Memoria anual ege haina 2009 by EGE Haina

V. ESTRATEGIA

Memoria anual 2009 / Annual report 2009

Informe Anual 2009 Annual Report 2009

Memoria anual 2009 / Annual report 2009

CONTENIDO

Carta del Gerente General

Antecedentes de la empresa y de la industria

Consejo de Administración y Principales Funcionarios

Análisis de la Situación Financiera y Resultados de las Operaciones

Localidad de las Operaciones

Despacho de Energía

Abastecimiento de Combustibles

Mantenimiento de Instalaciones

Gestión de Recursos Humanos

Gestión de Riesgos Laborales

Gestión de Sistemas de Información

Responsabilidad Social Empresarial

Informes Financieros

Contents

Memoria anual 2009 / Annual report 2009

Contents

Letter of the Chief Executive Officer 8 Company and Industry Overview

The Board of Directors and Main Executives

Financial Analysis and Results of the Operations

Location of Operation Facilities

Operational Performance

Fuel Procurement

Maintenance of Premises

Human Resources Management

Labor Risks Management

Information Technology Systems Management

Corporate Social Responsibility

Financial Reports

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CARTA DEL GERENTE GENERAL

Con mucho agrado me dirijo a ustedes para presentarles los principales resultados obtenidos por la Empresa Generadora de Electricidad Haina, S. A. (EGE Haina), durante el año 2009 y para detallar los aspectos más relevantes de la gestión realizada. El año 2009 estuvo caracterizado por una fuerte caída en el precio del petróleo y sus derivados respecto del año anterior. En efecto, luego que el Fuel Oil No. 6 presentó un máximo de US$115.4 el barril en el mes de julio de 2008, se produjo una caída continua durante el segundo semestre de dicho año, llegando la cotización de dicho combustible a un valor mínimo de US$31.5 el barril en enero de 2009.

TITO SANJURJO Gerente General

El valor promedio del barril de Fuel Oil #6 para el año 2008 fue de US$72.9, en tanto que el promedio del año 2009 llegó a US$56.0, con una caída de 23.1%. Siendo éste el principal insumo que emplea la empresa, y en función del cual están indexadas los precios de venta de energía de EGE Haina, la reducción en su precio tuvo un impacto directo en los resultados operacionales de la empresa. En el año pasado los ingresos de EGE Haina se redujeron de US$460.6 millones en 2008 a US$307.2 millones en 2009, con una caída de 33.3%. Esto se tradujo en una utilidad operacional de US$29.0 millones, que es inferior en un 51% a la obtenida en el año anterior (US$58.9 millones). La utilidad neta después de impuestos fue de US$14.4 millones, lo que representa una caída de 63% respecto a US$38.9 millones obtenidos el año 2008. No obstante, en términos de flujo de caja, el año 2009 muestra mejoras significativas respecto del año anterior. El efectivo ascendió a US$39.5 millones, al 31

CARTA DEL GERENTE GENERAL

de diciembre de 2009, cifra que es un 77% superior a la registrada a finales del año 2008 (US$22.3 millones). Por otro lado, las cuentas por cobrar se redujeron de US$233.0 millones en diciembre de 2008 a US$163.5 millones en diciembre de 2009. Es interesante señalar que también se produjo una fuerte reducción en los pasivos corrientes, los que disminuyeron de US$80.5 millones en 2008 a US$50 millones en 2009. Entre los elementos que posibilitaron este escenario positivo en el flujo de caja se pueden citar: a) La suspensión del contrato de venta de energía con la empresa EDE Este, junto con la aplicación del “Acuerdo General de Financiamiento de Deuda, Cesión de Crédito y Otorgamiento de Garantías”, de fecha 3 de agosto de 2006, también suscrito por dicha empresa, posibilitó que se saldará su deuda con EGE Haina. b) La política de mantener acuerdos de compensación de deudas con la Corporación Dominicana de Empresas Electricas Estatales (CDEEE). Bajo estos acuerdos, se compensó un total de US$73.7 millones de deudas de EGE Haina con la CDEEE, la Empresa de Generación Hidroeléctrica (EGEHID) y la Empresa de Transmisión Eléctrica (ETED) a lo largo del año, con deudas que a su vez mantenían las empresas distribuidoras EDE Sur y EDE Nor te con EGE Haina. c) El acuerdo firmado el 9 de febrero de 2009 con la CDEEE, mediante el cual EDE Norte y EDE Sur abonaron a EGE Haina cuentas por pagar mediante la entrega de US$77.0 millones en Bonos Soberanos1. d) La monetización de los Bonos Soberanos.

1. Bonos soberanos denominados en dólares emitidos bajo legislación doméstica en cumplimiento de la ley 490-08. Tienen un interés fijo de 8% anual, libre de impuestos, con intereses pagaderos semestralmente y con vencimientos en tres tramos: junio 2010, junio 2011 y junio 2012.

CARTA DEL GERENTE GENERAL

EGE Haina utilizó parte de los bonos anteriormente mencionados, para pagar dividendos por alrededor de US$20 millones a los accionistas Clase A; se vendieron en el mercado alrededor de US$28.9 millones y, finalmente, se emplearon unos US$6.3 millones para reducir cuentas por pagar con agentes del mercado eléctrico. e) La estructuración y colocación en 2009 de bonos corporativos en el mercado de valores de República Dominicana por un valor de US$30 millones, los cuales fueron colocados en su totalidad en cinco tramos de seis (6) millones cada uno. El primer tramo vence el 22 de octubre de 2010, con una tasa de anual del 8%, en tanto que el último tramo vence el 18 de diciembre de 2012, con una tasa del 7.75% anual. Con el resultado de este incremento de la disponiblidad de efectivo EGE Haina distribuyó dividendos por US$40 millones en marzo de 2009, correspondientes a las utilidades retenidas al 31 de diciembre de 2008. En el ámbito de las operaciones, EGE Haina continuó con su política de mantener sus activos productivos en el mejor estado posible y, es bajo esta óptica que se inició la recuperación de las unidades Puer to Plata II (39MW), Haina I (54MW), Haina IV (84MW), Haina Turbogás Siemens (100MW) y San Pedro Vapor (33MW) 2. La reparación y mejora de eficiencia que se obtendrá de estas unidades, permitirá una mayor disponibilidad de ellas, con el consiguiente aumento en el margen operativo de la empresa. Por otra parte, se lograron reducciones sustantivas en los períodos de mantenimiento mayor de las plantas Sultana del Este y Ba-

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rahona Carbón, lo que evitó perdidas de producción de 12GWh. Nuevamente, y siguiendo su política de respeto al medioambiente, las emisiones de las unidades generadoras de EGE Haina estuvieron en promedio un 46.5% por debajo de los límites establecidos por la regulación ambiental de República Dominicana. Este desempeño ratifica el compromiso permanente de la empresa en mantener las mejores prácticas empresariales en armonía con las necesidades de la sociedad en general. En el ámbito del desarrollo de nuevos proyectos, EGE Haina orientó sus esfuerzos al análisis de alternativas que le permitiesen por una parte reducir sus costos operativos, así como también renovar y diversificar tecnológicamente su parque de generación. Es así como en el mes de diciembre de 2009 se firmó un contrato con la empresa Vestas, el mayor fabricante de turbinas eólicas en el mundo, para adquirir 14 aerogeneradores V90 de 1.8 mega-watts cada uno. Las turbinas eólicas formarán el Parque Eólico Los Cocos, ubicado en el Distrito Municipal de Juancho, Municipio de Oviedo, Provincia de Pedernales. En fecha 23 de diciembre del 2009, la Comisión Nacional de Energía emitió la Resolución, de CP0071-2009, otorgando en beneficio de EGE Haina la mencionada Concesión Provisional para la realización de los estudios de factibilidad correspondientes. Este Parque Eólico Los Cocos será el primero en estar operativo en el país y tendrá una capacidad inicial instalada de 25.20MW. Finalmente, manifiesto mis agradecimientos más sinceros a todos y cada uno de los colaboradores de este gran equipo de seres humanos que componen EGE Haina, por su

2. Las potencias indicadas en cada caso corresponden a valores de placa.

abnegada dedicación y contribución al engrandecimiento de esta compañía; es éste el mejor recurso que puedo poner a su disposición y el cual me llena de orgullo. Sin otro particular y trabajando para el 2010, me despido atentamente, Tito Sanjurjo Gerente General

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LETTER OF THE chief executive officer

TITO SANJURJO CEO

LETTER OF THE GEneral manager

I’m very pleased to address you and present the most significant goals reached Empresa Generadora de Electricidad Haina, S. A. (EGE Haina) during 2009 and to highlight the most relevant issues of our performance.

other hand, accounts receivable decreased from US$233.0 million as of December 2008 to US$163.5 million as of December 2009. We should also note a strong reduction in current liabilities from US$80.5 million at the end of 2008 to US$50 million in 2009.

The year 2009 was characterized by a deep fall in the price of oil and its byproducts compared to the previous year. Furthermore, after Fuel Oil No. 6 showed a peak price of US$115.4 per barrel in July of 2008, there was a constant price drop during the second half of that year and reaching a minimum of US$31.5 per barrel in January, 2009.

Among the elements that made this positive outcome possible we can mention.

The average price of a barrel of Fuel Oil #6 for 2008 was US$72.9, while that average in 2009 was US$56.0, showing a 23.1% reduction. Given that this is the main raw material used by our company and the fact that it is also the basis for the price of our energy sales, this price reduction had a direct effect on our company’s operational results. Thus, EGE Haina’s revenues decreased from US$460.6 million in 2008 to US$307.2 million in 2009; a 33.3% reduction. This resulted in an operating income of US$29.0 million which is 51% lower than the previous year (US$58.9 million). Net income was US$14.4 million, which represents a 63% decrease with respect to US$ 38.9 million in the previous year. Nevertheless, in terms of cash flow, 2009 showed significant improvements over the previous year. Cash and cash equivalents reached US$39.5 million, a figure that is 77% higher than the one registered at the end of 2008 -US$22.3 million- as of December 31, 2009. On the

a) The suspension of the energy sale contract with the company EDE Este, along with the enforcement of the secure rescheduling agreement, dated August 3, 2006, allowed us to reduce accounts receivable from EDE Este, from US$86.3 million as of December 31, 2008 to zero. b) Our decision to enter into debt offsetting agreements with Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE). Under such agreements we were able to offset a total of US$73.7 million of EGE Haina accounts payable to CDEEE, Empresa de Generación Hidroeléctrica (EGEHID) and Empresa de Transmisión Eléctrica (ETED), with accounts receivable from EDE Sur and EDE Norte, during 2009. c) The agreement signed on February 9, 2009 with CDEEE, whereby EDE Norte and EDE Sur cancelled their accounts payable with EGE Haina delivering US$77.0 million in Sovereign Bonds1 . d) Monetization of the Sovereign Bonds. EGE Haina used part of the previously mentioned bonds to pay dividends of US$20 million to Class A sharedholders; around US$28.9 million were sold in the market and, finally, around US$6.3 million were used to cancel accounts payable with electricity market participants.

1. Sovereign bonds in US dollars issued under domestic legislation and in compliance with the law 490-08. They accrue an 8% fixed interest rate; tax free, interest payable semiannually and maturing in three tranches: June 2010, June 2011 and June 2012.

LETTER OF THE GEneral manager

e) Structuring and placemanent of corporate bonds in the Dominican Republic’s capital market for US$30 million, placed entirely in five tranches of six (6) million each. The first tranche matures on October 22, 2010 with a coupon of 8% p.a.; while the last tranche matures on December 18, 2012, with a coupon of 7.75% p.a. As a result of such cash p.a. increment, EGE Haina distributed dividends of US$40 million in March, 2009, corresponding to retained earnings as of December 31, 2008. In terms of operations, EGE Haina continued its practice of keeping its generating assets in the best possible shape. Hence, we began the recovery of the Puerto Plata II (39MW), Haina I (54MW), Haina IV (84MW), Haina GT (100 MW) and San Pedro I (33MW) units2. These efficiency improvements will increase units availability and consecuently, the company’s operational margin. We were also able to reach substantial reductions of time during major maintenances of Sultana del Este and Barahona Carbón plants which resulted in lower loss production of about 12GWh. Once again and following our environmental practices, EGE Haina’s generating plants emissions averaged 46.5% below the limits established by Dominican Republic’s environmental regulations. This performance confirms our company’s permanent commitment to maintaining the best business practices in harmony with the needs of the general public.

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us to reduce our operational costs as well as renewing and diversifying our generation units. In December 2009, we signed an agreement with the company Vestas, the largest manufacturer of wind power turbines in the world, to acquire 14 V90 wind mills of 1.8 mega-watts each. The wind power turbines will make up the Los Cocos Wind Power Farm located in the Municipal District of Juancho, Municipality of Oviedo, Pedernales Province. On December 23, 2009, the National Energy Commission issued the Resolution CP0071-2009, granting EGE Haina a Provisional Concession to make the corresponding feasibility studies. Los Cocos Wind Power Farm will be the first of it kind in the country with an initial installed capacity of 25.20MW. Finally, I want to express my most sincere gratitude to each and everyone of the workers of this great team of human beings that make EGE Haina, for their selfless dedication and contribution to exalting this company; this is the best resource that I can put at your disposal and it fills me with pride. With no further business and working for 2010, I sincerely bid farewell, Tito Sanjurjo CEO

With regards to development of new projects, EGE Haina directed its efforts towards analyzing alternatives that allow 2. The powers indicated in each case correspond to the figures in plates.

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Reseña Histórica

antecedentes de la empresa y de la industria La Empresa Generadora de Electricidad Haina, S.A. (EGE Haina) fue constituida en República Dominicana, el 17 de agosto de 1999; de conformidad con la Ley de Reforma de la Empresa Pública No. 141-97, del 24 de junio de 1997. La Ley de Reforma dispuso que empresas estatales fuesen reestructuradas y capitalizadas a los fines de permitir la inversión del Sector Privado. Haina Investment Company, Ltd. (HIC), el inversionista privado, presentó la propuesta ganadora de US$144.5 millones en un proceso de licitación pública internacional para la capitalización de EGE Haina, y adquirió el 50% del patrimonio de la compañía el 28 de octubre de 1999. En la misma fecha, la entonces Corporación Dominicana de Electricidad (CDE), aportó en naturaleza a EGE Haina, activos, tales como bienes, tierras, plantas generadoras, equipos e inventario, de conformidad a lo establecido por la Ley de Reforma, que componen el 49.99% del patrimonio de EGE Haina. Las acciones de la antigua CDE fueron posteriormente transferidas al Fondo Patrimonial de la Empresa Reformada, (FONPER), en fecha 20 de noviembre de 2007, de conformidad a las disposiciones de la Ley No. 124-01, de fecha 24 de julio de 2001, siendo actualmente el accionista representante del Estado Dominicano en EGE Haina. Luego de la capitalización, EGE Haina modernizó sus instalaciones, así como procedimientos administrativos y operativos para ajustarlos a las normas de la buena práctica en la industria de energía eléctrica, y llevó a cabo un programa de inversión de capital de 1999 a 2001 para reparar y rehabilitar los activos de generación que la CDE había aportado a EGE Haina. Entre 1999 y 2001 EGE Haina concluyó la

construcción de la planta Barahona I, de generación térmica a base de carbón, con una capacidad instalada de 53.6MW a un costo de US$47.1 millones. En 2001, EGE Haina instaló y puso en funcionamiento la barcaza generadora de electricidad Sultana del Este con una capacidad instalada de 153.0MW por US$120.9 millones. Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) Los participantes del SENI, como distribuidores, generadores y usuarios no regulados, pueden suscribir contratos privados mediante los cuales acuerden transacciones específicas de compra y venta de energía y capacidad (PPA, por sus siglas en inglés). Los contratos pueden ser a largo plazo (de cinco a veinte años) o a corto plazo (típicamente de uno a dos años). Los términos negociados incluyen el plazo, precio, planes de

pago, garantías y disposiciones estándares. Los contratos entre empresas generadoras y distribuidoras y/o usuarios no regulados normalmente se hacen bajo la forma de PPA, y son registrados en y administrados por el Organismo Coordinador (OC) del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado. Las compañías distribuidoras tienen permitido suscribir los PPA para no más del 80% de sus requerimientos estimados de energía. Para que las compañías distribuidoras puedan incluir en sus tarifas el costo de la energía comprada a través de sus PPA, la firma y formalización de estos contratos debe ser el resultado de un proceso de licitación supervisado por la Superintendencia de Electricidad (SIE). Antes de la capitalización, se establecieron varios Productores Independientes de Energía (IPP) para cubrir los déficits de generación de la CDE. Esta retuvo

gobierno dominicano

HIC

50%

BASIC ENERGY

75.6%

49.9%

OTROS ACCIONISTAS MINORITARIOS

24.4%

Reseña Histórica

todos los PPA con los IPP existentes al momento de la capitalización. En lo que respecta a la capitalización, EGE Haina se subrogó, inicialmente a los acuerdos de venta de energía suscritos por la CDE con cada una de las distribuidoras -EDE Sur, EDE Nor te y EDE Este- con plazos de cinco años. En 2001, EGE Haina prorrogó el plazo de cada uno de sus PPA hasta 2016 como contraprestación a una reducción del precio de la energía vendida bajo esos PPA. Esta enmienda a los contratos existentes es lo que se conoce como los Acuerdos de Madrid. Los PPA son contratos de naturaleza financiera y los compromisos de venta de energía bajo ellos son independientes del despacho real de una generadora en particular. No existe obligación de producir la electricidad necesaria para cubrir los compromisos de los PPA. Las ventas bajo estos contratos son en dólares americanos y dependen del precio contractual y de la

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demanda del cliente. Por su parte, el OC despacha las unidades generadoras declaradas disponibles en el mercado por orden de mérito o despacho económico para hacer corresponder la oferta y la demanda de energía en un momento en particular. Mensualmente, el OC concilia las cantidades de electricidad inyectada (por generación) y retirada (por ventas vía contratos) del sistema por cada generador y determina la posición compradora o vendedora de energía y capacidad en el mercado. Con la promulgación y entrada en vigencia de la Ley 125-01la red de transmisión del SENI es propiedad de la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED), quien se encarga de su operación y mantenimiento. EGE Haina cobra a sus clientes peajes de transmisión y remite estos montos a la ETED. Actividades y negocios EGE Haina es la generadora de electrici-

dad más grande de República Dominicana sobre la base de su capacidad instalada y su capacidad efectiva. Actualmente opera 11 unidades de generación distribuidas en 6 parques energéticos. Los contratos de veta de EGE Haina con las empresas distribuidoras estatales considera una capacidad de 350 MW y su energía asociada. Aproximadamente el 81% de las ventas de energía de EGE Haina en 2009 se efectuó a través de estos PPA. Adicionalmente, EGE Haina suscribió con el Consorcio Energético Punta Cana – Macao (CEPM), en fecha 23 de julio de 2008, un contrato de suministro de capacidad y energía por un periodo de 18 años por un mínimo de 50MW, con derecho de ampliación hasta 100MW. La energía se entrega a la empresa CEPM en el punto de interconexión entre la planta Sultana del Este con la línea de transmisión de 120km de 138KV, propiedad de CEPM.

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COMPANY AND INDUSTRY OVERVIEW Empresa Generadora de Electricidad Haina, S.A. (EGE Haina) was incorporated in Dominican Republic on August 17, 1999, under Act No. 141-97 about Reform of Public Companies dated June 24, 1997. This Reform Law stated that state owned companies and capitalized should be restructured to allow Private Sector investment. Haina Investment Company, Ltd. (HIC), the private investor, presented the winning bid of US$144.5 millions in a public international bidding process to capitalize EGE Haina, and acquired 50% of this company. On that same date, the so called company Corporación Dominicana de Electricidad, S.A. (CDE) transferred to EGE Haina, assets, land, generation plants, equipment and inventory totaling 49.99% of Ege Haina’s net worth as established by the Reform Law. On november 20th. 2007, CDE’s shares were transferred to the Fondo patrimonial de la Empresa Reformada (Fonper), according to Law No. 124-01, therefore FONPER is nowdays the shareholder representing the Dominican Government in EGE Haina. After the capitalization, EGE Haina updated its instalations, as well as its administrative and operational procedures to bring them up to par with the electric energy industry’s best practices and performed a capital expenditure program from 1999 to 2001 to repair and rehabi-

litate the generation assets that CDE had contributed to EGE Haina. Between 1999 and 2001 EGE Haina finished building the thermal generation plant Barahona I, coal based, with an installed capacity of 53.6MW with an investment of up to US$47.1 million. In 2001, EGE Haina installed the electric generator barge Sultana del Este plant with an installed capacity of 153.0MW investing up to US$120.9 millions. Interconnected National Power Grid (SENI) SENI participants, such as distributors, generators and non regulated users, may sign private contracts whereby they may agree on specific power purchase agreements. Those contracts can be either long term (from 5 to 20 years), or short term (typically for one or two years). The agreements include: term, price, payment conditions, guarantees, and standard provisions. Contracts between generation companies and distributors and/or non regulated users are normally subscribed under the PPA mode and they are registered and administered by the Interconnected National Power Grid’s Coordinating Body (OC, for its acronym in Spanish). The distribution companies are allowed to sign PPAs that do not exced 80% of their projected energy requirements. For distribution companies to be able to include in

Historical Background

their pricing rates the cost of energy purchased through their PPA, the signing and formalizing of those contracts must be the result of a bidding process supervised by the Electricity Superintendence (SIE). Several Independent Power Producers (IPP) started operations prior to the capitalization to cover CDE’s generation deficits. CDE kept all the PPAs with the existing IPPs at the time of the capitalization. With respect to the capitalization, EGE Haina initially subrogated five year terms energy sale contracts originally executed by cdewith each of the distribution companies: EDE Sur, EDE Norte and EDE Este. In 2001, EGE Haina extended each of its PPAs until 2016 but allowing a price reduction in the energy sold under such PPAs. This amendment to existing contracts are known as the Madrid Agreement. The PPAs are financial agreements and energy sale commitments attached are independent of the actual dispatch of a particular generator. There is no obliga-

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tion to produce the necessary electricity to cover the PPA commitments. Sales under these contracts are in US Dollars denominated and they’re based on the contracted price and the customer’s demand. OC, dispatches those generation units declared as available based on economic dispatch merit order ,so as to make the energy supply correspond to the energy demand at a specific moment. Every month, OC reconciles the amounts of energy supplied (by generation) and the one withdrawn (by sale under contracts) for the system for each generator and determines the energy market’s purchasing or selling position and its capacity. With Law 125-01 coming into force, SENI’s transmission grid belongs to the company Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED), which is in charge of its operation and upkeep. EGE Haina charges its customers a transmission fee and transfers those amounts to the ETED.

Activities and Businesses EGE Haina is Dominican Republic’s largest electricity generator based on installed capacity and effective capacity. It currently operates 11 generation units distributed in 6 power plants. EGE Haina’s contracted capacity with the State distribution companies is 350MW, as well as the energy associated with said capacity. Approximately 81% of EGE Haina’s energy sales in 2009 were through these PPAs. Additionally, EGE Haina signed an agreement with Consorcio Energético Punta Cana – Macao (CEPM), on July 23, 2008, to supply capacity and energy during an 18 year period for a minimum of 50MW, having the buyer the right to increase it up to 100MW. This energy is supplied to the CEPM Company at the interconnection point between the Sultana del Este plant and the 120km, 138KV transmission line owned by CEPM.

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Consejo de Administración y Principales Funcionarios

Consejo de Administración y Principales Funcionarios La Dirección Administrativa de EGE Haina está a cargo de un Consejo de Administración compuesto de por lo menos cinco (5) miembro; inicialmente, un Presidente, un Vicepresidente, un Secretario y dos (2) Vocales. Todos los miembros del Consejo, excepto el Secretario, son nombrados por Haina Investment Company (HIC). Dicho Consejo de Administración es elegido cada año mediante la celebración de la Asamblea General Ordinaria.

Consejo de Administración

Para ser miembro del Consejo, no es necesario ser accionista, pudiendo dichos miembros ser representantes de instituciones del Estado Dominicano o de sociedades legalmente constituidas. Los miembros del Consejo de Administración podrán ser reelegidos una o más veces y permanecerán en sus funciones hasta que sus sustitutos hayan sido electos y tomado posesión de sus cargos.

Principales Funcionarios

Edgar Pichardo

Presidente

Rafael Vélez

Vicepresidente

Eduardo Selman Hasbún

Secretario

Rolando González Bunster

Vocal

Miguel Barletta

Vocal

Pastor Sanjurjo Marcelo Aicardi Nurys Peña Russell Choukalos Esteban Gómez

Gerente General Vicepresidente de Finanzas Vicepresidente Legal Vicepresidente de Operaciones Vicepresidente Administrativo

the Board of Directors and main executives EGE Haina’s Administration is controlled by a Board of Directors compose of at least five (5) members; which are: a President, a Vice-president, a Secretary and two (2) Vocals. All Board Members, except the Secretary, are named by Haina Investment Company (HIC). Said Board of Directors is elected every year through the Ordinary General Shareholders Meeting. To be a Board member it is not mandatory to be a shareholder and those board members may be either representatives of the Dominican Government or of legally incorporated companies. Board Members may be reelected one or more times and they will remain in their posts until their substitutes have been elected and assumed their duties.

Board of Directors Edgar Pichardo

President

Rafael Vélez

Vice-president

Eduardo Selman Hasbún

Secretary

Rolando González Bunster

Vocal

Miguel Barletta

Vocal

Main Executives Pastor Sanjurjo Marcelo Aicardi Nurys Peña Russell Choukalos Esteban Gómez

General Manager Finance Vice-president Vice-president Legal Operations Vice-president Administrative Vice-president

V. ESTRATEGIA

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Análisis de la Situación Financiera y Resultados de las Operaciones

Análisis de la Situación Financiera y Resultados de las Operaciones Resultados de operaciones

Situación financiera

Para el año 2009, EGE Haina experimentó una reducción en ventas de US$153.4 millones, en comparación con el nivel de ventas del año anterior. Dicha variación, es producto de una disminución del 27% en el precio de venta de energía promedio, que a su vez se produjo como consecuencia de la reducción que experimentó el precio del Fuel Oil en los mercados internacionales.

Cobranzas y compensaciones Durante el primer trimestre de 2009, EGE Haina efectuó un intercambio de cuentas por cobrar a EDE Nor te y EDE Sur por Bonos Soberanos por US$77 millones.

Consecuentemente, el impacto negativo en ventas es el principal indicador que ocasionó una disminución del 40% en las ganancias antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización (EBITDA, por sus siglas en inglés) de EGE Haina durante 2009, en comparación con el mismo resultado del año anterior (2009: US$44.6 millones vs. 2008: US$74.2 millones). La disminución en la ganancia neta en US$24.5 millones durante el año 2009, obedece principalmente al decrecimiento del EBITDA durante el año; tal como se explicó anteriormente.

Manejo de deuda A pesar del difícil escenario financiero internacional, EGE Haina captó US$45 millones de deuda adicional a través del sistema bancario y el mercado de capitales local.Vale destacar que esta fue la primera experiencia de EGE Haina en estructuración y colocación de bonos locales por US$30 millones. La mayoría de estos fondos fueron utilizados para retirar pasivos con los agentes del mercado eléctrico spot dominicano, los cuales tenían un mayor costo financiero para la Compañía.

Adicionalmente, durante el año 2009, la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE) y la empresa acordaron compensar US$73.7 millones de las cuentas por pagar de EGE Haina con CDEEE, Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED) y Empresa de Generación Hidroeléctrica Dominicana (EGE HID) contra el mismo monto de cuentas por cobrar a EDE Norte, EDE Sur y EDE Este.

En adición, EGE Haina logró recomprar US$10.1 millones de los Bonos Internacionales 144A/ REGS a un precio promedio de US$0.7949/ US$1.00, dando como resultado una ganancia de capital por US$2.1 millones.

Tomando en cuenta las transacciones anteriores, y sumando las cobranzas en efectivo que realizó la compañía, las cuentas por cobrar sufrieron una disminución de US$69.5 millones, para un índice de cobranza del 129%.

Dividendos El 24 de febrero de 2009, el Consejo de Administración de EGE Haina aprobó un pago de dividendos por un total de US$40 millones, correspondiente a las utilidades retenidas a diciembre.

