ANÁLISIS DE EMPRESA Empresa Nacional de Electricidad S.A. / Sector: Eléctrico

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1 ANÁLISIS DE EMPRESA Empresa Nacional de Electricidad S.A. / Sector: Eléctrico Departamento de Estudios / Paulina Barahona Navarrete /mail: pbaraho@bci.cl / Fono: de diciembre de 2005 Recomendación : Comprar Nivel de Riesgo : Medio Beta : 1,10 veces Utilidad por acción 2004 : $10,2 P/U actual : 42,6 veces Precio Objetivo : $633 Utilidad por acción 2005 (E) : $14,7 P/U esperada : 35,7 veces Precio Actual : $527 Nº acciones/adr : 30 Precio ADR : US$31,35 Evolución Precio v/s Monto Transado Mensual Tipo de Generación a Nivel Consolidado (MW a sep-2005) Composición de Capacidad Instalada (MW a sep-2004) 1. DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA Empresa Nacional de Electricidad S.A. (Endesa) se dedica a la generación de energía eléctrica, con participaciones en Argentina, Colombia, Brasil, Perú y Chile. Con menor relevancia, realiza actividades relacionadas con servicios de consultoría, ingeniería, operación de gasoductos y construcciones de infraestructura. Su capacidad instalada total llega a los MW de potencia, de los cuales MW corresponden a energía hidroeléctrica, lo que equivale al 70,7%. Las ventas físicas a septiembre de 2005 alcanzaron los ,9 GWh de potencia, un 7,1% superiores a igual periodo de 2004, donde Chile se constituyó como el principal mercado, con un 35,6%. Argentina: Tiene participaciones de propiedad de 51,9% en la Central Costanera, la mayor generadora termoeléctrica de ese país, de 53,15% en la Central Termoeléctrica Buenos Aires y de 65,2% en la Hidroeléctrica El Chocón, la segunda planta más grande de este tipo en Argentina. Opera con un total de MW de potencia, que representa el 15% del total del Sistema Interconectado Argentino. Colombia: A través de un consorcio, Endesa posee el 85,6% de la Hidroeléctrica Betania, central que tiene una capacidad instalada de 540 MW, e indirectamente a través de Betania posee el 51,3% de Emgesa, generadora principalmente hidroeléctrica, con una capacidad instalada de 2.049,2 MW. En total, la presencia de Endesa equivale al 20% de la capacidad instalada en Colombia. Brasil: Opera con un total de 658 MW de potencia a través de Centrais Elétricas Cachoeira Dourada, donde posee el 99,6% de la propiedad, lo que representa cerca del 1% de la capacidad instalada brasileña. Adicionalmente, participa en una línea de interconexión con Argentina de MW denominada CIEN. Hendaya 60 11º piso Fono: Fax: Página 1 de 10

2 Composición de Ingresos por País (MM$ a sep-2004) Composición Ventas Físicas por País (GWh a sep-2004) Perú: En este país tiene el 63,6% de Edegel, empresa de generación esencialmente hidroeléctrica, con 967 MW de potencia, lo que representa el 22% de la capacidad instalada de Perú. Chile: Es la principal generadora del Sistema Interconectado Central (SIC), con el 52,7% de la capacidad instalada. También participa en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), con un 5% del total de capacidad instalada, a través de la empresa relacionada Celta. Lo anterior convierte a Endesa en la principal generadora del país, con un total de 22 centrales y una capacidad instalada de 4.263,4 MW, que equivale a casi el 40% del total del país. De esa potencia, un 75,9% corresponde a energía hidroeléctrica. La capacidad instalada de Ralco (690 MW) representa el 16,2% del total instalado de Endesa en nuestro país, lo cual explica la importancia que le dio el mercado a la entrada en operaciones de esta central. 2. ESTRUCTURA DE PROPIEDAD La propiedad de Endesa, a septiembre de 2005, se encuentra controlada por Enersis S.A., con una participación de 60,0%. El segundo actor relevante en la compañía son las Administradoras de Fondos de Pensiones, que acumulan un 20,6% de la propiedad. Estructura de Propiedad (sep-2005) Detalle Inversionistas Nº acciones % Part. Enersis S.A ,0% Citibank N.A. (ADR's) ,5% AFP Provida S.A. Fondo Tipo C ,1% AFP Habitat S.A. Fondo Tipo C ,8% AFP Cuprum S.A. Fondo Tipo C ,6% AFP Habitat S.A. Fondo Tipo B ,5% AFP Provida S.A. Fondo Tipo B ,5% Otros Total ,2% ,0% 3. INDUSTRIA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA Chile. Existen dos sistemas principales e independientes, el Sistema Interconectado Central (SIC) y el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING). El segmento de generación funciona bajo un esquema abierto y competitivo, en que cada compañía decide la oferta que incorpora al sistema y la composición de sus ventas entre sus clientes. En la fase operativa, las generadoras deben presentar al Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) información respecto de sus Hendaya 60 11º piso Fono: Fax: Página 2 de 10

