AES Andes 09.2021 AnaRazo

AES Andes S.A. y SubsidiariasAnálisis Razonado

Por el período terminado al 30 de septiembre de 2021

Índice

La Sociedad 2Resumen del período 4

Hechos relevantes 5Análisis de resultados 11Ingreso de actividades ordinarias 11Costo de ventas 12Gastos de administración 12EBITDA 13Resultado por segmento 13

Mercado Chile 14Mercado Colombia 18Mercado Argentina 21

Resultados no operacionales 24Impuesto a las ganancias 25

Análisis de balance 26Análisis de flujo de caja 27Indicadores 29Análisis de riesgo 30Riesgo de mercado y financiero 30Riesgos operacionales 35Riesgo regulatorio 37

Anexo I Empresa Eléctrica Cochrane SpA. 44Anexo II Eléctrica Angamos S.A. 50

Referencias:

MUS$ Miles de dólares estadounidenses$ Pesos chilenosM$ Miles de pesos chilenosCol$ Pesos colombianosMCol$ Miles de pesos colombianosAr$ Pesos argentinosMAr$ Miles de pesos argentinosU.F. Unidad de fomento

US$ Dólares estadounidenses

Análisis Razonado AES Andes y Subsidiarias - Septiembre 2021

(Importes expresados en miles de dólares estadounidenses, a menos que se indique lo contrario)

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RESULTADOS DE AES ANDES S.A. AL 30 DE SEPTIEMBRE DE 2021

La Sociedad

En Junta Extraordinaria de Accionistas de la Compañía celebrada el 23 de abril de 2021 los accionistas de la Sociedad aprobaron el cambio de la razón social de “AES Gener S.A.” a “AES Andes S.A.”.

AES Andes S.A., (AES Andes, la Compañía o la Sociedad) es una sociedad anónima abierta cuya misión es acelerar el futuro de la energía, junto a sus clientes, accionistas, trabajadores, comunidades, proveedores y demás personas y grupos con los cuales se relaciona.

La Compañía opera un portafolio de activos de generación hidroeléctrica, eólica, solar, biomasa, gas natural y carbón, con una capacidad instalada total al 30 de septiembre de 2021 de 4.488 MW. AES Andes opera en tres mercados independientes: El Sistema Eléctrico Nacional (SEN) en Chile, el Sistema Integrado Nacional (SIN) en Colombia y el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) en Argentina.

La Sociedad es una de las principales empresas generadoras de Chile en términos de capacidad instalada, con 2.743 MW en operación. AES Andes ha sido uno de los mayores generadores en el SEN durante el período finalizado al 30 de septiembre de 2021 aportando el 18% de la generación eléctrica bruta en el sistema. La Compañía está acelerando el desarrollo de una porción importante de su cartera de proyectos. Además de los 531 MW en construcción del Proyecto Alto Maipo, AES Andes inició la expansión de 180 MW de su parque solar fotovoltaico Andes Solar IIb, en la región de Antofagasta y continúa progresando en la construcción de proyectos de energía eólica por 251 MW, en la Octava Región.

En Colombia, la Sociedad es una de las principales operadoras del Sistema Interconectado Nacional (SIN) con una capacidad hidroeléctrica instalada de 1.020 MW. AES Colombia posee también una planta solar de autogeneración de 21 MW y en el mes de octubre de 2021 finalizó la construcción y entró en operación una nueva planta solar de 61 MW de las mismas características.

En Argentina, Termoandes tiene una capacidad instalada de 643 MW en su Central de Ciclo Combinado e inyecta su producción de energía en el SADI. A su vez, la subsidiaria Interandes es propietaria de la única línea internacional de interconexión que une el SEN con el SADI.

Adicionalmente, la Compañía es líder en almacenamiento de energía en Chile con 62 MW en operación. A los 52 MW de sistemas de baterías instalados en las centrales Angamos y Cochrane y en la Subestación Andes, se sumó el Virtual Reservoir (Embalse Virtual) emplazado en la Central Alfalfal I con una capacidad de 10 MW por 5 horas (50 MWh). También es importante mencionar que la Sociedad tiene proyectos de sistemas de almacenamiento en construcción y en desarrollo por mas 150 MW por 5 horas que permitirán inyectar energía solar a la red durante la noche.

La combinación de distintas tecnologías de generación otorga a AES Andes ventajas competitivas en el mercado eléctrico chileno, al no depender exclusivamente de un determinado recurso para la producción de electricidad.



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Resumen del período

Al 30 de septiembre de 2021, AES Andes registró un EBITDA de MUS$896.691, MUS$215.397 superior a los MUS$681.294 registrados en el mismo período del año 2020. A continuación, se detallan las principales variaciones en el EBITDA en los distintos mercados en los que la Compañía opera:

• En Chile: la variación positiva de MUS$146.347 se debe principalmente a los efectos de un mayor reconocimiento de ingresos en 2021 por el acuerdo de terminación de los contratos de abastecimiento de energía de MEL y Spence con la subsidiaria Angamos, compensado parcialmente por menor disponibilidad de las unidades 3 y 4 del Complejo Ventanas y la unidad 1 de Angamos, y por mayores compras físicas de energía a precios más altos en el mercado spot.

• En Colombia: la variación positiva de MUS$$70.905 está explicada principalmente por mayores niveles del embalse desde principios de 2021 y por una hidrología más favorable en este año, que resultaron en mayor generación y menores compras de energía, lo que sumado a la caída de los precios spot impactó positivamente en el costo de abastecimiento generando una mejora en el margen de contratos.

• En Argentina: la variación negativa por MUS$1.855 obedece principalmente a menores precios en el mercado Energía Base debido a la devaluación del peso argentino y a una menor disponibilidad en 2021, lo que ha sido compensado parcialmente por el aumento de precios de Energía Base otorgado por la Resolución 440/2021 y por mayores ventas físicas de contratos de Energía Plus

A nivel operacional, la Ganancia Bruta acumulada al 30 de septiembre de 2021 fue de MUS$806.238, lo que representa una variación positiva de 44% o de MUS$247.153 respecto al mismo período del año anterior. Esta variación positiva se debe a las variaciones del EBITDA enumeradas precedentemente y a menores depreciaciones en Chile por MUS$25.484 como consecuencia de los registros de deterioros de Propiedad, Planta y Equipos asociados a las iniciativas de descarbonización de la Compañía.

Durante el período 2021, se registró una pérdida neta de MUS$144.331, MUS$282.474 inferior a la pérdida neta de MUS$426.805 registrada al cierre del mismo período del año anterior.

Dentro del resultado no operacional se destaca la variación negativa en Otras ganancias (pérdida) por MUS$24.240, asociada principalmente a mayores costos por deterioros de Propiedad Planta y Equipos y mayores costos por extinción de deudas financieras registrados en 2021, cuyos efectos fueron compensados parcialmente por los ingresos asociados de la venta de la empresa asociada Guacolda Energía S.p.A. y por la variación positiva de MUS$82.356 en el rubro “Participación en las ganancias (pérdidas) de asociadas” que se explica por el deterioro del valor de la inversión en Guacolda Energía S.p.A. registrado en el tercer trimestre del año 2020.



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Hechos relevantes

Greentegra - Estrategia en Ejecución

La Compañía continúa ejecutando su estrategia basada en la incorporación de energía renovable y baterías al portafolio, apoyándose en las relaciones de largo plazo con los clientes en los mercados en los que opera.

Soluciones innovadoras

Desde el lanzamiento de la estrategia Greentegra se han firmado 10,5 TWh/año en contratos de energía renovable en Chile y Colombia que se suman a los 0.8 TWh/año, celebrados por Alto Maipo, entregando a sus clientes soluciones innovadoras y competitivas para satisfacer sus necesidades de energía, contribuyendo con sus metas de sostenibilidad.

AES Andes ofrece flexibilidad a sus clientes a través de variadas soluciones de energía que apoyan su transición hacía un suministro sostenible.

a. Producción de Hidrógeno Verde

Chile cuenta con condiciones naturales, económicas y de infraestructura que le brindan una excelente posición para convertirse en líder mundial en la producción y exportación de hidrógeno verde, un combustible libre de emisiones y que será una pieza fundamental en la implementación del plan de carbono-neutralidad del país.

En este contexto, AES Andes firmó un memorando de entendimiento con un importante productor internacional de hidrógeno para realizar un estudio de factibilidad para ejecutar un gran proyecto de producción de amoníaco a base de hidrógeno verde en el país. Este documento se firmó en febrero de este año y el proyecto en cuestión tiene el potencial de requerir más de 800 MW de nuevo suministro de energía renovable.

b. Sistema Maverick

The AES Corporation eligió a AES Andes para probar una nueva e innovadora tecnología conocida como "Maverick", que viene a revolucionar la manera de construir parques fotovoltaicos a nivel mundial. El proyecto piloto de 10 MW se desarrolla en el Hub de Andes Solar. Esta tecnología fue desarrollada por la empresa australiana 5B y permite construir parques fotovoltaicos en espacios reducidos, disminuyendo significativamente el tiempo para su instalación. Esta tecnología brindará a la Compañía una nueva ventaja competitiva para ofrecer soluciones energéticas renovables y competitivas a sus clientes.

c. Sistemas de Almacenamiento de Energía

La Compañía busca fortalecer el proceso de generación de energía con el uso de baterías, respaldando un suministro 24/7 y facilitando el ingreso de las energías renovables al sistema eléctrico.

El premiado proyecto Virtual Reservoir, que consiste en la instalación de un sistema de baterías para el almacenamiento de energía en centrales hidráulicas de pasada recibió su habilitación comercial durante el tercer trimestre de 2020. Este sistema de baterías está emplazado en las cercanías de la central Alfalfal I, en la comuna de San José de Maipo en la Región Metropolitana. El Virtual Reservoir complementa con 10 MW de almacenamiento la capacidad actual de Alfalfal I, de 178 MW. Esta innovación fortalece el sistema eléctrico nacional permitiendo almacenar energía para suministrarla en los momentos de mayor demanda y expandir la penetración de energía renovable variable. La Compañía esta construyendo la segunda fase de 40 MW con capacidad de almacenamiento de 5 horas en el sistema de Embalse Virtual en la central hidroeléctrica Alfalfal.



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Adicionalmente, la nueva ampliación del parque fotovoltaico Andes Solar, que tendrá una capacidad de 180 MW, contará con el sistema de almacenamiento de baterías de litio más grande de América Latina con una capacidad de 112 MW por 5 horas.

d. Desalación de Agua

A través de distintas propuestas, AES Andes ofrece agua desalada que puede ser utilizada en procesos industriales, o tratada para ser potabilizada. En los últimos años la Compañía ha obtenido permisos ambientales y actualmente está trabajando en el desarrollo de este mercado, adecuando permisos en el marco del proceso de descarbonización y en propuestas de comercialización.

Estructura de Capital y Financiamiento

A través de distintas iniciativas, la Compañía ha asegurado los fondos para llevar a cabo su proceso de transformación. Estos fondos han sido destinados en su totalidad a fortalecer la estructura de capital de la Compañía, prepagando deuda y acelerando el plan de crecimiento renovable en ejecución.

a. Incorporación de Global Infrastructure Partners (GIP) como socio estratégico

Global Infrastructure Partners (GIP) se incorporó el 15 de julio de 2021 como socio de la compañía en su crecimiento renovable. AES Andes posee el 51% y GIP el 49% de las acciones de la sociedad Chile Renovables SpA.

A medida que entren en operación y se cumplan las demás condiciones acordadas entre las partes, Chile Renovables SpA, adquirirá las sociedades dueñas de los proyectos renovables Andes Solar IIa, Andes Solar IIb, Los Olmos, Mesamávida y Campo Lindo, por un total de 733MW.

A raíz de esta transacción e incluyendo todos los proyectos enumerados, AES Andes espera recibir fondos por un monto aproximado de MUS$441.000 entre 2021 y 2023, de los cuales MUS$53.510 han sido recibidos en el mes de julio de 2021 por la incorporación de Parque Eólico Los Cururos SpA en Chile Renovables SpA.

b. Aumento de Capital

En Junta Extraordinaria de Accionistas celebrada con fecha 16 de abril de 2020, se acordó aumentar el capital social de la Compañía en hasta MUS$500.000 mediante la emisión de hasta 5.000.000.000 de acciones de pago. Las 5.000.000.000 de acciones fueron inscritas en el Registro de Valores de la Comisión para el Mercado Financiero con fecha 22 de julio de 2020, bajo el N° 1.100.

El Directorio de la Compañía, de conformidad con las facultades que le fueran conferidas por la Junta Extraordinaria de Accionistas celebrada el 16 de abril de 2020, prorrogadas por la Junta Extraordinaria de Accionistas celebrada el 1° de octubre pasado, emitió 1.980.000.000 acciones con cargo al Aumento de Capital acordado en la Junta, fijando el precio de colocación en $110 por acción.

En total se suscribieron 1.976 millones de acciones, lo que equivale al 99.8% del total de títulos colocados con cargo al aumento de capital. Como resultado de este proceso, se recaudaron aproximadamente MUS$306.000 incluyendo las compensaciones por las coberturas de tipo de cambio.

c. Créditos asociados a la Ley N° 21.185 de Estabilización de Tarifas Eléctricas

El 20 de enero de 2021 y 27 de enero de 2021, la Sociedad alcanzó acuerdos con Goldman Sachs & Co. LLC y Goldman Sachs Lending Partners LLC por un monto comprometido de hasta MUS$90.101 y con Inter-American Investment Corporation (“IDB Invest”) por un monto comprometido de hasta MUS$44.083, respectivamente, bajo el cual la Sociedad venderá a Chile Electricity PEC SpA (“Chile PEC”), quien se obliga a comprar, cuentas por cobrar en contra de diversas empresas de distribución de energía eléctrica, de acuerdo con lo dispuesto en la Ley N°21.185, que “Crea un Mecanismo Transitorio de Estabilización de Precios de la Energía Eléctrica para Clientes Sujetos a



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Regulación de Tarifas”, y la Resolución Exenta N°72, de la Comisión Nacional de Energía (en conjunto el “Mecanismo de Estabilización”).

En el primer trimestre de 2021, AES Andes recibió los fondos por la venta de los primeros dos grupos de cuentas por cobrar provenientes de la aplicación de la Ley de Estabilización de Tarifas Eléctricas por un monto nominal total de MUS$77.624.

Con fecha 21 de junio de 2021, AES Andes alcanzó un acuerdo con “AllianzGI Noteholder”, el cual, sujeto a ciertas condiciones, se obliga a financiar la compra de cuentas por cobrar por un monto comprometido de hasta MUS$32.439.

Con fecha 30 de junio de 2021, AES Andes recibió los fondos por la venta del tercer grupo de cuentas por cobrar provenientes de la aplicación de la Ley de Estabilización de Tarifas Eléctricas por un monto nominal de MUS$16.078.

Al 30 de septiembre de 2021 AES Andes registra créditos relacionados con la aplicación de dicha Ley por aproximadamente MUS$26.832.

d. Acuerdo por venta participación Inversiones Cochrane SpA

Con fecha 4 de septiembre de 2020, la subsidiaria Norgener Inversiones SpA vendió a TIF Inversiones SpA (TIF), un porcentaje no controlador de las acciones emitidas por la subsidiaria de Norgener, Inversiones Cochrane SpA, dueña a su vez del 60% de Empresa Eléctrica Cochrane SpA, por el precio de MUS$113.469.

e. Acuerdo subsidiaria Angamos con MEL y Spence y precancelación de deudas

Con fecha 7 de agosto de 2020, la subsidiaria Angamos llegó acuerdos con las subsidiarias de BHP, Minera Escondida (MEL) y Minera Spence, para poner término anticipado a los contratos de suministro de energía (PPA's) vigentes y a las disputas entre las partes relacionadas a esos contratos. Según este acuerdo, los PPAs finalizaron en agosto de 2021.

Como consecuencia de los acuerdos, Angamos percibió fondos por MUS$720.000, los cuales fueron reconocidos en el resultado de la sociedad durante el período restante de vigencia de los contratos. de los cuales MUS$391.000 se han reconocido en el periodo finalizado el 30 de septiembre de 2021.

En septiembre y octubre de 2020, Angamos realizó prepagos parciales del bono 144/A, por un monto de MUS$255.457 y MUS$53.607, respectivamente, pagó anticipadamente capital adeudado del total del crédito con Banco Estado por un monto de MUS$50.980 y el total de los préstamos con Banco BCI y Banco Itaú por un monto de MUS$83.808.

f. Refinanciamiento de deuda de la subsidiaria Cochrane

Cochrane ejecutó el refinanciamiento de la deuda bancaria relacionada con la construcción de la Central, incluyendo intereses, instrumentos derivados de cobertura asociados a dicho crédito y gastos de la transacción. Para esto emitió, i) un bono 144/A en el mes de noviembre 2019 con una tasa de 5,5% con vencimiento en 2027 por un total de MUS$430.000, y ii) un bono en el mercado local en el mes de julio de 2020 por MUS$485.000.

g. Prepago Bono UF Serie N

Con fecha 30 de julio de 2021 la Compañía prepagó a los bonistas de la Serie N el total de la deuda que ascendía a un total de UF 3.315.048. Para financiar este prepago y el pago de los instrumentos derivados asociados a esta deuda por MUS$11.651, la Compañía utilizó fondos propios y emitió deuda de corto plazo por MUS$126.000.



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Crecimiento Renovable

El crecimiento de la capacidad instalada renovable es otro de los pilares de la estrategia de AES Andes para una transición responsable hacia fuentes de energía libres de emisiones. La Compañía continúa progresando en su plan de integración de 2,4 GW de nueva capacidad renovable, que pasarán a representar un 72% de sus activos de generación en el año 2025.

a. Proyecto Alto Maipo

Alto Maipo cuenta, a la fecha, con un progreso de 99%. El proyecto de energía renovable más importante de Chile culminó, a principios del mes de marzo de 2021, la excavación de los 74,6 kilómetros de túneles de los distintos sistemas que componen el proyecto. Con este nuevo hito, se eliminó el riesgo geológico de la construcción.

El proyecto entró en su recta final para comenzar a generar energía en Las Lajas y Alfalfal II en diciembre de este año. Actualmente se están finalizando las obras electromecánicas y se ha comenzado el proceso de llenado de túneles.

Con fecha 27 de agosto de 2021, AES Andes emitió un Hecho Esencial que hace referencia a la situación financiera del Proyecto Hidroeléctrico de la filial Alto Maipo SpA. donde se informó que el Directorio de la subsidiaria aprobó e hizo entrega a sus acreedores del Presupuesto Final y del Plan de Negocio de largo de plazo. Para ello Alto Maipo SpA recibió como soporte estudios y proyecciones preparados por terceros independientes que analizan los precios de energía en distintos escenarios. En algunos de estos escenarios las proyecciones prevén una reducción en los precios de la energía y la generación anual esperada. Estas variaciones están relacionadas con la incorporación de energías renovables que han provocado una importante caída en los precios de la energía y con condiciones hidrológicas que implican un descenso significativo de los aportes hídricos en los últimos diez años respecto a la media histórica.

