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Clasificación

Instrumento Clasificación Tendencia

Acciones Serie Única (ECL) Solvencia

Primera Clase Nivel 3 A

Estable Estable

RESUMEN DE CLASIFICACIÓN ICR Clasificadora de Riesgo ratifica en Categoría Primera Clase Nivel 3, con Tendencia “Estable”, la clasificación asignada a los títulos accionarios de E-CL S.A. Asimismo, ratifica en Categoría A, con tendencia “Estable” la solvencia de la Compañía. La clasificación considera que la Compañía es el la principal empresa de generación eléctrica del Sistema Interconectado del Norte Grande, aportando con aproximadamente un 54% de la potencia bruta del SING, y constituyéndose como un operador esencial en el abastecimiento eléctrico de la minería del Norte Grande. La clasificación refleja también la adecuada estrategia de generar contratos de largo plazo con clientes no regulados, los que incluyen indexaciones a los precios de los combustibles utilizados para la generación, mitigando el riesgo asociado a volatilidades de precios. Además, algunos de los contratos incorporan la modalidad “Take or Pay”, que permite a la Compañía cobrar por la totalidad de la energía comprometida, aun cuando los clientes no consuman los bloques en su totalidad. Asimismo, la clasificación toma en cuenta que la Compañía posee una sólida generación de caja que permite financiar sus desembolsos de Capex con reducidos niveles de deuda, exhibiendo sanos indicadores de Leverage Financiero y una muy buena capacidad de cubrir sus obligaciones financieras. Como contrapartida, la clasificación refleja la pertenencia de E-CL a una industria de carácter competitivo y de regulación en constante perfeccionamiento, especialmente en asuntos relacionados con normativa ambiental, lo que eleva los requerimientos de inversión en pos de mantener una matriz de generación eficiente y que cumpla con los estándares de emisiones contaminantes. Asimismo, la clasificación considera que los volúmenes de ventas comprometidos por E-CL obligan a la Compañía a exponerse al mercado Spot en períodos de indisponibilidad de centrales o cuando la demanda que enfrenta la Empresa no es totalmente cubierta por la producción propia, por lo cual un porcentaje de los flujos de caja de la Compañía depende de las condiciones de costos marginales presentes en el Sistema. Por otro lado, la clasificación considera que aún no existe certeza en cuanto al inicio en la ejecución de algunas inversiones, y por lo tanto de la estructura financiera de la Compañía en los próximos períodos. A junio de 2014, los ingresos de E-CL totalizaron US$ 626 millones creciendo un 5,8% en comparación con el período anterior. El Ebitda, en tanto, alcanzó US$ 154 millones, exhibiendo un alza de 39,9%. La mejora en el desempeño operacional se explica principalmente por mayores ingresos provenientes de clientes regulados (+19,3%), y por un mayor precio promedio por cliente libre, gracias a la existencia de contratos Take or Pay que permitieron paliar el menor consumo de clientes mineros y el término del contrato con Mantos Blancos, en septiembre de 2013. Asimismo, la Compañía mantuvo estables sus costos operacionales, destacando menores gastos de personal y compras Spot. En cuanto a la deuda financiera, a junio de 2014 ascendía a US$ 766 millones, de los cuales un 87,6% se encontraba estructurado en un horizonte superior a 5 años. Un 52,5% de las obligaciones financieras corresponde a la emisión internacional efectuada en diciembre de 2010; mientras que un 44,8%, al préstamo que IFC otorgó para el financiamiento de la central CTA. Cabe señalar que el 24 de octubre del presente, la Compañía efectuó una nueva emisión internacional por US$ 350 millones, destinada a refinanciar el préstamo a CTA junto con sus derivados asociados.

Estados Financieros: 30 de junio de 2014

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Debido a la estructura de la deuda, los indicadores de Endeudamiento y Endeudamiento Financiero de la Compañía se han mantenido en rangos estables, sin exhibir variaciones significativas en los últimos años. En cuanto a la cobertura, tanto el ratio de Deuda Financiera Neta sobre Ebitda, como el indicador de Cobertura de Gastos Financieros Netos mostraron una evolución favorable entre junio de 2013 y junio de 2014, gracias al mejor desempeño operacional. El indicador de Deuda Financiera Neta sobre Ebitda pasó de 2,59 veces a 1,70 veces entre ambas fechas, mientras que la Cobertura de Gastos Financieros Netos avanzó desde 4,92 veces hasta 6,38 veces. DEFINICIÓN DE CATEGORÍAS:

Categoría A Corresponde a aquellos instrumentos que cuentan con una muy alta capacidad de pago del capital e intereses en los términos y plazos pactados, la cual no se vería afectada en forma significativa ante posibles cambios en el emisor, en la industria a que pertenece o en la economía. Categoría Primera Clase Nivel 3 Títulos accionarios con una buena combinación de solvencia y estabilidad en la rentabilidad del emisor y volatilidad de sus retornos. METODOLOGÍAS UTILIZADAS Bonos de empresas no financieras. Títulos accionarios de sociedades anónimas.

