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AES Andres B.V. y Subsidiaria(Una subsidiaria indirecta ?lial de The AES Corporation)

Informe de los Auditores Independientes

Estados Financieros Consolidados31 de diciembre de 2018


Estados Financieros Consolidados

(En miles de dólares de los Estados Unidos de América)

Contenido

Informe de los Auditores Independientes........................................................... ..

Estados Financieros Consolidados:

Estados Consolidados de Situación

Estados Consolidados de Resultados..................................................................... ..

Estados Consolidados de Cambios en el Patrimonio.......................................... ..

Estados Consolidados de Flujos de Efectivo...................................................... ..

Notas a los Estados Financieros Consolidados...................................................... ..

Página (s)

Ernst & Young. S.R.L. Tel: (809) 472-3973

RNC No. 1-31-20492-9 Fax: (809) 381-4047

Torre Empresarial Reyna ll, ey.comSuite 900, Fjiso 9,

_Building a better Pedro Hennquez Urepa‘No.138_.’working world Santo Domingo. Republica Dominicana.

Informe de los Auditores Independientes

A la Asamblea de Socios de

AES Andres B.V. y Subsidiaria

0pinio'n

Hemos auditado los estados ?nancieros consolidados de AES Andres B.V. y Subsidiaria (“la Compa?ia”),los cuales comprenden el estado consolidado de situación ?nanciera al 31 de diciembre de 2018, y losestados consolidados de resultados, de cambios en el patrimonio y de ?ujos de efectivo por el año terminadoen esa fecha, así como las notas a los estados ?nancieros consolidados, incluyendo un resumen de lasprincipales políticas contables.

En nuestra opinión, los estados financieros consolidados adjuntos presentan razonablemente, en todos losaspectos significativos, la situación ?nanciera de la Compañía al 31 de diciembre de 2018, su desempeño?nanciero y sus ?ujos de efectivo por el año terminado en esa fecha, de conformidad con NormasInternacionales de información Financiera (“NIIFS”).

Base para la opinión

Efectuamos nuestra auditoría de conformidad con las Normas Internacionales de Auditoría (“NIAs”).Nuestras responsabilidades bajo dichas normas se encuentran descritas en la sección de Responsabilidadesdel auditor con relación a la auditoría de los estados financieros consolidados de nuestro informe. Somosindependientes de la Compañía, de conformidad con el Código de Etica de Contadores Profesionales delConsejo Internacional de Normas de Etica para Contadores (“IESBA”, por sus siglas en inglés), el Códigode Etica Profesional del Instituto de Contadores Públicos Autorizados de la República Dominicana(ICPARD), junto con los requerimientos de ética que son relevantes para nuestra auditoria de los estadosfinancieros, y hemos cumplido con nuestras otras responsabilidades éticas de acuerdo con esos

requerimientos y con el Código de Etica del IESBA y el ICPARD. Consideramos que la evidencia deauditoria que hemos obtenido es su?ciente y apropiada para proporcionar una base para nuestra opinión deauditoria.

Asuntos claves de auditoría

Los asuntos clave de auditoría son aquellos que, basados en nuestro juicio profesional, han sido de los mássignificativos en nuestra auditoría de los estados financieros consolidados del período corriente. Estosasuntos fueron considerados en el contexto de nuestra auditoria de los estados ?nancieros consolidados ensu conjunto y en la formación de nuestra opinión de auditoría sobre estos, y no expresamos una opinión porseparado sobre dichos asuntos. Para cada asunto clave detallado a continuación, describimos cómo se haabordado ese asunto, en el contexto de nuestra auditoria.

Hemos cumplido con las responsabilidades descritas en la sección "Responsabilidades del auditor enrelación con la auditoría de los estados financieros consolidados" de nuestro informe, incluyendo lasrelacionadas con los asuntos clave de auditoría. Consecuentemente, nuestra auditoria incluyó la ejecuciónde procedimientos diseñados para responder a nuestra evaluación de los riesgos de error material en losestados financieros consolidados. Los resultados de nuestros procedimientos de auditoría, incluyendo losprocedimientos ejecutados para abordar los asuntos clave de auditoría detallados a continuaciónproporcionan las bases para nuestra opinión de auditoría de los estados ?nancieros consolidados adjuntos.

l

A memberfirm ol ErnstL YoungGlobalLimited

I. Cuentas por cobrar a clientes

Las cuentas por cobrar a clientes al 31 de diciembre de 2018 ascienden a US$75.8 millones, se encuentrandetalladas en la Nota 6 a los estados ?nancieros consolidados y representan el 11% del total de activos de

la Compañía al 31 de diciembre de 2018. Las cuentas por cobrar se concentran principalmente en lascompañías distribuidoras de energía en República Dominicana (Empresa Distribuidora de Electricidad delEste, S.A.

-“EDEESTE”, EDENORTE Dominicana, S.A.- “EDENORTE” y EDESUR Dominicana, S.A.

“EDESUR”, que representan el 92% del total de cuentas por cobrar facturadas al 3 l de diciembre de 2018.La evaluación sobre la recuperabilidad de estas cuentas por cobrar incluye en cierta medida un nivel de

juicio de la Administración.

Efectuamos, entre otros, los siguientes procedimientos de auditoria:

0 Enviamos y obtuvimos las confirmaciones de saldos de las compañías distribuidoras, las cuales fueronconciliadas con los registros de contabilidad de la Compañía.Analizamos los contratos y acuerdos pactados con las compañías distribuidoras.Evaluamos la integridad de los datos y los supuestos utilizados por la Administración para el cálculode la estimación de deterioro dc las cuentas de cobro dudoso

Otra información

La otra información consiste en información incluida en el Informe de Buen Gobierno Corporativo distintaa los estados ?nancieros consolidados y de nuestro informe de auditoría sobre ellos. La Administración es

responsable por la otra información.

Se espera que el Informe de Buen Gobierno Corporativo de la Compañia esté disponible para nosotrosdespués de la fecha de este informe de auditoría. Nuestra opinión sobre los estados ?nancieros no cubre laotra información y no expresaremos una opinión o ninguna otra forma de conclusión de aseguramiento alrespecto.

En relación con nuestra auditoría de los estados ?nancieros consolidados, nuestra responsabilidad es leeresta otra información cuando esté disponible, y al hacerlo, considerar si hay una desviación material entreesa otra información y los estados ?nancieros consolidados, o con nuestro conocimiento obtenido duranteel curso de la auditoría. Si determinamos que la otra información contiene desviaciones materiales. se nos

requiere informar ese hecho.

Responsabilidades de la Administración y de los encargados del gobierno de la Compañía sobre losestados ?nancieros consolidados

La Administración es responsable por la preparación y presentación razonable de estos estados ?nancierosconsolidados de conformidad con las NIIF s, así como por el control interno que la Administracióndetermine que es necesario para permitir la preparación de estados ?nancieros consolidados que estén libresde errores significativos, debido ya sea a fraude o error.

En la preparación de los estados ?nancieros, la Administración también es responsable de la evaluación dela capacidad de la Compañía para continuar como empresa en marcha, revelando, según corresponda, losasuntos relacionados con el negocio en marcha y utilizando el principio contable de empresa en marcha.

Los encargados de 1a Administración de la Compañia, son responsables de la supervisión del proceso de

información financiera de la Compañía.

Responsabilidades del auditor en relación con la auditoría de los estados financieros consolidados

Nuestros objetivos son obtener una seguridad razonable acerca de que si los estados financierosconsolidados considerados en su conjunto están libres de error material, debido a fraude o error, y emitir

un informe de auditoria que incluye nuestra opinión. La seguridad razonable es un nivel alto de seguridad,

pero no es una garantía de que una auditoría efectuada de acuerdo con las NIAs siempre detectará un errorniaterial cuando existe. Los errores pueden deberse a fraude o error y son considerados materiales cuando,individualmente o en su conjunto, pudiera esperarse razonablemente que in?uyan las decisioneseconómicas que tomen los usuarios basándose en estos estados ?nancieros consolidados.

Como parte de una auditoria de conformidad con las NIAs, nosotros ejercemos el juicio profesional ymantenemos escepticismo profesional durante la auditoría. Asimismo, nosotros como auditores, también:

ø Identi?eamos y evaluamos los riesgos de error material en los estados financieros consolidados, debidoa fraude o error, diseñamos y aplicamos procedimientos de auditoría para responder a dichos riesgos,

y obtenemos evidencia de auditoría suficiente y adecuada para proporcionar una base para nuestraopinión. El riesgo de no detectar un error material debido a fraude es más alto que en el caso de

unerror material debido a error, ya que el fraude puede implicar colusión, falsificación, omisionesintencionales, manifestaciones intencionalmente erróneas, o la elusión del control interno.

0 Obtenemos un entendimiento del control interno relevante para la auditoria, con el propósito de diseñarprocedimientos de auditoria que sean adecuados en función de las circunstancias, pero no con elpropósito de expresar una opinión sobre la efectividad del control interno de la Compañía.

0 Evaluamos que las politicas contables utilizadas sean adecuadas, así como la razonabilidad de las

estimaciones contables y las revelaciones efectuadas por la Administración.

0 Concluimos sobre el uso adecuado por parte de la Administración del principio contable de empresaen marcha y, basándonos en la evidencia de auditoría obtenida, eoncluimos sobre si existe unaincertidumbre signi?cativa relacionada con hechos o condiciones que pueden generar dudassignificativas sobre la capacidad de la Compañía para continuar como empresa en marcha. Sieoncluimos que existe una incertidumbre material, se requiere que llamemos la atención en nuestroinforme de auditoria sobre las revelaciones correspondientes en los estados ?nancieros consolidados

o, si dichas revelaciones no son adecuadas, que expresemos una opinión modificada. Nuestrasconclusiones están basadas en la evidencia de auditoría obtenida hasta la fecha de nuestro informe deauditoría. Sin embargo, eventos o condiciones futuras pueden causar que la Compañía no continúe

coino una empresa en marcha.

0 Evaluamos la presentación global, estructura y contenido de los estados financieros consolidados,incluyendo las revelaciones, y si dichos estados financieros consolidados representan las transaccionessubyacentes y eventos de manera que logren la presentación razonable.

Nos comunicamos con los encargados de la Administración de la Compañia en relación, entre otros asuntos,el alcance y oportunidad de nuestra auditoria y los hallazgos significativos incluyendo cualquier de?cienciasigni?cativa en el control interno que hayamos identificado durante nuestra auditoría.

También proporcionamos a los encargados de la Administración de la Compañía una declaración de quehemos cumplido con los requerimientos éticos aplicables con relación a la independencia y comunicadotodas las relaciones y otros asuntos que consideremos razonablemente que puedan afectar nuestraindependencia y, cuando sea aplicable, las correspondientes salvaguardas.

Entre los asuntos que han sido comunicados a los encargados de la Administración de la Compañía,determinamos los que han sido los más significativos en la auditoría de los estados ?nancierosconsolidados del periodo corriente y que son en consecuencia los asuntos clave de auditoría. Hemosdescrito dichos asuntos clave de auditoría en nuestro informe de auditoría, a menos que una ley oregulación pública del asunto o, en circunstancias extremadamente raras, deterrninemos que un asunto

no debe ser comunicado en nuestro informe debido a que sería razonablemente esperar que lasconsecuencias adversas de hacerlo superarían los beneficios de interés público de su comunicación.

El socio encargado de la auditoría que ha elaborado este informe de los auditores independientes es

Rubén Tejeda.

24 de abril de 20194

Santo Domingo,República Dominicana


Estados Consolidados de Situación Financiera

31 de diciembre de 2018 y 2017


& ENotas ACTIVOSActivos corrientes:

4 Efectivo y equivalentes de efectivo $ 40,197 $ 29,473

5 Cuentas por cobrar a partes relacionadas l 10,893 36,961

5 Otras cuentas por cobrar a partes relacionadas 46,421—

6 Cuentas por cobrar clientes 75,795 80,744

7 Inventarios, neto 13,228 17,224

10 Otros activos no financieros 712 519

1 l Otros activos financieros 143 131

20 Impuesto sobre la renta por cobrar 10,337 9,204

Total de activo corriente 297,726 174,256

Activos no corrientes:

8 Propiedad, planta y equipo, neto 371,097 396,639

9 Activos intangibles, neto 1,877 378

10 Otros activos no financieros 17,183 535

l 1 Otros activos financieros 1,191 3,346

Total de activos no corrientes 391,348 400,898

Total de activos $ 689,074 $ 575,154

_5_


Estados Consolidados de Situación Financiera (Continuación)

31 de diciembre de 2018 v 2017


Notas

12

5

11

llll20

ll13

PASIVO Y PATRIMONIO

Pasivos corrientes:

Cuentas por pagar proveedores y otros pasivos

Cuentas por pagar a partes relacionadas

Otros pasivos financieros

Total de pasivos corrientes

Pasivos no corrientes:

Bono por pagar, neto

Préstamo por pagar, neto

Impuesto sobre la renta diferido


Otros pasivos a largo plazo

Compensación a largo plazo

Total de pasivos no corrientes

Total de pasivos

Patrimonio:Acciones comunes con valor de US$1; 910acciones autorizadas, 182 emitidas y en circulación

en 2018 y 2017

Capital adicional pagado

Déficit acumulado

Utilidades retenidas restringidas

Subtotal

Participación no controladora

Total de patrimonio

Total de pasivos y patrimonio

2018 2 17

28,477 $ 24,112

150,318 46,636

67—

178,862 70,748

212,653 212,022

12,491—

42,473 47,532

474 586

20 1,021

30 59

268,141 261,220

447,003 331,968

18 18

271,618 271,618

(47,718) (49,275)

18,128 20,804

242,046 243,165

25 21

242,071 243,186

689,074 8 575,154

Las notas adjuntas son parte integral de estos estados financieros consolidados.

-6-


Estados Consolidados de Resultados

Por los años terminados el 31 de diciembre de 2018 v 2017


Notas 2 18 017

5,16 Ingresos $ 551,445 $ 508,369

Costos y gastos de operación

5, 17 Costo de ventas (429,811) (374,547)

18 Gastos generales, de operación y mantenimiento (57,448) (56,694)

Total de costos y gastos de operación (487,259) (431,241)

Utilidad en operaciones 64,186 77,128

Otros (gastos) ingresos

19 Costos financieros, neto (l3,l90) (13,783)

1 1 Amortización de descuento de deuda (312) (287)

21 Otros gastos, neto (4,140) (1,843)

Ganancia cambiaria 480 509

Utilidad antes de impuesto 47,024 61,724

20 Impuesto sobre la renta (9,589) (16,783)

Utilidad neta 37,435 44,941

Atribuible a:Participación no controladora 4 4

Atribuible a los accionistas de la controladora 37,431 44,937

$ 37,435 $ 44,941

15 Utilidad neta básica y diluida por acción $ 206 $ 247


-7-

la


Estados Consolidados de Cambios en el PatrimonioPor los años terminados el 31 de diciembre de 2018L2017(En miles de dólares de los Estados Unidos de América)

Número Capital Utilidades

de Acciones Adicional (Déficit Retenidas Participación Total de

Nota Acciones Comunes Pagado Acumulado) Restringidas Subtotal no Controlada Patrimonio

Saldos a1 1 de enero de 2017 182 $ 18 $ 271,573 $ (36,336) $ 21,765 $ 257,020 $ 17 $ 257,037

Efecto revalúo 3r— — ~

961 (961)— — —

Utilidad neta — — —44,937

_44,937 4 44,941

Dividendos pagados 5— — —

(58,837)—

(58,837)—

(58,837)

Aumento de capital 3f — —45

~ —45

—45

Saldos a131 de diciembre de 2017 182 18 271,618 (49,275) 20,804 243,165 21 243,186

Efecto revalúo 3r— —— —

2,676 (2,676)— — --

Utilidad neta —— — —37,431

—37,431 4 37,435

Dividendos pagados 5— — —

(38,035)—

(38,035)—

(38,035)

Aumento de capital 3f`

_1 1

——1

Saldos al 31 de diciembre de 2018 182 $ 18 $ 271,619 $ (47,203) $ 18,128 $ 242,562 $ 25 $ 242,587



Estados Consolidados de Flujos de Efectivo

Por los años terminados el 31 de diciembre de 2018 v 2017


Notas

Flujos de efectivo de las actividades de operación:

Utilidad neta

Ajustes para conciliar 1a utilidad neta con el efectivo netoprovisto por las actividades de operación:

Depreciación

Amortización de intangibles

Estimación de deterioro para cuentas de cobro dudoso

Amortización de costos diferidos de financiamiento

Amortización de descuento de deuda

Instrumentos financieros derivados

Impuesto sobre la renta

Pérdida en retiros de propiedad, planta y equipos

Compensación a largo plazo

Intereses ?nancieros, neto

Ganancia cambiaria

Cambios en activos y pasivos de operación:

Disminución (aumento) en cuentas por cobrar

Aumento en cuentas por cobrar a partes relacionadas

Aumento en otras cuentas por cobrar a partesrelacionadas

Disminución en inventarios

Disminución (aumento) en otros activos

Aumento en cuentas por pagar proveedores y otrospasivos

Aumento en cuentas por pagar a partes relacionadas

Disminución en gastos acumulados y otros pasivos

Intereses cobrados

Intereses pagados

Impuesto sobre la renta pagado

Efectivo neto provisto por las actividades de operación

Pasan...

-9-

2018 2017

37,435 $ 44,941

23,396 22,539

183 327

32—

469 437

312 287

2,093 1,248

9,589 16,783

22,324 1,878

20 77

12,721 13,346

(480) (509)

1,555 (22,309)

(73,932) (5,210)

(55,165)—

3,996 660

689 (4,095)

7,626 26,531

103,682 45,249

(2,167) (1,338)

94,378 140,842

3,362 2,655

(17,702) (17,756)

(16,993) (37,503)

63,045 88,238

63,045 88,238


Estados Consolidados de Flujos de Efectivo (Continuación)

Por los años terminados el 31 de diciembre de 2018 y 2017


Notas 2018 2017

Vienen... 63,045 88,238

Flujos de efectivo de las actividades de inversion:

8 Adquisición de propiedad, planta y equipos (17,346) (17,846)

Adelantos a proveedores de propiedad, planta y equipos (17,167) (519)

9 Compra de activos intangibles (1,006) (99)

Ingreso por venta de propiedad, planta y equipos 9 40

Adquisición de inversión

_44

5 Montos recibidos de reclamo del seguro 8,744—

Efectivo neto usado en las actividades de inversión (26,766) (18,380)

Flujos de efectivo de las actividades de financiamiento:

1 l Producto de línea de crédito 25,000—

11 Producto de nuevos préstamos 14,000

-l l Pago de línea de crédito (25,000) (22,500)

5 Dividendos pagados (38,035) (58,837)

1 1 Pagos de costos diferidos de financiamiento y descuentos (1,520)—

Efectivo neto usado en las actividades de financiamiento (25,555) (81,337)

Aumento (disminución) neta de efectivo y equivalentes deefectivo 10,724 (l 1,479)

Efectivo y equivalentes de efectivo al inicio del año 29,473 40,952

Efectivo y equivalentes de efectivo al ?nal del año $ 40,197 $ 29,473

Transacciones que no involucran movimientos deefectivo:

Compras de activo intangible no pagado al ?nal del año $ 676 $—

Compras de propiedad, planta y equipo no pagadas al ?naldc] añO $ 3,373 $ 1,051


-10-


Notas a los Estados Financieros Consolidados



l. Organización y naturaleza de las operaciones

AES Andres B. V. (“la Compañía” o “Andres”) es una subsidiaria indirecta de The AES

Corporation (Casa Matriz), con una sucursal registrada en la República Dominicana. La

Compañía fue constituida e incorporada en el año 1999, de acuerdo con las leyes de Holanda,

como una compañía privada de responsabilidad limitada. El l de septiembre de 2014, AES

Andres B.V., firmó un acuerdo para transferir todos los activos y pasivos de la sucursal a la

nueva sociedad AES Andres DR, S. A. (Andres DR), una compañía comercial organizada

y establecida el 31 de marzo de 2014, bajo las leyes de la República Dominicana.