De acuerdo con la información contenida en el Plan de Negocio, Alto Maipo SpA inició un proceso de negociación con sus acreedores con el propósito de alcanzar una estructura de deuda sostenible en el largo plazo.

b. Proyectos en Construcción

La siguiente tabla resume las principales características de los proyectos en construcción de la Compañía en Chile y su grado de avance a la fecha:

962 MW + 112 MW-5hrsProyecto Ubicación Tecnología Capacidad

InstaladaGrado de Avance

Fin de la Construcción

Alto Maipo San José del Maipo Hidroeléctrica 531 MW 99% 2021

Los Olmos Mulchén Eólica 110 MW 93% 2021

Mesamávida Los Ángeles Eólica 68 MW 69% 2022

Andes Solar IIb AntofagastaSolar 180 MW

62% 2022Baterías 112 MW-5hr

Campo Lindo Los Ángeles Eólica 73 MW 44% 2022



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c. Portafolio de Proyectos en Desarrollo

La Compañía continúa acelerando el desarrollo de una porción importante de su cartera de proyectos renovables de casi 3.000 MW en Chile. Dentro de este portafolio, la Compañía ha avanzado significativamente en el desarrollo de proyectos de energía renovable no convencional que ya están contratados. En la Octava Región, AES Andes, está desarrollando los proyectos eólicos San Matías (73MW) y Rinconada (258 MW) y, en Antofagasta, se desarrolla una nueva expansión del parque fotovoltaico Andes Solar que contará también con un sistema de baterías que permitirá optimizar la generación solar (237 MW + 148 MW-5hr).

AES Andes continúa avanzando con la transformación de sus operaciones en Colombia para convertirla en una plataforma de crecimiento. En este sentido, en el año 2019, la Compañía adquirió el portafolio Jemeiwaa-Kai de 648 MW en la región de Alta Guajira, que tiene capacidad de transmisión garantizada para la mayoría de sus proyectos que cuentan con condiciones de viento de clase mundial. Dos proyectos del portafolio, Casa Eléctrica (187 MW) y Apotolorru (77 MW), ya cuentan con contratos de suministro adjudicados en las recientes subastas de energía renovable y de cargo por confiabilidad de la Unidad Nacional de Planificación Minera y Energética de Colombia ("UPME").

Descarbonización

AES Andes continuará aplicando innovaciones tecnológicas para brindar la flexibilidad que el sistema requiere y avanzar en la incorporación de energías renovables a la matriz energética del país.

Como parte de su compromiso con el país de reducir las emisiones de carbono, la Compañía comunicó su decisión de no construir nuevas plantas de carbón. A través de su transformación, en el año 2025, AES Andes reducirá sus emisiones de carbono en un 57%.

a. Cierre definitivo de la Central Laguna Verde

AES Andes dio un nuevo paso en su proceso de acelerar la transición hacia las energías renovables. En línea con este esfuerzo, la Compañía anunció el 20 de abril de 2021, el cierre definitivo de la Central Laguna Verde (58 MW), ubicada en la localidad del mismo nombre de la comuna de Valparaíso.

La compañía solicitó a la Comisión Nacional de Energía (CNE) la desconexión definitiva de las unidades – dos turbinas a vapor y una a gas – que conforman Central Laguna Verde, la que fue aprobada por la CNE con fecha 31 de mayo de 2021.

b. Venta de filial Guacolda Energía:

Con fecha 14 de julio de 2021 se obtuvo la aprobación de la Fiscalía Nacional Económica y el 20 de julio de 2021 se completó el proceso de transferencia de su participación de 50,0000005% en la asociada Guacolda por MUS$34.000 al nuevo propietario. De esta manera, Capital Advisors, a través de El Águila Energy II SpA, pasó a controlar el 100% de Guacolda Energía.

c. Acuerdo de Desconexión y Cese de Operaciones de centrales a carbón:

El 4 de junio del año 2019, la Compañía, así como otras empresas generadoras del sector, alcanzaron acuerdos voluntarios de desconexión y cese de operación de una serie de centrales a carbón con el Gobierno de Chile. Posteriormente, con fecha 26 de diciembre 2020 se publicó el Decreto Supremo N°42 que, entre otras cosas, creó un nuevo estado operativo “Estado Operativo de Reserva Estratégica” (ERE) que permite retirar del despacho habitual de energía a centrales acogidas a este estado, estando dispuestas esencialmente para reanudar su operación ante condiciones de escasez extrema en el Sistema con un aviso previo de 60 días corridos.

A partir del día 29 de diciembre de 2020, la central Ventanas 1 ha sido autorizada por el Coordinador Eléctrico Nacional a acogerse a este nuevo estado operativo, en tanto la unidad Ventanas 2 ha sido autorizada a acogerse a



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ERE a partir del 1 de agosto de 2021, o una fecha posterior, de tal forma que se ajuste a la entrada en servicio del segundo transformador 220/110 kV – 300 MVA de la Subestación Agua Santa. Debido a las demoras en la ampliación de estas instalaciones, se espera que la Unidad 2 del Complejo Ventanas se acoja al ERE a partir del 1 de mayo de 2022.

Con fecha 6 de julio de 2021 AES Andes ha acordado con el Ministerio de Energía de la República de Chile una modificación al Acuerdo de Desconexión y Cese de Operaciones suscrito con fecha 4 de junio de 2019. En virtud de esta modificación del Acuerdo, la Sociedad ha puesto a disposición las unidades de generación Ventanas 3 y 4 (ambas de propiedad de la filial Eléctrica Ventanas SpA) del Complejo Ventanas; y las unidades Angamos 1 y 2 (ambas de propiedad de la filial Eléctrica Angamos SpA) que conforman la Central Angamos, con capacidades instaladas de 267 MW, 272 MW, 277 MW y 281 MW respectivamente y en forma conjunta, un total de 1.097 MW, para que cesen su operación a carbón a contar del día 1 de enero de 2025, en la fecha más temprana que la seguridad, suficiencia y economía del sistema lo permitan.

En atención a los hechos mencionados anteriormente, AES Andes registró una pérdida por deterioro de Propiedad Planta y Equipos por un total de US$ 870 millones en el periodo finalizado el 30 de septiembre de 2021.

AES Andes y sus filiales han comprometido, a la fecha, el cese de las operaciones a carbón de un total de 1.419 MW, que incluyen el complejo de generación eléctrica Ventanas ubicado en la comuna de Puchuncaví, Quinta Región y la Central Angamos ubicada en la comuna de Mejillones, Segunda Región.

La Empresa continúa trabajando con las autoridades y con sus clientes para establecer los futuros pasos en su cronograma de descarbonización con miras a concretar los objetivos estratégicos de reducción de emisiones y las metas oficiales de la ruta energética.

Dividendos

En Junta Extraordinaria de Accionistas, celebrada con fecha 23 de abril de 2021, se acordó el pago de un dividendo eventual a contar del 31 de mayo de 2021, por US$47.705.038, equivalente a US$0,0046083 por acción, con cargo a reservas futuros dividendos y utilidades acumuladas.

Clasificación de grado de inversión

El 8 de julio de 2021, Fitch Ratings ratificó las clasificaciones internacionales de riesgo emisor de largo plazo en monedas extranjera y local de AES Andes S.A. (‘BBB-’). La Perspectiva de las clasificaciones es "Estable".

Finalmente, Standard & Poor's reafirmó también la clasificación BBB- de AES Andes en su reporte del 8 de julio de 2021 con una perspectiva "Estable".

Moody's no ha publicado su análisis periódico de AES Andes. En el último reporte, emitido el 31 de julio de 2020, reafirmó la clasificación de grado de inversión Baa3 para AES Andes con perspectiva "Estable".

Great Place to Work

AES Andes fue reconocida por Great Place To Work como una de las mejores empresas para trabajar en Chile, Argentina y Colombia. En el caso de Chile, se ubicó en el lugar 10 de las mejores empresas para trabajar entre las corporaciones de más de 1.000 trabajadores.

En 2021, AES Chile ha sido reconocida en el séptimo lugar del ranking en la Premiación de Mejores Lugares para Trabajar para Mujeres 2021.



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Análisis de resultados

La siguiente tabla presenta información de los estados financieros de la Sociedad para los períodos finalizados el 30 de septiembre de 2021 y 2020:

Por el período de nueve meses Por el período de tres meses2021 2020 Variación % 3T2021 3T2020 Variación %

Ingresos de actividades ordinarias 2.176.337 1.788.935 387.402 22 % 682.699 674.331 8.368 1 %Costo de ventas (1.370.099) (1.229.850) (140.249) 11 % (495.554) (390.895) (104.659) 27 %Ganancia bruta 806.238 559.085 247.153 44 % 187.145 283.436 (96.291) (34) %

Otros ingresos, por función 194 1.965 (1.771) (90) % 52 31 21 68 %Gastos de administración (64.188) (64.890) 702 (1) % (20.949) (23.418) 2.469 (11) %Otros gastos, por función (8.230) (5.773) (2.457) 43 % (2.977) (2.791) (186) 7 %Otras ganancias (pérdidas) (853.569) (829.329) (24.240) 3 % 18.894 (824.333) 843.227 (102) %Ingresos financieros 11.836 5.362 6.474 121 % 4.534 1.891 2.643 140 %Costos financieros (78.812) (89.335) 10.523 (12) % (31.118) (36.330) 5.212 (14) %Participación en las ganancias (pérdidas) de asociadas — (82.356) 82.356 (100) % — (109.914) 109.914 (100) %Diferencias de cambio 12.459 (11.212) 23.671 (211) % 4.742 (3.732) 8.474 (227) %Resultado por unidades de reajuste (10.737) — (10.737) 100 % (3.854) — (3.854) (100) %Ganancia (Pérdida) antes de impuestos (184.809) (516.483) 331.674 (64) % 156.469 (715.160) 871.629 (122) %

Gasto por impuestos a las ganancias 55.307 99.729 (44.422) (45) % (29.951) 158.069 (188.020) (119) %Ganancia (Pérdida) neta del período (129.502) (416.754) 287.252 (69) % 126.518 (557.091) 683.609 (123) %

Ganancia (Pérdida), atribuible aPropietarios de la controladora (144.331) (426.805) 282.474 (66) % 121.951 (564.522) 686.473 (122) %Participaciones no controladoras 14.829 10.051 4.778 48 % 4.567 7.431 (2.864) (39) %Ganancia (Pérdida) neta del período (129.502) (416.754) 287.252 (69) % 126.518 (557.091) 683.609 (123) %



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Ingresos de actividades ordinarias

La siguiente tabla presenta el desglose de las ventas netas de la Sociedad para los períodos finalizados el 30 de septiembre de 2021 y 2020:


Ventas de energía y potencia contratos 1.667.235 1.441.529 225.706 16 % 501.904 572.760 (70.856) (12) %Ventas de energía y potencia spot 248.771 166.370 82.401 50 % 81.392 39.438 41.954 106 %Ingresos de transmisión 96.360 83.196 13.164 16 % 23.729 31.200 (7.471) (24) %Otros ingresos ordinarios 163.971 97.840 66.131 68 % 75.674 30.933 44.741 145 %Total 2.176.337 1.788.935 387.402 22 % 682.699 674.331 8.368 1 %

Costo de ventas

La siguiente tabla presenta el desglose de los costos de ventas de la Sociedad para los períodos finalizados el 30 de septiembre de 2021 y 2020:

Por el período de nueve meses Por el período de tres mesesCostos de ventas 2021 2020 Variación % 3T2021 2T2020 Variación %

Compra de energía y potencia 357.749 327.181 30.568 9 % 145.051 112.481 32.570 29 %

Consumo de combustible 315.826 276.857 38.969 14 % 111.938 79.097 32.841 42 %

Costo de venta de combustible 143.847 82.822 61.025 74 % 70.151 30.166 39.985 133 %

Costo uso sistema de transmisión 119.545 100.284 19.261 19 % 34.637 33.609 1.028 3 %

Otros costos de ventas productivos 156.494 137.266 19.228 14 % 50.886 49.027 1.859 4 %

Otros costos combustibles 68.052 73.736 (5.684) (8) % 23.050 19.194 3.856 20 %

Gastos de personal productivo 45.832 44.720 1.112 2 % 14.859 13.960 899 6 %Depreciación y amortización 162.754 186.984 (24.230) (13) % 44.982 53.361 (8.379) (16) %Costo de venta 1.370.099 1.229.850 140.249 11 % 495.554 390.895 104.659 27 %

La línea "Otros Costos de ventas productivos" incluye costos y servicios por actividades de mantenimiento, impuesto a las emisiones, primas de seguros y consumibles, entre otros.

Gastos de administración

La siguiente tabla presenta el desglose de los gastos y administración y ventas de la Sociedad para los períodos finalizados el 30 de septiembre de 2021 y 2020:

Por el período de nueve meses Por el período de tres mesesGastos de administración y ventas 2021 2020 Variación % 3T2021 3T2020 Variación %

Gastos del personal y viajes 24.653 21.329 3.324 16 % 7.759 6.653 1.106 17 %

Gastos legales y consultorías 11.736 17.996 (6.260) (35) % 3.616 11.011 (7.395) (67) %

Gastos de tecnología 17.181 15.442 1.739 11 % 4.759 3.889 870 22 %

Gastos y comisiones bancarias 2.693 2.944 (251) (9) % 992 372 620 167 %

Otros 7.925 7.179 746 10 % 3.823 1.493 2.330 156 %Total 64.188 64.890 (702) (1) % 20.949 23.418 (2.469) (11) %



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EBITDA

La siguiente tabla presenta un desglose del resultado antes de intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones ("EBITDA") de la Sociedad por los períodos finalizados el 30 de septiembre de 2021 y 2020:


Ingresos de actividades ordinarias 2.176.337 1.788.935 387.402 22 % 682.699 674.331 8.368 1 %Costo de ventas (1.370.099) (1.229.850) (140.249) 11 % (495.554) (390.895) (104.659) 27 %Ganancia Bruta 806.238 559.085 247.153 44 % 187.145 283.436 (96.291) (34) %Depreciación y amortización 162.754 186.984 (24.230) (13) % 44.982 53.361 (8.379) (16) %Margen Operacional 968.992 746.069 222.923 30 % 232.127 336.797 (104.670) (31) %Otros ingresos, por función 194 1.965 (1.771) (90) % 52 31 21 68 %Gasto de administración (64.188) (64.890) 702 (1) % (20.949) (23.418) 2.469 (11) %Otros gastos por función (8.230) (5.773) (2.457) 43 % (2.977) (2.791) (186) 7 %Otros (costos) Ingresos no incluidos en EBITDA (77) 3.923 (4.000) (102) % 47 1.544 (1.497) (97) %EBITDA 896.691 681.294 215.397 32 % 208.300 312.163 (103.863) (33) %

EBITDA por segmento

La tabla a continuación muestra el EBITDA desglosado por segmento al 30 de septiembre de 2021 y 2020:

Por el período de nueve meses Por el período de tres meses

2021 2020 Variación % 3T2021 3T2020 Variación %

Chile 719.938 573.591 146.347 26 % 141.234 248.203 (106.969) (43) %

Colombia 148.711 77.806 70.905 91 % 61.955 54.051 7.904 15 %

Argentina 28.042 29.897 (1.855) (6) % 5.111 9.909 (4.798) (48) %

EBITDA Total 896.691 681.294 215.397 32 % 208.300 312.163 (103.863) (33) %

A continuación, se presenta la contribución de los distintos segmentos al EBITDA consolidado de AES Andes para los períodos finalizados el 30 de septiembre de 2021 y 2020:

30 de septiembre de 2021 30 de septiembre de 2020 MUS$896.691 MUS$681.294

80%

17%3%

85%

11%4%



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Mercado ChileLa actividad de generación de AES Andes en Chile se desarrolla fundamentalmente en torno a un único

mercado denominado Sistema Eléctrico Nacional (SEN).

Durante el período finalizado el 30 de septiembre de 2021 la generación hidráulica disminuyó en un 13%. El aumento en la generación con petróleo y el incremento del precio de carbón, sumado a la falta de GNL y a la salida de ciertas centrales eficientes resultaron en un aumento del 115% de los costos marginales promedio en la zona centro del SEN comparado con igual período de 2020. Por su parte, los costos marginales promedios en la zona Norte del SEN aumentaron un 88% respecto al período anterior.

Al 30 de septiembre de 2021, las empresas del Grupo AES Andes aportaron un 18% de la generación bruta en el mercado Chile mientras que en el mismo período del año 2020 habían aportado un 19%.

La tabla a continuación muestra las principales variables del mercado Chile al 30 de septiembre de 2021 y 2020, entre las que se destaca la recuperación de la demanda eléctrica en 2021 en comparación con la disminución de 2020 producto del impacto de la propagación mundial de la pandemia por COVID-19.

Por el período de nueve meses Por el período de tres meses2021 2020 3T2021 3T2020

Variación demanda (%) 4,5 % (0,2) % 7,1 % (1,9) %

Consumo promedio mensual (GWh) 6.232 5.961 6.335 5.913

Precio Spot Norte US$/MWh 74,16 39,36 83,00 30,17

Precio Spot Centro US$/MWh 86,39 40,21 103,28 30,73



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EBITDA de Chile por los períodos de nueve meses finalizados al 30 de septiembre de 2021 y 2020

Ingresos ordinarios 2021 2020 Variación %Clientes regulados 257.239 254.858 2.381 1 %Clientes no regulados 1.150.682 944.652 206.030 22 %Ventas spot 159.737 85.691 74.046 86 %Ingresos por transmisión 96.360 83.196 13.164 16 %Otros ingresos ordinarios 160.292 98.670 61.622 62 %Total ingresos ordinarios 1.824.310 1.467.067 357.243 24 %Costos de ventaConsumo de combustible (315.826) (267.219) (48.607) 18 %Costo de venta de combustible (143.847) (82.822) (61.025) 74 %Compras de energía y potencia (260.922) (176.773) (84.149) 48 %Otros costos combustibles (68.052) (73.736) 5.684 (8) %Costo uso sistema de transmisión (103.003) (88.167) (14.836) 17 %Gastos de Personal productivo (38.951) (38.823) (128) — %Otros costos de venta (120.072) (111.910) (8.162) 7 %Depreciación e intangibles (137.455) (162.939) 25.484 (16) %Total costos de venta (1.188.128) (1.002.389) (185.739) 19 %Total ganancia bruta 636.182 464.678 171.504 37 %Depreciación y amortización 137.455 162.939 (25.484) (16) %Gasto de administración (54.355) (55.490) 1.135 (2) %Otros gastos, por función (4.291) (3.236) (1.055) 33 %Otros (costos) Ingresos no incluidos en EBITDA 4.947 4.700 247 5 %EBITDA 719.938 573.591 146.347 26 %

Las siguientes tablas muestran la distribución de las ventas y compras físicas de energía y la generación por tipo de combustible en Chile por los períodos de nueve meses finalizados el 30 de septiembre de 2021 y 2020:

GWh 2021 2020 Variación %Clientes regulados 2.382 2.537 (155) (6) %Clientes no regulados 7.222 7.675 (453) (6) %Spot 405 141 264 187 %Spot - Redireccionamiento 1.939 1.700 239 14 %Total ventas de energía 11.948 12.053 (105) (1) %Otros Generadores 297 698 (401) (57) %Spot 1.974 1.319 655 50 %Total compras de energía 2.271 2.017 254 13 %Carbón 8.686 9.097 (411) (5) %Hidroeléctrica 662 693 (31) (4) %Biomasa 20 7 13 186 %Eólica 152 152 — — %Solar 157 87 70 80 %Generación Neta 9.677 10.036 (359) (4) %



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El EBITDA acumulado en Chile al 30 de septiembre de 2021 aumentó en MUS$146.347 producto, principalmente de un mayor reconocimiento de ingresos en 2021 por la terminación de los contratos de MEL y Spence con la subsidiaria Angamos (neto del efecto del recupero del impuesto a las emisiones registrado en 2020), que fue compensado parcialmente por un incremento en los precios de carbón y una menor disponibilidad de las unidades 3 y 4 del Complejo Ventanas y la unidad 1 de Angamos que resultó en mayores compras físicas de energía a precios más altos en el mercado spot, lo que implicó un impacto negativo en los márgenes de ventas por contratos.