3 proyecciones de consumo, sus costos de operación y la disponibilidad de sus centrales generadoras. A partir de esa información, el CDEC despacha las indicaciones a las empresas sobre qué centrales deben operar, con el propósito de minimizar los costos de producción y falla del sistema. Posteriormente, el CDEC determina las transferencias que se produjeron entre generadoras, las que son valorizadas a costo marginal para efectos de su pago. En términos simplificados, las transacciones de electricidad se realizan a tres tipos de precios: el precio de nudo, que corresponde al precio de largo plazo de producir electricidad dentro del sistema; el precio spot, que corresponde al costo marginal de la central menos eficiente en producción en un instante; y los precios libres, que son los negociados entre grandes consumidores y las generadoras. Los precios de nudo son calculados semestralmente por la Comisión Nacional de Energía (CNE) en abril y octubre de cada año, manteniéndose nominalmente constantes hasta la siguiente fijación. Cabe destacar que éstos están indexados principalmente a la disponibilidad de agua en los embalses, al plan de obras, al tipo de cambio y al valor de los combustibles. Cuando una de estas variables cambia en más de un 10% respecto de los valores al momento de la fijación, los precios de nudo recogen esta variación. Al momento de la fijación, se debe revisar la diferencia porcentual entre el precio teórico obtenido y el precio libre vigente, de manera de aplicar la Banda de Precios de Mercado (BPM) correspondiente: Argentina. La industria está organizada en el Sistema Interconectado Nacional. Bajo este esquema, las compañías generadoras venden su producción a las empresas distribuidoras y a otros usuarios mayoristas. La operación en el mercado mayorista es responsabilidad de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Sociedad Anónima (CAMMESA), que coordina la operación del sistema interconectado. Los precios de generación se fijan cada tres meses. Perú. Existe libertad de precios para la entrega del servicio de competencia y un sistema de precios regulados en los casos que no exista. Los precios regulados se basan en los costos marginales de suministro y se estructuran de manera de promover la eficiencia. El sistema tarifario está regulado por la Comisión de Tarifas Eléctricas. Brasil. Existe un sistema de concesiones que entrega el derecho a mantener la exclusividad de generación, transmisión o distribución durante un período que, en opinión de la autoridad, permitirá recuperar la inversión. Las características de los precios aplicables a las compañías responden a situaciones particulares determinadas en los respectivos contratos de licitación. En el año 2004 se realizaron licitaciones de capacidad instalada en el país, denominado Energías Viejas, quedando pendientes licitaciones de nuevas energías. Colombia. El sistema eléctrico colombiano funciona de manera interconectada en un único sistema nacional, formado por todos los generadores con una capacidad superior a los 20 MW de potencia. Los despachos se realizan de acuerdo al costo marginal de electricidad. El mercado está separado en clientes no regulados y regulados. Los primeros son compañías distribuidoras y consumidores con demanda máxima superiores a 0,5 MW. Los clientes regulados son, básicamente, clientes residenciales y pequeños comerciantes e industrias. Los precios son fijados por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG). 5% ; si PMB / PMM % < 30% 2 BPM = * PMB / PMM % 2% ; si 30% PMB / PMM % < 80% 5 30% ; si 80% PMB / PMM % PMB = Precio Medio Básico (valor teórico) PMM = Precio Medio de Mercado (precio libre) Demanda de energía eléctrica (enero - septiembre 2005) Hendaya 60 11º piso Fono: Fax: Página 3 de 10

