.688.587 47.465.302 39.506.070

Sociedad Eléctrica Santiago S.A.

10.204.046 7.394.372 9.183.641 6.324.462 53.500.072 50.859.353 6.230.569 6.553.865 47.269.503 44.305.488

Petróleos, Asfaltos y Combustibles S.A

(414.378) 298.135 (405.677) 291.875 3.402.777 3.808.454 - - 3.402.777 3.808.454

Gasoducto Gasandes S.A.

4.622.139 5.630.726 600.878 731.994 10.480.012 12.075.172 - - 10.480.012 12.075.172

Oilgener Inc. - - - - - - - - - - Gasoducto Gasandes S.A.

1.182.256 299.028 153.693 38.874 4.140.375 4.872.883 - - 4.140.375 4.872.883

Cía. Carbones del Cesar Ltda..

- - - - 3.328.432 4.007.196 - - 3.328.432 4.007.196

Gener Colombia S.A. (219.938) 16.191 (209.183) 15.399 2.208.445 2.404.085 - - 2.208.445 2.404.085 New Caribbean S.A. 2.013.685 2.187.011 1.006.440 1.093.068 1.022.135 1.116.581 - - 1.022.135 1.116.581 Explotaciones Sanitarias S.A.

- - - - - - - - - -

Energía Verde S.A. 4.460.753 2.060.207 4.460.753 2.060.207 25.089.701 20.628.947 (151.042) (157.780) 25.240.743 20.786.727 Servicios de Asistencia Técnica S.A.

538 1.264.659 537 1.263.396 - - - - - -

CDEC-SING Ltda.. (1.420) (26.083) (203) (4.347) 61.649 72.635 - - 61.649 72.635 Gener Internacional S.A.

(6.359) 2.148 (6.353) 2.146 28.596 34.948 - - 28.596 34.948

CDEC-SIC Ltda.. (97.468) (7.426) (7.498) (571) 27.521 35.019 - - 27.521 35.019 Energy Trade and Finance Corp.

63.552.723 (19.271.663) 63.552.723 (19.271.663) - - (6.874.185) (7.247.444) 6.874.185 7.247.444

Inversión Energen S.A. (3.500) (40.731) (3.500) (40.727) - - - - - - 511.780.527 486.881.450 2.287.830 2.345.403 509.492.697 484.536.047



El detalle de este rubro es el siguiente:

a) Gener Argentina S.A.

Durante el año 2003, AES Gener S.A. efectuó aportes por US$18.311.740

b) Compañía Carbones del Cesar Ltda. (Colombia)

Durante el año 2003, AES Gener S.A. efectuó aportes por US$75.000

c) Oilgener Inc.

Con fecha 5 de noviembre de 2002, AES Gener S.A. vendió a Energy Holdings LLC la propiedad sobre los activos de esta sociedad, así como también, los derechos de AES Gener S.A. en el contrato suscrito con el Estado de Chile para el desarrollo del área Fell-Block. Estos activos en conjunto con la inversión en la sociedad Oilgener Argentina Ltda. fueron vendidos por un monto de US$500.000, esta operación arrojó una pérdida neta de impuestos en el año 2002 de M$3.877.474.

En el ejercicio 2003, fue castigado el valor contable de la inversión.

d) Explotaciones Sanitarias y Ecogener S.A.

Con fecha 25 de noviembre de 2002, AES Gener vendió a Inversiones Residuos y Tratamientos S.A. la cantidad de 51.000 acciones de Explotaciones Sanitarias y 663.918 acciones de Ecogener, equivalentes al 51% y 50,61% de sus acciones suscritas y pagadas respectivamente. El resto de las Acciones sobre la Sociedad Ecogener S.A. que correspondian a 5.100 acciones equivalentes al 0,39% de sus acciones suscritas y pagadas fueron vendidas a Explotaciones Sanitarias S.A. El monto total de la venta de estas sociedades fue de 220.000 U.F, arrojando como resultado una pérdida neta de impuestos en el año 2002 de M$1.219.053. e) Información sobre inversiones en el exterior

Los pasivos contraídos por AES Gener S.A. y que han sido específicamente designados y contabilizados como instrumento de cobertura de inversiones en el exterior son:

BONO USA por US$200.000.000, amortización única de capital el 15 de enero de 2006.

BONO CONVERTIBLE por US$476.638.900, amortización única de capital el 1 de marzo de 2005.



f) Resultados no realizados

Los resultados no realizados corresponden a servicios prestados por AES Gener S.A. a sus filiales y coligadas para la construcción de sus plantas. Dicho monto forma parte del costo de construcción de los respectivos activos fijos y se amortiza en los años de vida útil promedio de cada planta.

g) Sociedades Argentinas

AES Gener S.A. posee en Argentina las siguientes inversiones directas:

Gener Argentina S.A. (100%) (que consolida con Termoandes S.A. (100%) e Interandes S.A (100%) ) y que posee inversión en Energen S.A. (100%) y Gasoducto Gasandes Argentina S.A. (13%), las cuales han sido valoradas según las normas del Boletín Técnico N° 64 emitidas por el Colegio de Contadores de Chile S.A. Estas inversiones equivalen al 7,6% del total de activos de AES Gener S.A. y los resultados reconocidos por estas empresas implican utilidades por M$5.118.660 en los resultados de AES Gener S.A.

h) Proceso de enajenación de inversiones

En Sesión N° 437 de fecha 28 de febrero de 2001, el Directorio dio su autorización para la enajenación de aquellas sociedades que no formaran parte del negocio eléctrico en Chile, entre ellas Empresa Generadora de Electricidad Itabo S.A., Compañía Carbones del Cesar Ltda., Chivor S.A. E.S.P., Gasoducto Gasandes S.A. y Gasoducto Gasandes Argentina S.A. (Argentina) sin embargo con excepción de Cía. Carbones del Cesar Ltda. ninguna de las sociedades antes mencionadas se encuentran en proceso de venta.

Al 31 de diciembre de 2003 ha sido provisionada la posible pérdida que se originaría en la venta de la compañía Carbones del Cesar Ltda., por un monto de M$1.756.164.

i) SIGEN S.A.

Con fecha 25 de enero de 2002, AES Gener S.A. vendió a General Electric Internacional la cantidad total de 400 acciones de Servicios Integrales de Generación Eléctrica S.A, equivalentes al 40% del total de sus acciones suscritas, por un monto total de M$298.454 y cuyo efecto en resultado neto de impuestos es una pérdida de M$665.725 en 2002.

j) Porcentaje de participación en Sociedad Eléctrica Santiago S.A.

AES Gener S.A. ha cambiado su participación directa en la propiedad accionaria de la Sociedad Eléctrica Santiago S.A., obteniendo el 39% adicional del total de acciones suscritas de la filial que tenían las Sociedades Termoenergía de Chile Ltda. y Genergía S.A., con un 24% y 15% de propiedad respectivamente. La operación se realizó con fecha 27 de mayo de 2002, originándose un mayor valor de M$7.175.687.

k) Utilidades remesables de inversiones en el exterior.

Existen utilidades pendientes de remesar de la coligada New Caribbean Investment S.A. al 31.12.2003 por un monto de RD$59.697.306

l) Valuación de Inversiones



En virtud del Oficio Circular N° 150 emitido por la Superintendencia de Valores y Seguros, se efectuó un estudio de las inversiones en el cual se determinó que los flujos esperados que generarán estas inversiones son suficientes para recuperar los valores registrados contablemente. En el caso de Compañía Carbones del Cesar Ltda., empresa que se encuentra en proceso de enajenación, se estableció una provisión asociada al menor valor que se espera recibir en la venta.

NOTA 5 – MENOR Y MAYOR VALOR DE INVERSIONES Este rubro incluye la diferencia entre el costo de adquisición y el Valor Patrimonial Proporcional al momento de la compra originado por las inversiones en empresas relacionadas. La amortización de estos valores se reconoce en resultados en un plazo de 20 años, de acuerdo a la Circular Nº 1.358 de diciembre de 1997 de la Superintendencia de Valores y Seguros.

(1) Sociedad vendida durante el año 2002.

a) Menor Valor 2003 2002

RUT

Sociedad

Monto amortizado

en el período M$

Saldo Menor Valor

M$

Monto amortizado

en el período M$

Saldo Menor Valor

M$

96.635.700-2 Empresa Eléctrica Guacolda S.A. 56.912 569.121 56.913 626.033 96.721.360-8 Gasoducto Gasandes S.A. 102.352 1.228.226 102.352 1.330.578 Extranjero Gasoducto Gasandes (Argentina) S.A. 146.371 1.756.450 178.907 2.325.800 96.717.620-6 Sociedad Eléctrica Santiago S.A. 341.595 2.872.806 230.936 3.214.401 96.569.390-4 Explotaciones Sanitarias S.A.(1) - - 216.071 - Total menor valor 647.230 6.426.603 785.179 7.496.812



b) Mayor Valor 2003 2002

RUT

Sociedad

Monto amortizado

en el período M$

Saldo Mayor Valor

M$

Monto amortizado

en el período M$

Saldo Mayor Valor

M$

96.717.620-6 Sociedad Eléctrica Santiago S.A. 373.259 6.874.184 217.734 7.247.443 Total mayor valor 373.259 6.874.184 217.734 7.247.443

NOTA 6 – OTROS (ACTIVOS) Este rubro está compuesto por los siguientes conceptos:

2003 M$

2002 M$

Descuentos en colocación de bonos (a) 193.497 288.170 Gastos diferidos por colocación de bonos (b) y (c) 3.444.045 5.781.156 Materiales 243.443 1.395.642 Activo diferido pensiones complementarias (d) 1.064.405 1.289.481 Servicio transferencia energía Quinta Región (f) 1.266.778 1.838.684 Activo diferido indemnización por años de servicio y post-jubilatorias (e)

606.450

673.832

Gastos diferidos bonos 220.972 - Otros 249.523 - Total 7.289.113 11.266.965

a) Los descuentos en colocación de bonos corresponden a diferencias producidas en el momento de la emisión, entre su valor par y su valor de colocación, y se amortizan con cargo a los resultados en el ejercicio de vigencia de los instrumentos.

b) Los gastos diferidos por colocación de bonos corresponden a desembolsos directos por gastos de emisión, gastos legales, seguros de coberturas, los cuales se difieren para ser amortizados en el plazo de vencimiento de estos instrumentos. Al 31 de diciembre de 2003 se incluyen en este rubro M$1.774.059 correspondientes a los costos directos, netos del sobreprecio obtenido en la emisión y colocación de bonos convertibles en acciones, efectuadas en 1998 y 1999 (Nota 8).

c) El cargo a resultados por concepto de amortizaciones de descuentos y gastos diferidos en las colocaciones de deuda asciende a M$2.627.845 en el 2003 y M$2.627.403 en 2002, importes que se presenta en el rubro Otros egresos fuera de explotación (Nota 13).

d) El monto incluido en el activo diferido asociado al plan de pensiones complementarias por M$1.064.405 al 31 de diciembre de 2003, incluye M$131.816 que serán amortizados en el plazo remanente de 3 años y M$932.589 que serán amortizados en el plazo de 12 años. La amortización al 31 de diciembre de 2003 por este concepto es de M$292.459 y M$225.075 por el ejercicio 2002, importes que se presentan incluidos en el rubro otros egresos fuera de explotación (Nota 13).



e) El monto asociado al activo diferido por indemnización por años de servicio y pensiones post jubilatorias asciende a M$606.450 al 31 de diciembre de 2003 (Nota 2m y 2n), el cual será amortizado en un plazo remanente de 10 años. La amortización del ejercicio 2003 por este concepto es de M$58.514 (Nota 13).

f) Servicio de transferencia de energía V Región, corresponde al pago anticipado por el servicio de transferencia de energía desde el SIC a V Región amortizable en un plazo de 10 años, a contar del 1 de mayo de 2000.

NOTA 7 – IMPUESTOS DIFERIDOS E IMPUESTOS A LA RENTA Al 31 de diciembre de 2003 y 2002, la Sociedad no provisionó impuesto a la renta por pagar, debido a que al término de ambos ejercicios, se determinó una base imponible negativa del impuesto de primera categoría. En el 2003, el gasto por impuestos corriente corresponde a M$5.942.

De acuerdo al registro de Fondos de Utilidad Tributarias de la Sociedad, al 31 de diciembre de 2003 y 2002 la Sociedad presentó pérdidas tributarias acumuladas de M$104.842.500 y M$52.416.236, respectivamente.

Al término de los años 2003 y 2002 la Sociedad no presenta utilidades tributarias acumuladas ni créditos. 2003 2002

CONCEPTOS IMPUESTO DIFERIDO ACTIVO IMPUESTO DIFERIDO PASIVO IMPUESTO DIFERIDO ACTIVO IMPUESTO DIFERIDO PASIVO

Corto Plazo M$

Largo Plazo M$

Corto Plazo M$

Largo Plazo M$

Corto Plazo M$

Largo Plazo M$

Corto Plazo M$

Largo Plazo M$

DIFERENCIAS TEMPORARIAS

Provisión cuentas incobrables 10.884 - - - 10.993 - - -

Ingresos Anticipados - - - - - - - -

Provisión de vacaciones 155.713 - - - 133.212 - - -

Amortización intangibles - - - - - - - -

Activos en leasing - - - 387 - - - -

Gastos de fabricación - - - - - - - -

Depreciación Activo Fijo - - - 56.455.403 - - - 57.468.988

Indemnización años de servicio - - - 123.067 - - - 90.760

Otros eventos 681.113 2.203.082 - 393.558 509.830 2.156.944 - 982.797

Carbones 25.655 - - - - - - -

Venta y/o liquidación inversiones relaciondas

-

1.750.510

-

478.591

-

-

-

-

Obligaciones leasing neto de intereses

-

476

-

-

-

-

-

-

Provisión materiales de respuesto 231.880 - - - - - - -

Provisión retiro maquinarias y equipos

29.013

211.310

-

-

-

-

-

-

Pérdida tributaria - 17.823.224 - - - 8.910.760 - -



Intangibles - - - 266.824 - - - 300.155

Inversión New Caribbean Investment

-

-

-

173.732

-

-

-

-

Provisiones ingresos anticipados 243.009 - - - - - - -

OTROS

Cuentas complementarias-neto de amortización

-

-

-

36.109.190

-

-

-

37.750.706

Provisión de valuación - - - - - - - -

Totales 1.377.267 21.988.602 - 21.782.372 654.035 11.067.704 - 21.091.994



El gasto por impuesto a la renta se detalla de la siguiente manera: ITEM 2003

M$ 2002 M$

Gasto tributario corriente (provisión) (5.942) -

Ajuste gasto tributario (ejercicio anterior) - -

Efecto por activos o pasivos por impuesto diferido del ejercicio 3.216.260 (5.159.496)

Beneficio tributario por pérdidas tributarias 2.939.064 (5.231.458)

Efecto por amortización de cuentas complementarias de activos y pasivos diferidos (1.267.747) 1.836.297

Efecto en activos o pasivos por impuesto diferido por cambios en la provisión de evaluación - -

Otros cargos o abonos en la cuenta - -

TOTALES 4.881.635 (8.554.657)

NOTA 8 – OBLIGACIONES CON EL PUBLICO CORTO Y LARGO PLAZO a) La Sociedad ha efectuado seis emisiones de bonos, de las cuales las tres primeras emisiones no se encuentran vigentes y completaron el financiamiento de la construcción de la Central Hidroeléctrica Alfalfal.

La cuarta emisión de bonos (series JA y KA), colocada con fecha 19 de marzo de 1991, se utilizó para financiar la compra de los pisos cuarto al séptimo y recintos anexos, consistentes en estacionamientos y bodegas, del edificio Las Américas, ubicado en Santiago. Durante enero de 2002, la Sociedad prepagó la totalidad de la deuda existente por la emisión N° 136, que originalmente vencía en enero de 2012.

La primera emisión de bonos en el extranjero, por un monto de US$200 millones colocada con fecha 23 de enero de 1996, se utilizó para financiar parte del programa de inversiones de capital.

La Sociedad efectuó en 1998 la primera emisión de bonos convertibles en acciones, por un monto de 500 millones de dólares, de los cuales fueron colocados US$499.943.600, equivalentes al 99,99% de la emisión total. Los fondos recibidos por la colocación de estos bonos fueron utilizados para el refinanciamiento de obligaciones de crédito. Estos instrumentos devengan un interés anual del 6% y vencen en marzo del año 2005. De esta emisión, al 31 de diciembre de 2003, han sido convertidos en acciones US$23.304.700.

El descuento obtenido en la colocación y los gastos incurridos en la emisión de dichos bonos, se presenta en el rubro Otros activos de largo plazo (Nota 6).

La Sociedad ha provisionado el premio eventual del bono convertible en acciones por un monto acumulado al 31 de diciembre de 2003 de M$12.959.303 y M$12.634.842 al 31 de diciembre de 2002, el cual será pagado a los tenedores que no hayan convertido los bonos en acciones antes del 1 de marzo del 2005.



Los intereses devengados al 31 de diciembre de 2003 y 2002, ascienden a M$9.190.063 y M$11.271.048, respectivamente, y se presentan bajo el rubro Obligaciones con el público, en el pasivo circulante.

Número de inscripción o

identificación del instrumento


Unidad de reajuste del

bono

Tasa de Interés

%


Pago de intereses


2003 M$

2002 M$

Bonos Largo plazo porción corto plazo

No aplicable Unica 200.000.000 US 6,50 15.01.2006 Semestrales Al vencimiento 3.545.051 4.333.082 Extranjero

208 LA1 659.900 US 6,00 01.03.2005 Semestrales Al vencimiento 7.815 9.605 Chile

LA2 2.591.000 US 6,00 01.03.2005 Semestrales Al vencimiento 30.686 37.714 Chile

LA3 15.705.000 US 6,00 01.03.2005 Semestrales Al vencimiento 186.000 228.602 Chile

LA4 110.800.000 US 6,00 01.03.2005 Semestrales Al vencimiento 1.312.246 1.612.807 Chile

LA5 273.000.000 US 6,00 01.03.2005 Semestrales Al vencimiento 3.233.241 3.973.794 Chile

M 73.883.000 US 6,00 01.03.2005 Semestrales Al vencimiento 875.024 1.075.444 Extranjero

Total porción corto plazo 9.190.063 11.271.048

Número de

inscripción o identificación del

instrumento


Unidad de reajuste del

bono

Tasa de Interés

%

Plazo final Periodicidad Valor par Colocación en Chile o

en el extranjero

Pago de intereses


2003 M$

2002 M$

Bonos Largo plazo

No aplicable Unica 200.000.000 US 6,50 15.01.2006 Semestrales Al vencimiento 118.760.000 145.159.220 Extranjero

208 LA1 659.900 US 6,00 01.03.2005 Semestrales Al vencimiento 391.849 478.953 Chile

LA2 2.591.000 US 6,00 01.03.2005 Semestrales Al vencimiento 1.538.536 1.880.538 Chile LA3 15.705.000 US 6,00 01.03.2005 Semestrales Al vencimiento 9.325.629 11.398.628 Chile LA4 110.800.000 US 6,00 01.03.2005 Semestrales Al vencimiento 65.793.040 80.418.208 Chile LA5 273.000.000 US 6,00 01.03.2005 Semestrales Al vencimiento 162.107.400 198.142.335 Chile No aplicable M 73.883.000 US 6,00 01.03.2005 Semestrales Al vencimiento 43.871.725 53.623.993 Extranjero

Total largo plazo 401.788.179 491.101.875

NOTA 9 – PATRIMONIO 2003

Rubros Capital pagado

M$


M$

Otras Reservas

M$


M$


M$


M$


M$

Saldo inicial 654.074.615 29.242.922 50.530.190 4.829.292 - - 32.416.399

Distribución resultado ejercicio anterior - - 2.636.863 29.779.536 (32.416.399) - (32.416.399)

Dividendo definitivo ejercicio anterior - - - (29.779.536) 32.416.399 - -

Aumento del capital con emisión de acciones de pago

-

-

-

-

-

-

-



Capitalización reservas y/o utilidades - - - - - - -

Déficit acumulado período de desarrollo - - - - - - -

Ajuste acumulado diferencia de cambio - - (144.607) - - - -

Ajuste ejercicios anteriores - - - - 5.973.400 - -

Revalorización capital propio 6.540.746 292.429 486.844 462.727 - - -

Resultado del ejercicio - - - - - - 53.678.463

Dividendos provisorios - - - - - - -

Saldo Final 660.615.361 29.535.351 53.509.290 5.292.019 5.973.400 - 53.678.463

Saldos Actualizados - - - - - - -

2002

Rubros Capital pagado

M$


M$

Otras Reservas

M$


M$


M$


M$


M$

Saldo inicial 635.023.898 28.391.186 47.970.242 8.942.067 892.307 (118.387) (5.027.354)

Distribución resultado ejercicio anterior - - - - - - -

Dividendo definitivo ejercicio anterior - - - (4.253.434) (892.307) 118.387 5.027.354

Aumento del capital con emisión de acciones de pago

-

-

-

-

-

-

-

Capitalización reservas y/o utilidades - - - - - - -

Déficit acumulado período de desarrollo - - - - - - -

Ajuste acumulado diferencia de cambio - - 1.120.841 - - - -

Ajuste ejercicios anteriores - - - - - - -

Revalorización capital propio 19.050.717 851.736 1.439.107 140.659 - - -

Resultado del ejercicio - - - - - - 32.416.399

Dividendos provisorios - - - - - - -

Saldo Final 654.074.615 29.242.922 50.530.190 4.829.292 - - 32.416.399

Saldos Actualizados 660.615.361 29.535.351 51.035.492 4.877.585 - - 32.740.563



a) Capital Pagado Número de acciones

Serie N° acciones suscritas

N° acciones pagadas

N° acciones con Derecho a Voto

UNICA 5.672.752.777 5.672.752.777 5.672.752.777

Serie Capital Suscrito Capital pagado

UNICA 660.615.361 660.615.361

La Junta General Extraordinaria de Accionistas, celebrada el 14 de septiembre de 1998, acordó efectuar una emisión de acciones por la suma de M$237.500.000, emitiendo 2.375.000.000 acciones de pago con el exclusivo objeto de respaldar la conversión de los bonos en acciones de la Sociedad. La emisión de dichas acciones se materializó el 13 de noviembre 1998, de acuerdo a su inscripción en el registro de valores. Al 31 de diciembre de 2003, se han convertido bonos en acciones por el equivalente a US$23.304.700, representando 85.932.258 acciones las cuales se encuentran pagadas.

En Junta Extraordinaria de Accionistas, celebrada el 21 de noviembre de 2003, se acordó aumentar el capital en 50.484.000.000 pesos, mediante la emisión de 466.839.282 acciones de pago, lo que implica que cada accionista, por cada acción que posea, tendrá derecho a suscribir 0,082295016256 acciones de la nueva emisión, para así mantener el mismo porcentaje de participación accionaria. El valor de las acciones de pago que se emitan deberá ser enterado en dinero efectivo, al contado, y dichas acciones deberán ser emitidas, suscritas y pagadas dentro del plazo máximo que vence el 31 de marzo de 2004.



b) Pago de dividendos Fecha de Pago Dividendo por

acción $

Dividendo Histórico

M$

Dividendo Actualizado

M$

Dividendo definitivo 2002

Mayo 2003 1,57 8.933.860 8.880.257

Julio 2003 3,67 20.845.676 20.803.985

Durante el año 2002 no se repartieron dividendos.

c) Política de dividendos

La política de reparto de dividendos para el 2003, aprobada por la Junta General Ordinaria de Accionistas celebrada el 29 de abril de 2003 y modificada el 9 de julio de 2003 en 25o Junta General Extraordinaria de Accionistas, contempla distribuir al menos el 30% de las utilidades del ejercicio.

d) Ajuste acumulado por conversión

2003 M$

2002 M$

Año Acumulado Año Acumulado

Corrección monetaria - 348.859 - 206.295

DIFERENCIA POR CONVERSIÓN

Compañía Carbones del Cesar Ltda.. (737.735) 284.016 240.484 1.031.969

Energy Trade and Finance Corp. (41.781.850) (4.378.026) 11.515.800 37.777.861

Gener Argentina S.A. (19.746.767) 2.811.724 5.623.561 22.784.076

Gasoducto Gasandes (Argentina) S.A. (2.619.016) 319.341 810.915 2.967.742

Inversión Oilgener Inc. (U.S.A.) - - (1.025.283) -

Compañía General de Electricidad Itabo S.A. (11.249.792) 210.825 3.910.283 11.575.223

Otras inversiones (55.688) 40.056 77.898 96.701

Instrumentos de cobertura para inversiones en el exterior

76.046.241

14.823.890

(20.021.608)

(61.834.575)

Total Movimiento Año (144.607) - 1.132.050 -

Total Acumulado al cierre de cada ejercicio - 14.460.685 - 14.605.292

e) Otras reservas



2003 M$

2002

M$

Ajuste Acumulado por conversión 14.460.685 14.605.292

Reserva retasación técnica activo fijo 42.611.804 42.611.804

Variaciones patrimoniales de filiales (3.563.199) (6.181.604)

Total 53.509.290 51.035.492

En el ítem variaciones patrimoniales de filiales del año 2002, se incluyen M$2.636.863 correspondientes a un ajuste de ejercicios anteriores efectuados por la filial Chivor S.A. E.S.P. (Colombia), ajuste relacionado con un error en el cálculo de la depreciación de los activos fijos de los años 1999 y anteriores, el cual fue registrado durante el ejercicio 2001 directamente contra esta reserva patrimonial. En abril de 2003 se aprobó por la Junta de Accionistas este monto y fue reclasificado al rubro “Reservas Futuros Dividendos”.

f) Resultados acumulados.