Las ventas a clientes regulados presentaron una disminución de MUS$2.381, asociada principalmente a menores volúmenes de venta del 6% compensada por precios de venta más altos. Por otra parte, las ventas a clientes no regulados presentaron un aumento de MUS$206.030, debido principalmente a los efectos de un mayor reconocimiento de ingresos por el término anticipado de los contratos entre MEL, Spence y la subsidiaria Angamos.

Dentro de otros ingresos ordinarios se incluyen, principalmente, ventas de carbón e ingresos por servicios prestados a empresas relacionadas. La variación positiva de 62% entre ambos períodos es atribuible principalmente a mayores ventas de carbón a Guacolda Energía SpA, lo que explica también el incremento en los costos de venta de combustibles.

Durante el período finalizado el 30 de septiembre de 2021, los costos de consumo de combustibles aumentaron en MUS$48.607 en comparación con el mismo período del año anterior principalmente por mayores precios de carbón en 2021 compensados por menores consumos físicos de este combustible. El precio promedio del carbón consumido en las centrales de AES Andes para el año 2021 aumentó un 41% a 88 US$/tonelada respecto a lo registrado en el mismo período del año 2020.

Las compras de energía y potencia aumentaron en MUS$61.025 con respecto al período anterior debido principalmente a mayores volúmenes de energía comprados en el mercado spot por 655 GWh a precios significativamente más altos, compensado por menores compras contratadas con otros generadores por 406 GWh.

El aumento en los “Otros costos de venta” por MUS$8.162 se explica principalmente por mayores costos por actividades de mantenimiento programadas además de mayores costos asociados a primas de seguros, compensados parcialmente por los efectos positivos asociados a la valorización de instrumentos derivados además de la disminución en los costos por consumos de solventes y químicos como consecuencia de una menor generación con carbón.



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EBITDA de Chile por los períodos de tres meses finalizados al 30 de septiembre de 2021 y 2020

Ingresos ordinarios 3T2021 3T2020 Variación %Clientes regulados 88.611 85.319 3.292 4 %Clientes no regulados 300.068 376.783 (76.715) (20) %Ventas spot 70.368 15.577 54.791 352 %Ingresos por transmisión 23.729 31.200 (7.471) (24) %Otros ingresos ordinarios 74.446 31.338 43.108 138 %Total ingresos ordinarios 557.222 540.217 17.005 3 %Costos de ventaConsumo de combustible (111.938) (73.307) (38.631) 53 %Costo de venta de combustible (70.151) (30.166) (39.985) 133 %Compras de energía y potencia (115.288) (66.905) (48.383) 72 %Otros costos combustibles (23.050) (19.194) (3.856) 20 %Costo uso sistema de transmisión (28.694) (28.868) 174 (1) %Gastos de Personal productivo (12.378) (12.295) (83) 1 %Otros costos de venta (37.075) (40.298) 3.223 (8) %Depreciación e intangibles (35.891) (45.723) 9.832 (22) %Total costos de venta (434.465) (316.756) (117.709) 37 %Total ganancia bruta 122.757 223.461 (100.704) (45) %Depreciación y amortización 35.891 45.723 (9.832) (22) %Gasto de administración (17.695) (20.102) 2.407 (12) %Otros gastos, por función (1.392) (2.476) 1.084 (44) %Otros (costos) Ingresos no incluidos en EBITDA 1.673 1.601 72 4 %EBITDA 141.234 248.203 (106.969) (43) %

Las siguientes tablas muestran la distribución de las ventas y compras físicas de energía y la generación por tipo de combustible en Chile por los períodos de tres meses finalizados el 30 de septiembre de 2021 y 2020:

GWh 3T2021 3T2020 Variación %Clientes regulados 817 827 (10) (1) %Clientes no regulados 2.109 2.560 (451) (18) %Spot 315 65 250 385 %Spot - Re-direccionamiento 498 354 144 41 %Total ventas de energía 3.739 3.806 (67) (2) %Otros Generadores 86 333 (247) (74) %Spot 659 559 100 18 %Total compras de energía 745 892 (147) (16) %Carbón 2.723 2.644 79 3 %Hidroeléctrica 152 152 — — %Biomasa 8 3 5 167 %Eólica 54 69 (15) (22) %Solar 57 46 11 24 %Generación Neta 2.994 2.914 80 3 %



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El EBITDA del trimestre disminuyó en MUS$106.969 producto principalmente de menores ingresos asociados a la terminación de contratos de MEL y Spence con la subsidiaria Angamos, además de un incremento en los precios de compra de carbón y una menor disponibilidad de las unidades 3 y 4 del Complejo Ventanas y la unidad 1 de Angamos que resultó en mayores compras físicas de energía a precios más altos en el mercado spot, lo que implicó un impacto negativo en los márgenes de ventas por contratos.

Las ventas a clientes regulados presentaron un aumento de MUS$3.292, a pesar de los menores volúmenes vendidos (1%). Por otra parte, las ventas a clientes no regulados presentaron una disminución de MUS$76.715, debido principalmente al menor reconocimiento de ingresos y menores ventas físicas de 451 GWh producto del término de los contratos de Angamos mencionados precedentemente.

Dentro de otros ingresos ordinarios se incluyen principalmente ventas de carbón e ingresos por servicios prestados a empresas relacionadas. La variación positiva de 138% entre ambos períodos es atribuible principalmente a mayores ventas de carbón a la Guacolda Energía SpA, lo que explica también la variación en los costos de venta de combustibles.

Durante el período de tres meses finalizado el 30 de septiembre de 2021, los costos de combustibles aumentaron en MUS$38.631 en comparación con el mismo período del año anterior, principalmente por mayores precios de carbón, además de los mayores consumos físicos de este combustible. El precio promedio del carbón consumido en las centrales de AES Andes para el tercer trimestre del año 2021 aumentó un 82% a 108 US$/tonelada respecto a lo registrado en el mismo período del año 2020.

Las compras de energía y potencia aumentaron en MUS$48.383 con respecto al período anterior debido

principalmente a mayores volúmenes de energía comprados en el mercado spot por 100 GWh a precios significativamente más altos, compensado parcialmente por menores compras a otros generadores.

La disminución en los “Otros costos de venta” por MUS$3.223 se explica principalmente por los efectos positivos asociados a la valorización de instrumentos derivados que fue compensada parcialmente por mayores costos por actividades de mantenimiento programadas y mayores costos asociados a primas de seguros

Mercado ColombiaAES Colombia es una de las principales operadoras del Sistema Interconectado Nacional (SIN).

Los precios de bolsa, expresados en dólares estadounidenses, disminuyeron un 49% en el período finalizado el 30 de septiembre de 2021 comparado con igual período del año anterior producto de una hidrología más favorable para el SIN. Al 30 de septiembre de 2021, los niveles promedio de los embalses del sistema alcanzaron 96%, por encima del 77% registrado el año anterior.

La tabla a continuación muestra las principales variables del mercado Colombia por los períodos finalizados el 30 de septiembre de 2021 y 2020, entre las que se destaca la recuperación de la demanda eléctrica en 2021 en comparación con la disminución de 2020 producto del impacto de la propagación mundial de la pandemia por COVID-19




Precio Spot US$/MWh 38,34 75,19 25,43 41,25



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EBITDA de Colombia por los períodos de nueve meses finalizados el 30 de septiembre de 2021 y 2020

Ingresos ordinarios Año 2021 Año 2020 Variación %Contratos 217.954 214.721 3.233 2 %Ventas Spot 61.221 48.749 12.472 26 %Otros ingresos ordinarios 5.171 333 4.838 1.453 %Total ingresos ordinarios 284.346 263.803 20.543 8 %Costos de ventaCompras de energía y potencia (71.756) (144.823) 73.067 (50) %Costo uso sistema de transmisión (16.542) (12.117) (4.425) 37 %Gastos de Personal productivo (4.438) (4.220) (218) 5 %Otros costos de venta (25.618) (15.027) (10.591) 70 %Depreciación e intangibles (7.965) (7.219) (746) 10 %Total costos de venta (126.319) (183.406) 57.087 (31) %Total ganancia bruta 158.027 80.397 77.630 97 %Depreciación y amortización 7.965 7.219 746 10 %Otros ingresos, por función 175 1.587 (1.412) (89) %Gasto de administración (8.493) (8.083) (410) 5 %Otros gastos, por función (3.939) (2.537) (1.402) 55 %Otros (costos) Ingresos no incluidos en EBITDA (5.024) (777) (4.247) 547 %EBITDA 148.711 77.806 70.905 91 %

La siguiente tabla muestra la distribución de las ventas y compras físicas de energía y la generación en Colombia por los períodos finalizados al 30 de septiembre de 2021 y 2020:

GWh Año 2021 Año 2020 Variación %Contratos 3.664 3.698 (34) (1) %Spot 2.153 635 1.518 239 %Total ventas de energía 5.817 4.333 1.484 34 %Otras compras 601 764 (163) (21) %Spot 1.364 1.680 (316) (19) %Total compras de energía 1.965 2.444 (479) (20) %Generación Hidroeléctrica 3.832 1.869 1.963 105 %Generación Solar 20 20 — — %Generación Neta 3.852 1.889 1.963 104 %

El EBITDA acumulado al 30 de septiembre de 2021 en Colombia registró un aumento de un 91% equivalente a MUS$70.905. Esta variación está asociada principalmente a una mayor generación registrada en el período 2021 producto de una hidrología más húmeda y de la normalización de las operaciones de Chivor a comienzos de este año, que contó con un nivel de embalse similar al de la media histórica, resultando en un incremento en las ventas físicas a clientes contratados y al mercado spot. La caída de los precios spot impactó positivamente en el costo de abastecimiento generando una mejora en el margen de contratos.

Las ventas por contratos registraron un aumento de MUS$3.233, explicado principalmente por el incremento

en los precios de venta de este segmento, compensado parcialmente por menores ventas físicas de 34 GWh



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En relación a las ventas de energía y potencia al mercado Spot, estas registraron un aumento de MUS$12.472 asociado principalmente a las mayores ventas físicas de energía y de servicios auxiliares por 1.518 GWh. Esta variación positiva fue compensada parcialmente por menores precios como consecuencia de una hidrología más húmeda en el sistema.

Las compras de energía, por su parte, disminuyeron en MUS$73.067 (479 GWh) debido principalmente al incremento en la generación de 1.963 GWh y a una reducción significativa en los precios spot que cayeron un 49% a $38/MWh en el periodo finalizado el 30 de septiembre de 2021.

EBITDA de Colombia por los períodos de tres meses finalizados el 30 de septiembre de 2021 y 2020

Ingresos ordinarios 3T2021 3T2020 Variación %Contratos 96.985 100.878 (3.893) (4) %Ventas Spot 4.097 12.410 (8.313) (67) %Otros ingresos ordinarios 1.644 (388) 2.032 (524) %Total ingresos ordinarios 102.726 112.900 (10.174) (9) %Costos de ventaCompras de energía y potencia (17.730) (44.599) 26.869 (60) %Costo uso sistema de transmisión (5.943) (4.741) (1.202) 25 %Gastos de Personal productivo (1.553) (1.095) (458) 42 %Otros costos de venta (9.711) (4.975) (4.736) 95 %Depreciación e intangibles (2.681) (2.237) (444) 20 %Total costos de venta (37.618) (57.647) 20.029 (35) %Total ganancia bruta 65.108 55.253 9.855 18 %Depreciación y amortización 2.681 2.237 444 20 %Otros ingresos, por función 46 336 (290) (86) %Gasto de administración (2.669) (3.403) 734 (22) %Otros gastos, por función (1.585) (315) (1.270) 403 %Otros (costos) Ingresos no incluidos en EBITDA (1.626) (57) (1.569) 2.753 %EBITDA 61.955 54.051 7.904 15 %

La siguiente tabla muestra la distribución de las ventas y compras físicas de energía y la generación en Colombia por los períodos de tres meses finalizados al 30 de septiembre de 2021 y 2020:

GWh 3T2021 3T2020 Variación %Contratos 1.552 1.762 (210) (12) %Spot 735 324 411 127 %Total ventas de energía 2.287 2.086 201 10 %Otras compras 153 202 (49) (24) %Spot 418 912 (494) (54) %Total compras de energía 571 1.114 (543) (49) %Generación Hidroeléctrica 1.709 964 745 77 %Generación Solar 7 8 (1) (13) %Generación Neta 1.716 972 744 77 %



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El EBITDA del trimestre en Colombia registró un aumento de un 15% equivalente a MUS$7.904. Esta variación está asociada principalmente a una mejor hidrología y a la caída de los precios spot que impactó positivamente en el costo de abastecimiento generando una mejora en el margen de contratos.

Las ventas por contratos registraron una disminución de MUS$3.893, explicada principalmente por menores ventas físicas de 210 GWh.

En relación a las ventas de energía y potencia al mercado Spot, estas registraron una disminución de MUS$$8.313 asociada principalmente a menores precios de venta en ese segmento.

Las compras de energía, por su parte, disminuyeron en MUS$26.869 (543 GWh) debido principalmente al incremento en la generación de 744 GWh y a una reducción significativa en los precios spot que cayeron un 38% a $25/MWh en período 2021.

Mercado ArgentinaEn Argentina la subsidiaria Termoandes realiza ventas al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

Con fecha 19 de mayo 2021 la Secretaría de Energía emitió la Resolución 440/2021 por medio de la cual se modificó los precios de la energía eléctrica comercializada en el marco regulatorio “Energía Base” que había sido establecido por la Resolución 31/2020. El principal cambio que introdujo fue el aumento de un 29% tanto de los precios de la energía como de la potencia. La nueva Resolución entró en vigencia a partir de la transacción económica del mes de febrero de 2021.

La Resolución 31/2020 estaba en vigencia desde febrero de 2020, y había establecido principalmente: i) la remuneración de los generadores en pesos argentinos; ii) una reducción de los precios de potencia garantizada ofrecida; y iii) la incorporación de una nueva remuneración por la energía efectivamente entregada en las horas de máximo requerimiento térmico principalmente en los meses de invierno y verano.

La tabla a continuación muestra las principales variables del mercado Argentina al 30 de septiembre de 2021 y 2020, entre las que se destaca la recuperación de la demanda eléctrica en 2021 en comparación con la disminución de 2020 producto del impacto de la propagación mundial de la pandemia por COVID-19






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EBITDA de Argentina por los períodos de nueve meses finalizados al 30 de septiembre de 2021 y 2020

Ingresos ordinarios Año 2021 Año 2020 Variación %Contratos 41.360 27.298 14.062 52 %Ventas Spot 27.813 31.930 (4.117) (13) %Otros ingresos ordinarios 532 — 532 100 %Total ingresos ordinarios 69.705 59.228 10.477 18 %Costos de ventaConsumo de combustible — (9.638) 9.638 (100) %Compras de energía y potencia (25.071) (5.585) (19.486) (58) %Gastos de Personal productivo (2.443) (1.677) (766) 46 %Otros costos de venta (11.625) (10.273) (1.352) 13 %Depreciación e intangibles (17.334) (16.826) (508) 3 %Total costos de venta (56.473) (43.999) (12.474) 28 %Total ganancia bruta 13.232 15.229 (1.997) (13) %Depreciación y amortización 17.334 16.826 508 3 %Otros ingresos, por función 19 378 (359) (95) %Gasto de administración (2.543) (2.536) (7) — %EBITDA 28.042 29.897 (1.855) (6) %

La siguiente tabla muestra la distribución de las ventas y compras físicas de energía y la generación en Argentina por los períodos finalizados el 30 de septiembre de 2021 y 2020:

GWh Año 2021 Año 2020 Variación %Contratos 656 473 183 39 %Spot 2.662 2.728 (66) (2) %Total ventas de energía 3.318 3.201 117 4 %Spot 609 169 440 260 %Total compras de energía 609 169 440 260 %Generación térmica 2.709 3.032 (323) (11) %

El EBITDA acumulado al 30 de septiembre de 2021 en Argentina registró una variación negativa de MUS$1.855 originada, principalmente, por menores precios de energía y capacidad en el mercado de Energía Base y por una menor disponibilidad en 2021, compensados parcialmente por mayores márgenes obtenidos en las ventas por contratos.

Los ingresos por ventas por contratos aumentaron en MUS$14.062 en el período 2021 respecto al mismo período anterior, debido principalmente a mayores ventas físicas por 183 GWh.

Los ingresos en el mercado spot disminuyeron en MUS$4.117 como consecuencia de menores ventas físicas de 66 GWh, además del impacto de la devaluación del peso argentino sobre los precios de venta, efecto que fue parcialmente compensado por el aumento de precios otorgado por Resolución 440/2021.

En relación con los costos de abastecimiento de contratos se produjo un aumento neto de MU$9.848, producto de mayores compras de energía por US$19.486 y menores costos de combustibles de MUS$9.638. Estos mayores costos están asociados principalmente a mayores compras físicas por 440 GWh debido al aumento en el volumen de ventas a contratos y una menor disponibilidad de las unidades en 2021.