Adicionalmente, como resultado de la transferencia de activos y pasivos, AES Andres B.V.

recibió 111,923 acciones y AES DPP Holdings, Ltd. recibió 1 acción de AES Andres DR,

S. A. A1 31 de diciembre de 2018, AES Andres B.V. posee el 99.99% de las acciones de la

entidad AES Andres DR, S. A.

Andres consta de una planta de generación de electricidad de ciclo combinado de 319 MWalimentada por gas (“planta de generación”), una unidad de almacenamiento de energía porbaterías de 10 MW, una terminal de regasi?cación de gas natural licuado (“facilidad de

GNL”), un puerto, una terminal de carga de camiones de gas natural licuado y un gasoducto

de aproximadamente 35 km hacia las instalaciones de Dominican Power Partners (“DPP”),

una compañía afiliada bajo control común de la Casa Matriz. Estos activos fueros

construidos e instalados en Punta Caucedo, República Dominicana. Las operaciones de gas

comenzaron en marzo del 2003, la planta de generación comenzó sus operaciones

comerciales en diciembre del 2003, y el proyecto de instalación de la unidad de

almacenamiento concluyó en junio del 2017 y fue puesto en servicio en diciembre del 2017

mediante resolución emitida por la Superintendencia de Electricidad (“SIE”). Durante el

año 2018 Andres inicio la construcción del Gasoducto de la terminal de LNG de Andres

ubicada en San Pedro de Macoris, el cual se espera sea tenninado en enero del 2020.

En la actualidad, Andres es el único puerto de entrada para el gas natural licuado hacia la

República Dominicana. El GNL recibido por Andres es regasificado y utilizado para operarla planta de generación, así como vendido a DPP y a terceros a través de contratos de compra

y venta de gas y de transporte a largo plazo. La planta de generación vende toda su producción

de energía en la República Dominicana, principalmente a través de Acuerdos de Compra

de Energía (Power Purchase Agreement “PPA” por sus siglas en inglés) con las empresasde distribución de propiedad del Gobierno de la República Dominicana (distros) y conUsuarios no Regulados (UNR's).

Andres es dueño de la unidad de generación de energía térmica más grande de la República

Dominicana y es el tercer mayor generador de energía térmica en el país en base a la capacidad

instalada.

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1. Organización y naturaleza de las operaciones (continuación)

La Compañía suscribió algunos contratos para la venta de energía con nuevos grandes

clientes en el mercado de grandes entidades, a los cuales les es permitido generar su propia

electricidad o contratar directamente con generadores, o el mercado no regulado

(normalmente conocido “Usuarios no Regulados”). Al 31 de diciembre de 2018, la

Compañía tiene un total de 28 contratos con Usuarios no Regulados (2017: 25) con un total

de 77 MW (2017: 75 MW) de capacidad contratada.

El 27 de octubre de 2010, la Compañía creó una nueva entidad, AES Andres Dominicana,

Ltd., una empresa exenta de responsabilidad limitada constituida bajo las leyes de Islas

Caimán. La Compañía mantiene el 100% de participación en AES Andres Dominicana, Ltd.

AES Andres Dominicana, Ltd. fue creada como una Sociedad de Propósito Especial paraemitir los Bonos por $167,560 cancelados en diciembre de 2015. AES Andres Dominicana,

Ltd. se disolvió formalmente en febrero de 2017.

En enero de 2016, AES Andres B.V. cambió su sede administrativa a Madrid, España y se

convirtió en residente para propósitos estatutarios de ese país, a partir de su redomiciliación,

Andres B.V. está sujeta al régimen impositivo Español. Andres B.V. se mantiene sin

embargo, constituida bajo las leyes de Países Bajos. La oficina administrativa de la Compañía

se encuentra ubicada en Calle Bravo Murillo 101, planta 05, 28020 Madrid, España.

La o?cina administrativa de la subsidiaria AES Andres DR, S.A. se encuentra ubicada enla Avenida Winston Churchill, Torre Acrópolis, piso 23, Ensanche Piantini, en Santo

Domingo, República Dominicana.

Los estados financieros consolidados de la Compañía fueron autorizados por la

Administración para su emisión el 24 de abril de 2019.

_12-





2. Base de preparación

(a) Declaración de cumplimiento

Los estados financieros consolidados de AES Andres B.V. y Subsidiaria han sido preparados

de conformidad con las Normas Internacionales de Información Financiera (N IIF ) emitidas

por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (IASB, por sus siglas en inglés).

(b) Base de preparación

Los estados financieros consolidados han sido preparados sobre la base de costo histórico.

Otros activos financieros, otros pasivos financieros, otros activos no financieros y otros

pasivos no financieros se presentan al costo amortizado o al costo histórico y el derivado

implícito activo y pasivo a valor razonable.

(c) Base de consolidación

Los estados financieros consolidados incluyen los estados financieros de Andres y susubsidiaria, AES Andres DR, S. A. Los estados financieros de la subsidiaria fueron

preparados a la misma fecha de los estados financieros de Andres, utilizando políticas

contables uniformes. Los estados financieros de la subsidiaria son incluidos en consolidación

desde la fecha de adquisición, fecha en la que la Compañía obtiene el control y la

Compañía continuará incluyendo dichos estados hasta la fecha en la que el control cese.Todos los saldos, las transacciones, ingresos y gastos, dividendos y las ganancias opérdidas resultantes de transacciones entre las compañías del grupo han sido totalmente

eliminados en el proceso de consolidación.

(d) Participación no controladora

La participación no controladora es clasificada como un componente separado del

patrimonio, en el estado consolidado de situación financiera y en el estado consolidado de

cambios en el patrimonio. Adicionalmente, la ganancia neta atribuible a la participación nocontroladora se presenta de forma separada en el ingreso neto consolidado en los estados

consolidados de resultados y en los estados consolidados de cambios en el patrimonio.

Cualquier cambio en la participación de una subsidiaria mientras la parte controladora esretenida, es contabilizado como una transacción de patrimonio entre la parte controladora

y no controladora. Aunque en general, la participación no controladora en utilidades escalculada basada en el porcentaje de participación.

-13_





2. Base de preparación (continuación)

(e) Moneda de presentación

La moneda de curso legal en la República Dominicana es el peso dominicano; sin embargo,

la Compañía adoptó el dólar estadounidense (US$) como la moneda funcional y de

presentación de sus estados ?nancieros consolidados, debido a que dicha moneda re?eja de

mejor manera los eventos y transacciones efectuadas por la Compañía. La adopción del

dólar estadounidense como moneda funcional se fundamentó en que los precios de ventade energía y servicios están denominados y pactados en dicha moneda, las compras de

bienes y servicios están establecidos en dólares los cuales son generados por las actividades

operativas y de financiamiento, los flujos de efectivo de sus actividades operativas regulares

son usualmente mantenidos en dólares, para su posterior uso en esa moneda y los préstamos

adquiridos y aportaciones de accionistas se denominan en dólares.

El efecto del cambio de otras monedas es registrado en los resultados de las operaciones

como ganancia o pérdida cambiaria. Al 31 de diciembre de 2018, la tasa de cambio al cierre

anual de dólares americanos utilizada era de RD$50.28 (2017: RD$48.32)y latasa de cambio

promedio anual fue de RD$49.5l (2017: RD$47.52).

w Uso de estimaciones y supuestos

La preparación de los estados ?nancieros consolidados de conformidad con las Normas

Internacionales de Información Financiera requiere que la Administración efectúe unnúmero de estimaciones y supuestos que afectan las cifras reportadas en los activos, pasivos,

ingresos y gastos. Los resultados reales pueden diferir de estas estimaciones.

Las estimaciones y supuestos son revisadas de manera periódica. Los resultados de las

revisiones de estimaciones contables son reconocidos en el período en que éstas hayan sido

revisadas y cualquier otro período futuro que éstas afecten.

Los principales supuestos en relación con hechos futuros y otras fuentes de las estimaciones

propensas a variaciones a la fecha de los estados ?nancieros consolidados y que por sunaturaleza tienen un alto riesgo de causar ajustes de importancia relativa a las cifras

de los activos y pasivos en los estados ?nancieros consolidados del próximo año, se presentaa continuación:

-14-






(? Uso de estimaciones y supuestos (continuación)

Deterioro de activos no financieros

La Compañía estima que no existen indicadores de deterioro para ninguno de sus activos

no financieros a la fecha de los estados financieros consolidados. Otros activos no ?nancieros

también son evaluados por deterioro cuando existen indicios de que los valores registrados

no serán recuperables.

Instrumentos financieros derivados

La Administración de la Compañía también realiza estimaciones y supuestos para determinar

el valor razonable de los instrumentos ?nancieros derivados.

Activos por impuesto sobre la renta diferido

Los activos por impuesto sobre la renta diferido han sido reconocidos considerando queexiste una probabilidad razonable de su realización a través de su aplicación a utilidades

fiscales futuras conjuntamente con una planeación de estrategias fiscales diseñada por la

Administración de la Compañía.

(g) Nuevas normas e interpretaciones

Las políticas contables adoptadas por la Compañía para la preparación de sus estados

financieros consolidados al 31 de diciembre de 20 l 8 son consistentes con aquellas que fueron

utilizadas para la preparación de sus estados financieros consolidados al 31 de diciembre de

2017, excepto por la adopción de las NIIFs 9 y 15 que se presentan en los siguientes párrafos:

g.1 - Normas que entraron en vigencia en 2018

Las siguientes Normas Internacionales de Información Financiera entraron en vigencia a

partir el 1 de enero de 2018:

NIIF 9 Instrumentos Financieros

La NIIF 9 reemplaza la Norma Internacional de Contabilidad (NIC) 39 "Instrumentos

Financieros": Reconocimiento y Medición" por períodos anuales comienzan en o después

de el l de enero de 2019. La Compañía adoptó la NIIF 9 el l de enero de 2019 en forma

prospectiva y no tiene impacto materiales que afecten en el déficit acumulado.

_15_






g.1 - Normas que entraron en vigencia en 2018 (continuación)

La NIIF 9 reúne los tres aspectos de la contabilidad de los instrumentos financieros:

- Clasi?cación y medición: la Compañía no ha identificado cambios en la clasi?cación ymedición de los activos ?nancieros basados en su naturaleza, flujos de efectivo

contractuales y modelo de negocio.

- Deterioro: Con la adopción de la NIIF 9, la Compañía reconoció un incremento en el

deterioro de las cuentas por cobrar con base en el modelo de reserva de pérdidas

esperadas.

° Contabilidad de coberturas: no se ha identificado impacto.

La información comparativa del año 2017 no ha sido re-expresada. Por lo tanto, la

información del año 2017 se presenta bajo NIC 39 y puede no ser comparable con la

información del año 2018.

El cambio de política contable en los estados financieros consolidados no tuvo impacto enlos importes totales de ?ujos de efectivo para las actividades de operación, actividades de

inversión y actividades de financiamiento durante los períodos presentados en estedocumento.

NIIF 15 Ingresos Procedentes de Contratos con Clientes

La NIIF 15 se emitió en mayo de 2014 y establece un modelo de cinco pasos que aplicará

a los ingresos procedentes de contratos con clientes. Bajo la NIIF 15 los ingresos se reconocen

por un importe que re?eja la contraprestación a la que una entidad espera tener derecho acambio de transferir bienes o servicios a un cliente. La nueva norma sobre ingresos sustituyó

todos los requerimientos anteriores sobre reconocimiento de ingresos bajo otras NIIFS.

La Compañía optó por la aplicación retrospectiva modificada para el período anual queempezó el l de enero de 2018. Como resultado de la adopción de la norma, la Compañía

determinó que no tiene efecto acumulado en los estados consolidados de cambios de

patrimonio al l de enero de 2018; sin embargo, con relación a las ventas en el mercado

ocasional, la Compañia ha de reconocer los ingresos por las horas en que es un vendedor

neto y el costo de ventas por las horas en que es un comprador neto.

-16-






g.1 - Normas que entraron en vigencia en 2018 (continuación)

Los ingresos y costos generados desde el 1 de enero de 2018 se presentan bajo 1a NIIF 15,

mientras que los montos de período anterior no han sido ajustados y continúan reportándose

de acuerdo a la norma anterior.

Acontinuación se presentan una comparación de los ingresos y costo del año 2018 registrados

bajo NIIF 15, con los que se hubiesen reportado bajo la anterior NIC 18:

Reportado Saldos Impacto

Según NIIF 15 Según NIC 18 por adopción

Estado de Resultados

Ingresos $ 551,445 $ 540,271 $ 11,174

Total ingresos 551,445 540,271 11,174

Costos y gastos de operación:

Costo de ventas (429,811) (418,637) (11,174)

Total de costos y gastos de operación (429,811) (418,637) (11,174)

Utilidad en operaciones $ 121,634 $ 121,634 $

-g.2 - Normas que aun no han entrado en vigencia

Las Normas Internacionales de Información Financiera o sus interpretaciones emitidas, pero

que no han entrado en vigencia a la fecha de emisión de los estados financieros de la

Compañía, se describenacontinuación. Las normas o interpretaciones descritas son sólo

aquellas que, de acuerdo con el criterio de la Administración, pueden tener un efecto

importante en las divulgaciones, posición o desempeño financiero de la Compañía cuando

sean aplicadas en una fecha futura. La Compañía tiene 1a intención de adoptar estas normas

o interpretaciones cuando entren en vigencia.

NIIF 16 Arrendamientos

La NIIF 16 se emitió en enero de 2016 y reemplaza la NIC 17 Arrendamientos, CINIIF 4

Determinación de si un Acuerdo Contiene un Arrendamiento, SIC-15 Arrendamientos

Operativos -Incentivos y SIC-27 Evaluación de la Esencia de las Transacciones que Adoptan

la Forma Legal de un Arrendamiento.

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(g) Nuevas normas e interpretaciones (continuación)

NIIF 1 6 Arrendamientos (continuación)

La NIIF 16 establece los principios para el reconocimiento, medición, presentación yrevelación de los arrendamientos y requiere que los arrendatarios contabilicen todos los

arrendamientos bajo un único modelo en el estado consolidado de situación ?nanciera,

similar a la contabilización de arrendamientos financieros bajo la NIC 17.

La norma incluye dos exenciones de reconocimiento para arrendatarios-

los arrendamientos

de activos de "bajo valor" (por ej., computadoras personales) y los arrendamientos a cortoplazo (es decir, arrendamientos con un plazo de 12 meses o menos). A la fecha de inicio de

un arrendamiento, el arrendatario reconocerá un pasivo para hacer pagos de arrendamiento

(es decir, el pasivo por el arrendamiento) y un activo representando el derecho de uso del

activo subyacente durante el plazo del arrendamiento (es decir, el derecho de uso del activo).

A los arrendatarios se les requerirá reconocer por separado los gastos de intereses del pasivo

por el arrendamiento y el gasto de depreciación sobre el derecho de uso del activo.

También se les requerirá a los arrendatarios remedir el pasivo por arrendamiento cuando

ocurran ciertos eventos (por ej., un cambio en el plazo de un arrendamiento, un cambio en

pagos futuros de arrendamiento que resultan de un cambio en la tasa o índice utilizado paradeterminar esos pagos). Por lo general el arrendatario reconocerá el monto de la remedición

del pasivo por arrendamiento como un ajuste al derecho de uso del activo.

La contabilidad de los arrendadores bajo la NIIF 16 permanece sustancialmente sin cambios

sobre la contabilidad actual bajo la NIC 17. Los arrendadores continuarán clasi?cando todos

los arrendamientos usando el mismo principio de clasificación según la NIC 17 y distinguirán

entre dos tipos de arrendamientos: operativos y ?nancieros. La NIIF 16 también requiere

que los arrendatarios y arrendadores realicen revelaciones más extensas que las indicadas

bajo la NIC 17. La NIIF 16 es efectiva para períodos anuales que empiezan el o después

del 1 de enero de 20 l 9. Se permite la aplicación anticipada, pero no antes de que una entidad

aplique la NIIF 15. Un arrendatario podrá escoger aplicar la norma utilizando ya sea unenfoque retrospectivo completo o modi?cado. Las provisiones de transición de la normapermiten ciertas facilidades.

-13-







NIIF I 6 Arrendamientos

La Compañía estima que su principal impacto, a la fecha efectiva de implementación de

NIIF 16, será el reconocimiento aproximado de $0.l millones de pasivos por arrendamiento

y sus correspondientes activos por derecho de uso, sobre contratos vigentes al 31 de

diciembre de 2018 y que contienen arrendamientos operativos donde la Compañía es elarrendatario. En adición, la Compañía espera la reclasificación de varios balances de cuentas

a otras categorías en los estados consolidados de situación financiera para reflejar los nuevosrequerimientos de presentación y también estima que su modelo de reconocimiento de gastosde arrendamiento no tendrá cambios significativos.

Las siguientes normas e interpretaciones no han entrado en vigencia y la Compañía

espera que no tengan un impacto en la situación financiera ni en el resultado de lasoperaciones:

NIIF I 7 Contratos de seguros - Nueva y completa norma contable para contratos de seguroque abarca reconocimiento y medición, presentación y divulgación. Esta norma es efectiva

para períodos anuales que empiezan el o después del l de enero de 2021.

Interpretación del Comité de Interpretaciones de Normas Internacionales de Información

Financiera (”CINIIF’Q 23 - La incertidumbre frente a los tratamientos de los impuestos alas ganancias. Esta interpretación es efectiva para periodos anuales que empiezan el odespués del 1 de enero de 2019.

Modificaciones a la NIIF 9 Características de prepago con compensación negativa - Las

modificaciones aclaran que un activo financiero aprueba el criterio: únicamente pagos delprincipal e intereses sobre el monto principal adeudado, independientemente del evento ocircunstancia que ocasione la rescisión anticipada del contrato sin tener en cuenta qué parte

pague o reciba una compensación razonable por la terminación anticipada del contrato. Estamodificación es efectiva a partir del 1 de enero 2019.

Modificaciones a la NIIF I Oy a la NIC 28- Venta o contribución de activos entre un inversor

ysu asociada o empresa conjunta - Las modificaciones abordan el conflicto entre las normasque al administrar la pérdida de control de una subsidiaria que se vende o se contribuye auna asociada o negocio conjunto. Esta modificación ha sido diferida indefinidamente para

su aplicación.