Finantial Analisis and Results of the Operations

Memoria anual 2009 / Annual report 2009

Financial Analysis and Results of Operations Results of operations In 2009, EGE Haina experienced a reduction in sales of US$153.4 million, when compared to previous year sales figures. Such variation is the result of a 27% reduction in the average price of energy sales which at the same time was due to the reduction in the price of fuel oil in the international markets. Consequently, the negative impact on sales is the major factor that produced a 40% reduction in EGE Haina’s earning before interests, taxes, depreciation and amortization (EBITDA) during 2009 when compared to the same result of the previous year (2009: US$44.6 million vs. 2008: US$74.2 million). The US$24.5 million reduction in net in come during 2009 is primarily due to the EBITDA decrease previously explained. Financial condition Collections and offsetting transations During the first quarter of 2009, EGE

Haina made an exchange of accounts receivables from EDE Norte and EDE Sur for Sovereign Bonds for US$77 million. Additionally, during 2009, CDEEE and the company agreed to offset US$73.7 million of EGE Haina’s accounts payable to CDEEE, Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED) and Empresa de Generación Hidroeléctrica Dominicana (EGE HID) with accounts receivable from EDE Norte, EDE Sur and EDE Este. Taking into account the previous transactions and adding the cash collections, accounts receivables were reduced in US$69.5 million, for a collections rate of 129%. Liability management Despite the difficult international financial scenario, EGE Haina raised US$45 million in additional debt through the banking system and the local capital markets. We should highlight that this was EGE Haina’s first experience in structuring and placing local bonds, totaling US$30 million. Most of

these funds were used to withdrow liabilities with the Dominican electric spot market agents that had a higher financial cost for the Company. Additionally, EGE Haina was able to repurchase US$10.1 million of 144A/ REGS seniors notes at an average price of US$0.7949/US$1.00, resulting in a net capital gain of US$2.1 million. Dividends On February 24, 2009, EGE Haina’s Board of Directors approved the payment of dividends for a total of US$40 million, corresponding to retained earnings as of December 2008.

Memoria anual 2009 / Annual report 2009

Ubicación de las Operaciones

EGE Haina es la generadora de electricidad más grande de República Dominicana, sobre la base de su capacidad instalada y su capacidad efectiva. Las plantas de generación de la empresa están ubicadas en distintos puntos de la geo-

Ubicación de las Operaciones

grafía nacional. Las plantas de Barahona y Pedernales se encuentran en la región Suroeste; la planta de Haina se encuentra en la región Sur-Central; la de Puerto Plata se encuentra en la región Norte; y la planta San Pedro se encuentra en la región Oriental de República Dominicana.

67 MW PUERTO PLATA

54 MW BARAHONA 4.3 MW PEDERNALES

293HAINA MW

33 MW SAN PEDRO DE MACORÍS

153 MW SULTANA DEL ESTE

* Las cifras corresponden a la capacidad instalada en cada planta.

Location of Operation facilities

EGE Haina is Dominican Republic’s largest electricity generator on the basis of installed and effective capacity. The company’s power plants are located in different geographical locations of the country.

The Barahona and Pedernales plants are located in the Southwestern region; Haina power plant is in the South-Central region; Puerto Plata power plant is located in the Northern region; and the San Pedro plant is located in the Eastern region of Dominican Republic.

Ubicación de las Operaciones

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a) Plantas Generadoras

a) Power Plants

La siguiente tabla indica para cada una de las plantas de la compañía las unidades de generación, los tipos de generadores, los fabricantes de esos generadores, las fechas de instalación, la capacidad instalada y la capacidad efectiva al 2009:

The following table shows the type of generation units at each of the company’s power plants, the manufacturers of those generation units, installation dates, installed capacity and effective capacity as of 2009:

Central Generadora Power Plant

Planta de Haina

Unidades

Tipo

Fabricante

Units

Type

Manufacturer

Haina I Haina II Haina IV Haina GT

Sultana del Este Barahona Puerto Plata

Sultana del Este Barahona I Puerto Plata I Puerto Plata II

San Pedro

San Pedro I

Pedernales*

Pedernales I Pedernales II Pedernales III

Turbina de Vapor Steam Turbine Turbina de Vapor Steam Turbine Turbina de Vapor Steam Turbine Turbina de Gas Gas Turbine Diesel Diesel Turbina de Vapor Steam Turbine Turbina de Vapor Steam Turbine Turbina de Vapor Steam Turbine Turbina de Vapor Steam Turbine Diesel Diesel Diesel Diesel Diesel Diesel

Fecha de Instalación Installation Date

Capacidad Instalada Installed Capacity

Capacidad Efectiva Effective Capacity

General Electric

1968

46.3

General Electric

1970

47.5

General Electric

1976

84.9

67.7

Siemens

1998

100

99.8

Wartsila

2001

153

150.4

ABB

2001

53.6

42.4

General Electric

1966

27.6

23.5

Westinghouse

1982

37.8

Mitsubishi

1990

31.4

Caterpillar

1978

1.8

1.4

Hyundai

2003

1.7

1.4

Detroit

2003

0.8

0.5

Total:

603.4

550.1

*SISTEMA AISLADO - Fuente el OC

*ISOLATED SYSTEM - Source OC

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Gestión Operativa

Gestión Operativa EGE Haina realizó encomiables esfuerzos para maximizar el desempeño de sus activos. Pueden destacarse como ejemplos impor tantes la reducción de tiempo, en comparación a lo programado al inicio del año, en los períodos de mantenimientos de las unidades de Sultana del Este (17 días menos) y Barahona Carbón (5 días menos). Esta reducción representa 11.8GWh extra por el incremento en la disponibilidad. Los grandes avances logrados en la búsqueda de soluciones al problema de los cojinetes en los motores de Sultana redujeron las fallas por esta causa que afectaron nuestro desempeño en 2008. Además, ejecutamos de la manera prevista el Plan de Conser vación de Unidades de Bajo Despacho, así como también la

• Objetivos e indicadores operativos esperados: Operacionalmente, logramos alcanzar los niveles establecidos.

0.97

3,000

0.875

0.80

0.750 0.750 0.625

0.60

0.625

0.60

GENERACION NETA / NET GENERATION 2,986 GENERACION NETA / NET GENERATION 2,986

2,500 2,500

2,047

2,000

2,254

2,196

2,254

2,196

1,843

2,047

2,000

1,843

1,500

1,379

1,344

1,500

1,379

1,344

1,771 1,771

1,676 1,676

1,451 1,467 1,451 1,467

1,000

0.500 0.500

• Ejecución presupuestaria: Los gastos de operación y mantenimiento ejecutados fueron 10% inferiores a lo previsto.

generación neta / Net Generation

3,000

GWh GWh

0.875

• Indicadores medioambientales: Nuestras emisiones estuvieron, en promedio, 46.5% por debajo de los límites establecidos por la regulación ambiental Dominicana.

• Tasa de salida forzada: Este indicador fue 20.9 % menor que lo estimado para el año 2009, resultado de la buena ejecución de los planes de mantenimiento sobre nuestros activos de generación (este valor no incluye a las unidades de bajo despacho que no fueron consideradas para operación en el año).

0.96 DISPONIBILIDAD / AVAILABILITY 0.94 0.95 0.92 0.92 0.97 0.89 0.96 0.87 0.88 0.94 0.95 0.92 0.92 0.89 0.80 0.87 0.88

1.000

• Tasa de incidentes: Logramos concluir el año con un 4% inferior a lo esperado.

• Producción de energía: Fue 8.2% mayor a la esperada, debido a la operación de las unidades de Haina y la unidad de San Pedro I por despacho económico.

DISPONIBILIDAD / AVAILABILITY

DISPONIbilidad / Availability 1.000

• Régimen térmico: Demostramos consistencia en la operación eficiente de nuestros activos, al mantener 2.8% mejor el índice de eficiencia operativa real vs. el esperado.

recuperación, de las unidades San Pedro I y Puer to Plata II con una mínima inversión.

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

1,000

2008 2009

!"#$%#&'()*+$,-./'0//)1,$+1/)'2,-%#.+'3456%),6/'7+6,/$+4'8$%#)6/$#6%+1/'9(0: 1999 2000

2001 2002 2003

2004 2005

2006

2007 2008

2009

!"#$%#&'()*+$,-./'0//)1,$+1/)'2,-%#.+'3456%),6/'7+6,/$+4'8$%#)6/$#6%+1/'9(0:

Régimen térmico promedio / Average Heat Rate

capacidad instalada / Installed Capacity

RENDIMIENTO TÉRMICO PROMEDIO / AVERAGE HEAT RATE

CAPACIDAD INSTALADA / INSTALLED CAPACITY

665 667 669 669 668 668 CAPACIDAD INSTALADA / INSTALLED CAPACITY 603 603 665 667 669 669 668 668

700.00

603

MW MW

556.25 556.25

459

412.50

459

412.50 268.75

603

15,000 15,000

603

13,500

13,118

13,500

13,118

285 285

268.75 125.00

2008 2009

Fuente: Organismo Coordinador Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (OC) 125.00 Fuente: Organismo Coordinador Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (OC)

14,449

12,000

11,805

12,000

11,80510,875 10,768 10,497 10,87510,768 10,064 10,497 9,652 9,526 9,423 9,426 10,064 9,652 9,526 9,423 9,426

10,500 10,500

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

14,449 RENDIMIENTO TÉRMICO PROMEDIO / AVERAGE HEAT RATE

603

BTU/KWh BTU/KWh

700.00

9,000 9,000

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Operational Performance

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Operational Performance EGE Haina made praiseworthy efforts to maximize the performance of its assets. We can highlight some significant examples such as the reduction of maintenance periods, in terms of the initial schedule programmed for Sultana del Este (17 days less) and Barahona Carbón (5 days less). This reduction represents an 11.8 GWh extra due to the availability increase. Great strides were made in the search for solutions to the problem of the Big End Bearings on the Sultana engines and reduced malfunctions which affected our performance in 2008. Also, we were able to execute as programed the Low Dispatch Units Conservation Plan, as well as recovering, with minimum inves-

tment, the units San Pedro I and Puerto Plata II. • Expected goals and operational indicators: Operationally, we were able to reach the levels previously established. • Energy production: Was 8.2% higher than expected, due to the operation of the Haina units, and the San Pedro I unit due to economic dispatch. • Forced outage rate: This rate was 20.9 % lower than projected for 2009, due to the good execution of the maintenance plans on our generation assets (this figure does not include low dispatch units that were not considered for operation this year).

• Heat Rate: We showed consistency in the efficient operation of our assets by maintaining an actual operational efficiency ratio of 2.8% v better versus what was projected. • Incidents rate: We were able to finish the year with a rate 4% less than projected. • Environmental indicators: In fiscal 2009 our emissions averaged 46.5% below the levels established by the Dominican environmental regulation. • Assigned budget: The general budget (Operations & Maintenance Costs) executed was 10% lower than budgeted.

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Abastecimiento de Combustibles

Abastecimiento de Combustibles Durante 2009 EGE Haina compró el Fuel Oil para sus plantas generadoras en el mercado spot. El precio pagado por EGE Haina por el Fuel Oil estuvo basado en: a) El precio del Fuel Oil publicado diariamente en el Platts US MarketScan para el residual No. 6, 3%S, en el mercado de la Costa del Golfo de Estados Unidos (Platts GC 3%S waterborne).

En Diciembre de 2009, Sempra Energy Trading LLC ganó una licitación para suplir a EGE Haina el Fuel Oil requerido por sus plantas durante el periodo Diciembre 2009- Abril 2010. El carbón requerido durante 2009 por la unidad Barahona Carbón fue comprado a Glencore International AG, Bulk Trading y Tradexa/ Shelton Trading.

b) Un cargo por transporte y manejo Los principales suplidores de Fuel Oil para EGE Haina durante 2009 fueron, en orden de volumen de compra, Sempra Energy Trading LLC, Trafigura AG, Glencore LTD, Refidomsa y Vitol Inc.

El precio del carbón durante 2009 inició alto y se redujo a lo largo del año. Debido a esta situación de precios altos en el mercado, pero con tendencia a la baja, EGE Haina prefirió manejar cada embarque como una compra en el mercado spot, en lugar de comprome-

terse a un contrato de suministro que le obligara a comprar a precio alto. En el 2009, el precio Platts del Fuel Oil #6, 3%S, varió desde 35.117 US$/Bbl en Enero, hasta un pico de 72.108US$/Bbl en Noviembre, registrándose un descenso en Diciembre a valores de 66.992US$/Bbl. El consumo de combustible representó para EGE Haina aproximadamente el 50% de su costo de producción de electricidad para el año 2009. El costo por consumo de Fuel Oil y carbón fue de US$123.2 millones en el 2009, US$159.32 millones en el 2008, US$128.1 millones en 2007, US$128.4 millones en 2006, US$113.3 millones en 2005 y US$62.6 millones en 2004.

Fuel Procurement During 2009 EGE Haina purchased Fuel Oil for its power plants in the spot market. The Price paid by EGE Haina for the Fuel Oil purchased was based on: a) The Price for the Fuel Oil as daily published at Platts US Marketscan for Residual Oil No.6 , 3% S, on the Gulf coast market of USA (Platts GC 3%S waterborne).

By December 2009, Sempra Energy Trading LLC was awarded a tender to supply the Fuel Oil requested by EGE Haina’s Power Plants for the December 2009- April 2010 period. The coal required by Barahona Coal Fired Power Plant during 2009 was purchased to Glencore International AG, Bulk Trading and Tradexa/Shelton Trading.

b) A premium corresponding to freight and blending costs. During 2009, the main suppliers of Fuel Oil to EGE Haina, listed by volume of Fuel Oil delivered, were Sempra Energy Trading LLC, Trafigura AG, Glencore LTD, Refidomsa and Vitol Inc.

In 2009 the coal prices started with a high tendency but it lowered along the year. As a result of the higher prices in the market, and a forecast of lower prices in the future, EGE Haina decided to purchase each coal shipment in the spot market, instead of agreeing to

a fixed price coal supply contract that would have commited the company to buy the coal to fixed high prices. During 2009, Platts 3%S Fuel Oil Prices shifted from 35.117 US$/Bbl on January to a top value of 72.108US$/Bbl on November, going back to a low 66.992US$/Bbl by Decemberend. During 2009, the fuel cost represented approximately 50% of the power production cost for EGE Haina. This fuel cost was US$123.2 million on 2009, US$159.32 million on 2008, US$128.1 million on 2007, US$128.4 million on 2006, US$113.3 million on 2005 and US$62.6 million on 2004.

Mantenimiento de Instalaciones

Memoria anual 2009 / Annual report 2009

Mantenimiento de Instalaciones

410, 320 Horas de trabajo incurridas en las plantas de EGE Haina en 2009 en los programas de Mantenimiento de nuestras instalaciones.

El desglose de este tiempo fue como sigue: Sultana del Este: 265,587 Haina: 16,207 Barahona: 66,428 Puerto Plata: 13,851 San Pedro: 48,247

Maintenance of Premises

410, 320 Work hours were used at EGE Haina’s plants in 2009 on Maintenance programs for our facilities.

The breakdown of this time is as follows: Sultana del Este: 265,587 Haina: 16,207 Barahona: 66,428 Puerto Plata: 13,851 San Pedro: 48,247

Las acciones de mantenimiento se dividen como sigue: Ordenes preventivas Barahona: 87%. Sultana del Este: 48% Haina: 27% Ordenes correctivas Barahona: 5%. Sultana del Este: 37% Haina: 35% Mejoras y otras órdenes Barahona: 8%. Sultana del Este: 15% Haina: 38%

Maintenance activities are divided as follows: Preventive orders Barahona: 87%. Sultana del Este: 48% Haina: 27% Corrective orders Barahona: 5%. Sultana del Este: 37% Haina: 35% Improvements and other orders Barahona: 8%. Sultana del Este: 15% Haina: 38%

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Gestión de Recursos Humanos

Human Resources Management

Para EGE Haina, sus recursos humanos son su mayor activo. La empresa cuenta con un personal altamente capacitado y especializado que trabaja con ahínco para superar año tras año las metas de la institución.

For EGE Haina, its human resources are their main asset. The company has a highly trained and specialized staff that works diligently to exceed every year the institution’s goals.

Un total de 384 personas conforman el equipo de EGE Haina, dividido en las escalas señaladas en el cuadro a continuación.

The EGE Haina team totals 384 persons, divided in the scales indicated in the following table.

Ejecutivos / Officers

Al 31 de diciembre de / As of December 31 of 2008 2006 2009 2007 8 8 7 7

Mandos Medios / Mid Level Managers Personal / Staff Total EGE Haina tiene un amplio programa de políticas orientadas a la creación de un clima laboral óptimo, caracterizado por la creación de múltiples oportunidades de desarrollo tanto profesional como personal. Estas políticas incluyen Capacitación y Desarrollo, y Asistencia Financiera, entre otras.

21 355 384

20 351 379

19 352 378

17 353 377

EGE Haina has a wide range of policies focused on the creation of an optimum labor environment, defined by the creation of multiple development opportunities both at a professional as well as at a personal level. These policies include Training and Development and Financial Assistance, among others.

Gestión de Riesgos Laborales

anuario 2010

Gestión de Riesgos Laborales

Labor Risks Management

En el año 2009, EGE Haina reforzó su compromiso con la seguridad de sus empleados en todas sus instalaciones, adoptando las siguientes acciones:

In 2009 EGE Haina reinforced its commitment with the safety of its employees at all its facilities. Some of the actions taken were the following:

• Continuación de la ejecución del Programa de Entrenamiento de Seguridad en todas las plantas. En total, 8,554 horas de entrenamiento de Seguridad fueron impartidas.

• We continued the execution of the Safety Training Program at all the plants. In total, 8,554 Safety training hours were imparted in 2009.

• Ejecución de todas las inspecciones de Seguridad en todas las plantas de acuerdo al programa.

• We executed all Safety inspections at all plants as per the program.

• Actualización de todos los procedimientos del Plan de Respuesta a Huracanes en todas las plantas. • En Octubre, se iniciaron visitas a las distintas plantas con el objetivo de prepararnos para la evaluación por parte de la compañía TAU Risk Engineering para el programa de manejo de riesgo de la empresa.

• All the Hurricane Response Plan procedures were updated at all the plants. • In October, we began the visits to the different plants with the goal of preparing for the assessment to be performed by the TAU Risk Engineering company with regards to the company’s risk management program.

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Gestión de Sistemas de Información

Gestión de Sistemas de Información Nuestra corporación cuenta con acceso a grandes facilidades tecnológicas para el adecuado desempeño de sus funciones. Más del setenta por ciento (70%) de nuestros empleados tienen acceso directo a equipos tecnológicos apropiados, y se incrementan con regularidad los servicios ofertados por el área de Tecnología. Actualmente el moderno centro de cómputos corporativo consta de treinta y cuatro (34) servidores así como dispositivos especializados para mantener un alto nivel de seguridad. Contamos con redundancia en el sistema eléctrico, en el sistema de refrigeración y en las líneas de Internet. El centro es monitoreado en tiempo real para asegurar su buen funcionamiento, logrando que la disponibilidad de nuestros

recursos tecnológicos sobrepase el 99% durante todo el año. La red corporativa se encuentra diseminada a través de las distintas provincias donde tenemos presencia. Entre estas podemos destacar San Pedro de Macorís, Haina, Barahona y Puerto Plata con todas las facilidades centralizadas en nuestras modernas oficinas del edificio Acrópolis. Utilizamos enlaces de ancho de banda adecuado para el buen funcionamiento de nuestros requerimientos de comunicación y en algunos casos, Oficinas Acrópolis-SPM, estamos enlazados con una fibra óptica propia que nos brinda no solo un impresionante ancho de banda sino la oportunidad de implementación de innovadores proyectos del área.

Information Technology Systems Management Our Corporation has access to major technological facilities for the proper performance of its functions. More than seventy percent (70%) of our employees have direct access to appropiate technological equipment, as well as to an increasing number of services offered by the technology area. The modern enterprise data center currently consists of thirty-four (34) servers as well as specialized devices to maintain a high level of security. We have redundancy in the electrical system, cooling system and Internet lines. The Center is monitored in real time to ensure its proper functioning, so that the

availability of our technological resources exceeds 99% throughout the year. The corporate network is disseminated in the various sites where we have presence. These include Puerto Plata, Barahona, Haina, San Pedro de Macoris with facilities centralized in our modern office located at the Acropolis’ Building. We use appropriate connections with enough bandwidth for the efficient functioning of our communication needs and in some cases, offices AcropolisSPM, bandwidth links are covered with our own optical fiber offering not only an impressive bandwidth but the opportunity to implement innovative projects in the area.

Gesti贸n de Sistemas de Informaci贸n

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Responsabilidad Social Empresarial

Responsabilidad Social Empresarial En EGE Haina asumimos de manera activa y voluntaria las obligaciones que hemos contraído con los distintos sectores sociales involucrados en nuestra actividad. La práctica de la responsabilidad social implica un cambio en la cultura empresarial que debe reflejarse en un modo diferente de hacer negocios, que promueva relaciones constructivas con la comunidad, un trato justo con los empleados y el respeto a los recursos naturales y al medio ambiente. La acción social de nuestra empresa se materializa en proyectos que se pueden clasificar en función de los tipos de recursos aplicados. No se trata de donativos, patrocinios ni campañas acotadas en el tiempo sino de programas complejos de alcance a medio

plazo, centrados principalmente en las áreas de educación y deporte, dirigidos a los más jóvenes. En sentido general, el establecimiento del programa definitivo de inversión social se concentra en los siguientes focos: • Conservación del Medio Ambiente: Jornadas de reforestación y limpieza de espacios públicos. • Educación: Apadrinamiento de escuelas públicas, charlas de sensibilización y sobre la conservación del medioambiente a través del ahorro de la energía. • Deportes: Apadrinamiento de equipos, patrocinio de torneos, construcción de canchas.

• Apoyo a Propuestas Creativas: Iniciativas de entidades comunitarias seleccionadas a través de nuestra colaboración con la Cámara Americana de Comercio de la República Dominicana (AMCHAMDR). Principales Iniciativas a. Educación y Capacitación • Programa de Apadrinamiento de escuelas públicas a nivel primario - Patrocinio de las primeras escuelas certificadas como EcoEscuelas por la FEE en República Dominicana - Donación de útiles escolares, equipos de ofimática, materiales creativos y didácticos, organización de actividades • Programas con INFOTEP - Pasantías de estudiantes a niveles técnicos

Responsabilidad Social Empresarial

- Capacitación continua a todo el personal • Visitas guiadas con estudiantes de bachillerato y universitarios a nuestras instalaciones b. Deporte • Donación de uniformes de béisbol para ligas infantiles c. Desarrollo comunitario - Actividades de reforestación - Jornadas de limpieza organizadas por los ayuntamientos y por ONGs, léase, Coalición Multisectorial para el Rescate del Río Higuamo y otros - Apadrinamiento del primer programa EcoEscuelas implementado en el país, en colaboración con el Instituto de Derecho Ambiental de la República Dominicana (IDARD) Donaciones a: - Juntas de Vecinos - Autoridad Metropolitana de Transporte (AMET) y Cuerpos de Bomberos, asignación de combustible; entrenamientos de seguridad y evacuación; electrificación de los nue-

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vos edificios del Cuerpo de Bomberos y de la Defensa Civil de San Pedro de Macorís - Cruz Roja Dominicana y Defensa Civil (regionales), apoyo a operativos Semana Santa y Navidad Patrocinios - Conferencias de la Semana Dominicana en los Estados Unidos - Conferencias de la Cámara Británica de Comercio - Conferencias de FUNGLODE - Conferencias de The Economist, entre otros Alianzas Estratégicas Una parte esencial de la sinergia forjada por la Dirección de Comunicaciones y RSC y la Gerencia de Medio Ambiente ha sido la creación de alianzas estratégicas con instituciones u organismos que consiguen potenciar la ejecutoria de nuestras empresas, al mejorar el medio en el cual desarrollamos nuestras actividades, reforzando a su vez el carácter sostenible de los proyectos. Logrando, por tanto, mejorar la

imagen, desarrollar los recursos humanos y las habilidades dentro de la empresa; con miras a mejorar la estabilidad y las condiciones de las comunidades vecinas. • Canalizar eficaz y satisfactoriamente los recursos que pueden dedicar entidades y personas para hacerse socios en proyectos de bien común, no siempre es tarea fácil, pero al formalizar las alianzas de este tipo, es más fácil poder determinar a qué sectores dirigir los esfuerzos. • En nuestro caso en particular, somos miembros activos de los siguientes organismos: - Red Nacional Empresarial para la Protección Ambiental (RENAEPA) - Comité de RSE de la Cámara Americana de Comercio - Clúster Ecoturístico de Barahona. - Patronato para el Desarrollo de Haina (PADESHA)

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Corporate Social Responsibility

Corporate Social Responsibility At EGE Haina we actively and voluntarily assume the duties we have entered with different social sectors involved in our field. Social responsibility practice implies a change in corporate culture that must be reflected in a different way of doing business; which promotes constructive relations with the community, fair dealings with our employees and respect for natural resources and the environment. The social action of our companies takes shape in projects that may be classified based on the types of resources used. These are not donations, sponsorships or ad campaigns in the short term but complex medium term programs, focused mainly in the education and sports areas, addressing the younger generations.

In general terms, the establishment of a definitive social investment program is focused in the following areas: • Environmental Preservation: Reforestation and cleaning of public spaces days. • Education: Sponsoring of public schools, lectures to raise awareness about environmental conservation through energy savings. • Sports: Sponsoring of teams, tournament sponsorship, and construction of sports courts. • Support to Creative Proposals: Initiatives of community entities selected through our collaboration with the American Chamber of Commerce of Dominican Republic (AMCHAMDR).

Major Initiatives a. Education and Training • Sponsoring of public elementary schools program - Sponsorship of the first schools certified as EcoSchools by the FEE in Dominican Republic - Donation of school supplies, office automation equipment, creative and educational materials, organization of activities. • Programs with INFOTEP - Internships to technical level students - Continued training to all the staff • Guided visits with high school and college students to our premises b. Sports • Donation of baseball uniforms to youth leagues

Corporate Social Responsibility

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c. Community development - Reforestation activities - Cleaning days organized by city councils and NGOs, such as Coalición Multisectorial para el Rescate del Río Higuamo (the Multi-sector coalition to Rescue the Higuamo River) - Sponsorship of the first Echo-Schools program implemented in the country, in collaboration with the Instituto de Derecho Ambiental de la República Dominicana (IDARD)

- Cruz Roja Dominicana (Dominican Red Cross) and Defensa Civil (Civil Defense) (regional), support to Easter and Christmas operatives. Sponsorships - Conferences of the Dominican Week in United States - Conferences of the British Chamber of Commerce - Conferences of FUNGLODE - Conferences of The Economist, among others

Donations to: - Neighborhood Residents Committees - Autoridad Metropolitana de Transporte (AMET) and Cuerpos de Bomberos (Firefighters), fuel quota; safety and evacuation trainings; delivery of a firetruck to the Haina Firefighters and electrification of the new Firefighters buildings and those of the Defensa Civil (Civil Defense) of San Pedro de Macorís.