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EBITDA de Argentina por los períodos de tres meses finalizados al 30 de septiembre de 2021 y 2020

Ingresos ordinarios 3T2021 3T2020 Variación %Contratos 16.240 9.780 6.460 66 %Ventas Spot 6.927 11.451 (4.524) (40) %Otros ingresos ordinarios 181 — 181 100 %Total ingresos ordinarios 23.348 21.231 2.117 10 %Costos de ventaConsumo de combustible — (5.790) 5.790 (100) %Compras de energía y potencia (12.033) (977) (11.056) (58) %Gastos de Personal productivo (928) (570) (358) 63 %Otros costos de venta (4.303) (2.552) (1.751) 69 %Depreciación e intangibles (6.410) (5.401) (1.009) 19 %Total costos de venta (23.674) (15.290) (8.384) 55 %Total ganancia bruta (326) 5.941 (6.267) (105) %Depreciación y amortización 6.410 5.401 1.009 19 %Otros ingresos, por función 6 (301) 307 (102) %Gasto de administración (979) (1.132) 153 (14) %EBITDA 5.111 9.909 (4.798) (48) %

La siguiente tabla muestra la distribución de las ventas y compras físicas de energía y la generación en Argentina por los períodos finalizados el 30 de septiembre de 2021 y 2020:

GWh 3T2021 3T2020 Variación %Contratos 219 152 67 44 %Spot 626 1.023 (397) (39) %Total ventas de energía 845 1.175 (330) (28) %Spot 173 52 121 233 %Total compras de energía 173 52 121 233 %Generación térmica 672 1.123 (451) (40) %

El EBITDA del trimestre registró una variación negativa de MUS$4.798 proveniente, principalmente, de la menor generación registrada en el período 2021 derivada de una menor disponibilidad de las unidades de generación.

Los ingresos por ventas a clientes por contratos aumentaron MUS$6.460 en el período 2021 respecto al mismo período anterior, debido principalmente a mayores ventas físicas por 67 GWh.

Los ingresos en el mercado spot disminuyeron en MUS$4.524, como consecuencia de menores ventas físicas de 397 GWh y del impacto de la devaluación del peso argentino sobre los precios denominados en pesos (compensada parcialmente por el aumento otorgado por la entrada en vigencia de la Resolución 440/2021).

En relación con los costos de abastecimiento de contratos se produjo un aumento neto de MU$5.266, producto de mayores compras de energía por MUS$11.056 y menores costos de combustibles de MUS$5.790. Estos mayores costos están asociados principalmente a mayores compras físicas por 121 GWh debido al aumento en el volumen de ventas a contratos y a la menor disponibilidad de las unidades en 2021.



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Ganancia bruta consolidada

En el período finalizado el 30 de septiembre de 2021, la ganancia bruta consolidada aumentó, en comparación con el mismo período del año anterior, en MUS$247.153 producto de mayores contribuciones de Chile por MUS$171.504 y Colombia por MUS$77.630, compensadas por la disminución del margen en Argentina por MUS$1.997. La línea “Ajuste de consolidación” representa operaciones eliminadas en la consolidación entre AES Andes y su subsidiaria AES Colombia.

Nueve meses finalizados el Tres meses finalizado elIngresos ordinarios 2021 2020 Variación % 3T2021 3T2020 Variación %

Chile 1.824.310 1.467.067 357.243 24 % 557.222 540.217 17.005 3 %

Argentina 69.705 59.228 10.477 18 % 23.348 21.231 2.117 10 %

Colombia 284.346 263.803 20.543 8 % 102.726 112.900 (10.174) (9) %

Ajuste consolidación (2.024) (1.163) (861) 74 % (597) (17) (580) 3.412 %Total ingresos ordinarios 2.176.337 1.788.935 387.402 22 % 682.699 674.331 8.368 1 %Costos de ventaChile (1.188.128) (1.002.389) (185.739) 19 % (434.465) (316.756) (117.709) 37 %

Argentina (56.473) (43.999) (12.474) 28 % (23.674) (15.290) (8.384) 55 %

Colombia (126.319) (183.406) 57.087 (31) % (37.618) (57.647) 20.029 (35) %

Ajuste consolidación 821 (56) 877 (1.566) % 203 (1.202) 1.405 (117) %Total costos de venta (1.370.099) (1.229.850) (140.249) 11 % (495.554) (390.895) (104.659) 27 %Total ganancia bruta 806.238 559.085 247.153 44 % 187.145 283.436 (96.291) (34) %

La variación en la Ganancia Bruta obedece, principalmente, a las variaciones en EBITDA enumeradas precedentemente y a menores depreciaciones en Chile por MUS$25.484 como consecuencia de los deterioros de Propiedad, Planta y Equipos registrados en el tercer trimestre de 2020 y en el segundo trimestre de 2021.

Resultados no operacionales consolidados

La siguiente tabla resume las principales variaciones en los resultados no operativos de la Compañía, comparando los períodos de nueve y tres meses finalizados al 30 de septiembre de 2021 y 2020:


Otras ganancias (pérdidas) (853.569) (829.329) (24.240) 3 % 18.894 (824.333) 843.227 (102) %

Ingresos financieros 11.836 5.362 6.474 121 % 4.534 1.891 2.643 140 %

Costos financieros (78.812) (89.335) 10.523 (12) % (31.118) (36.330) 5.212 (14) %

Participación en las ganancias (pérdidas) de asociadas — (82.356) 82.356 (100) % — (109.914) 109.914 (100) %

Diferencias de cambio 12.459 (11.212) 23.671 (211) % 4.742 (3.732) 8.474 (227) %

Resultado por unidad de reajuste (10.737) — (10.737) 100 % (3.854) — (3.854) 100 %

La variación negativa en el rubro otras ganancias (pérdidas) por MUS$24.240, se explica principalmente por mayores costos registrados por deterioro de Propiedad Planta y Equipos y mayores costos relacionados con la extinción y restructuración de deudas en 2021, efectos que fueron compensados parcialmente por el impacto positivo de la venta de la asociada Guacolda Energía SpA.



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La variación positiva en el rubro “Participación en las ganancias (pérdidas) de asociadas” se debe al efecto del deterioro en la inversión registrado el año 2020 y a la subsecuente interrupción en el reconocimiento de los resultados de Guacolda Energía SpA.

Dentro del resultado no operacional se destaca la variación positiva en los costos financieros de MUS$10.523, asociada principalmente a menores costos en la subsidiaria Angamos producto de los prepagos ejecutados hacia fines del año 2020.

La tabla a continuación muestra las variaciones en las cotizaciones de las monedas de los países en que AES Andes tiene operaciones:

30 de septiembre

202131 de

diciembre 2020 Variación %30 de

septiembre 2020

31 de diciembre 2019 Variación %

Chile ($/US$) 811,90 710,95 101 14 % 788,15 748,74 39,41 5 %Colombia (Col$/US$) 3.834,68 3.432,50 402 12 % 3.878,94 3.277,14 601,80 18 %Argentina (Ar$/US$) 98,74 84,15 15 18 % 76,18 59,89 16,29 27 %

Las diferencias de cambio registran una variación positiva de MUS$23.671 durante el período finalizado el 30 de septiembre de 2021 respecto al mismo período de 2020. Esta variación se relaciona principalmente con mayores ganancias asociadas a instrumentos derivados relacionados con las coberturas ejecutadas como parte del proceso del aumento de capital de AES Andes además de los efectos positivos en 2021 producto del efecto de la depreciación del peso chileno sobre los pasivos y cuentas por pagar.

La variación negativa en el rubro "Resultado por unidades de reajuste" por MUS$10.737, corresponde a los resultados por exposición a la inflación reconocidos en las subsidiarias argentinas por la aplicación de "NIC 29 - Información financiera en economías hiperinflacionarias".

Impuesto a las ganancias

2021 2020 Variación %Ganancia (Pérdida) antes de impuestos (184.809) (516.483) 331.674 (64) %Gasto por impuesto a las ganancias 55.307 99.729 (44.422) (45) %

Ganancia (Pérdida) neta del período (129.502) (416.754) 287.252 (69) %

En el periodo finalizado al 30 de septiembre de 2021, el gasto por impuesto registró una variación negativa de MUS$44.422, pasando de una utilidad de MUS$99.729 en el período 2020 a una utilidad de MUS$55.307 en el mismo período del año 2021. Este efecto positivo se explica principalmente por el impacto generado por el registro de deterioros de Propiedad, Planta y Equipos en el segundo trimestre del 2021, compensado parcialmente por el impacto negativo de un mayor reconocimiento de ingresos por la terminación de los contratos de la subsidiaria Angamos con MEL y Spence y el incremento en las utilidades antes de Impuestos en Colombia.



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Análisis de balance

Al 30 de septiembre de 2021, se reportaron activos totales por MUS$7.622.664, menores a los MUS$8.120.006 reportados al 31 de diciembre de 2020. Esta variación se explica por una disminución de los activos corrientes y activos no corrientes por MUS$47.319 y MUS$450.023, respectivamente.

El total del patrimonio neto y pasivos registró una disminución de MUS$497.342, explicado por una disminución en pasivos corrientes por MUS$489.637, pasivos no corriente por MUS$168.817, compensado parcialmente por un aumento en patrimonio neto por MUS$161.112.

30 de septiembre 2021


ACTIVOSActivo corriente 906.667 953.986 (47.319) (5) %Activo no corriente 6.715.997 7.166.020 (450.023) (6) %Total activo 7.622.664 8.120.006 (497.342) (6) %

PASIVOSPasivo corriente 764.186 1.253.823 (489.637) (39) %Pasivo no corriente 4.665.996 4.834.813 (168.817) (3) %Total pasivo 5.430.182 6.088.636 (658.454) (11) %PATRIMONIO 2.192.482 2.031.370 161.112 8 %Total pasivo y patrimonio 7.622.664 8.120.006 (497.342) (6) %

El activo corriente disminuyó en MUS$47.319 respecto al 31 de diciembre de 2020, debido principalmente a la disminución en efectivo y equivalentes al efectivo por MUS$131.185 y en Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar por MUS$37.808, las cuales fueron compensadas por un aumento en los inventarios por MUS$88.112 asociado a mayores existencias físicas de carbón a precios más altos, mayores activos financieros por MUS$18.004 asociados principalmente a la valorización de los instrumentos derivados y mayores activos no financieros por MUS$11.136 producto del registro del pago anticipado de las primas de seguros vigentes para el año 2021.

El activo no corriente disminuyó en MUS$450.023 respecto a lo reportado al 31 de diciembre de 2020, donde destaca la disminución en propiedades, plantas y equipos por MUS$459.755, asociada principalmente a los deterioros de Propiedad Planta y Equipos registrados en los Complejos Ventanas y Angamos, compensados parcialmente por el aumento en Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar no corrientes por MUS$12.769.

Los pasivos corrientes disminuyeron en MUS$489.637 respecto a lo registrado al 31 de diciembre de 2020, debido principalmente a la disminución en otros pasivos no financieros por MUS$404.258 por la reducción del pasivo por ingresos diferidos derivado por el término de los contratos de suministro con MEL y Spence y por la disminución en los pasivos por impuestos corrientes por MUS$196.571, producto de los pagos registrados en el segundo trimestre de 2021, todo lo anterior compensado parcialmente por un aumento de MUS$112.845 en los otros pasivos financieros, asociados a nuevos préstamos obtenidos por la matriz AES Andes.

Los pasivos no corrientes por su parte disminuyeron en MUS$168.817 debido principalmente a las disminuciones registradas en los otros pasivos financieros por MUS$134.589 asociado al prepago deuda en bono UF de la matriz AES Andes y menores pasivos por impuestos diferidos por MUS$99.899. Estos efectos fueron compensados parcialmente por el aumento en cuentas por pagar a entidades relacionadas de MUS$63.016 asociado al incremento en las cuentas por pagar a Strabag por trabajos efectuados en el proyecto Alto Maipo.

Al 30 de septiembre de 2021, el patrimonio aumentó en MUS$161.112. Esta variación se explica principalmente por el incremento en el capital pagado por MUS$298.636, asociado al aumento de capital materializado



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en el primer trimestre del 2021 y al aumento en otras reservas de MUS$10.691 como consecuencia de la valorización de instrumentos derivados. Estos efectos fueron compensados parcialmente por la variación negativa en los resultados acumulados por MUS$156.639, debido principalmente a resultado negativo del período, a la variación en otras participaciones en el patrimonio por MUS$35.251 correspondiente a dividendos pagados en el segundo trimestre 2021 y a la variación en participaciones no controladoras por MUS$44.517.

Análisis de flujo de caja

El saldo final de efectivo y efectivo equivalente acumulado al 30 de septiembre de 2021 fue de MUS$140.018, 81% menor que el saldo final al 30 de septiembre de 2020 de MUS$727.429.

Flujo neto del período acumulado

El flujo neto total del período acumulado fue negativo de MUS$118.927 al 30 de septiembre de 2021, mientras que al 30 de septiembre de 2020 se registró un flujo neto positivo total de MUS$397.897

2021 2020 Variación %

Flujo neto de operación 131.243 1.060.634 (929.391) (88) %

Flujo neto de inversión (333.007) (362.267) 29.260 (8) %

Flujo neto de financiamiento 82.837 (300.470) 383.307 (128) %Flujo neto total del período (118.927) 397.897 (516.824) (130) %Efectos de la variación de la tasa de cambio (12.258) (11.329) (929) 8 %

Saldo inicio efectivo y efectivo equivalente 271.203 340.861 (69.658) (20) %Saldo final de efectivo y efectivo equivalente 140.018 727.429 (587.411) (81) %

El flujo neto de operación registró una variación negativa de MUS$929.391 en el período terminado el 30 de septiembre de 2021 comparado con igual período del año 2020, asociada principalmente al término de los contratos entre BHP y la subsidiaria Angamos que implicó una mayor recaudación el año anterior, además de mayores pagos de impuesto a las ganancias en el período 2021 por MUS$169.390.

Los flujos de fondos netos utilizados en actividades de inversión presentaron una variación positiva de MUS$29.260, asociada fundamentalmente a los efectos positivos por la venta de Guacolda por MUS$34.000 y a la incorporación de socios en Proyectos Renovables que implicó una entrada de fondos por MUS$53.510, lo anterior compensado parcialmente por mayores compras de propiedades, planta y equipo por MUS$65.333, derivadas de la ejecución del plan de crecimiento de la Compañía.

Los flujos de fondos netos de actividades de financiamiento presentaron una variación positiva de MUS$383.307 al 30 de septiembre de 2021, respecto al mismo período de 2020. Esta se explica principalmente por la recaudación de fondos asociada al aumento de capital durante el primer trimestre 2021, menores pagos de préstamos en 2021 principalmente asociados al prepago realizado en 2020 por la subsidiaria Angamos y menores pagos de dividendos por MUS$68.083 en el período 2021, compensado parcialmente por menores fondos recibidos en 2021 por desembolsos de deudas financieras, principalmente en Alto Maipo.



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Flujo neto del trimestre

El flujo neto total del período de tres meses fue negativo de MUS$56.971 al 30 de septiembre de 2021, mientras que al 30 de septiembre de 2020 se registró un flujo neto positivo total de MUS$427.863

3T2021 3T2020 Variación %

Flujo neto de operación 44.439 913.510 (869.071) (95) %

Flujo neto de inversión (84.729) (120.118) 35.389 (29) %

Flujo neto de financiamiento (16.681) (365.529) 348.848 (95) %Flujo neto total del período (56.971) 427.863 (484.834) (113) %Efectos de la variación de la tasa de cambio (2.635) 342 (2.977) (870) %

Saldo inicio efectivo y efectivo equivalente 199.624 299.224 (99.600) (33) %Saldo final de efectivo y efectivo equivalente 140.018 727.429 (587.411) (81) %

El flujo neto de operación registró una variación negativa de MUS$869.071 en el período de tres meses terminado el 30 de septiembre de 2021 comparado con igual período del año 2020, asociado principalmente al término de los contratos entre BHP y la subsidiaria Angamos que implicó una mayor recaudación el año anterior.

Los flujos de fondos netos utilizados en actividades de inversión presentaron una variación positiva de MUS$35.389, asociada fundamentalmente a los efectos positivos por la venta de Guacolda por MUS$34.000 y a la incorporación de socios en Proyectos Renovables que implicó una entrada de fondos por MUS$53.510, lo anterior compensado parcialmente por mayores compras de propiedades, planta y equipo por MUS$37.318 derivadas de la ejecución del plan de crecimiento de la Compañía, además de la menor recuperación de IVA en los proyectos durante el año 2021.

Los flujos de fondos netos de actividades de financiamiento presentaron una variación positiva de MUS$348.848 al 30 de septiembre de 2021, respecto al mismo período de 2020. Esta se explica principalmente por menores pagos de deudas financieras en 2021 asociadas principalmente al prepago realizado en 2020 por la subsidiaria Angamos además de menores pagos de dividendos en el período 2021. Las variaciones anteriores fueron compensadas parcialmente por el ingreso de fondos registrado en el período 2020 como consecuencia de la incorporación de TIF Inversiones SpA. como socio en Inversiones Cochrane SpA.



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Indicadores

Los indicadores de liquidez presentan un aumento respecto a los registrados al 31 de diciembre de 2020, asociado principalmente a la baja registrada a nivel de pasivos corrientes.

La cobertura de gastos financieros presenta un aumento explicado principalmente por el aumento registrado en los resultados antes de impuesto.

La rentabilidad de los activos fue mayor a la registrada en diciembre 2020, debido principalmente por el impacto de los deterioros de propiedad planta y equipos registrados en 2020.

Septiembre2021

Diciembre2020

LiquidezActivos corrientes / Pasivos corrientes (veces) 1,19 0,76

Razón ácida (veces) 0,18 0,22

(Activo corriente - Inventarios) / Pasivo corriente (veces) 0,89 0,65 EndeudamientoPasivo exigible/Patrimonio neto (veces) 2,48 3,00

Pasivos corrientes/Pasivo exigible (veces) 0,14 0,21

Pasivos no corrientes/Pasivo exigible (veces) 0,86 0,79

Pasivo exigible (millones de dólares) 5.430 6.089

Cobertura gastos financieros (veces) 1,44 (1,31) ActividadPatrimonio neto (millones de dólares) 2.192 2.031

Propiedades, planta y equipo. Neto (millones de dólares) 6.215 6.675

Total activos (millones de dólares) 7.623 8.120 RentabilidadDe los activos (1) (%) 0,14 (3,34)

Del patrimonio (1) (%) 0,56 (14,58)

Rendimiento activos operacionales (2) (%) 18,88 13,88

Utilidad/Acción (3) (Dólares) — (0,03)

Retorno dividendos (4) (%) 29,67 % 23,78 %

(1)La rentabilidad de los activos y del patrimonio está calculada considerando la utilidad de 12 meses al cierre de cada ejercicio, y el activo y patrimonio a cada fecha.

(2)Los activos operacionales considerados para este índice están registrados en Propiedades, Planta y Equipos.(3)La utilidad por acción al cierre de cada ejercicio está calculada considerando el número de acciones pagadas

a cada fecha.(4)Considera los dividendos pagados en los últimos doce meses divididos por el precio de mercado de la acción

al cierre de cada ejercicio.



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Análisis de riesgos

Riesgos de mercado y financiero

El riesgo de mercado es el riesgo de que el valor razonable de los flujos de efectivo futuros varíe debido a un cambio en los precios de mercado. Entre los riesgos de precio de mercado se consideran tres tipos: riesgo de tipo de cambio, riesgo de tasa de interés y riesgo de precio de combustible. El riesgo financiero se refiere a la posibilidad de ocurrencia de eventos que tengan consecuencias financieras negativas y este último considera: riesgo de crédito y riesgo de liquidez.