_19_







Modificaciones a la NIC 19 Enmienda, reducción o liquidación del plan - Las modificaciones

abordan la contabilización cuando se produce una modi?cación, reducción o liquidación de

un plan durante un período de reporte anual. Esta modificación es efectiva para períodos

anuales que empiezan el o después del l de enero 2019.

Modificaciones a la NIC 28 Intereses a largo plazo en empresas asociadas y empresasconjuntas - Las modificaciones aclaran que a las participaciones a largo plazo en una asociada

o empresa conjunta a la que no se aplica el método de la participación pero que, en esencia,

forma parte de la inversión neta en la asociada o empresa conjunta. Esta modificación es

efectiva para períodos anuales que empiezan el o después del l de enero 2019.

g. 3 - Mejoras anuales a las N IIF — Ciclo 2015-2017 (emitidas en diciembre de 2017)

Las modificaciones al ciclo 2015 - 2017 que se detallan a continuación no se esperan quetengan impacto en la situación financiera consolidada de la Compañía:

NIIF 3 Combinación de negocios - Aclaración a entidades que obtienen el control de unnegocio que es una operación conjunta deben volver a medir todos sus intereses anteriores

en la operación conjunta.

NIIF 11 Acuerdos conjuntos - Aclaración de que los intereses mantenidos anteriormente en

esa operación conjunta no se vuelven a medir.

NIC 12 Impuesto sobre la renta - Las modificaciones aclaran que las consecuencias de los

dividendos en el impuesto a las ganancias están vinculadas más directamente a transacciones

o eventos pasados que generaron ganancias distribuibles que a distribuciones de propietarios.

NIC 23 Costos de los préstamos- Las modificaciones aclaran que una entidad trata como

parte de los préstamos generales cualquier préstamo originalmente hecho para desarrollar

un activo.

-2()-





3. Resumen de políticas de contabilidad más significativas

Las políticas de contabilidad abajo descritas han sido aplicadas consistentemente en todos

los períodos presentados en estos estados financieros consolidados.

(a) Instrumentos financieros

Reconocimiento v medición inicial

Los instrumentos financieros se reconocen inicialmente cuando la Compañía se convierte

en parte contractual del instrumento, con excepción de las cuentas por cobrar que se

reconocen inicialmente cuando se originan.

Un instrumento financiero, a menos que sea una cuenta por cobrar sin un componente de

financiamiento significativo, se mide inicialmente a valor razonable más los costos de

transacción que son directamente atribuibles a su adquisición o emisión. Una cuenta porcobrar sin un componente de financiamiento significativo se mide inicialmente al precio de

la transacción.

En el reconocimiento inicial, un activo financiero se mide a: costo amortizado, a valor

razonable con cambios otros resultados integrales; o a valor razonable con cambios enresultados. La Compañía no opta por designar irrevocablemente la medición de activos

financieros a su valor razonable con cambios en resultados o en otros resultados integrales.

Los pasivos financieros se reconocen inicialmente a su valor razonable más los costosdirectamente atribuibles a la transacción. En caso de mantener un pasivo financiero paranegociación se mediría a valor razonable con cambios en resultados.

Compensación de instrumentos financieros

Los activos financieros y los pasivos financieros se compensan y el importe neto se informa

en los estados consolidados de situación financiera si existe un derecho legal actualmente

exigible para compensar los importes reconocidos y si existe la intención de liquidar entérminos netos los activos y los pasivos simultáneamente.

_21_





3. Resumen de políticas de contabilidad más significativas (continuación)

Instrumentos financieros (continuación)

Clasificación y medición

Activos zmancieros:

Los activos financieros no se reclasifican después de su reconocimiento inicial a menos quela Compañía cambie el modelo de negocio para gestionar los activos financieros, en cuyo

caso todos los activos financieros afectados se reclasifican el primer día del primer período

de presentación posterior al cambio en el modelo de negocio, el cual es revisado en forma

anual.

Un activo financiero se mide al costo amortizado si cumple con las dos condiciones

siguientes:

- Se gestiona dentro de un modelo de negocio cuyo objetivo es mantener activos para

recuperar los ?ujos de efectivo contractuales; y

- Sus términos contractuales son solamente pagos del principal e intereses sobre el

importe del principal pendiente.

Los activos financieros a costo amortizado se miden posteriormente utilizando el método

de interés efectivo. El costo amortizado se reduce por pérdidas por deterioro. Los ingresos

por intereses, las ganancias o pérdidas cambiarias y el deterioro se reconocen en resultados.

Cualquier ganancia o pérdida al momento de dar de baja a los activos se reconoce enresultados.

Un activo financiero se mide a su valor razonable con cambios en otros resultados integrales

si cumple con las dos condiciones siguientes:

- Se gestiona dentro de un modelo de negocio cuyo objetivo se logra mediante el cobro

de ?ujos de efectivo contractuales y por la venta de activos financieros; y

° Sus términos contractuales son solamente pagos del principal e intereses sobre el

importe del principal pendiente.

Las inversiones en instrumentos de deuda reconocidos a valor razonable con cambios enotros resultados integrales se miden posteriormente a valor razonable. Los ingresos porintereses, calculados utilizando el método de interés efectivo, las ganancias y pérdidas

cambiarias y el deterioro se reconocen en resultados. Otras ganancias y pérdidas netas se

reconocen en otros resultados integrales. Al momento de dar de baja a los activos, las

ganancias y pérdidas acumuladas en otros resultados integrales se reclasifican a resultados.

_22_






Instrumentos financieros (continuación)

Clasificación y medición (continuación)

Activos financieros (continuación):

Las inversiones en instrumentos de capital reconocidos a valor razonable con cambios enotros resultados integrales se miden posteriormente a valor razonable. Los dividendos se

reconocen como ingresos en resultados, a menos que el dividendo represente unarecuperación del costo de la inversión. Otras ganancias y pérdidas netas se reconocen enotros resultados integrales y no se reclasifican a resultados.

Todos los activos ?nancieros que no sean medidos a costo amortizado o valor razonable enotros resultados integrales, como se describe anteriormente, se miden a valor razonable con

cargo a resultados. Esta categoría de medición incluye a todos los instrumentos financieros

derivados.

Activos financieros: evaluación del modelo de negocio

La Compañía realiza una evaluación anual de sus operaciones para determinar cómo gestiona

sus activos financieros y para designar su modelo de negocios y los grupos de activos

financieros para lograr un objetivo de negocio concreto, los cuales no dependerán de las

intenciones de la gerencia para un instrumento individual.

Los niveles de agregación considerados por la administración para realizar la evaluación

del modelo de negocio son cuatro: efectivo y equivalentes al efectivo, cuentas por cobrar

clientes, otras cuentas por cobrar y partes relacionadas.

El modelo de negocio consiste en recuperar los ?ujos de efectivo contractuales a vencimiento

con el propósito de cumplir con los objetivos de la Administración. En situaciones de riesgos

crediticios o de liquidez, la Compañía puede considerar la venta de activos financieros; sin

embargo la frecuencia, el valor y el momento de las ventas de activos financieros en períodos

anteriores, son evaluados para determinar si representan un cambio en la forma en que se

gestionan los activos financieros.

_23_






(a) Instrumentos financieros (continuación)

Activos ?nancíeros (continuación)

Activos financieros: prueba de solamente pago de principal e intereses ("SPPI")

Como parte del proceso de clasificación de sus activos financieros, la Compañía evalúa los

términos contractuales para identi?car si se cumple o no con la prueba de SPPI.

- Principal: El objetivo de esta prueba es definir si el valor razonable de los activos

financieros reconocidos al inicio ha cambiado sobre la vida estimada del activo

financiero.

- Intereses: los elementos más significativos para hacer la evaluación del SPPI sontípicamente el valor del dinero en el tiempo y el riesgo crediticio. La Compañía

aplica estimaciones y otros factores que considera relevantes en la prueba tales como:la moneda en la cual el activo financiero esta denominado y el período para el cual

la tasa de interés este de?nida.

En la realización de esta prueba se evalúa si el activo financiero contiene algún término

contractual que podría cambiar los plazos o el monto de los ?ujos de efectivo de manera

que no cumpla con la prueba, tales como: Eventos contingentes, términos que pueden ajustar

la tasa, características de pago y extensión; y convertibilidad.

Una característica de prepago es consistente con las características de solamente pagos de

principal e interés si el monto del prepago representan sustancialmente los montos del

principal y los intereses pendientes de pago, que pudiesen incluir una compensación adicional

razonable por la terminación anticipada del contrato.

Deterioro de activos financieros

La Compañía reconoce una provisión por pérdidas crediticias esperadas para todos los

instrumentos de deuda no medidos a valor razonable con cargo a resultados. La matriz de

pérdidas crediticias esperadas se basa en la diferencia entre los flujos de cajas contractuales

y los flujos de caja que la Compañía espera recibir, descontados a la tasa efectiva apropiada.

Para la determinación y valuación de las pérdidas crediticias esperadas, la Compañía adoptó

el enfoque simplificado y la presunción refutable de "incumplimiento" a partir de 90 días,

con excepción de las cuentas por cobrar de clientes gubernamentales para los cuales el

incumplimiento se de?nió a partir de los 365 días.

_24-






(a) Instrumentos?nancieros (continuación)

Deterioro de activos financieros (continuación)

Para el caso de las cuentas por cobrar con partes relacionadas, el incumplimiento será a partir

de 365 días; sin embargo, algunos saldos pudieran excluirse cuando exista evidencia de

condiciones que de forma razonable pudieran justi?car su exclusión, como por ejemplo,

acuerdos de pago o establecimientos de nuevas garantías entre otros.

En la estimación del deterioro, la Compañía utiliza información histórica del comportamiento

de la cartera y de las recuperaciones durante los últimos tres años, excluyendo los saldos

con garantías. Esta matriz será revisada cada tres años, a menos que existan nuevascondiciones o cambios que incidan materialmente en el comportamiento de la recuperación

de los activos financieros.

Con el objetivo de la incorporación de la información prospectiva, la Compañía analizo

variables que incidan y ayuden a predecir el comportamiento de la recuperabilidad de los

activos financieros de las cuales ninguna mostró una correlación adecuada. Sin embargo, la

Compañía realiza periódicamente análisis cualitativos de riesgos para identificar cambios

sobre las pérdidas estimadas.

Baia de activos ?nancieros

La Compañía da de baja a los activos financieros sólo cuando los derechos contractuales arecibir mediante flujos de efectivo han expirado; o cuando la Compañía ha transferido los

activos financieros y sustancialmente todos los riesgos y beneficios inherentes a la

propiedad del activo. Si la Compañía no transfiere y retiene sustancialmente todos los

riesgos y beneficios de la propiedad de los activos ?nancieros transferidos, la Compañía

continúa reconociendo el activo financiero y también reconoce un pasivo de acuerdo a uncriterio que refleje los derechos y obligaciones que ha retenido.

Efectivo y equivalentes de efectivo

La Compañía considera el efectivo y equivalentes de efectivo, los depósitos bancarios y los

certificados de depósito, cuyo período de vencimiento original es menor a tres meses. El

efectivo y equivalentes de efectivo incluyen depósitos que la Compañía utiliza como garantía

de préstamos a colaboradores, sobre los cuales no hay restricción y son otorgados de acuerdo

con la política de beneficios establecida.

_25-






(a) Instrumentos financieros (continuación)

Efectivo v equivalentes de efectivo (continuación)

El efectivo y los equivalentes de efectivo son administrados bajo un modelo de negocio de

mantener hasta el vencimiento para recuperar los flujos de efectivo contractuales y sonmedidos a su costo amortizado.

Efectivo restringido

El efectivo restringido al 31 de diciembre de 2018, incluye cuentas retenidas por las

autoridades locales por un monto de $0.1 millones (2017: $0.1 millones).

Cuentas por cobrar

Las cuentas por cobrar son activos financieros no derivados con pagos fijos o determinados

que no son cotizados en un mercado activo y son reconocidos inicialmente al importe de

los respectivos documentos o facturas. Las cuentas por cobrar se valorizan posteriormente

a su costo amortizado menos una estimación para valuación de estas cuentas por cobrar, si

hubiese.

Las cuentas por cobrar están sujetas a intereses comerciales los cuales se determinan de

acuerdo con la regulación del sector eléctrico y de acuerdo con los términos establecidos

en los contratos de venta de energia.

El valor en libros de las cuentas por cobrar es reducido por el deterioro a través del uso de

la cuenta de estimación para posibles cuentas incobrables, con base en los lineamientos de

la NIIF 9. Cuando la cuenta por cobrar se considera irrecuperable, ésta es dada de baja

contra la estimación de deterioro para cuentas de cobro dudoso. Los cambios en el valor

en libros de la cuenta de estimación para posibles cuentas incobrables son reconocidos enel estado consolidado de resultados.

Clasificación de activos financieros entre corriente v no corriente

En el estado consolidado de situación financiera, los activos financieros se clasifican enfunción de sus vencimientos, es decir, como corrientes, aquellos con vencimiento igual oinferior a doce meses y como no corrientes los de vencimiento superior a dicho período.

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(b) Inventarios

Los inventarios, que consisten principalmente en combustible, materiales y repuestos, se

valoran al menor entre su costo o valor neto realizable. El costo es determinado utilizando

el método de costo promedio. El valor neto realizable es el precio de venta estimado en el

curso normal del negocio, menos los costos de venta aplicables. La Compañía realiza

inventarios físicos periódicos y cualquier diferencia es ajustada en el estado consolidado de

resultados.

(c) Propiedad, planta y equipo

La propiedad, planta y equipo se registra al costo de adquisición, menos la depreciación

acumulada y las pérdidas acumuladas por deterioro, si las hubiera. El costo incluye

inversiones importantes para el mejoramiento y reemplazo de piezas críticas para las

unidades de generación que extienden la vida útil o incrementan la capacidad y reúnen las

condiciones para su reconocimiento. Cuando los activos son vendidos o retirados, el

correspondiente costo y la depreciación acumulada se eliminan de las cuentas, y la ganancia

o pérdida resultante se refleja en el estado consolidado de resultados. Cuando la propiedad,

planta y equipo tienen diferentes vidas útiles, son contabilizados por separado.

Depreciación

La depreciación es calculada de acuerdo a la vida útil de los respectivos activos utilizando

el método de línea recta.

Los rangos de años de vida útil utilizados para el cálculo de la depreciación anual son los

siguientes:

Descripción Vida Útil Estimada

Edificios y estructura 5 a 65 años

Planta de generación 5 a 40 años

Facilidad GNL, muelle y tubería 6 a 50 años

Equipo de o?cina y otros 4 a 7 años

Las piezas de reemplazo, incluyendo las partes de reemplazo rotables, son presentadas comoactivos de generación. Si dichas partes son consideradas componentes, son depreciadas

sobre su vida útil cuando son puestas en servicio.

-27-





3. Resumen de politicas de contabilidad más significativas (continuación)

(c) Propiedad, planta y equipo (continuación)

Mantenimiento mayor v menor

Todos los desembolsos reconocidos como mantenimiento mayor representan gastos hechos

por el reacondicionamiento de la planta. Estos gastos son capitalizados y amortizados

de acuerdo a la vida útil de cada componente del activo.

Los gastos de mantenimiento menor son cargados directamente al estado consolidado de

resultados. Durante el año terminado el 31 de diciembre de 2018, la Compañía incurrió en

gastos de mantenimiento menor y reparación en sus unidades de generación por $7.3 millones

(2017: $8.0 millones).

COI1StI‘UCCiOI1€Sen DFOCCSO

Los costos de proyectos en construcción incluyen los costos de salarios, ingeniería, interés,

seguros y otros costos capitalizables. Los saldos de construcción en proceso son transferidos

a los activos de generación eléctrica cuando los activos están disponibles para el usoesperado.

Deterioro

La Compañía efectúa una revisión al cierre de cada ejercicio contable sobre los valores enlibros de sus activos no financieros, con el objeto de identificar disminuciones de valor

cuando hechos o circunstancias indican que los valores registrados podrían no serrecuperables.

Los activos sujetos a amortización o depreciación se revisan al final de cada período contable.

Existe deterioro cuando circunstancias o cambios indican que el valor según libros no puede

recuperarse. Una pérdida por deterioro se reconoce por el monto del exceso del valor según

libros en comparación con su monto recuperable, el cual representa el valor más alto entre

el valor razonable menos los costos para la venta y su valor de uso. Para evaluar el deterioro,

los activos se agrupan a su nivel más bajo para el cual existen ?ujos de efectivo identificables

por separado. Cualquier pérdida por deterioro permanente de un activo es registrado en el

estado consolidado de resultados.

-23-






(d) Activos intangibles

Los activos intangibles adquiridos en forma separada se registran inicialmente al costo. Con

posterioridad a su reconocimiento inicial, los activos intangibles se contabilizan a su costo

menos la amortización acumulada y el importe acumulado de cualquier pérdida por deterioro

según corresponda.

Las vidas útiles estimadas son las siguientes:

Licencias

Sistema de información

3 años3 años

(e) Costos diferidos de financiamiento

Los costos de financiamiento, que cumplen con ciertos criterios son capitalizados yamortizados utilizando el método de interés efectivo durante el periodo de financiamiento

y su amortización se presenta en el estado consolidado de resultados. Durante la

construcción, la amortización de los costos diferidos de financiamiento se incluye como

parte de los costos de la construcción en proceso. Los costos diferidos de financiamiento

se presentan netos de los financiamientos en el estado consolidado de situación financiera

como se describe en la nota 11.2.

(? Compensación basada en acciones

A ciertos colaboradores de la Compañía se le concedieron opciones sobre acciones en virtud

del plan de compensación basado en acciones creado por The AES Corporation. Este plan

permite la emisión de opciones de compra de acciones comunes de The AES Corporation

a un precio igual al 100% del precio de mercado a la fecha en que la opción es otorgada.

Generalmente, las opciones de acciones emitidas en virtud de este plan pueden ser ejercidas

por el colaborador un año después de la fecha de otorgamiento y otras son redimibles a tres

años (33% anual). Durante el 2018 y 2017 la Compañía no emitió opciones de acciones.

El precio para ejercer las opciones para planes de 2018 fue $10.82 (2017: $11.93).

El costo es medido a la fecha del otorgamiento de la opción basada en el valor razonable de

la opción o pasivo registrado por la Corporación y es registrado a gasto sobre una base de

línea recta durante el período requerido de servicio del colaborador para ganar el derecho

de ejercer la opción, contra una contribución de capital en la línea capital adicional pagado.

Por el año terminado el 31 de diciembre de 2018, se reconoció el costo de compensación

de las opciones por$1 (2017: $45) correspondientes a las acciones otorgadas durante el año

2015.

_29-






(g) Pasivos?nancieros

La deuda a largo plazo, se reconoce inicialmente a su valor razonable más los costos

directamente atribuibles a la transacción. Subsecuentemente, son valorados a su costo

amortizado; cualquier diferencia entre el producto (neto de los costos de la transacción) yel valor de las redenciones son reconocidas en el estado consolidado de resultados sobre el

período de los préstamos usando el método de interés efectivo. La Compañía reconoce las

ganancias o pérdidas en el resultado del período cuando al pasivo financiero se da de baja

así como a través del proceso de amortización.

