RENTABILIDAD DE LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN Y SU RELACIÓN CON LAS FIJACIONES TARIFARIAS

PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATOLICA DE CHILE ESCUELA DE INGENIERIA RENTABILIDAD DE LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN Y SU RELACIÓN CON LAS FIJACIONES TARIFARIAS LEONARDO ALBERTO LOMUSCIO DROGUETT Memoria para optar al título de Ingeniero Civil Industrial, con Diploma en Ingeniería Eléctrica Profesor Supervisor: HUGH RUDNICK VAN DE WYNGARD Santiago de Chile, 2004

PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATOLICA DE CHILE ESCUELA DE INGENIERIA Departamento de Ingeniería Eléctrica RENTABILIDAD DE LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN Y SU RELACIÓN CON LAS FIJACIONES TARIFARIAS LEONARDO ALBERTO LOMUSCIO DROGUETT Memoria presentada a la Comisión integrada por los profesores: HUGH RUDNICK V. CELSO GONZALEZ G. PABLO GIACONI V. Para completar las exigencias del título de Ingeniero Civil Industrial, con Diploma en Ingeniería Eléctrica Santiago de Chile, 2004

DEDICATORIA A mis Padres, hermanos y amigos, que me apoyaron mucho. ii

AGRADECIMIENTOS A través de estas líneas quiero dar mis más sinceros agradecimientos a todas aquellas personas e instituciones que de alguna forma contribuyeron en el desarrollo de esta memoria. A Don Ricardo Silva, por su colaboración y consejos en mi participación como ayudante en el curso de Mercados Eléctricos, durante el primer semestre de 2003, que permitió a acceder a información sin la cual mucho de lo realizado en esta memoria no hubiese sido posible. A Don Raúl Sanhueza, Celso González, Pablo Giaconi y Mauricio Campusano, por sus observaciones y buena disposición durante el desarrollo de este trabajo. A mi familia, por su apoyo incondicional en estos años de estudios. Quiero dar mis más sinceros agradecimientos a Don Hugh Rudnick, por sus consejos, guía y apoyo, que han hecho posible el desarrollo de esta memoria. iii

INDICE GENERAL Pág. DEDICATORIA...ii AGRADECIMIENTOS...iii INDICE DE TABLAS...viii INDICE DE FIGURAS...xiii RESUMEN...xvi ABSTRACT...xvii I. INTRODUCCIÓN... 1 1.1 Objetivos y estructura de la memoria....1 1.2 Breve Revisión del Marco Regulatorio....5 II. HISTORIA DEL SECTOR DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA EN CHILE... 9 III. ORGANIZACIÓN ACTUAL DEL SECTOR DE DISTRIBUCIÓN EN CHILE... 19 IV. ESTRUCTURA DE PROPIEDAD... 21 V. DESCRIPCIÓN DEL NEGOCIO.... 26 VI. EVOLUCIÓN EN LA METODOLOGÍA DE CÁLCULO DEL VAD, FIJACIÓN DE ÁREAS TÍPICAS Y TARIFAS PARA CLIENTES FINALES.... 31 6.1 Metodología de tarificación de los servicios eléctricos...31 6.1.1 El precio de nudo...31 6.2 Procesos Tarifarios...34 iv

6.2.1 Etapas preliminares a los estudios...34 6.2.2 Fijación del VNR y los costos de explotación...34 6.2.3 Bases de los estudios...43 6.2.4 Definiciones, metodologías e instrucciones del proceso tarifario...43 6.3 Valor Agregado de Distribución (VAD)....44 6.3.1 Componentes del VAD...50 6.4 Los procesos tarifarios en el tiempo....51 6.4.1 Criterios Utilizados para la definición de áreas típicas...51 6.4.2 Fijación tarifaria 1992...53 6.4.3 Fijación tarifaria 1996....55 6.4.4 Fijación tarifaria 2000....57 6.4.5 Comparación estudios VAD CNE vs Consultores...64 6.4.6 Comparación ingresos por ventas fijación 1996 vs fijación 2000...77 VII. EVOLUCIÓN EN EL TIEMPO DE TARIFAS, VENTAS, NÚMERO DE CLIENTES Y PARÁMETROS DE EFICIENCIA... 82 7.1 Evolución de tarifas....82 7.2 Evolución de las ventas de energía...84 7.3 Evolución del número de clientes...86 7.4 Evolución Demanda Máxima...88 7.4 Parámetros de Eficiencia...89 VIII. CONTABILIDAD REGULATORIA: CRITERIOS REVISIÓN COSTOS DE EXPLOTACIÓN DEL AÑO 2001... 92 IX. CURVA EXPLICATIVA DE LA INDUSTRIA... 98 X. RENTABILIDAD DE LA EXPLOTACIÓN DEL NEGOCIO DE DISTRIBUCIÓN... 99 10.1 Composición de la cartera de clientes para una empresa de distribución...99 v

10.2 Simulación de la evolución de la rentabilidad de las empresas distribuidoras desde 1992...100 10.3 Análisis de Sensibilidad Rentabilidad Empresas Eléctricas...110 10.3.1 Sensibilidad a las ventas de energía...112 10.3.2 Sensibilidad a la fijación del VNR...113 10.3.3 Sensibilidad a la variación en los costos...114 10.3.4 Sensibilidad a los precios de nudo y elasticidad de consumo....115 10.3.5 Análisis de sensibilidad al VAD y elasticidad de consumo...117 10.4 Evolución del precio de Nudo en el período en estudio, y su impacto en las tarifas finales a usuario....119 XI. ACERCAMIENTO DESDE LA VISIÓN CONTABLE A LA TOTALIDAD DE LA EMPRESA DISTRIBUIDORA.... 123 XII. ACERCAMIENTO DESDE LA INFORMACIÓN CONTABLE A LA RENTABILIDAD DEL NEGOCIO DE DISTRIBUCIÓN... 128 XIII. EFECTO DE DIVERSAS VARIABLES EN LA RENTABILIDAD DE LAS EMPRESAS... 133 13.1 Relación PIB Ventas de Energía...134 13.2 Relación rentabilidad empresas de distribución y crecimiento de las ventas de energía...137 XIV. DESAFÍOS FUTUROS REGULACIÓN TARIFARIA EN CHILE: FIJACIÓN OTROS SERVICIOS Y LEY CORTA... 139 14.1 Fijación Otros Servicios...139 14.1.1 Aspectos Generales...139 14.1.2 Etapas del procedimiento de fijación de tarifas de servicios asociados...140 14.1.3 Objetivos del estudio de servicios asociados....142 14.1.4 Empresa modelos y Áreas Típicas....143 vi

14.1.5 Etapas de los estudios de costos...144 14.1.6 Metodología...145 14.1.7 Impacto de la fijación tarifaria de los servicios asociados en la rentabilidad de las empresas distribuidoras...148 14.2 Efecto Ley Corta...151 XV. CONCLUSIONES... 158 ANEXOS... 162 ANEXO I: DATOS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN... 163 ANEXO II: INFORMACIÓN CONTABLE Y RATIOS FINANCIEROS DE LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN... 173 BIBLIOGRAFIA... 183 vii