4 4. FORTALEZAS Y RIESGOS Precios Año 2005 Mayor Menor Actual 561,0 313,5 527,0 (11/oct) (11/ene) Rentabilidad oct-05 nov-05 45,10% 58,71% 3,33% -2,14% Resumen Financiero Número de acciones: Razón corriente: 0,68 Razón ácida: 1,12 Relación bolsa / libro: 2,65 Deuda / Patrimonio: 1,48 Deuda / Activos: 0,48 Cobertura G. Financieros: 3,24 Política de dividendos: 40% Pat. bursátil (MM$): Prom. transado diario (MM$): Presencia bursátil: 100% Dividend yield 2005: 1,24% Feller Rate Fecha último informe: ago-05 Acciones: 1ª Clase Nivel 2 Solvencia: A+ Tendencia: Estable FitchRatings Fecha último informe: ago-05 Acciones: Nivel 1 Solvencia: A+ Tendencia: Positiva Fortalezas: Sector eléctrico. La demanda eléctrica ha crecido un 6,1% promedio anual en los últimos cinco años, nivel inferior al consumo de países desarrollados, como ocurre en Estados Unidos. De hecho, dentro de los próximos años la CNE estima una demanda promedio de 7% anual, valor que entrega un potencial importante de crecimiento. Sólida posición competitiva. La empresa ha logrado consolidar una posición de liderazgo en el mercado eléctrico nacional, gozando de una sólida imagen corporativa. Además, las inversiones que se mantienen en Argentina, Colombia y Perú, también son relevantes para esos mercados, lo cual también le permite diversificar sus ingresos y disminuir así los efectos negativos de alguno de estos mercados en particular. Capacidad de producción. La capacidad de generación de Endesa depende de una gran número de centrales a lo largo del país, tanto hidroeléctricas como térmicas, lo cual le permite contar con un mayor grado de seguridad de abastecimiento de energía eléctrica, pues puede garantizar el normal funcionamiento de sus operaciones. Sin embargo, no está exenta de problemas por años secos, dado que un 75,9% en Chile corresponde a energía hidroeléctrica. Grupo controlador. Endesa, a través del grupo controlador Enersis, posee un adecuado acceso al mercado de capitales internacional, y cuenta con el sólido respaldo financiero y operativo de Endesa España (controlador de Enersis), principal eléctrica europea, lo cual también le brinda un importante know how en el sector eléctrico. Capacidad instalada de Ralco. A partir de septiembre de 2004 comenzó a operar la central hidroeléctrica Ralco, con una capacidad de generación mayor a la inicialmente esperada: 690 MW. Esta central no cuenta con contratos en el corto plazo, por lo que la compañía se ha visto beneficiada ante racionamientos de gas natural desde Argentina, vendiendo su excedente al sistema a un valor spot elevado, producto del incremento de costos de éste por el uso de combustibles alternativos. Hendaya 60 11º piso Fono: Fax: Página 4 de 10

5 Participación en el SIC (*) (7.126,2 MW instalados) Beneficio tributario. Por ser Endesa una acción de alta presencia bursátil, queda exenta del pago de impuestos a la ganancia de capital. Riesgos: Gas natural. La totalidad del gas natural que consumen las centrales térmicas en el SIC y el SING proviene de Argentina, generándose un alto riesgo de abastecimiento al depender de una sola fuente. La crisis energética de este país ha llevado a un racionamiento de este combustible, lo cual obligó a una (*) Gener: Incluye Guacolda y Eléctrica de Santiago. Endesa: Incluye Pehuenche, Pangue y San Isidro. Colbún: No incluye activos de Grupo Matte. Proyección Demanda Eléctrica SIC (Comisión Nacional de Energía) conversión de centrales nacionales de gas natural a petróleo, situación que incrementó fuertemente los costos de generadoras locales. Endesa es la empresa menos expuesta a recortes de gas natural desde Argentina, por poseer un menor porcentaje de capacidad térmica que opera en base a este combustible, esto es, las centrales San Isidro (370 MW) y Tal Tal (244,9 MW), ambas con posibilidad de conversión a petróleo y que representan un 14% de Endesa en Chile. Inversión en Sudamérica. La empresa se ve altamente influenciada por la estabilidad o inestabilidad económica de los países donde tiene presencia, ya que un 54% de sus ingresos provienen del exterior (23% de Colombia, 10% de Perú, 16% de Argentina y 5% de Brasil). Luego, cualquier desajuste en la estructura económica de estos países afectaría los flujos de la compañía, poniendo mayor énfasis en la economía argentina. Escenarios fuertemente competitivos. La generación eléctrica es, Evolución Demanda Eléctrica SIC (CDEC-SIC) a diferencia de otros segmentos del sector eléctrico, un sector donde predominan los escenarios competitivos. De esta forma, pueden enfrentarse resultados operacionales negativos ante malas decisiones de política comercial o precios deprimidos producto de sobreinversiones a nivel de la industria. Nivel de endeudamiento. La empresa, aunque en niveles controlables, presenta un endeudamiento relativamente elevado (1,48 veces). Sin embargo, gracias a la aplicación del Plan de Fortalecimiento Financiero y las diversas reestructuraciones, la compañía ha disminuido sus pasivos en un 29%, es decir, en cerca de US$1.840 millones a partir del año Hendaya 60 11º piso Fono: Fax: Página 5 de 10

