TITULO. Compañía e Industria SUBTITULO AGENDA TEXTO COMPAÑÍA E INDUSTRIA RESULTADOS FINANCIEROS PROYECTOS

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2 TITULO SUBTITULO TEXTO Compañía e Industria AGENDA COMPAÑÍA E INDUSTRIA RESULTADOS FINANCIEROS PROYECTOS

3 Industria Eléctrica Chilena 2015 Mercado Crecimiento ( )¹ Clientes Generación GWh (2015) Principales competidores (% potencia instalada bruta) SING 25% potencia 26% demanda 4,8% Regulados 11% Libres 89% Carbón 75% Renov. Diesel 4% 7% Gas 14% GWh Endesa 23% AES Gener 20% Otros 3% MW E-CL 49% SIC Santiago 74% potencia 73% demanda 4,1% Regulados 70% Libres 30% Hidro 43% ERNC 8% GWh Diesel 6% Carbón 27% Gas 16% Otros 34% MW Endesa 35% Colbún 20% AES Gener 11% Aysén y Magallanes Notas: Fuentes: CDEC Sing y CDEC SIC Excluye Termoandes (643 MW) de AES Gener ubicada en Argentina puesto que ya no despacha electricidad al SING Endesa en el SING incluye Gas Atacama y Celta Endesa en el SIC, incluye Pangue y Pehuenche. AES Gener incluye Guacolda así como EE Ventanas, y E. Santiago. 1 Fuente: CNE. Crecimiento esperado de ventas basado en proyección de la Comisión Nacional de Energía (CNE) en su Informe Técnico Definitivo Precio Nudo SING/SIC Octubre La demanda creció 6,2% en el SING en E.CL prepara su arribo al SIC

4 Chile, un productor de cobre de clase mundial Producción de cobre (1) en el SING, Demanda de Electricidad y Precio del metal rojo US / lb GWh 1,800 1, ,141 3,203 3,170 3,421 3,799 3,767 3,826 4,087 3,876 3,981 3,959 3,721 3,747 3,964 3,987 3, (1) Producción de cobre en el SING calculada como producción total de cobre en Chile menos El Teniente, Andina, Salvador, Los Pelambres, Anglo American Sur, y Candelaria Fuente: Cochilco Producción de cobre del SING (miles tons) Precio del Cobre LME (US /lb) Demanda mensual bruta en el SING (GWh) 1,400 1,200 1, Baja correlación entre el precio del cobre, demanda de electricidad y producción de cobre en el SING.

5 Estructura de propiedad (a diciembre de 2015) ENGIE (ex - GDF Institucionales Institucionales Fondos de SUEZ) 52,76% Chilenos Extranjeros 19,23% Pensiones 22,60% 4,89% Personas Naturales 0,51% Inv. Punta de Rieles Ltda. 40% E.CL S.A. Inversiones Hornitos S.A. (CTH) Central Termoeléctrica Andina S.A. (CTA) Gasoducto Norandino S.A. Edelnor Transmisión S.A. Transmisora Eléctrica del Norte S.A. (TEN) (*) 60% 100% 100% 100% 100% Electroandina S.A. (port activities) 100% Gasoducto Norandino Argentina S.A. 100% (*) Acuerdo para vender el 50% de TEN a REE en diciembre 2015, se hizo efectivo en enero Base diversificada de accionistas, con controlador (ENGIE) de clase mundial.

6 Capacidad Instalada (Dic. 2015) Activos de E.CL Tecnología Carbón 53% Renovables 1% Diesel 14% Chapiquiña (10MW) El Aguila I (2MW) Diesel Arica (14MW) Carbón Diesel/FO Gas Natural Renovables Diesel Iquique (43MW) TE Tocopilla (1.004MW) Collahuasi Gas/diesel 33% Tocopilla puerto C. Tamaya (104MW) El Abra Chuquicamata Gaby Transporte de gas MW Fuentes: CNE y CDEC-SING TE Mejillones (592MW) CT Andina (169MW) CT Hornitos (170MW) Escondida km de líneas de transmisión en alto voltaje Gasoducto Norandino Chile - Argentina (Salta) 6 E.CL opera plantas de generación eficientes en base a carbón y gas, posee casi km de líneas de transmisión en alto voltaje, un gasoducto y un puerto.