INDICE DE TABLAS Pág. Tabla 4.1: 12 Mayores accionistas CGE... 21 Tabla 4.2: 12 Mayores accionistas Chilectra.... 22 Tabla 4.3: 12 Mayores accionistas CONAFE... 22 Tabla 4.4: 12 Mayores accionistas ELIQSA... 23 Tabla 4.5: 12 Mayores accionistas EMELARI.... 23 Tabla 4.6: 12 Mayores accionistas EMELECTRIC... 24 Tabla 4.7: 12 Mayores accionistas Río Maipo... 24 Tabla 4.8: 12 Mayores accionistas EMELAT... 25 Tabla 4.9: 12 Mayores accionistas LITORAL... 25 Tabla 5.1: Porcentaje ingresos ventas de energía y potencia sobre el ingreso operacional, Emelari y Eliqsa.... 26 Tabla 5.2: Porcentajes de ventas de energía según sector, Chilectra año 2002... 28 Tabla 5.3: Porcentaje de ventas de energía, de acuerdo a [RCRC]... 28 Tabla 6.1. Estructura VNR Distribuidora año 1999... 36 Tabla 6.2: Observaciones Diciembre 2001 VNR Distribuidora, porcentajes... 38 Tabla 6.3: Fijación VNR 1991: valor presentado, fijado, crecimiento... 39 Tabla 6.4: Fijación VNR 1995: valor presentado, fijado, crecimiento... 39 Tabla 6.5: Fijación VNR 1999: valor presentado, fijado, crecimiento... 40 Tabla 6.6: Fijación VNR 2003: valor presentado, fijado, crecimiento... 41 viii

Tabla 6.7: Fijación Costos de Explotación 1991.... 42 Tabla 6.8: Fijación Costos de Explotación 1995.... 42 Tabla 6.9: Empresas reales escogidas como empresa modelo por área típica fijación, y consultoras contratadas, 1992... 54 Tabla 6.10: Empresas reales escogidas como empresa modelo por área típica fijación, y consultoras contratadas, 1996... 56 Tabla 6.11: Constantes A y B, y el factor de correlación R2, para las 6 áreas típicas determinadas... 58 Tabla 6.12: VNR, costos de explotación y otros parámetros utilizados, por empresa, en la fijación del año 2000... 60 Tabla 6.13: AVNR más COYM, Energía comprada y vendida, valorización de perdidas y VAD obtenido, por empresa, fijación año 2000.... 61 Tabla 6.14: Empresas concesionarias y empresa modelo por Área Típica, Fijación 2000.62 Tabla 6.15: VAD promedio por Área Típica, y desviación sobre el promedio... 62 Tabla 6.16: Diferencias porcentuales CFE, VAD AT, VAD BT entre estudio CNE y empresas, año 1992.... 64 Tabla 6.17: Valores obtenidos para parámetros Área 1, CNE y empresas, año 1992.... 65 Tabla 6.18: Valores obtenidos para parámetros Área 2, CNE y empresas, año 1992.... 65 Tabla 6.19: Valores obtenidos para parámetros Área 3, CNE y empresas, año 1992.... 65 Tabla 6.20: Diferencias porcentuales CFE, VAD AT, VAD BT entre estudio CNE y empresas, año 1996.... 67 Tabla 6.21: Valores para el VAD AT obtenidos por CNE y empresas, año 1996... 68 ix

Tabla 6.22: Valores para el VAD BT obtenidos por CNE y empresas, año 1996... 68 Tabla 6.23: Diferencia entre estudios consultores vs CNE... 68 Tabla 6.24: Valores presentados Factor pérdida potencia AT por CNE, empresas y valor ponderado... 70 Tabla 6.25: Valores presentados Factor pérdida potencia BT por CNE, empresas y valor ponderado... 70 Tabla 6.26: Valores presentados Factor pérdida Energía AT por CNE, empresas y valor ponderado... 71 Tabla 6.27: Valores presentados Factor pérdida Energía BT por CNE, empresas y valor ponderado... 71 Tabla 6.28: Diferencias Porcentuales por área Típica entre Estudio Empresas vs CNE.72 Tabla 6.29: Valores estudio VAD CNE, fijación año 2000... 73 Tabla 6.30: Valores estudio VAD empresas, fijación año 2000... 73 Tabla 6.31: Valores ponderados VAD, fijación año 2000... 73 Tabla 6.32: Valores factor expansión de pérdidas, estudio CNE, fijación año 2000.... 75 Tabla 6.33: Valores factor de expansión de pérdidas, estudio empresas, fijación año 2000... 75 Tabla 6.34. Valores ponderados factor de expansión de pérdidas, CNE y consultores, fijación año 2000... 76 Tabla 6.35: Comparación ingresos por ventas, VAD, fijación 1996 vs fijación 2000... 78 Tabla 6.36: Variación VAD por rangos, porcentajes, fijación 1996 vs fijación 2000... 79 Tabla 6.37: Variación Tarifa por rangos, porcentajes, fijación 1996 vs fijación 2000... 80 x

Tabla 8.1: Matriz de actividades de una empresa distribuidora, revisión costos explotación año 2001.... 95 Tabla 8.2: Matriz de actividades de una empresa distribuidora, sin considerar las compras de energía, valores porcentuales, revisión costos explotación año 2001.... 96 Tabla 8.3: Porcentajes costos actividades incluidas en el chequeo de rentabilidad, revisión costos de explotación año 2001... 97 Tabla 10.1: Ingresos venta energía, costo energía, otros costos, rentabilidad CGE, 1992-2001... 101 Tabla 10.2: Ingresos venta energía, costo energía, otros costos, rentabilidad Chilectra, 1992-2001.... 102 Tabla 10.3. Ingresos venta energía, costo energía, otros costos, rentabilidad Río Maipo, 1992-2001.... 102 Tabla 10.4: Tarifas BT.1, BT.2 y AT 4.1, proporción VAD, 1992-2001, CGE.... 103 Tabla 10.5: Tarifas BT.1, BT.2 y AT 4.1, proporción VAD, 1992-2001, Chilectra.... 104 Tabla 10.6: Tarifas BT.1, BT.2 y AT 4.1, proporción VAD, 1992-2001, Río Maipo.. 104 Tabla 10.7: Tarifas BT.1, BT.2 y AT 4.1, proporción VAD, 1992-2001, Eliqsa.... 106 Tabla 10.8: Tarifas BT.1, BT.2 y AT 4.1, proporción VAD, 1992-2001, Emelari... 107 Tabla 10.9: Tarifas BT.1, BT.2 y AT 4.1, proporción VAD, 1992-2001, Emelat... 107 Tabla 10.10: Tarifas BT.1, BT.2 y AT 4.1, proporción VAD, 1992-2001, Emelectric.108 Tabla 10.11: Tarifas BT.1, BT.2 y AT 4.1, proporción VAD, 1992-2001, CONAFE. 108 Tabla 10.12: Valor promedio cuentas típicas, por sector y región, año 2000... 110 Tabla 10.13: Resultados chequeo rentabilidad año 2000, por empresa... 111 xi