La opinión de ICR Chile Clasificadora de Riesgo, no constituye en ningún caso una recomendación para comprar, vender o mantener un determinado instrumento. El análisis no es el resultado de una auditoria practicada al emisor, sino que se basa en información pública remitida a la Superintendencia de Valores y Seguros, a las bolsas de valores y en aquella que voluntariamente aportó el emisor, no siendo responsabilidad de la clasificadora la verificación de la autenticidad de la misma.

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E-CL S.A. Fecha informe: Noviembre.2014

SECTOR ELÉCTRICO

FORTALEZAS Y DEBILIDADES DE LA COMPAÑÍA

FORTALEZAS

Solidez financiera y know how aportados por el accionista controlador, GDF Suez.

E-CL S.A. (o E-CL) opera en una industria que presenta niveles de demanda elevados y estables, dada su estrecha relación con el desarrollo del sector minero.

La Compañía es el principal actor en el abastecimiento energético del Sistema Interconectado del Norte Grande del país, con cerca de un 54% de participación en la potencia instalada del sistema.

La estrategia de comercialización de la Compañía se ha centrado en la generación de contratos de largo plazo con importantes clientes mineros, lo que ha redundado en una mayor estabilidad en los ingresos y menor sensibilidad a cambios en el mercado.

DEBILIDADES O RIESGOS

Exposición a las variaciones de precios que experimentan los insumos de generación eléctrica, como el carbón y el diesel. Sin embargo, este riesgo se mitiga a través de la indexación de las tarifas de los contratos de suministro, vinculándolas a los costos de los combustibles.

E-CL vende gran parte de su energía a través de contratos, comprometiendo volúmenes de ventas, existiendo riesgo de exposición al mercado Spot ante fallas de sus centrales, mantenciones programadas u otros eventos que impliquen comprar energía a costo marginal para satisfacer sus requerimientos de demanda. Lo anterior, se mitiga con cláusulas que permiten traspasar el costo marginal a clientes en los períodos de mantenciones programadas.

Entorno competitivo en el segmento de generación eléctrica, lo que implica la realización permanente de inversiones e implementación de tecnologías.

Marco regulatorio en continuo perfeccionamiento, donde adquiere relevancia la regulación ambiental en centrales termoeléctricas, lo que eventualmente podría obstaculizar proyectos o inducir mayores niveles de inversión en tecnologías de generación que reduzcan las emisiones contaminantes.

HECHOS RELEVANTES

Con fecha 28 de enero de 2014, la Compañía dio la orden de proceder con el inicio de la construcción de la línea de transmisión SING – SIC, a través de la filial Transmisora Eléctrica del Norte Grande S.A. (TEN). El proyecto consiste en una línea de 500 kV, de unos 580 kilómetros de extensión. La construcción del proyecto está a cargo de la empresa Alusa Ingeniería Limitada, y actualmente la Compañía busca uno o más socios para el desarrollo del proyecto que en su totalidad, estima una inversión de US$ 700 millones.

El día 28 de marzo de 2014, E-CL informó que a contar de junio de 2017, se interconectará la unidad CTM-3 al Sistema Interconectado Central. Dicha central operaría inicialmente con diésel y posteriormente con gas y/o díesel. Actualmente, la unidad se encuentra conectada al SING.

Con fecha 24 de octubre de 2014, E-CL efectuó una nueva emisión internacional de bonos conforme a la Regla 144-A, por un monto de US$ 350 millones, destinados a refinanciar la deuda contraída con el IFC para financiar el proyecto CTA, junto con los contratos derivados contratados como cobertura para dicho financiamiento. La emisión cuenta con un plazo de 10 años, amortizable en su totalidad en el último período

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E-CL S.A. Fecha informe: Noviembre.2014 SECTOR ELÉCTRICO

(bullet), y una tasa de interés de 4,5%, con intereses pagaderos semestralmente desde el 29 de enero de 2015.