7 Sólida y balanceada política de contratación Demanda promedio¹ [MW] y vida remanente de los contratos [años] 600 Libres Regulados 500 CODELCO SIC DISCOS Demanda media MW AMSA EMEL 200 EL ABRA OTROS GLENCORE 100 BHP Vida remanente (años) 7 Vida promedio remanente de los contratos = 10,3 años

8 TITULO SUBTITULO TEXTO Resultados Financieros COMPAÑÍA E INDUSTRIA RESULTADOS FINANCIEROS PROYECTOS

9 9 Ventas de electricidad (GWh) 10,000 8,000 6,000 4,000 2,000 0 Total Total ,816 1,884 7,096 7,100 12M14 Libres Regulados Spot 12M15 Electricidad disponible para la venta (GWh) 10,000 8,000 6,000 4,000 2,000 0 Total (2) Total (2) 1,161 1,222 8,280 8,359 12M14 Generación neta (1) 12M15 Compras spot (1) Generación neta = generación bruta menos consumos propios (2) Electricidad disponible para la venta antes de pérdidas de transmisión Generación bruta de electricidad(gwh) 10,000 8,000 6,000 4,000 2,000 0 Total Total ,638 1,571 7,106 7,369 12M14 12M15 Carbón Gas Diesel Renovable Precios monómicos promedio (US$/MWh) T11 3T11 1T12 3T12 1T13 3T13 1T14 3T14 1T15 3T15 Libres Spot (**) regulados Precio medio mercado (**) La curva de precios spot corresponde a promedios mensuales y no incluye sobrecostos bajorm39 o DS130. No refleja necesariamente el precio para la compra/venta spot de E.CL

10 EBITDA 12M15 vs 12M En millones de US$ EBITDA 2014 Efectos de tipo de cambio en los costos operacionales Compensaciones por seguros Reliquidación de peajes de subtransmisión Menores márgenes (PPI negativo + indexaciones de combustibles) Otros costos operacionales (plan de retiro anticipado y otros) Arbitraje de Codelco (neto de provisiones) Acuerdo con contratista EPC (2014) EBITDA Aumento en EBITDA a pesar de menores precios de energía vendida

11 Utilidad neta 12M15 vs 12M En millones de US$ Interés minoritario Interés minoritario Utilidad neta 2014 Aumento en EBITDA Menores gastos financieros Mayor depreciación Aumento en tasa de impuesto Diferencia de cambio Utilidad neta Mayor utilidad neta.

12 Caja disponible (1) (millones de US$ ) Deuda bruta / EBITDA UDM (2) /12/14 31/12/15 Caja disponible Deuda neta/ EBITDA UDM (2) EBITDA UDM 1 / Gasto Financiero Bruto UDM (2) /12/14 31/12/15 Deuda bruta / EBITDA UDM /12/14 31/12/15 Deuda neta / EBITDA UDM /12/14 31/12/15 EBITDA / Gasto Financiero Bruto (1) Caja excluye la caja de TEN (2) UDM = Últimos doce meses 12 Alta liquidez y bajo endeudamiento para afrontar el programa de CAPEX

13 Evolución de Deuda Neta 12M En millones de US$ 1,100 1, Deuda neta al 31/dic/14 CAPEX + avances de caja de TEN Dividendos (ECL+40%CTH) Pago de impuesto a la renta Intereses devengados Var. MTM sobre hedges de monedas Caja proveniente de la operación Deuda neta al 31/dic/15 13 Sólida generación de flujo de caja: CAPEX y dividendos financiados con caja disponible y flujo de la operación