En 2003, la Sociedad ha procedido a corregir su renta líquida imponible de los años 2001 y 2002 originando una mayor pérdida tributaria en esos años. Este incremento en la pérdida tributaria origina el reconocimiento de un mayor impuesto diferido activo por M$5.973.400, el cual se ha registrado con abono a la cuenta resultado acumulado.



NOTA 10 – CONTINGENCIA Y RESTRICCIONES 1) GARANTIAS OTORGADAS

La Sociedad mantiene los siguientes compromisos por garantías otorgadas:

a) Compromisos contraídos con entidades financieras y otros.

Instituciones financieras:

Los contratos de créditos suscritos por AES Gener S.A. con diversas instituciones financieras imponen a la Sociedad límites a indicadores económicos de variada índole, durante la vigencia de los créditos, todos ellos usuales para este tipo de financiamiento. Asimismo, la Sociedad informa a dichas instituciones, de acuerdo a los términos y fechas convenidas, el cumplimiento de las obligaciones que emanan de tales contratos.

Bono Convertible emitido en Chile y en USA por US$500 millones:

Los principales resguardos contenidos en los contratos de emisión de bonos convertibles son:

• AES Gener no podrá incurrir en un endeudamiento mayor al que fije anualmente la Junta de Accionistas.

• AES Gener debe mantener seguros que protejan razonablemente sus activos. • AES Gener o alguna de sus filiales podrán dar garantías solamente si esta

garantía no excede el 10% de los Activos Tangibles Netos Consolidados, definidos como el total de activos consolidados menos el total de pasivo de corto plazo.

En caso de incumplimiento de AES Gener o alguna de sus filiales en el pago de una amortización de crédito por un monto que exceda el 1,5% del total de los activos consolidados de AES Gener S.A., los tenedores podrían requerir el pago anticipado de esta obligación. Bonos emitidos en USA (Yankee Bond) por US$200 millones:

AES Gener o alguna de sus filiales podrán dar garantías solamente si esta garantía no excede el 10% de los Activos Tangibles Netos Consolidados, definidos como el total de activos consolidados menos el total de pasivo de corto plazo.

En caso de incumplimiento de AES Gener o alguna de sus filiales, exceptuando Chivor, en el pago de una amortización de crédito por un monto que exceda la cantidad de US$15 millones, los tenedores podrían requerir el pago anticipado de esta obligación.

Obligaciones con Bancos e instituciones financieras:

(i) AES Gener es garante del crédito suscrito entre ABN Amro Bank y su filial Energy Trade and Finance Corporation y como tal se compromete a:

• No vender activos exceptuando aquellos permitidos bajo el contrato de crédito. • No efectuar pago de dividendos por sobre el mínimo requerido por ley.



Asimismo, en relación a dicho crédito, la matriz Inversiones Cachagua Limitada se obligó para con el acreedor a no retirar de la compañía ninguna cantidad recibida por concepto de dividendo durante la vigencia del crédito.

• Si el garante, o cualquiera de sus filiales, exceptuando Chivor, o el deudor principal incumple el pago de una deuda por un monto que exceda la cantidad de US$10 millones, el banco podrá requerir el pago anticipado de esta obligación.

Al 31 de diciembre de 2003 el saldo de este crédito asciende a US$4 millones.

(ii) AES Gener bajo el contrato suscrito con Bank of America respecto de la compra de obligaciones negociables de TermoAndes e InterAndes se compromete a:

• No realizar ninguna transacción similar a la referida en el contrato. • No efectuar pago de dividendos por sobre el mínimo requerido por ley.

(iii) Contrato de Encargo Fiduciario de Administración, en cuya virtud se entregan en encargo fiduciario las acciones de la sociedad colombiana Chivor S.A. E.S.P. Dicho encargo fiduciario tiene por objeto garantizar las obligaciones contraídas por la filial Chivor S.A. E.S.P. para con el Bank Of America NT & S.A. en virtud del préstamo original por US$400 millones.- otorgado para financiar el pago de la Central Hidroeléctrica Chivor. El saldo vigente de esta obligación al 31 de diciembre es US$283,6 millones (iv) AES Gener, en el marco del refinanciamiento de su filial Chivor, garantizó a Energy Trade and Finance Corporation, en el pago de hasta un monto de US$50 millones. Esta garantía sólo será exigible si Energy Trade and Finance Corporation incumple la obligación de pagar hasta el mencionado monto a los acreedores de Chivor, en el caso en que esta última empresa no cumpla con ciertos saldos de deuda en determinadas fechas definidas en el contrato. La primera fecha definida es el 31 de marzo de 2004. Al 31 de diciembre de 2003, AES Gener S.A. cumple con todas las restricciones o resguardos asociados a las obligaciones con instituciones financieras o con el público (bonos).

b) Garantías a terceros.

(i) AES Gener S.A. es garante del pago oportuno por el préstamo otorgado por el Banco Bilbao Vizcaya Argentaria (España) S.A. a la relacionada Gasoducto GasAndes Argentina S.A. El monto garantizado por la compañía asciende aproximadamente a US$4.8 millones y vence en marzo del año 2006, conjuntamente con el crédito ascendente a US$32 millones. Asimismo, la compañía se obligó para con los bancos acreedores de la relacionada Gasoducto GasAndes S.A. a no prendar, gravar ni enajenar su participación accionaria en dicha compañía mientras dure en crédito ascendente a US$136 millones con vencimiento el año 2011.

(ii) AES Gener S.A. mantiene un contrato de compra de gas natural con Petrolera Santa Fe, el que establece una cláusula de Take or Pay (consumo mínimo), cuyo compromiso



mensual es en promedio un 75% del volumen contratado, para lo cual se cuenta con un plazo de 36 meses a contar de la fecha de transacción para recuperar los pagos realizados. Los pagos mínimos anuales comprometidos son de US$24 millones, con vencimiento en diciembre de 2013. A su vez, esta cláusula es aplicada en los mismos términos al contrato de venta de gas natural con la filial Sociedad Eléctrica Santiago S.A.. (iii) En los contratos de transporte de gas existentes entre AES Gener S.A. con Gasoducto GasAndes S.A. y Gasoducto GasAndes Argentina S.A. se consideran dos garantías; a) garantía básica, de cumplimiento de todas sus obligaciones por un monto igual a un año de servicio de transporte firme de gas natural, y b) garantía adicional, en cumplimiento al compromiso de inversión en un proyecto que utilice gas natural. AES Gener S.A. mientras mantenga un Investment Grade Rating cumple con estos requerimientos. Luego de la pérdida de grado de inversión de la compañía, se recibió un requerimiento de GasAndes en orden al otorgamiento de ambas garantías. Luego de negociaciones, las partes, con fecha 17 de octubre del 2003, arribaron a un acuerdo, en virtud del cual AES Gener otorgó una garantía de US$494.110 a Gasoducto GasAndes S.A. con vencimiento el 2 de enero del 2004 y otra de US$999.125 a Gasoducto GasAndes Argentina S.A. con vencimiento a la misma fecha. Con fecha 9 de diciembre de 2003 AES Gener S.A. ejerció la opción de ceder la totalidad de sus derechos en el mencionado contrato de transporte de gas con las relacionadas GasAndes a su filial Sociedad Eléctrica Santiago S.A. Se anticipa que la mencionada cesión se materializará durante el mes de enero de 2004.



c) Garantías a Filiales.

(i) AES Gener S.A. es garante de la obligación asumida por Energy Trade and Finance Corp. con ABN Amro Bank por US$24 millones. El saldo de capital adeudado al 31 de diciembre de 2003 es US$4 millones. El vencimiento de este crédito es enero de 2004. (ii) Con fecha 12 de junio de 2000 Energy Trade and Finance Corp. firmó un contrato con Morgan Stanley por el cual se le traspasaron a éste los riesgos relacionados con la posición SSP15 (Spark Spread Position de la ex filial de AES Gener, Merchant Energy Group of the Americas, M.E.G.A.) y de todos los contratos de cobertura asociados a ellos. El pasivo garantizado por AES Gener al 31 de diciembre de 2003 asciende a US$1,4 millones. Esta obligación vence en marzo de 2004. (iii) La filial Energía Verde S.A. mantiene un préstamo sindicado por US$25 millones con el Banco de Crédito e Inversiones y el Banco Scotiabank. AES Gener S.A. entregó en garantía para el préstamo señalado precedentemente las acciones que poseía en la filial Energía Verde S.A. Este préstamo vence en noviembre de 2006. El saldo vigente al 31 de diciembre de 2003 es US$24 millones. (iv) Como parte del financiamiento otorgado a las filiales TermoAndes S.A. e InterAndes S.A., AES Gener S.A. prendó el 100% de sus acciones en estas sociedades. Esta prenda fue constituida a favor del Banco Francés-Uruguay. El crédito vence en diciembre de 2007 y al 31 de diciembre de 2003 alcanza a US$151,4 millones. 2) JUICIOS Y CAUCIONES

a) Divergencias en el CDEC-SIC. En cuanto al cálculo de las transferencias de potencia en el CDEC-SIC, se encuentra pendiente la determinación definitiva de los pagos correspondientes a los años 2000, 2001, 2002 y 2003. Con fecha 2 de noviembre de 2001 la divergencia respectiva fue resuelta mediante la RM N° 119 por el Ministro de Economía, Fomento y Reconstrucción. En la etapa de implementación en el CDEC-SIC no se logró la unanimidad requerida, por lo que surgió una divergencia al respecto, la cual fue sometida a resolución del Ministro de Economía en el mes de abril de 2002. Junto a lo anterior, las empresas Colbún, AES Gener y Endesa han interpuesto recursos de reposición en contra de la Resolución N° 119/2001, cuya respuesta por parte del Sr. Ministro también se encuentra pendiente. No obstante lo anterior, el Directorio del CDEC-SIC ha acordado, unánimemente, efectuar en carácter provisional los pagos de transferencias de potencia correspondientes a los años 2000, 2001, 2002 y 2003, siguiendo el procedimiento de cálculo establecido en la Resolución N° 119/2001, en espera de la resolución de la divergencia y de los recursos de reposición antes indicados. b) Divergencias en el CDEC-SING. La compañía mantiene posiciones divergentes con algunas empresas generadoras integrantes del Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado del Norte Grande,



relacionadas con la forma de calcular y valorizar transferencias de energía y potencia al interior del CDEC-SING. En lo referente a las transferencias de energía en el CDEC-SING, a partir de agosto de 1999 éstas se encuentran pagadas en calidad de preliminares, puesto que se produjeron diferencias entre los generadores respecto de los precios aplicados en la valorización de dichas transferencias. El Ministro ha resuelto los diferentes conflictos a través de las Resoluciones Ministeriales Exentas N°. 39, de 22 de mayo de 2000; N°. 59, de 22 de septiembre de 2000; N°. 72, de 16 de noviembre de 2000; y N°. 74, de 17 de noviembre de 2000. La aplicación de las referidas Resoluciones Ministeriales por parte de la Dirección de Operaciones se encuentra actualmente en divergencia. Asimismo, dado lo complejo y contradictorio de las anteriores resoluciones, la Dirección de Operación aún no ha podido realizar el cálculo de las transferencias definitivas de energía y se encuentra a la espera de la resolución de la divergencia pendiente. No obstante lo anterior, el Directorio del CDEC-SING adoptó un acuerdo en sesión del día 26 de diciembre de 2002, que resuelve la discrepancia respecto de la valorización de transferencias de energía del período agosto de 1999 a marzo de 2000, estableciendo valores definitivos que no implican pagos a AES Gener. En lo referente a las transferencias de potencia del año 2000 y siguientes, surgió una nueva divergencia, la cual fue resuelta mediante Resolución Ministerial Exenta N°. 163 de fecha 28 de diciembre de 2001, la que entregó una nueva metodología de cálculo de potencia firme, instruyendo al CDEC-SING para que procediese a los cálculos de potencia firme y valorización de transferencias definitivas de potencia de punta de los años citados. Sin embargo, las empresas han presentado recursos de reposición contra la mencionada resolución, y paralelamente ha surgido una nueva divergencia entre los integrantes del CDEC-SING respecto de la aplicación dada por la Dirección de Operación a algunos aspectos de la metodología entregada por la autoridad. Por lo anterior, las reliquidaciones que se efectuaron entre las empresas en virtud del nuevo procedimiento, continúan teniendo el carácter de provisorio. Cabe señalar que en febrero del 2003 se realizó el proceso de reliquidación de balance de transferencia de potencia de punta correspondiente al año 2002, que por las razones ya expuestas también tiene el carácter de provisorio.



c) Juicios. c.1) Junta de Vigilancia del Río Maipo con AES Gener S.A. AES Gener ha sido demandada en juicio ejecutivo el pago de M$40.491. por la Junta de Vigilancia del Río Maipo, ante el 2° Juzgado Civil de Santiago, por una supuesta deuda que al 31 de diciembre de 2003 alcanzaría M$215.461.- y que mantendría AES Gener con dicha Junta de Vigilancia, por concepto de cuotas de dicha Junta. AES Gener se ha opuesto a dicha demanda, pues estima que no le corresponde pago alguno pues no hace uso de instalación alguna de la referida Junta de Vigilancia. Sin perjuicio de ello, la demandante ha practicado embargo sobre dineros de AES Gener S.A. ascendentes a M$39.690. Estimamos que, en definitiva, no se deberá pagar las sumas antes mencionadas, por cuanto las mismas le han sido impuestas a la compañía en forma arbitraria, unilateral y sin causa. c.2) Justo Gallardo con AES Gener S.A. La compañía fue demandada en juicio ordinario de indemnización de perjuicios, por un vecino de la central Renca, quien alega haber sufrido ciertos daños y perjuicios con ocasión de la operación de la mencionada central, razón por la cual reclama el pago de M$120.000. Se rechazó en primera instancia y el proceso se encuentra en la Corte de Apelaciones a causa de un recurso de apelación interpuesto por el demandante. Al respecto, AES Gener estima que la demanda nuevamente deberá ser rechazada por no ser efectivos los hechos en que se funda, no existir relación de causalidad entre los supuestos hechos invocados y los daños alegados, no existir responsabilidad de parte de nuestra empresa ni en los hechos ni en los daños y por haber prescrito los derechos invocados. c.3) Bankers Trust International Corporation (Delaware) Inc. en contra de AES Gener S.A. y Ralph Wilkerson. Con fecha 24 de mayo de 2002 la compañía fue notificada de una demanda interpuesta por Bankers Trust International Corporation (Delaware) Inc. (BTI) como cesionario en su calidad de síndico (Trustee) en la quiebra de Cordex Petroleums Inc. (Cordex), sociedad constituida de conformidad a las leyes de Canadá. El monto total demandado asciende a US$8,7 millones más intereses y costas y se fundamenta en presunta colusión entre la compañía y el demandado Sr. Wilkerson en la violación de contratos, incitación a la violación de contratos e incitación a la violación de obligaciones fiduciarias para con Cordex. La demanda en cuestión corresponde a la causa N° 0101-05135 del Tribunal Superior de Alberta, Distrito Judicial de Calgary, Canadá. Con fecha 19 de julio del año 2002 la compañía presentó una moción alegando la falta de jurisdicción de los tribunales Canadienses para conocer de la materia. Se fijó audiencia para conocer del incidente el 6 de febrero del 2003, sin embargo se aplazó dicha audiencia ya que BTI presentó una declaración jurada respaldando su petición en forma extemporánea según nuestra alegación. En marzo el juez determinó que sólo podría considerarse dicha declaración para efectos de enmendar algún error en la petición de la demandante. El 14 de abril del 2003 BTI presentó un recurso de apelación contra la resolución del juez. El juez determinó que la audiencia será el 12 de febrero de 2004. Posteriormente el juez deberá resolver nuestro incidente de falta de jurisdicción, el que en nuestra opinión será resuelto a favor de la compañía. c.4) Minera Escondida Limitada con Norgener S.A.



La filial Norgener mantiene un litigio con su cliente Minera Escondida Ltda., sometido a la justicia arbitral y referido a diferencias entre ambas empresas respecto a la interpretación y ejecución de dos contratos de suministro celebrados con fecha 30 de junio de 1993 y 20 de noviembre de 1994. En octubre de 2002 se constituyó el arbitraje, siendo designado como árbitro mixto don Manuel Correa. En noviembre del mismo año se acordó el procedimiento a seguir y de acuerdo a éste la demanda fue presentada el 9 de diciembre del 2002, solicitando Minera Escondida, principalmente, la nulidad de las cláusulas de reajuste de precio en ambos contratos; la resolución de los contratos por incumplimiento de Norgener, y la autorización para ceder los contratos a una filial. En enero del 2003 Norgener contestó la demanda y a su vez demandó reconvencionalmente por los perjuicios sufridos con ocasión del incumplimiento de Minera Escondida a ciertas obligaciones del contrato N° 2. Posteriormente, una vez terminada la etapa de discusión, en abril del 2003 el juez árbitro dictó el auto de prueba, fijando los hechos que las partes deberán probar, y dando inicio así al período de prueba del juicio. La mencionada resolución fue impugnada por ambas partes, sin embargo el juez la mantuvo y fijó un período de conciliación, el que a la fecha aún se extiende. En el contexto de este proceso de avenimiento, las partes han celebrado reuniones e intercambiado ofertas y contraofertas, habiéndose arribado con fecha 5 de diciembre de 2003 a un acuerdo que deberá ser ratificado por el Directorio de ambas empresas. De no perfeccionarse el mencionado acuerdo, el juez dictará una resolución, y luego de 6 días hábiles de notificada ésta, comenzará a regir el período de prueba de 20 días hábiles. El acuerdo recién señalado, consiste en aplicar una rebaja al período restante de los contratos 1 y 2 a partir de julio de 2004, que sería compensada con un pago en efectivo de Minera Escondida a Norgener a hacerse efectivo en el corto plazo, la extensión de los contratos actuales a precios de mercado hasta el año 2015 y la suscripción de un tercer contrato que regiría entre 2004 y 2015. c.5) Hidroeléctrica Guardia Vieja-Hidroeléctrica Aconcagua con AES Gener S.A. En el mes de diciembre de 1999 AES Gener S.A. presentó una demanda de cumplimiento de contrato de compraventa de energía y potencia eléctrica en contra de Hidroeléctrica Guardia Vieja S.A. e Hidroeléctrica Aconcagua S.A. la cual fue acogida por el árbitro, condenando a las demandadas al cumplimiento del contrato. Con fecha 14 de diciembre de 2001 el árbitro don Cesar Parada Guzmán dictó sentencia de única instancia, la que, acogiendo la demanda interpuesta por AES Gener S.A., dispuso la modificación del “Contrato de compraventa de Energía Eléctrica, Potencia Eléctrica y otros” celebrado entre AES Gener S.A. y las empresas Hidroeléctrica Guardia Vieja e Hidroeléctrica Aconcagua S.A. con fecha 2 de noviembre de 1993. La sentencia, conforme las modificaciones introducidas al contrato, ordenó la reliquidación de las facturaciones ocurridas entre las partes desde el mes de abril de 1998 y hasta la fecha de cumplimiento definitivo de la sentencia, todo ello conforme a las reglas establecidas en la misma sentencia. La demanda de AES Gener S.A. fue por M$5.444.617. Dicho monto, actualizado al 31 de diciembre de 2003 incluyendo intereses y reajustes, correspondería a la suma de M$8.727.916.



Contra la sentencia de primera instancia las demandadas HGV - HASA interpusieron, ante la Corte de Apelaciones de Santiago, recurso de Queja y de Casación en la Forma. El primero de ellos fue declarado inadmisible por la Corte, en tanto que el segundo se encuentra pendiente de ser resuelto. En virtud de que el árbitro acogió la demanda interpuesta por AES Gener, la compañía prudencialmente ha provisionado como ingreso sólo una parte del total demandado, abonando M$2.940.374 a ingresos de explotación del segundo semestre de 2001. Lo anterior, utilizando un criterio conservador, atendiendo el hecho de estar pendiente el recurso de casación en la forma que, por su carácter extraordinario, en opinión de nuestros asesores legales se estima improbable pueda prosperar. c.6) Superintendencia de Electricidad y Combustibles y AES Gener S.A.

Según Oficio Ordinario de fecha 6 de diciembre de 2002, la Superintendencia de Electricidad y Combustibles formuló cargos a AES Gener S.A. por supuestas infracciones al ordenamiento eléctrico, con motivo de la caída de servicio ocurrida el 23 de septiembre del año 2002 en el Sistema Interconectado Central. Con fecha 24 de enero de 2003 se presentaron ante la Superintendencia de Electricidad y Combustibles los descargos de AES Gener S.A. a ese Oficio. Con fecha 20 de agosto la SEC impuso multas a los miembros del CDEC SIC con ocasión del black-out ocurrido en dicho sistema interconectado con fecha 23 de septiembre del año 2002, alegando su responsabilidad en dicho apagón en su calidad de miembros del CDEC. La compañía fue multada en UTA 1.500 (M$535.302), su filial ESSA en UTA 1.000 (M$356.868) y su relacionada Guacolda en UTA 1.000 (M$356.868).- Tanto Gener como sus empresas relacionadas presentaron un recurso de reposición ante la propia SEC con fecha 29 de agosto del 2003, recurso que no ha sido resuelto a la fecha. Una vez fallado, la compañía puede recurrir de ilegalidad ante la Corte de Apelaciones de Santiago, previa consignación del 25% de la mencionada multa. Se estima que la SEC resolverá a más tardar en el primer trimestre del año 2004 y posteriormente, el proceso judicial se estima tardará aproximadamente 2 años. La Sociedad ha provisionado el 25% del total de la multa, con el objeto de recurrir de ilegalidad ante la Corte de Apelaciones de Santiago. c.7) Superintendencia de Electricidad y Combustibles y AES Gener S.A.

Con fecha 21 de febrero del 2003, la SEC formuló cargos contra AES Gener S.A. y las demás empresas miembros del CDEC-SIC con ocasión del mencionado apagón. Oportunamente la compañía presentó los descargos respectivos, y a la fecha se encuentra pendiente la resolución del Superintendente. En nuestra opinión, los cargos formulados por la Superintendencia de Electricidad y Combustibles a AES Gener S.A. es improcedente, no obstante, cabe advertir que es imposible adelantar un resultado en este procedimiento. 3) RESTRICCIONES FINANCIERAS



a) La Compañía como garante del crédito que ABN Amro Bank otorgó a Energy Trade and Finance Corporation, debe cumplir los siguientes indicadores financieros calculados sobre los estados financieros consolidados: i) Nivel de endeudamiento no superior a 1,75 veces el patrimonio más interés minoritario (medido en base trimestral). ii) Cobertura de gastos financieros no inferior a 2,4 veces (medido en base doce meses). iii) Deuda Total no superior a 8,5 veces el EBITDA (medido en base doce meses). Al 31 de diciembre de 2003, AES Gener S.A. da cumplimiento a lo establecido en el contrato de crédito.

b) La Compañía como parte de la renegociación del Put Agreement entre AES Gener S.A. y Bank of America, debe cumplir los siguientes indicadores financieros calculados sobre los estados financieros consolidados:

i) Nivel de endeudamiento no superior a 1,65 veces el patrimonio más interés

minoritario (medido en base trimestral). ii) Cobertura de gastos financieros no inferior a 1,8 veces (medido en base doce meses). iii) Deuda Total no superior a 7,8 veces el EBITDA (medido en base doce meses).

Al 31 de diciembre de 2003, AES Gener da cumplimiento a lo establecido en el Put Agreement.

c) La Compañía como garante de las obligaciones de Energy Trade and Finance corporation en relación al contrato de crédito de la filial Chivor, debe cumplir con el siguiente indicador financiero calculado sobre los estados financieros consolidados:

i) Nivel de Endeudamiento no superior a 1,75 veces el patrimonio más el interés

minoritario, medido en base trimestral Al 31 de diciembre de 2003, la compañía da cumplimiento a lo establecido en el contrato de crédito de la filial Chivor.

4) OTRAS CONTINGENCIAS

a) Contingencias asociadas a las filiales TermoAndes e InterAndes, Argentina:

(i) Contrato de compraventa de energía

AES Gener S.A. mantiene un contrato en que se obliga a comprar el 100% de la energía y potencia de TermoAndes. Este contrato establece un pago mínimo mensual que cubre, entre otros aspectos, el servicio de la deuda por US$257 millones correspondientes a los bonos emitidos por TermoAndes e InterAndes para el financiamiento de esos proyectos. El pago de estos bonos está garantizado con los



activos de TermoAndes e InterAndes y por el contrato de compra de energía entre AES Gener S.A. y TermoAndes.

(ii) Put Agreement con Bank of America.

Originalmente, US$82 millones de los bonos correspondientes a la deuda de TermoAndes e InterAndes, estaban sujetos a una opción, la cual permitía a los tenedores requerir a AES Gener S.A. la compra anticipada de estos bonos al valor par más los intereses devengados. En septiembre de 2002 AES Gener y Bank of America suscribieron el “Purchase Agreement” en el cual la compañía se compromete a realizar compras parciales de los bonos mantenidos por Bank of America, reduciendo a cero la exposición de esta institución antes de septiembre de 2004. A la fecha AES Gener S.A. ha comprado a Bank of America, US$44 millones en obligaciones negociables. Por otra parte, producto de las amortizaciones propias de los créditos de Termoandes e Interandes, Bank of America ha recibido US$15 millones adicionales, con lo que su exposición neta al 31 de diciembre de 2003 asciende a US$23 millones.