ANTECEDENTES DE LA COMPAÑÍA ESTRUCTURA DE PROPIEDAD E-CL S.A. es controlada por GDF Suez a través de Suez Energy Andino S.A., con un 40,90% del capital accionario de la Compañía, e indirectamente a través de Inversiones Mejillones S.A. con un 11,87%. En consecuencia, GDF Suez ostenta el 52,77% de la Compañía. El siguiente cuadro muestra la composición accionaria actual de E-CL S.A.:

NombreN° de Acciones

Suscritas y Pagadas% de Propiedad

SUEZ ENERGY ANDINO SA 430.793.979 40,90%

INV MEJILLONES S A 124.975.240 11,87%

BANCO SANTANDER POR CUENTA DE INV EXTRANJEROS 31.792.440 3,02%

AFP PROVIDA S A PARA FDO PENSION C 24.887.096 2,36%

BANCO DE CHILE POR CUENTA DE TERCEROS NO RESIDENTES 24.736.972 2,35%

MONEDA SA AFI PARA PIONERO FONDO DE INVERSION 23.556.000 2,24%

AFP PROVIDA S A FONDO TIPO B 19.438.717 1,85%

AFP HABITAT S A FONDO TIPO B 18.202.019 1,73%

BANCO ITAU POR CUENTA DE INVERSIONISTAS 17.901.849 1,70%

AFP CUPRUM S A FONDO TIPO A 17.588.493 1,67%

AFP PROVIDA S A FONDO TIPO A 17.499.474 1,66%

AFP HABITAT S A PARA FDO PENSION C 16.414.743 1,56% Fuente: SVS.

GDF Suez participa activamente de la provisión de energía y gas en distintos países del mundo, con 113,7 GW de capacidad bruta instalada. En Latinoamérica, opera una matriz energética diversificada, con una capacidad instalada de 13,7 GW, y actualmente construye una capacidad adicional de 3,3 GW. GDF Suez se encuentra clasificado en Categoría A, en escala internacional. DIRECTORIO El Directorio de E-CL. S.A. se compone de siete miembros titulares, que de acuerdo a los estatutos de la sociedad, permanecen en su cargo por un período de dos años. El actual Directorio fue designado con fecha 29 de abril de 2014. La siguiente tabla muestra la composición del Directorio de la Compañía a septiembre de 2014, presidido por el señor Juan Clavería Aliste:

Nombre Cargo Fecha Nombramiento

JUAN CLAVERÍA ALISTE Presidente 29-04-2014

CRISTIAN EYZAGUIRRE JOHNSTON Director 29-04-2014

EMILIO PELLEGRINI RIPAMONTI Director 29-04-2014

KAREN PONIACHIK POLLAK Director 29-04-2014

MANLIO ALESSI REMEDI Director 29-04-2014

Philip De Cnudde . Director 29-04-2014

Rik De Buyserie . Director 29-04-2014

GERARDO MARCELO SILVA IRIBARNE Director Suplente 29-04-2014

JOAQUÍN GONZÁLEZ ERRÁZURIZ Director Suplente 29-04-2014

FERNANDO ABARA ELÍAS Director Suplente 29-04-2014

Pablo Villarino Herrera Director Suplente 29-04-2014

Felipe Cabezas Melo Director Suplente 29-04-2014

Julien Pochet . Director Suplente 29-04-2014

Dante Dell’Elce . Director Suplente 29-04-2014 Fuente: SVS.

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E-CL S.A. Fecha informe: Noviembre.2014 SECTOR ELÉCTRICO

ACTIVIDADES Y NEGOCIOS DE LA COMPAÑÍA E-CL es la mayor empresa de generación eléctrica del Sistema Interconectado del Norte Grande. Luego de la fusión entre Edelnor e Inversiones Tocopilla 1 S.A., la Compañía alcanzó una capacidad instalada de 1.796 MW, equivalente al 49% de la capacidad instalada del Sistema Interconectado del Norte Grande. Actualmente, la capacidad instalada de E-CL es de 2.137 MW, y representa cerca del 54% de la capacidad total del SING. Las actividades de la Sociedad se centran en la producción, distribución y suministro de energía eléctrica. Las ventas de energía se materializan a través de contratos de largo plazo con clientes industriales, principalmente ligados a la industria minera. A partir del año 2012, la Compañía comenzó la venta de energía a clientes regulados, con la entrada en vigencia del contrato de suministro con EMEL. E-CL cuenta con centrales térmicas en Tocopilla y Mejillones, con potencias instaladas de 1.004 MW y 591,65 MW respectivamente. A éstas, se suman las nuevas centrales termoeléctricas Andina y Hornitos (339 MW), cuyas operaciones se iniciaron el segundo semestre de 2011. Además, posee tres centrales generadoras en base a diesel: Central Arica (14,32 MW) y Central Iquique (43,01 MW). Adicionalmente, la Central Tamaya (103,68 MW) produce energía en base a petróleo pesado. En el segmento de generación hidroeléctrica, opera a través de la Central Hidroeléctrica Chapiquiña (10,20 MW). Adicionalmente, en julio de 2013, la Compañía inauguró su primera planta solar fotovoltaica El Águila I, ubicada a 57 kilómetros de Arica, y con una capacidad instalada de 2 MW. En tanto, el Gasoducto Chile & Argentina comprende una extensión de 1.045 Km.