14 Deuda (al 31.dic.15) Estructura simple de pasivos a nivel corporativo, 100% en dólares. 1. 5,625%, bono 144-A/Reg-S por US$400 millones con vencimiento en enero 2021: 2. 4,500%, bono 144-A/Reg-S por US$350 millones con vencimiento en enero 2025: 3. Línea de crédito comprometida por hasta 5 años (no girada), US$270 millones con Mizuho, Citi, BBVA, HSBC, Caixa con vencimiento en junio 2020: 4. Línea de crédito comprometida (no girada) con Banco de Chile por UF con vencimiento en diciembre 2017 Deuda de E.CL Costo promedio 5,1% Vida promedio: 6,3y Duración: 5,5y Calendario de pago de la deuda de E.CL (sólo principal; en millones de US$) Buena liquidez, sin vencimientos de deudas en el corto plazo, 100% deuda en dólares y líneas de crédito comprometidas 100% disponibles

15 Dividendos Política de dividendos flexible: Pago del monto mínimo legal requerido (30% de la utilidad neta anual), aunque se pueden aprobar dividendos más altos en función (entre otros) de las inversiones proyectadas: Tasa de reparto sobre la utilidad neta: 2011 : 50% 2012 : 100% 2013 : 100% 2014 : 30% Supeditada a las aprobaciones pertinentes, la compañía intenta pagar dos dividendos provisorios al año, además del dividendo definitivo en mayo del año siguiente. Se pagaron los siguientes dividendos provisorios contra la utilidad del ejercicio 2015: US$13,5 millones (~30% de la utilidad del 1S15) en octubre 2015; US$8,0 millones (~30% de la utilidad del 3T15) en enero Política de dividendos flexible para apoyar la necesidades de financiamiento de CAPEX.

16 Ratings Internacionales Solvencia Perspectiva Fecha última revisión Standard & Poors BBB Estable Noviembre 2015 Fitch Ratings BBB Estable Agosto 2015 Ratings Nacionales Solvencia Perspectiva Acciones Fecha última revisión Feller Rate A+ Estable Primera clase nivel 2 Enero 2016 Fitch Ratings A+ Estable Agosto2015 ICR A+ Estable Primera clase nivel 2 Noviembre Categoría de grado de inversión confirmada

17 TITULO SUBTITULO TEXTO Proyectos COMPAÑÍA E INDUSTRIA RESULTADOS FINANCIEROS PROYECTOS

18 Infraestructura Energética Mejillones (IEM) (1 de 2) Características Potencia bruta (IEM1) Ubicación Infraestructura asociada 375 MW Mejillones Puerto Mecanizado (Naves tipo Cape-size ) Línea de Transmisión Conexión a línea de transmisión SIC-SING Inversión total incluyendo puerto Status US$1.067 millones De acuerdo a cronograma y presupuesto 18 Infraestructura Energética Mejillones (IEM), un gran proyecto con estrictos estándares ambientales

19 Infraestructura Energética Mejillones (IEM) (2 de 2) Status al 31 de diciembre, 2015 EPC IEM1 EPC Nuevo puerto S.K. Engineering & Construction (Corea) Belfi (Chile) Avance Terreno nivelado; órdenes de compra para equipos principales colocadas; Excavaciones para fundaciones de turbina y caldera comenzadas Entrada en operación IEM: Julio 2018 Puerto: Agosto avanza de acuerdo a presupuesto y cronograma.