Como resultado de restricciones impuestas por el Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado del Norte Grande (CDEC-SING), por motivos de seguridad de suministro, la planta de ciclo combinado de TermoAndes ha visto limitado su despacho a una fracción de su capacidad de generación. La eventual relajación de estas restricciones a futuro permitirá un mayor despacho, pero éste podrá estar limitado por la sobreoferta de energía en el Norte Grande. Como producto de lo anterior, TermoAndes, InterAndes y las instalaciones de transmisión en el norte de Chile pertenecientes a AES Gener y que están relacionadas con la importación de energía desde Argentina, se han visto afectadas por cambios regulatorios que han reducido sus ingresos, así como limitaciones en el precio de la electricidad y bajo crecimiento de la demanda de energía eléctrica.

5) CAMBIO DE REGIMEN MONETARIO Y DEVALUACION DE LA MONEDA ARGENTINA

La República Argentina se encuentra inmersa en un delicado contexto económico, el cual constituye un marco que tiene como principales indicadores un alto nivel de endeudamiento externo, un sistema financiero en crisis, un riesgo país que ha alcanzado niveles fuera de los promedios habituales y una recesión económica que ya tiene una duración de más de cuatro años. Esta situación ha generado una caída importante en la demanda de productos y servicios y un incremento significativo en el nivel de desempleo. Asimismo, la capacidad del Gobierno Nacional para cumplir con sus obligaciones y la posibilidad para acceder a líneas de crédito bancario han sido afectadas por estas circunstancias.

Para hacer frente a esta crisis, a partir de diciembre de 2001, se tomaron medidas tendientes a restringir la libre disponibilidad y circulación de efectivo y la transferencia de divisas al exterior. A partir de enero de 2002, se emitieron leyes, decretos y



regulaciones que implicaron un profundo cambio del modelo económico vigente hasta ese momento. A partir de la sanción de la Ley Nº 25.561 (Ley de emergencia pública y reforma del régimen cambiario), y la facultad otorgada por dicha ley al Poder Ejecutivo Nacional para sancionar medidas adicionales de carácter monetario, financiero y cambiario, se dictaron diversas normas tendientes a superar la crisis económica. Las principales consecuencias de dichas medidas y que impactaron en las actividades y operaciones de la sociedad fueron:

(a) La puesta en vigencia de la flotación del tipo de cambio, que derivó en una devaluación significativa que se registró durante los primeros meses del año 2002; la pesificación de ciertos activos y pasivos en moneda extranjera mantenidos en el país y el consecuente incremento de los precios internos.

(b) La pesificación de ciertos contratos privados celebrados al 6 de enero de 2002 a un tipo de cambio de 1 peso Argentino por cada dólar estadounidense y su posterior actualización por el CER (Coeficiente de Estabilización de Referencia publicado por el Banco Central de la República Argentina).

(c) Quedan sin efecto las cláusulas de ajuste en dólares u otras monedas extranjeras u otros mecanismos indexatorios incluidos en los contratos celebrados con la Administración Pública. Los precios y tarifas vigentes a dicha fecha fueron convertidos a pesos al tipo de cambio de Ar$1 por US$1. Asimismo, el Gobierno Nacional está autorizado a renegociar dichos contratos.

(d) La restricción a la libre disponibilidad de fondos depositados en instituciones financieras.

(e) La suspensión de los despidos sin causa justificada y la penalización de abonar el doble de la indemnización que prevé la legislación laboral, en caso de efectuarse,

Adicionalmente, y en lo que al mercado eléctrico en particular se refiere, la Secretaría de Energía ha dictado tres resoluciones que alteran sensiblemente las condiciones de funcionamiento del MEM. Ellas son: a) la Resolución SE 2/02 por la cual se pesificó la denominación monetaria de las variables económicas establecida en Los Procedimientos para la Programación, el despacho de Cargas y el Cálculo de Precios (Los Procedimientos) b) la Res SE 240/03, por la cual se fija un tope al precio del Mercado Spot, y c) la Res SE 406/03, por la cual se altera las condiciones de cobro correspondientes a los créditos por suministro de energía eléctrica. Sin perjuicio de ello, y en la medida que la Central Salta permanezca desvinculada del MEM, dichas medidas no afectan a TermoAndes S.A.

La evolución futura de la crisis económica Argentina podría requerir que el Gobierno modifique alguna medida adoptada o emita regulaciones adicionales.

En lo referente a los contratos de provisión de gas natural, transporte en firme de dicho combustible y contrato transmisión de energía eléctrica que mantiene TermoAndes S.A., dichos contratos fueron oportunamente acordados en dólares y son actualmente pagados en pesos por TermoAndes S.A.. Sin perjuicio de ello, tanto los proveedores de gas como la empresa que presta el servicio de transporte de gas mantienen sendos reclamos a nivel



administrativo en los que pretenden que el precio y tarifa en cuestión sean mantenidos en dólares estadounidenses. Ello con fundamento en una interpretación extensiva de los Decretos 689/02 y 1.491/02, que dispusieran respectivamente la dolarización de los contratos de exportación de gas y energía eléctrica. En ambos casos TermoAndes S.A. ha venido rechazando dicha posición haciendo las presentaciones del caso. Paralelamente TermoAndes S.A. ha venido manteniendo negociaciones con dichos proveedores en el marco de lo previsto en citada normativa de emergencia, negociaciones éstas que hasta hoy no han sido exitosas.

Con fecha 20 de agosto de 2003, el ENARGAS resolvió cautelarmente a favor de TermoAndes, ordenando a TGN a brindar el servicio de Transporte de gas entre Campo Duran y Torzalito facturando los cargos correspondientes al contrato de transporte original (STF N° 52) en Pesos Argentinos (Ar$) en tanto tramite la controversia. Dicha resolución cautelar ha sido recurrida por TGN. El memorando emitido por el Departamento Legal y Técnico del ENARGAS que precede la resolución, colocó a TermoAndes en una posición muy favorable no solo respecto a las controversias relativas al transporte, sino que también le dio argumentos válidos para las controversias existentes con los productores de gas.-

Garantías directas (en M$)


Deudor

Tipo de garantía



Financieros


Nombre Relación Tipo Valor contable

M$

2003 M$

2002 M$

2004 M$

Activos M$

Bank Boston AES Gener S.A. - Stand-By Depósitos a plazo 1.004.116 1.004.116 - 1.004.116 -

Bank of America AES Gener S.A. - PUT - - 13.648.043 40.089.348 13.648.043 -

Gasoducto Gasandes S.A.- AES Gener S.A. Coligada Stand-By Depósitos a plazo 1.389.492 1.389.492 - 1.389.492 -

Gasoducto Gasandes (Arg.) AES Gener S.A. Coligada Stand-By Depósitos a plazo 593.280 593.280 - 593.280 -

Gasoducto Gasandes S.A. AES Gener S.A. Coligada Stand-By Depósitos a plazo 293.403 293.403 - 293.403 -

Garantías indirectas (en M$)


Deudor

Tipo de garantía



Financieros



2003 M$

2002 M$

2004 M$

Activos M$

2005 M$

Activos M$

2006 M$

Activos M$

Banco Bilbao Bizcaya (España)

Gasandes Coligada Garantía - - 2.850.240 - 1.336.050 - 801.630 - 712.560 -

Sindicato de Bancos Gasandes Coligada Fianza - - - 16.330.412 - - - - - -

Bank of America Chivor Filial Garantía - - 29.690.000 36.289.805 - - - - 29.690.000 -

ABN Amro ETFC Filial Aval - - 2.375.200 14.515.922 2.375.200 - - - - -

Deutsche Bank Gener Argentina

Filial Prenda Acciones 89.896.926 89.896.926 156.624.983 18.962.931 - 18.185.125 - 18.964.488 -

Morgan Stanley Group ETFC Filial Aval - - 842.040 4.910.822 842.040 - - - - -

BCI y Scotiabank Energía Verde Filial Prenda Acciones 14.251.200 14.251.200 18.144.903 1.781.400 - 5.047.300 - 7.422.500 -

Nova Gas International Holdings

ETFC Filial Contrato - - - 2.073.703 - - - - - -



NOTA 11 – CAUCIONES OBTENIDAS DE TERCEROS Otorgador de la garantía Saldos pendientes de pago a la fecha de

cierre de los estados financieros

2003 M$

2002 M$

Boleta de garantía por anticipo en la construcción de oficinas administrativas en Central Renca, Central Ventanas y la comuna de Las Condes.

- 15.150

Boleta de garantía contrato operación cancha de carbón por US$200.000 118.760 143.722

Boletas de garantía asignación de fondos de administración 7.150 26.419

Boletas de garantía por servicio de vigilancia 4.933 4.982

Boleta de garantía por servicio de mensajería - 4.348

Boleta de garantía por transporte en Central Ventanas - 18.063

Boleta de garantía de Oyaneder y Cía. 5.213 -

Boleta de garantía por servicios de mantención, aseo de áreas verdes y otros 4.188 3.808

Boletas de garantía por traslado Turbina a Gas desde Minera El Indio IV Región

101.690 -

Boleta de garantía respalda seriedad en el repuesto adquirido 9.116 -

Boleta de garantía entregada por Babcook Briones S.A. por trabajos Ventanas

10.000 -

Boleta de garantía Betolli S.A. por trabajos C. Ventanas 15.000 -

Otras menores 22.600 22.718

Totales 298.650 239.210



NOTA 12 – INGRESOS DE LA EXPLOTACIÓN Este rubro corresponde mayoritariamente a ventas de energía eléctrica y potencia realizadas en el mercado interno, y su detalle es el siguiente:

Clientes 2003 M$

2002 M$

Ventas a Chilectra S.A. 87.048.647 81.835.836

Ventas a Chilquinta S.A. 34.508.574 35.922.335

Ventas a CDEC 22.905.608 26.959.136

Ventas a otros clientes 37.826.014 41.805.910

Venta de Combustibles, asesorías y otros 47.301.684 54.876.663

Total 229.590.527 241.399.880

a) Las ventas de energía y potencia a otros clientes, corresponden a las efectuadas a Hidroeléctrica Guardia Vieja S.A., Empresa Eléctrica Puyehue S.A., Sociedad Eléctrica Santiago S.A., Energía Verde S.A., Cemento Polpaico S.A. y otros.

b) El suministro de energía y potencia a clientes se rige sobre la base de contratos vigentes para el período y los precios de venta corresponden a los fijados en resoluciones y decretos tarifarios del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción.

c) El rubro incluye energía, potencia, peajes y otros, suministrados y no facturados, por un total de M$14.508.625 en 2003 y M$13.710.684 en 2002. Estos valores se encuentran incluidos en el rubro Deudores por Ventas al 31 de diciembre de 2003 y 2002 respectivamente.



NOTA 13 – OTROS INGRESOS Y EGRESOS FUERA DE EXPLOTACIÓN El detalle de este rubro es el siguiente: 2003

M$ 2002 M$

Ingresos financieros 20.199.228 33.412.263

Utilidad inversión empresas relacionadas 118.593.310 31.454.883

Otros ingresos fuera de la explotación 1.513.011 3.705.245

Totales 140.305.549 68.572.391

Pérdida inversión empresas relacionadas (1.005.672) (28.425.380)

Amortización menor valor inversión (647.230) (785.179)

Gastos financieros (28.346.815) (31.684.693)

Otros egresos fuera de explotación (11.405.368) (25.112.913)

Totales (41.405.085) (86.008.165)

El rubro Otros ingresos fuera de la explotación incluye los siguientes conceptos: 2003

M$ 2002 M$

Ventas de Activos Fijos y desechos 601.256 -

Comisión Garantía Gasandes Argentina 346.323 -

Utilidad Contratos Forward 197.430 -

Venta edificio de Miraflores 222 Pisos 4 al 7 - 1.224.344

Venta de Club de Campo Maipú - 1.210.524

Otros ingresos fuera de la explotación 368.002 1.270.377

Total Otros ingresos fuera de la explotación 1.513.011 3.705.245



El rubro Otros egresos fuera de la explotación incluye los siguientes conceptos: 2003

M$ 2002 M$

Amortización de valores intangibles 196.060 196.060

Amortización descuento y gastos colocación de deudas 2.627.845 2.627.403

Impuestos sobre remesas de intereses 479.556 581.325

Provisiones para premio eventual bono convertible 449.559 4.044.352

Pensiones complementarias y beneficios post-jubilatorios 1.390.662 772.212

Pérdida en forwards 578.765 1.151.562

Pérdida venta de activos en inversión Oilgener Inc. y Fell Block - 4.662.201

Provisión venta Carbones Cesar 383.931 1.385.955

Pérdida venta Ecogener y Explotaciones Sanitarias S.A. - 1.465.765

Provisión retiro de materiales, activos y retiros varios 3.725.975 4.970.610

Liquida deuda subordinada con HPDA - 1.588.633

Provisión Swap Termoandes e Interandes 1.427.889 -

Otros egresos fuera de la explotación 145.126 1.666.835

Total Otros egresos fuera de la explotación 11.405.368 25.112.913



NOTA 14 – COSTOS Y GASTOS DE EXPLOTACIÓN El detalle de estos conceptos y su relación porcentual es el siguiente:

2003 2002

M$ % M$ %

Costo variable

Compra de energía 75.833.485 37 72.776.892 36

Compra de potencia 34.429.833 17 31.381.906 16

Costo Uso Sistema de Transmisión 9.029.669 4 8.707.839 4

Consumo de combustibles 5.619.442 3 2.544.223 1

Costo venta de combustible 43.740.696 22 50.444.708 25

Otros costos negocio eléctrico 2.269.389 1 1.704.442 1

Totales 170.922.514 84 167.560.010 83

Costo fijo

Producción de energía (remuneraciones, gastos de mantención y operación)

5.781.434

3

5.072.425

3

Depreciaciones 17.741.168 9 18.606.597 9

Totales 23.522.602 12 23.679.022 12

Costo de la explotación 194.445.116 96 191.239.032 95

Gastos de administración y ventas 8.883.575 4 9.955.170 5

Totales 203.328.691 100 201.194.202 100

Tanto las compras de energía como de potencia efectuadas a empresas generadoras, se han regido por las disposiciones vigentes en el Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central (CDEC-SIC).



La composición porcentual y el detalle del rubro gastos de administración y ventas es el siguiente:

2003 2002

M$ % M$ %

Remuneraciones y beneficios sociales 3.036.835 34 3.196.100 32

Servicios de terceros 2.133.258 24 3.621.828 36

Seguros 1.710.447 19 1.589.692 16

Sistema y telecomunicaciones 789.415 9 296.474 3

Patentes, impuestos y contribuciones 282.663 3 254.209 3

Otros 930.957 11 996.867 10

Totales 8.883.575 100 9.955.170 100



NOTA 15 – SALDOS Y TRANSACCIONES CON ENTIDADES RELACIONADAS Los saldos con empresas relacionadas, en general corresponden a transacciones propias del giro de la Sociedad realizadas de acuerdo con las normas legales, en condiciones de equidad en cuanto a plazo se refiere y a precios de mercado.

Con fecha 28 de febrero de 2001 AES Gener S.A. firmó un contrato de cuenta corriente mercantil con Inversiones Cachagua Ltda., cuyos saldos en cuenta corriente son reajustables en dólares estadounidenses, devengan intereses de Libor a 30 días más un spread y tienen como vencimiento final el 28 de febrero de 2004.

Con fecha 15 de mayo del 2003 Inversiones Cachagua LTDA. constituyó prenda sobre la totalidad de sus acciones en la compañia en favor de AES Gener S.A. a fin de garantizar el pago íntegro, efectivo y oportuno del saldo definitivo que arroje la cuenta corriente mercantil en su contra, y se obligó a no gravar, enajenar, disponer o celebrar acto o contrato alguno sobre las acciones dadas en prenda e incluye y se extiende, entre otros, al derecho a cobrar y percibir los dividendos y ganacias para aplicarlos al pago de la deuda. Adicionalmente, con fecha 15 de mayor de 2003, se modificó la tasa de interés al 10% anual.



Documentos y cuentas por cobrar RUT Sociedad Corto Plazo Largo Plazo

2003

M$

2002 M$

2003

M$

2002 M$

96.635.700-2 Empresa Eléctrica Guacolda S.A. 58.502 8.723 - -

96.673.040-4 Energía Verde S.A. 240.486 245.837 - -

Extranjero Gener Argentina S.A. (Argentina) - 152 - -

Extranjero Energy Trade and Finance Corp. (Islas Cayman)

-

-

235.730.464

269.844.674

96.721.360-8 Gasoducto Gasandes S.A. - - 1.314.645 1.606.878

Extranjero Termoandes S.A. (Argentina) 3.813.755 2.044.837 14.347.809 8.866.291

96.717.620-6 Sociedad Eléctrica Santiago S.A. 2.933.222 2.577.276 - -

96.872.170-4 Servicios de Asistencia Técnica SA. 3.574.027 4.970.860 - -

Extranjero Chivor S.A. E.S.P. (Colombia) 916 1.398 - -

Extranjero Interandes S.A. (Argentina) 853.555 467.966 3.211.176 1.984.360

Extranjero C.G.E. Itabo S.A. (República Dominicana) 68.241 70.615 - -

78.822.370-6 PACSA S.A. - 33 - -

Extranjero Energen S.A. 10.367 33.064 - -

77.504.420-9 Inversiones Cachagua Ltda.. 174.565.715 - - 217.712.427

TOTALES 186.118.786 10.420.761 254.604.094 500.014.630



Documentos y cuentas por pagar RUT Sociedad Corto Plazo Largo Plazo

2003

M$

2002 M$

2003

M$

2002 M$

96.678.770-8 Norgener S.A. - 213 74.634.273 48.363.999

96.673.040-4 Energía Verde S.A. 1.914.814 151.401 5.257.589 7.177.999

Extranjero Gener Argentina S.A. (Argentina) - 131.049 - -

Extranjero Termoandes S.A. (Argentina) 3.214.970 2.835.479 - -

96.717.620-6 Sociedad Eléctrica Santiago S.A. 4.557.623 3.999.617 - -

78.822.370-6 PACSA S.A. 4.034.301 4.436.673 - -

96.872.170-4 Servicios de Asistencia Técnica S.A. 3.423.120 4.818.543 - -

78.759.060-8 Inversiones Termoenergía de Chile Ltda.. 12.498.050 12.657.735 - -

96.814.370-0 Gener Internacional S.A. - - 28.605 34.964

96.761.150-6 Genergía S.A. 7.636.128 7.734.656 - -

Extranjero Interoceanbulk S.A. 100.853. 123.273 - -

Extranjero AES Corp. 351.892 508.126 - -

TOTALES 37.731.751 37.396.765 79.920.467 55.576.962



Sociedad RUT Naturaleza de la

relación Descripción de la transacción 2003 2002


(cargo) abono


(cargo) abono

Empresa Eléctrica Guacolda S.A. 96.635.700-2 Coligada Servicios de Adm. (neto) 1.063.557 (1.063.557) 1.204.777 (1.204.777)

Empresa Eléctrica Guacolda S.A. 96.635.700-2 Coligada Serv. Vtas. de Combustibles 6.446.585 6.446.585 4.866.657 4.866.657

Norgener S.A. 96.678.770-8 Filial Costo de serv. Varios 215.302 (215.302) 178.753 (176.983)

Norgener S.A. 96.678.770-8 Filial Venta de combustible 1.745.537 1.745.537 3.661.661 3.661.661

Norgener S.A. 96.678.770-8 Filial Ingreso de Energía y Potencia 7.542.157 7.542.157 8.219.900 8.219.900

Norgener S.A. 96.678.770-8 Filial Contrato Cta. Mercantil 26.749.125 (747.857) 21.930.850 (1.314.467)

Sociedad Eléctrica Santiago S.A. 96.717.620-6 Filial Compra/Vta . de Energía y Potencia 42.677.482 (42.677.482) 40.201.659 (40.201.659)

Sociedad Eléctrica Santiago S.A. 96.717.620-6 Filial Suministro y transporte de gas 29.294.642 29.294.642 29.101.119 29.101.119

Sociedad Eléctrica Santiago S.A. 96.717.620-6 Filial Usos sistema de transmisión 2.273.439 2.273.439 1.864.369 1.864.369

Sociedad Eléctrica Santiago S.A. 96.717.620-6 Filial Arriendo terreno 414.932 414.932 518.421 518.421

Sociedad Eléctrica Santiago S.A. 96.717.620-6 Filial Otros 453.924 453.924 138.507 138.507

PACSA S.A. 78.822.370-6 Filial Traspaso de fondos a filial 44.300 - 49.297 -

PACSA S.A. 78.822.370-6 Filial Corrección monetaria Cta. Cte. 675.813 (675.813) 122.817 (122.817)

PACSA S.A. 78.822.370-6 Filial Intereses Cta. Mercantil 327.932 (327.932) 243.537 (243.537)

Inversiones Cachagua Ltda.. 77.504.420-9 Accionista Abono Cta. Cte. Mercantil 29.379.499 - - -

Inversiones Cachagua Ltda.. 77.504.420-9 Accionista Intereses devengados Cta. Cte. 19.152.590 19.152.590 32.088.938 32.088.938

Inversiones Cachagua Ltda.. 77.504.420-9 Accionista Corrección monetaria Cta. Cte. 1.771.291 1.771.291 4.890.366 4.890.366

Inversiones Cachagua Ltda.. 77.504.420-9 Accionista Diferencia de cambio Cta. Cte. 32.535.526 (32.535.526) 10.997.842 10.997.842

CDEC-SIC Ltda.. 77.286.570-8 Coligada Serv. de coordinación 186.696 (186.696) 210.710 (210.710)

CDEC-SING Ltda.. 77.345.310-1 Coligada Serv. de coordinación 171.026 (171.026) 138.265 (138.265)

Termoandes S.A. Extranjero Filial indirecta Compra de energía y potencia 33.547.532 (33.547.532) 30.260.332 (30.260.332)

Termoandes S.A. Extranjero Filial indirecta Intereses bonos 450.826 450.826 124.394 124.394

Gasoducto Gasandes (Argentina) S.A. Extranjero Coligada Intereses y comisiones 346.323 (346.323) - -

Inversiones Termoenergía de Chile Ltda. 78.759.060-8 Filial indirecta Compra acciones de ESSA S.A. - - 12.657.735 -

Genergía S.A. 96.761.150-6 Filial indirecta Compra acciones de ESSA S.A. - - 7.734.656 -

Estudio Claro y Cía. 79.753.810-8 Empresa Director Serv. Recibidos 78.171 (78.171) 21.798 (21.798)

René Cortázar 5.894.548-K Director Honorarios comité 50 Bis Ley S.A. 29.174 (29.174) 24.146 (24.146)

Jeffery Safford Extranjero Director Contrato de Trabajo - - 75.170 (75.170)

Robert Morgan Extranjero Director Contrato de Trabajo - - 92.714 (92.714)

Daniel Yarur 6.022.573-7 Director Honorarios comité 50 Bis Ley S.A. 29.174 (29.174) 25.556 (25.556)

Centro de Estudios e Investigación 96.608.670-K Empresa Director Serv. Recibidos - - 8.304 (8.304)

Andrés Gluski 14.736.658-2 Director Contrato de trabajo - - 107.827 (107.827)

René Cortázar y Cía. Ltda.. 78.604.060-4 Empresa Director Serv. Recibidos - - 8.307 (8.307)

Servicios de Asistencia Técnica S.A. 96.872.170-4 Filial Prestación de servicios - - 1.233.312 (1.233.312)

Energía Verde S.A. 96.673.040-4 Filial Serv. De Adm. Intereses y otros 10.162. 10.162 69.749 (69.749)

Energía Verde S.A. 96.673.040-4 Filial Compra Vta. de energía y potencia 1.192.181 1.192.181 1.788.294 1.788.294

Energía Verde S.A. 96.673.040-4 Filial Intereses cuenta mercantil 166.526 (166.526) 261.196 (261.196)

Energía Verde S.A. 96.673.040-4 Filial Venta anticipada de potencia 1.429.462 - - -



NOTA 16 – CONTRATOS DERIVADOS Descripción De Los Contratos Cuentas Contables Que Afecta

Tipo De Derivado

Tipo De Contrato

Valor De La Partida Protegida

Activo/Pasivo Efecto En Resultado

Valor Del Contrato

Plazo De Vencimiento o Expiración

Item Especifico

Posición Compra/

Venta

Nombre Monto Nombre Monto Realizado No Realizado

FR CCTE 1.194.900 I-2004 US$ C Intereses 1.184.985 1.184.985 Pda. No realizada 13.130 - (13.130) FR CCTE 1.188.700 I-2004 US$ C Intereses 1.184.985 1.184.985 Pda no realizada 500 - (500) S CCTE 59.380.000 I-2004 Tasa Bono Tesoro

EEUU C Obligaciones con el

público 59.380.000 59.380.000 Tasa Swap a pagar 881.034 - (881.034)



59.380.000 59.380.000 Tasa Swap a pagar 104.208 - (104.208)

NOTA 17– HECHOS POSTERIORES 1. Ley Corta

En mayo del 2002, el Ministerio de Economía Fomento y Reconstrucción envió al Congreso un proyecto de ley -conocido como “Ley Corta”- con propuestas de modificaciones a la regulación vigente, principalmente en cuanto a cargos por uso de sistemas de transporte en alta tensión, definición de un esquema de peajes abierto en las redes de distribución, reducción del límite de los clientes libres, reducción de la bandas de comparación de precios libres y regulados, formalización del mercado de servicios complementarios y modificaciones al régimen de precios en sistemas eléctricos pequeños y medianos.