LA INDUSTRIA ELÉCTRICA EN CHILE El sector eléctrico en Chile está compuesto por las actividades de generación, transmisión y distribución de suministro eléctrico. Estas actividades son efectuadas por empresas que son controladas en su totalidad por capitales privados, mientras que el estado se remite a ejercer funciones de regulación, fiscalización y planificación de inversiones en generación y transmisión. La industria eléctrica nacional está compuesta por 31 empresas generadoras, 5 empresas transmisoras y 36 empresas distribuidoras, que en conjunto, suministran una demanda que se localiza territorialmente en cuatro sistemas eléctricos: SING, SIC, Aysén y Magallanes.

1. El Sistema Interconectado del Norte Grande (SING): Este sistema abastece a la zona norte del país, desde el norte de Arica hasta la localidad de Coloso por el sur. La capacidad instalada es 99,1% de origen térmico y alcanzaba a 3.759,4 MW a diciembre de 2013.

2. El Sistema Interconectado Central (SIC): Abastece la zona central de Chile, desde Taltal por el norte hasta

Quellón, en la isla de Chiloé, por el sur. La distancia entre ambas zonas es de aproximadamente 2.100 km. La potencia instalada es principalmente hidroeléctrica, y a diciembre de 2013 alcanzaba un total de 13.826,4 MW.

3. El Sistema Eléctrico de Aysén: Ubicado en la zona sur, el sistema de Aysén cuenta con una potencia de 50,2

MW a diciembre de 2013, presentando una combinación termo hidráulica balanceada. La generación térmica es en base a petróleo diesel.

4. El Sistema Eléctrico de Magallanes: Las ciudades ubicadas en la zona de Magallanes, situada al extremo más

austral del país, son abastecidas por generación térmica a gas natural. La potencia total alcanzada a diciembre de 2013, era de 99,5 MW.

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E-CL S.A. Fecha informe: Noviembre.2014 SECTOR ELÉCTRICO

A continuación se describen las principales actividades propias de la industria eléctrica:

Generación: Este segmento está compuesto por el conjunto de empresas eléctricas propietarias de centrales generadoras de electricidad, la que es transmitida y distribuida a los consumidores finales. Este segmento se caracteriza por ser un mercado competitivo en el cual los precios tienden a reflejar el costo marginal de producción.

Transmisión: Este sistema corresponde al conjunto de líneas, subestaciones y equipos destinados al transporte de electricidad desde las unidades de producción (generadores) hasta los centros de consumo o distribución. En Chile, se considera como transmisión a toda línea o subestación con un voltaje o tensión superior a 23 mil Volts. Por ley, las tensiones menores se consideran como distribución. La transmisión es de libre acceso para los generadores, es decir, éstos pueden imponer servidumbre de paso sobre la capacidad disponible de transmisión mediante el pago de peajes. Dadas las modificaciones incorporadas por la ley 19.940 de marzo de 2004 a la Ley General de Servicios Eléctricos, el transporte de electricidad por sistemas de transmisión troncal y sistemas de subtransmisión se considera servicio público eléctrico; por tanto, el transmisor tiene obligación de servicio, siendo responsabilidad de éste el invertir en nuevas líneas o en ampliaciones de las mismas.

En el sistema de transmisión se puede distinguir el sistema troncal (conjunto de líneas y subestaciones que configuran el mercado común), los sistemas de subtransmisión (que son aquéllos que permiten retirar la energía desde el sistema troncal hacia los distintos puntos de consumo locales) y los sistemas adicionales (que son aquéllos que permiten a las empresas generadoras inyectar energía eléctrica en la red y efectuar retiros desde ésta para abastecer a clientes libres). La coordinación de la operación de las centrales generadoras y las líneas de transmisión, es efectuada en cada sistema eléctrico por los Centros de Despacho Económico de Carga (CDEC). Estos organismos no poseen personalidad jurídica, y están constituidos por las principales empresas generadoras y transmisoras de cada sistema eléctrico.

Distribución: Reconocida su condición de monopolio natural, la actividad de distribución de energía eléctrica se presenta en Chile como una actividad regulada. La normativa vigente le asigna el carácter de actividad de servicio público, estando los operadores obligados a desarrollar las redes de distribución para dar suministro a quien lo solicite en sus respectivas zonas de servicio, establecidas formalmente como zonas de concesión.

En sus zonas de concesión, las empresas distribuidoras atienden a clientes libres y a clientes regulados. La tarifa de distribución de los clientes regulados se construye mediante la adición de los precios a los cuales las distribuidoras compran la energía y potencia al segmento generador, y de una componente de costo de distribución denominada Valor Agregado de Distribución (VAD), que constituye la remuneración propiamente tal de la actividad. Las empresas distribuidoras trasladan a los clientes regulados, el precio de compra de la energía y potencia directamente como un pass-through. De este modo, su remuneración queda constituida por el VAD asociado a cada kilowatt o kilowatt/hora suministrado.