Tabla 10.14: Sensibilidad rentabilidad a las ventas de energía.... 113 Tabla 10.15: Sensibilidad rentabilidad a la fijación del VNR.... 114 Tabla 10.16: Sensibilidad rentabilidad a la variación en los costos.... 115 Tabla 10.17: Sensibilidad rentabilidad a los precios de nudo y elasticidad de consumo.116 Tabla 10.18: Sensibilidad rentabilidad al VAD y elasticidad de consumo... 117 Tabla 10.19: Cuentas típicas residenciales, comerciales e industriales, 1992-2001... 119 Tabla 11.1: Retorno Sobre los Activos por tramos, 1992-2002... 124 Tabla 11.2: Retorno sobre el Patrimonio por tramos, 1992-2002... 125 Tabla 12.1: Rentabilidad Empresas Distribuidoras por tramos, negocio distribución, 1992-2002.... 130 Tabla 13.1:Crecimiento ventas de energía y PIB, 1997-2001.... 136 Tabla 14.1: Definición Áreas Típicas, Fijación servicios asociados.... 143 Tabla 14.2: Variación rentabilidad empresas distribuidoras por fijación tarifas servicios asociados.... 150 Tabla 14.3:Ventas potenciales a clientes libres.... 154 Tabla 14.4: Potenciales clientes libres por Área Típica... 154 Tabla 14.5 Impacto en la rentabilidad de las empresas distribuidoras del aumento en el número de clientes libres... 156 xii

INDICE DE FIGURAS Pág. Figura 1.1: Diagrama Maestro variables que afectan la rentabilidad de las empresas distribuidoras...3 Figura 1.2: Diagrama acercamientos a la rentabilidad a utilizar en este estudio...4 Figura 3.1: Tamaño holdings Distribuidores según Ventas...19 Figura 5.1: Ingresos por venta de energía y potencia Distribuidora según Estructura de clientes...27 Figura 6.1. Diagrama de bloques etapas proceso de fijación tarifaria....49 Figura 6.2: Relación logarítmica costos unitarios AT y momento de carga AT....58 Figura 6.3: Relación logarítmica costos unitarios BT y momento de carga BT...59 Figura 6.4: Diferencia porcentual estudio VAD empresas vs estudio CNE, por Área Típica, fijación año 1992...66 Figura 6.5: Comparación Valores VAD AT CNE, empresas y ponderado por Área Típica, fijación año 1992...66 Figura 6.6: Comparación Valores VAD BT CNE, empresas y ponderado por Área Típica, fijación año 1992...67 Figura 6.7: Diferencia porcentual estudio VAD empresas vs estudio CNE, por Área Típica, fijación año 1996...69 Figura 6.8: Comparación Valores VAD AT CNE, empresas y ponderado por Área Típica, fijación año 1996...69 Figura 6.9: Comparación Valores VAD BT CNE, empresas y ponderado por Área Típica, fijación año 1996...70 xiii

Figura 6.10: Diferencia porcentual estudio VAD empresas vs estudio CNE, por Área Típica, fijación año 2000...72 Figura 6.11: Comparación Valores VAD AT CNE, empresas y ponderado, por Área Típica, fijación año 2000...74 Figura 6.12: Comparación Valores VAD BT CNE, empresas y ponderado, por Área Típica, fijación año 2000...74 Figura 6.13: Variación VAD por rangos, porcentajes, fijación 1996 vs fijación 2000..79 Figura 6.14: Variación Tarifa por rangos, porcentajes, fijación 1996 vs fijación 2000. 80 Figura 7.1: Variación porcentual tarifas eléctrica a nivel usuario, 1990-2001...82 Figura 7.2: Evolución precios medios de compra y venta de energía, CONAFE, 1992-2002....83 Figura 7.3: Ventas de Energía, 1992-2003, Chilectra...84 Figura 7.4: Ventas de Energía, 1992-2003, CGE y Río Maipo....85 Figura 7.5: Ventas de Energía, 1992-2003, resto de las empresas...85 Figura 7.6: Número de Clientes, 1992-2002, Chilectra-CGE...86 Figura 7.7: Número de clientes, 1992-2002, resto de las empresas...87 Figura 7.8: Demanda Máxima, 1992-2002, Chilectra, Río Maipo y CGE....88 Figura 7.9: Clientes por trabajador, 1992-2002, empresas distribuidoras....90 Figura 7.10: Pérdidas de energía, 1992-2003, empresas distribuidoras....91 Figura 8.1: Matriz de actividades y naturalezas, revisión costos explotación año 2001.93 Figura 10.1: Composición Tarifa BT1, 1992-2001, empresa referencia CGE....120 Figura 10.2: Composición Tarifa BT2, 1992-2001, empresa referencia CGE....121 Figura 10.3: Composición Tarifa AT 4.1, 1992-2001, empresa referencia CGE....121 xiv

Figura 10.4: Evolución precio de Nudo, Oct 1991 Oct 2002....122 Figura 11.1: ROA Empresas distribuidoras, 1992-2002...123 Figura 11.2: ROE Empresas distribuidoras, 1992-2002....125 Figura 11.3: Leverage Empresa Distribuidoras, 1992-2002...126 Figura 12.1: Rentabilidad del negocio de distribución, 1992-2002...129 Figura 12.2: Resultado Operacional sobre Activo Fijo empresas distribuidoras, 1992-2002....130 Figura 12.3: Resultado Fuera de la explotación sobre Resultado Explotación, empresas distribuidoras, 1992-2002...131 Figura 12.4: Resultado operacional sobre GWh vendidos, empresas distribuidoras, 1992-2002...132 Figura 13.1: Relación PIB Ventas de Energía, 1960-1996...134 Figura 13.2: Relación logarítmica PIB Ventas de Energía, 1960-1996...135 Figura 13.3: Crecimiento de la demanda anual neta de energía, 1985-2003...137 Figura 14.1: Crecimiento número de usuario no regulados, Colombia, marzo 1998- diciembre 2001....153 xv

RESUMEN El objetivo de la siguiente memoria es realizar un estudio acerca de la rentabilidad de diferentes empresas distribuidoras de energía eléctrica a lo largo del país, y determinar la relación existente entre la rentabilidad obtenida y la fijación de precios realizada cada cuatro años por la Comisión Nacional de Energía. Se buscó analizar la mayor cantidad de empresas que tuvieran información pública disponible, y que cubrieran el período de estudio 1992-2002. También se estudia el comportamiento de las tarifas de cuentas típicas en el país, así como la evolución de las rentabilidades de las empresas, tanto a partir de la información contable, como de una estimación obtenida a partir de las ventas de energía y consumos típicos. Brevemente, se puede señalar que se determinó que existe un período de mayor rentabilidad en promedio dentro de la ventana de tiempo estudiada, de 1996 a 1999, que coincide con el período de mayor crecimiento de las ventas de energía, lo que se podría asociar con un ciclo de crecimiento de la economía del país. Por otra parte, las empresas distribuidoras han ido realizando mejoras de eficiencia importantes en su proceso productivo durante estos 10 años. Respecto a las normativas regulatorias, éstas han ido variando a lo largo del tiempo, tanto formal como metodológicamente, buscando entregar una señal tarifaria que refleje realmente los costos en que incurre cada una de las empresas concesionarias en su labor de distribución de energía. Finalmente, se revisan desafíos futuros que enfrenta el sector de distribución, tales como el aumento de clientes libres, la fijación de tarifas de servicios asociados a la distribución de energía y la determinación de un mecanismo para la fijación de peajes de distribución en la Ley Corta que entró en vigencia el 17 de Marzo de 2004. xvi