Durante el año 2003, AES Gener desarrolló importantes trabajos y análisis conceptuales referentes al proyecto de ley, participando con otras empresas eléctricas en la presentación de propuestas de mejoramiento frente a la autoridad e instituciones de opinión independientes. Como resultado de lo anterior, el proyecto original fue mejorado considerablemente. Asimismo, el proyecto fue corregido de manera de evitar que la ley subsidiara alternativas de expansión económicamente ineficientes.

Otro mejoramiento significativo fue la modificación del esquema de planificación central de la expansión del sistema de transmisión que consideraba el proyecto original, el cual fue modificado recogiéndose planteamientos efectuados en esta materia.

Adicionalmente, se redujo el límite de los clientes libres desde 2 MW a 0.5 MW, lo cual conjuntamente con el establecimiento de peajes en las redes de distribución, facilitará que empresas generadoras puedan acceder directamente a un mayor número de estos clientes los que se verán favorecidos al aumentar la competencia. También la nueva Ley reduce la banda de los clientes libres desde un 10% a un 5%. Esta banda es utilizada para ajustar el precio de nudo teórico, calculado por la CNE, al precio promedio de los clientes libres, permitiendo con ello que el precio de nudo de los clientes regulados sea más parecido al precio de mercado.

Finalmente, durante octubre de 2003 el proyecto de ley fue aprobado en la Cámara de Diputados y despachado para su aprobación en el Senado. Por su parte, el Senado lo aprobó en segundo trámite en enero de 2004 y la Cámara de Diputados lo aprobó en tercer trámite en este mismo mes, con lo cual se concluyó con el proceso, eliminándose por completo una de las grandes incógnitas que tuvo el sector en los últimos años y dando una mayor agilidad al mercado eléctrico.



2. Eventos ocurridos con posterioridad a la emisión original de estos estados financieros.

a) Con fecha 30 de Enero de 2004 se comunicó a la Superintendencia de Valores y Seguros que el Directorio en su Sesión Extraordinaria N0 84, acordó convocar a Junta General Ordinaria de Accionistas para el día 19 de Febrero de 2004, para considerar las siguientes materias :

1. Aprobación de los Estados Financieros y de la Memoria Anual por el ejercicio que finalizó el 31 de Diciembre del 2003, incluido el informe de los Auditores Externos; 2. Distribución de utilidades y reparto de dividendos; 3. Determinación de la remuneración de los miembros del Comité de Directores, aprobación del presupuesto del Comité para el año 2004 e información de los gastos y las actividades desarrolladas por dicho Comité; 4. Designación de Auditores Externos para el ejercicio 2004; 5. Política de Dividendos; 6. Información sobre las operaciones referidas en el artículo 44 de la Ley sobre Sociedades Anónimas; y 7. Demás materias propias de este tipo de Juntas. b) Con fecha 20 de Febrero de 2004 se informó a la Superintendencia de Valores y Seguros que en Junta Ordinaria de Accionistas celebrada con fecha 19 de Febrero de 2004, fue aprobada la proposición presentada por el Directorio, de distribuir un dividendo definitivo de $ 10,0 por acción, con cargo a las utilidades del ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2003 y a utilidades acumuladas.

c) Con fecha 24 de Febrero de 2004 se informó a la Superintendencia de Valores y Seguros en carácter de hecho esencial que con fecha 23 de Febrero de 2004 la filial Norgener SA. y su cliente Minera Escondida Limitada pusieron término, por medio de una transacción judicial, al proceso arbitral iniciado en Diciembre de 2002.

El acuerdo precedentemente señalado comprende (i) la extensión hasta el año 2015 de los contratos No1 suscrito en Junio de 1993 por un suministro de 62 MW y No2 de Noviembre de 1994, por un suministro de hasta 110 MW, (ii) una rebaja al precio de dichos contratos a partir de Julio del presente año, (iii) un pago en efectivo por parte de Minera Escondida a hacerse efectivo en el corto plazo, y (iv) la suscripción de un tercer contrato que regiría entre 2004 y 2015 por hasta 80 MW, y está sujeto a ciertas operaciones del plan de refinanciamiento de AES Gener S.A.



Como resultado del acuerdo obtenido, Minera Escondida y Norgener S.A. pusieron término a todos sus conflictos pendientes y, además, lograron fortalecer y proyectar a futuro una relación de mutuo beneficio.

d) Con fecha 27 de febrero de 2004 se informó a la Superintendencia de valores y Seguros en carácter de hecho esencial que Inversiones Cachagua Limitada pagó íntegramente las sumas que adeudaba a AES Gener S.A. en virtud del Contrato de Cuenta Corriente Mercantil suscrito por instrumento privado de fecha 28 de Febrero de 2001, entre AES Gener S.A., entonces denominada Gener S.A. e Inversiones Cachagua Limitada. Dicho contrato fue modificado por instrumentos privados de fechas 26 de Julio de 2001, 23 de Diciembre de 2002, 17 de Marzo de 2003 y 15 de Mayo de 2003.

Informo que las cantidades pagadas en cumplimiento del Contrato de Cuenta Corriente Mercantil ya mencionado se desglosa como sigue:

• Capital: US$ 246.488.536,92 • Intereses: US$ 51.463.324,32 • Total: US$ 297.951.861,24 e) En virtud del pago mencionado, el Directorio de AES Gener S.A. en sesión extraordinaria efectuada el mismo día acordó:

1) Poner término al contrato de cuenta corriente mercantil; 2) Alzar la prenda, prohibiciones y restricciones que afectaban a las acciones en AES Gener S.A. de propiedad de Inversiones Cachagua Limitada, gravámenes que se constituyeron para garantizar el pago íntegro, efectivo y oportuno del saldo definitivo que arrojare a su vencimiento o término el citado contrato de cuenta corriente mercantil. Asimismo, informo que, en cumplimiento de lo acordado en la sesión de Directorio antes mencionada, por escritura pública de esa misma fecha, otorgado en la Notaría de Santiago de don René Benavente Cash, se alzaron la prenda y demás gravámenes constituidos sobre las acciones de propiedad de Inversiones Cachagua Limitada.

f) Con fecha 1 de marzo de 2004 se informó a la Superintendencia de Valores y Seguros, en carácter de hecho esencial, sobre las siguientes materias:

1.- En relación con la oferta de rescate de los bonos Yankees emitidos en los mercados internacionales y que vencen el año 2006, se informó que ésta ha sido aceptada a su vencimiento por tenedores de bonos por un monto de capital de aproximadamente US$ 145,2 millones de dólares estadounidenses, cantidad que representa el 72,62% del total de la emisión. En vista de lo anterior la Compañía procederá al rescate de los bonos ofertados en los términos de la oferta.

2.- En relación con el refinanciamiento de las filiales TermoAndes S.A. e InterAndes S.A., el viernes 27 recién pasado, AES Gener S.A. llegó a un acuerdo con un sindicato de bancos liderado por Deutsche Bank A.G. , sucursal Nueva York, en virtud del cual el referido



sindicato le otorgará un crédito a la Compañía para que ésta recompre los bonos emitidos por las indicadas filiales. El vencimiento de este crédito se extenderá hasta el año 2010.

g) Con fecha 3 de Marzo de 2004 se informó a la Superintendencia de Valores y Seguros, los nuevos términos y condiciones de la oferta de rescate voluntario de los bonos convertibles series L y M, con vencimiento el año 2005. Los nuevos términos y condiciones se describen a continuación:

1.- Serie M: (i) se modificó la Declaración de Bonos Convertibles Colocados en Estados Unidos, con el fin de eliminar como condición la cláusula (d) de la sección titulada “Condiciones de la Oferta y la Solicitud”. De esta forma la consumación de la oferta por los bonos convertibles colocados en Estados Unidos deja de estar condicionada a la autorización del representante de los tenedores de bonos convertibles colocados en Chile por parte del número mínimo necesario para modificar el Contrato Chileno o la modificación del Contrato Chileno; (ii) se modificó la cláusula (a) en la sección titulada “Condiciones de la Oferta y la Solicitud”, dejándola en los siguientes términos: (a) los fondos totales recibidos por AES Gener en relación con su colocación de bonos, su oferta primaria por acciones y su crédito sindicado, junto a cualquier fondo recibido por AES Gener relacionado a los términos de una cuenta en la cual la porción de Cachagua sobre los dividendos de febrero de AES Gener podría ser depositada, no sean menores que los fondos totales requeridos para consumar la Oferta y la Oferta Chilena”; (iii) Se aumentó el precio de la Oferta Pública a US$ 1.035,785 por cada US$1.000 de valor nominal, más intereses devengados. Previamente el precio ofrecido era US$ 1.035 por cada US$ 1.000 de valor nominal, más intereses devengados; (iv) se reinstauró el derecho de retiro a partir de las 9:00 am hora de Nueva York del 24 de febrero de 2004 y hasta las 12:00 de la medianoche hora de Nueva York del 1 de marzo de 2004. De acuerdo a esto, las ofertas por los bonos convertibles colocados en Estados Unidos podían ser retiradas desde las 9:00 a.m. hora de Nueva York del 24 de febrero, y los consentimientos asociados podían ser revocados en cualquier momento hasta las 12:00 de la medianoche hora de Nueva York del 1 de marzo de 2004; (v) se extendió el plazo de rescate hasta las 12:00 de la medianoche hora de Nueva York del 1 de Abril del año 2004, cuyo vencimiento era las 5:00 p.m. hora de Nueva York del 20 de Febrero del 2004.

2.- Serie L: (i) se modificó el precio de compra. El nuevo precio es de 104,98 % de su valor par (equivalente a US$ 105,0785 por cada US$ 100 de valor nominal, más intereses devengados y no pagados). El precio de compra previamente ofrecido era de 105,00 % de su valor par (equivalente a US$ 105 por cada US$ 100 de valor nominal). El precio de compra modificado para los tenedores de bonos convertibles colocados en Chile será pagado en pesos chilenos usando el dólar observado publicado en el Diario Oficial el día 2 de abril de 2004. (ii) se extendió el plazo de rescate hasta las 10:00 a.m. hora de Santiago de Chile del 1 de Abril de 2004, cuyo vencimiento era las 10:00 a.m. hora de Santiago de Chile de 2 de Marzo de 2004. Hacemos presente que los tenedores de esta serie siempre han gozado del derecho de retiro, y conservarán este derecho hasta la expiración de la oferta.



h) Con fecha 10 de Marzo de 2004, se celebró la 31ª. Junta General Extraordinaria de Accionistas tomando los siguientes acuerdos:

1) Dejar sin efecto, en todas sus partes, el aumento de capital acordado en la Junta General Extraordinaria de Accionistas de AES Gener S.A. celebrada el pasado 21 de Noviembre de 2003; y al efecto, dejar constancia que, a consecuencia de este acuerdo, el capital de la sociedad queda en la cantidad de 889.522.135.280 pesos, divido en 7.961.820.519 acciones, de una misma serie, sin valor nominal, del cual 660.615.361.080 pesos se encuentra íntegramente suscrito y pagado y, el saldo, por 228.906.774.200 pesos, se pagará dentro del plazo máximo que vence el 23 de Febrero de 2005, valor éste que ahora reconoce su revalorización legal al 31 de Diciembre de 2003.

2) Aumentar el capital social de la cantidad de 889.522.135.280 pesos, dividido en 7.961.820.519 acciones, de una misma serie, sin valor nominal, del cual 660.615.361.080 pesos se encuentra íntegramente suscrito y pagado y,el saldo, por 228.906.774.200 pesos, se pagará dentro del plazo máximo que vence el 23 de Febrero de 2005, a la cantidad de 963.767.135.280 pesos, dividido en 8.779.947.241 acciones, de una misma serie, sin valor nominal.

3) El aumento de capital, ascendente a la cantidad de 74.245.000.000 pesos, se enteraría mediante la emisión de 818.126.722 acciones de pago, lo que implica que cada accionista, por cada acción que posea, tendrá derecho a suscribir 0,1442204083557 acciones de la nueva emisión, para así mantener el mismo porcentaje de participación accionaria. Dichas acciones de pago serían emitidas por el Directorio de una sola vez o por parcialidades; y una vez inscrita todo o parte de la emisión en el Registro de Valores, el Directorio podría colocar las acciones así registradas de una sola vez o por parcialidades. El valor de las acciones de pago que se emitan deberá ser enterado en dinero efectivo, al contado, y dichas acciones deberán ser emitidas, suscritas y pagadas dentro del plazo máximo que vence el 31 de Julio de 2004.

4) Adicionalmente, la Junta de Accionistas aprobó las modificaciones a los estatutos sociales Nos. 14, 24 y 30.

i) Contingencia de ITABO

Con fecha 11 de marzo del 2004, la Compañía solicitó el arbitraje de la Cámara Internacional de Comercio, con sede en Paris en virtud del artículo 4 de las Reglas sobre arbitraje de la referida Cámara y el artículo 18.10 del Pacto de Accionistas de fecha 13 de agosto de 1999, suscrito entre AES Gener S.A., Coastal Itabo, Ltd. y New Caribbean Investment S.A.

La Cámara acogió la solicitud de arbitraje y con fecha 12 de marzo resolvió que la Compañía deberá proponer el nombre del árbitro dentro de los próximos 10 días.

La solicitud de arbitraje se basa en el hecho que Coastal Itabo Ltd. ha enviado notas a la Compañía señalando que AES Gener S.A. habría incurrido en una causal de incumplimiento “Even of Defaults”del referido Pacto de Accionistas, basándose en la Resolución SIE-60-2003 de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles de República Dominicana de fecha 5 de septiembre del 2003, en virtud de la cual la autoridad mencionada ordenó a AES Gener



S.A. a vender su participación en Itabo S.A.. El fundamento de la Resolución señala que a juicio de la autoridad AES Corp. a través de sus filiales entre ellas, AES Gener S.A. controlaría y por ende tendría una participación accionaria en el sector eléctrico dominicano que superaría el 15% permitido por las leyes eléctricas de ese país. En vista de lo anterior, AES Gener interpuso una acción de amparo constitucional ante los Tribunales de Justicia dominicanos. Con fecha 20 de febrero del 2004 la Corte de República Dominicana emitió una sentencia en virtud de la cual declaraba entre otras materias, que los cargos efectuados por la Superintendencia en la indicada SIE-60-2003 no tienen efecto legal y ordenó suspender los efectos de dicha resolución. El 1 de marzo de 2004 la Superintendencia de Electricidad apeló de la sentencia. Hasta la fecha no se ha fijado audiencia para resolver sobre la apelación.

j) Con fecha 12 de Marzo de 2004 se comunico a la Superintendencia de valores y Seguros, en carácter de hecho esencial, lo siguiente:

En relación con la próxima emisión de bonos en los mercados internacionales, AES Gener S.A. celebró ciertos contratos de cobertura de riesgo de tasas de interés con respecto a la tasa de interés de los bonos del Tesoro de los Estados Unidos de América (treasury lock agreements) (los “Contratos”), dado que esa es la tasa en relación con la cual se determinará la tasa de interés de los bonos. Los Contratos se celebraron con Deutsche Bank A. G. por un monto nominal (notional amount) de US$400 millones ($237.520 millones). Los Contratos fueron celebrados en Diciembre de 2003 y en Febrero de 2004 en relación con la citada emisión de bonos y se han prorrogado en varias oportunidades. El monto nominal de los Contratos celebrados al 31 de Diciembre de 2003 ascendía a US$200 millones ($118.760 millones) y al 10 de Marzo de 2004 ascendía a US$400 millones ($237.520 millones). En virtud de los Contratos, la Compañía fijó la tasa de interés de los bonos del tesoro a diez años a una tasa promedio de 4,37%.

Desde la fecha de celebración de los Contratos, la tasa (yield) de los bonos del Tesoro a 10 (diez) años ha disminuido. Producto de lo anterior, la valorización de mercado de los Contratos al 31 de Diciembre de 2003 implicaba una disminución en su valor para la Compañía de aproximadamente US$1,6 millones ($950 millones). La valorización de mercado de los Contratos al 10 de Marzo de 2004 implicaba una disminución en su valor para la Compañía de aproximadamente US$21,3 millones ($12.648 millones).

A la fecha de cierre de la emisión de bonos la Compañía pagará el monto total de la diferencia a su contraparte o recibirá la diferencia que estos pudieran generar a su favor. Conforme a principios contables generalmente aceptados en Chile, la Compañía amortizará el costo asociado con estas operaciones durante el plazo de los bonos.

Los Contratos celebrados en Diciembre de 2003 no fueron incluidos en las notas 10 y 34 de los estados financieros, individuales y consolidados, de la Compañía al 31 de Diciembre de 2003 previamente presentados a la Superintendencia de Valores y Seguros en la correspondiente Ficha Estadística Codificada Uniforme, por lo cual, la Compañía ha reemitido sus estados financieros al 31 de Diciembre de 2003, (Ver Nota 46).



De conformidad con los principios contables generalmente aceptados en Chile, la omisión referida no altera el Patrimonio ni los resultados registrados por la Compañía al 31 de Diciembre de 2003.

k) Con fecha 12 de Marzo de 2004 se comunico a la Superintendencia de Valores y Seguros, en carácter de hecho esencial, lo siguiente:

En relación con la próxima emisión de bonos en los mercados internacionales, con esta fecha se fijó por la compañía y Deutsche Bank Securities, en su carácter de agente colocador, el monto, plazo y tasa de interés de la colocación. El monto final de los bonos que colocará la compañía en los mercados internacionales ascenderá a US$400.000.000 (cuatrocientos millones de dólares de los Estados Unidos de América), los bonos tendrán un plazo de diez años, por lo que vencerán el 25 de Marzo del año 2014 y devengarán intereses a una tasa nominal de carátula del 7,5% anual, y con una TIR efectiva del 7,521%.

La colocación de los referidos bonos tendrá lugar el 22 de Marzo de 2004. Tan pronto tenga lugar la colocación se dará cumplimiento a lo dispuesto en la Circular 1072 de la Superintendencia de Valores y Seguros.

NOTA 18 – MODIFICACIÓN A LOS ESTADOS FINANCIEROS Los presentes estados financieros de 2003 corresponden a una nueva emisión de los previamente enviados a la Superintendencia de Valores y Seguros con fecha 30 de enero de 2004. La Sociedad en fecha posterior modificó sus estados financieros para reflejar Contratos de Cobertura de Riesgo de Tasa de Interés (detallados en Nota 17.2.j) que no fueron incluidos en las notas 16 Contratos de derivados y 19 Otros Activos Circulantes. Adicionalmente se modificó la Nota 17 Hechos posteriores.

NOTA 19 – OTROS ACTIVOS CIRCULANTES El detalle de este rubro al 31 de diciembre de 2003 y 2002 es el siguiente:

2003 2002 M$ M$ Derechos con Pacto de retroventa en pesos 9.258.643 7.040.358 Derechos con Pacto de retroventa en dolares 5.525.621 — Derecho Forwards 2.369.970 — Resultado no realizado Forwards 13.630 — Obligación Forwards (2.383.600) — Pérdida no realizada Swap de tasa interés Bono (1) 985.242 — Obligación Swap de tasa interés Bono (1) (985.242) — Otros activos circulantes 8.500 7.205 Total Otros Activos Circulantes 14.792.764 7.047.563

(1) Con fecha 03 y 12 de diciembre de 2003, se firmaron Contratos de Cobertura de Riesgo de Tasas de Interés con respecto a la tasa de interés de los Bonos del Tesoro de los Estados Unidos de América (Treasury Lock Agreements), por un monto acumulado de US$200 millones, a una tasa de interés promedio de 4,37% a diez años plazo, (Ver Nota 16 y 18).

ANÁLISIS RAZONADO ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS


Análisis Razonado de los Estados Financieros



Análisis Razonado de los Estados Financieros Consolidados

Resultados de AES Gener S.A. al 31 de diciembre de 2003

La siguiente sección tiene por objeto analizar los Estados Financieros Consolidados de AES Gener S.A.(“Gener”) a Diciembre del año 2003 y explicar las principales variaciones ocurridas respecto de igual período del año anterior. A continuación, se presenta un resumen de la información contenida en dichos Estados. Todas las cifras están expresadas en moneda equivalente, pesos del 31 de diciembre de 2003, de manera que las comparaciones se refieren a variaciones reales entre esta fecha y el 31 de diciembre de 2002. Los activos y pasivos de la empresa han sido valorizados y presentados de acuerdo a normas y criterios contables que se explican en las respectivas notas a los estados financieros de la Sociedad. I. Resumen Al 31 de diciembre de 2003 la compañía obtuvo una utilidad de $ 53.678 millones, $ 20.938 millones superior a la utilidad de $ 32.741 millones al cierre del ejercicio de 2002. Esta importante variación se debió principalmente a los menores gastos financieros y otros egresos fuera de la explotación y mejores resultados de las empresas relacionadas Itabo y Guacolda. El resultado de explotación disminuyó principalmente por el efecto de las reliquidaciones extraordinarias de potencia que afectaron positivamente el resultado operacional en el año 2002 y los mayores costos operacionales durante el año 2003 producto de mayor compra de energía y potencia y mayor consumo de combustible. II. Análisis comparativo y explicación de las principales tendencia observadas

a) Liquidez Diciembre Diciembre Liquidez 2003 2002 Activo circulante / Pasivo circulante (veces) 2.85 0.91 Razón ácida (veces) 0.18 0.24 La razón de liquidez mejoró considerablemente de 0,91 a 2,91, producto del aumento del Activo circulante en 137% y la reducción del pasivo circulante en 24,8%. La variación del Activo Circulante se debe especialmente al traspaso al corto plazo del préstamo vigente entre Gener y su matriz Inversiones Cachagua ($174.566 millones) y al aumento en otros activos circulantes en $30.697 millones, que fueron compensadas por las disminuciones de (i) depósitos a plazo en $12.632 millones, (ii) existencias en $10.662 millones (iii) deudores por ventas en $4.620 millones, (iv) gastos pagados por anticipado en $4.356 millones e (v) impuestos por recuperar en $3.780 millones. La disminución en depósitos a plazo se debe al



traspaso de fondos en depósitos a plazo a pactos de retrocompra en la filial Eléctrica Santiago; la variación de existencias se debe a la disminución de existencias de carbón y de gas en tránsito en la filial Eléctrica Santiago; la disminución en gastos pagados por anticipado en Gener y las filiales Chivor, Termoandes e Interandes; la disminución de impuestos por recuperar se origina en Termoandes e Interandes. El aumento en otros activos circulantes se origina por el aumento de las inversiones en pactos de retrocompra en dólares en Gener y en Eléctrica Santiago en pesos, por mayores excedentes de caja El Pasivo Circulante disminuyó 25%, principalmente por (i) la reducción de las obligaciones con el público en $ 9.695 millones, fundamentalmente por las amortizaciones de Termoandes e Interandes y el efecto de la disminución del tipo de cambio en las obligaciones denominadas en dólares; (ii) la reducción de las obligaciones de largo plazo convencimiento un año en $ 10.545 millones explicadas por el castigo de derechos de internación en las filiales Norgener y Eléctrica Santiago (iii) y por la disminución de las obligaciones con bancos e instituciones financieras por $12.234 millones, mayoritariamente por las amortizaciones de la filial Energy Trade asociadas a las amortizaciones de las obligaciones con ABN y Morgan Stanley y por la amortización del crédito asociado a la filial Chivor.

b) Endeudamiento Diciembre Diciembre Endeudamiento 2003 2002 Pasivo total / Patrimonio (veces) 1,03 1,42 Pasivo circulante / Pasivo total (veces) 0,12 0,12 Pasivo largo plazo / Pasivo total (veces) 0,88 0,88 Pasivo exigible (millones de pesos) 841.361 1.117.476 Cobertura gastos financieros (veces) 2,10 1,53 La razón entre el pasivo total y el patrimonio disminuyó como consecuencia de la reducción de los pasivos ($276.116 millones), debido a las amortizaciones realizadas desde diciembre de 2002 principalmente de filiales y la disminución del tipo de cambio. Además, el patrimonio aumentó $29.800 millones por las mayores utilidades acumuladas durante el año 2003. Las obligaciones de largo plazo, disminuyeron 25,3% (equivalentes a $ 242.451 millones), debido a: (1) significativa reducción de los pasivos de Termoandes e Interandes, incluyendo las compras que Gener está obligada a hacer según acuerdo con Bank of America, (2) disminución de las obligaciones con bancos e instituciones financieras de las filiales Chivor y Energy Trade y (3) disminución de la cuenta Otros pasivos a largo plazo producto de las amortizaciones del crédito Mitsubishi de la filial Norgener. La cobertura de gastos financieros mejoró por mayor resultado del ejercicio antes de impuestos ($20.938 millones) y la disminución de gastos financieros, asociados a las



amortizaciones del período y la reducción de la tasa de interés aplicable al crédito de Chivor ( $18.587 millones), después del refinanciamiento ocurrido en agosto de 2002.