MARCO REGULATORIO DEL SECTOR ELÉCTRICO Las normas específicas que regulan el sector eléctrico en Chile están contenidas en la Ley General de Servicios Eléctricos, DFL Nº1 de 1982, y una serie de reglamentos que conforman un conjunto de normas subordinadas a dicho cuerpo legal. El DFL Nº1 de 1982 sólo puede ser modificado en el Congreso Nacional, siendo sus modificaciones más relevantes las aplicadas mediante la Ley Nº 19.940 de 2004 (Ley Corta I) que reformó el marco regulatorio de la Transmisión, y la Ley Nº 20.018 de 2005 (Ley Corta II), la cual reformó el régimen de comercialización entre generadores y distribuidores para el suministro de los clientes regulados. Los reglamentos, por su parte, son elaborados por los organismos

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E-CL S.A. Fecha informe: Noviembre.2014 SECTOR ELÉCTRICO

sectoriales del Poder Ejecutivo, y deben someterse a las disposiciones establecidas en la Ley. Dentro de las instituciones participantes del mercado eléctrico, encontramos:

Comisión Nacional de Energía (CNE): Es el organismo de mayor nivel en materia de energía dentro de la administración del Estado. Está a cargo de los siguientes aspectos:

o Proponer al Ejecutivo la política energética y llevarla a cabo. o Monitorear el comportamiento del sector y proponer las leyes y reglamentos que sean pertinentes. o Aprobar o rechazar los estudios de factibilidad económica de los proyectos propuestos por las empresas

estatales (actualmente sólo en el sector petróleo). o Determinar los precios de electricidad que están sujetos a regulación.

La CNE está constituida por un Consejo Directivo, integrado por 7 ministros (Presidente de la CNE, Minería, Hacienda, Economía, Planificación, Defensa, Secretario General de la Presidencia).

Ministerio de Economía: En relación al sector eléctrico, el Ministerio de Economía tiene las siguientes funciones:

o Emitir los decretos y reglamentos de las materias tratadas por la CNE. El Ministerio puede modificar las determinaciones de la Comisión.

o Otorgar concesiones, de acuerdo a los informes presentados por la CNE y la SEC.

Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC): La SEC controla el cumplimiento de las disposiciones legales y reglamentarias, así como de las normas de calidad de servicio y seguridad. Asimismo, atiende reclamos de usuarios y aplica multas a productores, transportistas y distribuidores.

Centro de Despacho Económico de Cargas (CDEC): Esta entidad se encarga de operar el sistema y administrar el mercado mayorista en cada sistema eléctrico de más de 200 MW de potencia instalada. Su Directorio está conformado por representantes de las empresas generadoras, transmisoras y un representante de los grandes clientes industriales. El personal operativo de los CDEC es independiente de las empresas. La Ley de Electricidad y su Reglamento establecen las funciones de los CDEC, y su funcionamiento es supervisado por la CNE a través de informes periódicos.

Tribunal de la Libre Competencia: Es un organismo autónomo que recibe, estudia y sanciona las denuncias de colusiones, abuso de posición dominante, precios de dumping, publicidad engañosa, y en general, todo tipo de actividades que directa o indirectamente impliquen atentados contra la libre competencia, la libertad de precios y la transparencia de los mercados. El tribunal está integrado por 5 miembros, dos de los cuales son economistas, dos abogados y un ministro de la Corte Suprema, que lo preside.

Panel de Expertos: Corresponde al mecanismo de resolución de conflictos establecido a través de la Ley Corta I. Lo conforman 2 abogados y 5 ingenieros o economistas con dedicación de tiempo completo, nombrados por 6 años y seleccionados por los miembros del Tribunal de la Libre Competencia. Su actividad consiste en resolver los conflictos que se presenten entre la CNE o el Ministerio de Economía, y los agentes del mercado eléctrico en relación con la aplicación de las normas establecidas en la Ley General de Servicios Eléctricos y sus reglamentos. Este panel también resuelve las discrepancias entre agentes del mercado eléctrico mayorista (miembros del CDEC).

En general, la legislación vigente establece como premisa básica, que las tarifas deben representar los costos reales de generación, transmisión y distribución de electricidad, asociados a una operación eficiente, de modo de entregar las señales adecuadas tanto a las empresas como a los consumidores, con el objeto de alcanzar un óptimo desarrollo de los sistemas eléctricos.