ABSTRACT The purpose of the following work is to carry out a study about the profitability of several electric distribution companies along the country, and to determinate the relationship between the obtained results and the tariff setting established by the National Energy Commission every four years. As much companies as public information available were analysed, between the years 1992 and 2002. Also, the study shows the behaviour of common bills (the impact on the final consumer) and the evolution of companies profitability. These results were extracted from accounting information and an estimation obtained from energy sales and typical consumption values. In a few words, results show there is a time interval of higher profits between 1996 and 1999, which matches with the increment of energy sales. This could be associated with an economy growth cycle of the country. On the other hand, distribution companies have made important efficiency improvements in their processes during those ten years (1992-2002). Regulations have evolved over the time, both in format and in methodology. They have aimed at providing a tariff signal that really reflects costs incurred by each of the distribution companies. Finally, future challenges faced by the distribution sector are revised, such as the increase of unregulated clients, the fixation of tariffs of energy distribution associated services and the determination of a mechanism for the fixation of distribution tolls (access charges) in the Short Law in application from March 17 th, 2004. xvii

1 I. INTRODUCCIÓN 1.1 Objetivos y estructura de la memoria. El objetivo de este trabajo es determinar como han variado las rentabilidades de las empresas de distribución eléctrica en Chile, desde 1992 a la fecha, así como señalar como ha ido evolucionando el marco regulatorio de la actividad, y como esto ha impactado tanto en las tarifas que son cobradas a los usuarios finales, así como en la misma rentabilidad de las empresas distribuidoras. Del mismo modo, se estudiará la estructura de propiedad del sector de distribución en Chile, reconociendo a los principales grupos empresariales, y presentando a los 12 mayores accionistas de cada empresa. La revisión de las rentabilidades se realizará desde dos acercamientos: a partir de la información contable disponible en las memorias de las empresas, presentes en la Superintendencia de Valores y Seguros, y, por otra parte, realizando una estimación de los ingresos por ventas de energía y potencia, considerando una cartera de clientes dada, y utilizando las tarifas publicadas en medios de comunicación escritos. Las empresas a estudiar son Chilectra, CGE, Río Maipo, Emelectric, CONAFE, Emelari, Eliqsa, Emelat, Litoral y SAESA. Se presentan también el comportamiento de parámetros como ventas de energía, número de clientes, demanda máxima, clientes por trabajador, etc. Para cada una de las últimas tres fijaciones tarifarias, en el capítulo VI, se señalan sus principales características, en cuanto a definición de áreas típicas, metodología utilizada, resultados de estudios de Valor Agregado de Distribución (VAD), tanto los encargados por las empresas como por la Comisión Nacional de

2 Energía (CNE) y una comparación entre los valores entregados por ambos estudios. También se hace un seguimiento a como se han comportado las fijaciones del Valor de Nuevo Reemplazo (VNR) dentro del período en estudio. Posteriormente, en el capítulo X, se realiza un análisis de sensibilidad de la rentabilidad de las empresas, a partir de la información del chequeo de rentabilidad del año 2000, a variables como las ventas de energía, VNR, precios de nudo, etc. En el capítulo XIII se muestra la relación existente entre el comportamiento del PIB y las ventas de energía, y finalmente en el capítulo XIV se revisan desafíos futuros que enfrenta el sector de distribución, tales como el aumento de clientes libres y la fijación de tarifas de servicios asociados a la distribución de energía y la determinación de un mecanismo para la fijación de peajes de distribución en la Ley Corta que entró en vigencia el 17 de Marzo de 2004. De manera de orientar el desarrollo de los temas en esta memoria, se indica en la figura 1.1 un diagrama con las variables que afectan la rentabilidad de las empresas distribuidoras, y en la figura 1.2, los diferentes acercamientos a utilizar para estimar la rentabilidad de las distribuidoras.

3 Figura 1.1: Diagrama Maestro variables que afectan la rentabilidad de las empresas distribuidoras. Fijación tarifas otros servicios asociados Chequeo Rentabilidad Determinación VNR Revisión Costos Explotación Cap 8 Desafíos Futuros. Cap 14 Fijación de Tarifas (VAD) Clientes Libres Regulación VAD Acercamientos a la Rentabilidad Rentabilidad Empresas Distribuidoras Análisis Sensibilidad Cap 10.3 Costos Precios de Nudo VNR Ventas de Energía Condición Económica del país (PIB) Número Clientes Demanda de energía Parámetros de Eficiencia Cap 7

4 Figura 1.2: Diagrama acercamientos a la rentabilidad a utilizar en este estudio. Memorias de las Empresas Ratios Financieros Cap 11 resultado _ del _ Ejercicio ROA = Activos resultado _ del _ Ejercicio ROE = Patrimonio leverage = Pasivos Patrimonio Acercamientos Rentabilidad Un porcentaje del Resultado operacional corresponde a Ventas de energía y potencia. Cap 12 Act. FijoBruto ( Re s. Ope + Dep. Ejercicio) * 1 = 30 r 1 ( 1+ r) Simulación Ingresos Empresas a través de un cartera de clientes dada. Cap 10 Act. FijoBruto ( Venta + Depr ( Compra + otros costos) ) * 1 = 30 r 1 ( 1+ r) Chequeo Rentabilidad 2000. Cap 10.3 VNR ( Ingresos Costos) 1 * 1 r (1 + r) = 30

5 1.2 Breve Revisión del Marco Regulatorio. La actividad de distribución de energía eléctrica es considerada un monopolio natural en el abastecimiento de clientes con una potencia conectada menor o igual a 2000 KW. Por lo tanto, es un mercado regulado, tanto en la compra al sistema primario para la energía y potencia destinada a satisfacer la demanda de estos clientes con una potencia conectada menor o igual a 2000 KW como en la venta a estos clientes finales. [ME03] La empresa de distribución de energía eléctrica goza de una concesión de servicio público, y como tal, tiene un mercado asegurado. Por otra parte, tiene la obligación de prestar suministro a cualquier usuario que lo solicite, dentro de su zona de concesión. De acuerdo al DFL 1, está facultada a cobrar aportes de financiamiento reembolsables a los usuarios que soliciten servicio, o a aquellos que deseen ampliar su potencia conectada. En resumen, la empresa distribuidora compra y vende potencia energía y servicios. [ME03] Cuando a fines del siglo XIX apareció la electricidad en Chile, el rol del Estado fue pasivo, fue el sector privado quien dio el empuje inicial para el desarrollo de este sector. Progresivamente, con el tiempo, el Estado iría tomando un mayor rol en el sector. Es así que en 1904 se dicta la ley Nº 1.655 destinada a permitir al Presidente de la República otorgar concesiones para utilizar bienes públicos o fiscales para la instalación de redes eléctricas, fijar condiciones de seguridad y establecer plazos para los permisos de las líneas aéreas y subterráneas. Posteriormente, en 1925, se promulgó el decreto ley Nº 252, con el cual entra en vigencia la primera Ley General de Servicios Eléctricos, reglamenta el otorgamiento de concesiones y derechos de aguas para la generación y transmisión