El costo amortizado de un instrumento financiero se de?ne como el monto al cual fue medido

el instrumento financiero en la fecha de su reconocimiento inicial menos pagos de capital,

más o menos la amortización acumulada, aplicando el método de tasa de interés efectiva,

de cualquier diferencia entre el monto inicial y el monto a vencimiento, menos cualquier

provisión.

El método de tasa de interés efectiva es un método de calcular el costo amortizado de uninstrumento financiero (o grupo de instrumentos) y de la asignación del ingreso y gasto de

interés sobre el período relevante.

Clasificación de pasivos financieros entre corriente v no corriente

En el estado consolidado de situación financiera, los pasivos financieros se clasifican enfunción de sus vencimientos, es decir, como pasivos corrientes, aquellos con vencimiento

igual o inferior a doce meses y como pasivos no corrientes los de vencimiento superior a

dicho período.

Baia de pasivos financieros

Los pasivos financieros son dados de baja por la Compañía cuando la obligación ha sido

pagada o cancelada o bien su exigencia haya expirado. Cuando un pasivo financiero es

reemplazado por otro pasivo financiero, la Compañía cancela el original y reconoce un

nuevo pasivo financiero. Las diferencias que se pudieran producir de tales reemplazos de

pasivos financieros son reconocidas en los resultados del año en que ocurran.

-30-






(h) Patrimonio

Acciones comunes son clasi?cadas como patrimonio. El incremento en costo directamente

atribuible a la emisión de acciones comunes y planes de opciones de acciones es reconocido

como aumentos de patrimonio, neto de los efectos de impuestos. En el 2016 la Compañía

cambió la denominación de sus acciones de EUR a USD.

(i) Provisiones

Una provisión es reconocida si, como resultado de un evento pasado, la Compañía tiene unaobligación legal o implícita, que se puede estimar con ?abilidad y es probable la salida de

recursos a ser requerido para cumplir con la obligación. El importe de las provisiones

registradas es evaluado periódicamente y los ajustes requeridos se registran en los resultados

del año.

0) Intereses por ?nanciamiento

Los intereses y demás costos incurridos relacionados con los financiamientos recibidos sonreconocidos como gastos ?nancieros cuando se incurran, mediante el método de tasa de

interés efectiva. Los costos por intereses relacionados a financiamiento de proyectos de

construcción son capitalizados.

(k) Utilidadpor acción

La utilidad por acción mide el desempeño de una entidad sobre el período reportado y la

misma se calcula dividiendo la utilidad disponible para los accionistas comunes entre la

cantidad del promedio ponderado de acciones comunes en circulación durante el año. Las

acciones en circulación para los años 2018 y 2017 fueron 182 y no existe diferencia entre

la utilidad básica y diluida.

(l) Reconocimiento de ingresos

La Compañía obtiene sus ingresos por la venta de electricidad a través de contratos o en el

mercado ocasional, y por la venta de gas natural y servicio de transporte asociado al uso del

gasoducto. Los ingresos se reconocen cuando el control de los bienes o servicios ha sido

transferido a los clientes por un monto que re?eje la contraprestación a la que esperamos

tener derecho a cambio de dichos bienes o servicios.

_31_






(l) Reconocimiento de ingresos (continuación)

La electricidad se vende a clientes tales como empresas de distribución, usuarios noregulados y otros generadores. El gas natural y el servicio de transporte se venden a clientes

industriales.

Nuestros contratos de venta, basados en circunstancias y hechos específicos, pueden tener

una o más obligaciones de desempeño ya que la promesa de entregar energía, capacidad,

gas natural y otros servicios pueden o no ser distintas dependiendo de la naturaleza del

mercado y los términos del contrato. Como las obligaciones de desempeño generalmente

se cumplen a lo largo del tiempo y utilizan el mismo método para medir el progreso, las

obligaciones de desempeño cumplen con los criterios para ser consideradas una serie.

Al medir el progreso de la satisfacción de una obligación de desempeño, la Compañía aplica

el "derecho a facturar" al cliente y reconoce los ingresos por la cantidad contra-prestada, a

un valor que corresponde directamente con la obligación que ha sido completada hasta la

fecha.

Para contratos que contienen múltiples obligaciones de desempeño, hemos asignado los

ingresos a cada obligación en base al precio relativo de venta independiente para el cual

utilizamos un enfoque de mercado o del costo esperado más un margen.

Adicionalmente, la Compañía asigna consideración variable a uno o más de los bienes yservicios, pero no todos, que forman parte de una obligación de desempeño única cuando

(l) la consideración variable esté relacionada específicamente con el esfuerzo de transferir

el bien o el servicio distintivo y (2) la consideración variable muestre el monto por el cual

la Compañía espera ser recompensada al transferir el bien o el servicio prometido al cliente.

Los ingresos por ventas de electricidad son reconocidos utilizando el método de salida, ya

que la energía y la capacidad entregadas representan mejor la transferencia de bienes oservicios al cliente. Las obligaciones de desempeño que incluyen energía o servicios

auxiliares son generalmente medidas por MWh entregados; la capacidad es medida

utilizando MWs.

Cuando la energía o la capacidad se venden o compran en el mercado ocasional, la Compañía

evalúa los hechos y circunstancias para determinar la presentación de los ingresos y comprasnetos o brutos. Generalmente, la naturaleza de la obligación de desempeño es vender el

excedente de energía o capacidad por encima de los compromisos contractuales, o comprarenergía o capacidad para cubrir dé?cit.

_32_






(l) Reconocimiento de ingresos (continuación)

En general, por hora, un generador es un vendedor neto o un comprador neto en términos

de la cantidad de energía o capacidad negociada en el mercado ocasional. En estas

situaciones, la Compañía reconoce los ingresos por las horas en que el generador es unvendedor neto y el costo de ventas por las horas en que el generador es un comprador neto.

Los ingresos por venta de gas natural tienen una duración inicialmente esperada de un año

o menos y solo contienen una obligación de desempeño, la cual la Compañía satisface sobre

el tiempo mediante la entrega de millones de Btu. Los clientes realizan anticipos de comprade gas, los cuales se presentan en el estado consolidado de situación ?nanciera como pasivos

de contratos dentro del rubro de cuentas por pagar proveedores y otros pasivos.

Usando la solución práctica incluida en la NIIF 15, la Compañía no ajusta el importe

comprometido como contraprestación para incluir componentes de financiamiento

significativo, porque espera que el periodo transcurrido entre el momento en que se trans?ere

el bien o servicio al cliente y el momento en que el cliente paga por ese bien o servicio sea

un año o menos.

(m) Impuesto sobre la renta

El impuesto sobre la renta comprende tanto el impuesto corriente como el diferido. El

impuesto corriente es el impuesto que se espera pagar sobre el ingreso gravable del

año, usando tasas de impuestos vigentes a la fecha del estado consolidado de situación

financiera, y cualquier ajuste por impuestos por pagar respecto a años anteriores. El impuesto

diferido es rovisto usando el método de asivos del balance, en el cual los activos losP Y

pasivos por impuestos diferidos son reconocidos con base en las diferencias temporales

entre el estado financiero consolidado de la Compañía y la base gravable de los activos ypasivos existentes. Los activos y pasivos por impuestos diferidos son compensados entre

sí son resentados en el estado consolidado de situación financiera a sea como activo oY

pasivo por impuesto diferido.

El importe en libros de un activo por impuestos diferidos es sometido a revisión en la fecha

de cada estado consolidado de situación financiera. La Compañía reduce el importe del

saldo del activo por impuestos diferidos, en la medida que estime probable que no dispondrá

de suficiente ganancia fiscal, en el futuro, como para permitir cargar contra la misma la

totalidad o una parte, de los beneficios que conforman el activo por impuestos diferidos.

Así mismo, a la fecha de cierre de cada período financiero, la Compañía reconsidera los

activos por impuestos diferidos que no haya reconocido anteriormente.

-33_


i Notas a los Estados Financieros Consolidados

l 31 de diciembre de 2018 v 2017



(n) Compromisos y contingencias

Todas las pérdidas por pasivos contingentes derivados por reclamos, litigios, acuerdos,

penalidades y otros, son reconocidas cuando es probable que el pasivo se tenga que incurrir

y los montos de gastos de los acuerdos y/o remediación podrían ser estimados

razonablemente.

(o) Instrumentos financieros derivados y derivados implícitos

La Compañía registra todos los instrumentos financieros derivados en el estado consolidado

de situación financiera a su valor razonable, sin importar el propósito o el fin de los mismos.

El registro contable por los cambios en el valor razonable de los instrumentos financieros

derivados varía dependiendo si el derivado se considera una cobertura para propósitos

contables, o si el instrumento financiero derivado es una cobertura de valor razonable o de

flujo de efectivo. Si el instrumento ?nanciero derivado es designado como contabilidad de

cobertura contable, éste puede ser: (l) una cobertura del valor razonable de activos o pasivos

existentes o compromisos a firme, o bien (2) una cobertura de flujos de caja relacionados aactivos o pasivos existentes o transacciones esperadas.

Los derivados son inicialmente reconocidos al valor razonable en la fecha en que el contrato

es registrado y son subsecuentemente valuados al valor razonable en cada fecha del estado

consolidado de situación financiera. La ganancia o la pérdida que resulta es reconocida

inmediatamente a resultados, a menos que el derivado, sea designado como un instrumento

de cobertura en cuyo caso la variación en el tiempo será reconocida dependiendo de la

naturaleza de la relación de cobertura.

El derivado es presentado como un activo no corriente o un pasivo no corriente si el

vencimiento restante del instrumento va más allá de doce meses y no se espera que se realice

o se liquide en menos de este tiempo.

La Compañía evalúa la existencia de derivados implícitos en contratos de instrumentos

financieros y no financieros para determinar si sus características y riesgos

están estrechamente relacionados con el contrato principal, siempre que el conjunto no esté

clasificado como un activo o un pasivo a valor razonable con cambios en resultados. En

caso de no estar estrechamente relacionados, son registrados separadamente en el estado

consolidado de situación financiera contabilizando las variaciones de valor en resultados.

-34-


Notas a los Estados Financieros Consolìdados




(p) Prestaciones laborales

El Código de Trabajo de la República Dominicana prevé el pago de un auxilio de preaviso

y cesantía a aquellos colaboradores que sean despedidos sin causajustificada. El monto de

esta compensación depende del tiempo que haya trabajado el empleado y otros factores.

Estos pagos son cargados a resultados cuando se incurren.

(q) Valor razonable de los instrumentos financieros

El valor razonable de los activos financieros corrientes y de los pasivos financieros corrientes

se estima que es igual al valor reportado debido al vencimiento de corto plazo de dichos

instrumentos. La deuda financiera a largo plazo cuenta con una tasa de fija. La

Administración estima el valor razonable de la deuda de la Compañia mediante el descuento

de los flujos futuros de efectivo a precios de mercado.

(r) Utilidad retenida restringida

Con la adopción por primera vez de las Normas Internacionales de Información Financiera

(NIIF), la Compañía aplicó el valor razonable o revaloración como costo atribuido

a todos los edificios y activos de generación eléctrica. Al 31 de diciembre de 2018 el monto

por este concepto es de $18,128 (2017: $20,804), neto de efectos de gasto de depreciación,

retiros de activos e impuesto sobre 1a renta diferido traspasado a las utilidades retenidas enel 2018 por un monto de $2,676 (2017: $961).

(s) Segmentos operativos

La información por segmentos se presenta de manera consistente con los informes internos

proporcionados a la Administración que toma las decisiones de la Compañía el cual esresponsable de asignar los recursos y evaluar el rendimiento de los segmentos operativos.

La Administración identi?ca sus segmentos operativos de venta de electricidad y GNL según

el mercado en el cual participa, es decir, el mercado en República Dominicana, para el quese toman decisiones estratégicas. Esta información financiera por segmentos operativos se

detalla en Nota 22.

-35-





4. Efectivo y equivalentes de efectivo

Al 31 de diciembre el efectivo y equivalentes de efectivo está compuesto por:

2018 2017

Efectivo en dólares $ 16,363 $ 20,206

Efectivo en pesos dominicanos 161 2,955

Efectivo en euros 750 42

Equivalentes de efectivo:

Depósitos a plazo y certi?cados de inversión en dólares,

con vencimiento menor a 3 meses, con tasa de interéspromedio anual de 2.3% en 2018 (2017: 2.1%) 22,692 6,038

Depósitos a plazo y certi?cados de inversión en pesosdominicanos, con vencimiento menor a 3 meses, con tasade interés promedio anual de 6.8% en 2018 (2017: 6.1%) 231 232

Total $ 40,197 $ 29,473

Los equivalentes de efectivo corresponden a certi?cados financieros cuyo vencimiento es

inferior a tres meses a su fecha de adquisición, de los cuales $0.2 millones

(20 l 7: $0.2 millones) son utilizados como garantia de préstamos a colaboradores, sobre los

cuales no hay restricción.

5. Cuentas y transacciones con compañías relacionadas

Acuerdos de venta y compra de gas natural

En el mes de marzo del 2002, Andres firmó un contrato de compra de GNL por 20 años

con Atlantic Basin Services, Ltd. (“ABS”), una entidad afiliada bajo control común (“ElContrato de Venta de GNL”). Bajo un acuerdo de “comprar o pagar”, Andres ha acordado

comprar una cantidad minima. En el mes de febrero del 2008 se fimió la tercera enmienda

mediante en la cual las cantidades de GNL minimas a comprar fueron modificadas a partir

del año 2010 a 33.6 TBtus por año (Trillones de Unidades Térmicas Británicas).

ABS compra el combustible a un tercero y lo vende a Andres al costo más un honorario ?jode $10 por mes, los cuales son presentados en los gastos generales, de operación ymantenimiento. Adicionalmente ABS factura a la Compañía los servicios de remolcadores

que durante el 2018 fueron $1.8 millones (2017: $1 .8 millones) los cuales se presentan enlos costos de ventas. El 30 de diciembre de 2003, Andres realizó la primera enmienda al

contrato de ventas de GNL con ABS para cambiar la estructura de precios del contrato conel fin de re?ejar apropiadamente la variabilidad del costo del gas natural, agregando $0.20

centésimos de dólar por MMBtu (millón de Btu) al costo de compra.

-36_





5. Cuentas y transacciones con compañías relacionadas (continuación)

Acuerdos de venta y compra de gas natural (continuación)

En fecha 7 de enero de 2014 AES Andres B.V. acuerda con ABS ceder este contrato a AES

Andres (BVI) LTD., una entidad afiliada bajo control común, bajo los mismos términos ycondiciones. Al mismo tiempo AES Andres B.V. y AES Andres (BVI) LTD., firmaron

contrato de compra de GNL, el cual vence en el año 2023. El 9 de abril de 2014, se firmó

un "Acuerdo de Novación " a la Carta Convenio fechada el 9 de agosto de 2013, entre la

Compañía, AES Andres DR, S. A. y BP Gas Marketing Limited, con el propósito de que la

nueva entidad asumiera todas las obligaciones de la Sucursal en la fecha efectiva del 1 de

septiembre de 2014. En virtud de este acuerdo, AES Andres (BVI) LTD., compra el

combustible a ABS y lo vende a la AES Andres DR, S. A. al costo, adicionando $1.60 de

dólar por MMBtu, más un cargo fijo de $15 mil por mes, que durante el 2018 ascendió a

$0.2 millones (2017: $0.2 millones) y se presentan en los estados consolidados de resultados

en el rubro de gastos generales, de operación y mantenimiento como servicios contratados.

El costo de GNL asociado con este contrato se presenta en el estado consolidado de

resultados como parte de los costos de ventas, y ascendió al 31 de diciembre de 2018 a

$277.4 millones (2017: $275.9 millones).

AES Andres DR, S. A. otorgó una garantía por un monto máximo de $100 millones a BP

Gas Marketing Limited (“BP”) en referencia al Contrato de Gas Natural Licuado firmado

entre ABS y BP, con el propósito de garantizar los pagos puntuales de todas la deuda yobligaciones por pagar bajo tal contrato. Esta garantía tiene vigencia hasta el año 2023.

En el año 2002, Andres firmó los acuerdos de venta y compra de gas natural (“El Contrato

de Compra de Gas”) y el de transporte de gas natural con DPP, los cuales iniciaron con la

finalización de la construcción de la facilidad de GNL y el gasoducto en el mes de marzodel año 2003. Ambos contratos expiran en abril 2023. El 30 de diciembre del 2003,

fue firmada la enmienda número 2 al Contrato de Compra de Gas entre DPP y Andres,

con la finalidad de cambiar la estructura de precio. En septiembre del 2008 fue firmada

la segunda enmienda al contrato de Transporte de Gas Natural entre DPP y Andres, con la

finalidad de cambiar la estructura de precio. Los ingresos asociados con estos contratos sonpresentados en el estado consolidado de resultados, por el año terminado a 31 de diciembre

de 2018 y ascendieron a $95.6 millones (2017: $87.4 millones) correspondientes a la ventade gas natural y $8.4 millones (2017: $8.4 millones) al transporte de gas.

_37_






Contratos de venta de energía (PPA)

La Compañía mantiene un contrato de demanda real de energía y capacidad con DPP,

mediante el cual DPP compraba energía y capacidad no cubierta por su propia generación

y potencia firme asignada, con la finalidad de suplir sus contratos de venta de energía. El16 de marzo de 2016, ambas partes acordaron la suspensión temporal de este contrato durante

el período comprendido entre el 19 de marzo de 2016 al 31 de enero de 2017. En febrero

de 2017, este contrato fue reactivado hasta el 31 de mayo de 2017, fecha en que ambas partesacordaron la finalización del mismo. Los ingresos asociados a este contrato consistían enventas de energía y capacidad, los cuales se presentaron como parte de los ingresos en el

estado consolidado de resultados, por el período comprendido del 1 de febrero al 31 de mayode 2017 ascendieron a $1.4 millones.

El 10 de mayo de 20 l 7, la Compañía obtuvo un nuevo contrato de energía con DPP mediante

el cual la Compañía compra a DPP energía y potencia finne asignada. Este contrato inició

desde el 1 de junio de 2017 y mantiene una vigencia indefinida al menos que ambas partesacuerden su suspensión. Las compras asociadas a este contrato consisten en compras de

energía las cuales se presentan como parte de los costos de ventas en el estado de resultados,

por el año terminado el 31 de diciembre de 2018 ascendieron a $107.4 millones (del l de

junio al 31 de diciembre 2017: $45.9 millones).

Al 31 de diciembre de 2017, Andres le compró a DPP energía en el mercado ocasional por

un monto de $0.l millones. Durante el 2018 no se realizaron compras en el mercado

ocasional.

Durante el período terminado el 31 de diciembre de 2018, la Compañía le compró a Empresa

Generadora de Electricidad Itabo, S.A. ("ltabo") energía en el mercado ocasional por unmonto total de $2.3 mil1ones(2017: $1 .1 millones) y le vendió al 31 de diciembre de 2018,

un monto de $0.7 millones (2017: $0.1 millones).