c) Actividad Diciembre Diciembre Patrimoniales 2003 2002 Patrimonio (millones de pesos) 808.604 778.804 Activo fijo neto (millones de pesos) 1.184.256 1.353.332 Total activos (millones de pesos) 1.657.046 1.903.178

d) Resultado Diciembre Diciembre Resultados 2003 2002 Ingreso de explotación (millones de pesos) 362.332 374.257 Costo de explotación (millones de pesos) (235.314) (234.086) Resultado operacional (millones de pesos) 109.953 119.050 Gastos financieros (millones de pesos) (54.855) (73.442) Resultado no operacional (millones de pesos) (49.504) (79.969) R.A.I.I.D.A.I.E. (1) (millones de pesos) 74.808 58.182 E.B.I.T.D.A. operacional(2) (millones de pesos) 156.851 169.378 Utilidad (pérdida) del ejercicio (millones de pesos) 53.678 32.741 (1) Corresponde a las siguientes partidas del estado de resultados: Resultado antes de impuesto a la renta e itemes extraordinarios, menos diferencias de cambio, menos corrección monetaria y menos amortización menor valor de inversiones. (2) Corresponde a las siguientes partidas del estado de resultados: Resultado de explotación, más depreciación del ejercicio y más amortización de intangibles. Ingresos de Explotación A diciembre 2003, los ingresos operacionales consolidados de Gener ascendieron a $362.332 millones, $11.925 millones inferiores que durante el año 2002. Esta baja se debe principalmente a: menores ingresos por la venta de energía y potencia en Chile por $3.058 millones, de los cuales $5.843 millones corresponden a mayores reliquidaciones de potencia durante el primer trimestre del 2002, menores ingresos por ventas de combustibles, asesorías y otros por $5.915 millones y menores ingresos en el mercado colombiano $2.951 millones, donde a pesar de aumentar significativamente sus ingresos en dólares, la disminución del tipo de cambio refleja una disminución de su equivalente en pesos. La contribución sobre las ventas totales de los distintos mercados en que el grupo Gener participa fueron los siguientes: SIC 46%, SING 24%, Colombia 22%, venta de combustibles y asesorías a terceros 9%. La distribución acumulada de las ventas físicas de energía en GWh a diciembre de 2003 y 2002 es la siguiente:



2003 Marzo Junio Septiembre Diciembre Acumulado SIC 1.563 1.642 1.678 1.645 6.528 43% SING 762 795 820 394 2.771 18% Ventas R.M. 88 34 39 39 36 148 1% Colombia 1.146 1.322 1.901 1.447 5.816 38% Total 3.505 3.798 4.438 3.522 15.263 2002 Marzo Junio Septiembre Diciembre Acumulado SIC 1.662 1.706 1.499 1.582 6.449 41% SING 766 796 722 402 2.686 17% Ventas R.M. 88 41 42 40 34 158 1% Colombia 1.283 1.727 2.018 1.311 6.339 41% Total 3.752 4.271 4.279 3.329 15.632 Sistema Interconectado Central (SIC): Las ventas físicas de energía eléctrica en el SIC durante el 2003 aumentaron 1,0% (69 GWh) y en términos monetarios aumentaron $150 millones. La variación, en términos físicos, se debe a las mayores ventas a Chilectra por 188 GWh, pero que fueron compensadas por menores ventas a Chilquinta por 81 GWh. Por su parte, el precio promedio de venta de energía disminuyó 1%. Las ventas de potencia aumentaron $4.361 millones producto del aumento del precio. En términos físicos las ventas no presentaron variaciones importantes. Los ingresos provenientes del negocio eléctrico en el SIC ascendieron a $166.798 millones, cifra superior a los $162.287 millones registrados durante el año 2002. Esta variación se explica fundamentalmente por mayores ingresos asociados a las ventas de potencia. Sistema Interconectado del Norte Grande (SING): Los ingresos generados por las actividades de Gener y Norgener en el SING pasaron de $93.462 millones de pesos en 2002 a $85.893 millones en 2003, principalmente por menores ingresos por potencia de $5.765 millones, debidos a la reliquidación de potencia que afectó positivamente los resultados en SING durante el primer trimestre del año 2002 por $9.759 millones. Las ventas de energía también presentaron una variación negativa de $1.804 millones por una disminución en el precio promedio de venta. En resumen, los ingresos provenientes del sector eléctrico chileno disminuyeron $3.058 millones (de $255.749 a $252.691 millones) entre el año 2002 y 2003. Sistema Interconectado Nacional Colombiano (SIN): Los ingresos de Chivor disminuyeron $2.951 millones, principalmente por la disminución del tipo de cambio que refleja menores valores denominados en pesos a pesar del aumento en



dólares de los ingresos de esta filial. Los ingresos denominados en dólares aumentaron como consecuencia de los mayores ingresos provenientes de los servicios de regulación de frecuencia. Por su parte, las ventas físicas a diciembre de 2003 disminuyeron 523 GWh con respecto a las ventas del mismo periodo del año anterior, fundamentalmente por menores ventas por bolsa, que sin embargo se realizaron a precios promedios superiores. En pesos colombianos, el precio promedio de ventas a clientes contratados pasó de $65/kWh a $74/kWh, mientras que las ventas realizadas en el mercado spot, se realizaron a un precio promedio de $49/kWh en el año 2002 y $67/ kWh en el año 2003. Los precios promedios durante el año 2003 han sido mayores en Colombia porque se pudo observar el fenómeno del Niño que tiene como consecuencia una disminución de los recursos hidrológicos en la mayor parte del sistema. Otros Negocios: Los ingresos asociados a otras líneas de negocios fueron $30.977 millones, mostrando una disminución de $5.915 millones con respecto a diciembre de 2002, que se explica por las menores ventas de carbón a clientes industriales (de $7.819 millones) y por menores ventas a Guacolda ($1.720 millones). En términos de toneladas vendidas, hubo una caída de 132 mil TM aproximadamente. El balance de energía neta de AES Gener se puede resumir de la siguiente forma (expresados en GWh): a Diciembre 2003 a Diciembre 2002 Generación Hidráulica 5,233.5 5,972.2 Generación Térmica 4,955.8 4,151.8 Producción Total 10,189.3 10,124.0 Compras SIC 4,909.1 5,400.1 Compras SING 809.6 750.7 Pérdidas (644.6) (643.1) Ventas Totales 15,263.4 15,631.7 Las principales pérdidas se producen en la filial Chivor, debido a la subestimación de las ventas al mercado Spot, relacionadas a la generación de seguridad de frecuencia (AGC), que son reliquidadas posteriormente. Costos de Explotación La proporción de los costos de explotación fijos y variables dentro del total de costos operacionales se muestra en la siguiente tabla:



Enero – Diciembre (MM$) 2003 2002 Costos de explotación variables 166.497 71% 162.737 70% Costos de explotación fijos 68.817 29% 71.349 30% TOTAL 235.314 100% 234.086 100% A diciembre de 2003 los costos de explotación aumentaron $1.228 millones, principalmente como resultado del aumento de los costos variables, en tanto los costos fijos disminuyeron por el efecto de la disminución del tipo de cambio sobre los costos de las filiales de Colombia y Argentina que llevan su contabilidad en dólares tal como se informa en la Sección III. Costos Variables Los costos variables aumentaron $3.760 millones, explicados por: mayores compras de energía ($8.900 millones) y consumo de combustible ($8.124 millones). Estas variaciones fueron compensadas por menores costos de venta de combustible ($9.062 millones) y menores compras de potencia ($1.135 millones). Chile La generación térmica de Gener y sus filiales en el SIC a diciembre del año 2003 fue 2.925 GWh, mientras que a diciembre del año 2002 la generación térmica fue 2.146 GWh. La generación hidráulica de las centrales de Gener disminuyó 136 GWh, principalmente por la mantención y reparación de la central Alfalfal. Las compras de energía en el SIC disminuyeron 2,3% en términos físicos (690 GWh), sin embargo debido al aumento del precio promedio de compra el costo fue superior en $7.056 millones al año anterior. Las compras de potencia en el SIC disminuyeron $710 millones, explicado por el efecto neto positivo de las reliquidaciones de $374 millones y por una disminución de 4% (245 MW) en la cantidad comprada. En el SING, la producción neta fue 2.031 GWh, lo que corresponde a un aumento de 25 GWh con respecto a la generación del año 2002. Este aumento se debe a una mayor generación de la central Termoandes de 180 GWh por el aumento en la restricción máxima de despacho a mediados del año 2003, que compensó la disminución de 155 GWh de Norgener que durante el año 2002 estuvo en servicio producto de la salida de servicio de uno de los gasoductos que abastece el norte grande. Las compras de energía aumentaron $1.640 millones (235 GWh en términos físicos), principalmente por la menor generación de Norgener. Las compras de potencia disminuyeron $799 millones por el efecto positivo de las reliquidaciones en Norgener y una disminución en el precio promedio de compra. El consumo de combustible aumentó $8.124 millones, debido al aumento del generación de las centrales térmicas de 804 GWh, principalmente la filial Eléctrica Santiago con un aumento de 541 GWh.



Colombia Los costos variables de Chivor disminuyeron $1.867 millones, principalmente por disminuciones en servicios a terceros, cargos de conexión y gastos ley 99, en tanto el aumento de 193 GWh en las compras de energía fue compensado por la disminución del tipo de cambio, que refleja un menor monto equivalente en pesos. Costos Fijos Los costos fijos disminuyeron $2.532 millones a diciembre de 2003, por menores depreciaciones por $4.085 millones, principalmente por el efecto del tipo de cambio de las filiales Chivor y Termoandes, que compensaron el aumento de $1.553 millones de los costos fijos de operación y mantenimiento. Gastos de Administración y Ventas A diciembre de 2003 los gastos de administración y ventas disminuyeron $4.056 millones, llegando a $17.065 millones. Esta variación se debe principalmente a la variación de los itemes servicios a terceros y otros por $4.169 millones, asociado a los gastos incurridos en el refinanciamiento de la Chivor durante el año 2002. Esta reducción fue compensada por el aumento en seguro y gastos sistemas y comunicaciones de $716 millones. Resultado de la Explotación Al 31 de diciembre de 2003, Gener presenta un resultado operacional consolidado positivo de $109.953 millones, cifra $9.096 millones inferior a la registrada en el año 2002 ($119.050 millones). Lo anterior se explica principalmente porque en el primer trimestre de 2002 se registró un ingreso extraordinario asociado a reliquidación de potencia en el SING por los años 2000 y 2001. Sin considerar el efecto neto de las reliquidaciones de potencia en el SIC y SING ($8.220 millones), el resultado operacional presenta una reducción de $876 millones, debido mayoritariamente al aumento en el precio promedio de compras de energía en el SIC y mayor consumo de combustible, compensados por mayores ingresos por ventas de potencia. Resultado Fuera de Explotación Ingresos fuera de la explotación Enero – Diciembre (MM$) 2003 2002 Ingresos financieros 22.794 36.315 Otros ingresos fuera de la explotación 2.874 6.802 Total ingresos no operacionales 25.668 43.117



Los ingresos fuera de la explotación, disminuyeron $17.449 millones respecto a diciembre del año 2002. Esta variación se explica por la reducción de $13.522 millones en los ingresos financieros, por la disminución del tipo de cambio y por los ingresos asociados al devengo de los intereses del préstamo vigente entre Gener y su matriz Inversiones Cachagua. Cabe señalar que el 15 de mayo se fijó la tasa de este crédito en 10%, adicionalmente el saldo acumulado a junio de US$ 310 millones se redujo a US$ 288 millones producto del pago realizado por Inversiones Cachagua utilizando los dividendos pagados por Gener en agosto. Los ingresos fuera de la explotación disminuyeron $3.928 millones, fundamentalmente porque durante el 2002 se registraron ingresos extraordinarios asociados a la venta de oficinas y Club de Campo ($2.435 millones). Gastos fuera de la explotación Enero – Diciembre (MM$) 2003 2002 Gastos financieros 54.855 73.442 Otros egresos fuera de la explotación 15.775 30.157 Total egresos fuera de la explotación 70.630 103.599 Los gastos financieros disminuyeron $18.587 millones respecto al año anterior, debido principalmente a la menor tasa de interés aplicado al crédito de Chivor y a las amortizaciones desde diciembre de 2002 de las obligaciones con bancos e instituciones financieras de las filiales Energy Trade (US$ 24 millones), Norgener (US$ 9,7 millones), Termoandes e Interandes (US$ 64 millones) y Chivor (US$ 37 millones). Los egresos fuera de explotación en 2003 fueron inferiores $14.383 millones respecto a lo registrado el año 2002. Esta disminución se explica, en parte, por las provisiones y perdidas registradas durante el año 2002 relacionadas a las ventas de las filiales Oilgener, Carbones del Cesar, Ecogener y Explotaciones Sanitarias S.A. y de los activos Fell Block, ($7.130 millones) y por la disminución de las provisiones relacionadas al premio de conversión del Bono convertible por la disminución del tipo de cambio ($3.595 millones). Estos efectos fueron compensados por la provisión realizada en el ejercicio de $1.472 millones producto de la sobrecobertura de tasa de interés del crédito de las filiales Termoandes e Interandes a raíz de las amortizaciones adicionales realizadas en el 2003. Inversión en empresas relacionadas Enero – Diciembre (MM$) 2003 2002 Utilidad inversión empresas relacionadas 9.836 1.799 Pérdida inversión empresas relacionadas (19) (2.184) Amortización menor valor de inversiones (753) (995) Total utilidad inversión empresas relacionadas 9.064 (1.380)



La contribución de las inversiones en empresas relacionadas mejoró $10.444 millones, explicado fundamentalmente por el aumento del resultado devengado de Guacolda ($7.076 millones) e Itabo ($2.956 millones). Guacolda en el ejercicio de 2003, tuvo una utilidad de $ 15.800 millones, comparado con la utilidad de $ 1.637 millones. La diferencia se explica, por el aumento de $23.307 millones en el resultado fuera de explotación, por los efectos positivos de diferencia de cambio y corrección monetaria $22.025 millones, respecto al año anterior. El resultado de explotación, en tanto, se redujo $7.577 millones, fundamentalmente por mayor consumo de combustible ($2.800 millones) y mayores compras de energía y potencia ($1.530 millones). Itabo, en República Dominicana, empresa de la cual Gener es dueña de un 25% de la propiedad, tuvo una utilidad de $ 4.488 millones a diciembre de 2003, la que se compara positivamente con la pérdida por $ 7.333 millones en el año 2002. Los principales efectos fueron un aumento de $ 5.002 millones por mayores ventas de energía y potencia en contratos, en términos físicos y a precios superiores. Además, se vendieron excedentes de producción al sistema durante el 2003, que no existieron en el 2002 por mayor disponibilidad y mayor despacho de las unidades a vapor-carbón. Otro efecto importante, fue la diferencia de cambio que generó un aumento en el resultado fuera de explotación de $ 5.503 millones. Interés minoritario El interés minoritario se incrementó $180 millones debido al aumento de $2.810 millones de la utilidad de la filial Eléctrica Santiago, en la cual Gener tiene una participación accionaria del 90%. Corrección Monetaria y Diferencias de Cambio La corrección monetaria generó una pérdida de $46 millones, comparada a una utilidad de $1.420 millones obtenida en el año 2002. El factor de IPC que se aplica para el año 2003 considera una variación de 1% comparado con un 3% utilizado para el año anterior. Las diferencias de cambio generaron un efecto negativo de $13.561 millones en el año 2003 comparado con pérdidas de $19.527 millones en 2002. Cabe señalar que durante 2002, la devaluación del peso argentino, afectó negativamente las inversiones en Argentina. El tipo de cambio reflejó una apreciación nominal del peso de 17% desde el cierre del ejercicio 2002 y diciembre 2003, comparado con una devaluación nominal 10% para el período comprendido desde enero a diciembre del año 2002. Impuesto a la Renta El efecto en resultado negativo del impuesto a la renta pasó de $4.498 millones en diciembre 2002 a $4.748 millones a diciembre de 2003. La variación no fue significativa por



la baja diferencia entre la pérdida tributaria acumulada que pasó de $177.850 millones, a diciembre de 2002, a $201.168 millones a diciembre de 2003. Utilidad Neta A diciembre de 2003, Gener registró una utilidad de $53.678 millones, comparado con una utilidad de $32.741 millones, del año 2002. Destaca la mejora de 38% en el resultado fuera de la explotación ($30.465 millones) producto de la disminución de gastos financieros y otros egresos fuera de explotación y el aumento en resultado de empresas relacionadas y el efecto positivo de tipo de cambio, que compensan la caída de 7,6% en el resultado de explotación, fundamentalmente producto de los ingresos extraordinarios recibidos durante el año anterior por la reliquidación retroactiva de potencia en el SING. e. Rentabilidad Diciembre Diciembre Rentabilidad 2003 2002 De los activos (1) (%) 3,02 1,71 Del patrimonio (1) (%) 6,76 4,30 Rendimiento activos operacionales(2) (%) 8,67 8,77 Utilidad/Acción (3) (pesos) 9,46 5,77 Retorno Dividendos/Acción (%) 8,13 0,70 (1) La rentabilidad de los activos y del patrimonio está calculada considerando la utilidad acumulada a diciembre de cada año. (2) Los activos operacionales considerados para este índice es el total de activos fijos. (3) La utilidad por acción a diciembre de 2003 y 2002 está calculada considerando al número de acciones pagadas a cada fecha. La rentabilidad de los activos aumentó como resultado de una mayor utilidad obtenida a diciembre de 2003 por $20.938 millones y la disminución de activos en $246.132 millones (reducción de 13%). La rentabilidad del patrimonio también mejoró como resultado de la mayor utilidad durante 2003 ($29.800 millones). El rendimiento de los Activos Operacionales disminuyó debido a la caída de $9.096 millones en el resultado operacional de la compañía, explicada fundamentalmente por la disminución de ingresos operacionales ($11.925 millones) lo cual fue parcialmente compensado por una disminución en los gastos de administración y venta ($4.056 millones). La utilidad por acción se explica por el aumento del resultado del ejercicio dado que no hubo variación en el número de acciones.



III Análisis de diferencias entre valores libro, valores de mercado y/o económicos de los principales activos En relación a los activos fijos estos disminuyeron $169.076 millones, principalmente por la depreciación del periodo y la variación del tipo de cambio. Es importante recordar que los activos de Termoandes, Interandes y Chivor, se contabilizan según el Boletín Técnico N° 64 del Colegio de Contadores de Chile, el cual estipula que las inversiones se controlan en dólares estadounidenses cuando sus actividades no constituyen una extensión de la matriz y dichas empresas operan en países no estables. Por el lado de los activos circulantes, estos aumentaron fuertemente por el traspaso al corto plazo del préstamo vigente entre Gener y su matriz Inversiones Cachagua. En relación a los Otros Activos, se muestra una reducción de $ 246.132 millones, explicada principalmente por (i) la disminución en los documentos por cobrar a empresas relacionadas por $219.334 millones, fundamentalmente por el traspaso al corto plazo del préstamo vigente entre Gener y su matriz Inversiones Cachagua, que además fue amortizado ($43.177 millones) durante el año 2003, (ii) la disminución en inversiones en empresas relacionadas por $ 5.215 millones asociada al menor valor de la inversión Itabo y compensada por el mayor valor en Guacolda, y (iii) la disminución en otros activos por $20.443 millones producto de menor saldo en depósitos a plazo en dólares por $9.677 millones asociados a las cuentas de reserva de las filiales TermoAndes e InterAndes, y a la disminución del crédito fiscal de filiales argentinas en $4.474 millones asociado al IVA generado por la construcción de la planta TermoAndes y la línea de transmisión Interandes. Los activos de la compañía están valorizados según los principios contables generalmente aceptados en Chile, y las instrucciones impartidas por la Superintendencia de Valores y Seguros, reflejadas en la Nota 2 de los Estados Financieros. Basado en condiciones actuales, la administración de AES Gener S.A. estima que el valor económico de las filiales Chivor S.A. E.S.P y de TermoAndes e InterAndes es hoy inferior a su respectivo valor libro. En el caso de Chivor, esto se debe entre otras cosas, a los cambios regulatorios que han reducido significativamente sus ingresos, así como también a las limitaciones en el precio de la electricidad y el bajo crecimiento en la demanda de energía eléctrica en Colombia. En el caso de Termoandes e Interandes, las razones principales son la importante sobrecapacidad en el sistema del norte chileno y las limitaciones de despacho impuestas por el CDEC –SING. Sin embargo, en ambos casos, no hay evidencia que en forma permanente las operaciones de esas empresas no producirán ingresos suficientes para cubrir todos sus costos, incluyendo la depreciación de los activos fijos. Bajo esas circunstancias y en virtud de lo establecido en el Boletín Técnico N°33, párrafo 25 y en el Boletín Técnico N°64, párrafo 47 no se han hecho ajustes en el valor libro de los mencionados activos.



IV Análisis de las variaciones más importantes ocurridas durante el período, en los mercados en que participa, en la competencia que enfrenta y en su participación relativa. Mercado: La actividad de generación de Gener S.A. en Chile, se desarrolla fundamentalmente en torno a dos grandes sistemas eléctricos, el Sistema Interconectado Central (SIC), que cubre desde el sur de la II hasta la X regiones y el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), que abarca la I y parte de la II región. Por otro lado, Gener, participa en el mercado eléctrico colombiano y tiene instalaciones en Argentina, que sin embargo abastecen al sistema del norte grande a través de una línea de transmisión. SIC: Durante el período enero-diciembre 2003, el crecimiento de las ventas de energía eléctrica en el SIC fue 5,8% comparado con el aumento de 4,1% en el año 2002. El costo marginal promedio durante el 2003 fue 16,6 mills/kWh (Alto Jahuel 220 kV) versus 11,8 mills/kWh en el 2002. SING: El crecimiento de las ventas de energía eléctrica en el SING durante el período enero-diciembre 2003 fue 10,5%, mientras que durante el año anterior el aumento en las ventas alcanzó un 5,5%. El precio promedio durante el año 2003 fue 14,9 mills/kWh, inferior al costo marginal promedio del mismo período del año 2002 que fue 16,1 mills/kWh. Esta diferencia se debe principalmente a la falla de una central de ciclo combinado durante los meses de mayo y diciembre lo que obligó una mayor operación de unidades más caras afectando los precios del mercado. Colombia: Chivor es una de las principales operadoras del SIN, durante el periodo enero-diciembre 2003, la demanda eléctrica en el SIN mostró un incremento de 2,9% con respecto al año anterior. Producto del fenómeno del niño que estuvo vigente hasta el mes de mayo del presente año, los precios marginales promedio de Bolsa en pesos colombianos han aumentado a niveles de $67,1/ kWh para el año 2003, comparado con $48,7/kWh durante el año 2002. Expresados en dólares a la tasa representativa de mercado en Colombia los precios promedio en bolsa para el período de enero a diciembre del año 2002 y 2003 han sido $ 19,4 mills/kWh y $23,3 mills/KWh respectivamente. Competencia y participación relativa: Durante el año 2003, el aporte de las centrales de Gener (5.497 GWh) ha sido superior comparado a igual período del año 2002 (4.432 GWh), producto del aumento de demanda en el SIC. A diciembre de 2003, las empresas del grupo Gener, incluido Guacolda, aportaron el 20,5% de la generación total del SIC, mientras que a igual período del año 2002 el aporte fue 18,7%. En el SING, el aporte de las empresas de grupo (Norgener y Termoandes) fue un 18,3% de la generación neta total, comparado con un 20,5% a diciembre de 2002. Esta disminución se



debe al hecho que durante el primer semestre del 2002 Norgener generó extraordinaria producto de la indisponibilidad de uno de los gasoductos que abastece a plantas de ciclo combinado. En Colombia, las ventas de Chivor representaron el 17,8% del total de la demanda por electricidad en Colombia, comparado con el 14,1% al cierre de diciembre de 2002. V Descripción y análisis de los principales componentes de los flujos netos originados por las actividades operacionales, de inversión y de financiamiento del período correspondiente. El flujo neto total a diciembre de 2003 fue positivo $25.208 millones, mientras que en el año 2002 fue negativo $30.075 millones. Las actividades de la operación generaron un flujo positivo de $119.680 millones, $45.665 millones superior al obtenido en el año 2002, explicado por menores pagos a proveedores y personal ($28.246 millones), menores intereses pagados ($26.832 millones), por la disminución de la tasa de interés en Chivor, que compensa ampliamente la menor recaudación de deudores por venta ($16.139 millones) y menores ingresos financieros percibidos ($1.354 millones). Las actividades de financiamiento generaron durante el año 2003 un egreso de $122.779 millones, que se compara positivamente con egreso del 2002 de $100.429 millones. La diferencia de $22.351 millones se explica principalmente por menores pagos de préstamos de $22.114 millones, debido a mayores amortizaciones de la filial Energy Trade durante el 2002, mayor obtención de préstamos por $23.187 millones en el 2002 debido al crédito de corto plazo de Citibank pagado durante ese mismo año y menores pagos de obligaciones con el público de $8.143 millones, por mayores amortizaciones de Termoandes, Interandes y Gener en el año anterior, lo que fue compensado por mayores pagos de dividendos de $28.336 millones. Por último, las actividades de inversión generaron ingresos por $28.306 millones, que se comparan positivamente con los egresos de $3.661 millones en el año 2002. Esto se explica por mayor recaudación durante el 2003 de préstamos a empresas relacionadas por $28.406 millones, principalmente a Inversiones Cachagua, que realizó dos amortizaciones durante este año con los recursos provenientes de los dividendos recibidos de Gener. Análisis de riesgo de mercado La compañía no tiene políticas de coberturas formales para los riesgos asociados a tipos de cambio y tasas de interés. Sin embargo, la administración está constantemente evaluando alternativas para determinar la conveniencia de realizar contratos de cobertura en orden a minimizar los riesgos antes mencionados.