6 de electricidad y establece el primer criterio para la fijación de tarifas sobre la base de una rentabilidad asegurada sobre la inversión, esto es, un criterio de retorno sobre el capital. [ME03] En 1931 se dicta la segunda Ley General de Servicios eléctricos, mediante el DFL Nº 244, el cual acrecienta el rol del estado, debilita la posición de los concesionarios, elimina la indexación de las tarifas eléctricas, establecidas por la ley anterior, e impone un mayor control de las empresas concesionarias que operan en el sector. Producto de las dos últimas medidas, se produce un desincentivo de las inversiones privadas. A partir de 1940, el Estado asume un rol importante en el sector, pasando a ser el principal inversionista en las actividades de generación y distribución. En 1959 se dicta la tercera Ley General de Servicios Eléctricos, mediante el DFL Nº 4, la cual crea la comisión de tarifas, la que pasa a ser, como lo dice su nombre, el organismo encargado de fijar las tarifas eléctricas, y por otra parte, busca garantizar un nivel razonable de mecanismos de indexación en relación al IPC, al precio de los combustibles y salarios. En 1966, la ley Nº 16.464 establece que las tarifas quedan sujetas a la aprobación del Ministerio de Economía. Hacia 1971 se produjo una congelación de tarifas lo que junto a una elevada inflación, derivó en grandes déficits operacionales y en el desfinanciamiento de las empresas del sector. En 1978 se crea la Comisión Nacional de Energía (CNE), mediante el DFL Nº2.224, como un organismo asesor, descentralizado, y abocado a actividades técnicas. Posteriormente, se crea la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), como organismo fiscalizador de las actividades eléctricas. Durante la década de 1980 se lleva a cabo un proceso gradual de privatizaciones, traspasando casi la totalidad de las empresas del sector eléctrico a privados, buscando promover una mayor eficiencia en el sector, mejorar el perfil

7 financiero de las empresas, separar el rol regulador del rol empresario del Estado, y abrir la posibilidad de competencia, a través de la incorporación de los privados. [ME03] En 1982 el Ministerio de Minería dicta el DFL Nº1, el cual estableció normas para todas las empresas del sector, sin importar su propiedad. Su propósito fue la promoción de la competencia en la generación de electricidad, la regulación de las actividades de transmisión y distribución, abriendo espacios para que las empresas privadas entraran en el sector sobre la base de reglas equitativas respecto a las empresas estatales. Se entrega a la CNE y a la SEC las funciones normativas y reguladoras del sector, respectivamente. En 1985, la ley Nº18.398 permitió a las AFP invertir parte de sus fondos en acciones de ciertas sociedades anónimas abiertas, autorizadas por la Comisión clasificadora de riesgo. En ese mismo año, en el Decreto Nº6 del Ministerio de Minería, se aprueba el reglamento de Coordinación de la operación Interconectada de Centrales Generadoras y líneas de transporte, a través del Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC). En 1990, se establece el régimen de precios que rige al sector de transmisión. En 1998 se publica el Reglamento Eléctrico DS 327/97, en el cual se abordan temas respecto a la seguridad de los sistemas eléctricos y a la calidad de servicio. Un año más adelante, en 1999, se publica la Ley 19.613, la cual modifica ala Ley 18.410, otorgando mayores atribuciones a la SEC, aumentando las montos máximos de sanciones de 500 UTM a 10.000 UTA, modificando el procedimiento de sanciones, incorporando en el proceso a la Corte de Apelaciones, y estableciendo el régimen de compensaciones por interrupciones no autorizadas. Finalmente, en Mayo de 2000, se modifica el DFL 1, por medio de la Ley 19.674, determinándose la fijación de servicios que si bien no son propiamente de venta de energía, en ellos no se puede garantizar un régimen de libertad tarifaria, y

8 por otra parte, se modifica el régimen de compensaciones en situaciones de racionamiento. (art 99 bis) [ME03].

9 II. HISTORIA DEL SECTOR DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA EN CHILE. 2.1 Chilectra La Compañía Chilena de Electricidad Ltda. nació como una empresa privada de generación y distribución de energía eléctrica el 1 º de septiembre de 1921, de la fusión de la Chilean Electric Tramway and Light Co., fundada en 1889 y de la Compañía Nacional de Fuerza Eléctrica, que operaba desde 1919 en Santiago. Entre los años 1929 y 1931, la South American Power Co., adquirió los bienes y derechos de una serie de empresas eléctricas que funcionaban en la zona central del país, agrupándolas como empresas autónomas. Una de ellas era la Compañía Chilena de Electricidad Ltda. En los años siguientes a la fusión se fueron incorporando a la compañía instalaciones de otras empresas que también operaban dentro de la zona de su concesión, abarcando a las actuales Quinta Región y Región Metropolitana, que en conjunto comprendían aproximadamente la mitad de la población del país. El 14 de agosto de 1970, Chilectra es estatizada mediante la promulgación de la Ley Nº 17.323 que autorizó a la Corporación de Fomento de la Producción para adquirir todas las acciones y bienes de la compañía eliminándose la participación privada en la empresa. Posteriormente, en el año 1971, se transforma la Compañía Chilena de Electricidad Ltda. en la Compañía Chilena de Electricidad S.A., Chilectra S.A. La estructura de la empresa permaneció inalterada hasta 1981, año en que se produce una reestructuración. Su nueva estructura contempló la creación de una casa matriz, Chilectra S.A., y tres empresas filiales: Compañía Chilena Metropolitana de Distribución

10 Eléctrica S.A.(Chilectra Metropolitana S.A.) para distribuir energía eléctrica en la Región Metropolitana; Compañía Chilena de Distribución Eléctrica Quinta Región S.A.(Chilectra Quinta Región), para servir a Valparaíso y el Valle del Aconcagua, y Compañía Chilena de Generación Eléctrica S.A. (Chilectra Generación), que mantuvo las funciones de generación y transporte de energía. En 1983 Chilectra Metropolitana S.A. inició su proceso de reprivatización, concluyendo éste en agosto de 1987 al quedar el 100% de su capital accionario en manos del sector privado. Poco después, en noviembre de 1987 y con el objeto de modernizar la empresa, se inició la filialización de Chilectra Metropolitana S.A., a través de la creación de su primera subsidiaria, Distribuidora Chilectra Metropolitana S.A. Luego, en abril de 1988, se acordó modificar la razón social por Enersis S.A. El 1 º de septiembre del año 1989 se crea la Empresa de Distribución Eléctrica del Río Maipo S.A., a partir de la división de la filial Distribuidora Chilectra Metropolitana S.A. Durante el año 1991, se iniciaron los estudios sobre oportunidades de negocios en el exterior, centrando la atención en procesos de privatización de empresas de servicios en diferentes países latinoamericanos. La concreción de esta proyección internacional requería de fuentes para su financiamiento, así en el mes de diciembre del mismo año se procedió al inicio de la colocación de acciones de la compañía en mercados externos, siendo Chilectra S.A., la primera empresa chilena que efectuó una colocación privada de acciones en el extranjero. En febrero de 1992, culminó exitosamente la colocación de acciones de la compañía en los mercados internacionales, mediante el mecanismo de American Depositary Receipts (ADR). El interés de los inversionistas por adquirir acciones de la compañía excedió las disponibilidades, alcanzando a 150 millones de dólares, para una colocación máxima posible de 72,7 millones de dólares. Con el propósito de llevar a cabo sus negocios internacionales, en febrero de 1992 se crea la primera filial de la empresa en el exterior, Chilectra de Argentina