Acuerdos de administración

La Compañía ?nnó un acuerdo de administración (el “Acuerdo de Servicios”) el 17 de

diciembre de 2009 con AES Solutions, LLC., (“Solutions”), una compa?ia relacionada

poseída por subsidiarias de AES, por medio del cual Solutions es responsable de

proveer asistencia técnica y transferir tecnología necesaria para asegurar la competitividad

de Andres en el mercado energético dominicano. El contrato tiene una vigencia de 3 años

y el mismo será renovado de forma anual. Andres deberá pagar por este contrato, el costoreal asumido por Solutions más un 4% de dicho costo. Los gastos por honorarios relacionados

a este contrato se presentan en el estado consolidado de resultados en el rubro de gastos

_33_






Acuerdos de administración (continuación)

generales, de operación y mantenimiento como servicios contratados por un total de $5.0

millones por el año terminado el 31 de diciembre de 2018 (2017: $4.l millones).

Otros

La Compañía mantiene un seguro contratado contra todo riesgo con AES Global InsuranceCorporation, una compañía afiliada, el cual cubre todo riesgo operacional incluyendo roturade maquinaria e interrupción de negocio. El gasto por este concepto para el año terminado

al 31 de diciembre de 2018 fue de $5.3 millones (2017: $5.3 millones) y al final del año2018 no quedó saldo pendiente por amortizar.

El 3 de septiembre de 2018 un rayo afectó la instalación de gas natural de ciclo combinado

de Andrés 319 MW, lo que resultó en un daño signi?cativo a la turbina de vapor y sugenerador. La Compañía tiene cobertura de seguro de interrupción de negocios y daños a

la propiedad, sujeta a deducibles prede?nidos, bajo sus programas existentes.

El 25 de septiembre de 2018, la planta reinició las operaciones generando con la turbina de

gas en un ciclo simple con una carga parcial de aproximadamente 120MW. La gerencia

estima que la planta operará la turbina de gas en un ciclo simple a plena carga de

aproximadamente l85MW a partir del segundo trimestre de 2019, y en ciclo combinado a

plena capacidad para el cuarto trimestre de 2019.

Para mitigar el impacto de la capacidad reducida en el mercado local de energía, la Compañía

instaló 120 MW de energía de alquiler (turbinas de gas) hasta que la instalación de ciclo

combinado esté a plena carga. Las unidades de alquiler estaban a pleno funcionamiento a

partir de diciembre de 2018.

A diciembre 2018, la Compañía ha registrado $66.4 millones por cobrar al seguro producto

de este evento, de los cuales $18 millones corresponden a daños a la propiedad, $6.3 millones

a costos de recuperación y $42.1 millones por interrupción del negocio (compra de energía

y margen variable incurrido de APR Energy (Planta de Generación de Energía Eléctrica

temporal)). En diciembre 2018 se recibieron $20 millones ($8.7 millones corresponden adaños a la propiedad y $11.3 millones a interrupción del negocio). El saldo de esta cuenta

por cobrar al 31 de diciembre de 2018 es de $46.4 millones el cual se presenta en el estado

consolidado de situación financiera.

-39-






Otros (continuación)

Al 31 de diciembre de 2018, la Compañia mantiene una cuenta por pagar de $0.002 millones

(2017: $0.03 millones con su Casa Matriz The AES Corporation en concepto de reembolsos

de salarios, beneficios a ejecutivos y otros costos directos.

A1 31 de diciembre de 2018, la Compañía mantiene una cuenta por cobrar de $2.9 millones

(20 l 7: $2.9 millones) con AES Hispanola Holding B.V., una compa?ia a?liada, por conceptode reembolso por el pago de impuestos realizados por Andres DR.

El 1 de mayo de 2017, la Compañía firmó un acuerdo por servicios con Fluence Energy,

LLC (antes AES Energy Storage, LLC ("AES ES")), una compañía relacionada poseída porsubsidiarias de AES, por medio del cual Fluence Energy LLC deberá proveer temporalmente,

servicios técnicos que se detallan en dicho contrato, para trabajar en el proyecto de Baterías

desarrollado por la Compañía. Este contrato tiene vigencia de un año y será renovado

anualmente a menos que sea terminado por alguna de las partes. El gasto por este concepto

para el año terminado al 31 de diciembre de 2018 fue de $0.1 millones (2017: $0.1 millones)

y se presentan en el estado consolidado de resultados en el rubro de gastos generales, de

operación y mantenimiento como contratos de administración.

El 28 de octubre de 2016, la Compañía emitió una carta de crédito por $4.6 millones, comocontragarantía de una obligación de la empresa AES TEG II Operations, S de R.L. de C.V.

("TEG"), una compañía relacionada poseída por subsidiarias de AES. Durante el período

que la garantía estuviera vigente, TEG debería pagar a la Compañía, en una base trimestral,

una cargo por garantía equivalente a un interés anual del 1.25% del monto total de la línea

de crédito obtenida por TEG. Este cargo se estableció con el propósito de que TEG reembolse

a la Compañía, los cargos incurridos por la emisión de la carta de crédito así como cualquier

cargo trimestral que la Compañía incurriría para mantener la misma. Esta carta de crédito

tenía una vigencia de hasta 60 meses posterior al primer desembolso de la línea de crédito

de TEG, el cual fue realizado el 28 de octubre de 2017 y su vencimiento era el 28 de noviembre

de 2017. Durante el 2017, la Compañía obtuvo adendas extendiendo el vencimiento del 28

de noviembre de 2017 a 90 días. El 22 de enero de 2018, se realizó la cancelación anticipada

de la carta de crédito con Scotiabank, por $4.6 millones. Por el año terminado el 31 de

diciembre de 2017, la Compañía registró cargos por garantía de $0.1 millones, estos se

incluyen como parte de los ingresos en el estado consolidado de resultados.

_40_






Otros (continuación)

El 2 de agosto de 2016, Andres DR ?nnó contrato de reembolso de gastos con Gas NaturalAtlántico, S.R.L., una compañía en proceso de construcción, relacionada poseída porsubsidiarias de AES. Andres DR deberá proveer temporalmente, el personal técnicodetallado en dicho contrato, para trabajar en el desarrollo, construcción, operación e

iniciación de las operaciones comerciales del proyecto. Durante la vigencia del contrato,Andres DR será responsable de los costos y pagos de estos colaboradores. Este contrato es

efectivo desde el 1 de octubre de 2015, por un monto total máximo de $1.1 millones vigentehasta la fecha de terminación substancial de la planta de generación. Al 31 de diciembre de

2018, el monto total de gastos reembolsables relacionados a este contrato, es de $0. l millones

(2017: $0.3 millones), de los cuales se encuentran pendiente de cobro $0.001 mil1ones(2017:$0.04 millones).

La Compa?ia realizó donaciones a la Fundación AES Dominicana en el 2018 por$0.6 millones (2017: $1.1 millones) las cuales se presentan en los estados consolidados de

resultados en el rubro de gastos generales, de operación y mantenimiento como servicios

contratados.

Pago de dividendos

Durante el 2018, la Compañía pagó dividendos por $38.0 millones (2017: $58.8 millones).

-41-


N otas a los Estados Financieros Consolidados




Como resultado de las operaciones y los contratos antes mencionados y otras transacciones

menos significativas llevadas a cabo con partes relacionadas, las cuentas por cobrar y pagaral 31 de diciembre se presentan como sigue:

& A111

Cuentas por cobrar:

Dominican Power Partners $ 82,197 $ 32,977

Gas Natural Atlántico S.R.L. 1 42

Atlantic Basin Services, Ltd. 489 489

AES Fonseca Energía, Ltda. de C.V. 124 124

AES Hispanola Holdings II B.V. 223 89

AES Africa Power Company B.V. 1 15 1 15

AES Global Power Holding B.V. 45 42

AES Hispanola Holdings B.V. 2,947 2,947

Empresa Generadora de Electricidad ltabo, S.A. 57 38

AES Andres (BVI) Ltd. 24,576 6

Otras 1 19 92

Total de cuentas por cobrar a partes relacionadas $ 110,893 $ 36,961

l* 21Cuentas por pagar:

Dominican Power Partners $ 148,918 $ 45,819

Empresa Generadora de Electricidad Itabo, S.A. 289 196

AES Andres (BVI) Ltd. 526 194

Atlantic Basin Services, Ltd. 135 194

AES Solutions, LLC_

117

AES Global Power Holding B.V. 2 34

Otras 448 82

Total de cuentas por pagar a partes relacionadas $ 150,318 $ 46,636

-42-






Las transacciones entre partes relacionadas en el 2018 y 2017, se resumen a continuación:

Ingresos Costos y Gastos

. _Tipo de

A—?'l4’L‘1‘l§=transacción 2018 2017 2018 2017

Afiliadas:

AES Andres (BVI) Ltd. Compra de gas

_ _(277,441) (275,947)

- - -Otros costos de

Atlantic Basin Services, Ltd.gas __ _

(L756) (1,792)

Energia,

Empresa Generadora depotlenqalgj

- - regu acion eE1e°‘“°‘dad “ab” S' A'frecuencia 724 107 (2,302) (1,083)

Servicios de

AES Services, Ltd. administración_ _ _ _Energía,

potencia, gas y

Dominican Power Partners regulación de

frecuencia 106,570 97,179 (105,248) (46,039)Fluence Energy, LLC (antes AESEnergy Storage, LLC) Servicios varios

_ _(120) (80)

AES Solutions, LLC Servicios varios — — (5,018) (4,052)

Fundacion AES Dominicana Contribuciones_ _

(648) (1,089)

AES Global Insurance

Corporation Servicios varios_ _

(5,322) (5,322)

Gas Natural Atlántico, S.R.L. Servicios varios_ _

(148) (344)

AES TEG II Operations, S de

_ _ _R_L_ de C_V_ Servicios varios _ _ _(65)

Total $ 107,294 $ 97,286 $ (398,003) $ (335,813)

Remuneración del personal clave:

La remuneración de los ejecutivos de la Compañía durante los años terminados al 31 de

diciembre de 2018 y 2017, ascendió a $939 y $978, respectivamente. Estos montos incluye

remuneración ?ja mensual, bonos variables según desempeño, compensaciones de largo

plazo y otras compensaciones.

-43-





6. Cuentas por cobrar clientes, neto (continuación)

A1 31 de diciembre el saldo de cuentas por cobrar clientes está compuesto por:

2018 2017

Agentes del mercado eléctrico ocasional y contratos $ 47,603 $ 45,008

Usuarios no regulados 2,490 1,866

Subtotal de cuentas por cobrar 50,093 46,874

Cuentas por cobrar otras 25,734 33,870

Estimación de deterioro para cuentas de cobro dudoso GQ _Total $ 75,795 $ 80.744

018

Estimación de deterioro para cuentas de cobro dudoso

Saldo inicial

_Aumento 32

Total estimación de deterioro para cuentas de cobro dudoso $ 32

Las cuentas por cobrar generan intereses de acuerdo a la regulación del sector eléctrico yde acuerdo con los términos establecidos en los contratos de venta de energía.

Las cuentas por incluyen ventas realizadas no facturadas.

La Compañía ajustó el saldo inicial de la estimación de deterioro para cuentas de cobro

dudoso como resultado de cambio en el modelo de negocio. Un detalle de la antigüedad de

las cuentas por cobrar, incluyendo aquellas con atraso en su recuperación pero nodeterioradas e incluyendo una estimación de deterioro para cuentas de cobro dudoso para

una parte de aquellas con antigüedad de 91 a más días luego del 31 de diciembre de cada

período, se presentan a continuación:

Mii

lNo vencida $ 51,406 $ 73,159

De 31 a 60 días 7,209 7,414

De 61 a 90 días 13,426

_De 91 a más días, neta de estimación 3,754 171

Total § 75,795 $ 80,744

-44-





6. Cuentas por cobrar clientes, neto

Acuerdos del Sector

El 5 de octubre de 2017, la Compañía ?rrnó contratos de venta y cesión de créditos y derechos

con la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE), las empresasde distribución de propiedad del Gobierno de la República Dominicana ("Distros") y el

Banco de Reservas, en los cuales el Banco se comprometió y pagó $65.5 millones por el

100% de las cuentas por cobrar que la Compañía mantenía con las empresas de distribución.

Esta transacción fue una venta sin recurso para la Compañía.

7. Inventarios, neto

A1 31 de diciembre el balance de inventario está compuesto por:

mi lGas natural licuado $ 2,896 $ 5,800

Repuestos y otros materiales 10,434 10,748

Inventario en tránsito 61 676

Estimación para inventario obsoleto (l 63)

-Total $ 13,228 $ 17,224

El costo asociado al consumo de gas natural licuado durante el año 2018 fue de $249 millones

(2017: $278 millones), el cual se incluye como parte de los costos de ventas en el estado

consolidado de resultados. El costo asociado al consumo de repuestos y otros materiales

durante el año 2018 fue de $1.8 millones (2017: $1.7 millones).

Durante el 2018, se registraron ajustes por $0.2 millones (2017: $0.3mi1lones)

correspondientes a deterioro de inventario, este monto se encuentra incluido en los gastos

generales, de operación y mantenimiento en el estado consolidado de resultados.

_45_


Notas a 10s Estados Financieros Consolidados

31 de diciembre de 2018 V 2017


8. Propiedad, planta y equipos, neto

El movimiento de las propiedades, planta y equipo durante los años terminados al 31 de diciembre de 2018 y 2017 es como sigue:

Al 31 de diciembre de 2018

Activos de Equipos de ObrasGeneración Materiales y Oficina y en

Terreno Edificios Eléctrica Suministros Otros Proceso Total

Qt};Al inicio del año $ 39,791 $ 16,504 $ 538,373 $ 18,861 $ 4,780 $ 1,690 $619,999

Adiciones

_ _64 3,892 47 16,184 20,187

Retiros

_ _(42,289) (121)

_ _(42,410)

Reclasi?caciones 895—

6,409 (3,222) 192 (4,274)—

Al ?nal del año $ 40,686 $ 16,504 $ 502,557 $ 19,410 S 5,019 S 13,600 $597,776

Depreciación acumulada

A1 inicio del año $—

$ 4,556 $ 209,736 $ 5,402 $ 3,666 $

_$223,360

Adiciones—

374 22,581—

441—

23,396

Retiros

_ _(20,029) (48)

_ _(20,077)

Reclasi?caciones

_ _1,012 (1,012)

— _ _A1 final del año

_4,930 213,300 4,342 4,107

_226,679

Saldo neto $ 40,686 $ 11,574 $ 289,257 $ 15,068 $ 912 $13,600 $371,097

-46-





8. Propiedad, planta y equipos, neto (continuación)

Al 31 de diciembre de 2017

Activos de Equipos de ObrasGeneración Materiales y Oficina y en

Terreno Edificios Eléctrica Suministros Otros Proceso Total

.CiA1 inicio del año $ 28,766 $ 16,025 $ 522,461 $ 18,249 $ 4,646 $ 17,218 $607,365

Adiciones— —

247 1,617 130 18,440 20,434

Retiros—

(4) (6,942) (826) (143)

-(7,915)

Reclasì?caciones l 1,025 483 22,607 (179) 147 (33,968) 1 15

Al ?nal del año $ 39,791 $ 16,504 $ 538,373 $ 18,861 $ 4,780 $ 1,690 $619,999

Depreciación acumulada

Al inicio del año $—

$ 4,187 $ 193,406 $ 5,899 $ 3,326 $

—$206,818

Adiciones—

370 21,718—

451—

22,539

Retiros— (l) (5,422) (463) (1 1 l) —— (5,997)

Reclasi?caciones— —

34 (34)— — —

Al ?nal del año

_4,556 209,736 5,402 3,666

—223,360

Saldo neto $ 39,791 $ 11,948 S 328,637 $ 13,459 $ 1,114 $ 1,690 $396,639

Los costos por intereses capitalizados durante el año terminado 31 de diciembre de 2018, ascendieron a $0.5 millones (2017: $0.7

millones). La tasa de interés utilizada para determinar el monto de los costos financieros que eran elegibles para capitalizar al31 de diciembre de 2018 fue de 0.8% (2017: 0.8%), la cual es la tasa promedio anual del financiamiento.

Las principales obras en proceso al 31 de diciembre de 2018 corresponden al proyecto del Gaseoducto del Este y el proyecto

relacionado con el daño en la turbina de vapor producto de la descarga eléctrica generada por un rayo en septiembre 2018.

-47-





9. Activos intangibles, neto

Al 31 de diciembre los activos intangibles se detallan a continuación:

2018

Amortización Valor neto enCosto acumulada libros

Licencias y sistemas deinformática $ 3,571 $ (1,694) $ 1,877

2017

Amortización Valor neto enCosto acumulada libros

Licencias y sistemas deinformática $ 1,889 $ (1,511) $ 378

El movimiento de los activos intangibles se muestra a continuación:

Licencias ysistemas de

informática

Saldo al 31 de diciembre de 2016 $ 606

Adiciones 99

Amortización del año (327)

Saldo al 31 de diciembre de 2017 $ 378

Adiciones 1,682

Amortización del año (183)

Saldo al 31 de diciembre de 2018 $ 1,877

El siguiente cuadro resume el gasto de amortización estimado por categoría de activos

intangibles desde 2019 hasta 2022:

20 l 9 $ 708

2020 602

2021 566

2022 1

Total $ 1,877

El gasto de amortización de activos intangibles fue de $183 durante el año tenninado el 31

de diciembre de 2018 (2017: $327).

-48-





10. Otros activos no ?nancieros

Al 31 de diciembre los balances de otros activos no financieros están compuestos comosigue:

Corriente:Otros impuestos por cobrar

Adelantos a proveedores

Anticipos a colaboradores

Otros gastos pagados por adelantado

Seguro pagado por adelantado

Total de otros activos corrientes

No corriente:Adelantos de propiedad, planta y equipo

Depósito en garantía (alquiler)

Total de otros activo no corrientes

-49_

_01§ ;01_7

14 41

614 369

11 21

45 49

28 39

712 519

17,167 519

16 16

17,183 535



31 de diciembre de 20l8y 2017


ll. Otros activos ?nancieros y pasivos ?nancieros (continuación)

11.1 Otros activos financieros

Al 31 de diciembre los balances de otros activos financieros corrientes y no corrientes están

compuestos como sigue:

2.0.1. EllCorriente:

Efectivo restringido $ 125 $ 131

Derivado de gas natural- Nymex 18

—Total de otros activos financieros corriente S 143 $ 131

No corriente:Activo contractual

_17,178

Amortización acumulada activo contractual —— (16,383)

Derivado implícito BP 1,142 2,551

Derivado de gas natural - Nymex 49--

Total de otros activos financieros no corriente $ 1,191 S 3,346

-50-





11. Otros activos financieros y pasivos financieros (continuación)

11.2 Pasivos financieros

Al 31 de diciembre los balances de derivados están compuestos como sigue:

2018 2017

Instrumentos financieros a valor razonable

CorrienteDerivado de gas natural - Nymex 67

—Total derivado corriente $ 67

No corrienteDerivado implícito - BP 474 586

Total derivado no corriente $ 474 $ 586

Total de derivados $ 541 $ 586

Los instrumentos financieros a través de ganancias y pérdidas consisten en dos derivados

implícitos (nota 11.4).

Línea de crédito

El 8 de enero de 2016, la Compañía firmó un contrato de crédito (crédito renovable) conScotiabank por $42.5 millones con vencimiento el 8 de enero de 2017. El 30 de noviembre

de 2016, la Compañía solicitó un anticipo del contrato de crédito (crédito renovable) conScotiabank por $22.5 millones, el cual se presentaba en el estado de situación financiera.