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E-CL S.A. Fecha informe: Noviembre.2014 SECTOR ELÉCTRICO

Uno de los criterios generales es la libertad de precios en aquellos segmentos donde se observan condiciones de competencia. Así, para suministros a usuarios finales cuya potencia conectada es inferior o igual a 500 kw, son considerados sectores donde las características del mercado son de monopolio natural, y por lo tanto, la Ley establece que están afectos a regulación de precios. Alternativamente, para suministros a usuarios finales cuya potencia conectada sea superior a 2.000 kw, la Ley dispone la libertad de precios, suponiéndoles capacidad negociadora y la posibilidad de proveerse de electricidad de otras formas, tales como la autogeneración o el suministro directo desde empresas generadoras. Al primer grupo de clientes se le denomina cliente regulado, y al segundo, cliente libre. Aquellos clientes que posean una potencia conectada superior a 500 kw e inferior a 2.000 kw pueden elegir a cual régimen adscribirse. En los sistemas eléctricos cuyo tamaño es superior a 1.500 kw en capacidad instalada de generación, la Ley distingue dos niveles de precios sujetos a fijación:

1. Precios a nivel de generación – transporte, denominados “Precios de Nudo”, y definidos para todas las subestaciones de generación – transporte desde las cuales se efectúe el suministro. Los precios de nudo tendrán dos componentes: precio de energía y precio de potencia de punta.

2. Precios a nivel de distribución. Estos precios se determinarán sobre la base de la suma del precio de nudo,

establecido en el punto de conexión con las centrales de distribución, un valor agregado por concepto de distribución, las pérdidas medias calculadas para una empresa modelo y un cargo único o peaje por concepto del uso del sistema de transmisión troncal.

A su vez, las empresas generadoras pueden comercializar su energía y potencia en alguno de los siguientes mercados:

Mercado de grandes consumidores, a precio libremente acordado.

Mercado de las empresas distribuidoras, donde los precios son determinados a través de licitaciones de empresas generadoras.

El Centro de Despacho Económico de Carga del respectivo sistema (CDEC), a costo marginal horario (precio spot).

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E-CL S.A. Fecha informe: Noviembre.2014 SECTOR ELÉCTRICO

ANÁLISIS FINANCIERO Ingresos A junio de 2014, E-CL obtuvo ingresos de la operación por US$ 626 millones, lo que significó un alza de 5,8% en comparación con el período anterior. El crecimiento en los ingresos fue impulsado principalmente por las ventas a clientes regulados (+19,3%), gracias a las indexaciones positivas asociadas al índice Henry Hub, manteniéndose constantes las ventas físicas. Por otra parte, los ingresos por ventas a clientes libres cayeron un 2,6% en comparación con el período anterior, principalmente por el término del contrato con Mantos Blancos (40 MW) y menores demandas provenientes de clientes mineros. Si bien las ventas físicas cayeron en un 7%, el efecto se vio amortiguado por la existencia de algunos contratos que operan bajo la modalidad “Take or Pay”, bajo la cual el cliente se obliga a pagar por la totalidad de la energía contratada, aun cuando ésta no sea consumida. La menor demanda permite a la Compañía vender los excedentes de energía en el mercado Spot. En efecto, los ingresos por ventas al mercado Spot crecieron un 24,2%, pero representan un porcentaje menor en el total de ingresos de la Compañía (1,3%), por lo cual su impacto en los ingresos totales no es significativo.

Fuente: Elaboración propia, datos SVS.

La generación bruta de la Compañía durante el primer semestre de 2014 se compuso en un 77,3% por carbón, un 18,7% por gas, un 3,4% por petróleo diésel y pesado, y un 0,6% por hidroelectricidad. Ebitda

1

El Ebitda del período totalizó US$ 154 millones, exhibiendo un alza de 39,9% en comparación con el período anterior, mientras que el Margen Ebitda se incrementó desde 18,6% a 24,6%. Este mejor desempeño operacional obedece en primer lugar al crecimiento de los ingresos, y en segundo lugar a importantes ahorros en costos y gastos operacionales. El total de costos operacionales netos de depreciación se mantuvo prácticamente constante, con una variación de 0,4% en comparación con el primer semestre de 2014, situación que se ve reflejada en el desempeño del Ebitda y del Margen Ebitda. El mejor rendimiento en costos se explica principalmente menores compras Spot, las que se redujeron en un 3,1% en relación al primer semestre de 2013; y descensos en el ítem sueldos y salarios, que cayeron un 15,4%.

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E-CL S.A. Fecha informe: Noviembre.2014 SECTOR ELÉCTRICO

Fuente: Elaboración propia, datos SVS.