11 S.A. Con posterioridad, durante el mes de junio de 1992, se constituyen las filiales Chilectra International Limited y Chilectra Panamá S.A. Con el fin de participar en la licitación de la Empresa de Servicios Eléctricos del Gran Buenos Aires (Segba) dispuesta por el gobierno argentino, la empresa constituyó, junto a empresas chilenas, argentinas y norteamericanas el consorcio Distrilec Inversora S.A. Con fecha 30 de julio de 1992 este consorcio se adjudicó el 51% de las acciones de Edesur S.A., que corresponde a la sociedad de distribución eléctrica del sector sur de la ciudad de Buenos Aires, creada con motivo de la referida licitación. Cabe señalar que Chilectra S.A. asumió el rol de Operador Técnico y Administrativo de la referida distribuidora. Con el objeto de participar en el Concurso Público Internacional con Pre- Calificación para la venta de acciones Clase A de la Empresa de Distribución Eléctrica de Lima Norte S.A. (Edelnor S.A.), la compañía constituyó, junto a empresas chilenas, peruanas y españolas el consorcio Distrilima S.A. Con fecha 12 de julio de 1994 este consorcio se adjudicó el 60% de las acciones de la empresa Edelnor S.A., que corresponde a la sociedad de distribución eléctrica del sector norte de la ciudad de Lima, creada con motivo del referido concurso. En este caso, Chilectra S.A. también fue nombrado en el rol de Operador Técnico y Administrativo de Edelnor S.A. En el mes de diciembre de 1995, Chilectra S.A. adquirió el equivalente al 18,9% del capital accionario de la empresa Edesur S.A., en el marco del Concurso Público Internacional convocado por el gobierno argentino, en que licitó el 39% del capital social de dicha empresa. En el mismo mes de diciembre de 1995, Distrilima S.A., coligada de Chilectra S.A., se adjudicó el 60% del capital social de la Empresa de Distribución Eléctrica de Chancay S.A.(Ede-Chancay S.A.), en el marco del Concurso Público Internacional a que convocó, el Estado del Perú para la venta de dichas acciones.

12 En agosto de 1996, las empresas peruanas Edelnor S.A. y Ede-Chancay S.A. se fusionaron con el objeto de aprovechar las sinergias y eficiencias operacionales y administrativas asociadas a la unión de sus áreas de concesión. La nueva empresa lleva el nombre de Edelnor S.A. Con fecha 30 de septiembre de 1996, Chilectra S.A. adquirió la Empresa Eléctrica de Colina S.A., una empresa de distribución eléctrica chilena, que atiende a más de 11 mil clientes y que está ubicada en la zona norte del área de concesión de Chilectra S.A. Con el fin de participar en la licitación de la Companhia de Electricidade do Río de Janeiro (Cerj), la empresa constituyó un consorcio junto a Enersis S.A., Endesa España y Eléctricidad de Portugal. Con fecha 20 de noviembre de 1996, este consorcio se adjudicó el 70,26% de las acciones de Cerj, correspondiendo a Chilectra S.A. un 20,66%.Cabe recalcar que al igual que en Edesur S.A. y Edelnor S.A., Chilectra S.A. asumió el rol de Operador Técnico y Administrativo de la referida distribuidora. Hasta fines de 2001, Chilectra tenía contratos de compra de energía y potencia con las generadoras Endesa Chile, AES Gener S.A., Pangue S.A., Colbún S.A., Puyehue S.A., Empresa Eléctrica de Santiago S.A. (ESSA) y otros proveedores. Finalmente, cabe señalar que con fecha 30 de Abril de 2003, Chilectra vendió a CGE su filial Río Maipo, dentro de una reestructuración de su matriz Enersis, para poder enfrentar deudas a causa de malos resultados en sus inversiones tanto en Brasil como en Argentina.

13 2.2 CGE La Compañía General de Electricidad, CGE, fue fundada en febrero de 1905, convirtiéndose en la empresa eléctrica de servicio público más antigua del país. El capital inicial fue de $750.000 de la época, capital que en el transcurso de noventa y cinco años de existencia se ha incrementado hasta alcanzar hoy un patrimonio superior a $360 mil millones. Las primeras áreas servidas por la Compañía comprendían San Bernardo, Rancagua y Temuco, luego se agregaron la comuna de Ñuñoa en Santiago, San Fernando, Chillán y Los Ángeles. Posteriormente se incorporaron a su concesión los servicios de generación y distribución de energía eléctrica en Talca, Concepción, Talcahuano, Chiguayante y Tomé y las zonas rurales cercanas a Buin, Rancagua, Rengo y San Fernando. En el curso del año 1993 se incorporó la ciudad de Coronel, por la adquisición de la Empresa Eléctrica del Sur S.A., y en 1995 se integró la Empresa Eléctrica de Coya en la VI Región. Actualmente, la zona de concesión de la Compañía cubre una superficie de aproximadamente 10.533 Km 2, comprendiendo más de 310 ciudades, pueblos y localidades ubicadas en 54 comunas entre la Región Metropolitana y la IX Región. Desde su fundación y hasta mediados del siglo pasado, ha proyectado y construido numerosas centrales de generación de pequeña y mediana potencia, tanto hidráulicas como térmicas, para satisfacer el crecimiento de los consumos de alumbrado y fuerza motriz. En la actualidad transforma y distribuye energía a través de un extenso y moderno sistema eléctrico, que en el año 2000 llevó los beneficios de la electricidad a 609.946 clientes directos, a quienes se les suministraron 2.736 millones de KWh, con una demanda máxima superior a 662 MW.

14 La creación de ENDESA en la década de los '40 dió paso a la construcción de nuevas centrales y líneas de transmisión del Sistema Interconectado Central, lo que le permitió a la empresa conectarse en forma paulatina a todas las áreas que atendía hasta ese entonces como autoproductora. Hoy cuenta con un total de 1.476 Km. de circuito equivalente de 66 KV, una subestación de poder 220/66 KV, 10 subestaciones 154/66 KV y 67 subestaciones de transformación 66/15 KV, 21 subestaciones seccionadoras de 66 KV y 10 paños de igual tensión en subestaciones de ENDESA o TRANSELEC. Este importante sistema eléctrico atiende no sólo a CGE y sus clientes directos, sino también gran parte de los consumos de otras concesionarias, cooperativas, ferrocarriles, etc. A nivel de distribución, cuenta con 5.739 Km. de líneas de media tensión (15 y 23 Kv), 7.512 Km de líneas de baja tensión, 8.003 transformadores de distribución propios y 5.285 de particulares, con potencias totales de 667 MVA y 891 MVA, respectivamente. En 1984, adquiere la Compañía Nacional de Fuerza Eléctrica S.A. (CONAFE), a través de la cual se otorga servicio eléctrico a 132.616 clientes distribuidos principalmente en Viña del Mar, Curicó, Linares, San Javier y otras localidades de la VII Región. En 1995, CONAFE alcanzó la mayoría accionaria en la Empresa Eléctrica de Magallanes S.A. (EDELMAG), que sirve a 45.447 clientes en Punta Arenas, Puerto Natales y Porvenir. En el curso del año 1995, toma el control de la Sociedad Eléctrica Pirque S.A. (SEP), que atiende a 3.339 clientes de dicho sector en la Región Metropolitana. En el mes de agosto de 1999, adquiere el control de la Empresa Eléctrica Emec S.A. (EMEC) que atiende a 193.389 clientes distribuidos en la IV y V Región del país y, a través de la filial Energía San Juan S.A., a 147.180 clientes en la provincia del mismo nombre en la República Argentina. A través de EMEC, pasa a tomar también control de las filiales TECNET (Verificación y Calibración de