20 Proyecto TEN (1 de 2) Características y estado Tipo Capacidad Longitud Iniciativa Doble circuito, 500 kv, corriente alterna (HVAC) MW 600 km entre Mejillones (SING) y Copiapó (SIC) Línea de Transmisión confirmada como segmento clave del sistema de transmisión troncal que interconecta el SING y el SIC TEN CAPEX Total ~ US$ 776 millones (c/ tipos de cambio de dic. 2015) Proyecto Interchile ISA Estado EPC subestaciones: Alstom EPC líneas de transmisión: Sigdo Koppers Ingresos regulados para el sistema de transmisión troncal Venta del 50% a REE completada en enero 2016 Project Finance en proceso Operación Comercial Agosto TEN: El proyecto de transmisión que permitirá la tan esperada interconexión SIC-SING

21 Proyecto TEN (2 de 2) Estado al 31 de diciembre de 2015 Progreso físico de acuerdo a programa y presupuesto: Progreso de las obras Subestaciones: Nivelación del terreno y comienzo de las obras civiles en progreso; Líneas: Entrega y testeo de torres en progreso, con ensamblado de acuerdo a lo pronosticado. EIA aprobado Permisos Avance en concesiones eléctricas 98% de servidumbres acordadas 21

22 Presencia en el SIC En 2014 E.CL dio los primeros pasos de su estrategia de competir en el SIC, dando inicio a las construcción de TEN y adjudicándose un bloque de suministro en la licitación de Compañías Distribuidoras del SIC. En 2015 participó en licitaciones de suministro de energía en el SIC, tanto de clientes industriales como mineros. Asimismo, en 2015 comenzaron los análisis y estudios para la participación y socialización temprana del proyecto Las Arcillas y continuó la búsqueda activa de otros proyectos que permitan seguir compitiendo en el SIC. 22 Activa presencia comercial en el SIC

23 Programa de financiamiento de CAPEX Buscamos mantener nuestro rating grado de inversión IEM y nuevo puerto: financiado dentro del Balance de E.CL, con una mezcla de fuentes de financiamiento, en el siguiente orden de prioridad: 1. Recursos propios (caja de US$ 147 millones a diciembre 2015) y flujo de caja de la operación 2. Nueva deuda senior (US$270 millones de línea de crédito comprometida, sin uso al 31-dic-2015) 3. Otros (venta de activos (p.ej., venta del 50% de TEN + activos no estratégicos; deuda híbrida o subordinada o aumento de capital) TEN: desarrollado en control conjunto (50/50) con Red Eléctrica y Financiamiento de Proyecto sin recurso en proceso Deuda a largo plazo, sin recurso: ~80% Patrimonio: ~20% (10% de E.CL, 10% de Red Eléctrica) 23 Programa de financiamiento responsable

24 FIN DE LA PRESENTACIÓN Esta presentación puede contener previsiones e información relativa a E.CL S.A. (en adelante E.CL o la Compañía ) que reflejan la visión o expectativas actuales de la Compañía y su administración con relación a su plan de negocios. Las previsiones incluyen, sin limitación, cualquier declaración que pueda predecir, pronosticar, indicar o implicar resultados futuros, rendimientos o logros, y que pueda contener palabras tales como creemos, estimamos, esperamos, el resultado probable, el efecto probable, prevemos y cualquier otra palabra o frase con significado similar. Dichas declaraciones pueden contener un número de riesgos significativos, incertidumbres y suposiciones. Advertimos que un número importante de factores pueden provocar que los resultados efectivos difieran materialmente de los planes, objetivos, expectativas, estimaciones e intenciones expresadas en esta presentación. En cualquier caso, ni la Compañía ni sus filiales, directores, ejecutivos, agentes o empleados serán responsables ante terceros (incluidos los inversionistas) por cualquier decisión de inversión o de negocio o cualquier acción adoptada por éstos tomando en cuenta la información y las declaraciones contenidas en esta presentación ni por cualquier daño derivado de ello. La Compañía no tiene la intención de entregar a los potenciales accionistas ningún análisis comparativo de las previsiones y los resultados efectivos. No puede asegurarse que las estimaciones o los supuestos se concretarán ni que los resultados de las operaciones o eventos futuros no diferirán de las estimaciones o supuestos contenidos en esta presentación. E.CL es dueño de esta presentación y de la información en ella contenida, la cual no puede ser reproducida o utilizada, en todo o en parte, sin el consentimiento previo y por escrito de E.CL. Muchas gracias