Riesgo de Tipo de Cambio

En Chile la moneda funcional de la Compañía es el dólar estadounidense, dado que los ingresos, costos, inversiones en equipos y deuda financiera son principalmente determinados en base del dólar estadounidense. Asimismo, en Chile la Compañía está autorizada para declarar y pagar sus impuestos a la renta en dólares estadounidenses. El riesgo de tipo de cambio está asociado a ingresos, costos, inversiones y deuda financiera denominada en moneda distinta al dólar estadounidense. Los principales conceptos determinados en pesos chilenos corresponden a las cuentas por cobrar por venta de electricidad y créditos impositivos mayoritariamente relacionados con créditos de IVA.

Al 30 de septiembre de 2021, AES Andes mantenía varios contratos de cobertura (forwards) con bancos con el propósito de disminuir el riesgo de tipo de cambio asociado con las ventas de energía, ya que, si bien la mayoría de los contratos de suministro de energía de la Compañía tienen tarifas denominadas en dólares, su pago se realiza en pesos chilenos utilizando un tipo de cambio fijo por un período de tiempo.

Al 30 de septiembre de 2021, y dada la posición pasiva neta que la Compañía mantenía en pesos chilenos, el impacto de una devaluación de 10% en la tasa de cambio del peso chileno con respecto al dólar estadounidense al cierre del período habría generado un impacto positivo realizado de aproximadamente MUS$3.541 en los resultados de AES Andes. En el período terminado al 30 de septiembre de 2021, aproximadamente 84% de los ingresos ordinarios y el 83% de los costos de venta de la Compañía estaban denominados en dólares estadounidenses, mientras que en el período terminado el 30 de septiembre de 2020 aproximadamente el 84% de los ingresos ordinarios y el 92% de los costos de venta estaban denominados en dólares estadounidenses.

En relación con Colombia, cabe señalar que la moneda funcional de AES Colombia es el peso colombiano dado que la mayor parte de los ingresos, particularmente las ventas por contratos y ventas en el mercado spot, y los costos operacionales de la subsidiaria están principalmente ligados al peso colombiano.

En el período terminado al 30 de septiembre de 2021, las ventas por contrato y spot en Colombia representaron 13% de los ingresos consolidados, mientras que durante el período 2020 representaron 15%. Adicionalmente, los dividendos de AES Colombia a AES Andes están determinados en pesos colombianos, aunque se utilizan mecanismos de cobertura financiera para fijar los montos en dólares estadounidenses. Al 30 de septiembre de 2021, se estima que el impacto de una devaluación del 10% en la tasa de cambio del peso colombiano respecto al dólar estadounidense al cierre del período habría generado un efecto positivo realizado de aproximadamente MUS$373 en los resultados de AES Andes, dada la posición pasiva neta en dólares estadounidenses que AES Colombia mantenía a esa fecha.

En relación con Argentina, y a partir del último trimestre de 2020, las Subsidiarias de AES Andes que operan en este país cambiaron su moneda funcional de dólar estadounidense a peso argentino, lo anterior considerando la aplicación de la Resolución 31/2020 (modificada por Resolución 440/2021) en donde los precios Spot pasaron a ser denominados en pesos argentinos, Se estima que, al 30 de septiembre de 2021, una devaluación del 10% en la tasa de cambio del peso argentino con respecto al dólar estadounidense al



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cierre del período habría generado un impacto negativo de MUS$747 en los resultados de AES Andes, dada la posición activa neta en dólares que Termoandes mantenía a esa fecha.

A nivel consolidado, las inversiones en plantas nuevas y equipos de mantención son principalmente fijadas en dólares estadounidenses. Las inversiones de corto plazo asociadas al manejo de caja son efectuadas mayoritariamente en dólares estadounidenses. Al 30 de septiembre de 2021, 48% de las inversiones y saldos en cuenta corriente están denominadas en dólares estadounidenses, 10% en pesos chilenos, 14% en pesos colombianos y 28% en pesos argentinos. Los saldos en caja denominados en pesos argentinos, están sujetos a la volatilidad del tipo de cambio propios del mercado de ese país. Al 31 de diciembre de 2020, 73% de las inversiones y saldos en cuenta corriente estaban denominadas en dólares estadounidenses, 5% en pesos chilenos, 11% en pesos colombianos y 11% en pesos argentinos.

Respecto de préstamos bancarios y obligaciones en bonos denominados en moneda distinta al dólar estadounidense y AES Andes ha tomado coberturas en forma de swaps de moneda para reducir el riesgo de tipo de cambio. Al 30 de septiembre de 2021, el 96% de la deuda de AES Andes y sus subsidiarias está denominada en dólares estadounidenses.

La propagación global del COVID-19 ha impactado la volatilidad de las monedas en los países donde la compañía opera. Sin embargo, la Compañía mitiga los riesgos asociados a esta volatilidad a través de su estrategia de cobertura con instrumentos derivados financieros de tipo de cambio.

La siguiente tabla muestra la composición de la deuda por moneda en base al capital adeudado, al 30 de septiembre de 2021 y 31 de diciembre de 2020:

30 de septiembre de 2021

31 de diciembre de 2020

US$ 96,0 % 96,0 %U.F. 1,0 % 1,0 %Col$ 3,0 % 3,0 %

Riesgo de Tasa de Interés

El riesgo de tasa de interés es el riesgo de que el valor razonable o flujos futuros de efectivo de instrumentos financieros fluctúen debido a cambios en las tasas de interés de mercado. La exposición de la Compañía al riesgo de cambio en tasas de interés de mercado se relaciona principalmente con obligaciones financieras a largo plazo con tasas de interés variables.

La Compañía administra su riesgo de tasa de interés manteniendo un gran porcentaje de su deuda a tasa fija o con swap de tasa para fijarla. Para mitigar el riesgo de tasa de interés con obligaciones a largo plazo, AES Andes ha tomado coberturas en forma de swaps de tasa de interés. Al 30 de septiembre de 2021, existían swaps de tasa de interés para una parte importante de la deuda asociada a la subsidiaria Alto Maipo. Se estima que un incremento del 10% en las tasas de interés variables no generaría un efecto significativo en resultados, dado que el 84% de la deuda corporativa está a tasa fija o con swap de tasa.

La propagación global del COVID-19 no ha impactado de forma significativa la evaluación de los acreedores financieros respecto a su evaluación riesgo de crédito de sus contratos de deuda con la Compañía. Esto último considerando la resiliencia de las operaciones, liquidez y capacidad de cumplir con sus compromisos financieros. Por último, de existir un cambio en esta evaluación de riesgo crédito, la Compañía mitiga posibles incrementos en las tasas de interés a través de instrumentos financieros y manteniendo un gran porcentaje de su deuda a tasa fija.



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La siguiente tabla muestra la composición de la deuda por tipo de tasa al 30 de septiembre de 2021 y 31 de diciembre de 2020:

30 de septiembre de 2021

31 de diciembre de 2020

Tasa fija o con swap de tasa 84,00 % 86,00 %Tasa variable 16,00 % 14,00 %

Riesgo de Precio de Combustible

El Grupo AES Andes se ve afectado por la volatilidad de precios de carbón, un “commodity” con precio internacional fijado por factores de mercado ajenos a la Compañía.

El precio de combustibles es un factor clave para el despacho de las centrales y los precios spot tanto en Chile como en Colombia. Dado que AES Andes es una empresa con una mezcla de generación principalmente térmica, el costo de combustible representa una parte importante de los costos de venta.

En la actualidad el volumen de energía contratado de AES Andes se encuentra equilibrado con la generación de las centrales con alta probabilidad de despacho (generación eficiente). Actualmente, una gran parte de los contratos de venta de energía eléctrica de AES Andes incluyen mecanismos de indexación que ajustan el precio en base a aumentos o disminuciones en el precio de carbón, según los índices y calendarios de ajuste particulares de cada contrato, lo que permite mitigar en gran parte las variaciones en el precio de este combustible.

En base a lo antes expuesto, se estima que un alza del 10% en los costos de combustible durante el período finalizado al 30 de septiembre de 2021, no generaría un impacto significativo en los resultados.

Riesgo de Crédito

El riesgo de crédito está asociado con la calidad crediticia de las contrapartes con que AES Andes y sus subsidiarias establecen relaciones. Estos riesgos se ven reflejados fundamentalmente en los deudores por venta y en los activos financieros, incluyendo depósitos con bancos y otras instituciones financieras y otros instrumentos financieros.

Con respecto a los deudores por venta, los clientes de AES Andes en Chile son principalmente compañías distribuidoras y clientes industriales de elevada solvencia y un porcentaje importante de ellas o sus controladoras cuenta con clasificaciones de riesgo local y/o internacional de grado de inversión. Las ventas del Grupo AES Andes en el mercado spot se realizan obligatoriamente a los distintos integrantes deficitarios del Coordinador Eléctrico Nacional, según el despacho económico realizado por esta entidad.

En Colombia, AES Colombia realiza evaluaciones de riesgo de sus contrapartes basado en una evaluación crediticia interna, que en ciertos casos podría incluir garantías.

Por su parte, en Argentina, las principales contrapartes comerciales de Termoandes son CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A.) y clientes no regulados denominados “Grandes Usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista”, cuyos contratos operan bajo la normativa de Energía Plus. Termoandes realiza evaluaciones crediticias internas de sus clientes.

En cuanto a las inversiones financieras que realiza AES Andes y sus subsidiarias, tales como pactos de retro-compra y depósitos a plazos, incluyendo derivados, se ejecutan con entidades financieras locales y extranjeras con clasificación de riesgo nacional y/o internacional mayor o igual a “A” en escala de Standard & Poors y Fitch y “A2” en escala Moody’s. Asimismo, los derivados ejecutados para la deuda financiera se



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efectúan con entidades locales e internacionales de primer nivel. Existen políticas de caja, inversiones y tesorería, las cuales guían el manejo de caja de la Compañía y minimizan el riesgo de crédito.

La propagación del COVID-19 no ha impactado materialmente de forma negativa la evaluación crediticia respecto a los contratos de suministro con sus clientes en Chile, esto último considerando la elevada solvencia de estos, contando con clasificaciones de riesgo local y/o internacional de grado de inversión. Respecto a Colombia y Argentina, cualquier cambio de riesgo en la evaluación crediticia continúa siendo mitigado a través de una evaluación interna caso a caso, la cual no se ha visto modificada, implicando en algunos casos la ejecución de garantías de parte de los clientes.

Riesgo de Liquidez

El riesgo de liquidez está relacionado con las necesidades de fondos para hacer frente a las obligaciones de pago. El objetivo de la Compañía es mantener la liquidez y flexibilidad financiera necesarias a través de flujos operacionales normales, préstamos bancarios, bonos públicos, inversiones de corto plazo, líneas de crédito comprometidas y no comprometidas.

Al 30 de septiembre de 2021, AES Andes contaba con un saldo en fondos disponibles líquidos de MUS$140.018 registrados en efectivo y equivalentes al efectivo. En tanto, al 31 de diciembre de 2020, AES Andes contaba con un saldo en fondos disponibles líquidos de MUS$271.203, que incluye efectivo y equivalentes al efectivo. Cabe señalar que el saldo de efectivo y equivalentes al efectivo incluye efectivo, depósitos a plazo con vencimiento original inferior a tres meses, valores negociables, fondos mutuos correspondientes a inversiones en dólares estadounidenses de bajo riesgo y con disponibilidad inmediata, derechos con pactos con retroventa y derechos fiduciarios.

Adicionalmente, al 30 de septiembre de 2021, AES Andes cuenta con líneas de crédito comprometidas y no utilizadas por aproximadamente MUS$250.000, además de líneas de crédito no comprometidas y no utilizadas por aproximadamente MUS$29.000.

Para obtener detalles respecto a restricciones contractuales de uso de fondos ver Nota 8 de los Estados Financieros “Efectivo y Equivalentes al Efectivo”.



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El gráfico y tabla a continuación muestran el calendario de vencimientos, basado en el capital adeudado, en millones de dólares estadounidenses al 30 de septiembre de 2021:

Saldo Capital

Tasa Interés

promedio

Tasa de vencimientos al30 de septiembre de 2021

2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 +Gener US$ 550 M Junior Notes due 2079 550,00 7,13% — — — — — — — — 550,00 Gener US$ 450 M Junior Green Notes due 2079 450,00 6,35% — — — — — — — — 450,00 Gener US$ 409 M Senior Notes due 2025 117,49 5,00% — — — — 117,49 — — — — Gener (ESSA) UF$ 1.0 M Senior Notes due 2024 27,47 7,64% 1,21 3,62 8,85 13,79 — — — — — Gener Préstamos bancarios 126,00 1,13% — — — — — — — — — Angamos US$ 600 M Senior Secured Notes due 2029 70,52 4,88% 4,41 8,82 8,82 8,82 8,82 8,82 8,82 8,82 4,37 Cochrane US$ 430 M Secured Bond due 2027 366,27 5,50% 25,54 55,38 59,90 60,11 65,58 67,38 32,38 — — Cochrane US$ 485 M Syndicated Loan due 2034 485,00 6,25% — — — — — — 11,95 67,42 405,63 Alto Maipo Fixed Portion 883,52 6,86% — — 19,73 9,99 18,29 23,53 30,1 34,52 747,36Chivor ST Loan (COP) 83,45 4,20% — — 16,69 16,69 16,69 16,69 16,69 — — Total Tasa Fija 3.159,72 6,18% 31,16 67,82 113,99 109,40 226,87 116,42 99,94 110,76 2.157,36

84,36 %

Alto Maipo Floating Portion 556,29 6,86% — — 12,42 6,30 11,52 14,81 18,95 21,73 470,56 Tunjita 29,29 4,11% 0,85 3,40 3,40 3,40 3,40 3,40 3,40 3,40 4,64 Total Tasa Variable 585,58 6,73% 0,85 3,40 15,82 9,70 14,92 18,21 22,35 25,13 475,20

15,64 %Total 3.745,30 6,26% 32,01 71,22 129,81 119,10 241,79 134,63 122,29 135,89 2.632,56



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Riesgos operacionales

Los riesgos operacionales se relacionan con la posibilidad de fallas o deficiencias futuras que pueden obstaculizar los objetivos estratégicos, operativos y/o financieros de la Compañía.

Hidrología

Las operaciones de AES Andes en Chile y en Colombia pueden verse afectadas por las condiciones hidrológicas, dado que la hidrología es un factor clave para la determinación de precios y, en consecuencia, el despacho de las centrales en ambos sistemas.

En el caso particular de Chile, la Compañía ha identificado medidas de mitigación específicas para el caso en que la situación hidrológica actual se mantenga en el tiempo. Adicionalmente, la Compañía usa modelos estadísticos propios para evaluar los riesgos relacionados con sus compromisos contractuales, y en términos generales la estrategia comercial en Chile es contratar a largo plazo la energía de sus centrales eficientes, reservando así las otras unidades de mayor costo para respaldo.

Por su parte, en Colombia, la estrategia comercial es optimizar el uso del embalse con el objetivo general de contratar en promedio entre el 75% y el 85% de la generación esperada.

Actualmente, la generación de las centrales eficientes de AES Andes se encuentra equilibrada con el volumen contratado, lo cual mitiga en gran parte la exposición a las variaciones hidrológicas.

Riesgo de Demanda

La demanda y el consumo eléctrico de clientes y de los sistemas en los que la Sociedad opera constituyen una variable clave para los resultados de la compañía y para la determinación de los precios de mercado. La compañía mitiga el riesgo de demanda a través de la ejecución de contratos con niveles de consumo comprometidos para grandes clientes ("Take or Pay"). La exposición a la demanda de clientes está limitada a la variación en el consumo de pequeños clientes comerciales e industriales.

Como se mencionó anteriormente, la exposición a la demanda en el mercado spot está limitada por la estrategia comercial en Colombia y Chile. En Argentina, Termoandes es una central de base que está dentro del orden de mérito incluso en horas de demanda mínima del sistema.

En Chile, particularmente, el incremento en la oferta asociado a la irrupción de proyectos de energía solar y eólica determinaron durante los últimos años una baja significativa en los precios de corto y largo plazo de la energía. Los costos de instalación de estas tecnologías han disminuido considerablemente en los últimos años haciéndolas altamente competitivas respecto de las tecnologías tradicionales. Es esperable que la dinámica competitiva y la tendencia en los precios, se mantengan a futuro.

Respecto al impacto del COVID-19 en la demanda y oferta de energía, el impacto en los resultados de la Compañía derivado de las distintas variables asociadas a la pandemia ha sido limitado.

Riesgo de Suministro de combustibles

Las compras de carbón se realizan a través de licitaciones periódicas invitando a importantes suministradores internacionales, adjudicando el suministro a empresas competitivas y con respaldo. Las compras se realizan de forma anticipada de forma tal de garantizar una parte sustancial de las necesidades para el año siguiente dejando un margen que aporte flexibilidad ante eventuales desvío en el despacho esperado de las centrales y que permita capturar oportunidades de mercado.



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La política de compra de combustible se complementa con una gestión de inventario que permita mitigar sustancialmente el riesgo de no contar con este combustible. Adicionalmente, esta política mitiga los riesgos de desvalorización de inventario, balanceando el oportuno suministro y respectivo consumo.

La compañía ha tomado medidas puntuales y excepcionales asociadas a potenciales disrupciones en la cadena logística de suministro de combustibles derivadas de la pandemia por COVID-19 incrementando los niveles de inventarios para mitigar este riesgo adicional.

Fallas operacionales y mantenimientos

Las fallas operacionales, mantenimientos programados o no programados que afecten la disponibilidad de las centrales eficientes, podrían tener un efecto adverso en los resultados de la Compañía.

A pesar de que la Compañía realiza regularmente mantenimientos y mejoras operacionales a sus centrales para garantizar la disponibilidad comercial de todas ellas y mantiene vigentes pólizas de seguros operacionales, eventualmente podrían presentarse fallas que resulten en indisponibilidad comercial. Un período significativo de indisponibilidad en las plantas eficientes de la Compañía, ya sea por fallas operacionales o mantenimientos (programados o no programados) podría significar, en algunos escenarios hidrológicos, que el cumplimiento de los contratos de suministro se realice a través de la operación de centrales de respaldo más caras o comprando energía en el mercado spot, condiciones que podrían aumentar los costos operacionales, afectando negativamente los resultados de AES Andes.

Proyectos en construcción

La ejecución de proyectos en desarrollo se encuentra condicionada a numerosos factores que podrían diferir de lo originalmente presupuestado. Estos incluyen eventuales incrementos en costos de construcción o inversión adicional en equipos, potenciales atrasos, acceso a mano de obra calificada, costos asociados al financiamiento y eventuales demoras o dificultades en los procesos de autorizaciones y permisos reglamentarios, incluyendo potenciales juicios o litigios. Cabe señalar que el adecuado desarrollo de un proyecto involucra la realización de inversiones en diversos aspectos como, por ejemplo, estudios, servidumbres, preparación de terrenos y construcción de caminos, entre otros, antes de la aprobación y ejecución final del proyecto.