15 Equipos de Medición) y TRANSNET (Transmisión y Transformación de Energía Eléctrica en la IV y V Región). Su expansión internacional en el campo eléctrico se inició en 1995, cuando junto la filial CONAFE integraron un consorcio que actualmente tiene una participación del 100% en la Empresa de Distribución Eléctrica de Tucumán S.A. (EDET), que distribuye electricidad a 312.544 clientes en la provincia de Tucumán (República Argentina). A fines de 1996, se asocia con la firma José Cartellone Construcciones Civiles S.A. y con EDET pasa a controlar el 60% de la Empresa Jujeña de Energía S.A. (EJESA) y de la Empresa Jujeña de Sistemas Energéticos Dispersos S.A. (EJSED), que en conjunto distribuyen electricidad a 123.248 clientes en la provincia de Jujuy (República Argentina). Durante el año 2000, la distribución eléctrica realizada por el grupo de empresas que conforman CGE alcanzó 1.567.646 servicios, 63% de los cuales se encuentran en Chile y 37% en Argentina. Por otra parte, ha logrado diversificarse en el campo energético, participando mayoritariamente en la Compañía de Consumidores de Gas de Santiago S.A. (GASCO), sociedad constituida en 1856 con el objeto inicial de producir y distribuir gas de ciudad en Santiago, extendiéndose después a la distribución de gas licuado y gas natural en diversas regiones del país. También se ha diversificado en la actividad industrial, participando mayoritariamente en la fabricación de Transformadores Tusan Ltda. (TUSAN). Igualmente ha incursionado en el campo de la informática con la filial Sociedad de Computación Binaria S.A. (BINARIA), en la actividad agrícola y de bienes raíces, a través de la filial Inmobiliaria General S.A. (IGSA) y en el sector cemento, por intermedio de GASCO, a través de su participación en Cemento Polpaico S.A..

16 En generación eléctrica, participa con el 10% del capital en la Sociedad Eléctrica Santiago S.A. (ESSA), que en el curso del año 1998 puso en servicio comercial la primera central termoeléctrica de ciclo combinado alimentada con gas natural. Participa con el 50% de la Empresa de Servicios Energéticos S.A. (ESENER), sociedad creada en 1997 para prestar servicios de administración y gestión energética. CGE posee un contrato de suministro de energía con ENDESA vigente hasta el 31 de diciembre de 2009, que permite asegurar el adecuado abastecimiento de energía eléctrica a sus clientes en el largo plazo, en los términos previstos por la Ley General de Servicios Eléctricos. En el mes de octubre del año 2000 capitales extranjeros entran en la participación accionaria de CGE, a través de la empresa Norteamericana PP&L, la que adquirió un 3% de la Compañía. Por último, durante el primer semestre de 2003 adquiere la empresa Río Maipo, que anteriormente pertenecía a Enersis. Actualmente la empresa se encuentra en un plan de reestructuración de sus activos, separando aquellos de transmisión por un lado, y por otro, los de distribución. Así mismo, se contempla la fusión de EMEC por parte de CONAFE, uniendo la primera a la última. 2.3 Sociedad Austral de Electricidad S.A. (SAESA). Su dueño es la firma Estadounidense PSEG, con un 94% de la propiedad, atiende a 420 mil usuarios entre la VIII y IX. Hasta el 31 de abril del 2001 mantenía contrato con Colbún y Pehuenche para abastecerse de energía eléctrica. Debido a la exigencia legal de compensaciones en caso de existir problemas en el suministro eléctrico, así como malos precios de nudo, que no dan cuenta adecuadamente de los costos de transmisión, SAESA no ha podido establecer nuevos contratos de suministro energético.

17 2.4 Emel S.A. Grupo integrado por siete empresas de distribución eléctrica, de las cuales cinco se encuentran en Chile y dos en el extranjero. En Chile tiene la propiedad de Emelectric, que abastece localidades entre la V y VIII Región, además es accionista mayoritario en Emelari, Eliqsa, Elecda y Emelat. En el extranjero posee el 92% de Elfec en Bolivia y el 80% de Delsur en El Salvador. Sus principales accionistas son PPL con un 57,9% y Pmdc Chile Desarrollo de Recursos Lda con un 37,9%. 2.5 Conafe. La Compañía Nacional de Fuerza Eléctrica S.A. (CONAFE) tuvo sus orígenes en la Companía de Refinería de Azúcar de Viña del Mar (CRAV) y fue fundada en 1945. En la actualidad CONAFE distribuye energía principalmente en las ciudades de Viña del Mar, Curicó, Molina, San Javier, Villa Alegre y Linares. En 1984, la CGE adquirió el 95,61% de las acciones de CONAFE que licitara la Comisión Liquidadora de Craval S.A.C.I., aumentando posteriormente dicha participación a 99,67%. Durante el año 1999 CONAFE atendió a 128.899 clientes, a quienes suministró 543,4 GWh, superior en 6,1% con respecto al año anterior. En la ciudad de Viña del Mar, CONAFE da servicio a 54.582 clientes (42,3% del total), a quienes suministró 240,2 GWh durante 1999, con una disminución de 0,8% respecto al año anterior. En las ciudades de Curicó, Molina, San Javier, Linares y otras localidades de la VII Región, se da servicio a 74.317 clientes (57,7% del total), a quienes se suministró 303,2 GWh, con un incremento de 12,4% respecto a 1998.

18 Luego de esta reseña histórica sobre las principales empresas eléctricas que ha tenido el país, se describirá la estructura de propiedad actual de ellas junto con las principales empresas que hoy participan en el mercado eléctrico.

19 III. ORGANIZACIÓN ACTUAL DEL SECTOR DE DISTRIBUCIÓN EN CHILE En la actualidad, se presentan 4 grandes grupos de propiedad dentro de las empresas de distribución: Chilectra, controlada por Enersis; CGE, CONAFE, Emec y Río Maipo, controladas por el grupo del Real, a través de CGE; el grupo Emel, controladas por PPL; SAESA FRONTEL y Chilquinta, controladas por el holding PSEG Chile. Figura 3.1: Tamaño holdings Distribuidores según Ventas. Tamaño Holdings Distribuidoras según Ventas Otros; 3,24% PSEG; 15,84% Emel; 9,39% CGE; 27,11% Enersis; 44,42% Fuente: Datos CNE 2001 La figura 3.1 ilustra la participación de estos grupos en el país. Se utilizaron las ventas de energía del año 2001 de las estadísticas de la CNE, considerando: Emel: Emelari, Eliqsa, Emelat, Elecda y Emelectric. Enersis: Chilectra CGE: CGE, Conafe, SEP, Emec, Río Maipo y Edelmag. PSEG: Saesa, Frontel, Chilquinta, Luzlinares, Luzparral y Edelaysen.