Capex A junio de 2014, las inversiones en activo fijo totalizaron US$ 47 millones, disminuyendo en un 34,3% en comparación con el período enero-junio de 2013, y representaron un 7,4% de los ingresos totales. El descenso en las inversiones se asocia principalmente a una disminución en mantenciones mayores y reacondicionamiento de centrales (-49,2%) y a menores inversiones en mejoras ambientales (-13,8%). Durante el año 2013 se efectuaron importantes desembolsos de Capex en mejoras ambientales, debido al plan de la Compañía de mejorar los estándares de emisiones de sus centrales generadoras. Gran parte de estas inversiones ha sido efectuada, lo que justifica la menor intensidad de Capex durante el año 2014. En el gráfico siguiente a la derecha se puede apreciar la mejora en los flujos de caja después de inversiones del período (Ebitda – Capex), producto de un menor desempeño operacional y las menores inversiones. Es preciso señalar que dado que la Compañía cuenta con importantes proyectos de inversión, es posible que estos flujos disminuyan en el futuro, una vez que haya certeza en cuanto a las fechas de ejecución y a las modalidades de financiamiento de los distintos proyectos.

248

85

137

39

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0

50

100

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250

300

Dic-11 Dic-12 Dic-13 Jun-13 Jun-14

Mill

on

es

de

Dó

lare

s

Ebitda - Capex

Fuente: Elaboración propia, datos SVS.

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E-CL S.A. Fecha informe: Noviembre.2014 SECTOR ELÉCTRICO

Endeudamiento Debido a que la Compañía presenta una sólida generación de caja después de inversiones, los requerimientos de deuda son relativamente bajos, y el financiamiento de sus operaciones y Capex se efectúa mayoritariamente con recursos propios. De esta manera, los niveles históricos de Leverage Financiero

2 se encuentran por debajo de las 0,5

veces, mientras que el Leverage Total3 bordea las 0,7 veces. El perfil de amortizaciones de la deuda financiera se

concentra mayoritariamente en el tramo de 5 a más años, por lo cual, estos indicadores no han exhibido mayor variación en los últimos períodos.

Fuente: Elaboración propia, datos SVS.

Cobertura de Deuda e Intereses Luego de varios períodos de deterioro en el indicador de Cobertura de Gastos Financieros Netos, a junio de 2014 la Compañía exhibe un repunte en el ratio, favorecido por el mejor desempeño operacional. En efecto, el indicador avanzó desde 4,92 veces a junio de 2013, hasta 6,38 veces a junio de 2014. Análogamente, a junio de 2014, el ratio de Deuda Financiera Neta sobre Ebitda, experimentó una mejora, impulsado por un mayor Ebitda durante los últimos doce meses. Dado el perfil de amortizaciones de la deuda de la Compañía, ésta no ha experimentado mayores variaciones durante los últimos años, por lo cual la mejora en los indicadores se debe fundamentalmente al desempeño operacional. Cabe señalar que a partir del año 2012, la Compañía comenzó a reconocer los intereses de la deuda relacionada con el financiamiento a CTA, deuda que ha sido refinanciada recientemente con la emisión del bono efectuada en octubre del presente.

13,39

6,20

4,154,92

6,38

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

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14,00

16,00

Dic-11 Dic-12 Dic-13 Jun-13 Jun-14

Ve

ces

Cobertura de Gastos Financieros Netos

1,38

2,34

2,07

2,59

1,70

0,00

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

3,00

Dic-11 Dic-12 Dic-13 Jun-13 Jun-14

Ve

ces

Deuda Financiera Neta / Ebitda

Fuente: SVS.

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E-CL S.A. Fecha informe: Noviembre.2014 SECTOR ELÉCTRICO

CARACTERÍSTICAS DE LOS INSTRUMENTOS Los títulos accionarios de la Compañía, nemotécnico ECL pertenecen al selectivo IPSA desde enero de 2012. El año 2013, los papeles cerraron con un precio de 679,03 pesos en la Bolsa de Santiago, con un descenso de 39,6% en el período, mientras que el IPSA finalizó el ejercicio con una caída de 14,0%. Durante el año 2014, la acción de la Compañía ha mantenido una tendencia favorable, impulsada por el mejor desempeño operacional, rentando un 25,1% acumulado a octubre de 2014. A la misma fecha mantenía una presencia ajustada de 99,44%.

Fuente: Elaboración propia, datos Bolsa de Santiago.