Strategic Alliances An essential part of the synergy forged by the Communications, RSC and Environment managements has been the creation of strategic alliances with institutions or organizations that allow us to boost our companies’ actions when we improve the environment while we develop our activities, at the same time reinforcing the sustainability trait of the projects. We are also able to improve our

image by developing our human resources and capabilities within the company with the goal of improving the stability and conditions of neighboring communities. • To effectively and satisfactorily analyze the resources that entities and persons may use to become partners in projects for the common good is not always an easy task but, when we formalize these types of alliances it is easier to determine to what sectors we should address our efforts. • In our particular case, we are active members of the following organizations: - Red Nacional Empresarial para la Protección Ambiental (National Business Network for Environmental Protection) - Comité de RSE de la Cámara Americana de Comercio (RSE Committee of the American Chamber of Commerce) - Eco-tourist clusters of Barahona. - Patronato para el Desarrollo de Haina (PADESHA) (Foundation for the Development of Haina)

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INFORMES FINANCIEROS Informe de los Auditores Independientes y Estados Financieros Consolidados. 31 de diciembre de 2009 y 2008

FINANCIAL REPORTS Informe de los Auditores Independientes y Estados Financieros Consolidados. 31 de diciembre de 2009 y 2008

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Empresa Generadora de Electricidad Haina, S. A. y Subsidiaria

Informe de los Auditores Independientes y Estados Financieros Consolidados 31 de diciembre de 2009 y 2008

(Una traducci贸n libre del original preparado en ingl茅s)

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Empresa Generadora de Electricidad Haina, S. A. y Subsidiaria Ă?ndice 31 de diciembre de 2009 y 2008

PĂĄgina(s) Informe de los Auditores Independientes ........................................................................................... 1 Estados Financieros Consolidados Balances Generales Consolidados .......................................................................................................... 2 Estados Consolidados de Operaciones .................................................................................................... 3 Estados Consolidados de Cambios en el Patrimonio de los Accionistas ................................................ 4 Estados Consolidados de Flujos de Efectivo ...................................................................................... 5-6 Notas a los Estados Financieros Consolidados ................................................................................. 7-32

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PricewaterhouseCoopers Ave. John F. Kennedy Edificio Banco Nova Scotia, 3er Piso Apartado Postal 1286 Santo Domingo, Rep. Dom. Telephone 809 567 7741 Facsimile 809 541 1210

Informe de los Auditores Independientes (Una traducción libre del original preparado en inglés) Al Consejo de Directores y Accionistas de Empresa Generadora de Electricidad Haina, S. A. y Subsidiaria Hemos auditado los balances generales consolidados adjuntos de Empresa Generadora de Electricidad Haina, S. A. y su subsidiaria (colectivamente “la Compañía”) al 31 de diciembre de 2009 y 2008, y los correspondientes estados consolidados de operaciones, cambios en el patrimonio de los accionistas y flujos de efectivo por los años terminados en esas fechas, expresados en dólares estadounidenses (US$). Estos estados financieros son responsabilidad de la administración de la Compañía. Nuestra responsabilidad es expresar una opinión sobre esos estados financieros basados en nuestras auditorías. Nuestras auditorías se efectuaron de acuerdo con normas de auditoría generalmente aceptadas en los Estados Unidos de América. Estas normas requieren que planifiquemos y ejecutemos la auditoría con la finalidad de obtener una seguridad razonable de que los estados financieros están libres de errores materiales. Una auditoría incluye examinar, sobre bases selectivas, la evidencia que soporta los montos y las revelaciones incluidas en los estados financieros. Una auditoría incluye también evaluar los principios de contabilidad utilizados y las estimaciones significativas hechas por la gerencia, así como evaluar la presentación general de los estados financieros. Consideramos que nuestras auditorías proporcionan una base razonable para nuestra opinión. En nuestra opinión, los estados financieros consolidados antes mencionados, expresados en dólares estadounidenses, presentan razonablemente, en todos sus aspectos importantes, la posición financiera de Empresa Generadora de Electricidad Haina, S. A. y su subsidiaria al 31 de diciembre de 2009 y 2008, y los resultados de sus operaciones y sus flujos de efectivo por los años terminados en esas fechas, de conformidad con los principios de contabilidad generalmente aceptados en los Estados Unidos de América. El sector eléctrico en República Dominicana continúa siendo afectado por las dificultades financieras experimentadas por las empresas distribuidoras locales y el incremento de las tarifas debido al aumento en los precios del petróleo. El Gobierno Dominicano tiene el control de tres de las más importantes distribuidoras eléctricas y según se menciona en la Nota 3, el 85% de los ingresos de la Compañía corresponden a la generación vendida a las compañías distribuidoras vinculadas al Gobierno Dominicano.

17 de marzo de 2010

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Empresa Generadora de Electricidad Haina, S. A. y Subsidiaria Balances Generales Consolidados 31 de diciembre de 2009 y 2008

2009

2008 Reexpresado

US$ 39,547,781 12,328,168 163,498,250 30,450,552 19,432,080 3,032,592

US$ 22,339,774 3,014,000 200,544,467 23,305,484 9,602,523 4,901,359

Total activos corrientes

268,289,423

263,707,607

Depósitos en bancos, restringido (Notas 3 y 14) Cuentas por cobrar a largo plazo (Nota 5) Inversiones a largo plazo (Notas 3 y 9) Propiedad, planta y equipo, neto (Notas 3 y 10) Cargos diferidos (Notas 3 y 11) Otros activos (Nota 12)

7,831,183 10,480,335 251,702,540 9,130,288 6,873,922

8,312,500 32,473,301 262,636,734 10,653,608 6,450,449

US$554,307,691

US$584,234,199

Activos Activos corrientes Efectivo y equivalentes de efectivo (Notas 3 y 4) Inversiones a corto plazo (Notas 3 y 9) Efectivo restringido (Notas 3 y 26) Cuentas por cobrar (Nota 5) Inventarios (Notas 3 y 6) Gastos pagados por adelantado (Nota 7) Impuesto sobre la renta diferido (Notas 3 y 18)

Total activos Pasivos y Patrimonio de los Accionistas Pasivos corrientes Deuda a corto plazo (Nota 13) Porción corriente de deuda a largo plazo (Nota 14) Cuentas por pagar (Nota 15) Cuentas por pagar a relacionadas (Nota 24) Instrumento financiero derivado (Notas 3, 8 y 9) Otros pasivos corrientes (Nota 16) Total pasivos corrientes Deuda a largo plazo (Nota 14) Impuesto sobre la renta diferido (Notas 3 y 18) Otros pasivos no corrientes Patrimonio de los accionistas (Nota 17) Acciones comunes, valor par de RD$100 (US$6.29) Clase A – 22,975,500 acciones autorizadas, emitidas y en circulación Clase B – 22,975,500 acciones autorizadas, emitidas y en circulación Reserva legal Ganancias retenidas Otro resultado integral Total patrimonio de los accionistas Total pasivos y patrimonio de los accionistas

US$

6,000,000 32,069,465 1,008,966 358,862 10,563,248

US$ 1,703,313 59,441,348 2,186,389 17,205,496

50,000,541

80,536,546

196,367,000 16,123,285 13,000

175,000,000 11,659,504 350,848

262,503,826

267,546,898

144,500,000

289,000,000 11,364,940 22,383,794 (30,944,869)

289,000,000 10,644,816 48,074,480 (31,031,995)

291,803,865

316,687,301

US$554,307,691

US$ 584,234,199

Las notas adjuntas son parte integral de estos estados financieros consolidados 2

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Empresa Generadora de Electricidad Haina, S. A. y Subsidiaria Estados Consolidados de Operaciones Años Terminados el 31 de diciembre de 2009 y 2008

2009 Ingresos Energía (Nota 19) Capacidad (Nota 19) Otros Costos Operacionales Combustible (Nota 20) Compra de energía y potencia (Nota 20) Transmisión Compensación por regulación de frecuencia Operación y mantenimiento (Nota 21) Gastos administrativos y generales (Nota 22) Depreciación (Nota 10) Ganancia operacional Gastos financieros, neto (Nota 23) (Pérdida) ganancia por fluctuación cambiaria Otros ingresos (gastos), neto (Nota 25) Pérdida en venta de instrumentos de inversión disponibles para la venta (Nota 3) Ganancia antes de impuesto sobre la renta Impuesto sobre la renta (Nota 18): Corriente Diferido Ganancia neta

2008 Reexpresado

US$262,786,739 42,634,966 1,776,116

US$421,784,955 37,382,606 1,399,117

307,197,821

460,566,678

(124,367,666) (66,034,729) (10,531,154) (2,799,338) (31,180,881) (27,728,765) (15,540,338)

(158,105,438) (144,341,238) (12,833,949) (1,666,942) (30,725,749) (38,719,644) (15,304,240)

(278,182,871)

(401,697,200)

29,014,950

58,869,478

(10,590,844) (196,581) 2,570,865

(9,855,647) 442,844 (736,808)

(63,362)

20,735,028

48,719,867

(6,332,548)

(4,125,488) (5,661,618)

US$ 14,402,480

US$ 38,932,761

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Empresa Generadora de Electricidad Haina, S. A. y Subsidiaria Estados Consolidados de Cambios en el Patrimonio de los Accionistas A単os Terminados el 31 de diciembre de 2009 y 2008

Acciones Comunes US$

Reserva Legal US$

Saldos al 31 de diciembre de 2007 reexpresados (Nota 29) 289,000,000 Ganancia neta reexpresada (Nota 29) Dividendos (Nota 17) Transferencia a reserva legal Saldos al 31 de diciembre de 2008 reexpresados Ganancia neta Dividendos (Nota 17) Transferencia a reserva legal Ganancia no realizada en inversiones disponibles para la venta Saldos al 31 de diciembre de 2009

Ganancias Retenidas US$

Otro Resultado Integral US$

Total US$

Resultado Integral Total US$

8,698,178

31,088,357

(31,031,995)

297,754,540

38,932,761 (20,000,000)

38,932,761 -

1,946,638

(1,946,638)

289,000,000 -

10,644,816 -

48,074,480 14,402,480 (39,373,042)

(31,031,995) -

316,687,301 14,402,480 (39,373,042)

38,932,761 14,402,480 -

720,124

(720,124)

87,126

289,000,000

11,364,940

22,383,794

(30,944,869)

291,803,865

14,489,606

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Empresa Generadora de Electricidad Haina, S. A. y Subsidiaria Estados Consolidados de Flujos de Efectivo Años Terminados el 31 de diciembre de 2009 y 2008

Flujo de efectivo de actividades de operación Ganancia neta Ajustes para conciliar la ganancia neta con el efectivo neto (usado en) provisto por las actividades de operación: Pérdida en disposición de activos Ganancia por venta de activos fijos Ganancia neta por recompra anticipada de deuda Impuesto sobre la renta diferido Depreciación Provisión para cuentas incobrables Ganancia por terminación de pasivo Pérdida en venta de instrumentos financieros disponibles para la venta Gastos financieros Contrato de futuro Cambios en activos y pasivos: Cuentas por cobrar Inventarios Gastos pagados por adelantado Otros activos Cuentas por pagar Cuentas por pagar a compañías relacionadas Otros pasivos Otros pasivos no corrientes Efectivo neto (usado en) provisto por actividades de operación Flujo de efectivo de actividades de inversión Cambio neto en efectivo restringido Venta de propiedad, planta y equipo Adquisición de propiedad, planta y equipo Efectivo recibido por inversiones Inversiones a corto plazo Efectivo neto provisto por (usado en) actividades de inversión Flujo de efectivo de actividades de financiamiento Préstamos de corto plazo recibidos Pago de préstamos de corto plazo Pago de deuda a largo plazo Efectivo recibido de deuda a largo plazo Pago de dividendos Pago de costo por emisión de deuda

2009

2008 Reexpresado

US$ 14,402,480

US$ 38,932,761

167,060 (664,914) (1,850,712) 6,332,548 15,540,338 290,375 (300,000)

5,661,618 15,304,240 3,300,000 -

63,362 4,505,911 358,862

4,276,735 -

(80,234,640) (7,273,288) (9,829,557) (423,471) 52,362,339 (1,177,423) (9,533,469) (37,850)

(143,597,895) (8,592,179) (5,496,598) (3,835,623) 92,620,981 589,834 6,962,832 9,625

(17,302,049)

6,136,331

3,495,317 2,892,879 (5,881,121) 27,595,103 (1,005,168)

(3,014,000) (17,097,825) 20,000,000

27,097,010

(111,825)

17,015,179 (18,723,492) (8,054,375) 37,500,000 (20,002,600) (321,666)

16,703,011 (26,439,329) (1,001,720) (20,000,000) -

7,413,046

(30,738,038)

Aumento (disminución) neto en efectivo y equivalentes de efectivo

17,208,007

(24,713,532)

Efectivo y equivalentes de efectivo al inicio del año

22,339,774

47,053,306

US$ 39,547,781

US$ 22,339,774

Efectivo neto provisto por (usado en) actividades de financiamiento

Efectivo y equivalentes de efectivo al final del año

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Empresa Generadora de Electricidad Haina, S. A. y Subsidiaria Estados Consolidados de Flujos de Efectivo Años Terminados el 31 de diciembre de 2009 y 2008

2009 Información suplementaria del flujo de efectivo Intereses pagados durante el año Impuesto sobre la renta pagado Actividades que no requirieron flujos de efectivo Actividades Operacionales Disminución de las cuentas por cobrar a través de la compensación con cuentas por pagar Reclasificación de cuentas por cobrar de no corriente a corriente Disminución de las cuentas por cobrar por intercambio con instrumentos de inversión Actividades de Inversión Disminución de cuentas por pagar canceladas mediante intercambio de instrumentos financieros Adiciones a mejoras en propiedades arrendadas no pagadas Actividades de Financiamiento Dividendos pagados con instrumentos de inversión Otras

2008

US$18,339,550 18,324,962

US$17,247,961 3,331,257

US$73,732,061 32,473,301

US$62,417,791 11,906,828

74,300,000

6,232,676 230,235

582,802

19,370,442 -

4,060

Las notas que se adjuntan forman parte de estos estados financieros consolidados

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Empresa Generadora de Electricidad Haina, S. A. y Subsidiaria Notas a los Estados Financieros Consolidados 31 de diciembre de 2009 y 2008 1.

Descripción de la Entidad y Naturaleza de las Operaciones Empresa Generadora de Electricidad Haina, S. A. ("EGE Haina") fue establecida el 17 de agosto de 1999 y constituida el 28 de octubre de 1999 de acuerdo con las leyes de la República Dominicana, como parte del proceso de capitalización del sector eléctrico dominicano realizado en 1999. EGE Haina es el mayor generador eléctrico del país, al ser medida en base a su capacidad instalada, operando actualmente 11 unidades de generación en seis plantas, las cuales son: San Pedro, Sultana del Este – barcaza, Haina y Barahona en el sur del país, Puerto Plata en el norte y Pedernales en la parte oeste del país. La Compañía ha contratado aproximadamente 81% (96% en 2008) de su generación de energía con las tres distribuidoras existentes en el país (“las empresas distribuidoras”). Con relación a la capitalización de EGE Haina, el accionista anterior Corporación Dominicana de Electricidad (CDE), transfirió activos consistentes en plantas eléctricas e inventarios y ciertos pasivos a EGE Haina por su participación en el interés accionario (49.994%). Las acciones de CDE fueron formalmente transferidas el 20 de noviembre de 2007 a su actual accionista Fondo Patrimonial de Empresas Reformadas (“FONPER”), una compañía propiedad del Estado Dominicano, como resultado de la Ley 124-01 del 24 de julio de 2001, la cual establece que FONPER está a cargo de la preservación y custodia de las acciones del Estado en las compañías capitalizadas. El accionista Haina Investment Co. Ltd. (HIC), una compañía de capital privado constituida en las Islas Caimán que contribuyó con efectivo por US$144.5 millones para participar en el interés accionario de la Compañía (50%). Otros accionistas poseen el 0.006% restante.

Bases de Presentación y Estados Financieros en Moneda Extranjera Los presentes estados financieros consolidados han sido preparados de conformidad con los principios de contabilidad generalmente aceptados en los Estados Unidos de América. Estos estados financieros consolidados incluyen las cuentas de EGE Haina y a partir de 2007 las cuentas de su subsidiaria EGE Haina Finance Company (colectivamente “la Compañía”). Esta subsidiaria fue creada en el año 2007 bajo las leyes de las Islas Caimán, con el propósito de emitir un bono de tasa fija que está más detallado en la Nota 14. Las partidas intercompañías significativas han sido eliminadas en los estados financieros consolidados. Transacciones en Moneda Extranjera y Conversión Las operaciones de la Compañía son realizadas principalmente en dólares estadounidenses que es por lo tanto, su moneda funcional. Las ganancias y pérdidas en fluctuación cambiaria resultantes de transacciones en monedas diferentes del dólar estadounidense, son incluidas en la ganancia neta. Los saldos de activos y pasivos en monedas diferentes del dólar estadounidense, son convertidos a la tasa de cambio vigente al final de cada año. Al 31 de diciembre de 2009 y 2008, las tasas de cambio fueron RD$36.16: US$1.00 y RD$35.57: US$1.00, respectivamente.

Políticas Contables Significativas Un resumen de las principales políticas contables utilizadas por la Compañía en la preparación de estos estados financieros consolidados se presenta a continuación: Uso de Estimaciones La preparación de estos estados financieros consolidados y sus notas relacionadas, requieren que la gerencia realice estimados y supuestos que afectan los montos reportados de activos y pasivos y la revelación de activos y pasivos contingentes a la fecha de los estados financieros y los montos reportados de ingresos y gastos del período que se reporta. Los estimados se usan para contabilizar las provisiones para cuentas de dudoso cobro, depreciación y deterioro de los activos de largo plazo, impuesto sobre la renta y contingencias. Los resultados actuales podrían diferir de estos estimados. 7

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Efectivo y Equivalentes de Efectivo Para fines del estado consolidado de flujos de efectivo, la Compañía considera como efectivo y equivalentes de efectivo, el efectivo en caja y bancos, así como certificados de depósitos y otras inversiones temporales de alta liquidez con vencimiento original de tres meses o menos. Efectivo Restringido El efectivo restringido incluye equivalentes de efectivo que está restringido de ser usado o girado. La naturaleza de la restricción incluye el depósito usado como garantía colateral para la apertura de una Carta de Crédito Standby entre la Compañía y Citibank, N.A. (Nota 26). Depósitos en Bancos, Restringido Corresponde a depósitos en una Cuenta de Reserva de Interés (o cartas de crédito o ciertas inversiones de efectivo temporales), teniendo un valor nominal agregado igual a los intereses por pagar sobre el Bono descrito en la Nota 14. Estos depósitos son restringidos y por lo tanto, clasificados como activos no corrientes. Inventarios Los inventarios consisten del combustible a granel y piezas de repuesto. El combustible a granel se registra al costo promedio, el cual no excede el valor de mercado puesto que el combustible tiene generalmente un período muy corto de rotación. Las piezas de repuesto se registran al costo promedio y se descargan cuando se determina que existen piezas obsoletas. Estas piezas de repuesto abarcan una gran cantidad de artículos individuales de valor pequeño cada uno. La gerencia entiende que los valores contables no exceden su valor de mercado. Reconocimiento de los Ingresos y Concentración de Riesgo Los ingresos por venta de energía, tanto contratada como proveniente del mercado “spot”, se reconocen basados en la energía producida y demandada por los clientes durante cada mes calendario. Cada compañía en el Sistema Interconectado de la República Dominicana reporta la lectura de medición de cada fin de mes al Organismo Coordinador (OC), la entidad encargada de reportar las transacciones del sistema. El OC determina las cantidades de energía vendida realizadas por contrato y las cantidades de energía vendida realizadas en el mercado spot. Las ventas de energía realizadas por contrato son valorizadas de acuerdo con los respectivos contratos y aquellas ventas realizadas en el mercado spot son valorizadas de acuerdo con el precio definido por el OC. El sector eléctrico en República Dominicana continúa siendo afectado por las dificultades financieras experimentadas por las empresas distribuidoras locales y el incremento de las tarifas debido al aumento en los precios del petróleo. Los instrumentos financieros que potencialmente exponen a la Compañía a las concentraciones del riesgo de crédito consisten principalmente en cuentas por cobrar y depósitos en bancos. Al 31 de diciembre de 2009, tres clientes conforman el 92% (97% en 2008) de las cuentas por cobrar brutas y el 85% del total de ingresos (98% en 2008). Al 31 de diciembre de 2008, la Compañía tenía una cuenta por cobrar a largo plazo con uno de sus principales clientes (Edeeste) por un monto total de US$32.5 millones. El 14 de julio de 2009, EGE Haina envió una carta al mismo, declarándolo en cesación de pago bajo el acuerdo de reestructuración firmado en agosto de 2006 (Nota 19). En el año 2009 la Compañía recolectó parcialmente en efectivo la cuenta por cobrar y al final del año 2009 el balance restante de US$0.7 millones es presentado como corto plazo. El 11 de enero de 2010, la Compañía cobró en efectivo la totalidad del monto restante de dicha cuenta.

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Propiedad, Planta y Equipos, Neto La propiedad, planta y equipos está registrada al costo. El gasto de depreciación ha sido determinado usando el método de línea recta sobre la vida útil estimada de los activos correspondientes, como se especifica a continuación: Activo Edificios Plantas de generación Equipos de transporte Mobiliarios y equipos de oficina Otros equipos Mejoras en propiedades arrendadas

Vida Útil Estimada (Años) 50 25 5 4-5 4-5 5

Las piezas de repuestos capitalizadas son ítems que pueden ser reparados y reusados. Por lo tanto, su vida útil estimada no excede la vida útil de las plantas de generación que soportan. Los costos de mantenimiento rutinarios, reparaciones y reemplazos son cargados a gastos cuando se incurren. El costo de reparaciones significativas, renovaciones y mejoras, que aumentan la capacidad de las plantas y/o incrementan su eficiencia y/o extienden sus vidas útiles, se agregan al valor en libros de los respectivos activos. Cuando los activos son retirados o de alguna manera son dispuestos, su costo y correspondiente depreciación acumulada se descargan de las cuentas de activos, y cualquier ganancia o pérdida que resulte, se incluye en los resultados del período. Deterioro de Activos a Largo Plazo La Compañía evalúa el deterioro del valor en libros de sus activos a largo plazo cuando eventos o circunstancias indican que la Compañía no podrá recuperar los valores en libros del activo. El valor en libros de un activo a largo plazo, o un grupo de activos, se considera deteriorado cuando los flujos de efectivo esperados no descontados provenientes de su uso y su eventual disposición son menores a su valor en libros. En este caso, una pérdida por deterioro sería reconocida generalmente basada en el monto por el cual el valor en libros de ese activo o grupo de activos exceda a su valor razonable de mercado. El valor razonable de mercado está determinado principalmente utilizando flujos de efectivo descontados a una tasa acorde con el riesgo involucrado o basado en valuaciones independientes. Cargos diferidos Los cargos diferidos corresponden a: (a) Costos relacionados con la renegociación de los contratos de energía. Estos costos son amortizados en base al método de la línea recta por el período de vigencia de los contratos correspondientes. (b) Gastos de emisión de deuda correspondientes a la emisión del bono a tasa fija garantizado que se describe en la Nota 14. Estos costos diferidos son amortizados en base al método de interés por el período del financiamiento relacionado

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Inversiones Corresponde a inversiones en Bonos Soberanos Dominicanos. La Compañía clasifica las inversiones como negociables, mantenidas hasta su vencimiento o disponibles para la venta al momento de su compra. Las inversiones mantenidas por la Compañía que son categorizados como disponibles para la venta son presentadas a su valor razonable y cualquier ganancia o pérdida no realizada, neta de impuesto se presenta como un componente de Otro resultado integral en el Balance General Consolidado. Las inversiones mantenidas por la Compañía que están categorizadas como negociables son presentadas a su valor razonable y cualquier ganancia o pérdida no realizada son incluidas en otros ingresos por inversiones en el Estado Consolidado de Operaciones. Las inversiones que son categorizadas como mantenidas hasta su vencimiento son registradas al costo amortizado. Todas las inversiones en instrumentos de mercado de la Compañía fueron reportadas a su valor razonable al 31 de diciembre de 2009. El valor razonable es determinado basándose en cotizaciones observables de mercado o modelos de valuación utilizando evaluaciones de entidades con credibilidad crediticia, riesgo de incumplimiento de crédito, o instrumento subyacente y liquidez promedio del mercado de capital. Reducciones en el valor razonable que son consideradas no temporales son cargadas a ingreso y aquellas consideradas temporales son reportadas como componente de Otro resultado integral en el patrimonio de accionistas. La Compañía utilizó el método de costo promedio para determinar la base del costo para computar las pérdidas realizadas por US$63,362 en la venta de sus inversiones disponibles para la venta. Ganancias realizadas por US$512,446 y pérdidas por US$575,808 son presentadas netas en el Estado Consolidado de Operaciones bajo el concepto de Pérdida en venta de instrumentos de inversión disponibles para la venta. Primas y descuentos son amortizados o acreditados a los resultados basados en la vida del instrumento disponible para la venta. Al 31 de diciembre de 2009 y 2008, la Compañía tenía US$21.8 millones y US$0, respectivamente, que corresponde al valor razonable de mercado de los Bonos Soberanos Dominicanos (Nota 9), incluyendo US$11.3 millones que son presentados como inversiones a corto plazo y US$10.5 millones como inversiones a largo plazo, éstas últimas han sido dadas como garantía colateral de los préstamos por pagar al Banco de Reservas y al Banco Hipotecario Dominicano (Nota 14). Impuesto sobre la Renta Diferido El impuesto sobre la renta diferido se registra siguiendo el método de activo y pasivo. De acuerdo con este método, los impuestos sobre la renta diferido activos y pasivos son reconocidos por el efecto impositivo futuro atribuible a las diferencias temporales que surgen entre las partidas contables de los activos y pasivos existentes y sus respectivas bases impositivas. Los impuestos sobre la renta diferidos activos y pasivos son medidos usando las tasas impositivas promulgadas a ser aplicadas a la ganancia impositiva en los años en que se espera que esas diferencias temporales serán recuperadas o compensadas. El efecto de cambio en la tasa impositiva sobre los impuesto sobre la renta diferido activos y pasivos se reconoce en resultados en el período de la fecha de promulgación. Una reserva de valuación es reconocida si, basado en la importancia de la evidencia disponible, es probable que una porción o todo el impuesto sobre la renta diferido activo no pueda ser realizado. La Compañía ajusta la reserva de valuación cuando los cambios en circunstancias causan un cambio en el juicio sobre la realización futura del impuesto sobre la renta diferido.

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Provisiones para Cuentas de Dudoso Cobro y Contingencias La Compañía establece una provisión para cuentas de dudoso cobro que, en el juicio de la gerencia, no es probable que tales cuentas por cobrar sean totalmente cobradas. El nivel de la provisión para cuentas de dudoso cobro se basa en la evaluación de la gerencia de varios factores, incluyendo el riesgo de crédito de los clientes, tendencias históricas y otras informaciones. Ya que la gerencia usa información disponible para realizar sus evaluaciones, los ajustes a la provisión pueden ser necesarios si las condiciones económicas futuras difieren sustancialmente de los supuestos usados en la realización de sus evaluaciones. Valor Razonable de los Instrumentos Financieros El valor razonable de los activos y pasivos financieros corrientes se estima es igual a su valor en libros debido al corto plazo del vencimiento de estos instrumentos. El valor razonable de las cuentas por cobrar y pagar con relacionadas es estimado basado en la tasa de interés y los términos de repago. La deuda financiera es acordada a tasa de interés fija, por lo que la Compañía se expone al riesgo de valor razonable de tasa de interés. La gerencia estima el valor razonable de los préstamos de la Compañía descontando sus flujos futuros a tasa de mercado (Nota 14). Medición de Valor Razonable La Compañía adoptó el método de valor razonable como se describe en SFAS No. 157 para valuar sus activos y pasivos financieros. Como se define en SFAS No. 157, el valor razonable está basado en el precio que sería recibido al vender un activo, o pagado al transferir un pasivo en una transacción ordinaria entre participantes del mercado a la fecha de la valuación. Para incrementar la consistencia y comparabilidad en medición de valor razonable, SFAS No. 157 establece una jerarquía de valor razonable que prioriza factores observables e inobservables utilizados para medir el valor razonable en tres amplios niveles que se describen a continuación: x x x

Nivel 1: Precios cotizados (sin ajustar) en mercados activos que sean accesibles a la fecha de valuación para activos o pasivos idénticos. La jerarquía de valor razonable le da máxima prioridad a factores Nivel 1. Nivel 2: Precios observables que están basados en factores no cotizados en mercados activos, pero corroborados por información del mercado. Nivel 3: Factores no observables que son usados cuando hay poca o ninguna información de mercado disponible. La jerarquía de valor razonable le da la menor prioridad a factores Nivel 3.

Al determinar el valor razonable, la Compañía utiliza técnicas de valuación que maximizan el uso de factores observables y minimizan el uso de factores no observables a la mayor extensión posible, así como considera el riesgo crediticio de la contraparte en la evaluación de valor razonable. La Compañía decidió no aplicar la opción de valor razonable descrita en SFAS No. 159 para sus activos y pasivos financieros que no habían sido previamente expresados a su valor razonable. Por lo tanto, activos y pasivos financieros significativos no presentados a valor razonable, como obligaciones de deuda a corto y largo plazo y cuentas por cobrar y por pagar, siguen siendo presentadas a su valor en libros.