20 La tendencia en los últimos años ha sido la de ir cerrando la propiedad de las empresas, por ejemplo SAESA y Chilquinta, eliminando la inscripción del registro de sociedades anónimas abiertas existente en la Superintendencia de Valores y Seguros.

21 IV. ESTRUCTURA DE PROPIEDAD A continuación se indican los 12 mayores accionistas de las empresas a revisar, de acuerdo a la información disponible en la Superintendencia de Valores y Seguros (en adelante, SVS). Los registros correspondientes a SAESA, Chilquinta, EMEC, y otras empresas no se señalan, pues estas han eliminado su registro de la SVS. Tabla 4.1: 12 Mayores accionistas CGE. Nombre / Razón Social : CIA GENERAL DE ELECTRICIDAD S.A. RUT : 90042000-5 Nombre (Apellido paterno, materno, nombres) Número de acciones pagadas % de propiedad INDIVER S. A. 37.892.207 10,9505 ASOC. DE CANAL. SOC. DEL CANAL DE MAIPO 25.643.884 7,41090 SERVICIOS PUBLICOS LIMITADA 25.551.058 7,38400 INVERSIONES QUITRALCO S.A. 15.588.909 4,50510 INVERSIONES TUNQUEN S.A. 15.358.187 4,43840 CONSTRUCTORA DE VIV.ECONOMICAS SANTA MARTA 14.777.344 4,27050 LTDA. INVERSIONES ALMERIA S.A. 13.479.372 3,89540 INVERSIONES HEMACO S.A. 13.316.677 3,84840 INVERSIONES LOS ACACIOS S.A. 10.658.682 3,08030 FOGER SOCIEDAD DE GESTION PATRIMONIAL LTDA. 9.258.642 2,67570 INMOBILIARIA LIGUAI S.A. 8.200.771 2,37000 A.F.P.PROVIDA S.A.PARA FONDO DE PENS.TIPO A 6.500.702 1,87860 Fuente: SVS, Septiembre 2003.

22 Nombre / Razón Social : CHILECTRA S.A. RUT : 96524320-8 Tabla 4.2: 12 Mayores accionistas Chilectra. Nombre (Apellido paterno, materno, nombres) Número de acciones pagadas % de propiedad ENERSIS SA 359.602.435 98,2398 AXXION S.A. 1.739.105 0,47510 LARRAIN VIAL SA CORR DE BOLSA 171.386 0,04680 BANCHILE CORREDORES DE BOLSA SA 131.796 0,03600 BANCARD SA 121.151 0,03310 ARELLANO GUTIERREZ REINALDO 114.277 0,03120 CHILE MARKET SACORREDORES DE BOLSA 64.859 0,01770 INMOBILIARIA MANSO DE VELASCO SA 48.418 0,01320 LEWIN JACOB HARRY 45.657 0,01250 BRICENO DIAZ GILDA DEL CARMEN 40.511 0,01110 INVERSIONES ULTRA SA 34.787 0,00950 MONTEVERDE BIGGIO JUAN 33.164 0,00910 Fuente: SVS, Septiembre 2003. Tabla 4.3: 12 Mayores accionistas CONAFE. Nombre / Razón Social : CIA NACIONAL DE FUERZA ELECTRICA S.A. RUT : 91143000-2 Nombre (Apellido paterno, materno, nombres) Número de acciones pagadas % de propiedad COMPAÑIA GENERAL DE ELECTRICIDAD S.A. 157.856.878 99,7715 HORNAUER LOPEZ JOSE 159.272 0,10070 COMPAÑIA INVERSIONES LA ESPAÑOLA S.A. 100.204 0,06330 STYLES CONLEY KENNETH 16.000 0,01010 COMPAÑIA ELECTRICA DE CURICO EN 13.152 0,00830 LIQUIDACION CONTRERAS CALDERON DIOGENES 12.032 0,00760 BRAVO O. IDA MARLENE 11.376 0,00720 LOPEZ EDWARDS SUCESION DE JORGE 8.000 0,00510 MONTANE VIVES DAVID 7.952 0,00500 ESPINOZA PEÑA EUGENIA M 5.067 0,00320 FIGUEROA GALECIO HERIBERTO 4.561 0,00290 BLANCO GARCIA VALENTINA 3.456 0,00220 Fuente: SVS, Septiembre 2003.

23 Tabla 4.4: 12 Mayores accionistas ELIQSA. Nombre / Razón Social : EMPRESA ELECTRICA DE IQUIQUE S.A. RUT : 96541870-9 Nombre (Apellido paterno, materno, nombres) Número de acciones pagadas % de propiedad EMPRESAS EMEL S.A. 69.536.026 38,0118 EMPRESA ELECTRICA ATACAMA S.A. 49.966.390 27,3141 PP L INVERSIONES CHILE LTDA. 36.474.000 19,9385 INVERSIONES ORO LIMITADA 5.000.000 2,73320 AU WONG FRANCISCO 1.600.000 0,87460 CHAVEZ CANALES MARIO ANGEL 1.245.472 0,68080 ROJAS ALFARO CESAR ANTONIO 974.461 0,53270 CAYO SUPANTA SONIA 660.888 0,36130 ARCAYA GALLEGUILLOS ROMELIO ARTURO 579.527 0,31680 BRANTES TEJO MARIO AURELIO 505.558 0,27640 GONZALEZ FRANCINO GILDA 500.000 0,27330 BRACAMONTE KUROKI ORIETTA CRISTINA 476.750 0,26060 Fuente: SVS, Septiembre 2003. Tabla 4.5: 12 Mayores accionistas EMELARI. Nombre / Razón Social : EMPRESA ELECTRICA DE ARICA S.A. RUT : 96542120-3 Nombre (Apellido paterno, materno, nombres) Número de acciones pagadas % de propiedad EMPRESAS EMEL S.A. 50.574.008 27,1911 EMPRESA ELECTRICA DE IQUIQUE S.A. 46.000.000 24,7319 PP L INVERSIONES CHILE LTDA. 31.321.000 16,8397 EMPRESA ELECTRICA ATACAMA S.A. 30.251.645 16,2648 CISTERNA ZARZOLA CUSTODIO 900.000 0,48390 CABRERA OVALLE ADOLFO LUCIANO 812.888 0,43700 BUSTILLOS MUÑOZ MANUEL DEL CARMEN 800.000 0,43010 LEIVA CIFUENTES CARLOS ENRIQUE 725.024 0,38980 VIERTEL EGGERS EGON 610.000 0,32800 BANCHILE CORREDORES DE BOLSA S.A. 597.789 0,32140 LARRAIN VIAL S.A.CORREDORA DE BOLSA 472.391 0,25400 BENAVIDES SANTIBAÑEZ PABLO 406.446 0,21850 Fuente: SVS, Septiembre 2003.