La tasa de interés de esta linea de crédito era de LIBOR más 2.35%, y el plazo de repagomáximo del desembolso era de 180 días. La Compañía repagó esta línea de crédito entre

abril y mayo de 2017.

Bonos internacionales

El ll de mayo de 2016, la Compañía emitió $2201 millones en bonos en mercados

internacionales bajo la Regla l44Ay la Regulación S de SEC, con un pago único y definitivo

en mayo 2026 a una tasa de 7.95% anual. Los pagos de intereses son semestrales a partir

de noviembre 2016, el total de costos por emisión de deuda ascendieron a $8.5 millones.

Con la emisión de estos bonos, la Compañía canceló el préstamo de $180 millones (Contrato

de Crédito y Garantía).

_51_






11.2 Pasivos financieros (continuación)

Bonos internacionales (continuación)

Al 31 de diciembre

2018 2017

Bonos internacionales $ 220,100 $ 220,100

Costos diferidos de financiamiento (3,765) (4,084)

Descuento (3,682) (3,994)

Total financiamiento no corriente, neto $ 212,653 S 212,022

Los costos diferidos de financiamiento, netos consisten en lo siguiente:

i Al 31 de diciembre

2018 2017

Saldo de costos diferidos de financiamiento al iniciodel año $ 4,084 $ 4,377

Amortización de costos diferidos de financiamiento (3 l 9) (293)

Total costos diferidos de financiamiento - netos al

final del año $ 3,765 $ 4,084

El descuento de la deuda pendiente por amortizar se detalla a continuación:

Al 31 de diciembre

2018 2017

Saldo de descuento por amortizar al inicio del año 3,994 4,281

Amortización del descuento (312) (287)

Total descuento por amortizar al final del año 3,682 3,994

-52-





11.

11.2

Otros activos financieros y pasivos financieros (continuación)

Pasivos financieros (continuación)

Préstamo a largo plazo

El 31 de octubre de 2018, AES Andres DR, S.A., obtuvo un préstamo por $88 millones conel Banco Centroamericano de Integración Económica y Banco Múltiple BHD León, S.A.,

éste último como agente administrativo. La deuda fue estructurada en dos tramos de $44

millones cada uno a una tasa de interés variable LIBOR (London Interbank Offerred Rate)

a tres meses más un margen de 3.25% para el Tramo A y un margen de 4% para el Tramo

B. Los pagos de intereses son trimestrales y los abonos de capital comenzarán a cancelar

esta deuda a partir de 25 de abril de 2020. Este préstamo fue adquirido con el ?n de ?nanciar

la construcción del proyecto del Gasoducto de la terminal de LNG de Andres ubicada enSan Pedro de Macoris.

La Compañía incurrió en costos para la emisión de este financiamiento por $1,520, los cuales

son diferidos y se amortizan bajo el método de interés efectivo durante el término de contratode deuda.

Al 31 de diciembre de 2018, 1a Compañía mantiene obligaciones sobre este préstamo por

un total de $14.0 millones.

Tramos Tasa de interés Vencimiento 2018

%

Tramo A LIBOR + 3.25% Octubre 25, 2028 $ 7,000

Tramo B LIBOR + 4% Octubre 25, 2030 7,000

$ 14,000

2018

Préstamo por pagar $ 14,000

Costos diferidos de ?nanciamiento, neto (1,509)

Préstamo por pagar, neto $ 12,491

_53-



31 de diciembre de 20l8y 2017


11.

11.2


Pasivos financieros (continuación)

Préstamo a largo plazo (continuación)

A continuación el detalle de los costos diferidos de financiamiento al 31 de diciembre de

2018:

íCostos diferidos de financiamiento al inicio del año $

-Pago de costos financieros diferidos 1,520

Costos diferidos de financiamiento capitalizados (l)Amortización de costos diferidos de financiamiento (10)

Total costos diferidos de financiamiento al final del año $ 1,509

La compañía acordó pagar al agente administrativo una comisión anual de 0.5% para el

Tramo A y 0.75% para el Tramo B, relacionada a la porción del préstamo no utilizada, al31 de diciembre de 2018 esta comisión asciende a $0.07 millones, los cuales están registrados

en el estado de resultados en la línea de costos financieros, netos.

Como consecuencia de los financiamientos antes descritos, la Compañía tiene obligaciones

que debe cumplir continuamente y limitaciones para llevar a cabo ciertas transacciones,

como es el caso de incurrir en deuda adicional o hacer pagos de dividendos.

Antes de realizar las transacciones antes indicadas, debe validar y verificar que se cumplen

con las disposiciones contractuales correspondientes.

- Ratios para Endeudamiento: se refiere a ratios que debe cumplir la Compañía al

momento de incurrir en deuda adicional, salvo las excepciones contempladas en el

contrato de financiamiento correspondiente.

~ Ratios para Dividendos: se refiere a ratios que debe cumplir la Compañía al momento

de realizar pagos de dividendos, salvo las excepciones contempladas en el contrato

de financiamiento correspondiente.

- Ratios para Cobertura de Servicio de Deuda: debe ser mayor que 2.5x y la relación

deuda/ EBITDA tiene que ser inferior a 4.5x.

Al 31 de diciembre de 2018, la Compañía está en cumplimiento de estas restricciones.

_54_





11. Otros activos financieros y pasivos ?nancieros (continuación)

11.2 Pasivos financieros (continuación)

11.3

Cambios en pasivos provenientes de actividades de financiamiento

Flujos de Costos Saldo al 31

Saldo al 1 de Flujos de efectivo-

diferidos de de

enero de efectivo- pagos fmanciamient diciembre

2018 recibidos realizados o y descuento de 2018

Financiamiento corriente-

Línea de

crédito $—

$ 25,000 $ (25,000) $—

$—

Financiamiento no corriente, neto -Bonos internacionales 212,022

_ —631 212,653

Financiamiento no corriente, neto -Préstamo a largo plazo

—14,000 (1,520) ll 12,491

Total $ 212,022 $ 39,000 $ (26,520) $ 642 $ 225,144

Flujos de Costos Saldo al 31

Saldo al l de Flujos de efectivo-

diferidos de de

enero de efectivo- pagos fmanciamient diciembre

2017 recibidos realizados o y descuento de 2017

Financiamiento corriente-

Línea de

crédito $ 22,500 $—

$ (22,500) $—

$—

Financiamiento no corriente, neto -Bonos internacionales 211,442

_ —580 212,022

Total $ 233,942 $—

$ (22,500) $ 580 $ 212,022

Actividades de cobertura y derivados

Derivados implícitos

Como resultado de las fórmulas de precio incluidas en los contratos de compra de Gas

Natural Licuado (GNL) y venta de energía, la Compañía está expuesta a derivados implícitos.

La Compañía tiene un contrato de compra de GNL con AES Andres (BVI) LTD., quien a

su vez tiene contrato con Atlantic Basin Services, LTD (ABS) y esta última con BP Gas

Marketing Ltd (BP). BP tiene la opción de entregar a ABS una doceava parte del total de

GNL contratado, mediante la entrega de Fuel Oil No.2, donde Andres pagará el precio

contratado ajustado por un indexador. La fórmula del indexador se basa en los cambios enla eficiencia de la planta (heat rate), mantenimientos adicionales y reducción de la capacidad

de la planta de Andres como consecuencia del uso del Fuel Oil No. 2 en lugar de GNL. Esta

opción de sustitución de combustible es potestad de BP, y no puede ser rechazada por ABS.

_55_





11.

11.3


Actividades de cobertura y derivados (continuación)

Derivados im lícitos (continuación)

Andres tenía un contrato de venta de energía con EDE-Este, a través de un acuerdo de comprade energía EDE-Este podía elegir que se le facturara en virtud de una fórmula de precios

sobre la base de Fuel Oil No. 2 si se cumplían ciertas condiciones, aunque la planta

pudiera seguir generando energía utilizando Gas Natural Licuado como combustible.

Por lo tanto, la Compañía llegó a la conclusión de que las características económicas yriesgos de los derivados implícitos no estaban estrechamente relacionados con las

características económicas y riesgos de los contratos principales, por lo tanto debía

ser valuado a valor de mercado y registrado en el estado de resultados.

El derivado implícito contenido en el contrato de compra de energía con EDE-Este se

detenninó que era una opción, basada en los derivados implícitos que fueron reconocidos

como un activo contractual y un pasivo derivado al inicio del contrato. El activo contractual

se registraba por el importe neto amortizado desde el inicio del acuerdo sobre la base de las

cantidades iniciales estimadas de energía que se esperaban entregar a la fecha de la ?rma.

A este contrato con EDE-Este se le aplicó la cláusula de terminación anticipada el 19 de

abril 2017.

Derivado - cobertura de precio

En diciembre 2018, Andres contrato con Citibank, NA cobertura de precio para 720,000

MMbtu que serán comprados entre el l de julio de 2019 al 31 de diciembre de 2019 y1,740,000 MMbtu que serán compradas entre el l de enero al 31 de diciembre de 2020. Al31 de diciembre de 2018 se reconoce un activo a corto y largo plazo y un pasivo por el valor

razonable de este derivado.

-56-






11.4 Valor razonable

El valor razonable de los instrumentos financieros activos y pasivos corresponde al monto

corriente al cual podrían ser intercambiados entre partes interesadas, que no corresponda a

una liquidación forzada.

Los valores razonables al 31 de diciembre se detallan a continuación, para aquellos

instrumentos financieros cuyo valor razonable difiere de su valor nominal:

Valor nominal Valor razonable

2018 2017 2018 2017

Activos financieros

Otros activos financieros $ 1,209 $ 3,346 $ 1,209 $ 3,346

Pasivos financieros

Otros pasivos $ 591 $ 1,666 $ 591 $ 1,666

Bonos por pagar $ 220,100 $ 220,100 $ 221,558 $ 223,369

Préstamo por pagar $ 14,000 $—

$ 14,000 $

—

Los siguientes métodos y supuestos fueron utilizados para estimar los valores razonables:

Efectivo y equivalentes de efectivo, cuentas por cobrar de clientes, cuentas por pagar y

otros activos y pasivos corrientes se aproximan a sus valores en libros en gran parte

debido a los vencimientos a corto plazo de estos instrumentos.

La Compañía calcula el valor razonable de los bonos por pagar al 31 de diciembre de

2018 y 2017, a largo plazo a través de flujos de efectivo futuros a la tasa nominal de los

bonos ya que la misma es fija. Al momento de la estimación se toma en consideración

los nuevos precios de las notas, ya que las mismas son afectadas por las ?uctuaciones

de los mercados internacionales.

Para el cálculo de determinados derivados implícitos, la Compañía usa el Excel comoherramienta para calcular el valor razonable. El modelo de opción usado para calcular

el monto del derivado implícito de la Compañia es una opción de cambio de múltiplos

activos.

La Compañía calcula el valor razonable del préstamo por pagar al 31 de diciembre de

2018 basada en información disponible a la fecha del estado de situación financiera. La

Compañía no tiene conocimiento de ningún factor que pueda afectar significativamente

la estimación del valor razonable a esa fecha. Este préstamo fue contratado a tasa variable

por consiguiente, la Compañía considera que su valor razonable se asemeja al valor enlibros.

-57-





11.

11.4


Valor razonable (continuación)

Para todos los derivados, se usa la metodología de ingresos, que consiste en estimaciones

basadas en los ?ujos de caja futuros con base en montos de referencia contractuales y datos

aplicables y disponibles a la fecha de evaluación. Las siguientes premisas son usadas en los

modelos de evaluación para instrumentos financieros derivados:

a) Premisas de mercado, como precios históricos y del mercado ocasional, riesgo de crédito

o tasas observables;

b) Premisas de tasa de descuento, como tasa libre de riesgo, margen local y de la contraparte

(con base a per?les de riesgo y datos disponibles en el mercado);

c) El modelo también incorpora variables tales como volatilidades, correlaciones, fórmulas

de regresión y margen de mercado usando datos observables de mercado y técnicas

comúnmente usadas por participantes de mercado.

Los precios y tasas futuras son generalmente obtenidos de información publicada parainstrumentos con duración similar al instrumento financiero derivado que está siendo

evaluado. En situaciones en que estas variables no son observables, la Compañía usatécnicas relevantes para estimar de la mejor forma posible las mismas, como análisis de

regresión o precios disponibles en el mercado para instrumentos que son negociados enforma similar. Adicionalmente, la Compañía usa datos de commodities observables que son

muy líquidas y con datos a largo plazo para estimar los datos futuros de los modelos, siempre

que sean altamente relacionados con los datos que están siendo usados para precios futuros

en el modelo de evaluación.

El riesgo de crédito también es incorporado en todos los cálculos de derivados y es estimado

por la Compañía usando márgenes de crédito y primas de riesgo que son observables en el

mercado, en la medida de lo posible, o costos estimados de préstamos con base a información

publicada por bancos, industrias y/u otros ?nanciamientos ejecutados en proyectos similares.

Jerarquía del valor razonable de instrumentos ?nancieros derivados

Los instrumentos ?nancieros derivados reconocidos a valor razonable en el estado

consolidado de situación ?nanciera, se clasi?can según las siguientes jerarquías:

Nivel 1: Precio cotizado en un mercado activo para activos y pasivos idénticos.

-5g-





11.

11.4


Valor razonable (continuación)

Jerarquía del valor razonable de instrumentos ?nancieros derivados (continuación)

Nivel 2: Supuestos diferentes a los precios cotizados que se incluyen en el nivel l y que sonobservables para activos y pasivos, ya sea directamente (es decir, como precio) oindirectamente (es decir, derivado de un precio); y

Nivel 3: Supuestos para activos o pasivos que no están basados en información observable

de mercado.

El supuesto utilizado en el cálculo del valor razonable utilizado por la Compañía para el

derivado implícito basados en el contratos con BP recae en el Nivel 3 de la jerarquía al 31

de diciembre de 2018 y 2017, por lo tanto, la Compañía no ha realizado reclasi?caciones

de niveles. Cualquier diferencia entre el saldo al 31 de diciembre de 2018 y 2017, representa

únicamente cambios de valor razonable de los instrumentos.

Los instrumentos financieros a valor razonable con cambios en la cuenta de resultados

consisten en dos derivados implícitos.

Al 31 de diciembre de 2018, la Compañía reconoció que el derivado implícito activo basado

en el contrato con BP tiene un valor razonable de $1.1 millones (2017: $2.6 millones) y underivado implícito pasivo de $0.5 millones (2017: $0.6 millones) y una ganancia total de

$1.3 millones en el 2018 (2017: $0.1 millones).

Al 31 de diciembre de 2017, la Compañía reconoció que el derivado implícito activo basado

en el contrato de venta de energía a EDE-Este tenía un valor razonable de $0.8 millones, y

una pérdida total de $1.4 millones, registrada en el estado de resultados. Al 31 de diciembre

de 2018, este contrato había finalizado.

-59-






11.4 Valor razonable (continuación)

Jerarquía del valor razonable de instrumentos financieros derivados (continuación)

2018 20 l 7

Derivado Derivado Derivado DerivadoMovimientot' A

. .'t' _

, _Instrumentos ac No paswø Movimiento ac WO pasivo (Perdida) -financieros No No Ganancia No No Gananciad_erivados Clasificación corriente corriente (2018) corriente corriente (20 l 6)

Activo y pasivo financiero aDerivado valor razonable con cambios enImplícito la cuenta de resultado. Venta deEDE Este electricidad

- contratada. $—

$—

$ 795 $ 795 $—

$ (1,363)

Activo y pasivo financiero avalor razonable con cambios en

Derivado la cuenta de resultados. CostoImplicit0BP deventas 1,142 (474) 1,298 2,551 (586) 115

Total de derivado Nivel3 s 1,142 s (474) s 2,093 s 3,346 s (586) $ (1,248)

12. Cuentas por pagar proveedores y otras

Al 31 de diciembre los saldos de cuentas por pagar proveedores y otras están compuestos

por:

2__1_8_ miCompra de electricidad por pagar

$ 7,838 $ 8,131

Pasivos de contratos 1,872 6,716

Intereses acumulados por pagar 2,595 2,497

Cuentas por pagar proveedores locales 4,529 1,380

Incentivo por desempeño a pagar 3 l 2 890

Cuentas por pagar proveedores internacionales 2,908 273

Honorarios legales, de impuestos y contabilidad 43 37

Otros pasivos acumulados 8,380 4,188

Total $ 28,477 $ 24,1 12

Los plazos de vencimiento de las cuentas por pagar a proveedores se extienden hasta 45

días contados a partir de la fecha de emisión de los respectivos documentos o facturas, noestán sujetas a ningún descuento por pronto pago y son pagaderas, en su mayoría, en la

moneda de emisión de la factura, las compras de electricidad por pagar generan intereses

sino son pagadas al vencimiento. Los pasivos de contratos incluyen anticipos de compra de

gas de los clientes y depósitos en garantia de energía.

-6Q_

AES Andres B.V. y Subsidiarias(Una subsidiaria indirecta ?lial de The AES Corporation)




13.

14.

Otros pasivos a largo plazo

Al 31 de diciembre el saldo de los otros pasivos a largo plazo se compone de:

2018 2017

Provisión para contingencias legales 20 21

Depósitos en garantía de clientes—

1,000

Total S 20 $ 1,021

El depósitos en garantía de clientes al 31 de diciembre de 2017, consiste de un depósito de

garantía por $1,000 con "Envirogold (Las Lagunas) Limited" por suministro de energía.

Este depósito fue reclasi?cado a corto plazo a la cuenta por pagar proveedores y otros pasivos

en el 2018 debido a que el contrato vence en junio 2019, con opción de extenderse por unperíodo de 6 meses.

Compromisos y contingencias

Compromisos

Contrato de Compra - Venta de Energía

Por el año terminado el 31 de diciembre de 2018, los ingresos asociados a contratos con las

distribuidoras consisten en ventas de energía y capacidad con EDE Este por$69.1 millones (2017: $102.4 millones), EDE Norte por $52.4 millones (2017: $33.2

millones), y EDE Sur por $77.1 millones (2017: $52.4 millones), relacionados con los

siguientes contratos:

EDE Este PPA — La Compañía mantenía un contrato de venta de energía con EDE Este,

con vencimiento el 31 dejulio de 2018. Se le otorgó a la Compañía este contrato mediante

un proceso de licitación competitiva supervisada por la Superintendencia de Electricidad.

De acuerdo con los términos del contrato, la Compañía proveía capacidad a EDE Este a unprecio base por KW, con un escalamiento mensual basado en el índice de precios al

consumidor de los Estados Unidos; y la energía requerida por EDE Este aun precio

base por KW hora, ajustado por el costo de combustible y el indice de precios al

consumidor de los Estados Unidos.

-61_





14. Compromisos y contingencias (continuación)

Compromisos (continuación)

Contrato de Compra - Venta de Energía (continuación)

EDE Este/ EDE Sur/ EDE Norte PPA - En febrero de 20 l 7, como resultado de la licitación

que realizó la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE), Andres

?rmó 3 contratos de compra de energía (PPA) que entraron en vigencia a partir del 20 de

abril de 2017 por un período de 5 años. Estos contratos se firmaron con las 3 empresas de

distribución eléctrica del país, EDE Norte, EDE Sur y EDE Este. Con EDE Norte se ?rmó

un contrato por 82.5 MW, con EDE Sur un contrato por 1 10 MW y con EDE Este un contratos

por 82.5 MW. Andres será remunerada por la capacidad contratada y la energía suministrada,

la cual está sujeta a la demanda de EDE Norte, EDE Sur y EDE Este.