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Instrumentos financieros derivados La Compañía registra todos sus instrumentos financieros derivados en el balance general a su valor razonable, independientemente del propósito o intención para mantenerlos. La contabilidad para los cambios en valor razonable de los instrumentos financieros derivados varía dependiendo de si el derivado es considerado como una cobertura para propósitos contables, y si el instrumento de cobertura es una cobertura de valor razonable o flujo de efectivo. La Compañía utiliza contratos de intercambio futuros para manejar su exposición a fluctuaciones en la tasa de cambio de moneda extranjera. La Compañía formalmente documenta toda la relación entre instrumentos de cobertura e ítems cubiertos, al igual que sus objetivos y estrategias de manejo de riesgo para incurrir en varias transacciones de derivados. Es política de la Compañía no adquirir instrumentos financieros derivados para fines especulativos. Estos contratos futuros no son designados como de cobertura, y por ende, los cambios en el valor razonable de los derivados financieros son reconocidos en el Estado Consolidado de Operaciones y clasificado como Otros Ingresos (Gastos). Información sobre Pensiones La Compañía no mantiene ningún plan de pensiones. Las leyes dominicanas establecen beneficios de pensiones a ser pagados a empleados retirados a través de planes de pensiones gubernamentales y/o planes de fondos administrados privados a los que los empleadores y empleados realizan contribuciones. Indemnización por Despido La indemnización por despido, que sólo debe ser pagada en ciertas circunstancias según lo requiere el Código de Trabajo dominicano, es cargada a gastos cuando los empleados son despedidos. Resultado integral total La Norma de Contabilidad Financiera (“SFAS”) No.130 - “Reporte del Resultado Integral Total”, requiere la inclusión de otros resultados integrales en los estados financieros. El resultado integral total expuesto en los estados financieros comprende dos componentes: la utilidad neta y el otro resultado integral. Al 31 de diciembre de 2009 y 2008, el saldo de “Otro resultado integral” por US$30,944,869 y US$31,031,995, respectivamente, corresponde a ajustes de conversión en moneda extranjera de períodos anteriores cuando la moneda funcional de la Compañía era el peso dominicano y ganancias no realizadas por inversiones disponibles para la venta. Reclasificaciones Algunos montos en los estados financieros consolidados al 31 de diciembre 2008 han sido reclasificados para conformarlos a la presentación de los estados financieros al y por el año terminado el 31 de diciembre de 2009. Nuevos Pronunciamientos Contables En junio de 2009, la FASB emitió “La Codificación de Normas de Contabilidad de la FASB y la Jerarquía de los Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados”, la cual establece a la Codificación de Normas de Contabilidad de la FASB (ASC por sus siglas en inglés) como la fuente del US GAAP autoridad reconocida por la FASB a ser aplicado por entidades no gubernamentales. La Codificación fue efectiva para los estados financieros emitidos durante los períodos interinos y anuales después del 15 de septiembre de 2009. Excepto por la manera en la que la nueva norma es referenciada, la aplicación de estos cambios no tuvo impacto en los Estados Financieros Consolidados.

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ASC 320 ' Inversiones – Instrumentos de Deuda y de Capital' (previamente FSP FAS 115-2 y FAS 124-2 El 9 de abril de 2009, la FASB emitió la Posición del Staff No. FAS 115-2- y la FAS 124-2, “Reconocimiento y Presentación de Deterioro No Temporales”. La nueva guía cambia el umbral de reconocimiento de un deterioro no temporal (OTTI por sus siglas en inglés) para los instrumentos de deuda y provee un menor efecto en el Estado de Resultados, permitiendo que la porción no crediticia de la pérdida en el OTTI sea excluida de las ganancias y sea reportada en otro resultado integral. La Compañía adoptó el FAS 115-2 y FAS 124-2 a partir de abril de 2009, como le fue requerido. La aplicación de esta norma no fue material para la posición financiera, el resultado operativo ni para los flujos de efectivo consolidados de la Compañía. ASC 820 ' Medición de Valor Razonable y Revelaciones' (previamente FSP FAS 157-4) El 9 de abril de 2009, la FASB emitió la Posición del Staff No. FAS 157-4, “Determinando el valor razonable cuando el volumen y el nivel de actividad del activo o pasivo han disminuido significativamente e identificando transacciones que no son normales”, el cual provee un marco de referencia sobre cómo determinar mediciones de valor razonable cuando el nivel de actividad del mercado de un activo o pasivo ha disminuido significativamente. La nueva guía aborda las preocupaciones sobre que las mediciones de los instrumentos que se han vuelto inactivos están usualmente basadas en transacciones no actuales, distorsionadas y únicas, las cuales pueden no ser representativas del valor razonable. La Compañía adoptó el FAS 157-4 a partir de abril de 2009, como le fue requerido. La aplicación de esta norma no fue material para la posición financiera, el resultado operativo ni para los flujos de efectivo consolidados de la Compañía. ASC 825 ' Instrumentos Financieros' (previamente FSP FAS 107-1 y APB 28-1 El 9 de abril de 2009, la FASB emitió la Posición del Staff No. FAS 107-1 y APB 28-1, “Revelaciones de los Estados Financieros Interinos”, los cuales mejoran la transparencia mediante la revelación de los estados financieros. Este FSP es efectivo para los períodos interinos que terminan luego del 15 de junio de 2009, con adopción temprana permitida para los períodos que terminen luego del 15 de marzo de 2009. La guía requiere que las revelaciones de la FAS 107 se realicen cada trimestre por las compañías que cotizan en bolsa, sin importar de cómo estos instrumentos se reconozcan en los estados financieros. La Compañía adoptó la FAS 107-1 y la APB 28-1 en junio de 2009, como le fue requerido. La aplicación de esta norma no fue material para la posición financiera, el resultado operativo ni los flujos de efectivo consolidados de la Compañía. ASC 810 'Consolidación' (previamente FAS 167) En junio de 2009, la FASB emitió la FAS 167 – “Enmienda a la Interpretación de la FASB No. 46 (R) (FAS 167)” – la cual cambia significativamente las reglas de consolidación, ya que se relacionan con entidades de interés variable (VIE por sus siglas en inglés). La nueva norma modifica el modelo para determinar quién debería consolidar a VIE y también trata sobre que tan frecuentemente se debería hacer esta evaluación. Surge como respuesta a eventos recientes en el mercado y preocupaciones sobre cómo las compañías pueden estructurar transacciones para evitar consolidación y preocupaciones sobre la falta de transparencia en los estados financieros sobre la participación de una compañía en una VIE. La norma no será efectiva hasta el año 2010 para compañías cuyos cierres fiscales coinciden con el año calendario. Actualmente la Compañía está evaluando el impacto potencial de la adopción de esta norma.

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ASC 855 'Eventos Posteriores' (previamente SFAS 165) La FASB emitió la FAS 165, “Eventos Posteriores (FAS 165)”. Efectivo desde junio de 2009 para las compañías cuyos cierres fiscales coinciden con el año calendario, la nueva guía está basada en los mismos principios de la guía de los eventos posteriores en la literatura de auditoría (AU 560) con algunos cambios en la terminología y revelaciones adicionales. Por ejemplo, la terminología de Tipo I y Tipo II ha sido reemplazada por eventos posteriores “reconocidos” y “no reconocidos”. La norma también incluye una revelación obligatoria de la fecha a través de la cual la entidad ha evaluado los eventos posteriores y si esa fecha de evaluación es la fecha de emisión o la fecha en la que los estados financieros estuvieron disponibles para ser emitidos. La Compañía adoptó la FAS 165 en junio de 2009, como le fue requerido. El impacto de adoptar esta norma no fue material para la posición financiera, el resultado operativo ni los flujos de efectivo consolidados de la Compañía. ASC 805 ' Combinaciones de Negocios' (previamente SFAS 141 R) En diciembre de 2007, la FASB emitió la SFAS 141R “Combinaciones de Negocio (revisada)”, la cual reemplaza la norma de la FASB 141 “Combinaciones de Negocio”. Esta norma retiene los requerimientos fundamentales en la Norma 141 de que el método de compra sea usado para todas las combinaciones de negocios. Esta Norma aplica a todas las combinaciones de negocios para las cuales la fecha de adquisición es en el primer período de presentación o a partir de o después del 15 de diciembre de 2008. La aplicación de esta norma no tuvo impacto en la posición financiera, los resultados operativos ni los flujos de efectivo consolidados de la Compañía. 4.

Efectivo y Equivalentes de Efectivo El saldo de efectivo y equivalentes de efectivo consiste en:

Efectivo en caja y bancos Equivalente de efectivo - certificados de depósitos: Al 3.35% de tasa de interés anual Al 12.25% de tasa de interés anual, denominados en Pesos Dominicanos Al 3% tasa de interés anual

2009

2008

US$24,547,781

US$20,932,097

15,000,000

907,677 500,000

US$39,547,781

US$22,339,774

2009

2008

Cuentas por Cobrar El saldo de cuentas por cobrar consiste en: Compañías relacionadas comerciales, incluyendo porción corriente de la cuenta por cobrar a largo plazo a Edeeste por US$684,903 y US$7,681,856 al 31 de diciembre 2009 y 2008, respectivamente (Nota 24) US$154,784,921 Otras compañías relacionadas (Nota 24) 5,222,148 Otras, incluyendo comerciales 3,691,181

US$222,144,948 5,263,621 8,489,775

163,698,250

236,317,768

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2009 Provisión para cuentas incobrables

2008

(200,000)

(3,300,000)

163,498,250

Cuentas por cobrar no corriente: Comercial (Edeeste) (Nota 19)

233,017,768

Total cuentas por cobrar corrientes

US$163,498,250

(32,473,301) US$200,544,467

Acuerdos de compensación – Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (“CDEEE”) Acuerdos fechados febrero, marzo, octubre, noviembre y diciembre 2009 Durante el año 2009, CDEEE y la Compañía acordaron compensar US$73.7 millones de las cuentas por pagar por la Compañía con CDEEE, Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (“ETED”) y Empresa de Generación Hidroeléctrica Dominicana (“HIDRO”) contra el mismo monto de cuentas por cobrar a Edenorte, Edesur y Edeeste. Acuerdos fechados febrero, abril, junio, agosto y septiembre 2008 Durante el año 2008, CDEEE y la Compañía acordaron la compensación de US$62.4 millones de las cuentas por pagar por la Compañía a CDEEE, ETED y HIDRO contra el mismo monto de cuentas por cobrar a Edenorte, Edesur and Edeeste. Bonos Soberanos El 9 de febrero de 2009, la Compañía firmó un acuerdo con CDEEE bajo el cual ésta última ofreció intercambiar US$77.0 millones de las cuentas por cobrar a Edenorte y Edesur generadas durante 2008, como resultado de ventas de energía y potencia, con Bonos Soberanos Dominicanos que vencen en junio 2010, 2011, y 2012 con valor facial de US$77.0 millones; con intereses fijos al 8.0% libres de impuesto e intereses pagaderos en plazos semestrales. La emisión de dichos bonos fue aprobada por la Ley No. 490-08 del Congreso Nacional de la República Dominicana. La Compañía estimó el valor razonable de los bonos recibidos en aproximadamente US$74.3 millones, al momento de su reconocimiento inicial. Como consecuencia, la Compañía registró una provisión de US$2.3 millones de provisión para cuentas incobrables al 31 de diciembre de 2008 para reflejar la pérdida estimada que surge del intercambio de los US$77.0 millones de cuentas por cobrar por la de una inversión en bonos soberanos. Durante el año 2009, a través de una serie de transacciones, la Compañía monetizó los Bonos Soberanos Dominicanos como sigue:

Bonos recibidos Dados como dividendos en especie Dados como pago a cuentas por pagar Vendidos en el mercado Al 31 de diciembre de 2009

Valor Facial

Vencimiento de Bonos Soberanos 2010 2011

US$77,000,000

US$22,400,000

US$27,000,000

(19,997,000)

(6,600,000)

(6,277,000)

(4,477,000)

(1,800,000)

(28,870,000) US$21,856,000

US$11,323,000

(8,067,000) US$10,533,000

2012 US$27,600,000 (6,797,000) (20,803,000) US$

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Empresa Generadora de Electricidad Haina, S. A. y Subsidiaria Notas a los Estados Financieros Consolidados 31 de diciembre de 2009 y 2008 Inventarios El saldo de inventarios consiste en: Combustible Repuestos Inventarios en tránsito

2009

2008

US$11,452,709 16,957,603 2,040,240

US$11,512,641 11,769,630 23,213

US$30,450,552

US$23,305,484

Al 31 de diciembre de 2009 y 2008, la Compañía tenía en su custodia inventario de combustible propiedad de terceros que asciende a US$0.3 millones y US$1.8 millones, respectivamente. Estos valores no se incluyeron en el balance general consolidado de la Compañía. 7.

Gastos Pagados por Adelantado El saldo de gastos pagados por adelantado consiste en: 2009 Impuestos pagados por adelantado y anticipos de impuestos Seguros Otros

2008

US$17,605,661 1,812,683 13,736

US$8,119,398 1,481,334 1,791

US$19,432,080

US$9,602,523

Instrumentos financieros derivados Lo siguiente resume los contratos de instrumentos financieros derivados al 31 de diciembre de 2009 y 2008: Manejo de riesgo de cambiario – La Compañía utiliza contratos de futuros de intercambio de moneda extranjera (“Contratos de futuros”) para reducir su riesgo de volatilidad de flujo de efectivo asociado con tasas de cambio de moneda extranjera. Los contratos de futuros implican la compra o venta de monedas extranjeras a fechas futuras con tasas de cambio específicas. Los cambios en el valor razonable del contrato de futuro no identificados como cobertura de flujo de efectivo resultaron en un cargo de US$358,862 (2008: US$0) registrado en el Estado Consolidado de Operaciones como un componente de Otros ingresos (gastos), neto durante el año terminado el 31 de diciembre de 2009 (Nota 25). Al 31 de diciembre, los contratos de futuros de la Compañía están compuestos por lo siguiente:

Fecha de inicio No clasificados como cobertura: Dic-9-2009

Fecha de terminación

Moneda del Contrato

Feb-16-2010

Euro

Monto Nocional

€10,000,000

Valor Razonable

US$ 358,862

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Valor Razonable de Instrumentos Financieros Los valores razonables estimados presentados a continuación, han sido determinados por la Compañía utilizando información de mercado disponible u otras metodologías de valuación apropiadas que requieren juicio considerable en el desarrollo e interpretación de la estimación del valor razonable. Por consiguiente, los estimados presentados no son necesariamente indicativos de los montos que la Compañía podría realizar en una transacción real de intercambio en el mercado. El uso de distintos supuestos de mercado y/o metodologías de estimación, pudiera tener un efecto material en los montos de valor razonable estimados. El valor en libros del efectivo y equivalentes de efectivo de la Compañía, cuentas por cobrar, cuentas por pagar y documentos por pagar corriente se aproximan a su valor razonable, ya que tienen vencimientos relativamente de corto plazo y generan intereses a tasas asociadas a indicadores de mercado apropiados. La deuda a largo plazo de la Compañía consiste en instrumentos de deuda que generan intereses a tasas fijas asociadas a indicadores de Mercado. El valor en libros y el valor razonable estimado de los instrumentos financieros de la Compañía al 31 de diciembre se presentan a continuación: 2009

Activos: Efectivo y equivalente de efectivo Efectivo restringido Cuentas por cobrar (incluyendo largo plazo) Inversiones (corto y largo plazo) Pasivos: Cuentas por pagar, relacionadas y otros pasivos corrientes Deuda (corto y largo plazo) Contratos de futuro

2008 Valor razonable estimado

Valor en libros

Valor razonable estimado

US$ 39,547,781 -

US$ 22,339,774 3,014,000

163,498,250

233,017,768

22,808,503

US$ 225,854,534

US$ 258,371,542

US$258,371,542

US$ 43,641,679

US$ 78,833,233

202,367,000 358,862

172,738,704 358,862

176,703,313 -

71,452,460 -

US$246,367,541

US$216,739,245

US$255,536,546

US$150,285,693

Valor en libros

Los activos y pasivos que están medidos a valor razonable en una base recurrente son los siguientes:

Descripción Activos: Instrumentos disponibles para la venta Pasivos: Derivados

12/31/2009

Medición de Valor razonable a la fecha de los estados financieros Precios Cotizados en Otros Mercados Factores Activos para Otros factores Significativos Instrumentos Significativos No Idénticos Observables Observables (Nivel 1) (Nivel 2) (Nivel 3)

US$ 21,803,335

US$

US$21,803,335

US$

US$ 358,862

358,862

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Propiedad, Planta y Equipo, Neto El saldo de propiedad, planta y equipo, neto consiste en: 2009 Terrenos

US$

5,059,923

2008 US$

5,059,923

Edificios Plantas de generación Equipo de transporte Mobiliarios y equipos de oficina Otros equipos Mejoras en propiedades arrendadas Piezas de repuestos capitalizadas

1,008,716 344,984,094 1,648,478 1,967,522 7,082,202 929,493 3,422,157

1,008,716 348,879,641 1,718,535 1,353,364 4,718,151 758,366 1,377,946

Menos: Depreciación acumulada

361,042,662 132,189,848

359,814,719 118,227,473

228,852,814

241,587,246

17,789,803

15,989,565

US$251,702,540

US$262,636,734

Construcción en proceso (a)

Durante los años 2009 y 2008, el gasto de depreciación de la propiedad, planta y equipo fue de US$15,540,338 y US$15,304,240, respectivamente. (a) El saldo de construcción en proceso consiste principalmente en el proyecto conocido como “Los Cocos” localizado en Los Cocos, municipalidad de Oviedo. La Compañía desembolso €10,642,558 (equivalente a US$15,123,075) (el “Deposito”) a Vestas Argentina, S.A. como un anticipo para la compra de 25 Turbinas de Generación Eólicas V80 (“Turbinas”) – 2,0000 KW 60 HZ, bajo una carta acuerdo fechada 12 de septiembre de 2008. Las Turbinas están compuestas por rotor, góndola, torre, base metálica y provisión total para los sistemas auxiliares dentro de estos generadores. Dicho pago por adelantado equivale al 20% de la compra total de €53,212,791. Como resultado de la crisis financiera global que ocurrió semanas después que la Compañía enviara su Carta de Reservación a Vestas, la Compañía decidió reducir el número de turbinas a 14, menor a la cantidad original de 25, y cambiar el modelo a turbinas V90. La razón de estos cambios fue para reducir el tamaño del proyecto de manera que la Compañía pueda ejecutarlo sin requerir financiamiento y utilizar máquinas que fuesen más apropiadas para el proyecto. El Acuerdo de Instalación y Suministro (“SIA”) y Acuerdo de Servicio y Disponibilidad (“SAA”) con Vestas fue ejecutado el 23 de diciembre de 2009. El valor total del contrato SIA fue reducido a €32,026,000. La fecha de la operación comercial está estimada a ser en la 19na semana de 2011.

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Cargos Diferidos El saldo de cargos diferidos consiste en: Costos diferidos Costos de emisión de deuda - US$175 millones de bono de tasa fija emitido en abril 2007 como se describe en la Nota 14 Costos de emisión de deuda - US$30 millones de bono de tasa fija emitido durante 2009 como se describe en la Nota 14

2009

2008

US$11,811,229

5,346,430

5,675,030

321,666

17,479,325

17,486,259

8,349,037

6,832,651

US$ 9,130,288

US$10,653,608

Menos: Amortización acumulada

Durante los años 2009 y 2008, los cargos de amortización de los cargos diferidos ascendieron a US$1,617,073 y US$1,311,498, respectivamente. La amortización futura estimada durante su vida útil se espera que sea: Año 2010 2011 2012 2013-2017

US$ 1,648,325 1,499,645 1,272,861 4,709,457 9,130,288

Como resultado de la recompra parcial de deuda descrita en la Nota 14, la Compañía registró un gasto por US$227,913, relacionado con la porción de los costos de emisión aplicable a las recompras. 12.

Otros activos El saldo de Otros Activos consiste en: 2009 Línea de transmisión para Los Cocos (a) Depósito de alquiler local Otros depósitos

US$6,750,967 21,811 101,144 US$6,873,922

(a)

2008 US$6,288,067 50,782 111,600 US$6,450,449

En 2007 la Compañía firmó un contrato con Elecnor, S. A. (el constructor) para la construcción de una línea de transmisión que interconectará el parque eólico con el sistema eléctrico interconectado. Durante 2009 la Compañía realizó pagos por US$0.5 millones, US$3.8 millones en 2008 y un avance de efectivo inicial por US$2.5 millones en 2007. El costo total estimado de este proyecto es aproximadamente US$17 millones. La Compañía espera que esta línea de transmisión sea vendida al Gobierno de la República Dominicana una vez completada, en concordancia con la ley de electricidad.

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Deuda a Corto Plazo La deuda a corto plazo consiste en US$1,703,313 al 31 de diciembre de 2008. Esta deuda devengaba interés a tasas anuales entre el 5% y 10% por préstamos en dólares estadounidenses. La tasa de interés promedio ponderada fue de 7.1%.

14.

Deuda a Largo Plazo El saldo de la deuda a largo plazo consiste en: 2009

Bono de tasa fija de 9.5% no garantizado con vencimiento en abril de 2017. Los intereses son pagaderos en 20 cuotas semestrales (a) US$164,867,000 US$30 millones de bono local, cinco tramos de US$6 millones cada uno. Los intereses son pagaderos mensualmente, a una tasa de interés anual de 7.75% a 8.75% (b) 30,000,000 Préstamo por pagar a Banco BHD, S.A. a una tasa anual de 7.5% con vencimiento en junio 2011 (c) 5,000,000 Préstamo por pagar a Banco de Reservas de la República Dominicana a una tasa anual de 8.5%. Con vencimiento en junio 2011 (d) 2,500,000 Menos: Porción corriente

2008 US$175,000,000

202,367,000 (6,000,000)

175,000,000 -

US$196,367,000

US$175,000,000

El valor razonable de los bonos de tasa fija y del bono local fue determinado por la gerencia basado en la estimación de flujos de efectivo futuros descontados a tasas de interés de mercado, como se muestra en la siguiente página: Bono de tasa fija Bono local

2009

2008

US$135,604,769 29,633,935

US$69,749,147 -

US$165,238,704

US$69,749,147

a. El bono de tasa fija por US$175 millones fue emitido por Haina Finance, subsidiaria totalmente controlada por EGE Haina, una compañía de Isla Cayman exenta de impuestos creada solamente para emitir este bono. Bajo los términos de esta emisión, Haina Finance no debe involucrarse en ningún tipo de negocio que no sea el de cumplir con sus obligaciones surgidas de la emisión de esta deuda. EGE Haina irrevocable e incondicionalmente garantiza el bono. De acuerdo con el Acuerdo de Participación entre Haina Finance y Barclays Bank PLC, los fondos del bono fueron usados por Haina Finance para comprar una participación en un préstamo desembolsado por Barclays Bank PLC a EGE Haina por US$175 millones, según el Acuerdo de Préstamo entre EGE Haina y Barclays Bank PLC. De acuerdo con los lineamientos de este acuerdo, EGE Haina debe efectuar pagos en los mismos términos y condiciones y a la misma tasa de interés que se le requiere hacer a Haina Finance respecto del bono emitido.

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El bono está garantizado por una primera prioridad de interés sobre el 100% del capital de Haina Finance, todos los derechos, títulos e intereses en el Acuerdo de Participación entre Haina Finance y Barclays Bank PLC. Además existen cláusulas restrictivas que incluyen para EGE Haina limitaciones sobre: endeudamiento, pagos restringidos, venta de activos, embargos, transacciones con afiliadas, fusiones, dividendos y otras restricciones en pagos que afectan subsidiarias, entre otros. De acuerdo con los términos del bono, Haina Finance estableció una Cuenta de Reserva de Interés en Deutsche Bank Trust Company Américas, los mandatarios del bono, como una garantía para el pago del bono. Haina Finance está obligada a mantener en todo momento una cantidad en depósito en esta cuenta de interés (o cartas de crédito o ciertas inversiones de efectivo temporales) que tengan un valor nominal igual a los intereses a pagar sobre el bono en el día de pago del interés del bono inmediatamente posterior. Al 31 de diciembre de 2009 y 2008, este balance de la cuenta de interés ascendía a US$7.8 millones y US$8.3 millones respectivamente. Durante el año 2009, Haina Finance recompró US$10.1 millones de los Bonos de tasa fija a un precio promedio de US$0.7949/US$1.00. Como resultado, la Compañía registró una ganancia por la recompra anticipada de la deuda por US$2,078,625, la cual está presentada neta de US$227,913 de los costos de emisión aplicables a la recompra e incluido en el estado consolidado de operaciones dentro del rubro otros ingresos (gastos), neto. b. En marzo de 2009, la Compañía obtuvo la aprobación de la Superintendencia de Valores para la emisión de un bono local por un monto total de US$30 millones. Este bono fue colocado en su totalidad en cinco tramos de US$6 millones cada uno, como se describe a continuación: Tramo 1 2 3 4 5

Monto (US$)

Tasa

Fecha de Emisión

Vencimiento

6,000,000 6,000,000 6,000,000 6,000,000 6,000,000

8.00% 8.50% 8.50% 8.75% 7.75%

4-22-2009 5-26-2009 7-22-2009 10-22-2009 12-18-2009

10-22-2010 5-26-2011 7-22-2011 4-10-2012 12-18-2012

Calendario de Repago Pago al vencimiento Pago al vencimiento Pago al vencimiento Pago al vencimiento Pago al vencimiento

30,000,000

c. El 19 de junio de 2009, la Compañía incurrió en un préstamo por US$5 millones con Banco BHD, S.A. (“BHD”) a una tasa variable de interés1, con intereses pagaderos sobre una base mensual. El préstamo está garantizado con Bonos Soberanos Dominicanos con un valor facial de US$7.2 millones, y tiene un término de dos años. d. El 4 de junio de 2009, la Compañía incurrió un préstamo por US$10 millones con Banco de Reservas de la República Dominicana a una tasa variable de interés1, con intereses pagaderos sobre una base mensual. El préstamo está garantizado con Bonos Soberanos Dominicanos con un valor facial de US$3.3 millones. En noviembre 2009, la Compañía realizó un pago de US$7.5 millones, por consiguiente, al 31 de diciembre de 2009 el monto restante era de US$2.5 millones con vencimiento el 30 de junio de 2011. 1

Los bancos tienen el derecho bajo contrato de cambiar la tasa de interés de acuerdo a las condiciones del Mercado local.

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Cuentas por Pagar El saldo de cuentas por pagar consiste en: Agentes del mercado eléctrico dominicano Suplidores internacionales Suplidores locales

16.

2009

2008

US$30,738,833 691,012 639,620

US$53,405,666 5,142,967 892,715

US$32,069,465

US$59,441,348

Otros Pasivos Corrientes El saldo de otros pasivos corrientes consiste en: 2009 Retenciones de impuestos sobre la renta y otros Impuesto sobre activos por pagar (Nota 18) Intereses por pagar Otros

17.

US$

2008

621,717 1,373,558 2,888,837 5,679,136

US$ 7,713,902 1,455,754 2,965,239 5,070,601

US$10,563,248

US$17,205,496

Patrimonio de los Accionistas Capital Social Al 31 de diciembre de 2009 y 2008, el capital social consistía en 45,951,000 acciones comunes emitidas y en circulación, con un valor nominal a la par de US$6.29. A continuación se muestra un detalle de las acciones de la Compañía: Capital Social Acciones Valor a la Emitidas Par FONPER HIC Acciones emitidas por efectivo recibido Otros accionistas

22,972,500

US$144,481,132

22,975,500 3,000

144,500,000 18,868

Saldos al 31 de diciembre de 2009 y 2008

45,951,000

US$289,000,000

Reserva Legal El Código de Comercio Dominicano establece que al menos el 5% de la ganancia neta anual debe ser segregada como parte de la reserva legal de la Compañía hasta que su saldo sea igual al 10% del capital en circulación. Esta reserva no puede ser capitalizada, reasignada a ganancias retenidas ni usada para el pago de dividendos. Remesa de Utilidades La Ley de Inversión Extranjera de la República Dominicana establece el derecho de repatriar el capital y remisión de beneficios en monedas libremente convertibles. Los dividendos pueden ser declarados durante cada año fiscal hasta el monto total de los beneficios netos, y están sujetos al pago de una retención de impuesto sobre la renta del 25%, el cual puede ser recuperado mediante su compensación con el impuesto sobre la renta a pagar por la Compañía.

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Dividendos El 24 de febrero de 2009, el Consejo de Administración de la Compañía aprobó un pago de dividendos por un total de US$40 millones, correspondiendo parcialmente a las utilidades retenidas a diciembre de 2007 y a la utilidad neta de 2008. La porción de dividendos que corresponden a HIC fue pagada en efectivo en marzo de 2009, mientras que la porción de dividendos que corresponde a FONPER fue pagada mediante una transferencia de US$20 millones en Bonos Soberanos Dominicanos bajo ley 490 con un valor de mercado razonable de US$19.4 millones. El 4 de diciembre de 2008, el Consejo de Administración de la Compañía aprobó la declaración de un dividendo por US$20 millones que corresponde a una porción de la ganancia retenida del año 2007. Este dividendo fue pagado en el mismo mes en que fue declarado. Como resultado, la Compañía redujo su ganancia retenida en US$20 millones. 18.