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E-CL S.A. Fecha informe: Noviembre.2014 SECTOR ELÉCTRICO

ANEXO

Dic-11 Dic-12 Dic-13 Jun-13 Jun-14

Activos Corrientes 633.443 621.668 647.989 593.796 636.318

Activos No Corrientes 2.177.571 2.269.535 2.348.812 2.378.337 2.321.717

Activos Totales 2.811.014 2.891.203 2.996.801 2.972.133 2.958.035

Efectivo y Equivalentes 93.572 84.225 121.517 89.797 138.725

Otros Activos Financieros Corrientes 98.992 99.884 91.907 73.893 103.389

Inventarios 116.591 118.865 126.853 149.150 171.763

Pasivos Corrientes 260.211 229.909 244.299 224.552 222.122

Pasivos No Corrientes 873.048 976.118 945.279 963.168 949.588

Pasivos Totales 1.133.259 1.206.027 1.189.578 1.187.720 1.171.710

Deuda Financiera Corriente 16.305 20.579 21.009 21.651 24.004

Deuda Financiera No Corriente 685.503 774.162 740.257 751.975 741.972

Deuda Financiera Bruta 701.808 794.741 761.266 773.626 765.976

Deuda Financiera Neta 509.244 610.632 547.842 609.936 523.862

Patrimonio 1.677.755 1.685.176 1.807.223 1.784.413 1.786.325

0 0

Ingresos de Explotación 1.256.563 1.130.156 1.207.083 592.361 626.454

Costos de Explotación 955.364 976.575 1.047.745 525.275 521.124

Margen Bruto 301.199 153.581 159.338 67.086 105.330

Margen Bruto (%) 23,97% 13,59% 13,20% 11,33% 16,81%

Resultado Operacional 254.797 124.540 130.613 45.834 87.759

Margen Operacional (%) 20,28% 11,02% 10,82% 7,74% 14,01%

Ingresos Financieros 3.903 2.397 2.669 1.972 1.441

Gastos Financieros 31.411 44.406 66.360 24.365 25.634

Utilidad del Ejercicio 178.602 56.178 48.207 12.706 47.764

0 0

Razón Circulante (N° de Veces) 2,43 2,70 2,65 2,64 2,86

Razón Ácida (N° de Veces) 1,99 2,19 2,13 1,98 2,09

Capital de Trabajo 373.232 391.759 403.690 369.244 414.196

Endeudamiento Corto Plazo (N° de Veces) 0,16 0,14 0,14 0,13 0,12

Endeudamiento Largo Plazo (N° de Veces) 0,52 0,58 0,52 0,54 0,53

Endeudamiento Total (N° de Veces) 0,68 0,72 0,66 0,67 0,66

Endeudamiento Financiero (N° de Veces) 0,42 0,47 0,42 0,43 0,43

Deuda Corto Plazo / Deuda Total (N° de Veces) 0,23 0,19 0,21 0,19 0,19

Deuda Largo Plazo / Deuda Total (N° de Veces) 0,77 0,81 0,79 0,81 0,81

Ebitda 368.263 260.541 264.108 110.254 154.247

Margen Ebitda 29,3% 23,1% 21,9% 18,6% 24,6%

Cobertura de Gastos Financieros Netos (N° de Veces) 13,39 6,20 4,15 4,92 6,38

Cobertura de Gastos Financieros Netos y Deuda CP 8,41 4,16 3,12 2,50 3,20

Deuda Financiera CP / Ebitda (N° de Veces) 0,04 0,08 0,08 0,09 0,08

Deuda Financiera LP / Ebitda (N° de Veces) 1,86 2,97 2,80 3,19 2,41

Deuda Financiera Total / Ebitda (N° de Veces) 1,91 3,05 2,88 3,28 2,49

Deuda Financiera Neta / Ebitda (N° de Veces) 1,38 2,34 2,07 2,59 1,70

Rentabilidad Patrimonio 10,83% 3,34% 2,76% 1,29% 3,48%

Rentabilidad Activos 6,36% 1,97% 1,64% 0,77% 2,09%

ROS 14,21% 4,97% 3,99% 2,14% 7,62%

Capex 120.624 175.995 127.206 70.992 46.633

Capex / Ingresos 9,6% 15,6% 10,5% 12,0% 7,4%

[Ebitda-Capex] 247.639 84.546 136.902 39.262 107.614

[Ebitda-Capex] / Deuda Financiera Neta 12 Meses (N° de Veces a 12 Meses) 0,49 0,14 0,25 0,11 0,39

Deuda Financiera Neta / [Ebitda-Capex] (N° de Veces a 12 Meses) 2,06 7,22 4,00 9,02 2,55

[Ebitda-Capex] / Deuda Financiera Corto Plazo ( N° de Veces a 12 Meses) 15,19 4,11 6,52 1,81 4,48

[Ebitda-Capex] / Gastos Financieros Netos (N° de Veces) 9,00 2,01 2,15 1,75 4,45

Situación Financiera E-CL Miles de Dólares

Fuente: Elaboración propia, datos SVS.

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NOTAS 1 Ebitda = Ganancias (pérdidas) de actividades operacionales + Gastos por Depreciación y Amortización. 2 Leverage Financiero = (Otros pasivos financieros corrientes + Otros pasivos financieros no corrientes)/Patrimonio. 3 Leverage Total = Pasivos totales / Patrimonio.