Contrato de Venta de Energía

Envirogold Limited (“Las Lagunas”) PPA — La Compañía realizó una nueva adenda al

contrato de venta de energía y capacidad de Las Lagunas, con el propósito de acordar una

nueva fecha de vigencia del contrato, así como también pactar nuevas cantidades y precios.

De esta nueva adenda al contrato original, firmado el 4 de enero de 2010, el contrato establece

como vencimiento el 30 dejunio de 2019.

Contrato de Venta y Transporte de Gas Natural

Tal como se describe en la nota 5, Andres ?rmó acuerdos de venta y de transporte de gasnatural con DPP. La Compañia mantenía un contrato de transporte de GNL con el cliente

Transcontinental Capital Corporation, (Bermuda) LTD. (Seaboard), con vencimiento el 31

de diciembre de 2017, con opción a renovación periódica luego de acordado entre las partes.

Andres acuerda asesorar y coordinar con el cliente el diseño y construcción del gasoducto

y las estructuras de interconexión entre la Compañía y Transcontinental. Andres cobrabaa1 cliente un canon por el uso de transporte de gas hasta la válvula ubicada en las instalaciones

de DPP. Este contrato venció el 31 de diciembre de 2017 y no fue renovado.

-62-







Contrato de Venta y Transporte de Gas Natural (continuación)

La Compañía mantiene un contrato para la venta de Gas Natural con Seaboard, convencimiento original el 31 de diciembre de 2017. A través de este contrato Andres se

comprometió en entregar 100,000 MMBTU en 201 l, 2.0 TBTU en 2012 y cantidades diarias

no excedentes a 19,600 MDQ ("Maximum Daily Quantities") por el resto del contrato. El

cliente podrá requerir cantidades adicionales a las contratadas, sujetas a la aprobación de la

Compañía. El 29 de noviembre de 2016, la Compañía renovó este contrato de suministro

de GNL de un año de duración con Transcontinental Capital Corporation (Bermuda), Ltd.

(Seaboard), con el propósito de establecer los términos y condiciones bajo los cuales la

Compañía suministrará GNL a Seaboard. El Acuerdo fue válido de enero a diciembre de

2017 con renovación anual, previo mutuo acuerdo entre las partes. El volumen acordado

para entrega en el 2017 fue 6 TBTU. Los volúmenes para años posteriores (201 8 en adelante)

se acuerden entre las partes anualmente antes de finalizar el año precedente. El cliente podrá

requerir cantidades adicionales a las contratadas, sujetas a la aprobación de la Compañía,

para 2018 se entregaron 5.8 TBTU. El volumen acordado para entrega en el 2019 fue 2.2

TBTU.

Contrato de venta de LNG (varios)

La Compañía mantiene contratos de suministro de gas natural regasi?cado con las empresasSoluciones en Gas Natural, S. A. y Línea Clave Internacional, S. A. hasta diciembre de 20 l 9.

Asimismo, contratos para el suministro de gas natural licuado, con las empresas Soluciones

en Gas Natural, Línea Clave Internacional, Tropigas Dominicana, S.R.L., Propanos yDerivados, S. A. y Platter Investment, S. A., todos con vencimientos en diciembre 2019. El

precio de estos contratos es variable. En el 2018 entregamos 11.50 TBTU a los clientes,

6.26 TBTU de gas natural regasificado y 5.24 TBTU como gas natural licuado. En diciembre

2018, la Compañía confirmó 8.1 TBTU de gas natural licuado y 2.51 TBTU de gas natural

regasi?cado a ser entregados a estos clientes durante el 2019.

La Compañía firmó contrato de suministro de gas natural licuado con Consorcio Energético

Punta Cana-Macao, S.A. con fecha 7 de mayo de 2018, para un periodo de 4 años, contados

a partir de enero 2019. A través de este contrato Andres se comprometió a entregar unacantidad de 3.3 TBTU por año de contrato con un mínimo de 90% y un máximo de 110%

de esa cantidad. Para 2019, la Compañía confirmó 3.6 TBTU de gas natural licuado a serentregados.

-63-







Contrato Arrendamiento Operativo

La Compañía mantiene un contrato de arrendamiento de sus oficinas corporativas. Los gastos

de renta bajo este arrendamiento fueron $209 por el año terminado el 31 de diciembre de

2018 (2017: $205), los cuales se presentan como parte de los gastos generales, de operación

y mantenimiento en el estado consolidado de resultados. El 12 de mayo de 2016, la Compañia

firmó una sexta enmienda en la cual se extiende el plazo del contrato hasta el l de junio de

2021. La Compañía tiene opción de terminar el contrato dando aviso con seis meses de

anticipación.

El compromiso de pago por los próximos años relacionado con este contrato, es como sigue:

Año Arrendamiento

ítmlles US$[

2019 $ 136

2020 136

2021 57

Total $ 329

Contrato de Compra de Combustible

El 29 de noviembre de 2016, la Compañíajunto con ABS firmó con Global LNG, S.A.S

(Global LNG) (antes ENGIE, S.A. (ENGIE)) un acuerdo de compra y venta de GNL y su

transporte maritimo para consumo y reventa de GNL y GNL regasi?cado a terceros, convencimiento el 31 de diciembre de 2023. Los montos contractuales por el término de este

contrato serán establecidos mediante avisos de confirmación anuales. Durante diciembre de

2018, se ejecutaron dos avisos de confirmación con Global LNG para la compra total de 18

TBTU que serán entregados a la Compa?ia durante el año 2019.

AES Andres DR, S. A., mantiene un contrato de compra de GNL hasta el año 2023, a través

de AES Andres (BVI) LTD., quién a su vez tiene contrato con ABS y esta última con BP

Gas Marketing Limited (“BP”). La probabilidad de incurrir en una pérdida neta relacionada

a la obligación de tomar o pagar es considerada baja. AES Andres DR, S. A. ha otorgado

una garantía por un total de $100 millones para este contrato (nota 5).

Los montos presentados en la siguiente tabla representan el total de los montos contractuales

hasta el 2023 (sin descuentos) por el término del contrato de GNL basado en el precio

NYMEX al 31 de diciembre de 2018.

_64-







Contrato de Compra de Combustible

Compromiso

ígen miles de US$)

20 l 9 150,787

2020 139,466

2021 145,223

2022 146,147

2023 51,703

Total S 633,326

AES Andres DR, S. A., le pagará aAES Andres (BVI) LTD., adicional al precio contratado

un incremento ?jo de $0.30 centésimos de dólar por MMBtu por los primeros 6.0 TBTU

comprados durante cada año contratado. En adición, sí la Compañía llegase a vender a

terceros más de 6.0 TBTU de LNG en un año de contrato, la Compañía deberá pagarle a

AES Andres (BVI) LTD., un incremento fijo de $0.30 centésimos de dólar por cada MMBtude venta a terceros por encima de los 6.0 TBTU.

Acuerdo de Mantenimiento

En el año 2018 AES Andres DR, S. A. y Mitsubishi Hitachi Power Systems Americas, Inc.

suscribieron un acuerdo de mantenimiento para los períodos comprendidos entre los años

2018 a 2031. El monto total a pagar por este contrato asciende a $34.6 millones durante suvigencia. Al 31 de diciembre de 2018, la compa?ia ha recibido repuestos por $2.9 millones

relacionados a este contrato, los cuales están pendientes de pago.

Compromisos de Compra - Proyecto de la falla de Ia Turbina de Vapor

La Compañía tiene compromisos a través de órdenes de compra con el proveedor Mechanical

Dynamics & Analysis, Ltd., por la compra equipos y piezas para el proyecto de la falla de

la turbina de vapor de Andres. El total de estas órdenes de compra al 31 de diciembre de

2018 ascienden a $36 millones, las cuales serán recibidas durante el 2019.

-65-







Contrato para el diseño y construcción del Gasoducto

El 20 de octubre de 2018, la Compañía ?rrnó un contrato con las empresas Conducto Ecuador,

S.A., Conducto Perú S.A.C. e Ingeniería Estrella, S.A., con el propósito de llevar a cabo las

obras necesarias para la construcción e instalación del Gasoducto de la terminal de LNG de

Andres ubicada en San Pedro de Macoris. El precio total acordado para la realización del

trabajo es $57.6 millones y la fecha de culminación de la obras deberá ser el 27 de enero de

2020.

Carta de Crédito - El 18 de mayo de 2018, AES Andres DR, S. A., negoció una nueva carta

de crédito a favor de BP Gas Marketing Limited con el Banco Latinoamericano de Comercio

Exterior (BLADEX)para garantizar la importación de gas natural.

- Monto: US$l6.5 millones

-Fecha de vencimiento: 18 de mayo de 2019

Garantías- A partir del ll de mayo de 2016, la Compañía es garante incondicional e

irrevocable, de un bono internacional a favor de su relacionada DPP por un monto de hasta

$50.0 millones y con vencimiento en mayo 2026.

A partir del 13 de diciembre de 2016, la Compañía es garante solidario de un programa de

bonos corporativos a ser emitidos en la República Dominicana a favor de su relacionada

DPP por un monto de hasta $300 millones. Al 31 de diciembre de 2018, DPP ha colocado

$260 millones.

Líneas de crédito-

Desde diciembre de 2017, la Compañía mantenía una facilidad de

crédito pre-aprobada, pero no documentada por un monto de $52.5 millones. Al 31 de

diciembre de 2017, sólo tenía disponible la suma de $31.5 millones, ya que el resto de la

línea había sido utilizada de la siguiente forma: $16.5 millones para emitir la Carta de Crédito

de BP Gas Marketing Limited; la cual venció el 17 de mayo de 2018, $4.6 millones para

una carta de crédito emitida en fecha 28 de octubre de 2016 como contragarantía de unaobligación de la empresa afiliada TEG (nota 5), la cual fue cancelada en enero 2018.

El 18 de enero de 2018, el banco Scotiabank realizó un desembolsó a la Compañía por $25

millones de la línea de crédito no comprometida a una tasa de interés LIBOR más 2.35%.

La Compa?ia pagó esta línea de crédito en su totalidad el 6 de marzo de 2018 y mantiene

al 31 de diciembre de 2018 el monto disponible de $52.5 millones.

-66-



31 de diciembre de 2018 V 2017


14.

15.

Compromisos y contingencias (continuación)

Contingencias

Demanda Civil- La Compañía está envuelta en una demanda civil por daños y perjuicio.

El total de la demanda asciende a $107. De acuerdo con sus consultores legales, al 31

de diciembre de 2018, la Administración ha incluido una provisión por $20 (2017: $21) para

esta contingencia (nota 13).

Utilidad neta por acción, básica y diluida

Por los años tenninados el 31 de diciembre de 2018 y 2017, la utilidad neta por acción,

básica y diluida se calculó así:

2018 2017

Número de acciones emitidas y en circulación al inicio

y ?nal del año 182 182

Cálculo básico de la utilidad por acción:

Utilidad neta $ 37,449 $ 44,941

Total acciones en circulación 182 182

Utilidad por acción $ 206 § 247

-57-





16.

17.

Ingresos

Por el año terminado el 31 de diciembre, los ingresos se detallan a continuación:

Venta de electricidad contratada

Venta de electricidad mercado ocasional

Venta de gas natural

Transporte de gas natural

Otros ingresos

Total de ingresos

Costo de ventas

Por el año terminado al 31 de diciembre, el costo de ventas se compone de:

Compra de combustible para la reventa y costosrelacionados

Combustible y costos relacionados para la generación

Gastos de transmisión

Compras de electricidad

Pérdida (ganancia) en valoración de derivadoimplícito BP

Total de costos de ventas

-6g_

2018 2017

266,105 $ 273,450

50,675 30,900

225,117 194,448

8,444 8,369

1,104 1,202

551,445 $ 508,369

2018 2 17

190,097 $ 167,463

59,115 111,004

14,372 14,806

164,929 81,389

1,298 (115)

429,811 s 374,547





18. Gastos generales, de operación y de mantenimiento

Por el año terminado al 31 de diciembre, los gastos generales, de operación y mantenimiento

consisten en:

Depreciación y amortización

Gastos de mantenimiento

Servicios contratados

Salarios y otros beneficios

Seguros

Consultorías y honorarios legales

Impuesto sobre los activos

Gastos de instalaciones

Servicios de vigilancia y seguridad

Insumos de generación

AlquilerViajes y transportación

Otros impuestos

Contrato de administración

Otros

Total

-69-

2_01§ mi$ 23,579 $ 22,866

7,328 8,042

5,950 5,365

5,782 6,258

5,758 5,708

2,691 2,224

2,080 2,174

968 956

484 419

298 264

209 205

184 191

147 112

120 80

1,870 1,830S 57,448 § 56,694





19. Costos financieros, neto

Por el año terminado al 31 de diciembre, la composición de los costos financieros, netos

consisten en lo siguiente:

2018 2017

Gastos de intereses - financieros $ 17,291 $ 17,196

Gastos de intereses-

comercial y otros 168—

Subtotal 17,459 17,196

Amortización de costos diferidos de financiamiento 469 437

Ingresos de intereses-

comercial (3,946) (3,527)

Ingresos de intereses-

financieros (792) (323)

Subtotal (4,738) (3,85Q

Total S 13,190 $ 13,783

Las cuentas por cobrar y por pagar del mercado eléctrico ocasional generan intereses

mensuales, según la tasa del Banco Central, más una penalidad del 18% según lo establecido

en el Artículo 355 de la Ley General del Sector Eléctrico. La tasa de interés promedio

aplicada en dólares al 31 de diciembre de 2018 fue 6.08% (2017: 6.39%) y en pesosdominicanos al 31 de diciembre de 2018 fue 12.06% (2017: 11.15%).

Para los años 2,0 l 8 y 2017, no se firmó un acuerdo para el no pago de la penalidad del 18%,

por lo cual la Compañía ha reconocido como ingresos los intereses de las cuentas por cobrar

del mercado eléctrico ocasional y registrado los gastos de intereses incurridos de las cuentas

por pagar del mercado eléctrico ocasional durante el año terminado el 31 de diciembre de

2018 y 2017.

-70-





20. Impuesto sobre la renta (continuación)

Andres B.V. es una compañía privada de responsabilidad limitada registrada en Países

Bajos. En enero de 2016, AES Andres B.V. relocalizó su sede administrativa a Madrid,

España y se convirtió en residente para propósitos estatutarios en España, y sujeto a

impuestos de España. En general, los ingresos mundiales, incluyendo ingresos y pérdidas

en sucursales extranjeras de AES Andres B.V., está sujeta al Impuesto sobre la Renta

Corporativo de España; sin embargo, se admite la compensación de impuestos pagados enel extranjero así como la exclusión de ingresos de fuente extranjera de acuerdo con las leyes

tributarias aplicables.

AES Andres DR, S. A. está sujeta al régimen ?scal aplicable a las actividades comerciales

dominicanas, según lo dispuesto en el Código Tributario de la República Dominicana, la

Ley ll-92 del 31 de mayo de 1992 y sus enmiendas.

Impuesto sobre la renta corriente

El impuesto sobre la renta corriente para el ejercicio ?scal ?nalizado el 31 de diciembre de

2016 en AES Andres B.V. fue determinado considerando la Ley 27/2014 del Impuesto sobre

Sociedades y su reglamento. La tasa de impuesto aplicable al 31 de diciembre de 2018 y2017, fue del 25% de la renta neta imponible.

El impuesto sobre la renta corriente en AES Andres DR, S.A. está calculado tomando comobase lo establecido en la Ley 11-92, Código Tributario de la República Dominicana, susreglamentos y sus modificaciones. La tasa de impuesto utilizada para determinar el impuesto

sobre la renta al 31 de diciembre de 2018 y 2017 fue de 27% de la renta neta imponible enlas fechas respectivas.

Impuesto sobre los activos

El impuesto sobre los activos corresponde al 1% de los activos tributables. Los activos

tributables en el caso de las empresas eléctricas corresponden al total de propiedad, planta

y equipos, netos de depreciación acumulada. La Compañía está sujeta a liquidar el impuesto

sobre la renta del período con base en el importe mayor entre el 1% de los activos gravables

o el determinado según la renta neta imponible determinado sobre la tasa vigente a cada

fecha.

Este impuesto puede ser utilizado como un crédito a favor del impuesto a la renta de la

siguiente forma: en caso que el impuesto sobre la renta resulte superior al impuesto a los

activos, no existe obligación de pagar éste último, mientras que en caso contrario, se

deberá pagar el diferencial entre el impuesto sobre la renta liquidado y el impuesto a los

activos.

_71_






La Compañía registró el impuesto a los activos en el estado consolidado de resultados enla línea gastos generales, de operación y mantenimiento.

Dividendos

En virtud de la Ley 253-12 del 13 de noviembre de 2012, el impuesto de retención del 10%

se establece para las sucursales y establecimientos permanentes cuando remiten susganancias a su O?cina Central u O?cinas Principales. Como resultado de la aplicación del

Acuerdo entre la República Dominicana y el Reino de España para evitar la doble imposición

y para evitar la evasión ?scal con respecto a los impuestos sobre la renta, los dividendos

pagados por AES Andres DR, SA a su empresa matriz AES Andres BV son: no sujeto aretención de impuestos del 10% porque este último es el beneficiario efectivo con más del

75% del capital social de la subsidiaria que paga los dividendos.

Pérdídas?scales trasladables

Conforme al Artículo I de la ley No. 557-05, que modi?ca el literal K del Artículo No. 287

del Código Tributario de la República Dominicana, aplicable a partir del 1 de enero del 2006,

las pérdidas que sufrieren las personas jurídicas en sus ejercicios económicos, podrán sercompensadas en los periodos fiscales siguientes, sin extenderse más allá de cinco (5) años.

Sin embargo, la compensación estaría sujeta a que se aproveche cada año no más del 20%

de las mismas y que en el cuarto año este 20% no exceda el 80% de la Renta Neta Imponible

(RN l) y el quinto, que no exceda del 70%. Las partes no aprovechadas cada año no podrán

utilizarse en los siguientes períodos.

Al 31 de diciembre de 2018 y 2017 AES Andres DR, S.A. no posee pérdidas fiscales

trasladables.