Impuesto sobre la Renta La Ley Tributaria de la República Dominicana establece un impuesto corporativo con una tasa de 25% sobre la ganancia neta imponible; y un impuesto mínimo alternativo de 1% sobre los activos (Impuestos sobre los Activos). La base imponible del Impuestos sobre Activos en caso de compañías de generación de energía, transmisión y distribución definidas en la Ley General de Electricidad No. 125-01 de fecha 26 de julio de 2001, es el total de activos fijos, netos de depreciación, tal y como aparecen en el balance general de fin de año. La Ley Tributaria requiere que los contribuyentes mantengan sus registros contables en Pesos Dominicanos (Moneda Local) para fines fiscales. Para quienes utilizan una moneda funcional diferente al peso dominicano, se les requirió mantener sus registros contables y declaraciones oficiales en moneda local. Además, el Artículo 293 de la Ley Tributaria reconoce las diferencias cambiarias generadas por activos y pasivos monetarios liquidables en monedas extranjeras como gastos deducibles o ingresos gravables en la determinación de la renta imponible. Las autoridades impositivas indican anualmente la tasa de cambio a ser usada para la valuación de sus partidas monetarias en monedas extranjeras. La conciliación del efecto impositivo de la ganancia antes de impuesto según el Estado Consolidado de Operaciones, con el gasto de impuesto sobre la renta a las tasas vigentes, se presenta en la siguiente página: 2009 Efectos del impuesto de: Ganancia antes del impuesto sobre la renta Diferencias permanentes Gastos no deducibles Ajuste de inflación que refleja los activos no monetarios a valores fiscales Impuestos no deducibles Donaciones no permitidas Otros ingresos no gravados Ajuste que refleja la tasa de cambio fiscal Participación en pérdida de subsidiaria Otros ajustes

2008

US$ 5,183,757

US$12,179,967

41,374

848,386

(2,685,889) 1,360,057 20,582 2,323,597 157,181 1,216,902

(2,769,444) 463,580 (4,602) 2,132,503 (71,780) 598,643

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2009

2008

Efectos del impuesto de: Diferencias temporales Depreciación Ingreso en venta de activos fijos Ajuste que refleja la tasa de cambio fiscal Activos no capitalizables Otras Gasto de impuesto corriente antes de la pérdida fiscal trasladable Aplicación de la pérdida fiscal trasladable

3,347 (319,167) 14,308 19,941 146,037

(340,082) 39,606 (27,248)

(135,534)

(327,724)

6,265,125

12,450,886

(5,012,100)

(6,869,644)

Impuesto sobre la renta corriente antes de impuesto sobre los activos

US$ 1,253,025

US$ 5,581,242

Aplicación del crédito de impuesto sobre los activos (a)

US$(1,373,558)

US$(1,455,754)

Impuesto sobre la renta corriente

US$

US$ 4,125,488

Durante el año 2009, el impuesto sobre la renta de la Compañía no excedió el impuesto sobre el total de activos fijos (impuesto sobre los activos); por lo tanto, el único compromiso de la Compañía fue pagar el impuesto del 1% sobre el total de activos, que ascendió a US$1.4 millones. Este monto se incluye como parte de los Gastos Administrativos y Generales en los Estados Consolidados de Operaciones. La Compañía tiene pérdidas fiscales trasladables por US$28 millones (ajustadas por inflación) al 31 de diciembre de 2009, las cuales pueden ser utilizadas para compensar ganancias imponibles futuras, sujeto a las limitaciones que se muestran a continuación. Estas pérdidas prescriben como se presenta a continuación: Total Ajustado por Ajuste por Inflación Período Monto Inflación (Expresado en Millones de US$) 2009 2010 Menos: Utilizada/prescrita en 2009

27.5 27.5

0.5 0.5

28.0 28.0

55.0

1.0

56.0

(27.5)

(0.5)

(28.0)

27.5

0.5

28.0

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Los componentes del impuesto sobre la renta diferido activo/pasivo son:

Impuesto sobre la renta diferido corriente Diferencia cambiaria Provisión para cuentas incobrables Provisión para vacaciones Provisión de bonos por objetivos Pérdida fiscal trasladable Reserva de valuación Impuesto sobre la renta diferido no corriente Pérdida fiscal trasladable Reserva de valuación Activos fijos Impuesto sobre la renta diferido neto

Balance al 31 de diciembre de 2008 US$

Efectos en Resultados del Período US$

Balance al 31 de diciembre de 2009 US$

(19,575) 226 230,224 6,184,575 (1,494,091)

13,379 46,447 (226) 67,513 321,950 (2,317,830)

(6,196) 46,447 297,737 6,506,525 (3,811,921)

4,901,359

(1,868,767)

3,032,592

6,184,575 (1,494,090) 4,690,485

(6,184,575) 1,494,090 (4,690,485)

(16,349,989)

226,704

(16,123,285)

(11,659,504)

(4,463,781)

(16,123,285)

(6,758,145)

(6,332,548)

(13,090,693)

La realización final de los activos impositivos diferidos depende de la generación de utilidades imponibles futuras durante los períodos en los cuales las diferencias temporales resulten deducibles. El impuesto sobre la renta diferido de la Compañía refleja beneficios impositivos de US$2.7 millones (US$9.4 millones en 2008) relacionados con las pérdidas fiscales trasladables, neto de reserva de valuación de RD$3.8 millones (US$3.0 millones en 2008). Las pérdidas fiscales trasladables vencen en 2010 y su aprovechamiento depende de la generación de suficientes ganancias imponibles en dichos períodos previos a la fecha de vencimiento. Aunque la realización no es totalmente segura, la gerencia entiende razonable la probabilidad de que el activo diferido reconocido por el valor de US$2.7 millones (US$9.6 millones en 2008) será recuperado. Sin embargo, el monto del activo de impuesto sobre la renta diferido considerado recuperable podría variar si se produce un cambio en las proyecciones de ganancias futuras durante el período de vigencia de las pérdidas fiscales. La gerencia considera los ingresos fiscales futuros proyectados al hacer su evaluación. Al 31 de diciembre de 2009, la gerencia aumentó la reserva de valuación en US$0.8 luego de actualizar sus proyecciones de ingresos fiscales futuros basadas en las condiciones del mercado y el desempeño de la entidad en 2009.

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Venta de Energía a Compañías Distribuidoras y Otros Clientes a. La Compañía factura a las compañías distribuidoras, Empresa Distribuidora del Norte, S. A. (“Edenorte”), Empresa Distribuidora del Sur, S. A. (“Edesur”) y Empresa Distribuidora del Este, S. A. (“Edeeste”), por el servicio de energía, capacidad y derecho de conexión, de acuerdo a los contratos existentes renegociados en agosto del año 2001 (“Contratos de Provisión de Energía”). Los términos y condiciones para la venta de energía a las compañías distribuidoras son los siguientes: Edenorte Edesur Edeeste Término de los contratos Indexación

112mw 138mw 100mw 15 años 30% por Índice de Precio al Consumidor de Estados Unidos de América (US CPI por sus siglas en inglés) 70% por combustible No.6

Los precios son establecidos en dólares estadounidenses, pero pueden ser pagados en pesos dominicanos. La tasa de cambio de indexación utilizada sigue la tasa de mercado para el dólar estadounidense basada en las transacciones diarias de cambio de moneda extranjera de los bancos comerciales publicada por el Banco Central de la República Dominicana. b. El 3 de agosto de 2006, la Compañía y Edeeste firmaron un acuerdo financiero relacionado con cuentas por cobrar vencidas. Los principales términos de este acuerdo estipulan para Edeeste el pago del capital de US$41.9 millones durante un término de seis años, con un interés pagadero a un tasa anual del 12%. El acuerdo provee de un período de gracia de dos años para el primer pago de capital, un 10% pagadero en el tercer año y un 30% pagaderos en el cuarto, quinto y sexto año. En adición, el acuerdo garantiza a la Compañía cobranzas mensuales directas de los principales clientes de Edeeste iguales a un monto mínimo de US$5.5 millones por mes. El 29 de octubre de 2008, Edeeste y EGE Haina, firmaron un contrato de suspensión del acuerdo de compra de energía firmado en 1999 entre las partes, amparado bajo los términos y condiciones del acuerdo de refinanciamiento. La suspensión fue efectiva el 1 de noviembre de 2008, y hasta mayo de 2010. Como condición del acuerdo, EGE Haina continuará recibiendo los pagos de clientes cedidos y cobros por tarjetas de crédito. El 14 de julio de 2009 la Compañía envió una carta a Edeeste, declarando el incumplimiento del acuerdo firmado en agosto de 2006. Específicamente, Edeeste falló en cumplir con el monto mínimo de pago por US$5.5 millones durante abril 2009. El saldo pendiente de la cuenta por cobrar a Edeeste al 31 de diciembre de 2009 y 2008 es de US$1.0 millón y US$86.3 millones, respectivamente, de los cuales US$0.7 millones y US$7.7 millones fueron clasificados como porción corriente al 31 de diciembre de 2009 y 2008, respectivamente. El 11 de enero de 2010 la Compañía cobró totalmente el monto restante de esta cuenta por cobrar.

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c. El 23 de julio de 2008, la Compañía firmó un acuerdo de compra de Energía (PPA por sus siglas en inglés) con CEPM, según el cual EGE Haina suministrará un mínimo de 50MW de capacidad y su energía asociada a CEPM. Dicho acuerdo inició cuando CEPM completó la línea de transmisión de 138 KV que conecta su sistema de distribución con una de las plantas de generación de EGE Haina, La Sultana del Este. El PPA establece un término de 18 años. El precio por capacidad es ajustado mensualmente de acuerdo al Indice de Precios al Consumidor de los Estados Unidos de América (US CPI por sus siglas en inglés). El precio de la electricidad entregada bajo este PPA es igual al costo del combustible usado por EGE Haina para generar la electricidad más un margen variable de operación y mantenimiento. Los precios y los montos adeudados son calculados en dólares estadounidenses. Originalmente, la parte variable no combustible del precio era ajustada mensualmente por el US CPI y por las fluctuaciones de tasa de cambio entre el Dólar estadounidense y el Euro. En mayo de 2009, la Compañía y CEPM firmaron una enmienda al Acuerdo de Compra de Energía, mediante la cual se eliminó la indexación al Euro incluida en el precio de la energía y estableció una nueva capacidad mínima de 48.1 MW. d. El 1 de julio de 2009, la Compañía y Centros del Caribe, S.A., por acuerdo mutuo, decidieron terminar el contrato de Venta de Energía firmado en abril de 2002. Como parte de este acuerdo, EGE Haina vendió a Megacentro sus motores de generación localizados en el Centro Comercial Megacentro a un precio de venta aproximado de US$3.3 millones. Adicionalmente, Centros del Caribe S.A. pagó a EGE Haina US$0.3 millones como multa por la terminación anticipada del contrato. 20.

Suministro de Combustible, Carbón y Energía x

Durante los años 2009 y 2008, la Compañía no tenía en vigencia ningún acuerdo para el suministro de combustible. Durante esos años la Compañía compró combustible en el mercado spot a diversos suplidores. Durante el año 2009 la Compañía compró 1.8 millones de barriles a un costo de US$108.4 millones (1.7 millones de barriles en 2008 equivalentes a US$133.6 millones).

En el primer trimestre de 2006, EGE Haina firmó un nuevo acuerdo con el suplidor Glencore International AG, en el cual Glencore International AG acordó abastecer a EGE Haina con suficiente carbón para cumplir con los requerimientos de la planta de Barahona por un período de dos años, desde el 1 de marzo de 2006 al 30 de abril de 2008. El acuerdo estipula un precio para el carbón de US$56.80 por toneladas métricas indexadas por especificaciones de calidad (Btu), más una comisión de despacho. Ambas partes acuerdan cumplir con un despacho de 294,000 toneladas métricas durante el período del contrato, exceptuando los eventos extraordinarios o circunstancias fuera del control de ambas partes que impidan a una o a ambas partes cumplir sus obligaciones (fuerza mayor).

En enero de 2008, la Compañía firmó un acuerdo de compra de carbón con Glencore Internacional AG, en el cual Glencore International AG acordó suplir a EGE Haina con 84,000 toneladas métricas de carbón en un período de ocho meses, desde el 1 de marzo de 2008 hasta el 30 de noviembre de 2008. El precio estipulado del carbón según este contrato fue de US$93 por tonelada métrica ajustada por especificaciones de calidad (Btu).

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Durante 2009, EGE Haina llegó a un acuerdo con Glencore para la entrega de los siguientes cargamentos de carbón: -

21.

2 cargamentos en la primera mitad de 2009 con un precio spot FOB de US$94.00/MTU 2 cargamentos en el tercer trimestre de 2009 con un precio spot FOB de US$66.00/MTU 2 cargamentos en el cuarto trimestre de 2009 con un precio spot FOB de US$72.00/MTU

En agosto de 2008, EGE Haina firmó un contrato de compra de carbón con AGR Minería e Ingeniería, S.A., por el cual AGR Minería e Ingeniería, S. A. acordó suministrar a EGE Haina 63,000 toneladas métricas. El precio del carbón contratado fue de US$128.00 por tonelada métrica ajustado por las especificaciones de calidad (Btu). Debido al incumplimiento por parte de AGR Minería e Ingeniería, S. A. en la entrega del carbón, el 5 de marzo de 2009 la Compañía decidió rescindir del contrato. La rescisión no tuvo impacto en los estados financieros consolidados de la Compañía, debido a que no hubo actividades durante la vigencia del contrato.

La Compañía participa en el Mercado Spot Eléctrico Dominicano como vendedor o comprador. Durante el año 2009, la Compañía compró el equivalente a US$66.0 millones (US$144.3 en 2008). La Compañía compró 495 GWH en 2009 (694 GWH en 2008).

Gastos de Operación y Mantenimiento El saldo de gastos de operación y mantenimiento consiste en:

Gastos de mantenimiento (a) Costos laborales Honorarios por asesoría técnica Lubricantes Servicios profesionales Servicios de seguridad Otros

2009

2008

US$10,127,709 8,685,764 5,132,571 3,508,283 1,622,559 566,596 1,537,399

US$10,429,009 8,381,632 4,453,656 3,165,633 1,137,631 730,641 2,427,547

US$31,180,881

US$30,725,749

a) Contrato de Operación y Mantenimiento de la Sultana El 27 de abril de 2007, la Compañía firmó un contrato de mantenimiento con ABB, S. A. (“ABB”), por el cual este suplidor deberá manejar y ejecutar el mantenimiento, incluyendo el servicio e instalación de repuestos de todos los turbocargadores, y la inspección diaria en La Sultana. De acuerdo con este contrato de administración y ejecución del mantenimiento por ABB, la Compañía pagará a ABB una tarifa por hora fija calculada sobre la base de horas acordadas por número/tipo de turbocargador de CHF 8.80 (Francos suizos).

Empresa Electricidad Haina, S. A. y Subsidiaria 64 Generadora Memoria anual 2009de / Annual report 2009 INFORMES FINANCIEROS Notas a los Estados Financieros Consolidados Empresa Generadora de Electricidad Haina, S. A. y Subsidiaria 31 de diciembre de 2009 y 2008 Notas a losGeneradora Estados Financieros Consolidados Empresa de Electricidad Haina, S. A. y Subsidiaria 31 de diciembre de 2009 y 2008el 11 Notas a los Estados Financieros Consolidados Este contrato entró en vigencia de noviembre de 2006 y finalizará automáticamente después 31 de diciembre de 2009 y 2008 de que el último turbocargador haya alcanzado las horas acordadas (un total de 844,200 horas,

22. 22. 22.

Este contratoenentró en vigencia el 11 de noviembre finalizará distribuidas 46,900 por 18 turbocargadores), perodeno2006 másytarde del 31automáticamente de diciembre de después 2013. de que el último turbocargador haya alcanzado las horas acordadas (un total de 844,200 EsteCompañía contrato entró de noviembre de 2006 y finalizarálas automáticamente después La tiene en sinvigencia embargoella11 opción de extender unilateralmente horas por otrashoras, 50,000 distribuidas en 46,900 por 18 turbocargadores), pero nosólo más tarde del de diciembre dehoras, 2013. de que(de el último turbocargador hayaEsta alcanzado horas acordadas (un31total de con 844,200 horas 50,000 a 100,000 horas). opciónlas puede ser ejecutada junto la opción del La Compañía tiene sin embargo la opción de extender unilateralmente las horas por otras 50,000 distribuidas en 46,900 por 18 turbocargadores), pero no más tarde del 31 de diciembre de paquete acordado de rendimiento operativo para el envío de piezas entre el cliente y ABB 2013. Turbo horas (deLtd., 50,000 a 100,000 horas). Esta opción puede unilateralmente sólo ser ejecutada opción del La Compañía tiene sin embargo la opción de extender lasjunto horascon porlaotras 50,000 Systems Suiza. paquete acordado de rendimiento operativo para el envío de piezas entre el cliente y ABB Turbo horas (de 50,000 a 100,000 horas). Esta opción puede sólo ser ejecutada junto con la opción del Systems Ltd.,termine Suiza. paquete de rendimiento para eloperativo envío de antes piezasdel entre el cliente y ABB Turbo La parte acordado que este paquete operativo de rendimiento fin del contrato por otras Systemsque Ltd.,noSuiza. razones sea la comunicación de fallas, bancarrota, fuerza mayor y cambios en las leyes, La partepagar que termine este paquete deberá los siguientes montosdea rendimiento la otra parte:operativo antes del fin del contrato por otras razones sea la este comunicación fallas, bancarrota, fuerza cambios en por las leyes, La parteque queno termine paquete dede rendimiento operativo antesmayor del finydel contrato otras deberá lossea siguientes montos ade la fallas, otra parte: razonespagar que no la comunicación bancarrota, fuerza mayor y cambios en las leyes, US$ deberá pagar losdel siguientes montos a la otra parte:1,000,000 Dentro primer año de contrato US$ Dentro el segundo año de contrato 800,000 Dentro del primer año de contrato 1,000,000 US$ Dentro del tercer año de contrato 600,000 el segundo añode decontrato contrato 800,000 Dentro del primer año año de contrato 1,000,000 cuarto 400,000 del tercer 600,000 Dentro el añode decontrato contrato 800,000 delsegundo quintoaño año de contrato 200,000 cuartoaño añode decontrato contrato 400,000 Dentro del tercer 600,000 quinto Dentro cuarto año de 400,000 El contrato con del ABB continuó en contrato vigencia durante 200,000 todo el período 2009. Al 31 de diciembre de Dentrodedel año de contrato 200,000contractual de 46,900 horas. 2009 ninguno losquinto 18 turbocargados excedió el acuerdo El contrato con ABB continuó en vigencia durante todo el período 2009. Al 31 de diciembre de 2009 ninguno los 18 turbocargados excedió el acuerdo de 46,900 horas. El contrato condeABB continuó en vigencia durante todo el contractual período 2009. Al 31 de diciembre de 2009 ninguno de los 18 turbocargados excedió el acuerdo contractual de 46,900 horas. Gastos Administrativos y Generales

Gastos y Generales El saldoAdministrativos de gastos administrativos y generales consiste en: Gastos Administrativos y Generales El saldo de gastos administrativos y generales consiste en: El saldo de gastos administrativos y generales consiste en: Salarios y costos de operación de oficina Honorarios de administración (Nota 24) Salarios y costos de operación de oficina Impuestos retenidos sobre Honorarios de administración Honorarios de administración (Nota 24) Salarios costos de operación Serviciosyde asesoría técnica de oficina Impuestos sobre Honorarios de administración Honorarios de administración (Nota 24) Seguros retenidos Servicios de asesoría técnica Impuestos retenidos regulatorios sobre Honorarios de administración Pagos a organismos Seguros Servicios de asesoría técnica Provisión para cuentas de dudoso cobro Pagos a organismos regulatorios Seguros Impuesto sobre los activos Provisión para cuentas de dudoso cobro Pagos a organismos regulatorios Impuesto sobre los activos Provisión para cuentas de dudoso cobro Impuesto sobre los activos

23.

Gastos Financieros, Neto

23. 23.

Gastos Neto El saldoFinancieros, de gastos financieros, neto consiste en: Gastos Financieros, Neto El saldo de gastos financieros, neto consiste en: El saldo de gastos financieros, neto consiste en: Gastos Financieros: Intereses sobre bono de tasa fija Gastos Financieros: Intereses sobre bono local Intereses sobre tasa fija Gastos Financieros: Intereses sobre bono deudade a corto plazo Intereses sobre bono local tasa fija del mercado spot Intereses sobre deudade con Agentes Intereses sobre deuda a corto bono por local Impuestos retenidos pago plazo intereses al exterior Agentes Intereses sobre deuda con a corto plazo del mercado spot 29 spot Impuestossobre retenidos intereses al exterior Intereses deudapor conpago Agentes del mercado Impuestos retenidos por pago intereses al exterior 29

2009 US$2009 7,726,673 2009 9,062,612 US$ 7,726,673 2,451,845 9,062,612 US$ 2,129,934 7,726,673 2,451,845 9,062,612 3,279,364 2,129,934 2,451,845 1,414,404 3,279,364 2,129,934 290,375 1,414,404 3,279,364 1,373,558 290,375 1,414,404 US$27,728,765 1,373,558 290,375 1,373,558 US$27,728,765

US$27,728,765

2008 US$2008 7,733,003 2008 13,591,742 US$ 7,733,003 4,530,581 US$13,591,742 7,733,003 2,365,810 4,530,581 13,591,742 3,152,050 2,365,810 4,530,581 2,590,704 3,152,050 2,365,810 3,300,000 2,590,704 3,152,050 1,455,754 3,300,000 2,590,704 US$38,719,644 1,455,754 3,300,000 1,455,754 US$38,719,644

US$38,719,644

2009

2008

2009 2009 US$ (16,815,437) (901,614) US$ (16,815,437) (923,578) (901,614) US$ (16,815,437) (3,685,680) (923,578) (901,614) (1,783,034) (3,685,680) (923,578) (1,783,034) (3,685,680) (1,783,034)

2008 2008 US$(16,024,188) US$(16,024,188) (154,341) US$(16,024,188) (3,723,471) (154,341) (1,873,714) (3,723,471) (154,341) (1,873,714) (3,723,471) (1,873,714)

INFORMES FINANCIEROS

Memoria anual 2009 / Annual report 2009

Empresa Generadora de Electricidad Haina, S. A. y Subsidiaria Notas a los Estados Financieros Consolidados 31 de diciembre de 2009 y 2008

Amortización de costos emisión bonos (Nota 11) Otros gastos financieros Total Ingresos Financieros: Intereses sobre cuentas por cobrar Intereses sobre bonos soberanos Intereses sobre inversiones a corto plazo Otros ingresos financieros

24.

2008

(1,617,073) (111,035)

(1,311,498) (705,069)

(25,837,451)

(23,792,281)

US$ 10,986,243 4,172,924 41,196 46,244

US$12,008,396 1,768,068 160,170

15,246,607

13,936,634

Total Total gastos financieros, neto

2009

US$ (10,590,844)

US$ (9,855,647)

Transacciones y Saldos con Relacionadas La Compañía realizó transacciones y mantiene saldos con partes relacionadas no consolidadas como se describe a continuación: Saldos Cuentas por cobrar: Edesur Edenorte Edeeste – corriente y no corriente Consorcio Energético Punta Cana-Macao, S.A. (CEPM) – Nota 19 c) Otras cuentas por cobrar: HIC Compañía de Electricidad de San Pedro de Macorís S. A (CESPM) Consorcio Energético Punta Cana-Macao, S. A. (CEPM) - Corriente CEPM Energy, Ltd. – Corriente (e) Pedregal Power Company S. de R.L. – Corriente Jamaica Electric Power Caribe Energy LTD Energía del Sur Cuentas por pagar: HIC CEPM

2009

2008

US$ 82,434,688 67,216,728 1,018,141

US$ 75,971,825 56,031,284 86,300,588

4,115,364

3,841,251

US$154,784,921

US$222,144,948

US$

98,704

54,707

212,490 4,534,732 474,926

495,640 4,534,732 46,766 31,474 1,598 419,424

US$

5,222,148

US$

5,683,045

US$

962,191 46,775

US$

1,376,893 809,496

US$ 1,008,966

US$

2,186,389

Memoria anual 2009 / Annual report 2009

INFORMES FINANCIEROS

Empresa Generadora de Electricidad Haina, S. A. y Subsidiaria Notas a los Estados Financieros Consolidados 31 de diciembre de 2009 y 2008 Transacciones HIC – honorarios de administración (a) Ventas de energía y cargos de intereses (b) Edenorte Edesur Edeeste TCC Air Services, Inc. (c) CEPM – Venta de energía, cargo por almacenamiento de combustible y otras transacciones (d) Pedregal Power Company S. de R.L. Jamaica Electric Power Caribe Energy Ltd.

2009

2008

US$ 9,062,612

US$13,591,742

105,968,279 147,742,349 7,808,385 -

146,096,312 182,379,168 126,056,237 132,483

39,140,183 13,479 3,887 -

22,647,164 41,680 102,540 1,677

a) Honorarios de Administración - HIC Como parte del proceso de capitalización, la Compañía mantiene un contrato de administración con HIC, el cual vence en el año 2020, para administrar el día a día de las operaciones de la Compañía, bajo la dirección del Consejo de Administración de la Compañía. HIC carga a la Compañía el 2.95% de las ventas netas anuales que representaron US$9.1 millones y US$13.6 millones en 2009 y 2008, respectivamente. Al 31 de diciembre de 2009 y 2008, la Compañía tenía un balance de cuentas por pagar a HIC de US$ 1.0 millones y US$1.4 millones, respectivamente. b) Acuerdos de Ventas con las Compañías Distribuidoras Las compañías distribuidoras Edesur, Edenorte y Edeeste son empresas relacionadas. Estas compañías son totalmente propiedad de FONPER y el Estado Dominicano. Las ventas realizadas por la Compañía a estas compañías distribuidoras están basadas en acuerdos existentes los cuales están más detallados en la Nota 19. c) TCC Air Service, Inc. TCC Air Service, Inc. es una compañía relacionada debido a su propiedad/gerencia corresponde a un miembro del Consejo, que ofrece servicios de transporte aéreo. d) Otras Transacciones con Compañías Relacionadas En agosto de 2008, la Compañía firmó un acuerdo de 15 años con CEPM según el cual EGE Haina le supliría un mínimo de 48MW energía relacionada a CEPM. Ver Nota 19 (c) para mayores detalles. e) CEPM Energy, Ltd La Compañía espera recuperar en su totalidad dicho monto pendiente de cobro en el año 2010.

INFORMES FINANCIEROS

Memoria anual 2009 / Annual report 2009

Empresa Generadora de Electricidad Haina, S. A. y Subsidiaria Notas a los Estados Financieros Consolidados 31 de diciembre de 2009 y 2008 25.

Otros Ingresos (Gastos), Neto El saldo de Otros Ingresos (gastos), neto consiste en: 2009 Ganancia por recompra anticipada de deuda Ganancia por venta de activos fijos (Nota 19 d) Pérdida en disposición de activo Ganancia por terminación de pasivo (Nota 19 d) Pérdida de valor razonable en contrato de futuro Multas y penalidades Otros

26.

2008

US$1,850,712 664,914 (167,060) 300,000 (358,862) 281,161

US$

(333,481) (403,327)

US$2,570,865

US$ (736,808)

Compromisos Carta de Crédito – El 24 de noviembre de 2008, la Compañía firmó una Carta de Crédito Standby con el Citybank con el propósito de garantizar sus compras de carbón. Este acuerdo finalizó el 9 de enero de 2009.

27.

Contingencias La Compañía ha sido demandada en procedimientos surgidos en el curso normal del negocio. Aunque el resultado final no puede ser estimado con certeza, la Compañía, basado en la revisión de los hechos y representaciones de sus asesores legales, considera que la resolución final de estos asuntos no tendrá un efecto material adverso en su posición financiera ni en el resultado de sus operaciones.

28.

Eventos Subsecuentes Contrato Futuro de Euros El 16 de febrero de 2010 el contrato de futuro en Euro (Nota 8) fue saldado. Conforme lo indicado en este acuerdo, la Compañía recibió €10,000,000 a una tasa de US$1.4764/€. Acuerdos de Compensación El 26 de febrero de 2010, HIDRO y la Compañía acordaron compensar US$13.1 millones de las cuentas por pagar a la Compañía a HIDRO contra el mismo monto de cuentas por cobrar a Edesur.

29.