Tasa de interés Al 31 de diciembre de 2003, el 76% de los créditos de largo plazo de Gener estaban pactados a tasa fija y el 24% estaba a tasa variable. Todos los créditos a largo plazo a tasa variable estaban denominados en dólares y devengaban tasas de interés en función de la Libor. A la fecha de cierre de los estados financieros, la exposición proviene básicamente de créditos mantenidos por las filiales Chivor ( 283,6 millones de dólares), Energía Verde S.A. (24 millones de dólares) y Energy Trade (4 millones de dólares). Tipo de cambio Al 31 de diciembre de 2003 cerca de un 97,5% de nuestras deudas de largo plazo que devengan intereses estaban expuestas a la variación del tipo de cambio entre el dólar americano y el peso chileno. El restante 2,5% son deudas denominadas en UF (Bono de Eléctrica Santiago por un equivalente a 1.086.000 UF). VI Otros riesgos asociados al mercado eléctrico Fijación de tarifas: Gran parte de los ingresos de Gener están relacionados con el precio de nudo el cual es fijado por la autoridad cada seis meses. En Chile, si bien el cálculo del precio de nudo se realiza en dólares, los precios son fijados en pesos. Los precios de nudo pueden reajustarse si el dólar presenta una desviación, positiva o negativa, superior al 10% con respecto al tipo de cambio al cual se fijaron los precios de nudo. Precio de los combustibles: Al ser Gener una empresa con un portfolio de generación principalmente térmico, la variación del precio de los combustibles, tales como el carbón, el gas natural y el diesel, pueden hacer variar la composición de costos de la compañía. Suministro de Gas Natural: El suministro de gas proviene de Argentina y por lo tanto podría afectar las centrales que utilizan gas natural, sin embargo, en el caso de la filial Eléctrica Santiago, la planta puede operar con combustible alternativo (diesel). Cambios en la regulación eléctrica: En enero recién pasado, después de un largo período de discusiones fue aprobada la Ley Eléctrica y se encuentra lista para su promulgación. La ley entre otras cosas, reduce la banda de ajuste de precios de 10% a 5%, y clarifica la forma en que se determinan los costos de transmisión. Desde el punto de vista del grupo de Gener, los costos de transmisión no se ven incrementados de manera significativa. El 9 de octubre de 2003, fue publicado en el diario oficial un nuevo reglamento que modifica el decreto supremo N° 327 que clarifica el cálculo relacionado al peaje de trasmisión de las instalaciones de alta tensión del sistema. Esta modificación representa un leve aumento en los costos de trasmisión actuales de las centrales de la compañía y sus filiales, sin embargo, la promulgación de la nueva ley reemplazará esta modificación.



Composición moneda extranjera de los ingresos y costos de explotación a diciembre de cada año Rubro Moneda 2003 2002 % % Ingresos de Dólar (US$) (1) 96 95 Explotación UF y Pesos reajustables - - Pesos no reajustables 4 5 Costos de Dólar (US$) 66 64 Explotación UF y Pesos reajustables 16 16 Pesos no reajustables 18 20



Análisis Razonado de los Estados Financieros Individuales

Resultados de AES Gener S.A. al 31 de diciembre de 2003

La siguiente sección tiene por objeto analizar los Estados Financieros Individuales de AES Gener S.A. (“Gener”) a diciembre del año 2003 y explicar las principales variaciones ocurridas respecto a diciembre de 2002. A continuación, se presenta un resumen de la información contenida en dichos estados. Todas las cifras están expresadas en moneda equivalente, pesos del 31 de diciembre de 2003, de manera que las comparaciones se refieren a variaciones reales entre esta fecha y el 31 de diciembre de 2002. Los activos y pasivos de la empresa han sido valorizados y presentados de acuerdo a normas y criterios contables que se explican en las respectivas Notas a los Estados Financieros.

I. Resumen Al 31 de diciembre de 2003 la compañía obtuvo una utilidad de $ 53.678 millones, $ 20.938 millones superior a la utilidad de $ 32.741 milllones al cierre del ejercicio de 2002. Esta importante variación se debió principalmente a los mejores resultados de las empresas relacionadas Energy Trade (Chivor), Gener Argentina (Termoandes and Interandes), Norgener y Guacolda, que compensaron los efectos negativos en el balance de la compañía-activo en dólares- producto de la aplicación del Boletín Técnico N° 64 y de la cuenta corriente mercantil entre AES Gener e Inversiones Cachagua por la disminución del tipo de cambio. El resultado de explotación disminuyó principalmente por el efecto de las reliquidaciones extraordinarias de potencia que afectaron positivamente el resultado operacional en el año 2002 y los mayores costos operacionales durante el año 2003 producto de mayor compra de energía y potencia y mayor consumo de combustible. II. Análisis comparativo y explicación de las principales tendencia observadas

a.- Liquidez Diciembre Diciembre

Liquidez 2003 2002 Activo circulante/ Pasivo circulante (veces) 3,39 0,84 Razón ácida (veces) 0,29 0,14 La razón entre activo circulante y pasivo circulante mejoró respecto a diciembre 2002 debido a i) el aumento de 297% del activo circulante producto del traspaso al corto plazo del préstamo vigente entre AES Gener y su matriz Inversiones Cachagua ($174.566 millones) y por mayores excedentes de caja, compensados por la reducción de las existencias de carbón debido a la mayor generación térmica durante el período y adicionalmente como resultado del menor número de embarques comprados producto de la disminución de ventas a clientes



industriales; y ii) por la reducción de 1,1% del pasivo circulante, producto de la disminución de $2.081 millones en el rubro obligaciones con el público, principalmente bonos Convertible y Yankee, ocasionada por la diferencia de tipo de cambio, que fue parcialmente compensado por el aumento en el rubro provisiones de $1.068 millones, asociado a la sobrecobertura de tasa de interés en los créditos de las empresas TermoAndes e InterAndes. Por otra parte, la razón ácida, definida como la razón entre los fondos disponibles y el pasivo circulante mejoró debido a los mayores saldos de caja disponible durante el 2003. b. Endeudamiento Diciembre Diciembre Endeudamiento 2003 2002 Pasivo total/Patrimonio (veces) 0,72 0,88 Pasivo circulante/Pasivo total (veces) 0,12 0,10 Pasivo largo plazo/Pasivo total (veces) 0,88 0,90 Pasivo exigible (millones de $) 585.190 682.177 Cobertura gastos financieros (veces) 2,71 2,30 El índice de Pasivo total sobre Patrimonio disminuyó de 0,88 veces a 0,72 veces a diciembre de 2003. Este efecto se debe principalmente a la disminución de $ 96.986 millones en los pasivos totales y también al aumento del patrimonio en $29.800 millones, por el incremento de las utilidades retenidas en $27.328 millones, producto de los mejores resultados durante el 2003. La disminución en el Pasivo total, se de principalmente a la disminución en el tipo de cambio que afectó el saldo de la deuda en dólares (obligaciones con el público) $ 91.395 millones. Adicionalmente, hubo una reducción de $ 19.952 millones en el saldo provisiones por el mejores resultados de la filial Energy Trade y de $ 10.024 millones en los impuestos diferidos por la pérdida tributaria del período a raíz de la apreciación del peso respecto al dólar. Por su parte, los documentos y cuentas por pagar a empresas relacionadas aumentaron $ 24.677 millones debido fundamentalmente al incremento en el saldo de la obligación que Gener mantiene con la filial Norgener. La cobertura de gastos financieros mejoró considerablemente respecto a la obtenida al cierre de los estados financieros a diciembre de 2002 y se debió fundamentalmente al aumento del resultado antes de impuesto.. c. Actividad Diciembre Diciembre Patrimoniales 2003 2002 Patrimonio (millones de $) 808.604 778.804 Activo fijo neto (millones de $) 383.505 403.274 Total activos (millones de $) 1.393.794 1.460.981



El patrimonio aumentó $29.800 millones producto de las utilidades del ejercicio 2003, $20.938 millones superior a la utilidad del ejercicio del año anterior. El activo fijo neto se redujo $19.769 millones por la depreciación normal del período de $ 15.482 millones y por los retiros de materiales y activo fijo por $3.467 millones. d. Resultado Diciembre Diciembre Resultados 2003 2002 Ingreso de explotación (millones de $) 229.591 241.400 Costo de explotación (millones de $) (194.445) (191.239) Resultado de explotación (millones de $) 26.262 40.206 Gastos financieros (millones de $) (28.347) (31.685) Resultado fuera de explotación (millones de $) 22.162 872 R.A.I.I.D.A.I.E. (1) (millones de $) 125.810 23.555 E.B.I.T.D.A. operacional (2) (millones de $) 44.199 59.008 Utilidad (pérdida) del ejercicio (millones de $) 53.678 32.741 (1) Corresponde a las siguientes partidas del estado de resultados: Resultado antes de impuesto a la renta e itemes extraordinarios, menos diferencias de cambio, menos corrección monetaria y menos amortización menor valor de inversiones. (2) Corresponde a las siguientes partidas del estado de resultados: Resultado de explotación, más depreciación del ejercicio y más amortización de intangibles. Ingresos de explotación Para analizar los resultados de Gener es importante conocer la composición de ventas en GWh durante ambos períodos analizados:

Dic-03 Dic-02 Clientes regulados 4.874 4.766 Clientes libres del SIC y SING 1.497 1.765 Ventas R.M. 88/2002 98 101 CDEC SING 1.089 998 Total 7.558 7.629

A diciembre 2003, los ingresos operacionales ascendieron a $ 229.591 millones, cifra 5% inferior a los ingresos de $ 241.400 millones, registrados durante el año anterior. Esto se explica por la disminución en los ingresos asociados al negocio eléctrico, en particular por (i) la reliquidación de potencia en el SING correspondientes al año 2000 y 2001 y que fueron reconocidos durante el primer trimestre del año 2002 generando mayores ingresos netos en el año anterior por $7.730 millones, (ii) disminución de las ventas de combustibles y otros por $ 7.575 millones y (iii) menores ventas de energía en $ 2.154 millones. Estos efectos fueron compensados por mayores ventas de potencia por $ 3.159 millones.



En cuanto a la composición de los ingresos de Gener, el 79,4% provino del sector eléctrico (ventas al SIC y al SING ) y el porcentaje restante fue generado básicamente por ventas de gas natural (12,8%), carbón (7%) y asesorías técnicas y otros (0,8%). Los ingresos provenientes del sector eléctrico (que incluyen ingresos por energía, potencia y otros servicios menores) disminuyeron $ 4.234 millones (2%) en relación al cierre de diciembre del año anterior, principalmente por ingresos extraordinarios percibidos el 2002 producto de la reliquidación de pagos de potencia en el SING mencionado anteriormente, las menores ventas físicas en el SIC y la disminución del precio nudo de energía promedio en ese mismo mercado. Respecto a las ventas de energía y potencia a clientes regulados (Chilectra, Chilquinta y Río Maipo y RM-88), en términos monetarios éstas aumentaron $ 3.805 millones ($ 167 millones en energía y $ 3.638 millones en potencia). Por su parte, las ventas a clientes no regulados en el SIC y SING disminuyeron $ 4.041 millones, como consecuencia de las menores ventas por $5.931 millones a Compañía Minera Disputada Las Condes debido a la transferencia de ese contrato a la filial Eléctrica Santiago a partir del primero de enero de 2003. Los principales aumentos en las ventas separadas por clientes corresponden a: Chilectra ($ 5.213 millones), Minera Zaldívar y Minera Lomas Bayas ($ 1.041 millones), las filiales Eléctrica Santiago y Energía Verde ($ 930 millones) y a Puyehue ($ 775 millones). En tanto, las principales disminuciones, además de Minera Disputada Las Condes, fueron Chilquinta ($ 1.414 millones) y Norgener ($ 578 millones). En términos físicos destacan las mayores ventas por 188 GWh a Chilectra y por 91 GWh en el CDEC-SING, que fueron compensados por menores ventas a Minera Disputada Las Condes por 258 GWh y Chilquinta por 81 Gwh. El principal aumento en los ingresos por potencia se presentaron en las ventas a Chilectra por $ 3.135 millones a raíz del mayor precio nudo de potencia vigente en el período. Durante 2003, al igual que en el año 2002, Gener no vendió energía al mercado spot en el SIC. En el sistema eléctrico del norte, sin considerar el efecto de la reliquidación de potencia, las ventas valoradas de energía y potencia aumentaron $ 1.954 millones, de los cuales $ 1.739 millones corresponden a 129 GWh de mayores ventas físicas de energía y $215 millones por mayores ventas físicas de potencia. En términos físicos globales, la venta de energía durante el año 2003 fue 7.558 GWh, cifra 1 % inferior que en el año 2002 (7.629 GWh) y las ventas de potencia fueron en valores aproximados 12.990 MW en comparación a 13.217 MW de 2002.



Otras líneas de negocios Los ingresos asociados a otras líneas de negocios disminuyeron $ 7.575 millones. Lo anterior se debe a una disminución de ingresos por ventas de carbón ($ 11.025 millones), explicada por la disminución de 310 mil toneladas métricas en ventas, fundamentalmente a clientes industriales (192 mil toneladas métricas) y Norgener (178 mil toneladas métricas) que tuvo una mayor generación durante el 2002 respecto al 2003. Respecto a las ventas de gas hubo un mayor ingreso por $3.041 millones explicado por el mayor consumo de la central Renca de Eléctrica Santiago a la cual Gener le provee el gas. Costos de explotación La proporción de los costos fijos y variables dentro del total de costos de explotación se muestra en la siguiente tabla: Enero – Diciembre de cada año (MM$) 2003 2002 Costos fijos 23.523 12% 23.679 13% Costos variables 170.923 88% 167.560 87%

Total Costos explotación 194.445 100% 191.239 100% Los costos de explotación aumentaron $ 3.206 millones (2%), fundamentalmente por mayores costos asociados a la compra de energía y potencia ($ 6.105 millones) y al consumo de combustibles ($ 3.123 millones), que fueron compensados por menores costos asociados al costo de venta de combustibles ( $ 6.704 millones). Los costos asociados al negocio eléctrico representaron el 73% del total de costos operacionales, el saldo se distribuye en costos de venta de combustibles 22%, consumo de combustible 3% y costos asociados a asesorías y otros 1%. Mercado eléctrico El balance de energía neta de AES Gener se puede resumir de la siguiente forma (expresados en GWh): a Diciembre 2003 a Diciembre 2002 Generación Hidráulica 1.415 1.552 Generación Térmica 399 165 Producción Total 1.815 1.716 Compras SIC 3.988 4.282 Compras SING 1.855 1.723 Pérdidas (99) (105) Ventas Totales 7.558 7.617



Las compras de energía aumentaron $ 3.057 millones como consecuencia de mayores costos en compras en el SING por $ 1.987 millones y en el SIC por $ 1.070 millones. Las compras de energía en el SING corresponden a las compras de Gener a TermoAndes por 1.855 GWh, parte de las cuales fueron destinadas al suministro de contratos de la compañía en dicho sistema (726 GWh) con las mineras Zaldivar y Lomas Bayas y el excedente vendido en el mercado spot (1.089 GWh). Los costos asociados a compras de potencia aumentaron $ 3.048 millones, fundamentalmente por mayores compras en el SIC ($ 1.474 millones) y en el SING ($1.574 millones) Adicionalmente se aprecia una disminución de $ 6.704 millones en el costo de venta de combustibles debidos a los menores tonelajes vendidos menores y un aumento en los costos de consumo de combustibles por $3.123 millones a raíz del mayor despacho de centrales térmicas. Gastos de administración y ventas A diciembre de 2003, los gastos de administración y ventas ascendieron a $ 8.884 millones, cifra 11% inferior a la registrada durante el año 2002 ($ 9.955 millones). La diferencia se explica por disminución en Servicios de terceros por $ 1.489 millones producto de renegociaciones de contratos con proveedores menores, compensado por mayores costos en seguros y otros por $ 576 millones . Resultado de explotación El resultado de la explotación a diciembre de 2003 fue $ 26.262 millones, inferior a los $ 40.206 millones registrados a diciembre de 2002. Esta baja en el resultado operacional es consecuencia del menor margen de explotación producto del efecto neto de las reliquidaciones de potencia en el 2002 y menores ingresos por venta de energía y potencia, fundamentalmente a Chilquinta y Minera Disputada Las Condes. Estos efectos fueron parcialmente compensados por mayores ventas a Chilectra y menores costos de venta de combustibles. Resultado fuera de la explotación Ingresos fuera de la explotación Enero – Diciembre (MM$) 2003 2002 Ingresos financieros 20.199 33.412 Otros ingresos fuera de la explotación 1.513 3.705 Total ingresos fuera de la explotación 21.712 37.117



Los ingresos fuera de la explotación disminuyeron $ 15.405 millones, principalmente por la reducción en los intereses financieros asociados a la cuenta corriente mercantil con Inversiones Cachagua. Es importante señalar que a partir del 15 mayo de 2003, producto de las acciones entregadas en garantía por Inversiones Cachagua, se rebajó la tasa de interés de la cuenta mercantil a 10%. Del mismo modo, los dividendos pagados por Gener a Inversiones Cachagua durante 2003, fueron destinados por esta compañía al pago de esta obligación. Los otros ingresos fuera de la explotación bajaron principalmente por menores ingresos asociados a la venta de activos fijos, ocurridas en 2002. Egresos fuera de la explotación Enero – Diciembre (MM$) 2003 2002 Gastos financieros 28.347 31.685 Otros egresos fuera de la explotación 11.405 25.113 Total egresos fuera de la explotación 39.752 56.798 Durante el año 2003, los egresos fuera de explotación disminuyeron $ 17.046 millones, en comparación a igual periodo del año 2002, debido principalmente a la disminución de $ 13.708 millones en el rubro otros egresos fuera de la explotación que durante el año 2002 incluía pérdidas por $ 6.113 millones asociadas a las ventas de Oil Gener Inc., Fell Bolck, Ecogener y Explotaciones Sanitarias S.A.. Adicionalmente, las provisiones en ese año asociadas al premio de no conversión del bono convertible fueron inferiores en $ 3.595 millones por el efecto del tipo de cambio. Los gastos financieros disminuyeron $ 3.338 millones principalmente debido a la disminución del tipo de cambio y los costos asociados a la modificación al contrato de emisión del bono Yankee a registrados al inicio del año 2002. Utilidad (pérdida) inversión empresas relacionadas Enero – Diciembre (MM$) 2003 2002 Utilidad inversión empresas relacionadas 118.593 31.455 Pérdida inversión empresas relacionadas (1.006) (28.425) Amortización menor valor de inversiones (647) (785) Total utilidad inversión empresas relacionadas 116.940 2.244 En cuanto al resultado de empresas relacionadas, la variación fue $ 114.696 millones, fundamentalmente por los resultados registrados a la fecha de las filiales Gener Argentina (controladora de Termoandes e Interandes), Energy Trade (controladora de Chivor),



Norgener y Guacolda, que superaron en $ 122.526 millones a la contribución a igual periodo del año anterior. Energy Trade, a diciembre de 2003, obtuvo una utilidad de $ 63.553 millones, comparada con un resultado negativo de $ 19.272 millones el año anterior. Este incremento se debe al efecto de la diferencia de cambio sobre los pasivos de esta filial, además del mejor resultado de Chivor que aumentó su resultado operacional $ 6.234 millones y redujo sus gastos financieros $ 10.656 millones, producto del refinanciamiento del crédito sindicado concretado en agosto de 2002. El resultado de Gener Argentina fue $ 4.668 millones, comparado con una pérdida de $14.347 millones en el 2002, que se explica principalmente por el efecto de cambio de $ 3.429 millones positivos comparados con un efecto negativo de $ 12.716 millones en 2002, por efecto de la devaluación del peso argentino a comienzos del año 2002 sobre los activos de las filiales Termoandes e Interandes. Eléctrica Santiago a diciembre de 2003, obtuvo una utilidad de $ 10.204 millones, la que se compara positivamente con los $ 7.394 millones de utilidad a diciembre del año 2002, explicado por un mejor resultado fuera de explotación por $ 3.478 millones entre ambos años, explicados mayormente por el efecto de la diferencia de cambio con una variación positiva de $ 4.389 millones. Norgener obtuvo una utilidad neta de $ 25.514 millones, $ 7.280 millones más que la utilidad registrada en diciembre de 2002, producto de un mejor resultado fuera de la explotación con una variación positiva de $ 8.320 millones como consecuencia de un impacto positivo por diferencia de cambio de $ 7.796 millones. Guacolda, empresa en la cual Gener posee el 50%, tuvo al cierre del ejercicio 2003, una utilidad de $ 15.800 millones, mientras que en el año anterior, registró una utilidad de $ 1.637 millones. La diferencia se explica básicamente, por el aumento de $23.307 millones en el resultado fuera de explotación, por los efectos positivos de diferencia de cambio y corrección monetaria $ 22.025 millones, respecto al año anterior. En tanto, el resultado de explotación se redujo $7.577 millones, fundamentalmente por mayor consumo de combustible ($2.800 millones) explicado por el alza en los precios internacionales de carbón y petcoke y mayores compras de energía y potencia ($1.530 millones). Itabo, en República Dominicana, empresa de la cual AES Gener es dueña de un 25% de la propiedad, tuvo una utilidad de $ 4.488 millones a diciembre de 2003, la que se compara positivamente con la pérdida por $ 7.333 millones en el año 2002. Los principales efectos fueron producto de mayores ventas de energía y potencia en contratos, en términos físicos y a precios superiores. Además, se vendieron excedentes de producción al sistema durante el 2003, que no existieron en el 2002 por mayor disponibilidad y mayor despacho de las unidades a vapor-carbón.



Corrección monetaria y diferencias de cambio El efecto de la corrección monetaria significó un impacto negativo de $ 686 millones durante el año 2003, comparada con un efecto negativo de $ 416 millones en el 2002. Esto se explica por el mayor efecto de la variación del IPC sobre las cuentas de patrimonio y pasivos no monetarios y el efecto negativo sobre las inversiones en empresas relacionadas que se corrigen por la dicha variación. La variación del IPC para el año 2003 fue 1% comparado con la variación de 3 % en el año 2002. La diferencia de cambio generó un efecto negativo de $ 76.052 millones comparado con un efecto positivo de $ 18.724 millones el año anterior, debido principalmente al efecto de la variación del tipo de cambio sobre cuentas por cobrar a empresas relacionadas Energy Trade e inversiones Cachagua. El tipo de cambio reflejó una apreciación nominal del peso de 17,4% desde el cierre del ejercicio 2002 y el cierre del ejercicio 2003, comparado con una devaluación nominal de 9,7% para el período comprendido desde enero a diciembre del año 2002. Impuesto a la Renta La línea de impuestos muestra un efecto positivo en los resultados de $ 4.882 millones, comparados con el efecto negativo de $ 8.555 millones a diciembre de 2002, principalmente por la variación de las pérdidas tributarias acumuladas, las que aumentaron de $ 52.416 millones al 31 de diciembre de 2002 a $ 104.843 millones al 31 de diciembre de 2003, fundamentalmente por el efecto de la disminución del tipo de cambio sobre los activos en dólares de la compañía. Utilidad Neta A Diciembre del año 2003, Gener registró una utilidad de $ 53.678 millones, mientras que en el año anterior obtuvo una utilidad de $ 32.741 millones. Durante el año 2003, los resultados se explican fundamentalmente por un mejor resultado fuera de explotación, debido al mejor resultado de empresas relacionadas. e.Rentabilidad Diciembre Diciembre Rentabilidad 2003 2002 De los activos (1) (%) 3,76 2,32 Del patrimonio (1) (%) 6,76 4,30 Rendimiento activos operacionales (2) (%) 6,68 9,71 Utilidad / Acción (3) (pesos) 9,46 5,77 Retorno de dividendos por acción (4) (%) 4,88% 0,00% (1) La rentabilidad de los activos y del patrimonio está calculada considerando la utilidad acumulada a Diciembre de cada año. (2) Los activos operacionales considerados para este índice es el total de activos fijos (3) La utilidad por acción a Diciembre de 2003 y 2002 está calculada considerando al número de acciones pagadas a cada fecha. (4) Calculado como los dividendos repartidos en los últimos doce meses dividido por el precio de cierre de la acción



La variación en la rentabilidad de los activos y del patrimonio se explica principalmente por el resultado del ejercicio que aumentó principalmente por la variación del resultado fuera de explotación debido al aumento de la utilidad en empresas relacionadas. La utilidad por acción se explica por el aumento del resultado del ejercicio dado que no hubo variación en el número total de acciones. El aumento en el retorno de dividendos se debe al pago de dividendos de $ 29.730 millones durante el 2003, en tanto en el año anterior no hubo reparto de dividendos. III. Análisis de diferencias entre valores libro, valores de mercado y/o económicos de

los principales activos Al 31 de diciembre de 2003, el total de activos es inferior en $ 67.187 millones al total de activos al cierre de diciembre del año 2002, por las variaciones del total de Otros Activos y Activo Fijo Neto. El total de Otros Activos disminuyó $ 225.140 millones, principalmente por la disminución en $245.410 millones de cuentas por cobrar a empresas relacionadas explicado por el traspaso al corto plazo del préstamo vigente entre AES Gener y su matriz Inversiones Cachagua, compensado por el aumento de $ 24.957 millones en el rubro Inversiones en Empresas Relacionadas, explicados por mejores resultados de Energy Trade, Gener Argentina, Norgener, Guacolda y Eléctrica Santiago. El rubro de activos circulantes aumentó $ 177.722 millones, principalmente por el aumento en $175.628 millones en documentos y cuentas por cobrar a empresas relacionadas producto del traspaso del préstamo vigente entre AES Gener y su matriz Inversiones Cachagua y al aumento de otros activos circulantes en $ 7.745 millones y de depósitos a plazo por $ 2.922 millones por mayor saldo en caja en el periodo, compensados por la disminución existencias en $ 4.913 millones, menor deudores por ventas en $ 2.390 millones y menores valores negociables por $ 1.541 millones. La variación negativa en el rubro de activo fijo fue $ 19.768 millones principalmente por la depreciación propia del período y por retiros de materiales y de activo fijo Los activos de la compañía están valorizados según los principios contables generalmente aceptados en Chile, y las instrucciones impartidas por la Superintendencia de Valores y Seguros, reflejadas en la Nota 2 de los Estados Financieros. Basado en condiciones actuales, la administración de AES Gener S.A. estima que el valor económico de las filiales Chivor S.A. E.S.P y de TermoAndes e InterAndes es hoy inferior a su respectivo valor libro. En el caso de Chivor, ésto se debe entre otras cosas, a los cambios regulatorios que han reducido significativamente sus ingresos, así como también a las limitaciones en el precio de electricidad y el bajo crecimiento en la demanda de energía eléctrica en Colombia. En el caso de Termoandes e Interandes, las razones principales son la importante sobrecapacidad



en el sistema del norte chileno y las limitaciones de despacho impuestas por el CDEC –SING. Sin embargo, en ambos casos, no hay evidencia que en forma permanente las operaciones de esas empresas no producirán ingresos suficientes para cubrir todos sus costos, incluyendo la depreciación de los activos fijos. Bajo esas circunstancias y en virtud de lo establecido en el Boletín Técnico N°33, párrafo 25 y en el Boletín Técnico N°64, párrafo 47 no se han hecho ajustes en el valor libro de los mencionados activos. IV. Análisis de las variaciones más importantes ocurridas durante el período, en los

mercados en que participa, en la competencia que enfrenta y en su participación relativa.