Actualmente, los proyectos eléctricos enfrentan una alta oposición por parte de grupos organizados o la comunidad cercana a ellos. No se puede asegurar que la construcción de los proyectos no se vea afectada por esta oposición. AES Andes, en su interés por ser un buen vecino y a través de su Política de Relacionamiento con las Comunidades, trabaja para ser localmente respetada y valorada por su buen desempeño económico, social y ambiental y por su contribución al desarrollo sostenible de las comunidades en las que se encuentra inserta.

Respecto al impacto del COVID-19 en la dinámica de los proyectos en ejecución, el impacto derivado de las distintas variables asociadas a la pandemia ha sido limitado. Las actividades en los distintos sitios se han mantenido prestando especial atención a las medidas de cuidado personal y de prevención. Los efectos de la crisis sanitaria si se han materializado en la cadena logística y la importación de equipos, sin embargo, las demoras asociadas a esta disrupción en los proyectos renovables no han sido importantes.



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Riesgo de desacople

Dadas ciertas restricciones de transmisión en Chile debido a la concentración de centrales de energía renovables, se pueden producir diferencias entre los precios de inyección y de retiro (desacoples) que deben ser asumidos por el generador, afectando los márgenes operacionales de la Compañía. Actualmente, existen contratos de suministro de energía en los que no se puede traspasar este riesgo, sin embargo, en nuevos contratos con clientes libres se incluyen cláusulas de traspaso para mitigarlo. Cabe destacar que la habilitación de la línea de transmisión Cardones-Polpaico ha completado el proceso de interconexión entre el SIC y el SING contribuyendo de manera significativa a la nivelación de los precios del Norte y del Centro del país y a la reducción de las limitaciones de transmisión que generaban precios locales para los distintos nodos del Sistema. Todo esto contribuye a una reducción significativa del riesgo asociado al desacople.

Riesgo Regulatorio

AES Andes, sus subsidiarias y asociadas se encuentran sujetas a la regulación vigente en los países en que operan, los que pueden abarcar diversos aspectos del negocio. El riesgo regulatorio se relaciona a potenciales cambios en la legislación vigente que pudieran afectar adversamente los resultados de la Compañía.

No se puede garantizar que las leyes o normas de los países en que se opera o se tienen inversiones no serán modificadas, o no serán interpretadas en una manera que podría afectar a la Compañía en forma adversa o que las autoridades gubernamentales otorguen efectivamente cualquier autorización solicitada. AES Andes participa activamente en el desarrollo del marco regulatorio, haciendo comentarios y propuestas a los proyectos de ley presentados por las autoridades.

Regulación eléctrica

Como empresas de generación eléctrica, AES Andes, sus subsidiarias y asociadas están sujetas a regulación relativa a diversos aspectos del negocio. El marco regulatorio actual que rige a las empresas de suministro de electricidad ha estado vigente en Chile desde 1982, en Colombia desde 1994 y en Argentina fue establecido de acuerdo a la Ley N° 15.336 de 1960 y a la Ley N° 24.065 de 1992.

CHILE

Mecanismo Estabilización Tarifas Reguladas

El día 2 de noviembre de 2019 se publicó en el Diario Oficial la Ley 21.185 con vigencia inmediata. La ley creó un mecanismo de estabilización de precios de la energía eléctrica para los contratos de clientes regulados, con referencia el decreto tarifario 20T, correspondiente a las tarifas del primer semestre 2019. De esta manera, el aumento de los precios futuros para estos clientes será asumido temporalmente por los generadores que suministran dichos contratos, quienes financiarán un monto máximo de US$1.350 millones. En la medida que los precios regulados disminuyan en futuros períodos, lo que se espera ocurra con la entrada de nuevos contratos a partir del año 2021, la diferencia entre la tarifa fija y la evolución del precio del contrato se utilizará para saldar los pagos pendientes a suministradores. Con fecha 27 de octubre 2021, mediante la publicación del Informe Preliminar de Fijación de Precios de Nudo Promedio Enero 2022, la Comisión Nacional de Energía actualizó la estimación de saldos del Fondo de Estabilización utilizados, indicando un monto aproximado de US$1.188 millones para diciembre de 2021, con lo cual se espera que el monto máximo no sea superado durante este año. Sin embargo, la Comisión estimó que, a junio de 2022, el saldo acumulado alcanzará un monto aproximado de US$1.331 millones, considerando como tipo de cambio el promedio del valor diario del dólar observado de los Estados Unidos de América de los meses de abril a septiembre de 2021, publicados por el Banco Central (744,10 $/US$). Esto implicaría un agotamiento del fondo de estabilización un año antes respecto de lo que se esperaba en el mecanismo de la Ley.



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Ley Servicios Básicos

Con fecha 18 de marzo de 2020 el Gobierno de Chile declaró estado de excepción constitucional de catástrofe, mediante Decreto Supremo N°104, el cual se ha extendido mediante Decreto Supremo N° 153 del 25 de junio de 2021 hasta el 30 de septiembre de 2021.

El 8 de agosto de 2020 fue publicada en diario oficial la Ley N°21.249 que dispone, de manera excepcional, medidas en favor de los usuarios finales de servicios de electricidad, sanitarios, y gas de red. La Ley originalmente prohibía el corte de suministro eléctrico a clientes residenciales desde la publicación de la ley hasta mayo 2021 lo cual ha sido extendido hasta diciembre 2021 por la Ley N°21.340, publicada el 22 de mayo de 2021. También se faculta al cliente para prorratear en 48 cuotas deudas contraídas en el periodo. Tanto la Ley N°21.249, como la Ley N°21.340, no se refieren a riesgos de incobrabilidad a clientes, manteniendo esquema vigente de riesgo en las empresas distribuidoras.

Estrategia Flexibilidad Ministerio, reforma al mercado de potencia

En noviembre 2019 el Ministerio de Energía presentó la Estrategia de Flexibilidad con el objetivo de definir un plan de trabajo regulatorio para el corto y mediano plazo relativo a la flexibilidad operacional del sistema. La estrategia considera el desarrollo de un proceso con los siguientes tres ejes de trabajo: i) perfeccionamiento del diseño de mercado para el desarrollo de un sistema flexible ii) la revisión del marco regulatorio para sistemas de almacenamiento, iii) y medidas asociadas a la operación flexible del sistema. La agenda del proceso contempla una discusión normativa que se extenderá desde enero 2020 hasta mayo 2022. Durante este proceso se plantea la revisión del actual mecanismo de remuneración y el nivel de precios de la misma.

En septiembre de 2020 el Ministerio de Energía reinició el trabajo regulatorio asociado al desarrollo de la Estrategia de Flexibilidad. Asimismo, el 15 de octubre se comenzó a discutir el eje de la estrategia: perfeccionamiento del diseño de mercado para el desarrollo de un sistema flexible. El trabajo contempla la modernización del mercado de capacidad con miras las necesidades futuras de flexibilidad del sistema, previéndose distintos impactos en el nivel de pago de diversas tecnologías. El trabajo regulatorio participativo, liderado por el Ministerio de Energía, ha finalizado durante julio de 2021. Con fecha 3 de septiembre, el Ministerio ha publicado para consulta pública un borrador del nuevo reglamento de pago por potencia, el cual se cerró para comentarios el día 5 de octubre. El documento en consulta contemplaría un transitorio de aproximadamente 9 años para migrar totalmente al nuevo régimen de pago por potencia, contados desde publicado el nuevo reglamento. Adicionalmente el documento contemplaría cambios que aplicarían de forma inmediata desde publicado el nuevo reglamento, con potencial impacto en el precio de remuneración en potencia y el pago por potencia en sistemas renovables con almacenamiento. Actualmente el Ministerio se encuentra analizando las consultas hechas por la ciudadanía y elaborando las respuestas, las que serían puestas a disposición del público durante noviembre.

Proyecto de Ley de Portabilidad

El 10 de septiembre 2020 el Ministerio de Energía ingresó para tramitación legislativa el Proyecto de Ley de Portabilidad Eléctrica. El proyecto de ley se remitió a Comisión de Minería y Energía y a la de Hacienda. El objetivo del proyecto es habilitar a todos los usuarios finales a elegir su suministrador de electricidad, que éstos puedan obtener precios más bajos, ofertas diferenciadas y personalizadas, y mejor calidad en la atención comercial. El proyecto no tiene urgencia, y se encuentra en la primera etapa de tramitación legislativa. A la fecha, no se ha puesto en la tabla de las Comisiones para su discusión.



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Proyecto de Ley que Prohíbe la instalación y funcionamiento de centrales termoeléctricas a carbón

Con fecha 9 de enero de 2020, fue presentado por moción parlamentaria el Proyecto de Ley que Prohíbe la instalación y funcionamiento de centrales termoeléctricas a carbón en Chile, mandatando el cierre de todo el parque carbonero a más tardar el 31 de diciembre del año 2025. Durante el transcurso del año 2020, el proyecto de ley fue aprobado en general por la Cámara de Diputados, sin embargo, el texto deberá volver a la Comisión de Medio Ambiente de la Cámara para el análisis de varias indicaciones propuestas que buscan mejorar y mitigar los efectos del proyecto. El Ministerio de Energía, el Ministerio de Medio Ambiente, la Comisión Nacional de Energía, el Coordinador Eléctrico Nacional y los Gremios de Generación Convencional y Renovable, han expuesto en el Congreso y manifestado los riesgos asociados al citado proyecto. Con fecha 22 de junio tanto el articulo permanente, como el artículo transitorio que es el que determina el plazo para el cierre de las centrales ha sido aprobado en su primer trámite legislativo en votación en Sala de la Cámara de Diputados, habiéndose rechazado previamente las indicaciones discutidas en la Comisión de Medio Ambiente de la Cámara. Prosigue su tramitación en Segundo Trámite Constitucional en el Senado, el cual revisará el proyecto de ley en la Comisión de Minería y Energía. A la fecha, la Comisión ha recibido al Ministerio de Energía, a la Asociación Chilena de Energía Renovable y a Chile sustentable y se encuentra en etapa de audiencias. En este marco de discusión, con fecha 13 de octubre la Sala del Senado dio cuenta del ingreso de la Moción de un grupo de senadores, con la que inician un proyecto de ley que promueve la generación de energía renovable (Boletín N° 14.652-08), el cual será discutido en la Comisión de Minería y Energía del Senado. El proyecto de ley prohíbe inyectar al Sistema Eléctrico Nacional, a partir del primero de enero de 2030, energía eléctrica cuya fuente primaria sea la combustión de sustancias fósiles.

Proyecto de ley que “Permite asegurar la certeza hídrica para los diferentes usos productivos del agua"

Con fecha 16 de noviembre de 2020, se presentó un proyecto de ley que “Permite asegurar la certeza hídrica para los diferentes usos productivos del agua” (Boletín N° 13.891-09) el cual modifica el Código de Aguas y la Ley General de Servicios Eléctricos. El proyecto de ley busca priorizar el uso de los derechos de aprovechamiento de agua consuntivos para riego y consumo humano respecto a los derechos de agua no consuntivos, así como establecer que, los concesionarios eléctricos de centrales hídricas deberán presentar dentro de los 5 años siguientes a la entrada en vigencia de la ley, un plan de transformación de su matriz productiva en el cual deberán considerar la utilización de fuentes renovables, diferentes al agua, que aseguren el uso sustentable de las reservas de agua detenida. La redacción actual del proyecto de ley estaría enfocada en regular los conflictos que se producen entre la generación hidroeléctrica de embalse y los derechos de agua para uso agrícola y residencial. El proyecto de ley se encuentra actualmente en su primer trámite constitucional, sin urgencia, a la espera del primer informe de la Comisión Especial sobre Recursos Hídricos, Desertificación y Sequía, y se espera que luego de las presentaciones efectuadas por las asociaciones del sector eléctrico, se aclare el real sentido y alcance de las disposiciones del proyecto de ley

COLOMBIA

Interconexión Colombia-Panamá

El Ministerio de energía de Colombia y la Secretaría Nacional de Energía de Panamá firmaron un acuerdo para definir los principios, criterios básicos y lineamientos generales en que se basará el Esquema de Armonización Regulatoria para el desarrollo y operación de la interconexión eléctrica entre los dos países.

a. La implementación de la interconexión busca la integración de la Comunidad Andina con Centroamérica. Además, permitirá hacer un uso optimizado de los recursos energéticos y de la generación excedente, mejorar la calidad en la prestación del servicio de energía eléctrica, fortalecer la confiabilidad de los sistemas de ambos países.

b. La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) de Colombia y la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) de Panamá serán las encargadas de desarrollar el Esquema de Armonización Regulatoria



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Segunda Subasta de Contratos Largo Plazo

Con fecha 25 de octubre de 2021, el Ministerio de Minas y Energía emitió la Resolución Definitiva 40.345, la cual permite prorrogar por seis meses la garantía de puesta en operación de los proyectos de generación que dependen de la entrada de activos de transmisión y adicionalmente autoriza que los contratos de largo plazo firmados en las subastas puedan ser ampliados en plazo (manteniendo condiciones de precio y cantidad), lo cual permitirá equilibrar financieramente los contratos asignados a nuestros proyectos Casa Eléctrica y Apotolorru afectados por la demora en la construcción de los activos de transmisión que conectarán la región de La Guajira con el Sistema Integrado Nacional.

Tercera Subasta de Contratos Largo Plazo

Con fecha 26 de Octubre de 2021, XM ha efectuado como administrador del mercado, la Tercera Subasta de Contratos de Largo Plazo que contó con un total de 61 participantes, 44 en calidad de compradores y 17 en calidad de vendedores.

Se cerraron contratos por 1.8 TWh/año en total y se adjudicó energía a 11 proyectos solares con una capacidad instalada de 796 MW los cuales deben empezar a cumplir con el compromiso el 1 de enero de 2023. El precio ponderado de venta de la subasta fue 135 COP$/kWh, el cual fue superior al de la segunda subasta.

AES Colombia ha participado en la subasta como comercializador para cumplir con los requisitos de Ley para la demanda No Regulada de sus clientes.

Hoja de Ruta Misión de Transformación Energética

La Misión de Transformación Energética emitió el documento final con la Hoja de Ruta y se espera que empiecen a desarrollarse las recomendaciones de corto plazo. Los temas de mayor relevancia cuando se inicie la implementación de la hoja de ruta serian:

• Transición a precios nodales• Implementación de mecanismos de contratos anónimos y estandarizados• Ajustes a la contratación de usuarios no regulados• Ajustes al esquema de cargo por confiabilidad• Participación de la demanda y nuevos recursos en el mercado• Acciones para garantizar la expansión de transmisión suficiente y oportuna• Viabillización de interconexiones internacionales

Actuación administrativa parámetros Cargo por Confiabilidad

La CREG continua con la actuación administrativa tendiente a identificar las causales de ciertas discrepancias en la serie hidrológica de los ríos que llegan al embalse la Esmeralda y que sirven de soporte para el cálculo de energía firme de la planta de Chivor que es remunerada bajo el esquema de cargo por confiabilidad. AES Colombia ha dado tramite al proceso con el fin de obtener la respuesta de la CREG lo más pronto posible ya que existen nuevos procesos como el reporte de parámetros para nuevas asignaciones que están programadas para diciembre de 2021.



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ARGENTINA

El 25 de marzo de 2020 a raíz de la pandemia de Covid-19 el Gobierno Argentino mediante el Decreto 311/2020 dispuso la suspensión temporaria del corte de suministro de servicios (electricidad, agua, gas, telecomunicaciones e imagen) en caso de mora o falta de pago de los mismos sólo para un determinado universo de personas, empresas e instituciones; como así también el marco establecido de planes de pagos de los servicios enunciados para la regularización que fuera reglamentado posteriormente por la Resolución Ministerio de Desarrollo Productivo 173/2020 del 18 de abril de 2020, sumado al Decreto 543/2020 de la Emergencia Sanitaria que postergó los aumentos para la tarifa de los servicios de energía eléctrica y de gas hasta diciembre 2020.

Aplicación de la Resolución 440/2021

Con fecha 21 de mayo de 2021 la Secretaría de Energía actualizó por medio de la Resolución 440/2021 el esquema de precios de la energía eléctrica comercializada en el marco regulatorio “Energía Base”. La Resolución entró en vigencia retroactivamente a partir de la transacción económica del mes de febrero de 2021 y la remuneración de los generadores continúa denominada en pesos argentinos, actualizados en un 29% respecto de los conceptos remunerativos fijados por la Resolución 31/2020.

Marco regulatorio "Energía Plus"

En relación al Programa de Energía Plus, creado por Resolución SE 1281/2006 y mediante el cual Termoandes fue autorizado a realizar contratos con Grandes Usuarios para comercializar energía, se recibió una comunicación el 3 de julio 2020 de parte de CAMMESA, informando una medida de la Secretaría de Energía en la que determinó que todos los contratos celebrados bajo el citado programa caducaban el 31 de octubre de 2020 en función de la terminación del plazo de 10 años definido en el proyecto original.

Termoandes presentó una nota a CAMMESA en atención a considerar que el régimen de Energía Plus se mantenga vigente. Posteriormente, se recibió una notificación de CAMMESA en la que informó que los contratos celebrados se mantenían vigentes, autorizó aquellos contratos iniciados el 1 de noviembre de 2020 y a su vez permitió continuar celebrando contratos de manera condicional en tanto la Secretaría de Energía analice el contexto de fondo del Servicio de Energía Plus.

Comercialización de gas natural

El 2 de diciembre de 2020, la Secretaría de Energía publicó la Resolución 354/2020 para implementar los esquemas de comercialización entre las empresas productoras de gas y CAMMESA o generadores como parte del “Plan de promoción de la producción del gas natural argentino – Esquema de oferta y demanda 2020-2024” dictado por el Decreto 892/2020.

La Resolución establece los volúmenes firmes de gas natural para el sector de Generación representado por CAMMESA y los Agentes Generadores en el marco del programa. Asimismo, establece la opción de adherir al despacho centralizado, que implica la cesión operativa a CAMMESA por parte de los generadores del producto y la capacidad de transporte contratada sumado a la incorporación en las reglas del despacho de un número de orden de prioridad definido para el Gas Natural según su procedencia con el fin de minimizar el costo total de abastecimiento. Adicionalmente establece para los Generadores con contratos en el marco del Programa Servicio Energía Plus, la opción de solicitar a CAMMESA que provea el gas natural para que dicha generación cubra sus contratos al costo de abastecimiento de cada generador.



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Regulación ambiental

AES Andes, sus subsidiarias y asociadas también están sujetas a normas ambientales en todos los países en que operan, las que, entre otros, exigen realizar evaluaciones de impacto ambiental para obtener los permisos ambientales reglamentarios previo al cambio de procedimientos operacionales que tengan impactos ambientales no evaluados o nuevos proyectos. AES Andes no puede garantizar que las autoridades gubernamentales otorguen las autorizaciones ambientales que se soliciten.

Nuevas regulaciones ambientales cada vez más exigentes están continuamente bajo desarrollo, las cuales pueden modificar las operaciones y/o requerir inversiones adicionales para cumplir con dicha regulación.