Reexpresión de los Estados Financieros emitidos previamente en 2008 La Compañía ha reexpresado sus estados financieros anuales previamente reportados para los períodos terminados al 31 de diciembre de 2008. Durante el año 2009, la Compañía identificó ciertos ajustes de inventario que resultaron de la traducción del saldo de inventario de repuestos de pesos dominicanos a dólares estadounidenses. El efecto de estos ajustes resultó en una disminución del patrimonio de la Compañía al 1 de enero de 2008 por un monto de US$2,159,145. En adición, esta corrección resultó en un incremento de la ganancia neta de 2008 por un monto de US$359,444 y una disminución del saldo de inventarios por un monto de US$1,799,701.

Memoria anual 2009 / Annual report 2009

Empresa Generadora de Electricidad Haina, S. A. and Subsidiary Report of Independent Auditors and Consolidated Financial Statements December 31, 2009 and 2008

FINANCIAL REPORTS

Memoria anual 2009 / Annual report 2009

Empresa Generadora de Electricidad Haina, S. A. and Subsidiary Contents December 31, 2009 and 2008

Page(s) Report of Independent Auditors .......................................................................................................... 1 Consolidated Financial Statements Consolidated Balance Sheets .................................................................................................................. 2 Consolidated Statements of Operations .................................................................................................. 3 Consolidated Statements of Changes in Shareholdersâ&#x20AC;&#x2122; Equity ............................................................... 4 Consolidated Statements of Cash Flows ............................................................................................. 5-6 Notes to Consolidated Financial Statements ..................................................................................... 7-31

Memoria anual 2009 / Annual report 2009

FINANCIAL REPORTS

PricewaterhouseCoopers Ave. John F. Kennedy Edificio Banco Nova Scotia, 3er Piso Apartado Postal 1286 Santo Domingo, Rep. Dom. Telephone 809 567 7741 Facsimile 809 541 1210

Report of Independent Auditors To the Board of Directors and Shareholders of Empresa Generadora de Electricidad Haina, S. A. and Subsidiary We have audited the accompanying consolidated balance sheets of Empresa Generadora de Electricidad Haina, S. A. and its subsidiary (collectively “the Company”) at December 31, 2009 and 2008, and the related consolidated statements of operations, changes in shareholders’ equity and cash flows for the years then ended, expressed in United States Dollars (U.S. Dollars). These financial statements are the responsibility of the Company’s management. Our responsibility is to express an opinion on these financial statements based on our audits. We conducted our audits in accordance with auditing standards generally accepted in the United States of America. Those standards require that we plan and perform the audit to obtain reasonable assurance about whether the financial statements are free of material misstatement. An audit includes examining, on a test basis, evidence supporting the amounts and disclosures in the financial statements. An audit also includes assessing the accounting principles used and significant estimates made by management, as well as evaluating the overall financial statement presentation. We believe that our audits provide a reasonable basis for our opinion. In our opinion, the consolidated financial statements referred to above, expressed in U.S. Dollars, present fairly, in all material respects, the financial position of Empresa Generadora de Electricidad Haina, S. A. and its subsidiary at December 31, 2009 and 2008, and the results of their operations and their cash flows for the years then ended in conformity with accounting principles generally accepted in the United States of America. The electricity sector in the Dominican Republic continues to be affected by the financial difficulties experienced by the local distribution companies. The Dominican government owns a controlling interest in the three major energy distributors and, as mentioned in Note 3, 85% of the Company's revenues correspond to generation sold to distribution companies associated with the Dominican government. As described in Note 29, the Company has restated its 2008 consolidated financial statements.

March 17, 2010

FINANCIAL REPORTS

Memoria anual 2009 / Annual report 2009

Empresa Generadora de Electricidad Haina, S. A. and Subsidiary Consolidated Balance Sheets December 31, 2009 and 2008

2009

2008 Restated

US$ 39,547,781 12,328,168 163,498,250 30,450,552 19,432,080 3,032,592

US$ 22,339,774 3,014,000 200,544,467 23,305,484 9,602,523 4,901,359

Total current assets

268,289,423

263,707,607

Deposits in banks, restricted (Notes 3 and 14) Long-term receivables (Note 5) Long-term investment (Notes 3 and 9) Property, plant and equipment, net (Notes 3 and 10) Deferred charges (Notes 3 and 11) Other assets (Note 12)

7,831,183 10,480,335 251,702,540 9,130,288 6,873,922

8,312,500 32,473,301 262,636,734 10,653,608 6,450,449

US$554,307,691

US$584,234,199

Assets Current assets Cash and cash equivalents (Notes 3 and 4) Short-term investment (Notes 3 and 9) Restricted cash (Notes 3 and 26) Accounts receivable (Note 5) Inventories (Notes 3 and 6) Prepaid expenses (Note 7) Deferred income tax (Notes 3 and 18)

Total assets Liabilities and Shareholders’ Equity Current liabilities Short-term debt (Note 13) Current portion of long-term debt (Note 14) Accounts payable (Note 15) Payable to related parties (Note 24) Derivative financial liability (Notes 3, 8 and 9) Other current liabilities (Note 16)

US$

Total current liabilities Long-term debt (Note 14) Deferred income tax (Notes 3 and 18) Other non-current liabilities Shareholders’ equity (Note 17) Common stock, RD$100 par value (US$6.29) Class A – 22,975,500 shares authorized, issued and outstanding Class B – 22,975,500 shares authorized, issued and outstanding Legal reserve Retained earnings Accumulated other comprehensive loss Total shareholders’ equity

6,000,000 32,069,465 1,008,966 358,862 10,563,248

US$1,703,313 59,441,348 2,186,389 17,205,496

50,000,541

80,536,546

196,367,000 16,123,285 13,000

175,000,000 11,659,504 350,848

262,503,826

267,546,898

144,500,000

289,000,000 11,364,940 22,383,794 (30,944,869)

289,000,000 10,644,816 48,074,480 (31,031,995)

291,803,865

316,687,301

Total liabilities and shareholders’ equity US$554,307,691 US$584,234,199 The accompanying notes are an integral part of these consolidated financial statements 2

Memoria anual 2009 / Annual report 2009

FINANCIAL REPORTS

Empresa Generadora de Electricidad Haina, S. A. and Subsidiary Consolidated Statements of Operations Years Ended December 31, 2009 and 2008

Revenues Energy (Note 19) Capacity (Note 19) Others Operating costs Fuel (Note 20) Transmission Purchased power (Note 20) Compensation for frequency regulation Operating and maintenance (Note 21) Administrative and general expenses (Note 22) Depreciation (Note 10) Operating income Financial expenses, net (Note 23) Foreign exchange (loss) gain Other income (expenses), net (Note 25) Loss on sale of available for sale securities (Note 3) Income before income tax Income tax (Note 18) Current Deferred Net income

2009

2008 Restated

US$262,786,739 42,634,966 1,776,116

US$421,784,955 37,382,606 1,399,117

307,197,821

460,566,678

(124,367,666) (10,531,154) (66,034,729) (2,799,338) (31,180,881) (27,728,765) (15,540,338)

(158,105,438) (12,833,949) (144,341,238) (1,666,942) (30,725,749) (38,719,644) (15,304,240)

(278,182,871)

(401,697,200)

29,014,950

58,869,478

(10,590,844) (196,581) 2,570,865 (63,362)

(9,855,647) 442,844 (736,808) -

20,735,028

48,719,867

(6,332,548)

(4,125,488) (5,661,618)

US$ 14,402,480

US$ 38,932,761

FINANCIAL REPORTS

Memoria anual 2009 / Annual report 2009

Empresa Generadora de Electricidad Haina, S. A. and Subsidiary Consolidated Statements of Changes in Shareholdersâ&#x20AC;&#x2122; Equity Years Ended December 31, 2009 and 2008

Common Stock US$ Balance at December 31, 2007 as restated (Note 29) Net income as restated (Note 29) Dividends (Note 17) Transfer to legal reserve Balance at December 31, 2008 as restated Net income Dividends (Note 17) Transfer to legal reserve Gain on available-forsale investments Balance at December 31, 2009

289,000,000 -

Accumulated Other Comprehensive Loss US$

Legal Reserve US$

Retained Earnings US$

8,698,178

31,088,357

(31,031,995)

38,932,761 (20,000,000)

(1,946,638)

1,946,638

289,000,000

10,644,816

48,074,480

14,402,480 (39,373,042)

(720,124)

720,124

289,000,000

11,364,940

22,383,794

(31,031,995)

87,126 (30,944,869)

Total US$

Comprehensive Income US$

297,754,540 38,932,761 (20,000,000) -

38,932,761 -

316,687,301

38,932,761

14,402,480 (39,373,042)

14,402,480 -

87,126

291,803,865

14,489,606

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Empresa Generadora de Electricidad Haina, S. A. and Subsidiary Consolidated Statements of Cash Flows Years Ended December 31, 2009 and 2008

Cash flows from operating activities Net income Adjustments to reconcile net income to net cash (used in) provided by operating activities: Loss on asset disposal Gain on sale of fixed asset Gain on early liability extinguishment, net Deferred income tax Depreciation Provision for doubtful accounts Gain on liability extinguishment Loss on sale of available-for-sale financial assets Financial expenses Forward contract Change in assets and liabilities: Accounts receivable Inventories Prepaid expenses Other assets Accounts payable Payable to related parties Other liabilities Other non-current liabilities Net cash (used in) provided by operating activities Cash flows from investing activities Net changes in restricted cash Sale of property, plant and equipment Additions to property, plant and equipment Payments received on long-term investments Short-term investments, net Net cash provided by (used in) investing activities Cash flows from financing activities Proceeds from short-term debt Repayment of short-term debt Repayment of long-term debt Proceeds from long-term debt Dividends paid Debt issuance costs paid Net cash provided by (used in) financing activities Net increase (decrease) in cash and cash equivalents Cash and cash equivalents at beginning of year Cash and cash equivalents at end of year

2009

Restated 2008

US$14,402,480

US$38,932,761

167,060 (664,914) (1,850,712) 6,332,548 15,540,338 290,375 (300,000) 63,362 4,505,911 358,862

5,661,618 15,304,240 3,300,000 4,276,735 -

(80,234,640) (7,273,288) (9,829,557) (423,471) 52,362,339 (1,177,423) (9,533,469) (37,850)

(143,597,895) (8,592,179) (5,496,598) (3,835,623) 92,620,981 589,834 6,962,832 9,625

(17,302,049)

6,136,331

3,495,317 2,892,879 (5,881,121) 27,595,103 (1,005,168)

(3,014,000) (17,097,825) 20,000,000

27,097,010

(111,825)

17,015,179 (18,723,492) (8,054,375) 37,500,000 (20,002,600) (321,666)

16,703,011 (26,439,329) (1,001,720) (20,000,000) -

7,413,046

(30,738,038)

17,208,007 22,339,774

(24,713,532) 47,053,306

US$39,547,781

US$22,339,774

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Empresa Generadora de Electricidad Haina, S. A. and Subsidiary Consolidated Statements of Cash Flows Years Ended December 31, 2009 and 2008

2009 Supplemental cash flow information Interest paid during the year Income tax paid Non-cash activities of: Operating activities Decrease in accounts receivable through the offset with accounts payable Reclassification of accounts receivable from non-current to current Decrease in accounts receivable in exchange for investment securities Investing activities Decrease in accounts payable settled by exchanging financial securities Unpaid additions of property, plant and equipment Financing activities Dividends paid with investment securities Other

2008

US$18,339,550 18,324,962

US$17,247,961 3,331,257

US$73,732,061

US$62,417,791

32,473,301

11,906,828

74,300,000

6,232,676 230,235

19,370,442 -

582,802 4,060

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Description of the Entity and Nature of Operations Empresa Generadora de Electricidad Haina, S. A. ("EGE Haina") was established on August 17, 1999 and incorporated on October 28, 1999 pursuant to the laws of the Dominican Republic, as part of the capitalization process of the Dominican electricity sector undertaken in 1999. EGE Haina is the largest generator of electricity in the country, when measured by installed capacity, currently operating 11 electric power generator units at six plants, consisting of San Pedro, Sultana del Este – barge, Haina and Barahona in the southern part of the country, Puerto Plata in the northern and Pedernales in the western part of the country. EGE Haina had contracted approximately 81% (2008: 96%) of its power generation to the three Dominican Republic distributors ("the distribution companies"). In connection with the capitalization of EGE Haina, the former shareholder Corporación Dominicana de Electricidad (CDE), transferred plant assets, inventory and certain liabilities to EGE Haina for its equity interest (49.994%). CDE’s shares were formally transferred, on November 20th, 2007, to the current shareholder Fondo Patrimonial de las Empresas Reformadas (“FONPER”), a state-owned company, as a result of Law No. 124-01, dated July 24th, 2001, which states that FONPER is in charge of the preservation and custody of the State's shares at the capitalized companies. The shareholder Haina Investment Co., Ltd. (HIC), a private company located in Cayman Islands, contributed cash by US$144.5 million for its equity interest (50%). Other shareholders hold the remaining 0.006%.

Basis of Presentation and Foreign Currency Financial Statements The present consolidated financial statements have been prepared in accordance with accounting principles generally accepted in the United States of America. These consolidated financial statements include the accounts of EGE Haina and as from 2007 those of its wholly owned subsidiary EGE Haina Finance Company (collectively the “Company”). This subsidiary was formed in 2007 under the laws of the Cayman Islands, for the purpose of issuing a fixed rate bond which is described further in Note14. Significant intercompany items have been eliminated in consolidation. Foreign Currency Transactions and Translation The Company’s operations are conducted primarily in U.S. dollar which is therefore its functional currency. Foreign exchange gains and losses arising from transactions denominated in a currency other than the U.S. dollar are included in net income. Assets and liabilities denominated in currencies other than U.S. dollar are translated at year end exchange rates. At December 31, 2009 and 2008, exchanges rates were Dominican Peso RD$36.16:US$1.00 and RD$35.57:US$1.00, respectively.

Significant Accounting Policies A summary of significant accounting policies followed by the Company in the preparation of these consolidated financial statements are as follows: Use of Estimates The preparation of consolidated financial statements and related disclosures requires management to make estimates and assumptions that affect the reported amounts of assets and liabilities and disclosure of contingent assets and liabilities at the date of the consolidated financial statements and the reported amounts of revenues and expenses during the reporting period. Estimates are used when accounting for the provision for bad debts or bad debt expense, depreciation and impairment of long-lived assets, income taxes and contingencies. Actual results could differ from those estimates. 7

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Cash and Cash Equivalents For cash flow purposes, the Company considers cash and cash at banks, as well as certificates of deposits and other highly liquid temporary investments with original maturities of three months or less, to be cash equivalents. Restricted Cash Restricted Cash includes cash equivalents that are restricted as to withdrawal or usage. The nature of restriction includes the deposit used as cash collateral for the Stand by Letter of Credit entered into by the Company and Citibank, N.A. (Note 26). Deposits in Banks, Restricted Correspond to deposits in an Interest Reserve Account (or letters of credit or certain temporary cash investments having an aggregate face amount) equal to the interest payable on the Notes described in the Note 14. These deposits are restricted and thus, classified as non-current assets. Inventories Inventories consist of bulk fuel and spare parts. Bulk fuel is recorded at weighted average cost, which does not exceed market since fuel generally has a very short turnover period. Spare parts are recorded at historical cost and written down when it is determined that there are obsolete parts. These spare parts comprise a large number of individual items of small value each. Management believes book values do not exceed market. Revenue Recognition and Concentration of Credit Risk Revenues from energy sales, both contracted and spot, are recognized based on the energy produced and energy demanded from clients during each calendar month. Each company in the Dominican Republic Interconnected System reports the end of month metering reading to the Organismo Coordinador (OC), the entity in charge of reporting the system transactions. The OC determines the amounts of energy sales made by contract and the amounts of energy sales made in the spot market. The energy sales made under contract are priced according to the respective contract and those sales made in the spot market are priced according to the market price. The electricity sector in the Dominican Republic continues to be affected by the financial difficulties experienced by the local distribution companies and the increase in oil prices. Financial instruments which potentially expose the Company to concentrations of credit risk consist primarily of accounts receivable and deposits in banks. At December 31, 2009 three customers accounted for 92% (2008: 97%) of gross accounts receivable and 85% of total revenues (2008:98%). At December 31, 2008, the Company had a long-term receivable from one of its major customers (Edeeste) amounting to US$32.5 million. On July 14, 2009, EGE Haina sent a letter to the latter, declaring it in default under the rescheduling agreement signed in August 2006 (Note 19). In 2009 the Company partially collected in cash the receivable and at the end of 2009, the remaining balance amounting to US$0.7 million is presented as short-term. On January 11, 2010, the Company fully collected the outstanding amount of such receivable. Property, Plant and Equipment, Net Property, plant and equipment are recorded at cost. Depreciation expense has been determined using the straight-line method over the estimated useful lives of the related assets as specified below:

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Empresa Generadora de Electricidad Haina, S. A. and Subsidiary Notes to Consolidated Financial Statements December 31, 2009 and 2008 Asset Buildings Generation plants Transportation equipment Furniture and office equipment Other equipment Leasehold improvements

Estimated Useful Life (Years) 50 25 5 4-5 4-5 5

Exchange parts are items that can be repaired and reused. Therefore, their expected useful life does not exceed that of the generation plants they support. The cost of routine maintenance, repairs and replacements is charged to expense as incurred. The cost of significant overhauls, renewals and improvements, that increase the plantsâ&#x20AC;&#x2122; capacity and/or increase efficiency and/or extend their useful lives, are added to the carrying amount of the respective assets. When assets are withdrawn or otherwise disposed of, the cost and related accumulated depreciation are removed from the accounts, and any resulting gain or loss is reflected in the results of the period. Impairment of Long-Lived Assets The Company evaluates the carrying value of its long-lived assets for impairment when events or circumstances indicate that the Company may not recover the carrying amounts of the assets. The carrying value of a long-lived asset, or group of assets, is considered impaired when the expected undiscounted cash flows from the use and eventual disposition of such asset, or group of assets is less than its carrying value. In that event, an impairment loss would be recognized generally based on the amount by which the carrying value of the asset or group of assets exceeds its fair market value. Fair market value is determined primarily using the anticipated cash flows discounted at a rate commensurate with the risk involved or based on independent appraisals. Deferred charges, net Deferred charges correspond to: (a) Costs in connection with the renegotiation of power contracts. These amounts are amortized on a straight-line basis over the term of the corresponding contracts. (b) Debt issuance costs are related to the issuance of debt described in Note 14. These deferred costs are amortized under the interest method over the term of the related financings.

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Investments Corresponds to investments in Dominican Sovereign Bonds. The Company classifies investments as trading, held-to-maturity, or available-for-sale at the time of purchase. Investments held by the Company that are categorized as available-for-sale are reported at fair value with any related unrealized gains and losses reported net of tax, as a component of Accumulated other comprehensive loss in the Consolidated Balance Sheet. Investments held by the Company that are categorized as trading securities are reported at fair value with any unrealized gains and losses included in other investment income on the Consolidated Statement of Earnings. Investments that are categorized as held to maturity are recorded at amortized cost, which is adjusted for amortization. All of the Company's investments in marketable securities were reported at fair value at December 31, 2009. Fair value is determined based on observable market quotes or valuation models using assessments of counterparty credit worthiness, credit default risk or underlying security and overall capital market liquidity. Declines in fair value that are considered other than temporary are charged to earnings and those that are considered temporary are reported as a component of accumulated other comprehensive income (OCI) in stockholdersâ&#x20AC;&#x2122; equity. The Company used the average cost method of determining the cost basis in computing realized losses of US$63,362 on the sale of its available for sale securities. Realized gains of US$512,446 and losses of US$575,808 are presented net in the consolidated statements of operations within the caption sale of available for sale securities. Premiums and discounts are amortized or accreted into earnings over the life of the available-for-sale security. As of December 31, 2009 and 2008, the Company had US$21.8 million and US$0, respectively, that corresponds to fair market value of Dominican Sovereign Bonds (Note 9), including US$11.3 million that is presented as short-term; and US$10.5 million as long-term investment which has been given as collateral under the loans payable to Banco de Reservas and Banco Hipotecario Dominicano (Note 14). Deferred Income Taxes Deferred income taxes are accounted for under the assets and liability method. Under this method, deferred tax assets and liabilities are recognized for the future tax consequences attributable to temporary differences between the financial statement carrying amounts of existing assets and liabilities and their respective income tax bases. Deferred tax assets and liabilities are measured using enacted tax rates expected to apply to taxable income in the years in which those temporary differences are expected to be recovered or settled. The effect on deferred tax assets and liabilities of a change in tax rates is recognized in income in the period that includes the enactment date. A valuation allowance is recognized if, based on the weight of available evidence, it is more likely than not that some portion or all of the deferred tax asset will not be realized. The Company adjusts the valuation allowance when changes in circumstances cause a change in judgment about the future realization of the related deferred tax assets. Provision for doubtful accounts and Contingencies The Company establishes a provision for doubtful accounts to provide for accounts receivable where, in management's judgment, it is not probable that such receivable will be fully collected. The level of the provision for doubtful accounts is based on managementâ&#x20AC;&#x2122;s evaluation of various factors, including the credit risk of customers, historical trends, and other information. While management uses the information available to make evaluations, adjustments to the allowance may be necessary should future economic conditions differ substantially from the assumptions used in making the evaluations.

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Fair Value of Financial Instruments The fair value of the current financial assets and current financial liabilities are estimated to be equal to their reported carrying amounts due to the short-term maturities of these instruments. The fair value of affiliate receivables and payables is estimated based on interest rate and repayments terms. The financial debt is arranged at fixed interest rate and exposes the Company to fair value interest rate risk. Management estimates the fair value of the Companyâ&#x20AC;&#x2122;s borrowings by discounting their future cash flows at market rate (Note 14). Fair Value Measurement The Company adopted the methods of fair value as described in SFAS No. 157 to value its financial assets and liabilities. As defined in SFAS No. 157, fair value is based on the price that would be received to sell an asset or paid to transfer a liability in an orderly transaction between market participants at the measurement date. In order to increase consistency and comparability in fair value measurements, SFAS No. 157 establishes a fair value hierarchy that prioritizes observable and unobservable inputs used to measure fair value into three broad levels, which are described below: x

x x

Level 1: Quoted prices (unadjusted) in active markets that are accessible at the measurement date for identical assets or liabilities. The fair value hierarchy gives the highest priority to Level 1 inputs. Level 2: Observable prices that are based on inputs not quoted on active markets, but corroborated by market data. Level 3: Unobservable inputs are used when little or no market data is available. The fair value hierarchy gives the lowest priority to Level 3 inputs.

In determining fair value, the Company utilizes valuation techniques that maximize the use of observable inputs and minimize the use of unobservable inputs to the extent possible as well as considers counterparty credit risk in its assessment of fair value. The Company chose not to elect the fair value option as prescribed by SFAS No. 159 for its financial assets and liabilities that had not been previously carried at fair value. Therefore, material financial assets and liabilities not carried at fair value, such as short- and long-term debt obligations and trade accounts receivable and payable, are still reported at their carrying values. Derivative financial instruments The Company records all derivative financial instruments on the balance sheet at fair value, regardless of the purpose or intent for holding them. The accounting for changes in fair value of the derivative financial instruments varies, depending on whether the derivative is considered to be a hedge for accounting purposes, and whether the hedging instrument is a fair value or a cash flow hedge. The Company uses forward exchange contracts to manage its exposure to fluctuations in foreign currency exchange rates. The Company formally documents all relationships between hedging instruments and hedged items, as well as its risk management objectives and strategies for undertaking various derivative transactions. It is the Companyâ&#x20AC;&#x2122;s policy not to enter into derivative financial instruments for speculative purposes. These forward contracts are not designated as hedges and therefore, the changes in the fair values of derivatives are recognized in the consolidated statement of operations and classified in other income (expenses).

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Pension Information The Company does not maintain any pension plans. Dominican laws provide for pension benefits to be paid to retired employees from government pension plans and/or privately managed funds plans to which employers and employees make contributions. Dismissal Indemnity Dismissal indemnity that only should be paid in certain circumstances as required by the Dominican labor code is charged to expense when employees are dismissed. Comprehensive Income SFAS No. 130, “Reporting Comprehensive Income,” requires a full set of general purpose financial statements to be expanded to include the reporting of “comprehensive income”. Comprehensive income is comprised of two components, net income and other comprehensive income. At December 31, 2009 and 2008, the balance in “Accumulated Other Comprehensive Loss” of US$30,944,869 and US$31,031,995, respectively, corresponds to accumulated foreign currency translation adjustments carried forward from when the Company's functional currency was the Dominican Republic Peso and unrealized gains on investments held as available for sale. Reclassifications Certain amounts in the consolidated financial statements as of the year ended December 31, 2008 have been reclassified in order to conform to the presentation of the consolidated financial statements as of and for the year ended December 31, 2009. New Accounting Standards In June 2009, the FASB issued "The FASB Accounting Standards Codification and the Hierarchy of Generally Accepted Accounting Principles," which establishes the FASB Accounting Standards Codification ('ASC') as the source of authoritative US GAAP recognized by the FASB to be applied to nongovernmental entities. The Codification was effective for financial statements issued for interim and annual periods ending after September 15, 2009. Other than the manner in which new accounting guidance is referenced, the adoption of these changes had no impact on the Consolidated Financial Statements. ASC 320 ' Investments -Debt and Equity Securities' (previously FSP FAS 115-2 and FAS 124-2 On April 9, 2009 the FASB issued Staff Position No. FAS 115-2 and FAS 124-2, Recognition and Presentation of Other-Than-Temporary Impairments”. The new guidance changes the recognition threshold of an other-than-temporary impairment (“OTTI”) for debt securities and provides some income statement relief by permitting the non-credit portion of the OTTI loss to be excluded from earnings and reported in other comprehensive income. The Company adopted FAS 115-2 and FAS 124-2 as of April, 2009, as required. The adoption this standard was not material to the Company’s consolidated financial position, results of operations or cash flows. ASC 820 ' Fair Value Measurement and Disclosures' (previously FSP FAS 157-4) On April 9, 2009 the FASB issued Staff Position No. FAS 157-4, “Determining Fair Value When the Volume and Level of Activity for the Asset or Liability Have Significantly Decreased and Identifying Transactions That Are Not Orderly” , which provides a framework on how to determine fair value measurements when the level of market activity for an asset or liability has significantly decreased. The new guidance addresses concerns that measurements of securities that have become inactive are often based on stale, distressed, or one-time transactions that may not be representative of fair value. The Company adopted FAS 157-4 as of April, 2009, as required. The adoption this standard was not material to the Company’s consolidated financial position, results of operations or cash flows. 12

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ASC 825 ' Financial Instruments' (previously FSP FAS 107-1 and APB 28-1 On April 9, 2009 the FASB issued Staff Position No. FAS 107-1 and APB 28-1, “Interim Disclosures of Financial Instruments”, which enhances transparency through financial statement disclosure. This FSP shall be effective for interim reporting periods ending after June 15, 2009, with early adoption permitted for periods ending after March 15, 2009. The guidance requires the FAS 107 disclosures to be made each quarter by publicly-traded companies, regardless of how these instruments are recognized in the financial. The Company adopted FAS 107-1 and APB 281 as of June, 2009, as required. The adoption this standard was not material to the Company’s consolidated financial position, results of operations or cash flows. ASC 810 'Consolidation' (previously SFAS 167) In June, 2009, the FASB issued FAS 167 – “Amendments to FASB Interpretation No. 46(R) (FAS 167)” – which significantly changes the consolidation rules as they relate to variable interest entities (VIEs). The new standard modifies the model for determining who should consolidate a VIE and also addresses how often this assessment should be performed. It comes in response to recent market events and practice concerns that companies can structure transactions to avoid consolidation and concerns about the lack of transparency in the financial statements about a company's involvement in a VIE. The standard will not be effective until 2010 for calendar-year companies. The Company is currently evaluating the potential impact of the adoption of this standard. ASC 855 'Subsequent Events' (previously SFAS 165) The FASB issued FAS 165, Subsequent Events (FAS 165). Effective June, 2009 for calendar year-end companies, the new guidance is modeled after the same principles as the subsequent event guidance in the auditing literature (AU 560) with some terminology changes and additional disclosures. For example, the terminology of Type I and Type II has been replaced with "recognized" and "unrecognized" subsequent events. The standard also includes a required disclosure of the date through which the entity has evaluated subsequent events and whether that evaluation date is the date of issuance or the date the financial statements were available to be issued. The Company adopted FAS 165 as of June, 2009, as required. The impact of adopting this standard was not material to the Company’s consolidated financial position, results of operations or cash flows. ASC 805 ' Business Combinations' (previously SFAS 141 R) In December 2007, the FASB issued SFAS 141R “Business Combinations (revised)” which replaces FASB Statement 141 “Business Combination.” This Statement retains the fundamental requirements in Statement 141 that the purchase method is used for all business combinations. This Statement applies to all business combinations for which the acquisition date is on or after the first annual reporting period starting as of or after December 15, 2008. The adoption if this standard did not have impact in the Company’s consolidated financial position, results of operations or cash flows.