Mercado: La actividad de generación de AES Gener S.A. se desarrolla fundamentalmente en torno a dos grandes sistemas eléctricos, el Sistema Interconectado Central (SIC), que cubre desde el sur de la II región hasta la X región y el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), que abarca la I y parte de la II región. SIC: Durante el período enero-diciembre 2003, el crecimiento de las ventas de energía eléctrica en el SIC fue 5,8% comparado con el aumento de 4,1% en el año 2002. El costo marginal promedio durante 2003 fue 16,6 mills/kWh (Alto Jahuel 220 kV) versus 11,8 mills/kWh a igual período del año anterior. SING: El crecimiento de las ventas de energía eléctrica en el SING durante el período enero-diciembre 2003 fue 10,5%, mientras que durante el año anterior el aumento en las ventas alcanzó un 5,5%. El precio promedio durante el período analizado fue 14,9 mills/kWh, inferior al costo marginal promedio del mismo período del año 2002 que fue 16,1 mills/kWh. Esta diferencia se debe principalmente a la falla de una central de Ciclo Combinado durante los meses de mayo y diciembre del año 2002 lo que obligó una mayor operación de unidades más caras afectando los precios del mercado. Competencia y participación relativa: SIC: Durante 2003, las centrales hidráulicas de la compañía aportaron 4,2% y las centrales térmicas 1,3%; durante 2002, el aporte hidráulico de AES Gener fue de 4,9%, mientras que el aporte térmico fue de 0,6%. La generación hidráulica neta acumulada a diciembre de 2003 fue 1.415GWh vs 1.552 GWh en 2002, mientras que la generación térmica neta fue 399 GWh vs 165GWh a diciembre 2002. La producción hidráulica se vio disminuida por la paralización parcial de la central Alfalfal debido al mantenimiento mayor del sistema de túneles que se realiza cada 10 años, en el cual se produjo un siniestro indemnizable por el seguro en el proceso de vaciado de los túneles. La reparación se realizó de acuerdo a lo programado y la central sincronizó primeros días de agosto. Por otro lado, el aumento de generación térmica



de las centrales Ventanas 1 y 2 fue producto tanto como de respaldo a pruebas de centrales de Ciclo Combinado y por fallas de las mismas, así como de una mayor demanda del sistema. SING: Durante el año 2003, la central de ciclo combinado Salta, perteneciente a Termoandes, pero representada en Chile por Gener aportó el 17,1% de la generación bruta total en el SING, comparado con el 17,4% del año 2002. La generación bruta acumulada a diciembre de 2003 en el SING fue 11.424 GWh vs 10.400 en 2002. V. Descripción y análisis de los principales componentes de los flujos netos originados

por las actividades operacionales, de inversión y de financiamiento del período correspondiente.

El saldo neto de efectivo al cierre de año 2003 fue $ 20.052 millones mientras que al cierre del ejercicio del año anterior fue $ 10.131 millones, por su parte, el flujo neto total del período fue positivo en $ 11.315, millones, que se compara con el egreso neto de caja del año 2002 de $ 31.638 millones. Esta diferencia de $ 42.953 millones, se explica por las variaciones positivas en actividades de inversión por $ 65.989 millones, que fueron compensadas parcialmente por las variaciones negativas de $ 16.209 millones en actividades de la operación y $ 6.826 millones en las actividades de financiamiento. Flujo Originado por Actividades de la Operación Las actividades de operación generaron un flujo positivo de $ 32.517 millones durante el año 2003, comparados con $ 48.729 millones en el año 2002. La variación se explica por la disminución recaudaciones de deudores por venta ($ 13.299 millones) a raíz de menores ventas a clientes, menores ingresos financieros ($10.560 millones) y menores ingresos por dividendos y repartos percibidos de empresas relacionadas ($ 6.085 millones) lo cual fue compensado por menores egresos asociados a pago de proveedores, explicado por menores compras de carbón ($ 6.211 millones) y menores gastos financieros pagados ($2.479 millones). Los dividendos recibidos este año, al igual que en el 2002, corresponden principalmente a Eléctrica Santiago e Itabo, a través de NCI, sin embargo, durante el año 2003, los dividendos recibidos por la coligada Itabo fueron sustancialmente menores. Flujo originado por Actividades de Financiamiento Las actividades de financiamiento originaron un flujo negativo de $ 4.236 millones durante el año 2003, explicado por el pago de dividendos correspondientes al 100% de los resultados del ejercicio 2002, y al cobro de dividendos anteriores ($ 29.730 millones) que fueron compensados por la obtención de recursos desde Norgener; en tanto, a diciembre de 2002 se registró un flujo positivo de 2.590 millones, que se explica por la obtención de préstamos bancarios de corto plazo y por los recursos obtenidos de la filial Norgener compensados por el pago anticipado de una emisión local de bonos expresados en unidades de fomento . Los dividendos percibidos por el accionista controlador Inversiones Cachagua durante el año



2003, fueron reintegrados a la compañía mediante una amortización parcial de la cuenta corriente mercantil, dando cumplimiento a lo establecido en distintos contratos de crédito y en las juntas de accionistas. El préstamo obtenido en 2002 se refiere a un crédito de corto plazo otorgado por Citibank y pagado ese mismo año. Flujo originado por Actividades de Inversión Las actividades de inversión generaron durante el ejercicio 2003 un egreso de $ 16.965 millones, mientras que durante el año 2002 generaron un flujo negativo de $82.954 millones. Esta diferencia se debe básicamente a menores préstamos a empresas relacionadas ($ 41.702 millones). Estos préstamos se relacionan con los aportes a la filial Energy Trade durante 2002 para el pago de los sus créditos con Citbank, Royal Bank of Canada, y ABN Amro Bank., y con la compra de Notes (Obligaciones negociables) de las filiales Termoandes e Interandes en virtud del “Purchase Agreement” firmado con Bank of America. La recaudación de préstamos documentados a empresas relacionadas aumentó por el pago de la cuenta corriente mercantil por parte de Inversiones Cachagua mediante el reintegro de los dividendos percibidos desde Gener comentado anteriormente ($ 28.406 millones). VI. Análisis de riego de mercado La compañía no tiene políticas de coberturas formales para los riesgos asociados a tipo de cambio y tasas de interés. Sin embargo, la administración está constantemente evaluando alternativas para determinar la conveniencia de realizar contratos de cobertura en orden a minimizar los riesgos antes mencionados. Tasa de Interés Al 31 de diciembre de 2003 el 100 % de los créditos de largo plazo Gener están pactados a tasa fija. Tipo de Cambio Al 31 de diciembre de 2003, el 100% de las deudas de largo plazo que devengan intereses con terceros, estaban expuestas a la variación del tipo de cambio entre el dólar americano y el peso chileno. Cabe señalar que los ingresos de Gener se mueven en función del dólar. En Chile los principales componentes de la fórmula usada en la fijación del precio nudo están expresados en dólares. Lo anterior genera una cobertura natural a los efectos de una fluctuación del dólar con relación al peso chileno. Otros riesgos asociados al mercado eléctrico: Fijación de tarifas: Gran parte de los ingresos de Gener están relacionados con el precio de nudo que es fijado por la autoridad cada seis meses. En Chile, si bien el cálculo del precio de



nudo se realiza en dólares, los precios son fijados en pesos. Los precios de nudo pueden reajustarse si el dólar presenta una desviación, positiva o negativa, superior al 10% con respecto al tipo de cambio al cual se fijaron los precios de nudo Precio de los combustibles: Al ser Gener una empresa con un mix de generación principalmente térmica, la variación del precio de los combustibles, tales como el carbón, el gas natural y el diesel, pueden hacer variar la composición de costos de la compañía. Cambios en la regulación eléctrica: En enero recién pasado, después de un largo período de discusiones fue aprobada la Ley Eléctrica y se encuentra lista para su promulgación. La ley entre otras cosas, reduce la banda de ajuste de precios de 10% a 5%, y clarifica la forma en que se determinan los costos de transmisión. Desde el punto de vista del grupo de Gener, los costos de transmisión no se ven incrementados de manera significativa. El 9 de octubre de 2003, fue publicado en el diario oficial un nuevo reglamento que modifica el decreto supremo N° 327 que clarifica el cálculo relacionado al peaje de trasmisión de las instalaciones de alta tensión del sistema. Esta modificación representa un leve aumento en los costos de trasmisión actuales de las centrales de la compañía y sus filiales, sin embargo, la promulgación de la nueva ley reemplazará esta modificación. Composición de los ingresos y costos de explotación por moneda extranjera a diciembre de cada año: Rubro Moneda 2003 2002 % % Ingresos de Dólar (US$) (1) 99,2 99,4 Explotación UF y Pesos reajustables - - Pesos no reajustables 0,8 0,6 Costos de Dólar (US$) (2) 86,8 86,7 Explotación UF y Pesos reajustables 9,1 9,7 Pesos no reajustables 4,1 3,5 (1) Se presentan ingresos originados por contratos de venta a precio nudo, los cuales son indexados cada seis meses al tipo de cambio dólar. (2) Se presentan costos originados por compras de energía y potencia en el mercado spot los cuales son determinados en función del dólar.

ESTADOS FINANCIEROS RESUMIDOS


233

Estados Financieros Resumidos



234

Empresas Filiales Nacionales

Estados Financieros Resumidos (1)

BALANCE GENERAL al 31 de diciembre

2003 2002 2003 2002 2003 2002

M$ M$ M$ M$ M$ M$

ACTIVOS

Activo Circulante 6,638,310 9,648,351 11,435,446 7,094,630 32,964,746 31,329,997

Activo Fijo 170,993,167 179,996,129 25,380,094 26,871,788 89,091,660 94,420,446

Otros Activos 74,747,351 48,505,071 5,539,763 7,519,287 5,550,687 7,642,410

Total activo 252,378,828 238,149,551 42,355,303 41,485,705 127,607,093 133,392,853

PASIVOS Y PATRIMONIO

Pasivo Circulante 10,040,701 14,985,416 3,333,692 2,126,513 10,470,742 10,221,699

Pasivo Largo Plazo 28,227,092 34,566,988 13,931,908 18,730,243 57,691,828 66,660,764

Total Pasivo 38,267,793 49,552,404 17,265,600 20,856,756 68,162,570 76,882,463

INTERES MINORITARIO 0 0 0 0 0 0

Capital y Reservas 188,597,147 170,363,662 20,628,949 18,568,742 49,240,478 49,116,018

Utilidad (Pérdida) del ejercicio 25,513,888 18,233,485 4,460,754 2,060,207 10,204,045 7,394,372

Total Patrimonio 214,111,035 188,597,147 25,089,703 20,628,949 59,444,523 56,510,390

Total Pasivo y Patrimonio 252,378,828 238,149,551 42,355,303 41,485,705 127,607,093 133,392,853

ESTADO DE RESULTADOS - Por los ejercicios terminados al 31 de diciembre de:

Resultados operacionales

Ingresos de explotación 56,012,444 58,877,362 15,590,726 14,054,468 71,052,971 63,541,898

Costos de explotación -29,195,871 -31,416,511 -10,460,690 -9,485,846 -56,787,910 -48,437,408

Margen de explotación 26,816,573 27,460,851 5,130,036 4,568,622 14,265,061 15,104,490

Gastos de Administración y Ventas -1,638,418 -1,560,380 -876,348 -799,899 -1,029,268 -960,085

Resultado operacional 25,178,155 25,900,471 4,253,688 3,768,723 13,235,793 14,144,405

Resultados no operacionales

Ingresos fuera de la explotación 63,054 1,321,581 374,555 448,912 990,509 2,103,292

Egresos fuera de la explotación -974,118 -3,577,628 -718,472 -792,776 -5,415,948 -6,261,540

Corrección monetaria 5,195,718 -1,779,231 1,131,324 -884,425 2,300,316 -1,445,336

Resultado no operacional 4,284,654 -4,035,278 787,407 -1,228,289 -2,125,123 -5,603,584

Resultado antes de impuesto 29,462,809 21,865,193 5,041,095 2,540,434 11,110,670 8,540,821

Interés minoritario 0 0 0 0 0 0

Impuestos -3,948,921 -3,631,708 -580,341 -480,227 -906,625 -1,146,449

Amortización Mayor Valor de Inversiones 0 0 0 0 0 0

Utilidad (Pérdida) del ejercicio 25,513,888 18,233,485 4,460,754 2,060,207 10,204,045 7,394,372

FLUJO DE EFECTIVO - Por los ejercicios termindados al 31 de diciembre de:

Flujo Originado por Actividades de Operación 28,097,929 28,378,908 3,467,466 4,683,797 15,252,301 10,373,924

Flujo Originado por Actividades de Financiamiento -20,871,044 -21,079,754 90,742 -165,833 -7,269,912 -13,426,296

Flujo Originado por Actividades de Inversión -6,791,745 -6,860,672 -58,679 -1,582,069 649,935 7,459,284

Flujo Neto Total Positivo (Negativo) del Año 435,140 438,482 3,499,529 2,935,895 8,632,324 4,406,912

Efecto Inflación Sobre el Efectivo -10,305 -10,408 -321,986 -81,432 -4,175,244 354,035

Variación Neta del Efectivo 424,835 428,074 3,177,543 2,854,463 4,457,080 4,760,947

Saldo Inicial del Efectivo 35,333 35,686 3,765,257 910,794 19,889,272 15,128,325

Saldo final del Ejercicio 460,168 463,760 6,942,800 3,765,257 24,346,352 19,889,272

Energía Verde S.A. Soc. Eléctrica SantiagoNorgener S.A.



235

Empresas Filiales Nacionales



2003 2002 2003 2002 2003 2002

M$ M$ M$ M$ M$ M$

ACTIVOS

Activo Circulante 4,865,510 4,914,189 19 19 4,034,499 4,436,722

Activo Fijo 0 0 0 0 0 0

Otros Activos 0 0 28,605 34,964 0 0

Total activo 4,865,510 4,914,189 28,624 34,983 4,034,499 4,436,722


Pasivo Circulante 4,921,653 4,970,870 0 0 558,742 546,588

Pasivo Largo Plazo 0 0 0 0 0 0

Total Pasivo 4,921,653 4,970,870 0 0 558,742 546,588

INTERES MINORITARIO 0 0 0

Capital y Reservas -56,683 -1,321,341 34,983 32,835 3,890,134 3,592,000

Utilidad (Pérdida) del ejercicio 540 1,264,659 -6,359 2,148 -414,377 298,134

Total Patrimonio -56,143 -56,682 28,624 34,983 3,475,757 3,890,134

Total Pasivo y Patrimonio 4,865,510 4,914,188 28,624 34,983 4,034,499 4,436,722



Ingresos de explotación 0 1,830,350 0 0 0 0

Costos de explotación 0 -608,320 0 0 0 0

Margen de explotación 0 1,222,030 0 0 0 0

Gastos de Administración y Ventas -59 -661 0 0 -723 -7,407

Resultado operacional -59 1,221,369 0 0 -723 -7,407


Ingresos fuera de la explotación 0 0 0 0 327,932 291,970

Egresos fuera de la explotación 0 0 0 0 0 0

Corrección monetaria 599 43,290 -6,359 2,148 -741,586 13,571

Resultado no operacional 599 43,290 -6,359 2,148 -413,654 305,541

Resultado antes de impuesto 540 1,264,659 0 -6,359 2,148 0 -414,377 298,134

Interés minoritario 0 0 0 0 0 0

Impuestos 0 0 0 0 0 0

Amortización Mayor Valor de Inversiones 0 0 0 0 0

Utilidad (Pérdida) del ejercicio 540 1,264,659 -6,359 2,148 -414,377 298,134


Flujo Originado por Actividades de Operación 4,409 -136,906 0 0 72 -87

Flujo Originado por Actividades de Financiamiento 0 136,833 0 0 0 0

Flujo Originado por Actividades de Inversión 0 0 0 0 0 0

Flujo Neto Total Positivo (Negativo) del Año 4,409 -73 0 0 72 -87

Efecto Inflación Sobre el Efectivo -307 -645 0 0 -1 -2

Variación Neta del Efectivo 4,102 -718 0 0 71 -89

Saldo Inicial del Efectivo 30,975 31,693 19 19 48 137

Saldo final del Ejercicio 35,077 30,975 19 19 119 48

PACSA S.A.Serv. Asistencia Técnica Gener Internacional S.A.



236

Empresas Filiales Extranjeras



2003 2002 2003 2002 2003 2002

M$ M$ M$ M$ M$ M$

ACTIVOS

Activo Circulante 33,174,597 35,778,702 96,700 272,422 11,900,826 16,054,057

Activo Fijo 354,010,861 441,200,083 0 189 168,807,363 215,473,812

Otros Activos 12,904,822 20,394,701 2,406,286 2,609,981 41,791,075 49,487,335

Total activo 400,090,280 497,373,486 2,502,986 2,882,592 222,499,264 281,015,204


Pasivo Circulante 16,902,656 35,759,257 180,994 354,900 38,527,924 44,494,643

Pasivo Largo Plazo 397,230,175 497,420,983 0 0 90,404,759 141,189,553

Total Pasivo 414,132,831 533,180,240 180,994 354,900 128,932,683 185,684,196

INTERES MINORITARIO 40,598 47,270 0 0 0 0

Capital y Reservas -77,635,872 -16,582,361 2,541,930 2,511,500 91,898,928 109,678,082

Utilidad (Pérdida) del ejercicio 63,552,723 -19,271,663 -219,938 16,192 4,667,653 -14,347,074

Total Patrimonio -14,083,149 -35,854,024 2,321,992 2,527,692 96,566,581 95,331,008

Total Pasivo y Patrimonio 400,090,280 497,373,486 2,502,986 2,882,592 225,499,264 281,015,204



Ingresos de explotación 78,788,124 81,783,729 0 0 29,774,544 30,685,025

Costos de explotación -49,462,925 -54,966,445 0 0 -16,724,730 -19,436,186

Margen de explotación 29,325,199 26,817,284 0 0 13,049,814 11,248,839

Gastos de Administración y Ventas -2,717,345 -6,443,184 -95,396 -192,338 -1,332,978 -1,286,618

Resultado operacional 26,607,854 20,374,100 -95,396 -192,338 11,716,836 9,962,221


Ingresos fuera de la explotación 1,474,692 2,379,990 366,357 349,401 807,544 782,200

Egresos fuera de la explotación -12,741,336 -30,008,530 -13,255 -1,764 -11,553,835 -14,831,658

Corrección monetaria 51,990,213 -19,737,885 -467,060 51,689 3,428,232 -12,794,403

Resultado no operacional 40,723,569 -47,366,425 -113,958 399,326 -7,318,059 -26,843,861

Resultado antes de impuesto 67,331,423 -26,992,325 -209,354 206,988 4,398,777 -16,881,640

Interés minoritario -2,513 -1,087 0 0 0 0

Impuestos -3,776,187 7,721,749 -10,584 -190,796 268,876 2,534,566

Amortización Mayor Valor de Inversiones 0 0 0 0 0 0

Utilidad (Pérdida) del ejercicio 63,552,723 -19,271,663 -219,938 16,192 4,667,653 -14,347,074


Flujo Originado por Actividades de Operación 27,325,769 -199,308 -222,578 -62,998 15,191,752 7,587,047

Flujo Originado por Actividades de Financiamiento -24,349,103 -5,131,734 12,076 212,716 -9,198,513 -3,597,176

Flujo Originado por Actividades de Inversión -2,041,408 547,251 210,315 -251,942 -4,252,977 -3,616,767

Flujo Neto Total Positivo (Negativo) del Año 935,258 -4,783,791 -187 -102,224 1,740,262 373,104

Efecto Inflación Sobre el Efectivo -1,220,739 2,963,332 -110 -14,339 -1,016,526 -184,959

Variación Neta del Efectivo -285,481 -1,820,459 -297 -116,563 723,736 188,145

Saldo Inicial del Efectivo 658,048 2,478,507 701 117,264 4,842,624 4,654,479

Saldo final del Ejercicio 372,567 658,048 404 701 5,566,360 4,842,624

Energy Trade and Finance Co. Gener Colombia S.A. Gener Argentina S.A.



237

Empresas Filiales Extranjeras



2003 2002 2003 2002

M$ M$ M$ M$

ACTIVOS

Activo Circulante 11,900,826 16,054,057 4,007,667 3,193,682

Activo Fijo 168,807,363 215,473,812 0 0

Otros Activos 41,791,075 49,487,335 0 0

Total activo 222,499,264 281,015,204 4,007,667 3,193,682


Pasivo Circulante 38,527,924 44,494,643 573,369 115,605

Pasivo Largo Plazo 90,404,759 141,189,553 0 0

Total Pasivo 128,932,683 185,684,196 573,369 115,605

INTERES MINORITARIO 0 0 0 0

Capital y Reservas 91,898,928 109,678,082 52,884 64,819

Utilidad (Pérdida) del ejercicio 4,667,653 -14,347,074 3,381,414 3,013,258

Total Patrimonio 96,566,581 95,331,008 3,434,298 3,078,077

Total Pasivo y Patrimonio 225,499,264 281,015,204 4,007,667 3,193,682



Ingresos de explotación 29,774,544 30,685,025 4,090,714 3,827,502

Costos de explotación -16,724,730 -19,436,186 -26,184 -9,225

Margen de explotación 13,049,814 11,248,839 4,064,530 3,818,277

Gastos de Administración y Ventas -1,332,978 -1,286,618 0 0

Resultado operacional 11,716,836 9,962,221 4,064,530 3,818,277


Ingresos fuera de la explotación 807,544 782,200 76,078 69,312

Egresos fuera de la explotación -11,553,835 -14,831,658 -237 -16

Corrección monetaria 3,428,232 -12,794,403 376,622 134,112

Resultado no operacional -7,318,059 -26,843,861 452,463 203,408

Resultado antes de impuesto 4,398,777 -16,881,640 4,516,993 4,021,685

Interés minoritario 0 0 0 0

Impuestos 268,876 2,534,566 -1,135,579 -1,008,427

Amortización Mayor Valor de Inversiones 0 0 0 0

Utilidad (Pérdida) del ejercicio 4,667,653 -14,347,074 3,381,414 3,013,258


Flujo Originado por Actividades de Operación 15,191,752 7,587,047 2,224,055 1,114,936

Flujo Originado por Actividades de Financiamiento -9,198,513 -3,597,176 -3,025,279 -3,464,518

Flujo Originado por Actividades de Inversión -4,252,977 -3,616,767 0 0

Flujo Neto Total Positivo (Negativo) del Año 1,740,262 373,104 -801,224 -2,349,582

Efecto Inflación Sobre el Efectivo -1,016,526 -184,959 0 0

Variación Neta del Efectivo 723,736 188,145 -801,224 -2,349,582

Saldo Inicial del Efectivo 4,842,624 4,654,479 802,370 3,151,952

Saldo final del Ejercicio 5,566,360 4,842,624 1,146 802,370

Gener Argentina S.A. New Caribbean Investment S.A.