Regulación tributaria

AES Andes y sus subsidiarias se encuentran sujetas a la normativa tributaria vigente en cada país donde operan. Las modificaciones a las leyes o tasas impositivas tienen un efecto directo en resultados.

CHILE

Durante abril de 2021, en la Cámara de diputados se ha aprobado la discusión de un proyecto que propone aumentar transitoriamente la tasa de impuesto corporativo, así como eliminar los beneficios de ingresos no renta establecidos en el artículo 107 de la Ley de la Renta. Del mismo modo, el Ministerio de Hacienda ha establecido su intención de modificar las exenciones y beneficios actualmente contenidos en la legislación tributaria, a través de un nuevo proyecto de reforma tributaria que espera presentar en las próximas semanas. La etapa preliminar de la discusión aún no nos permite concluir sobre su potencial impacto y riesgos de esos potenciales cambios en la Compañía, ni la probabilidad de ser aprobada o no, considerando que los candidatos presidenciales actualmente tienen consideradas reformas tributarias en sus campañas, por lo que no se prevé exista una particular voluntad legislativa de discutir y legislar sobre una materia que ya el próximo año volvería a ser discutida y reformada

El 24 de febrero de 2020 fue promulgada la Ley 21.210 de "modernización tributaria", que simplifica los registros tributarios que deben mantener los contribuyentes, moderniza la definición de gastos tributarios aceptados, de manera de incorporar desembolsos realizados durante el transcurso ordinario de los negocios que son parte de su funcionamiento, pero que no están directamente asociados a su actividad productiva. Una modificación relevante es la posibilidad de implementar programas de compensación de emisiones, a partir de 2023, reduciendo con ello el cálculo de emisiones sobre el cual se calcula el pago del impuesto, sin embargo, dichos programas, sus características e instrucciones están pendientes. La mencionada Ley incorporó una sobretasa a las contribuciones de bienes raíces, y un nuevo impuesto en beneficio de un fondo regional, equivalente al 1% del costo para proyectos de inversión por más de MUS$10.000, que deban someterse a la calificación de impacto ambiental. Se aplica sobre el monto que excede los MUS$10.000, y se devengará el primer ejercicio con ingresos operacionales, pagaderos en un período de 5 años, en beneficio de la región en la que se construirá el proyecto. Dicho gravamen es aplicable solo a proyectos con procesos de evaluación ambiental iniciados a partir del 24 de febrero de 2020.

El 2 de Septiembre de 2020 se promulgó la Ley 21.256, la cual contenía un paquete de medidas tendientes a incentivar la reactivación de la Economía en medio de la Pandemia Mundial generada por el COVID-19, entre las cuales se encontraba la posibilidad de destinar recursos fiscales para enterar las cantidades devengadas por concepto de la contribución de 1% del artículo 32 de la Ley 21.210 que se refiere a la Contribución para el Desarrollo Regional, quedando los contribuyentes liberados de este pago siempre que el proyecto de inversión sea sometido al sistema de evaluación de impacto ambiental hasta el 31 de diciembre de 2021 y que se inicie la ejecución del proyecto dentro del plazo de 3 años contados desde la obtención de calificación ambiental favorable.



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COLOMBIA

El 14 de septiembre de 2021 fue aprobada la Ley 2155 de Inversión Social (reforma tributaria) y los principales cambios tributarios que introduce esta norma son los siguientes:

– A partir del año gravable 2022 se incrementará la tarifa general del impuesto sobre la renta al 35% (31% para el año 2021 y previamente esperaba ser 30% para 2022).

– El descuento tributario del ICA se mantendrá en 50% para los años gravables 2022 y siguientes (se deroga la norma que incrementaba el descuento al 100% a partir de 2022).

– Se amplían los supuestos bajo los cuales se podrá acceder al mecanismo de “obras por impuestos”, incluyendo aquellos territorios que no siendo ZOMAC, se encuentren en algunas de estas situaciones: (i) Presenten altos índices de pobreza, (ii) carezcan total o parcialmente de infraestructura para la provisión de servicios públicos domiciliarios, (iii) estén localizados en zonas no interconectadas y (iv) estén localizados en Áreas de Desarrollo Naranja (ADN).

– Se prorroga hasta el 31 de diciembre del año 2022, la exención transitoria en el pago de la sobretasa o contribución especial en el sector eléctrico, para los prestadores de servicios turísticos con inscripción activa y vigente en el Registro Nacional de Turismo (artículo 40 de la Ley 2068 de 2020).

Asimismo, esta Ley se introdujo un gravamen a los dividendos que provengan de utilidades que pagaron el impuesto de renta en cabeza de la sociedad distribuidora, equivalente al 10% que se paga vía retención en la fuente. No obstante, en virtud en virtud del Convenio para Evitar la Doble Tributación actualmente vigente entre Chile y Colombia, dicha retención se reduciría a 0% sobre los dividendos a recibir desde las subsidiarias colombianas de AES Andes.

ARGENTINA

Con fecha 16 de junio de 2021 el Poder Ejecutivo Nacional promulgó la Ley 27.630 a través de la cual se estableció una escala para la tasa del Impuesto a las Ganancias a partir de los ejercicios iniciados el 1 de enero de 2021 y siguientes en el 25% para empresas con ganancias netas acumuladas de hasta cinco millones de pesos argentinos, en 30% por encima de tal monto y hasta alcanzar los cincuenta millones y en el 35% cuando dichas ganancias superen los cincuenta millones de pesos argentinos y estableció una retención del 7% sobre los dividendos que se distribuyan a personas físicas y a beneficiarios del exterior.



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Anexo I - Empresa Eléctrica Cochrane SpA.

Resumen de los estados financieros

Tabla de resultados


Ingresos de actividades ordinarias 305.387 258.656 46.731 18 % 105.429 82.971 22.458 27 %Costo de ventas (227.139) (180.832) (46.307) 26 % (77.096) (52.598) (24.498) 47 %

Ganancia bruta 78.248 77.824 424 1 % 28.333 30.373 (2.040) (7) %Gastos de administración (638) (474) (164) 35 % (237) (64) (173) 270 %Otras ganancias (pérdidas) 10 9.450 (9.440) (100) % (25) 10.408 (10.433) (100) %Ingresos financieros 12 22 (10) (45) % 1 13 (12) (92) %Costos financieros (44.706) (48.430) 3.724 (8) % (14.725) (16.026) 1.301 (8) %Diferencias de cambio (3.595) (1.248) (2.347) 188 % (3.156) (298) (2.858) 959 %

Ganancia (pérdida) antes de impuestos 29.331 37.144 (7.813) (21) % 10.191 24.406 (14.215) (58) %

Gasto por impuestos a las ganancias (7.920) (10.029) 2.109 (21) % (2.752) (6.590) 3.838 (58) %Ganancia (perdida) neta del período 21.411 27.115 (5.704) (21) % 7.439 17.816 (10.377) (58) %

Balance Físico

Por el período de nueve meses Por el período de tres mesesGWh 2021 2020 Variación % 3T2021 3T2020 Variación %

Clientes libres 1.178 1.445 (267) (18) % 396 499 (103) (21) %Spot - redireccionamiento 1.319 903 416 46 % 362 239 123 51 %

Total Ventas de Energía 2.497 2.348 149 6 % 758 738 20 3 %Generación Termoeléctrica 2.497 2.348 149 6 % 758 738 20 3 %

Ingresos de actividades ordinarias

La siguiente tabla presenta un desglose de los Ingresos de actividades ordinarias de la Sociedad por los períodos de nueve y tres meses finalizados el 30 de septiembre de 2021 y 2020:


Ventas de energía contratos no regulados 183.906 194.593 (10.687) (5) % 63.636 67.024 (3.388) (5) %Ventas de energía y potencia spot 103.693 46.729 56.964 122 % 36.968 9.275 27.693 299 %Ingreso por transmisión 17.587 16.721 866 5 % 4.646 6.400 (1.754) (27) %Otros ingresos ordinarios 201 613 (412) (67) % 179 272 (93) (34) %Ingresos de actividades ordinarias 305.387 258.656 46.731 18 % 105.429 82.971 22.458 27 %

Análisis Razonado - Septiembre 2021(Importes expresados en miles de dólares estadounidenses, a menos que se indique lo contrario)

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Durante el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021, los ingresos de actividades ordinarias presentaron un incremento de MUS$46.731 comparado con el mismo periodo anterior, que se explica principalmente por i) un aumento en las ventas al mercado spot de MUS$56.964 asociado a mayores volúmenes de venta de energía de 416GWh y a mayores precios ii) y por un incremento en los ingresos por transmisión de MUS$866 asociado principalmente a reliquidaciones de peajes de años anteriores. Estos incrementos fueron compensados parcialmente por la baja en las ventas a clientes no regulados por MUS$10.687, debido a una disminución en el volumen de ventas de 267GWh.

Por el período de tres meses finalizado el 30 de septiembre de 2021, los ingresos de actividades ordinarias presentaron un incremento de MUS$22.458 comparado con el mismo período anterior, que se explica principalmente por un aumento en las ventas al mercado spot por MUS$27.693, debido a un mayor volumen en las ventas de energía de 123GWh y a mayores precios. Este incremento fue compensado parcialmente por i) la baja en el volumen de ventas a clientes no regulados de 103GWh y MUS$3.388 ii) y una disminución en los ingresos por transmisión de MUS$1.754 asociado principalmente a reliquidaciones de peajes de años anteriores.

Costo de ventas

La siguiente tabla presenta un desglose de los costos de ventas de la Sociedad por el período de nueve y tres meses finalizados al 30 de septiembre de 2021 y 2020:


Compra de energía y potencia (11.677) (4.646) (7.031) 151 % (8.196) (881) (7.315) 830 %

Consumo de combustible (97.682) (71.371) (26.311) 37 % (31.880) (18.856) (13.024) 69 %

Costo por transmisión (20.807) (19.595) (1.212) 6 % (5.999) (5.263) (736) 14 %

Otros Costos de venta productivo (53.095) (49.930) (3.165) 6 % (16.618) (15.818) (800) 5 %

Depreciación y amortización (43.878) (35.290) (8.588) 24 % (14.403) (11.780) (2.623) 22 %Costos de ventas (227.139) (180.832) (46.307) 26 % (77.096) (52.598) (24.498) 47 %

Durante el período de nueve meses finalizados al 30 de septiembre de 2021 y 2020, los costos de ventas registraron un aumento de MUS$46.307 que se explica principalmente por i) un aumento en los costos de combustibles de MUS$26.311, producto de un mayor consumo de carbón asociado a una mayor generación de 149GWh y a mayores precios de este combustible; ii) un aumento en los gastos de depreciación de MUS$8.588 con motivo de la revisión de las vidas útiles de los activos fijos de la compañía efectuada en diciembre de 2020, iii) un aumento en la compra de energía y potencia de MUS$7.031 dado por compras al mercado spot asociadas a los retiros de clientes y al aumento en los costos asociados a las compensaciones en el mercado spot, iv) un aumento en los otros costos de venta productivos de MUS$3.165, asociado principalmente al incremento en el gasto por seguros, debido al aumento en el costo anual de las pólizas de riesgo operativo y a un aumento en los servicios con relacionadas asociados a su matriz AES Andes y v) un aumento en los costos de transmisión de MUS$1.212 asociado a reliquidaciones de años anteriores.

Durante el período de tres meses finalizados al 30 de septiembre de 2021 y 2020, los costos de ventas registraron un aumento de MUS$24.498 que se explica principalmente por i) un aumento en los costos de combustibles de MUS$13.024, producto de un mayor consumo de carbón asociado a una mayor generación de 20GWh y mayores precios de costo de este combustible, ii) un aumento en la compra de energía y potencia de MUS$7.315 dado por las compras al mercado spot asociadas a los retiros de clientes y al aumento en los costos asociados a las compensaciones en el mercado spot, iii) por un aumento en los gastos de depreciación de MUS$2.623 con motivo de la revisión de las vidas útiles de los activos fijos de la compañía efectuada en diciembre de


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2020 y iv) un aumento en los otros costos de venta productivos de MUS$800, asociado principalmente a un aumento en los servicios con relacionadas asociados a su matriz AES Andes.

Resultado financiero

La siguiente tabla resume las principales variaciones en los resultados no operativos de la Compañía, por el período de nueve y tres meses finalizados al 30 de septiembre de 2021 y 2020:


Otras ganancias (pérdidas) 10 9.450 (9.440) (100) % (25) 10.408 (10.433) (100) %Ingresos financieros 12 22 (10) (45) % 1 13 (12) (92) %Costos financieros (44.706) (48.430) 3.724 (8) % (14.725) (16.026) 1.301 (8) %Diferencias de cambio (3.595) (1.248) (2.347) 188 % (3.156) (298) (2.858) 959 %

Para el período de nueve meses los costos financieros registraron una disminución respecto al mismo período del año anterior por MU$3.724 ( MU$1.301 por tres meses) explicado principalmente por una baja en los intereses del bono local serie 144/A en el año 2021 y a menores intereses asociados al refinanciamiento que se concluyó en julio de 2020.

Las otras ganancias (pérdidas) registraron una disminución de MU$9.440 (MUS$10.433 por tres meses) asociado principalmente al prepago de la deuda financiera existente en el año 2020, con un sindicato de instituciones financieras lideradas por Banco Consorcio con los fondos obtenidos de la colocación de los Bonos Serie A, ejecutado en Julio de 2020.

La diferencia de cambio registro una variación negativa de MU$2.347 (MUS$ 2.858 por tres meses) debido principalmente a la depreciación de 14% del peso chileno respecto al dólar estadounidense, que derivó en pérdidas resultantes de la posición activa de la compañía en moneda local por el período de nueve meses terminado el 30 de septiembre de 2021.


Durante el período de nueve y tres meses finalizado el 30 de septiembre de 2021, el gasto por impuesto a las ganancias registró una disminución de MUS$2.109 y MUS$3.838, respectivamente, asociado principalmente a una disminución en los resultados antes de impuestos.


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EBITDA

La siguiente tabla presenta un desglose del resultado antes de intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones ("EBITDA") de la Sociedad por el período nueve y tres meses finalizados al 30 de septiembre de 2021 y 2020:


Ingresos de actividades ordinarias 305.387 258.656 46.731 18 % 105.429 82.971 22.458 27 %Costo de ventas (227.139) (180.832) (46.307) 26 % (77.096) (52.598) (24.498) 47 %Margen Bruto 78.248 77.824 424 1 % 28.333 30.373 (2.040) (7) %Depreciación y amortización 43.878 35.290 8.588 24 % 14.403 11.780 2.623 22 %Margen Operacional 122.126 113.114 9.012 8 % 42.736 42.153 583 1 %Gastos administración y ventas (638) (474) (164) 35 % (237) (64) (173) 270 %Provisión desmantelamiento 1.635 1.469 166 11 % 873 490 383 78 %EBITDA 123.123 114.109 9.014 8 % 43.372 42.579 793 2 %

En el período de nueve meses finalizado al 30 de septiembre de 2021, la variación positiva en el EBITDA acumulado fue de MUS$9.014 u 8% respecto a lo reportado al mismo período en 2020, asociada principalmente a i) un aumento del margen operacional, por efecto de distintas reliquidaciones negativas registradas el primer trimestre de 2020 que corresponden a una revisión de los balances o cálculos preliminares respecto a cifras definitivas de acuerdo con lo informado por el Coordinador Eléctrico Nacional, ii) un aumento en precios de ventas a clientes por la indexación de los contratos. Estas variaciones positivas fueron compensadas por un aumento en los costos de servicios con su matriz AES Andes y un aumento en los costos asociados a los seguros.

En el período de tres meses finalizado al 30 de septiembre de 2021, la variación positiva en el EBITDA acumulado fue de MUS$793 o 2% respecto a lo reportado en el mismo período en 2020, lo cual se explica por i) un aumento en precios de ventas a clientes por la indexación de los contratos, compensado por una disminución en los ingresos por transmisión generado por reliquidaciones de peajes de periodos anteriores y por un aumento en los costos de servicios con su matriz AES Andes y costos de seguros.


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Análisis de balance30 de septiembre

202131 de diciembre

2020 Variación %

ACTIVOSActivo corriente 141.481 111.675 29.806 27 %Activo no corriente 914.148 953.360 (39.212) (4) %Total activo 1.055.629 1.065.035 (9.406) (1) %

PASIVOSPasivo corriente 105.824 86.643 19.181 22 %Pasivo no corriente 837.026 849.644 (12.618) (1) %Total pasivo 942.850 936.287 6.563 1 %PATRIMONIO 112.779 128.748 (15.969) (12) %Total pasivo y patrimonio 1.055.629 1.065.035 (9.406) (1) %

Al 30 de septiembre de 2021, los activos totales registraron una disminución de MUS$9.406 en relación con lo reportado al 31 de diciembre de 2020. Esta variación se explica por un aumento de los activos corrientes por MUS$29.806, compensado por una disminución de los activos de los activos no corrientes por MUS$39.212.

Los activos corrientes registraron un aumento de MUS$29.806 asociado principalmente al incremento en los inventarios por MUS$17.014 asociado a mayor volumen de carbón y a mayores precios, al incremento en deudores por ventas y otras cuentas por cobrar por MUS$13.371, al aumento en las cuentas por cobrar a entidades relacionadas por MUS$6.704 asociados principalmente a la venta de energía y otros servicios y, finalmente, al aumento de otros activos no financieros por MUS$2.116 relacionado al prepago de las pólizas anuales de seguros. Estos aumentos fueron compensados por una baja en efectivo y equivalentes de efectivo de MUS$9.400.

La disminución de los activos no corrientes de MUS$39.212 está asociada a la baja en propiedades, planta y equipos, por MUS$38.746, que se explica principalmente por el incremento en las depreciaciones acumuladas por el gasto de depreciación del período de nueve meses del año 2021.

Al 30 de septiembre de 2021, los pasivos totales registraron un incremento de MUS$6.563, en relación a lo reportado al 31 de diciembre de 2020. Esta variación se explica por un aumento en los pasivos corrientes de MUS$19.181 compensado por una disminución en los pasivos no corrientes de MUS$12.618.

El aumento de MUS$19.181 en los Pasivos corrientes se debe principalmente al incremento en otros pasivos financieros corrientes por MUS$17.995, debido a un incremento en la deuda de corto plazo por el cronograma de amortización de los Bonos 144/A y el bono local serie A y a un aumento en las cuentas por pagar a entidades relacionadas por MUS$2.951 por compras de combustibles y otros servicios a su matriz AES Andes. Estos incrementos fueron compensados por la disminución en las cuentas por pagar comerciales por MUS$1.524 asociada a pagos de seguros y otros servicios a proveedores.

La disminución de MUS$12.618 en los Pasivos no corrientes se explica principalmente por la disminución de otros pasivos financieros por MUS$23.474, debido a pagos de capital asociados al bono 144/A de acuerdo al esquema de amortización, compensada por un aumento en los pasivos por impuestos diferidos por MUS$9.222 por efecto de las depreciaciones tributarias de propiedad, planta y equipo, y por las otras provisiones no corrientes por MUS$1.635 relacionado a la valorización de la obligación del costo de desmantelamiento.