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Empresa Generadora de Electricidad Haina, S. A. and Subsidiary Notes to Consolidated Financial Statements December 31, 2009 and 2008 4.

Cash and Cash Equivalents Cash and cash equivalents consist of: Cash and cash at banks Cash equivalents- certificate of deposit: At 3.35% annual interest rate At 12.25% annual interest rate, denominated in Dominican Pesos At 2008: 3% annual interest rate

2009

2008

US$24,547,781

US$20,932,097

15,000,000

US$39,547,781

907,677 500,000 US$22,339,774

Accounts Receivable Accounts receivable consist of: Related parties - Trade, including current portion of long-term receivable to Edeeste of US$684,903 and US$7,681,856 at December 31, 2009 and 2008, respectively (Note 24) Other related parties (Note 24) Other, including trade Provision for doubtful accounts Non-current receivables: Trade (Edeeste) (Note 19) Total current accounts receivable

2009

2008

US$154,784,921 5,222,148 3,691,181

US$222,144,948 5,683,045 8,489,775

163,698,250 (200,000)

236,317,768 (3,300,000)

163,498,250

233,017,768

US$163,498,250

(32,473,301) US$200,544,467

Compensation Agreements – Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (“CDEEE”) Agreements dated February, March, October, November and December 2009 During 2009, CDEEE and the Company agreed to offset US$73.7 million of the Company’s accounts payable to CDEEE, Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (“ETED”) and Empresa de Generación Hidroeléctrica Dominicana (“HIDRO”) against the same amount of accounts receivable from Edenorte, Edesur and Edeeste. Agreements dated February, April, June, August and September 2008 During 2008, CDEEE and the Company agreed to offset US$62.4 million of the Company’s accounts payable to CDEEE, ETED and HIDRO against the same amount of accounts receivable from Edenorte, Edesur and Edeeste.

Empresa84 Generadora de/ Electricidad Memoria anual 2009 Annual report 2009 Haina, S. A. and SubsidiaryFINANCIAL REPORTS Notes to Consolidated Financial Statements Empresa Generadora de Electricidad Haina, S. A. and Subsidiary December 31, 2009 and 2008 Empresa Generadora de Electricidad Haina, S. A. and Subsidiary Notes to Consolidated Financial Statements Notes to Consolidated Financial Statements December 31, 2009 Sovereign Bonds and 2008 December 31, 2009 and 2008 On February 9, 2009, the Company entered into an Agreement with CDEEE in which the latter

6. 6. 6.

7. 7. 7.

offered to exchange Sovereign Bonds US$77.0 million of Edenorte and Edesur accounts receivable generated Sovereign Bonds during 2008 as resultthe of Company energy andentered power into salesanwith Dominican bonds maturing in On February 9, a2009, Agreement withSovereign CDEEE in which the latter On February 9, 2009, the Company entered into anand Agreement with CDEEE inatwhich the latter June 2010, 2011 andUS$77.0 2012 with a face value of US$77.0 million; with interest 8.0% fixed rate offered to exchange million of Edenorte Edesur accounts receivable generated offered to exchange US$77.0 of Edenorte and Edesur receivable generated tax free2008 and interest payable inmillion semi-annual installments. The accounts issuance of suchbonds bonds was during as a result of energy and power sales with Dominican Sovereign maturing in during 2008 as a result of energy and power sales with Dominican Sovereign bonds maturing in approved Lawand No.2012 490-08 ofathe National the Dominican Republic. The June 2010,by2011 with face value ofCongress US$77.0ofmillion; with interest at 8.0% fixed rate June 2010, 2011 and 2012 with a face value of US$77.0 million; with interest at 8.0% fixed rate Company estimated the fair value of the bonds received toThe be approximately US$74.3 million at tax free and interest payable in semi-annual installments. issuance of such bonds was tax free and interest payable in semi-annual installments. The issuance of such bonds was the time of initial recognition. As a consequence, the Company recorded a $2.3 million approved by Law No. 490-08 of the National Congress of the Dominican Republic. The provision approved by Law No.the 490-08 of the National of the Dominican Republic. The for doubtful accounts at December toCongress reflect the loss arising out of the Company estimated fair value of31, the2008 bonds received toestimated be approximately US$74.3 million at Company estimated the fair value of the bondsreceivable received to US$74.3 at exchange the US$77.0 million accounts bybe theapproximately sovereign the time ofof initial recognition. Asof a consequence, the Company recorded abonds. $2.3 millionmillion provision the time of initial recognition. As a consequence, the Company recorded a $2.3 million provision for doubtful accounts at December 31, 2008 to reflect the estimated loss arising out of the for doubtful at December 2008 toreceivable reflect thebyestimated lossthe arising out of the During 2009, through a series of transactions, the Company monetized Dominican sovereign exchange of accounts the US$77.0 million of31, accounts the sovereign bonds. exchange of the US$77.0 million of accounts receivable by the sovereign bonds. bonds as follows: During 2009, through a series of transactions, the Company monetized the Dominican sovereign During through a series of transactions, Dominican the Company monetized the Dominican Sovereign Bonds Maturingsovereign bonds as2009, follows: bonds as follows: Face Value 2010 2011 2012 Dominican Sovereign Bonds Maturing Dominican Bonds Maturing US$27,600,000 Bonds at inception US$77,000,000 US$22,400,000 27,000,000 Face Value 2010Sovereign US$ 2011 2012 Face Value 2010 2011 2012 Given as dividend in kind at inception (19,997,000) (6,600,000) (6,797,000) Bonds US$77,000,000 US$22,400,000 US$ (6,600,000) 27,000,000 US$27,600,000 Bonds US$77,000,000 US$22,400,000 US$ 27,000,000 US$27,600,000 payment of Givenatasinception dividend in Given as dividend in commercial payables (6,277,000) (4,477,000) (1,800,000) kind (19,997,000) (6,600,000) (6,600,000) (6,797,000)kind (19,997,000) (6,600,000)(6,600,000) (6,797,000) Sold market of (28,870,000) (8,067,000) (20,803,000) Giveninasthe payment Given as payment of commercial payables (6,277,000) (4,477,000) (1,800,000) Ascommercial of December 31, payables (6,277,000) (4,477,000) (1,800,000) Sold in the market (28,870,000) (8,067,000) (20,803,000)2009 US$21,856,000 US$11,323,000 US$ 10,533,000 US$ Sold in the market (28,870,000) (8,067,000) (20,803,000)As of December 31, As2009 of December 31, US$21,856,000 US$11,323,000 US$ 10,533,000 US$ Inventories 2009 US$21,856,000 US$11,323,000 US$ 10,533,000 US$ Inventories consist of: Inventories Inventories Restated Inventories consist of: Inventories consist of: 2009 2008 Restated Fuel US$11,452,709 US$11,512,641 Restated 2009 2008 Parts 16,957,603 11,769,630 2009 2008 Inventories in transit 2,040,240 23,213 Fuel US$11,452,709 US$11,512,641 Fuel US$11,452,709 US$11,512,641 Parts 16,957,603 11,769,630 US$30,450,552 US$23,305,484 Parts 16,957,603 11,769,630 Inventories in transit 2,040,240 23,213 Inventories in transit 2,040,240 23,213 US$30,450,552 US$23,305,484 At December 31, 2009 and 2008, the Company has in its custody third party fuel oil inventory US$30,450,552 US$23,305,484 amounting to US$0.3 million and US$1.8 million, respectively. Such amount is not included in the Company’s31, consolidated balance At December 2009 and 2008, the sheet. Company has in its custody third party fuel oil inventory At December 31, 2009million and 2008, Company hasrespectively. in its custodySuch thirdamount party fuel oilincluded inventoryin amounting to US$0.3 and the US$1.8 million, is not amounting to US$0.3 million and US$1.8 million, respectively. Such amount is not included in Prepaid Expenses the Company’s consolidated balance sheet. the Company’s consolidated balance sheet. Prepaid expenses Prepaid Expensesconsist of: Prepaid Expenses 2009 2008 Prepaid expenses consist of: Prepaid expenses consist of: Prepaid taxes and tax advances, net US$17,605,661 US$8,119,398 2009 2008 Insurance 1,812,683 1,481,334 2009 2008 Other 13,736 1,791 Prepaid taxes and tax advances, net US$17,605,661 US$8,119,398 Prepaid taxes and tax advances, net US$17,605,661 US$8,119,398 Insurance 1,812,683 1,481,334 US$19,432,080 US$9,602,523 Insurance 1,812,683 1,481,334 Other 13,736 1,791 Other 13,736 1,791 15 US$19,432,080 US$9,602,523 US$19,432,080 US$9,602,523 15

FINANCIAL REPORTS

Memoria anual 2009 / Annual report 2009

Empresa Generadora de Electricidad Haina, S. A. and Subsidiary Notes to Consolidated Financial Statements December 31, 2009 and 2008 8.

Derivative Financial Instruments The following summarizes the Company’s derivative financial instrument contracts at December 31, 2009 and 2008: Foreign exchange risk management – The Company uses foreign currency forward exchange contracts (“Forward Contracts”) to reduce its cash flow volatility associated with foreign exchange rate changes. The Forward Contracts provide for the purchase or sale of foreign currencies at specified future dates at specified exchange rates. Changes in the fair value of the Forward Contracts not identified as cash flow hedges resulted in a charge of US$358,862 (2008: US$0) recorded in the Consolidated Statements of Operations as a component of other income (expenses), net during the year ended December 31, 2009 (Note 25). As of December 31, 2009, the Company’s forward contracts are comprised as follows: Commencement Date

Termination Date

Not classified as hedges: 12-9-2009 2-16-2010

Contract Currency Euro

Notional Amount

Fair Value

€10,000,000

US$ 358,862

Fair Value of Financial Instruments The estimated fair value amounts presented below have been determined by the Company using available market information or other appropriate valuation methodologies that require considerable judgment in developing and interpreting the estimates of fair value. Accordingly, the estimates presented herein are not necessarily indicative of the amounts that the Company could realize in an actual market exchange. The use of different market assumptions and/or estimation methodologies may have a material effect on the estimated fair value amounts. The carrying amounts of the Company’s cash and cash equivalents, accounts receivable, accounts payable and current notes payable approximate fair value because they have relatively short-term maturities and bear interest at rates tied to market indicators, as appropriate. The Company’s long-term debt consists of debt instruments that bear interest at fixed rates tied to market indicators. The carrying amount and estimated fair values of the Company’s financial instruments as of December 31 are as follows: 2009

Assets: Cash and cash equivalents Restricted cash Accounts receivable (including long-term) Investments (short and long-term)

2008

Carrying

Estimated

Carrying

Estimated

Amount

Fair Value

Amount

Fair Value

US$ 39,547,781 -

US$ 22,339,774 3,014,000

163,498,250

233,017,768

22,808,503

US$ 225,854,534

US$ 258,371,542

US$258,371,542

Memoria anual 2009 / Annual report 2009

FINANCIAL REPORTS

Empresa Generadora de Electricidad Haina, S. A. and Subsidiary Notes to Consolidated Financial Statements Empresa Generadora de Electricidad Haina, S. A. and Subsidiary December 31, 2009 and 2008 Notes to Consolidated Financial StatementsHaina, S. A. and Subsidiary Empresa Generadora de Electricidad December 31, 2009 and 2008 2009 2008 Notes to Consolidated Financial Statements December 31, 2009 and 2008 Carrying Liabilities: Accounts payable, related parties and other current Liabilities: liabilitiespayable, related Accounts Debt (short long-term) Liabilities: parties andand other current Forward contract Accounts payable, related liabilities parties andand other current Debt (short long-term) liabilities Forward contract Debt (short and long-term) Assets liabilities that Forwardand contract

Estimated

Carrying

Fair Value Estimated

Amount Carrying

Fair Value Estimated

Amount Carrying

US$216,739,245

US$255,536,546

2009

Amount Carrying

2009

Amount Carrying

US$ Amount 43,641,679 202,367,000 358,862 US$ 43,641,679 202,367,000 US$246,367,541 US$ 43,641,679 358,862 202,367,000 US$246,367,541 are measured 358,862at

Estimated 2008 Fair Value Estimated 2008 Fair Value Estimated

US$Fair 43,641,679 US$Amount 78,833,233 US$Fair 78,833,233 Value Value 172,738,704 176,703,313 71,452,460 358,862 US$ 43,641,679 US$ 78,833,233 US$ 78,833,233 172,738,704 176,703,313 71,452,460 US$216,739,245 US$255,536,546 US$150,285,693 US$ 43,641,679 US$ 78,833,233 US$ 78,833,233 358,862 172,738,704 176,703,313 71,452,460 US$150,285,693 fairUS$216,739,245 value on a recurringUS$255,536,546 basis- are as follows: 358,862 -

US$246,367,541

US$150,285,693

Assets and liabilities that are measured at fair value on a recurring basis are as follows: Date Using Fair Value Measurements at Reporting Prices in basis are Significant Assets and liabilities that are measured at fair valueQuoted on a recurring as follows: Fair Value Measurements at Reporting Date Using

Description Assets: Description Available-for-sale securities Assets: Description Available-for-sale securities Assets: Liabilities: Available-for-sale securities Derivatives Liabilities:

12/31/2009

Active markets Other Significant Quoted PricesMeasurements in Significant Fairidentical Value at Reporting Date Using For Observable Unobservable Active markets Other Significant Quoted Prices in Significant Assets Inputs Inputs For identical Observable Unobservable Active markets Other Significant (Level 1) (Level 2) (Level 3) Inputs Inputs ForAssets identical Observable Unobservable

12/31/2009 US$ 21,803,335 12/31/2009 US$ 21,803,335

(Level 1) US$ Assets (Level 1) US$ -

(Level Inputs2) US$21,803,335 (Level 2) US$21,803,335

(Level 3) US$Inputs (Level 3) US$ -

US$ US$ 21,803,335 358,862

US$ US$

US$21,803,335 US$ -

US$ US$358,862

US$

358,862

US$

US$358,862

10.

Property, DerivativesPlant and Equipment, US$Net358,862

US$

US$358,862

10.

Property, Plantand and Equipment, Property, plant equipment, net Net consist of:

10.

Property, Plant and Equipment, Net Property, plant and equipment, net consist of:

Derivatives Liabilities:

2009

2008

Property, plant and equipment, net consist of: Land

US$ 2009 5,059,923

US$ 2008 5,059,923

Land Buildings Generation plants Land Buildings Transportation equipment Generation plants Furniture and office equipment Buildings Transportation equipment Other equipment Generation plants Furniture and office equipment Leasehold improvements Transportation equipment Other equipment Exchange partsoffice equipment Furniture and Leasehold improvements Other equipment Exchange parts Leasehold improvements Less: Accumulated depreciation Exchange parts Less: Accumulated depreciation Construction in progress (a) Less: Accumulated depreciation

US$ 2009 5,059,923 1,008,716 US$344,984,094 5,059,923 1,008,716 1,648,478 344,984,094 1,967,522 1,008,716 1,648,478 7,082,202 344,984,094 1,967,522 929,493 1,648,478 7,082,202 3,422,157 1,967,522 929,493 7,082,202 361,042,662 3,422,157 929,493 132,189,848 361,042,662 3,422,157 228,852,814 132,189,848 361,042,662 17,789,803 228,852,814 132,189,848 US$251,702,540 17,789,803 228,852,814

US$ 2008 5,059,923 1,008,716 US$348,879,641 5,059,923 1,008,716 1,718,535 348,879,641 1,353,364 1,008,716 1,718,535 4,718,151 348,879,641 1,353,364 758,366 1,718,535 4,718,151 1,377,946 1,353,364 758,366 4,718,151 359,814,719 1,377,946 758,366 118,227,473 359,814,719 1,377,946 241,587,246 118,227,473 359,814,719 15,989,565 241,587,246 118,227,473 US$262,636,734 15,989,565 241,587,246

Construction in progress (a)

US$251,702,540 US$262,636,734 Construction in progress (a) 17,789,803 15,989,565 During 2009 and 2008, depreciation of property, plant and equipment was US$15,540,338 and US$15,304,240, respectively. US$251,702,540 US$262,636,734 During 2009 and 2008, depreciation of property, plant and equipment was US$15,540,338 and US$15,304,240, respectively. 17 During 2009 and 2008, depreciation of property, plant and equipment was US$15,540,338 and US$15,304,240, respectively.

FINANCIAL REPORTS

Memoria anual 2009 / Annual report 2009

Empresa Generadora de Electricidad Haina, S. A. and Subsidiary Notes to Consolidated Financial Statements December 31, 2009 and 2008 (a)

Construction in progress consists primarily of the project known as “Los Cocos” located in Los Cocos, municipality of Oviedo. The Company paid EUR 10,642,558 (equivalent to US$15,123,075) (the "Deposit") to Vestas Argentina, S. A. as a down payment for the purchase of 25 Vestas V80 – 2.000 KW 60 Hz Wind Turbine Generators (“Turbines”) under a letter agreement dated September 12, 2008. The Turbines are composed of rotor, nacelle, tower (shaft), embedment and total provision of auxiliary systems within the WTG. Such down payment is equal to the 20% of the total purchase price of EUR 53,212,791. As a result of the global financial crisis, that unfolded a few weeks after the Company sent the Reservation Letter to Vestas, the Company decided to reduce the number of turbines to 14, down from the original 25, and to change the model to V90 turbines. The rationale behind these changes were to reduce the size of the project so that the Company could execute it in the absence of debt financing and to obtain machines that were determined to be more suitable for the project. The Supply and Installation Agreement ("SIA") and Service and Availability Agreement ("SAA") with Vestas were executed on December 23, 2009. The total contract value for the SIA was reduced to EUR 32,026,000. The commercial operation date is estimated to be on the 19th week of 2011.

11.

Deferred Charges Deferred charges consist of:

Deferred costs Debt issuance costs - US$175 million fixed rate bond issued in April 2007 as described in Note 14 Debt issuance costs - US$30 million fixed rate bond issued during 2009 as described in Note 14

2009

2008

US$11,811,229

5,346,430

5,675,030

321,666

17,479,325

17,486,259

8,349,037

6,832,651

US$ 9,130,288

US$10,653,608

Less: Accumulated amortization

During 2009 and 2008, the amortization charges of the deferred charges amounted to US$1,617,073 and US$1,311,498, respectively. The estimated future amortization through the end of its useful life is expected to be: Year 2010 2011 2012 2013 - 2017

US$ 1,648,325 1,499,645 1,272,861 4,709,457 9,130,288

Memoria anual 2009 / Annual report 2009

FINANCIAL REPORTS

Empresa Generadora de Electricidad Haina, S. A. and Subsidiary Empresa Generadora de Electricidad Notes to Consolidated Financial StatementsHaina, S. A. and Subsidiary

Notes to Consolidated Statements December 31, 2009 andFinancial 2008 Empresa Generadora de Electricidad Haina, S. A. and Subsidiary December 31, 2009 and 2008 Notes As to aConsolidated Financial Statements result of the partial debt repurchases described in Note 14, the Company recorded a December 31, 2009 2008 US$227,913 related to the portion of costs in of Note issuance applicable to the repurchases. As a result ofexpense, theand partial debt repurchases described 14, the Company recorded a 12. 12. 12.

13. 13. 13. 14. 14. 14.

US$227,913 expense, related to the portion of costs of issuance applicable to the repurchases. Other Assets As a result of the partial debt repurchases described in Note 14, the Company recorded a US$227,913 Other Assetsexpense, related to the portion of costs of issuance applicable to the repurchases. Other Assets consists of: Other Assetsconsists of: Other Assets 2009 2008 Other Assets consists of: 2009 2008 Transmission Line for Los Cocos project (a) US$6,750,967 US$6,288,067

Deposits for local 21,811 50,782 Transmission Linerent for Los Cocos project (a) US$6,750,967 US$6,288,067 2009 2008 Other deposits 101,144 111,600 Deposits for local rent 21,811 50,782 Transmission US$6,750,967 US$6,288,067 Other depositsLine for Los Cocos project (a) 101,144 111,600 US$6,873,922 US$6,450,449 Deposits for local rent 21,811 50,782 US$6,873,922 US$6,450,449 Other deposits 101,144 111,600 (a) In 2007 the Company signed a contract with Elecnor, S. A. (the constructor) for the US$6,873,922 US$6,450,449 construction of a transmission that will the Losconstructor) Cocos project tothe the (a) In 2007 the Company signed a line contract withinterconnect Elecnor, S. A. (the for interconnected system.line During 2009, the Company payments for to US$0.5 construction of electric a transmission that will interconnect the made Los Cocos project the million, US$3.8 million in 2008 and an 2009, initialElecnor, cashCompany advance of US$2.5 million 2007. The (a) interconnected In 2007 the Company signed a contract with S. A. (the constructor) forinUS$0.5 the electric system. During the made payments for total estimated of this isthat approximately US$17 Themillion Company expects construction of cost amillion transmission line interconnect themillion. Los Cocos project to 2007. the million, US$3.8 in project 2008 and an will initial cash advance of US$2.5 in The that this transmission line will be sold to the Dominican Republic government once interconnected electric system. During 2009, the Company made payments for US$0.5 total estimated cost of this project is approximately US$17 million. The Company expects completed in accordance the electricity law. million, million 2008 antoinitial cash advance of US$2.5 million once in 2007. The that this US$3.8 transmission lineinwith will beand sold the Dominican Republic government total estimated cost of thiswith project is approximately completed in accordance the electricity law. US$17 million. The Company expects that this transmission line will be sold to the Dominican Republic government once Short-Term Debt completed in accordance with the electricity law. Short-Term Debt Short-term debt consists of US$1,703,313 at December 31, 2008. This debt accrued interest at annual ratesdebt ranging between 5% and 10% at forDecember U.S. dollar Short-term consists of US$1,703,313 31,borrowing. 2008. ThisThe debtweighted accrued average interest at Short-Term Debt interestrates rate was 7.1%. annual ranging between 5% and 10% for U.S. dollar borrowing. The weighted average Short-term interest ratedebt was consists 7.1%. of US$1,703,313 at December 31, 2008. This debt accrued interest at annual rates ranging between 5% and 10% for U.S. dollar borrowing. The weighted average Long-Term Debt interest rate was 7.1%. Long-Term Debt Long-term debt consists of: Long-term consists of: Long-Termdebt Debt 2009 2008 2009 2008 Long-term debt consists of: 9.5% Senior Notes (fixed rate bond maturing in April 2017Senior with balloon payment). Interest is payable in 20 9.5% Notes (fixed rate bond maturing in April 2009 2008 semi-annual installments (a) Interest is payable in 20 US$164,867,000 US$175,000,000 2017 with balloon payment). US$30 million local(fixed bond,rate five tranches of US$6 million 9.5% Senior Notes maturing in April semi-annual installments (a)bond US$164,867,000 US$175,000,000 each. million Interest is payable basis at annual 2017 with balloon payment). Interest is in 20 US$30 local bond, on fivea monthly tranches ofpayable US$6 million interest rates installments range from on 7.75% to 8.75% (b)at annual 30,000,000 semi-annual (a)a monthly US$164,867,000 US$175,000,000 each. Interest is payable basis Loan payable to Banco BHD, S. A. at 7.5% annual rate US$30 million local bond, five tranches of US$6 million interest rates range from 7.75% to 8.75% (b) 30,000,000 Maturity, June 2011 (c) 5,000,000 each. Interest payable on aS.monthly basisannual at annual Loan payable toisBanco BHD, A. at 7.5% rate Loan payable torange Banco de Reservas la República interest rates 7.75% to de 8.75% (b) 30,000,000 Maturity, June 2011from (c) 5,000,000 Dominicana 8.5% annual rate. June 2011 BHD, S. A. Maturity, at annual rate Loan payable toatBanco de Reservas de7.5% la República (d) 2,500,000 Maturity, June 5,000,000 Dominicana at 2011 8.5% (c) annual rate. Maturity, June 2011 Loan (d) payable to Banco de Reservas de la República 2,500,000 202,367,000 175,000,000 Dominicana at 8.5% annual rate. Maturity, June 2011 Less: Current portion (6,000,000) 202,367,000 175,000,000 (d) 2,500,000 Less: Current portion (6,000,000) US$196,367,000 US$175,000,000 202,367,000 175,000,000 US$196,367,000 Less: Current portion (6,000,000) US$175,000,000 19 19

US$196,367,000

US$175,000,000

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Empresa Generadora de Electricidad Haina, S. A. and Subsidiary Notes to Consolidated Financial Statements December 31, 2009 and 2008

Management estimates the fair value of the Companyâ&#x20AC;&#x2122;s Senior Notes and corporate bonds, by discounting their future cash flows at the market rate, to be as follows:

Senior Notes Corporate Bonds

2009

2008

US$135,604,769 29,633,935

US$69,749,147 -

US$165,238,704

US$69,749,147

a. The US$175 million fixed rate bond was issued by Haina Finance, the wholly owned subsidiary of EGE Haina and a tax-exempted Cayman Island company formed solely to issue this bond. Under the term of the issuance, Haina Finance must not engage in any business activity other than complying with its obligations under the bond. EGE Haina unconditionally and irrevocably guarantees the bond. Pursuant to a Participation Agreement between Haina Finance and Barclays Bank PLC, the gross proceeds from the bond were used by Haina Finance to purchase a participation in a loan made by Barclays Bank PLC to EGE Haina for US$175 million under a term loan agreement entered by EGE Haina and Barclays Bank PLC. Pursuant to the loan agreement EGE Haina is required to make payments on the same terms and conditions and at the same rate of interest as the payments required to be made by Haina Finance under the bond. The bond is secured by a first priority security interest on 100% of the outstanding capital of Haina Finance, all rights, title and interest in the Participation Agreement entered into by Haina Finance and Barclays Bank PLC. In addition, there are restrictive covenants that are in effect whenever an event of default occurs or is continuing. Such covenants include limitations on: indebtedness, restricted payments, sale of assets, liens, affiliate transactions, mergers, dividends and other payment restrictions affecting subsidiaries, among others. According to the terms of the bond, Haina Finance established an Interest Reserve Account at Deutsche Bank Trust Company Americas, the bondâ&#x20AC;&#x2122;s trustee, as a security for the bond. Haina Finance is required to maintain at all times an amount on deposit in this interest reserve account (or letters of credit or certain temporary cash investments having an aggregate face amount) equal to the interest payable on the bond on the immediately following interest payment date. At December 31, 2009 and 2008, this interest account balance amounted to US$7.8 million and US$8.3 million, respectively. During 2009, Haina Finance repurchased US$10.1 million of the Senior Notes at an average price of US$0.7949/US$1.00. As a result, the Company recorded a gain from extinguishment of debt of US$2,078,625, which is presented net of US$227,913 of costs of issuance applicable to the repurchase and included in the Consolidated Statement of Operations within the other income (expenses), net caption.

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b. In March 2009, the Company obtained the approval of the Dominican Security Exchange Commission (Superintendencia de Valores) for the issuance of a local bond amounting up to US$30 million. This bond was fully placed in five tranches of US$6 million each, as follows: Tranche

Size (US$)

Rate

Issuance Date

Maturity

Repayment Schedule

1 2 3 4 5

6,000,000 6,000,000 6,000,000 6,000,000 6,000,000 30,000,000

8.00% 8.50% 8.50% 8.75% 7.75%

4-22-2009 5-26-2009 7-22-2009 10-22-2009 12-18-2009

10-22-2010 5-26-2011 7-22-2011 4-10-2012 12-18-2012

Balloon payment Balloon payment Balloon payment Balloon payment Balloon payment

c. On June 19, 2009, the Company entered into a US$5 million loan with Banco BHD, S. A. (“BHD”) at a variable interest rate1, with interest payable on a monthly basis. The loan is guaranteed by US$7.2 million in Dominican Sovereign Bonds and has a two-year term. d. On June 4, 2009, the Company entered into a US$10 million loan with Banco de Reservas de la República Dominicana at a variable interest rate1, with interest payable on a monthly basis. The loan is guaranteed by US$3.3 million in Dominican Sovereign Bonds. In November 2009, the Company made a US$7.5 million payment, therefore as of December 31, 2009, the outstanding amount is US$2.5 million due on June 30, 2011. 1.