Al 31 de diciembre el balance de impuesto sobre la renta por pagar está compuesto por:

2018 2017

Anticipos de impuesto sobre la renta $ 25,736 $ 27,079

Impuesto sobre activos (2,080) (2,174)

Impuesto sobre la renta causado (13,319) ( 15,701)

Total impuesto sobre la renta por cobrar, neto $ 10,337 $ 9,204

-72-






A1 31 de diciembre la composición del impuesto sobre la renta diferido es como sigue:

l miActivos:

Provisiones $ 125 $ 85

Total impuesto diferido activo 125 85

Pasivos:

Depreciación ?scal acelerada, revaluación de activos

y efectos in?acionarios (41,432) (46,777)

Instrumentos financieros derivados (210) (771)

Otras diferencias temporales (440) (69)

Total impuesto diferido pasivo (42,082) (47,617)

Total impuesto diferido pasivo, neto $ (41,957) S (47,532)

La conciliación entre la tasa de impuesto estatutaria con la tasa efectiva de impuesto de la

Compañía como un porcentaje de 1a utilidad antes de impuesto para el año terminado al 31

de diciembre de 2018 y 2017, se detalla a continuación:

l ÃTasa de impuesto sobre la renta estatutaria 25 % 25 %

Diferencias permanentes:

Diferencia entre la tasa estatutaria (España-República Dominicana) 2 % 2 %

Retención de remesa a Oficina Principal 5 % 4 %

Resultado por cambio en moneda extranjera (4)% (2)%

Otras diferencias permanentes (7)% (2)%

Tasa efectiva de impuesto sobre la renta 21 % 27 %

Las declaraciones del impuesto sobre la renta de la subsidiaria de la Compañía, AES Andres

DR, S.A., están sujetas a revisión por las autoridades fiscales por los últimos tres (tres) años

inclusive el año terminado el 31 de diciembre de 2018, según regulaciones fiscales vigentes.

_73_






Por el año terminado al 31 de diciembre, el gasto de impuesto sobre la renta consiste de lo

siguiente:

EL?. EllCorriente $ 13,319 $ 15,701

Diferido (3,730) 1,082

Total gasto de impuesto sobre la renta $ 9,589 $ 16,783

La Administración de la Compañía aplicó el valor razonable como excepción del costo

atribuido y el ajuste de $46.7 millones correspondiente al incremento en el valor razonable

de estos activos registrados contra las utilidades retenidas restringidas. Según lo establece

la NIC 12 se requiere registrar un impuesto sobre la renta diferido pasivo sobre la propiedad,

planta y equipos contabilizados al valor razonable. El cálculo del impuesto diferido parael período terminado el 31 de diciembre de 2018 asciende a $6.7 millones (2017: $7.9

millones).

La aplicación del impuesto sobre la renta diferido pasivo se realiza a través del gasto de

depreciación anual registrado en exceso sobre los activos revaluados, el cual se registra enel estado consolidado de resultados.

La Compañia ajusta por inflación sus activos depreciables para detenninar la base fiscal,

según lo permite el código fiscal vigente. Adicional aprovecha un bene?cio ?scal a través

de la aplicación de depreciación acelerada, según el método establecido en la legislación

vigente, para efectos ?scales. Por lo tanto, la diferencia entre la base fiscal y contable de

las propiedades planta y equipos depreciables, según NIIF incluye ambos efectos.

_74-





21.

22.

Otros gastos, netos

Por el año terminado al 31 de diciembre, los otros gastos consisten de lo siguiente:

2018 2017

Pérdida en retiro de propiedad, planta y equipos $ (22,324) $ (1,878)

Ingreso por descarte de propiedad, planta y equipo 17,974—

Otros ingresos 210 35

Total $ (4,140) S (1,843)

Segmentos

Desde el punto de vista de 1a Administración, la Compañía está organizada en dos unidades

de negocio o segmentos de operación, de acuerdo a lo siguiente:

- Venta de electricidad, la cual produce y comercializa energia, potencia y otros

servicios relacionados.

~ Venta de gas natural licuado, el cual tiene como finalidad revender el GNL adquirido,

así como también obtener ganancias del servicio de transporte del mismo.

No se han agregado segmentos operativos para conformar los segmentos arriba enunciados.

La Administración analiza los resultados operativos de las unidades de negocio en forma

separada, de forma tal de poder tomar decisiones respecto a la aplicación de recursos yevaluación de su desempeño. El desempeño de los segmentos es evaluado en función a susresultados operativos y es medido en forma consistente con los resultados operativos

incluidos en los estados consolidados de resultados. Sin embargo, los costos e ingresos

financieros de la Compañía, así como el impuesto sobre 1a renta, son evaluados como untodo, es decir, desde el punto de vista de la Compañía en su totalidad, y no son asignados a

un segmento en particular.

-75-





22. Segmentos (continuación)

Los saldos de ingresos, costos y gastos de operación, activos y pasivos por segmentos

consisten en:

2018

Venta yVenta de transporte de Totalenergia GNL segmentos

Ingresos

Clientes externos $ 317,884 $ 233,561 $ 551,445

Total Ingresos $ 317,884 $ 233,561 $ 551,445


Costo de ventas $ (238,416) $ (190,097) $ (428,513)

Utilidad bruta por segmento $ 79,468 $ 43,464 $ 122,932

Cuentas por cobrar GNL $ —— $ 177 $ 177

Pasivos de contratos $—

$ (652) $ (652)

Depósitos de clientes $ (1,220) $—

S (1,220)

2017

Venta yVenta de transporte de Totalenergía GNL segmentos

Ingresos

Clientes externos $ 305,552 $ 202,817 $ 508,369

Total Ingresos $ 305,552 $ 202,817 $ 508,369


Costo de ventas $ (207,199) $ (167,463) $ (374,662)

Utilidad bruta por segmento $ 98,353 $ 35,354 $ 133,707

Cuentas por cobrar GNL $—

S 692 $ 692

Pasivos de contratos $—

$ (6,496) $ (6,496)

Depósitos de clientes $ (1,220) S

—$ (1,220)

Los ingresos provenientes de transacciones con DPP relacionados con ventas de gas natural

y transporte de ventas de gas natural durante el año terminado el 31 de diciembre de 2018

ascendieron a $104.1 millones (2017: $95.8 millones).

La informacion revelada en esta nota es la que habitualmente se provee a la Administración

para la toma de decisiones por segmentos. Toda información que no haya sido incluida se

analiza desde el punto de vista de la Compañía en su totalidad, sin poder ser asignada a un

segmento en particular.

-75-





22. Administración del riesgo y capital

Los principales pasivos financieros de la Compañía, excluyendo los derivados, incluyen

préstamos e intereses. El objetivo principal de estos pasivos ?nancieros es financiar las

operaciones de la Compañía y ofrecer garantías para respaldar sus operaciones. La Compañía

cuenta con efectivo, depósitos a corto plazo y cuentas por cobrar que son el resultado directo

de sus operaciones. La Compañía está expuesta al riesgo de mercado, riesgo de precios de

combustible, riego de tipo de cambio, riesgo de crédito y de liquidez. La alta dirección de

la Compañía supervisa la gestión de estos riesgos con apoyo del Comité de Riesgo

Financiero, el cual analiza los riesgos financieros y el marco de gestión utilizado,

garantizando que la identificación, medición y administración del riesgo financiero se basa

en las políticas y procedimientos establecidos por la Compañía. Todas las actividades coninstrumentos financieros derivados con fines de administración de riesgo son llevadas acabo por equipos de especialistas que tienen los conocimientos, experiencia, y la

supervisión adecuada. Es política de la Compañía no comercializar con instrumentos

financieros derivados con fines especulativos.

La alta dirección revisa y aprueba políticas para mitigar riesgos, las cuales son resumidas a

continuación.

(a) Riesgo de mercado

El riesgo de mercado es el riesgo de que el valor razonable de los flujos de caja futuros de

los instrumentos financieros ?uctúe debido a cambios de precios en el mercado. Para la

Compañía, los precios de mercado afectan principalmente los siguientes tipos de riesgos:

riesgo de precios de combustible, riesgo de tasa de interés, riesgo de crédito, riesgo de

liquidez y riesgo de tipo de cambio.

(b) Riesgo de precios de combustible

La Compañía mantiene contratos de venta de energía y potencia con empresas relacionadas,

empresas de distribución y grandes clientes, con el propósito de minimizar la exposición al

riesgo de cambios en los precios en el mercado ocasional.

-77-





23. Administración del riesgo y capital (continuación)

(b) Riesgo de precios de combustible

En cuanto al desarrollo del mercado de gas natural, el gobierno dominicano declaró en 2008

el uso del gas natural como una prioridad nacional. AES Andres tiene una ventaja competitiva

sobre el resto del mercado, ya que cuenta con el único muelle de recepción con capacidad

para recibir y almacenar este tipo de combustible. AES Andres está trabajando activamente

para desarrollar un mercado de gas natural, por lo tanto, el 17 de enero de 20 l 0, la Compañía

comenzó a operar la primera terminal de distribución de GNL. Al 31 de diciembre de 2018,

las ventas de GNL a terceras partes no relacionadas con AES Andres ascendieron a $129.5

millones (2017: $107.1 millones), los montos antes mencionados no incluyen impuestos.

La Administración de la Compañía monitorea el riesgo a través de una adecuada planeación

de compra de combustibles con proveedores a corto plazo.

(c) Riesgo de tasa de interés

El riesgo de tasa de interés es el riesgo de que el valor razonable o los flujos de efectivo

futuros de un instrumento financiero fluctúen debido a cambios en las tasas de interés de

mercado. La Compañía realizó una emisión de bonos por la suma de $220.1 millones.

Estos bonos se emitieron en el mercado internacional con vencimiento en mayo de 2026 a

una tasa de interés fija anual de 7.95% con un solo pago al vencimiento del capital y pagossemestrales de intereses. Los ingresos y pérdidas de la Compañía no están expuestasignificativamente a las fluctuaciones de tasa de interés ya que mantiene tasa de interés fijopara los bonos emitidos.

El 31 de octubre de 2018, AES Andres DR, S.A., obtuvo un préstamo por $88 millones conel Banco Centroamericano de Integración Económica y Banco Múltiple BHD León, S.A.,

éste último como agente administrativo. La deuda fue estructurada en dos tramos de $44

millones cada uno a una tasa de interés variable LIBOR (London Interbank Offerred Rate)

a tres meses más un margen de 3.25% para el Tramo A y un margen de 4% para el Tramo

B. Dicho financiamiento está basado en tasas de referencias internacionales variables lo

que le permite al acreedor aumentar o disminuir la tasa de interés según su costo de fondo.

Por lo tanto, la Compañía se expone a cambios en las tasas de interés de mercado que afecten

las obligaciones pactadas a tasa flotante y/o impacten los costos de sus acreedores. La

Compañía no espera ningún problema con los ?ujos de efectivo relacionados con las tasasde interés.

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(d) Riesgo de crédito

Es el riesgo de que el deudor o emisor de un activo financiero que es propiedad de la

Compañía no cumpla, completamente y a tiempo, con cualquier pago que deba hacer

de conformidad con los términos y condiciones pactados al momento en que la Compañía

adquirió u originó el activo ?nanciero respectivo.

Las empresas de distribución de propiedad del Gobierno de la República Dominicana

(distros), y DPP (compañía relacionada) son los principales clientes de la Compañía. Los

contratos de ventas a DPP representaron el 19% del total de ingresos durante el año terminado

el 31 de diciembre de 2018 (2017: 19%) y los contratos de ventas a las distros representaron

el 75% del total de los ingresos por contratos reportados por el año terminado el 31 de

diciembre de 2018 (20 l 7: 69%). El saldo de las cuentas por cobrar corrientes de las distros

representan el 16% del total de activo corriente al 31 de diciembre de 2018 (2017: 26%), yDPP representan el 28% del total de activo corriente al 31 de diciembre de 2018 (2017:

19%).

Adicional, Transcontinental Capital Corporation (Bermuda), Ltd. y DPP son los principales

clientes de Andres, para el segmento de venta de GNL, las ventas de GNL por contratos al

31 de diciembre de 2018, representaron 23% (2017: 30%).

La Administración de la Compañía tiene instrumentos financieros con un riesgo moderado

ya que concentra sus ventas con una distribuidora y con una relacionada que a su vez

concentra sus ventas con la misma distribuidora, la cual depende del subsidio otorgado porel gobierno dominicano para cubrir su déficit de caja. En la actualidad el Gobierno está

enfocado en la búsqueda de la auto sostenibilidad del sector eléctrico, y en procurar la

eficiencia gubernamental, por lo que hasta la fecha no han tenido que castigar cuentas porcobrar.

Instrumentos financieros y depósitos en efectivo: el riesgo crediticio de los saldos con bancos

e instituciones financieras es administrado por el departamento de tesorería de conformidad

con la política de la Compañía. Las inversiones de los fondos excedentes se realizan sólo

con contrapartes autorizadas y dentro de los límites de crédito asignados a cada entidad. La

alta dirección revisa los límites anualmente, los cuales pueden ser actualizados durante el

año, sujetos a la aprobación del Comité de Finanzas. Estos límites son establecidos paraminimizar la concentración de riesgo y mitigar pérdidas financieras potenciales a causa de

incumplimiento de la contraparte.

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31 de diciembre de 201@ 2017



(d) Riesgo de crédito (continuación)

La exposición máxima de los componentes de riesgo de crédito del estado consolidado de

situación ?nanciera al 31 de diciembre de 2018 y 2017 es el valor en libros.

(e) Riesgo de liquidez

Este es el riesgo de que la Compañía sea incapaz de cumplir todas sus obligaciones debido

al deterioro en la calidad de la cartera de clientes, concentración excesiva de pasivos, la falta

de liquidez de los activos, o la financiación de activos a largo plazo con pasivos a corto

plazo, entre otros. Históricamente, en la República Dominicana los distribuidores han

presentado bajos resultados operativos relacionados a sus niveles de pérdidas de energía

y cobros de clientes, problemas que afectan su capacidad de pago a las empresas generadoras,

con lo que el sector eléctrico depende en gran medida del subsidio del gobierno y las

decisiones en cuanto a su regulación.

Para mitigar el riesgo de liquidez y de concentración de crédito, la Compañía realiza ventas

de cuentas por cobrar vencidas o cercanas a su vencimiento. Estas ventas son realizadas

principalmente sobre la cartera de Gobierno a su valor par o con prima, con el propósito de

cubrir los compromisos generados por las operaciones y reducir el uso de efectivo provisto

por actividades de financiamiento. Durante el año 2018 el total de ventas de cuentas porcobrar ascendieron a $34.5 millones.

La Compañía monitorea el riesgo de liquidez mediante la plani?cación de los flujos de

efectivo y constante seguimiento de las cuentas por cobrar para así garantizar el

cumplimiento de los compromisos.

Al 31 de diciembre de 2018, Andres tenía un saldo de efectivo y equivalentes de efectivo

por un monto de $40.2 millones(2017: $29.5 millones). Este saldo incluye dinero en efectivo

y certificados de depósito con vencimientos de menos de tres meses.

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(e) Riesgo de liquidez (continuación)

La siguiente tabla resume1a madurez de los pasivos financieros de la Compañía sobre la

base de compromisos de pago:

Menos de De 3 a 12 Más de Más de3 meses meses 1 año 5 años Total

Al 31 de diciembre de2018

Cuentas por pagar partesrelacionadas $ 448 $ 149,870 $

—$

—-$ 150,318

Cuentas por pagarproveedores y otrospasivos 8,802 19,742

_ _28,544

Préstamo por pagar 3,578 10,422 14,000

Bonos por pagar — — —220,100 220,100


_ _474

_474

Total $ 9,250 $ 169,612 $ 4,052 $ 230,522 $ 413,436

Menos de De 3 a 12 Más de Más de3 meses meses 1 año 5 años Total

Al 31 de diciembre de2017

Cuentas por pagar partesrelacionadas $ 199 $ 46,437 $

—$

—$ 46,636

Cuentas por pagarcomerciales y otros 5,115 19,997

_ _25,112

Bonos por pagar — — —220,100 220,100

Otros pasivos ?nancieros— —

586—

586

Total $ 5,314 $ 66,434 $ 586 S 220,100 S 292,434

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09 Riesgo de tipo de cambio

El riesgo de tipo de cambio es el riesgo de que el valor razonable o los flujos de efectivos

futuros de los instrumentos financieros ?uctúen a consecuencia de variaciones en las tasascambiarias. La exposición al riesgo de tipo de cambio de la Compañía está relacionada

principalmente con las actividades de operación (cuando ingresos y gastos están

denominados en una moneda diferente a la moneda funcional de la Compañía). Sin embargo,

dado que la moneda funcional de la Compañía es el dólar, y que sus ingresos, costos

e inversiones en propiedad, planta y equipo son detenninados principalmente en dólares

estadounidenses, no hay exposición significativa al riesgo de tipo de cambio.

El principal saldo denominado en pesos dominicanos, corresponden a las cuentas porcobrar al mercado ocasional. Durante el año 2018, aproximadamente el 91% (2017: 94%)

de los ingresos ordinarios de la Compañía están denominados en dólares.

La siguiente tabla presenta un análisis de sensibilidad del efecto en los estados ?nancieros

consolidados de la Compañía, derivado de una razonable variación en el tipo de cambio del

peso dominicano:

Efecto enresultados

antes de Efecto en elVariación en el impuesto sobre patrimoniotipo de cambio la renta neto

5% $ 42 $ 23731d d" b d 2018e 1c1em re e

_5% S (53) S (248)

..5% $ 61 $ 243

31 d d b d 2017e iciem re e_5% $ (62) $ (244)

Administración del capital

El objetivo principal de la administración de capital de la Compañía es asegurar el

mantenimiento de una calificación de crédito robusta e indicadores de capital sólidos de

forma de soportar el negocio y maximizar el valor a los accionistas. La Compañía gestiona

su estructura de capital y realiza los ajustes a la misma, a la luz de los cambios en las

condiciones económicas. Para mantener o aj ustar la estructura de capital, la Compañía podrá

ajustar el pago de dividendos a los accionistas, el capital de retorno a los accionistas o emitir

nuevas acciones. No se realizaron cambios en los objetivos, políticas o procedimientos

durante el ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2018.

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AES ANDRES B.V. y Subsidiaria

(Una subsidiaria indirecta de The AES Corporation)




24. Eventos subsecuentes

Los eventos subsecuentes fueron evaluados por la Administración hasta el 24 de abril de

2019, fecha en la cual los estados financieros fueron autorizados para su emisión.

El 2 de enero de 2019 se recibieron $25 millones y el 10 de enero de 2019 $14.3 millones

de AES Global Insurance Corporation relacionados con el reclamo por los daños del

generador de la turbina de vapor de la planta de Andrés.

El 18 de febrero de 2019, la Compañía obtuvo un desembolso de la línea de crédito con el

banco Scotiabank por un monto de $30 millones con vencimiento el 6 de agosto de 2019.

La tasa de interés de esta línea de crédito es de LIBOR más 2.35% anual.

En enero y marzo 20 l 9, la Compañía ?nnó contratos de venta y cesión de créditos y derechos

con CCI Puesto de Bolsa, S.A. y Mercado Eléctrico Dominicano, S.A. (MED), en la cual

estas últimas se comprometieron y pagaron$1 millón y $3.2 millones, respectivamente, por

el 100% de la cuenta por cobrar que la Compañía mantenía con empresas distribuidoras,

asumiendo el riesgo de crédito a partir de este momento.

El 15 de marzo de 2019, la Compañía ?rmó contratos de venta y cesión de créditos y derechos

con la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE), las empresasde distribución de propiedad del Gobierno de la República Dominicana (Distros) y el Banco

de Reservas, en los cuales el Banco se comprometió y pagó $33.9 millones por el 100% de

las cuentas por cobrar que la Compañía mantenía con las empresas de distribución. Esta

transacción fue una venta sin recurso para la Compañía.

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