El Patrimonio total presenta una disminución de MUS$15.969, respecto a lo reportado al 31 de diciembre de 2020, que se explica por el pago de dividendos, compensado por el resultado del ejercicio a septiembre de 2021.


48

Deuda Financiera

La deuda financiera al 30 de septiembre de 2021 asciende a MUS$851.274 y está compuesta por (i) un bono local cuyo valor nominal es de MUS$485.000, denominado en USD con vencimiento en el año 2034, y (ii) un bono 144/A garantizado por MUS$366.274, denominado en USD con vencimiento en el año 2027.

US

$ (M

illon

es)

Tabla de amortizacion de deuda

26 55 60 60 66 67 44

473

2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028+0

250

500


El saldo final de efectivo y efectivo equivalente acumulado al 30 de septiembre de 2021 fue de MUS$16.886 menor al saldo final al mismo período de 2020 de MUS$122.855. El flujo neto total del período acumulado fue negativo por MUS$105.969 al 30 de septiembre de 2021.


Flujo neto de operación 82.206 106.849 (24.643) (23) % 7.258 33.639 (26.381) (78) %Flujo neto de inversión (1.565) (1.685) 120 (7) % (251) (279) 28 (10) %Flujo neto de financiamiento (88.877) (28.853) (60.024) 208 % — 35.284 (35.284) (100) %Flujo neto total del período (8.236) 76.311 (84.547) (111) % 7.007 68.644 (61.637) (90) %Efectos de la variación de la tasa de cambio (1.164) (574) (590) 103 % (771) 217 (988) (455) %Saldo inicio efectivo y efectivo equivalente 26.286 47.118 (20.832) (44) % 10.650 53.994 (43.344) (80) %Saldo final de efectivo y efectivo equivalente 16.886 122.855 (105.969) (86) % 16.886 122.855 (105.969) (86) %

El flujo neto de operaciones registró una variación negativa de MUS$24.643 para el período de nueve meses, (MUS$26.381 en el trimestre) debido a mayores pagos a proveedores asociados a compras de carbón y mayores pagos de impuestos, compensados principalmente por mayores cobranzas a clientes.

El flujo neto de inversión acumulado registró una leve variación positiva de MUS$120 para el periodo nueve meses (MUS$28 en el trimestre) que se explica principalmente por menores desembolsos realizados para la adquisición de Propiedades, planta y equipos.

El flujo neto utilizado en actividades de financiamiento acumulado registró una variación negativa de MUS$60.024, relacionada principalmente a mayores distribuciones a los accionistas de la Sociedad y pagos de préstamos en 2021 de acuerdo a los calendarios de amortización de deudas financieras. En el trimestre la variación fue positiva de MUS$35.284, debido a que durante el tercer trimestre de 2021 no hubo desembolsos ni entradas de fondos relacionados con deudas y distribuciones a los accionistas.


49

Anexo II - Empresa Eléctrica Angamos SpA.

Resumen de los estados financieros

Tabla de resultadosPor el período de nueve meses Por el período de tres meses

2021 2020 Variación % 3T2021 3T2020 Variación %Ingresos de actividades ordinarias 674.280 417.572 256.708 61 % 141.565 194.424 (52.859) (27) %Costo de ventas (215.213) (193.035) (22.178) 11 % (63.724) (58.621) (5.103) 9 %Ganancia bruta 459.067 224.537 234.530 104 % 77.841 135.803 (57.962) (43) %Gastos de administración (945) (2.381) 1.436 (60) % (313) (1.813) 1.500 (83) %Otras ganancias (pérdidas) (209.443) (491.062) 281.619 (57) % 177 (491.113) 491.290 (100) %

Ingresos financieros 4.448 1.014 3.434 339 % 1.088 940 148 16 %Costos financieros (3.004) (20.762) 17.758 (86) % (967) (5.370) 4.403 (82) %Diferencias de cambio 1.878 (282) 2.160 (766) % 1.336 (565) 1.901 (336) %Ganancia (Pérdida) antes de impuestos 252.001 (288.936) 540.937 (187) % 79.162 (362.118) 441.280 (122) %(Pérdida) Ganancia por impuestos a las ganancias (68.000) 77.970 (145.970) (187) % (21.374) 97.744 (119.118) (122) %Ganancia (Pérdida) neta del período 184.001 (210.966) 394.967 (187) % 57.788 (264.374) 322.162 (122) %

Balance FísicoPor el período de nueve meses Por el período de tres meses

GWh 2021 2020 Variación % 3T2021 3T2020 Variación %Clientes libres 1.929 2.338 (409) (17) % 347 782 (435) (56) %Ventas Spot 318 — 318 100 % 318 — 318 100 %Spot - redireccionamiento 168 490 (322) (66) % 2 58 (56) (97) %Total Ventas de Energía 2.415 2.828 (413) (15) % 667 840 (173) (21) %Compras Spot 358 — 358 100 % 52 — 52 100 %Total Compras de Energía 358 — 358 100 % 52 — 52 100 %Generación Termoeléctrica 2.056 2.828 (772) (27) % 615 840 (225) (27) %

Ingreso de actividades ordinarias

La siguiente tabla presenta un desglose de los Ingresos de actividades ordinarias de la Sociedad para los períodos de nueve y tres meses finalizados el 30 de septiembre de 2021 y 2020:


Ventas de energía contratos no regulados 598.987 368.810 230.177 62 % 104.586 181.599 (77.013) (42) %Ventas de energía spot 43.895 22.498 21.397 95 % 29.566 3.717 25.849 695 %Ingresos por transmisión 19.513 15.871 3.642 23 % 2.666 6.490 (3.824) (59) %Otros ingresos ordinarios 11.885 10.393 1.492 14 % 4.747 2.618 2.129 81 %Ingresos de actividades ordinarias 674.280 417.572 256.708 61 % 141.565 194.424 (52.859) (27) %

Análisis Razonado - Septiembre 2021 (Importes expresados en miles de dólares estadounidenses, a menos que se indique lo contrario)

50

Durante el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021, los ingresos ordinarios presentaron un incremento de MUS$256.708, principalmente por el aumento de MUS$230.177 de las ventas de energía contratos no regulados, producto de mayores ingresos reconocidos por el término anticipado de los contratos de suministro de electricidad con MEL y Spence, netos del efecto del recupero de costos por impuestos a las emisiones relacionado con estos contratos registrado en el segundo trimestre de 2020. Esta variación positiva fue compensada parcialmente por menores ventas físicas de energía de 409GWh debido a la finalización de los contratos antes mencionados.

Durante el período de tres meses, los ingresos ordinarios presentaron una disminución de MUS$52.859, principalmente por la disminución de MUS$77.013 de las ventas de energía contratos no regulados debido a menores ingresos reconocidos por el término anticipado de los contratos de suministro de electricidad con MEL y Spence, en complemento con menores ventas físicas de energía en el trimestre de 435GWh debido a la finalización de los dichos contratos y a una menor disponibilidad en una de las unidades generadoras.

Con respecto a las ventas spot, estas presentaron un incremento de MUS$21.397 (MUS$25.849 en el trimestre) asociado principalmente a mayores ventas físicas a precios más altos.

En relación a los ingresos por transmisión, estos presentaron un incremento de MUS$3.642 respecto al período anterior, asociado al traspaso a los clientes de los costos de peajes, en línea con el aumento de los costos por uso del sistema de transmisión. En el trimestre los ingresos de transmisión presentaron una disminución de MUS$3.824, esta se debe principalmente a menor traspaso a cliente debido al término de los contratos de suministro de electricidad con MEL y Spence.

Costo de ventas

La siguiente tabla presenta un desglose de los costos de ventas de la Sociedad para los períodos de nueve y tres finalizados al 30 de septiembre de 2021 y 2020:


Compra de energía y potencia (49.093) (17.479) (31.614) 181 % (12.089) (6.321) (5.768) 91 %

Consumo de combustible (70.407) (68.763) (1.644) 2 % (26.235) (20.247) (5.988) 30 %

Costo por transmisión (24.486) (22.384) (2.102) 9 % (5.836) (8.540) 2.704 (32) %

Otros Costos de venta productivo (59.775) (54.782) (4.993) 9 % (18.528) (16.964) (1.564) 9 %

Depreciación y amortización (11.452) (29.627) 18.175 (61) % (1.036) (6.549) 5.513 (84) %Costo de ventas (215.213) (193.035) (22.178) 11 % (63.724) (58.621) (5.103) 9 %

Durante el período finalizado al 30 de septiembre de 2021, los costos de ventas presentaron un incremento de MUS$22.178, (MUS$5.103 en el trimestre), explicado principalmente por mayores costos en compra de energía y potencia por MUS$31.614 (MUS$5.768 en el periodo de tres meses) originados en mayores compras de energía por 358GWh (52GWh el trimestre) producto de una menor generación de 772GWh (225GWh en el trimestre) asociada a la menor disponibilidad a raíz de la realización de mantenimientos programados en la Unidad 1. Adicionalmente, existe un incremento en los precios del mercado Spot debido al aumento de los costos marginales del sistema.

Adicionalmente, se registraron mayores costos por consumo de combustible por aumentos en los precios y un incremento en otros costos de venta productivo que fueron compensados parcialmente por menores costos de depreciación debido a los deterioros de Propiedad, Planta y Equipos registrados en 2020 y 2021.

Respecto a los costos por transmisión, estos registraron un incremento de MUS$2.102 asociado a un aumento en los pagos por peajes de inyección.


51

El gasto por depreciación presenta una disminución de MUS$18.175 (MUS$5.513 en el trimestre) que se explica por los deterioros en el valor de Propiedades, plantas y equipos registrados en el tercer trimestre de 2020 y el segundo trimestre 2021.

Los costos de combustibles presentaron un incremento de MUS$1.644 (MUS$5.988 en el trimestre) debido principalmente a mayores precios de carbón, que fueron compensados parcialmente por menores consumos de este combustible a raíz de la menor generación.

EBITDA

La siguiente tabla presenta un desglose del resultado antes de intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones ("EBITDA") de la Sociedad para los períodos de nueve y tres meses finalizados el 30 de septiembre de 2021 y 2020:


Ingresos de actividades ordinarias 674.280 417.572 256.708 61 % 141.565 194.424 (52.859) (27) %Costo de ventas (215.213) (193.035) (22.178) 11 % (63.724) (58.621) (5.103) 9 %Margen Bruto 459.067 224.537 234.530 104 % 77.841 135.803 (57.962) (43) %Depreciación y amortización 11.452 29.627 (18.175) (61) % 1.036 6.549 (5.513) (84) %Margen Operacional 470.519 254.164 216.355 85 % 78.877 142.352 (63.475) (45) %Provisión desmantelamiento 1.424 1.504 (80) (5) % 457 506 (49) (10) %Gastos administración y ventas (945) (2.381) 1.436 (60) % (313) (1.813) 1.500 (83) %EBITDA 470.998 253.287 217.711 86 % 79.021 141.045 (62.024) (44) %

En el período de nueve finalizado al 30 de septiembre de 2021, el EBITDA acumulado fue MUS$217.711 superior al EBITDA registrado durante el mismo período de 2020. Dicha variación se explica principalmente por el mayor reconocimiento de ingresos por el término anticipado de los contratos de suministro de electricidad con MEL y Spence, compensado parcialmente por el aumento en el costo de venta asociado a mayores compras de energía y potencia.

En el tercer trimestre de 2021, el EBITDA fue MUS$79.021 inferior al EBITDA registrado durante el mismo período de 2020. Dicha variación se explica principalmente por el menor reconocimiento de ingresos y por la menor demanda asociada a la finalización de los contratos de suministro de electricidad con MEL y Spence. Estos efectos negativos fueron compensados parcialmente por el aumento en las ventas en el mercado spot.

Resultados financieros

La siguiente tabla presenta un desglose de los resultados no operativos por los períodos de nueve y tres meses finalizados al 30 de septiembre de 2021 y 2020:


Otras ganancias (pérdidas) (209.443) (491.062) 281.619 (57) % 177 (491.113) 491.290 (100) %

Ingresos financieros 4.448 1.014 3.434 339 % 1.088 940 148 16 %Costos financieros (3.004) (20.762) 17.758 (86) % (967) (5.370) 4.403 (82) %Diferencias de cambio 1.878 (282) 2.160 (766) % 1.336 (565) 1.901 (336) %


52

Las Otras ganancias (pérdidas) presentaron una disminución por MUS$209.345 (MU$491.290 en el trimestre) asociado principalmente a menores ajustes por deterioro de Propiedad, Planta y equipos registrado en el segundo trimestre de 2021 en comparación con el registrado en el tercer trimestre de 2020.

Los ingresos financieros presentaron un incremento de MUS$3.434, asociado principalmente al reconocimiento de intereses por préstamos otorgados a su matriz AES Andes.

La disminución en los costos financieros durante el año 2021 se explica principalmente por menores costos de intereses como consecuencia de los prepagos de deuda realizados en 2020.


Durante el período de nueve meses finalizado al 30 de septiembre de 2021, el resultado por impuesto registró una variación negativa de MU$145.970, por el efecto del reconocimiento de ingresos asociados al término del contrato anticipado con BHP y por el efecto en los impuestos diferidos del deterioro de activos fijos registrado en el tercer trimestre de 2020.

Durante el período de tres meses finalizado al 30 de septiembre de 2021, el resultado por impuesto registró una variación negativa de MUS$119.118, que se explica principalmente por el efecto en los impuestos diferidos del deterioro de activos fijos registrado en el tercer trimestre de 2020.

Análisis de balance

30 de septiembre 2021


ACTIVOSActivo corriente 265.085 107.184 157.901 147 %Activo no corriente 85.258 629.603 (544.345) (86) %Total activo 350.343 736.787 (386.444) (52) %

PASIVOSPasivo corriente 89.722 628.158 (538.436) (86) %Pasivo no corriente 134.909 131.382 3.527 3 %Total pasivo 224.631 759.540 (534.909) (70) %PATRIMONIO 125.712 (22.753) 148.465 (653) %Total pasivo y patrimonio 350.343 736.787 (386.444) (52) %

Al 30 de septiembre de 2021, los activos totales registraron una disminución MUS$386.444, en relación a lo registrado al 31 de diciembre de 2020. Esta variación se explica por una disminución de los activos no corrientes por MUS$544.345, que fue compensada parcialmente por el aumento de los activos corrientes de MUS$157.901.

El aumento en los activos corrientes está asociado principalmente al incremento de las cuentas por cobrar a empresas relacionadas por MUS$170.554, asociada a la reclasificación al corto plazo de los préstamos con la matriz AES Andes, compensado por una disminución en efectivo y equivalentes de efectivo por MUS$28.116.

La disminución de los activos no corrientes por MUS$544.345 está asociada principalmente a la disminución en cuentas por cobrar a empresas relacionadas no corriente por MUS$291.368, producto de la reclasificación de los préstamos con la matriz AES Andes sumado a la disminución en Propiedades plantas y equipos debido al reconocimiento de un deterioro en su valor en el ejercicio 2021 por MUS$199.146 y a la disminución en activos por impuestos diferidos por MUS$54.039.


53

Al 30 de septiembre de 2021, los pasivos totales registraron una disminución de MUS$534.909, la que se explica por una disminución en los pasivos corrientes de MUS$538.436, compensada parcialmente por un incremento en los pasivos no corrientes de MUS$3.527.

La disminución de los pasivos corrientes está relacionada principalmente con la disminución de otros pasivos no financieros por MUS$390.564, asociada a la amortización de ingresos diferidos en virtud del acuerdo por el término anticipado de los contratos de suministro de electricidad con MEL y Spence junto con la disminución de los pasivos por impuestos corrientes por MUS$157.542 luego de los pagos realizados en el segundo trimestre del año.

El incremento de los pasivos no corrientes se explica principalmente por el aumento de los saldos de provisiones en MUS$8.473, compensado parcialmente por la disminución de los saldos de pasivos financieros no corrientes en MUS$4.304 asociada al pago de cuotas de capital del bono 144/A.

Al 30 de septiembre de 2021, el patrimonio neto registra un incremento de MUS$148.465, explicado principalmente por el aumento en los resultados acumulados por MUS$143.973, asociado al resultado acumulado del año 2021.

Deuda Financiera

La deuda financiera al 30 de septiembre de 2021 asciende a MUS$70.517, correspondiente al saldo del bono 144/A denominado en USD con vencimiento en el año 2029, tiene tasa fija y está denominado en Dólares estadounidenses.

$ (M

illon

es)

Tabla de amortizacion de deuda

4,4

8,8 8,8 8,8 8,8 8,8 8,8

13,3

2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028+0

10

20


54


El saldo final de efectivo y efectivo equivalente acumulado al 30 de septiembre de 2021 fue de MUS$11.181, 89% inferior al saldo final al 30 de septiembre de 2020 de MUS$100.690. El flujo neto total del período acumulado fue negativo por MUS$103.408 al 30 de septiembre de 2021, menor al flujo neto total acumulado de MUS$(75.461) registrado al 30 de septiembre de 2020.


Flujo neto de operación (104.189) 810.801 (914.990) (113) % 12.743 765.528 (752.785) (98) %

Flujo neto de inversión 122.478 (368.256) 490.734 (133) % (840) (362.022) 361.182 (100) %

Flujo neto de financiamiento (46.236) (367.084) 320.848 (87) % (20.000) (324.755) 304.755 (94) %Flujo neto total del período (27.947) 75.461 (103.408) (137) % (8.097) 78.751 (86.848) (110) %Efectos de la variación de la tasa de cambio (169) (521) 352 (68) % (21) 118 (139) 100 %Saldo inicio efectivo y efectivo equivalente 39.297 25.750 13.547 53 % 19.299 21.821 (2.522) (12) %Saldo final de efectivo y efectivo equivalente 11.181 100.690 (89.509) (89) % 11.181 100.690 (89.509) (89) %

El flujo neto de operaciones acumulado registró una variación negativa de MUS$914.990 respecto del mismo ejercicio del año anterior, (MUS$752.785 en el trimestre), que se explican principalmente por menores cobros de clientes junto con mayores pagos de impuestos a las ganancias en el presente año como consecuencia de los ingresos extraordinarios por la terminación de los contratos con MEL y Spence en el año fiscal 2020.

El flujo neto de inversión para el periodo de seis y tres meses terminados a septiembre 2021 registró una variación positiva de MUS$490.734 y MUS$361.782 respectivamente en relación a los mismos periodos del año anterior, explicada principalmente por mayores cobros de préstamos a la matriz AES Andes.

El flujo neto de financiamiento registro una variación positiva de MUS$320.848 y MUS$304.755 en el periodo de nueve y tres meses terminados a septiembre 2021, explicada principalmente por menores pagos de capital e intereses por préstamos luego de los prepagos de deuda realizados en el segundo semestre del año 2020.


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AES Andes 09.2021 AnaRazo

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