The banks have the right, under contract, to change the interest rates from time to time in accordance with local market conditions.

15.

Accounts Payable Accounts payable consist of:

Power vendors International vendors Local vendors

16.

2009

2008

US$30,738,833 691,012 639,620

US$53,405,666 5,142,967 892,715

US$32,069,465

US$59,441,348

2009

2008

Other Current Liabilities Other current liabilities consist of: Withholdings taxes and other Assets tax payable (Note 18) Interests payable Other

US$

621,717 1,373,558 2,888,837 5,679,136

US$ 7,713,902 1,455,754 2,965,239 5,070,601

US$10,563,248

US$17,205,496

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Shareholdersâ&#x20AC;&#x2122; Equity Common Stock At December 31, 2009 and 2008, the common stock consisted of 45,951,000 common shares issued and outstanding with par value of US$6.29. The following is a detail of the Company's shares: Common Stock Shares Issued Par Value FONPER HIC Shares issued for cash Other shareholders

22,972,500

US$144,481,132

22,975,500 3,000

144,500,000 18,868

Balance at December 31, 2009 and 2008

45,951,000

US$289,000,000

Legal Reserve The Dominican Commercial Code establishes that at least 5% of the annual net earnings be appropriated as a legal reserve of the Company until such appropriation equals 10% of the outstanding capital. This reserve may not be capitalized, returned to inappropriate retained earnings or used for payment of dividends. Remittance of Profits The Dominican Foreign Investment Law allows the repatriation of capital and remittance of profits in freely convertible currency. Dividends may be declared during each fiscal period up to the total amount of net profits, subject to a withholding tax of 25%, which can be offset with the income tax due by the Company. Dividends On February 24, 2009, the Board of Directors of the Company approved a dividend payment amounting to US$40 million, corresponding partially to the remaining retained earnings as of December 2007 and partially to 2008 net income. The portion of dividends that corresponded to HIC was paid in cash in March 2009, while the portion of dividends that belonged to FONPER was made by transferring US$20 million in Dominican Sovereign Bonds under Law 490 with a market fair value of US$19.4 million. On December 4, 2008, the Board of Directors of the Company approved the declaration of a US$20 million dividend, corresponding to a portion of retained earnings as of December, 2007. This dividend was paid during the same month that it was declared. As a result, the Company reduced its retained earnings by US$20 million. 18.

Income Tax Dominican Republic Tax Law (the Tax Law) establishes a corporate income tax at a rate of 25% on the net taxable income; and a 1% tax on assets (Asset Tax) as an alternative minimum tax. The taxable base of the Asset Tax in case of power generation, transmission and distribution companies defined in the General Electric Law 125-01, dated July 26, 2001, is the total fixed assets, net of depreciation, as they are shown in the balance sheet at year end.

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The Tax Law requires tax payers to file the corporate income tax returns denominated in Dominican peso (local currency). Those who use a functional currency other than the Dominican peso are required to keep their tax accounting records and official filings in local currency. In addition, Article 293 of the Tax Law establishes the recognition of the foreign exchange difference as deductible expense/taxable income in the determination of taxable base. The Tax Authorities annually indicate the exchange rate to be used for the valuation of monetary items originated in foreign currencies. For the purpose of determining the current income tax, the reconciliation of income before tax and the tax due, at the statutory rate, is: 2009 Tax effect of: Income before income tax

2008

US$ 5,183,757

Permanent differences Nondeductible expenses Inflation adjustment of nonmonetary assets Taxes nondeductible Unallowed donations Other nontaxable income Exchange differences Participation in subsidiaryâ&#x20AC;&#x2122;s loss Other adjustments

41,374 (2,685,889) 1,360,057 20,582 2,323,597 157,181 1,216,902

Temporary differences Depreciation Income on sale of fixed assets Exchange rate differences Non-capitalized assets Other Current tax expense before income tax loss carry forward Utilization of tax loss carry forward

US$12,179,967 848,386 (2,769,444) 463,580 (4,602) 2,132,503 (71,780) 598,643

3,347 (319,167) 14,308 19,941 146,037

(340,082) 39,606 (27,248)

(135,534)

(327,724)

6,265,125

12,450,886

(5,012,100)

(6,869,644)

Current income tax before asset tax credit

US$ 1,253,025

US$ 5,581,242

Asset tax

US$(1,373,558)

US$ (1,455,754)

Current income tax

US$

US$ 4,125,488

In 2009, the current income tax on the Company's taxable income did not exceed the asset tax; therefore, the CompanyÂ´s obligation was to pay the latter, amounting to approximately US$1.4 million. The asset tax is reflected within the General and Administrative Expenses in the Consolidated Statements of Operations.

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The Company has income tax loss carry forwards of US$28 million (adjusted by inflation) as of December 31, 2009, which can be used to offset future taxable income, subject to the limitations expressed below. These losses will expire as follows:

Period

Total Adjusted Unadjusted Tax Loss Tax Loss Carry Carry Inflation Forward Forward Adjustment (Expressed in US$ million)

2009 2010 Less: Utilized/expired in 2009

27.5 27.5

0.5 0.5

28.0 28.0

55.0

1.0

56.0

(27.5)

(0.5)

(28.0)

27.5

0.5

28.0

The components of the deferred income tax asset / liability consist of the following: Balance at December 31, 2008 US$ Current deferred income tax Foreign currency Bad debts reserve Vacation accruals Bonus for objective allowance Tax loss carry forward Valuation allowance

Noncurrent deferred income tax Tax loss carry forward Valuation allowance Fixed assets Deferred income tax - net

Balance at December 31, 2009 US$

226 230,224 6,184,575 (1,494,091)

13,379 46,447 (226) 67,513 321,950 (2,317,830)

297,737 6,506,525 (3,811,921)

4,901,359

(1,868,767)

3,032,592

(19,575)

Effect in Results for the Period US$

(6,196) 46,447

6,184,575 (1,494,090) 4,690,485 (16,349,989)

(6,184,575) 1,494,090 (4,690,485) 226,704

(16,123,285)

(11,659,504)

(4,463,781)

(16,123,285)

(6,758,145)

(6,332,548)

(13,090,693)

The ultimate realization of deferred tax assets is dependent upon the generation of future taxable earnings during the periods in which the temporary differences become deductible.

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The Company's deferred tax asset reflects the tax benefit of US$2.7 million (2008: US$9.4 million) in tax loss carry forward net of a valuation allowance of US$3.8 million (2008: US$3.0 million). The tax loss carry forwards expire in 2010 and realization is dependent on generating sufficient taxable income prior to its expiration date. Although realization is not assured, management believes it is more likely than not that US$2.7 million (2008: US$9.6 million) of benefits from the tax loss carry forward will be realized. The amounts of the deferred tax asset considered realizable, however, could vary in the near term if estimates of future taxable income during the carry forward period change. Manager considers projected future taxable income in making this assessment. At December 31, 2009 management increased the valuation allowance by US$0.8 million after updating their future taxable income projections, based on current market conditions and performance of the entity in 2009. 19.

Sale of Energy to Distribution Companies and Other Customers a. The Company invoices the distribution companies, Empresa Distribuidora del Norte, S. A. (“Edenorte”), Empresa Distribuidora del Sur, S. A. (“Edesur”) and Empresa Distribuidora del Este, S. A. (“Edeeste”), for the service of energy, capacity and transmission toll, according to the existing agreements renegotiated in August 2001 (“the Power Supply Contracts”). The terms and conditions for the sale of energy to distribution companies are as follows: Edenorte Edesur Edeeste Term of contracts Indexation

112MW 138 MW 100 MW 15 years 30% per CPI –USA 70% for fuel #6

The prices are stated in U.S dollars but can be paid in Dominican Pesos at the current exchange rate. The exchange rate index utilized tracks the market rate for the U.S. dollar based on daily foreign exchange trading by commercial banks published by the Dominican Republic Central Bank. b. On August 3, 2006, the Company and Edeeste signed a rescheduling agreement related to past-due accounts receivable. The main terms of this agreement stipulate for Edeeste the payment of the principal amount of US$41.9 million over a six-year term, with interest payable at an annual rate of 12%. The agreement provides for a two-year grace period for the principal repayment, 10% repayment in the third year and 30% repayments in the fourth, fifth and sixth year. In addition, the agreement grants the Company the direct monthly collections from Edeeste’s main customers equal to a minimum amount of US$5.5 million per month. On October 29, 2008, Ede Este and EGE Haina entered into a contract suspension agreement for the PPA signed in 1999 between the parties under the terms and conditions of the rescheduling agreement. The suspension was effective November 1st, 2008 and will last until May, 2010. As per conditions of the agreement, EGE Haina continued to receive the payments of pledged customers and credit card collections until the full extinguishment of the account receivable.

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On July 14, 2009, the Company sent a letter to Edeeste, declaring the latter in default under the rescheduling agreement signed in August 2006. Specifically, Edeeste failed to comply with the minimum monthly payment of US$5.5 million during April, 2009. The outstanding balance of the account receivable from the Edeeste at December 31, 2009 and 2008 was US$1.0 million and US$86.3 million, respectively, from which US$0.7 million and US$7.7 million were classified as current portion as of December 31, 2009 and 2008, respectively. On January 11, 2010, the Company fully collected the outstanding amount. c. On July 23, 2008, the Company entered into a power purchase agreement (PPA) with CEPM under which EGE Haina would supply a minimum of 50MW of capacity and associated energy to CEPM. This began upon CEPM´s completion of the 138KV transmission line that connects its distribution system with one of EGE Haina’s generation plants, La Sultana del Este. The PPA establishes a term of 18 years. The price for capacity is adjusted monthly by the U.S. CPI. The price for electricity delivered under the PPA is equal to the cost of the fuel used by EGE Haina to generate the electricity plus a variable operating and maintenance margin. The prices and the amounts due are stated in U.S. Dollars. Originally, the non-fuel variable component was adjusted monthly by the U.S. CPI and for fluctuations in the exchange rate between the US Dollar and Euro. In May, 2009, the Company and CEPM entered into the first amendment to the Power Purchase Agreement. The amendment eliminated the Euro indexation contained in the energy price and established a new minimum capacity of 48.1 MW. d. As of July 1, 2009, the Company and Centros del Caribe, S. A., by mutual agreement, decided to terminate the Power Sales Contract signed in April 2002. As a part of this agreement, EGE Haina sold to Megacentro the generation engines located at Megacentro Mall at a sales price of approximately US$ 3.3 million. Additionaly, Centros del Caribe S. A. paid to EGE Haina US$0.3 million as fine for the anticipated termination of the contract. 20.

Fuel Oil, Coal and Power Supply x

During 2009 and 2008, the Company had no fuel oil supply agreement in force. During these years the Company purchased fuel oil on the spot market from diverse suppliers. During 2009 the Company purchased 1.8 million barrels at a cost of US$108.4 million (2008: 1.7 million barrels at a cost of US$133.6 million).

In the first quarter of 2006, EGE Haina entered into a new contract with the supplier Glencore International AG, in which Glencore International AG agreed to supply EGE Haina with coal sufficient to meet the Barahona plant’s requirements for a period of two years, from March 1, 2006 through April 30, 2008. The contract price for coal under this agreement was US$56.80 per metric ton adjusted by qualities specifications (Btu), plus a delivery fee. Both parties agreed to comply with a delivery of 294,000 metric tons within the period of the contract, except for extraordinary events or circumstances beyond the control of the parties that prevented one or both parties from fulfilling their obligations (force majeure).

In January, 2008, the Company entered into a coal purchase agreement with Glencore International AG (“Glencore”), in which Glencore agreed to supply EGE Haina with 84,000 metric tons of coal in a period of eight months, from March 1, 2008 through November 30, 2008. The contract price for coal under this agreement was US$93.00 per metric ton adjusted by qualities specifications (Btu).

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Empresa Generadora de Electricidad Haina, S. A. and Subsidiary Notes to Consolidated Financial StatementsHaina, S. A. and Subsidiary Empresa Generadora de Electricidad December 31, 2009 andFinancial 2008 Notes to Consolidated Statements December 31, 2009 and 2008

21.

During 2009, EGE Haina reached an agreement with Glencore for the delivery of the following coal cargoes in 2009: During 2009, EGE Haina reached an agreement with Glencore for the delivery of the - 2 cargoes in the first half of 2009 with a FOB spot price of US$94.00/MT following coal cargoes in 2009: - 2 cargoes in the third quarter of 2009 with FOB spot price of US$66.00/MT - 2 cargoes in the first half of 2009 with a FOB spot price of US$94.00/MT - 2 cargoes in the fourth quarter of 2009 with FOB price of US$72.00/MT. - 2 cargoes in the third quarter of 2009 with FOB spot price of US$66.00/MT - 2 cargoes in the fourth quarter of 2009 with FOB price of US$72.00/MT. x On August 27, 2008, EGE Haina entered into a coal purchase agreement with AGR Mineria e Ingeniería, S.A., in which AGR Mineria e Ingeniería, S.A. agreed to supply EGE Haina with x On August 27, 2008, EGE Haina entered into a coal purchase agreement with AGR Mineria e 63,000 metric tons. The contract price for coal under this agreement was US$128.00 per Ingeniería, S.A., in which AGR Mineria e Ingeniería, S.A. agreed to supply EGE Haina with metric ton adjusted by qualities specifications (Btu). Due to the noncompliance by AGR 63,000 metric tons. The contract price for coal under this agreement was US$128.00 per Minería E Ingeniería, S.A. in the delivery of coal, on March 5th, 2009, the Company decided metric ton adjusted by qualities specifications (Btu). Due to the noncompliance by AGR to terminate the contract. The termination of the contract had no impact on the Company’s Minería E Ingeniería, S.A. in the delivery of coal, on March 5th, 2009, the Company decided consolidated financial statements, because there were no activities during the period of the to terminate the contract. The termination of the contract had no impact on the Company’s contract. consolidated financial statements, because there were no activities during the period of the contract. x The Company participates in the Dominican electricity spot market, as a seller or buyer. During 2009 the Company purchased the equivalent of US$66.0 million (2008: US$144.3 x The Company participates in the Dominican electricity spot market, as a seller or buyer. million). The Company purchased 495 GWH in 2009 (2008: 694 GWH). During 2009 the Company purchased the equivalent of US$66.0 million (2008: US$144.3 million). The Company purchased 495 GWH in 2009 (2008: 694 GWH). Operating and Maintenance Expenses

21.

Operating andmaintenance Maintenance Expenses Operating and expenses consist of: Operating and maintenance expenses consist of: Maintenance expenses (a) Labor costs Maintenance expenses (a) Technical advisory fees Labor costs Lubricants Technical advisory fees Professional services Lubricants Security services Professional services Other Security services Other (a) Sultana Operation and Maintenance Contracts

2009

2008

2009 US$10,127,709 8,685,764 US$10,127,709 5,132,571 8,685,764 3,508,283 5,132,571 1,622,559 3,508,283 566,596 1,622,559 1,537,399 566,596 1,537,399 US$31,180,881

2008 US$10,429,009 8,381,632 US$10,429,009 4,453,656 8,381,632 3,165,633 4,453,656 1,137,631 3,165,633 730,641 1,137,631 2,427,547 730,641 2,427,547 US$30,725,749

US$31,180,881

US$30,725,749

(a) Sultana Operation and Maintenance Contracts On April 27, 2007 the Company signed a maintenance contract with ABB S. A. (“ABB”), by which this supplier will manage and execute the maintenance, including service and installation On April 27, 2007 the Company signed a maintenance contract with ABB S. A. (“ABB”), by of delivered spare parts of all turbochargers, and the daily inspections at La Sultana del Este which this supplier will manage and execute the maintenance, including service and installation Plant. of delivered spare parts of all turbochargers, and the daily inspections at La Sultana del Este Plant. In consideration of the management and execution of the maintenance agreement, the Company will pay to ABB a fixed hourly rate calculated on the basis of the agreed hours and number/type In consideration of the management and execution of the maintenance agreement, the Company of turbochargers of CHF 8.80 (Swiss franc). will pay to ABB a fixed hourly rate calculated on the basis of the agreed hours and number/type of turbochargers of into CHFforce 8.80 on (Swiss franc).11, 2006 and it will end automatically once the last This contract came November turbocharger has reached the agreed hours (total of 844,200 hours, distributed by 46,900 per 18 This contract came into force on November 11, 2006 and it will end automatically once the last turbochargers), but not later than December 31, 2013. The Company has however the option to turbocharger has reached the agreed hours (total of 844,200 hours, distributed by 46,900 per 18 unilaterally extend the hours by another 50,000 running hours (from 50,000 to 100,000 running turbochargers), but not later than December 31, 2013. The Company has however the option to hours). This option can only be exercised together with the option of the respective operating unilaterally extend the hours by another 50,000 running hours (from 50,000 to 100,000 running performance package agreed for the delivery of spare parts between customer and ABB Turbo hours). This option can only be exercised together with the option of the respective operating Systems Ltd, Switzerland. performance package agreed for the delivery of spare parts between customer and ABB Turbo Systems Ltd, Switzerland. 27

97 Memoria anual 2009 Empresa Generadora de Electricidad Haina, S.2009A./ Annual and report Subsidiary Notes to Consolidated Financial StatementsHaina, S. A. and Subsidiary Empresa Generadora de Electricidad December 31, 2009 and 2008 Empresa Generadora de Electricidad Notes to Consolidated Financial StatementsHaina, S. A. and Subsidiary

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Notes to Consolidated Statements December 31, 2009 andFinancial 2008 The party, which terminates this operating performance package before the end of the contract December 31, 2009 and 2008

22. 22. 22.

23. 23. 23.

term for other reasons than communication of failure, bankruptcy, force the majeure change in The party, which terminates this operating performance package before end oforthe contract law, shall pay the following amounts to the other party: term for other reasons than communication of failure, bankruptcy, force the majeure change in The party, which terminates this operating performance package before end oforthe contract law, pay the following amounts to the of other party:bankruptcy, term shall for other reasons than communication failure, US$force majeure or change in law, shall pay the Within following amounts to the other party: the first contractual year 1,000,000 US$ Within the second contractual year 800,000 Within the first contractual year 1,000,000 US$ Within the third contractual year 600,000 second contractual year 800,000 Within the first contractual year 1,000,000 Within the fourth contractual year 400,000 Within the second contractual year 800,000 third contractual year 600,000 Within the fifth contractual year 200,000 Within the third 600,000 fourthcontractual contractualyear year 400,000 fifth contractual 200,000 Within with the fourth contractual 400,000 The Company’s contract ABB continuedyear inyear full force and effect throughout the whole of Within the fifth contractual year 200,000 2009. As of December 31, 2009, none of the eighteen (18) turbochargers exceeded The Company’s contract with ABB continued in full force and effect throughout thethe whole of contractually agreed hours of 46,900. 2009. As of December 31, 2009, none of the eighteen (18) turbochargers exceeded the The Company’s contract with ABB continued in full force and effect throughout the whole of contractually agreed hours of 46,900. 2009. As of December 31, 2009, none of the eighteen (18) turbochargers exceeded the Administrative and General Expenses contractually agreed hours of 46,900. Administrative andgeneral General Expenses Administrative and expenses consist of: Administrative and General Expenses 2009 2008 Administrative and general expenses consist of: 2009 2008 Administrative and general expenses consist of: Labor costs and office operation costs US$ 7,726,673 US$ 7,733,003 2009 2008 Management fees (Note 24) Labor costs and office operation costs US$ 9,062,612 7,726,673 US$13,591,742 7,733,003 Withholding taxes on management fees 2,451,845 4,530,581 Management fees (Note 24) Labor costs and office operation costs US$ 9,062,612 7,726,673 US$13,591,742 7,733,003 Technical advisory fees 2,129,934 2,365,810 Withholding on management fees 2,451,845 4,530,581 Managementtaxes fees (Note 24) 9,062,612 13,591,742 Insurance advisory fees 3,279,364 3,152,050 Technical 2,129,934 2,365,810 Withholding taxes on management fees 2,451,845 4,530,581 Regulatory payments 1,414,404 2,590,704 Insurance advisory 3,279,364 3,152,050 Technical fees 2,129,934 2,365,810 Provision doubtful accounts 290,375 3,300,000 Regulatoryfor payments 1,414,404 2,590,704 Insurance 3,279,364 3,152,050 Asset tax for doubtful accounts 1,373,558 1,455,754 Provision 290,375 3,300,000 Regulatory payments 1,414,404 2,590,704 Asset tax for doubtful accounts 1,373,558 1,455,754 Provision 290,375 3,300,000 US$27,728,765 US$38,719,644 Asset tax 1,373,558 1,455,754 US$27,728,765 US$38,719,644 Financial Expenses, Net US$27,728,765 US$38,719,644 Financial Expenses, Net Financial expenses, net consist of: Financial Expenses, Net Financial expenses, net consist of: 2009 2008 Financial expenses, net consist of: Financial expenses: 2009 2008 Interest on senior notes US$ (16,815,437) US$(16,024,188) Financial expenses: 2009 2008 Interest local (901,614) Interest on on seniorbond notes US$ (16,815,437) US$(16,024,188) Financial expenses: Interest on local short-term debt (923,578) (901,614) -(154,341) Interest on seniorbond notes US$ (16,815,437) US$(16,024,188) Interest on payables to power vendors (3,685,680) (3,723,471) short-term (923,578) Interest on local bond debt (901,614) -(154,341) Withholding taxes ontointerests (1,783,034) (1,873,714) Interest on short-term payables power vendors (3,685,680) (3,723,471) debt (923,578) (154,341) Amortization of deferred charges (Note 11) (1,617,073) (1,311,498) Withholding taxes ontointerests (1,783,034) (1,873,714) Interest on payables power vendors (3,685,680) (3,723,471) Other financialofexpenses (111,035) (705,069) Amortization deferred charges (Note 11) (1,617,073) (1,311,498) Withholding taxes on interests (1,783,034) (1,873,714) Other financialofexpenses (111,035) (705,069) Amortization deferred charges (Note 11) (1,617,073) (1,311,498) (25,837,451) (23,792,281) Other financial (111,035) (705,069) Financial income:expenses (25,837,451) (23,792,281) Interest on trade accounts receivable US$ (25,837,451) 10,986,243 US$12,008,396 Financial (23,792,281) income: Interest sovereign bonds 4,172,924 Interest on on trade accounts receivable US$ 10,986,243 US$12,008,396 Financial income: Interest on short-term investments 41,196 1,768,068 sovereign bonds 4,172,924 Interest on trade accounts receivable US$ 10,986,243 US$12,008,396 Other financial income 46,244 160,170 short-termbonds investments 41,196 1,768,068 Interest on sovereign 4,172,924 Other financial incomeinvestments 46,244 160,170 15,246,607 13,936,634 Interest on short-term 41,196 1,768,068 Other financial income 46,244 160,170 15,246,607 Total financial expenses, net US$(10,590,844) US$ 13,936,634 (9,855,647) 15,246,607 Total financial expenses, net US$(10,590,844) US$ 13,936,634 (9,855,647) 28 Total financial expenses, net US$(10,590,844) US$ (9,855,647) 28

Memoria anual 2009 / Annual report 2009

FINANCIAL REPORTS

Empresa Generadora de Electricidad Haina, S. A. and Subsidiary Notes to Consolidated Financial Statements December 31, 2009 and 2008 24.

Related Parties Transactions and Balances The Company had transactions and maintained balances with unconsolidated related companies, as described below:

Balances Accounts receivable (Trade): Edesur Edenorte Edeeste - current and long-term Consorcio Energético Punta Cana-Macao, S. A. (CEPM) – Note 19 c)

Other accounts receivable: HIC Compañía de Electricidad de San Pedro de Macorís S. A. (CESPM) Consorcio Energético Punta Cana-Macao, S. A. (CEPM) - Current CEPM Energy, Ltd. – current (e) Pedregal Power Company S. de R.L. - current Jamaica Power Energy – Current Caribe Energy, Ltd. Energía del Sur Accounts payable: HIC CEPM

Transactions HIC – management fee (a) Sales of energy and interest charges (b) Edenorte Edesur Edeeste TCC Air Services, Inc. (c) CEPM – PPA sales, fees for storage of fuel and other transactions (d) Pedregal Power Company S. de R.L. Jamaica Power Energy Caribe Energy, Ltd.

2009

2008

US$ 82,434,688 67,216,728 1,018,141

US$ 75,971,825 56,031,284 86,300,588

4,115,364

3,841,251

US$154,784,921

US$222,144,948

US$

98,704 54,707

212,490 4,534,732 474,926

495,640 4,534,732 46,766 31,474 1,598 419,424

US$

5,222,148

US$

5,683,045

US$

962,191 46,775

US$

1,376,893 809,496

US$ 1,008,966

US$

2,186,389

2009

2008

US$ 9,062,612

US$13,591,742

105,968,279 147,742,349 7,808,385

146,096,312 182,379,168 126,056,237

39,140,183 13,479 3,887 -

132,483 22,647,164 41,680 102,540 1,677

FINANCIAL REPORTS

Memoria anual 2009 / Annual report 2009

Empresa Generadora de Electricidad Haina, S. A. and Subsidiary Notes to Consolidated Financial Statements December 31, 2009 and 2008 a) Management Fee - HIC As part of the capitalization process, HIC maintains an administration contract with the Company, expiring in 2020, to its day-to-day operations under the direction of the Companyâ&#x20AC;&#x2122; Board of Directors. HIC charges the Company 2.95% of annual net sales that represented US$9.1 million and US$13.6 million for 2009 and 2008, respectively. At December 31, 2009 and 2008, the Company had accounts payable balances to HIC of US$1.0 million and US$1.4 million, respectively. b) Sales Agreements with Distribution Companies The distribution companies Edesur, Edenorte and Edeeste are related parties. Such distribution companies are wholly-owned by the Dominican State through FONPER. Sales made by the Company to these distribution companies are based primarily on existing agreements which are more detailed in Note 19. c) TCC Air Services, Inc. TCC Air Services, Inc. is a related party by its ownership/management by a Board Member, which offers service of air transportation. d) Other Related Party Transactions In August 2008, the Company entered into a 15 year agreement with CEPM under which EGE Haina would supply a minimum of 48MW capacity and related energy to CEPM. See Note 19(c) for further detail. e) CEPM Energy, Ltd The Company expects to fully recover such outstanding amount in 2010. 25.

Other Income (Expense), Net Other income (expense), net consists of: 2009 Gain from early extinguishment of debt Gain on sale of fixed assets (Note 19 d) Loss on asset disposal Gain on liability extinguishment (Note 19 d) Fair value loss on forward contract Fines and penalties Other

26.

2008

US$1,850,712 664,914 (167,060) 300,000 (358,862) 281,161

US$ (333,481) (403,327)

US$2,570,865

US$(736,808)

Commitments Letter of Credit â&#x20AC;&#x201C; On November 24, 2008, the Company entered into a Standby Letter of Credit with Citibank in order to guarantee its coal purchases. The aforementioned agreement ended on January 9, 2009.

100

Memoria anual 2009 / Annual report 2009

FINANCIAL REPORTS

Empresa Generadora de Electricidad Haina, S. A. and Subsidiary Notes to Consolidated Financial Statements December 31, 2009 and 2008 27.

Contingencies The Company is involved in certain legal proceedings from time to time that are incidental to the normal conduct of its business. Although the final outcomes cannot be predicted with certainty, the company, based upon a thorough review of the facts and advice of counsel, believe that the ultimate disposition of these issues will not have a materially adverse effect on the company’s financial position or result of operations.

28.

Subsequent Events Euro Forward On February 16, 2010, the euro forward contract (Note 8) was settled. In accordance with this agreement, the Company received €10,000,000 at a rate of US$1.4764/EUR. Compensation Agreement On February 26, 2010, HIDRO and the Company agreed to offset US$13.1 million of the Company’s accounts payable to HIDRO against the same amount of accounts receivable from Edesur.

29.

Restatement of Previously issued 2008 Financial Statements The Company has restated its annual financial statements from amounts previously reported for periods ended through December 31, 2008. During 2009, the Company identified certain inventory adjustments that resulted from the translation of spare parts inventory from Dominican Pesos into US Dollars. The effect of these adjustments is a decrease in the Company's equity at January 1, 2008 in the amount of $2,159,145. In addition, this correction resulted in an increase in net income in 2008 in the amount of $359,444 and a decrease in inventories in the amount of $1,799,701.

FINANCIAL REPORTS

Memoria anual 2009 / Annual report 2009

Informe de Gestiรณn Anual 2009 Direcciรณn de Comunicaciรณn y RSC Coordinaciรณn de Medios de Comunicaciรณn.