INFORMACIÓN FILIALES Y COLIGADAS


238

Información General Filiales y Coligadas


CDEC SIC LTDA. Naturaleza Jurídica Tipo de Entidad: Sociedad de Responsabilidad Limitada RUT: 77.286.570-8 Dirección: Teatinos 280, Piso 6 Santiago de Chile Teléfono: (56 2) 424 6300 Fax: (56 2) 424 6301 Objeto Social Administración, coordinación y operación de la generación, transmisión y distribución de electricidad en el Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Eléctrico Interconectado Central. Capital y Acciones • Capital pagado: M$ 668.000 • Acciones suscritas: 408.000.000 • Acciones pagadas: 408.000.000 • Participación: 7,69% • Inversión/Total de Activos: 0,00% Presidente • Alan Fischer H. Directores • Alan Fischer H. • Juan Carlos Olmedo H. (5) • Eduardo Ricke M. • Christian Clavería A. • Mario Téllez G. • Héctor Castro A. • Rodrigo Osorio B. (11) • Ricardo Santibáñez Z. • Eduardo Andrade H. • Gustavo Riveros S. • Gerardo Illanes C. • Jorge Leal S. • Fernando Cubillos P. • Marcelo Bobadilla M. Gerente General • Germán Henríquez V.

CDEC SING LTDA. Naturaleza Jurídica Tipo de Entidad: Sociedad de Responsabilidad Limitada RUT: 77.345.310-1 Dirección: Nueva de Lyon 72, Oficina 1202 Santiago de Chile Teléfono: (56 2) 378 9334, Anexo 103 Fax: (56 2) 378 9296 Objeto Social Administración, coordinación y operación de la generación, transmisión y distribución de electricidad en el Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Eléctrico Interconectado del Norte Grande. Capital y Acciones • Capital pagado: M$ 434.000 • Acciones suscritas: 352.244.980 • Acciones pagadas: 352.244.980 • Participación: 14,28% • Inversión/Total de Activos: 0,00% Presidente • Carlos Aguirre P. (12) Directores • Pedro de la Sota S. • Francisco Promis B. • Lucas Sanhueza Y. • Juan Carlos Olmedo H. (5) • Eduardo Soto T. • Carlos Aguirre P. (12) • Eduardo Andrade H. Gerente General • Carlos Finat

CHIVOR S.A. E.S.P. Naturaleza Jurídica Tipo de Entidad: Sociedad Anónima Extranjera Dirección: Calle 98 N°22-64, Oficina 518, Santafé de Bogotá, Colombia Teléfono: (57 1) 623 6660 Fax: (57 1) 623 6381 Objeto Social Generación y comercialización de energía. Capital y Acciones • Capital pagado: M$ 135.134.035 • Acciones suscritas: 222.818.836 • Acciones pagadas: 222.818.836 • Participación: 99,98% Directores • Mark Green • Didier Rotsaert • Steven Walsh (9) • Luis Carlos Valenzuela • Alberto Calderón Gerente General • Steven Walsh (9) Personal (*) • Técnicos y Administrativos: 49 • Profesionales: 14 • Ejecutivos: 7


CIA. CARBONES DEL CESAR LTDA. Naturaleza Jurídica Tipo de Entidad: Sociedad Limitada Extranjera Dirección: Calle 98 N°22-64, Oficina 201, Santafé de Bogotá, Colombia Teléfonos: (57 1) 635 1788 (57 1) 636 0579 Fax: (57 1) 635 2277 Objeto Social Participación en la explotación de carbón en Colombia. Capital y Acciones • Capital pagado: M$ 2.071.459 • Cuotas pagadas: 9.864.089 • Participación: 99,24% • Inversión/Total de Activos: 0,24% Gerente General • Steven Walsh (9)

EMPRESA ELECTRICA GUACOLDA S.A. Naturaleza Jurídica Tipo de Entidad: Sociedad Anónima Cerrada RUT:96.635.700-2 Dirección: Miraflores 222 Piso 16 Santiago de Chile Teléfono: (56 2) 362 4031 Fax: (56 2) 362 1675 Objeto Social Explotación, generación, transmisión, compra, distribución y venta de energía eléctrica; prestación de servicios portuarios y de muelle; servicios de ingeniería y otros. Capital y Acciones • Capital pagado: M$ 90.471.501 • Acciones suscritas: 129.559.000 • Acciones pagadas: 129.559.000 • Participación: 50,00% • Inversión/Total de Activos: 3,41% Presidente • José Florencio Guzmán Correa Directores • José Florencio Guzmán C. • Sven von Appen B. • Jorge Bunster B. • Francisco J. Castro C. (4) • Felipe Cerón C. (3) • Matías Domeyko C. • Juan Carlos Olmedo H. (5) • Juan Ricardo Inostroza L. (7) • Wolf von Appen B. Gerente General • Sergio del Campo Fayet

EMPRESA GENERADORA DE ELECTRICIDAD ITABO S.A. Naturaleza Jurídica Tipo de Entidad: Sociedad Anónima Extranjera Dirección: Av. Rómulo Betancourt N°1108 Sector Santa Julia, República Dominicana Teléfono: (1 809) 532 0078 Fax: (1 809) 533 2368 Objeto Social Generación y venta de energía eléctrica Capital y Acciones • Capital pagado: M$ 95.635.379 • Acciones suscritas: 56.355.556 • Acciones pagadas: 56.355.556 • Participación: 25,01% • Inversión/Total de Activos: 3,17% Presidente • Julián Nebreda Directores • Julián Nebreda • Jorge Alvarez • César Sánchez • Kevin P. Manning • Greg Bafalis Gerente General • Mark Tracey


ENERGEN S.A. Naturaleza Jurídica Tipo de Entidad: Sociedad Anónima Argentina Dirección: Olga Cossettini 771 1° B, Capital Federal CP1107 República Argentina Teléfono: (54 387) 491 9646 Fax: (54 387) 491 9657 Objeto Social La compra y venta mayorista de energía eléctrica producida por terceros, la importación, exportación, consignación, intermediación y comercialización de energía eléctrica, cualquier tipo de gestión y/o actividad relacionada con la generación, transporte y distribución de energía eléctrica. Capital y Acciones • Capital pagado: M$ 2.428 • Acciones suscritas: 12.000 • Acciones pagadas: 12.000 • Participación: 99,99% Presidente • Javier Giorgio (2) Directores • Edgardo Campelo • Osvaldo Ledezma • Javier Giorgio (2) Gerente General • Osvaldo Ledezma

ENERGIA VERDE S.A. Naturaleza Jurídica Tipo de Entidad: Sociedad Anónima Cerrada RUT: 96.673.040-4 Dirección: O’Higgins 940, Oficina 901, Piso 9, Concepción, Chile Teléfono: (56 41) 253 228 Fax: (56 41) 253 227 Objeto Social Generación y venta de energía eléctrica y vapor de proceso para industrias; desarrollo de nuevos proyectos de generación con recursos energéticos no tradicionales y amigables con el medio ambiente. Capital y Acciones • Capital pagado: M$ 15.983.616 • Acciones suscritas: 15.271.250 • Acciones pagadas: 15.271.250 • Participación: 99,99% • Inversión/Total de Activos: 1,81% Presidente • Juan Carlos Olmedo H. (5) Directores • Héctor Rojas Brito (10) • Francisco J. Castro C. (4) • Juan Carlos Olmedo H. (5) Gerente General • Jaime Zuazagoitía Viancos Personal (*) • Técnicos y Administrativos: 45 • Profesionales: 21 • Ejecutivos: 4

ENERGY TRADE AND FINANCE CORPORATION Naturaleza Jurídica Tipo de Entidad: Sociedad Extranjera Dirección: P.O. Box 309 Ugland House, South Church Street, Grand Cayman, Cayman Island Teléfono: (1 809) 949 8066 Fax: (1 809) 949 8080 Objeto Social Inversión de todo tipo de bienes corporales e incorporales; compraventa, comercialización y elaboración de todo tipo de bienes, materiales e inmateriales. Capital y Acciones • Capital pagado: M$ 95.981.832 • Acciones suscritas: 2.002 • Acciones pagadas: 2.002 • Participación: 100,00% • Inversión/Total de Activos: 0,49% Presidente • Francisco J. Castro C. (4) Directores • Francisca Cea E. (8) • Francisco J. Castro C. (4) • Vanessa Thiers N.


GASODUCTO GASANDES ARGENTINA S.A. Naturaleza Jurídica Tipo de Entidad: Sociedad Anónima Extranjera Dirección: Maipú 1300 – Piso 7°, Capital Federal, República Argentina Teléfono: (54 11) 4316 5600 Fax: (54 11) 4316 5601 Objeto Social Transporte de gas natural. Capital y Acciones • Capital pagado: M$ 49.562.705 • Acciones suscritas: 83.467.000 • Acciones pagadas: 83.467.000 • Participación: 13,00% • Inversión/Total de Activos: 0,75% Presidente • Jacques Chambert-Loir Directores • Jacques Chambert Loir • Francois Faures • Horacio Turri • Bruno Tremblay • Héctor Rojas Brito (10) • Matías Pérez Cruz • Diego Garzón Duarte • Matías María Brea • Bruno Karcher Gerente General • Francois Faures

GASODUCTO GASANDES S.A. Naturaleza Jurídica Tipo de Entidad: Sociedad Anónima Cerrada RUT:96.721.360-8 Dirección: Av. Isidora Goyenechea 3600 Piso 4°, Santiago de Chile Teléfono: (56 2) 334 3660 Fax: (56 2) 362 4441 Objeto Social Transporte de gas natural. Capital y Acciones • Capital pagado: M$ 41.128.963 • Acciones suscritas: 172.800 • Acciones pagadas: 172.800 • Participación: 13,00% • Inversión/Total de Activos: 0,30% Presidente • Jacques Chambert-Loir Directores • Francois Faures • Jacques Chambert-Loir • Horacio Turri • Bruno Tremblay • Bruno Karcher • Diego Garzón Duarte • Matías María Brea • Matías Pérez Cruz • Héctor Rojas Brito (10) Gerente General • Francois Faures

GENER ARGENTINA S.A. Naturaleza Jurídica Tipo de Entidad: Sociedad Anónima Extranjera (Argentina) Dirección: Olga Cossettini 771 1° B, Capital Federal, República Argentina Teléfono: (54 11) 4000 2300 Fax: (54 11) 4000 2313 Objeto Social Realización de operaciones financieras y de inversión por cuenta propia o de terceros con excepción de aquellas previstas en las leyes y reglamentaciones de entidades financieras, incluyendo el otorgamiento y toma de préstamos, aportes de capital, emisión y compraventa de acciones y toda clase de valores mobiliarios y papeles de crédito, tomar o mantener participación en forma directa o a través de otras sociedades controladas o vinculadas en: la o las licitaciones de paquetes accionarios de sociedades que posean como activo centrales hidráulicas o térmicas, aún no privatizadas por el Gobierno Argentino y el desarrollo de otros proyectos del sector eléctrico argentino. Capital y Acciones • Capital pagado: M$ 49.407.672 • Acciones suscritas: 244.205.576 • Acciones pagadas: 244.205.576 • Participación: 100,00% • Inversión/Total de Activos: 6,71% Presidente • Javier Giorgio (2) Directores • Javier Giorgio (2) • Edgardo Campelo • Osvaldo Ledezma Gerente General • Osvaldo Ledezma


GENER BLUE WATER LIMITED Naturaleza Jurídica Tipo de Entidad: Sociedad Extranjera RUT:59.055.340-9 Dirección: P.O. Box 309 Ugland House, South Church Street, Grand Caymand, Cayman Island Teléfono: (1 809) 949 8066 Fax: (1 809) 949 8080 Objeto Social Objeto social sin restricciones, pudiendo llevar a cabo todo tipo de negocios, inversiones, etc. Capital y Acciones • Capital pagado: M$ 12.129.043 • Participación: 100,00% Presidente • Francisco J. Castro C. (4) Directores • Daniel Aninat F. • Francisca Cea E. (8) • Francisco J. Castro C. (4) Gerente General • David Orellana

AES COLOMBIA S.A. Naturaleza Jurídica Tipo de Entidad: Sociedad Anónima Extranjera Dirección: Calle 98 N°22-64, Oficina 502, Santafé de Bogotá, Colombia Teléfono: (57 1) 623 6637 Fax: (57 1) 623 6837 Objeto Social Explotación de instalaciones de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica; exploración, explotación, distribución y comercialización de todo tipo de combustibles; prestación de servicios de ingeniería; prestación de servicios portuarios y explotación de muelles y bodegas en general; inversión en todo tipo de bienes, incluyendo títulos, valores y la participación en el capital de otras sociedades. Capital y Acciones • Capital pagado: M$ 1.647.259 • Acciones suscritas: 5.985.370 • Acciones pagadas: 5.985.370 • Participación: 95,11% • Inversión/Total de Activos: 0,16% Directores • Jaime Hoyos Falla • Carlos Eduardo Merchant Reina • Steven Walsh (9) Gerente General • Steven Walsh (9)

GENER INTERNACIONAL S.A. Naturaleza Jurídica Tipo de Entidad: Sociedad Anónima Cerrada RUT:96.814.370-0 Dirección: Mariano Sánchez Fontecilla 310, Piso 3, Las Condes, Santiago de Chile Teléfono: (56 2) 686 8900 Fax: (56 2) 686 8990 Objeto Social Inversión de todo tipo de bienes corporales e incorporales; prestación de asesorías profesionales; participación en otras sociedades y participación en privatizaciones, licitaciones, adjudicaciones y propuestas. Capital y Acciones • Capital pagado: M$ 28.137.244 • Acciones suscritas: 25.000.000 • Acciones pagadas: 25.000.000 • Participación: 99,90% • Inversión/Total de Activos: 0,00% Presidente • Vanessa Thiers N. Directores • Vanessa Thiers N. • Tomás Jopia R. • Cristián Antúnez F.


INTERANDES S.A. Naturaleza Jurídica Tipo de Entidad: Sociedad Anónima Extranjera Dirección: Olga Cossettini 771 1° B Capital Federal CP1107, República Argentina Teléfono: (54 387) 4919646 Fax: (54 387) 4919657 Objeto Social Transmisión de energía eléctrica. Capital y Acciones • Capital pagado: M$ 2.428 • Acciones suscritas: 12.000 • Acciones pagadas: 12.000 • Participación: 100,00% Presidente • Javier Giorgio (2) Directores • Javier Giorgio (2) • Eduardo Dutrey (2) • Osvaldo Ledezma Gerente General • Osvaldo Ledezma

INVERSIONES TERMOENERGIA DE CHILE LIMITADA Naturaleza Jurídica Tipo de Entidad: Sociedad de Responsabilidad Limitada RUT:78.759.060-8 Dirección: Mariano Sánchez Fontecilla 310, Piso 3, Las Condes, Santiago de Chile Teléfono: (56 2) 686 8900 Fax: (56 2) 686 8990 Objeto Social Participación en proyectos energéticos de todo tipo, generar, transportar, comercializar y comprar y vender electricidad y gas y toda clase de energía por cuenta propia o ajena. Capital y Acciones • Capital pagado: M$ 12.129.043 • Participación: 99,99%

NEW CARIBBEAN INVESTMENT S.A. Naturaleza Jurídica Tipo de Entidad: Sociedad Anónima Extranjera Dirección: Av. Rómulo Betancourt N°1108 Sector Santa Julia, República Dominicana Teléfono: (1 809) 532 0078 Fax: (1 809) 533 2368 Objeto Social Inversión en todo tipo de bienes, incluyendo títulos, valores y la participación en el capital de otras sociedades; transferencia tecnológica y administración de empresas de generación eléctrica. Capital y Acciones • Capital pagado: M$ 16.970 • Acciones suscritas: 10.000 • Acciones pagadas: 10.000 • Participación: 50,01% • Inversión/Total de Activos: 0,07% Presidente • Julián Nebreda Directores • Julián Nebreda • Jorge Alvarez • Fernando González • Greg Bafalis • Rodolfo Taboada Gerente General • Mark Tracey


NORGENER S.A. Naturaleza Jurídica Tipo de Entidad: Sociedad Anónima Cerrada RUT: 96.678.770-8 Dirección: Jorge Hirmas 2964 Renca, Santiago de Chile Teléfono: (56 2) 680 4710 Fax: (56 2) 680 4895 Objeto Social Generación, transmisión y venta de energía eléctrica. Capital y Acciones • Capital pagado: M$ 131.267.419 • Acciones suscritas: 1.932.764.432 • Acciones pagadas: 1.932.764.432 • Participación: 99,99% • Inversión/Total de Activos: 15,26% Presidente • Juan Carlos Olmedo H. (5) Directores • Juan Carlos Olmedo H. (5) • Francisco J. Castro C. (4) • Enio Belmonte C. (6) Gerente General • Carlos Aguirre P. Personal (*) • Técnicos y Administrativos: 27 • Profesionales: 19 • Ejecutivos: 1

GENERGIA S.A. Naturaleza Jurídica Tipo de Entidad: Sociedad Anónima Cerrada RUT: 96.761.150-6 Dirección: Mariano Sánchez Fontecilla 310, Piso 3, Las Condes, Santiago de Chile Teléfono: (56 2) 686 8900 Fax: (56 2) 686 8990 Objeto Social Inversiones, servicios de asesoría de ingeniería. Capital y Acciones • Capital pagado: M$ 11.266.854 • Acciones suscritas: 2.488.637 • Acciones pagadas: 2.488.637 • Participación: 99,99% Presidente • Vanessa Thiers N. Directores • Vanessa Thiers N. • Tomás Jopia R. • David Orellana C. Gerente General • David Orellana C.

GENERGIA POWER LTD. Naturaleza Jurídica Tipo de Entidad: Sociedad Extranjera Dirección: P.O. Box 309 Ugland House, South Church Street, Grand Caymand, Cayman Island Teléfono: (1 809) 949 8066 Fax: (1 809) 949 8080 Objeto Social Inversiones en Sudamérica Capital y Acciones • Capital pagado: M$ 11.266.854 • Acciones suscritas: 14.873.107 • Acciones pagadas: 14.873.107 • Participación: 100,00% Presidente • Francisco J. Castro C. (4) Directores • Francisca Cea E. (8) • Daniel Aninat F. • Francisco J. Castro C. (4) Gerente General • David Orellana C.


OILGENER INC. Naturaleza Jurídica Tipo de Entidad: Sociedad Anónima Extranjera Dirección: Mariano Sánchez Fontecilla 310, Piso 3° Las Condes, Santiago de Chile Teléfono: (56 2) 686 8900 Fax: (56 2) 686 8990 Objeto Social Explotación y exploración de hidrocarburos. Capital y Acciones • Capital pagado: M$ 7.539.249 • Acciones suscritas: 1.000 • Acciones pagadas: 1.000 • Participación: 100,00% • Inversión/Total de Activos: 0,00% Presidente • Tomás Jopia R. Directores • Tomás Jopia R. • Francisco J. Castro C. (4) • Francisca Cea E. (8) Gerente General • Juan Carlos Araya O’Nell

PETROLEOS, ASFALTOS Y COMBUSTIBLES S.A. Naturaleza Jurídica Tipo de Entidad: Sociedad Anónima Cerrada RUT: 78.822.370-6 Dirección: Jorge Hirmas 2964 Renca, Santiago de Chile Teléfono: (56 2) 680 4735 – 680 4741 Fax: (56 2) 680 4736 Objeto Social Compra, venta, importación, exportación, distribución y comercialización de toda clase de hidrocarburos, combustibles, asfaltos, aceites y sus componentes y derivados y servicios relacionados. Capital y Acciones • Capital pagado: M$ 4.030.027 • Acciones suscritas: 254.455.682 • Acciones pagadas: 254.455.682 • Participación: 97,90% • Inversión/Total de Activos: 0,24% Presidente • Francisco J. Castro C. (4) Directores • Francisco J. Castro C. (4) • Tomás Jopia R. • Cristián Antúnez F. Gerente General • Osvaldo Martínez C.

SERVICIO DE ASISTENCIA TÉCNICA S.A. Naturaleza Jurídica Tipo de Entidad: Sociedad Anónima Cerrada RUT: 96.872.170-4 Dirección: Jorge Hirmas 2964 Renca, Santiago de Chile Teléfono: (56 2) 680 4735 – 680 4741 Fax: (56 2) 680 4736 Objeto Social Prestación de servicios de ingeniería; asesoría técnica; control de calidad; administración e inspección de proyectos; construcción, montaje y puesta en servicio de proyectos de obras propias y de terceros; mantenimiento y operación de instalaciones industriales; fabricación y refacción de partes y componentes y equipos relacionados con las actividades de su giro. Capital y Acciones • Capital pagado: M$ 553 • Acciones suscritas: 1.001 • Acciones pagadas: 1.001 • Participación: 99,90% • Inversión/Total de Activos: 0,00% Presidente • Francisco J. Castro C. (4) Directores • David Orellana C. • Cristian Antúnez F. • Francisco J. Castro C. (4) Gerente General • Juan Carlos Araya O’Nell


SOCIEDAD ELECTRICA SANTIAGO S.A. Naturaleza Jurídica Tipo de Entidad: Sociedad Anónima Cerrada RUT: 96.717.620-6 Dirección: Jorge Hirmas 2964 Renca, Santiago de Chile Teléfono: (56 2) 680 4760 Fax: (56 2) 680 4743 Objeto Social Explotación, generación, transmisión, compra, distribución y venta de energía eléctrica o de cualquier otra naturaleza; Comercialización de combustibles; prestación de servicios de ingeniería. Capital y Acciones • Capital pagado: M$ 36.982.406 • Acciones suscritas: 15.964.302 • Acciones pagadas: 15.964.302 • Participación: 90,00% • Inversión/Total de Activos: 3,39% Presidente • Felipe Cerón C. (3) Directores • Felipe Cerón C. (3) • Gabriel del Real • Francisco J. Castro C. (4) • Juan R. Inostroza L. (7) • Juan C. Olmedo H. (5) • Enio Belmonte C. (6) • Vanessa Thiers N. • Armando Lolas C. • Osvaldo Martínez C. Gerente General • Héctor Rojas B. (10) Personal (*) • Técnicos y Administrativos: 2 • Profesionales: 6 • Ejecutivos: 4

TERMOANDES S.A. Naturaleza Jurídica Tipo de Entidad: Sociedad Anónima Extranjera (Argentina) Dirección: Olga Cossettini 771 1° B, Capital Federal CP1107, República Argentina Teléfono: (54 38) 7491 9646 Fax: (54 38) 7491 9657 Objeto Social Generación, importación, exportación y comercialización de energía eléctrica. Capital y Acciones • Capital pagado: M$ 9.713.788 • Acciones suscritas: 48.012.000 • Acciones pagadas: 48.012.000 • Participación: 100,00% Presidente • Javier Giorgio (2) Directores • Javier Giorgio (2) • Eduardo Dutrey (2) • Osvaldo Ledezma Gerente General • Osvaldo Ledezma Personal (*) • Técnicos y Administrativos:27 • Profesionales: 10 • Ejecutivos: 5


Las relaciones comerciales de AES Gener S.A. con sus empresas relacionadas se encuentran reguladas por contratos vigentes, cuyos efectos se muestran en los Estados Financieros. Los ejecutivos de AES Gener S.A. no perciben remuneración por sus funciones como directores de empresas relacionadas. Los ejecutivos de New Caribbean Investment son también ejecutivos de Itabo y no reciben remuneración adicional por sus funciones en aquélla. (*) Personal de EERR que consolidan sus resultados con los de AES Gener y que cuentan con personal contratado.

(1) Presidente del Directorio de AES Gener S.A. (2) Director de AES Gener S.A. (3) Gerente General de AES Gener SA. (4) Gerente de Administración y Finanzas de AES Gener S.A. (5) Gerente Comercial de AES Gener S.A. (6) Gerente de Operaciones de AES Gener S.A. (7) Gerente de Regulación y Desarrollo de AES Gener S.A. (8) Fiscal de AES Gener S.A. (9) Gerente General de Chivor S.A. (10) Gerente General de Eléctrica Santiago S.A. (11) Gerente Comercial de Eléctrica Santiago S.A. (12) Gerente General Norgener S.A.

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CENTRAL NUEVA RENCA

Dirección: Jorge Hirmas 2964, Renca Teléfono: (56 2) 680 4760 Fax: (56 2) 680 4844 CENTRAL ALFALFAL

Dirección: Cajón del Río Colorado, Alfalfal s/n, San José de Maipo Teléfono: (56 2) 686 8121 Fax: (56 2) 686 3131 CENTRAL VENTANAS

Dirección: Camino Costero s/n, Puchuncaví Teléfono: (56 32) 796 148 Fax: (56 32) 794 012 CENTRAL QUELTEHUES

Dirección: Camino El Volcán Km.77, San José de Maipo Teléfono: (56 2) 686 8747 Fax: (56 2) 686 8746

CENTRAL MAITENES

Dirección: Cajón del Río Colorado s/n, San José de Maipo Teléfono: (56 2) 686 8121 Fax: (56 2) 686 3131 CENTRAL RENCA

Dirección: Jorge Hirmas 2964, Renca Teléfono: (56 2) 680 4700 Fax: (56 2) 680 4726 CENTRAL VOLCAN

Dirección: Camino El Volcán km 77, San José de Maipo Teléfono: (56 2) 686 8747 Fax: (56 2) 686 8746 CENTRAL LAGUNA VERDE

Dirección: Av. Principal s/n, Laguna Verde, Valparaíso Teléfono: (56 32) 348 055

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Suscripción y Declaración Jurada de Responsabilidad En conformidad a la normativa vigente de la Superintendencia de Valores y Seguros, la presente memoria de AES Gener S.A. es aprobada y suscrita por el gerente general de la compañía y los directores más abajo individualizados, que constituyen la mayoría del Directorio de AES Gener según su conformación a la fecha de la publicación del documento. Ellos se hacen responsables, bajo juramento, respecto de la veracidad de la información incorporada.

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