6 Evolución Utilidad en MM$ Evolución Ventas en MM$ Riesgo hidrológico. Endesa cuenta con un mix de generación mayormente hídrico, por lo que está más expuesta a condiciones hidrológicas desfavorables, situación que empeora con un desabastecimiento de gas natural argentino, al depender de un sistema de generación mucho más caro. No obstante, como contraparte la compañía podría aprovechar su agua almacenada para vender al mercado spot en la época de altos precios. Efectos del tipo de cambio. Los ingresos de Endesa están expuestos a las variaciones en el valor del dólar, al igual que sus deudas, de las cuales un alto porcentaje corresponde a créditos denominados en dólares, situación que implica un riesgo pero también significa una cobertura natural al tipo de cambio. 5. ÚLTIMOS RESULTADOS (Cifras en MM$) sep-05 sep-04 Var. (%) Ingresos de explotación ,7% Costos de explotación ,1% Margen de explotación ,5% Gastos de Adm. y Ventas ,7% Res. Operacional ,7% Res. No Operacional ,9% Utilidad ejercicio ,0% Balance Consolidado en MM$ (sep-2005) ACTIVOS sep-05 sep-04 Activos Circulantes Activos Fijos Otros Activos Total Activos PASIVOS sep-05 sep-04 Pasivos Circulantes Pasivos L.P Interés minoritario Patrimonio Total Pasivos Endesa logró una utilidad de $ millones a septiembre de este año, lo que implicó un avance de 29,0% en relación a igual periodo de En términos operacionales, obtuvo una ganancia por $ millones, creciendo un 1,7% en doce meses. Estos resultados incorporan un alza importante en Chile y Brasil, ambos favorecidos por precio y demanda, lo cual fue en parte compensado por los menores resultados en Argentina, derivados del impacto del negocio de exportación a Brasil, y por un menor desempeño en Colombia y Perú. En el caso de nuestro país, su principal mercado, se observó una mejora en la hidrología a partir de junio, permitiendo aumentar los niveles de los embalses, disminuir la generación térmica y minimizar las compras spot. Además, en momentos más críticos, la empresa aprovechó vender spot a precios considerablemente altos. Finalmente, estos valores incluyen los aumentos en los precios de nudo de 2,4% en abril, 30% en junio y 4,9% ven octubre para el caso del SIC, y las variaciones de 8,59%, 11% y -1% en el SING, para iguales periodos. Hendaya 60 11º piso Fono: Fax: Página 6 de 10

7 Este resultado también incluye costos asociados a peajes y transporte de energía, ante un aumento en las ventas físicas de 7,1%, y el mayor gasto en combustibles para generación térmica, lo cual afectó levemente el margen operacional, pasando de 34,4% a 33,5%. En tanto, el resultado no operacional disminuyó en 9,9% sus pérdidas, a pesar de provisiones por contingencias y reliquidación de energía y potencia. El mayor efecto viene dado por la caída en 9,4% en los gastos financieros, mayores ganancias netas por la apreciación del tipo de cambio y venta de activos. 6. HECHOS RELEVANTES Ley Corta II. En mayo de este año se publicó la modificación a la Ley de Servicios Generales, lo cual significó un ajuste promedio de 30% en el precio de nudo del SIC y de 11% en el SING, por la conformación de una banda de precios escalonada como principal modificación. Refinanciamiento bancario. En noviembre de 2004, Endesa refinanció deuda por un total de US$250 millones, con un spread de 37,5 puntos base sobre la tasa Libor. Esta operación le permitió extender el plazo de vencimiento en tres años, hasta el 2010 y genera un ahorro financiero de US$2 millones anuales. Entrada en operaciones de Ralco. A partir de septiembre de 2004, entró en operaciones normales la central hidroeléctrica Ralco, con una potencia superior a los 570 MW proyectados inicialmente. El proyecto implicó una inversión total de US$580 millones y significará un aporte adicional cercano a GWh, un 9% del total del SIC. Aumento en horas de punta. En septiembre de 2004 se emitió el fallo del Panel de Expertos del Sistema Eléctrico, donde se elevó el número de horas de punta desde cinco a ocho. Alza de tarifas eléctricas en Argentina. En febrero del año 2004, el gobierno argentino anunció un ajuste tarifario de 15% para usuarios y clientes comerciales. Tres meses después, la autoridad traspasó el nuevo precio del gas natural a los costos variables de generación, que elevó el precio spot de las generadoras. Lo anterior se suma al ajuste en el precio estacional efectivo a partir de septiembre de ese año. Racionamiento de gas natural. A partir de abril de 2004 se están haciendo efectivos cortes de suministro de gas natural proveniente de Argentina. En momentos peak, el recorte ha llegado a los 11,1 millones de m 3 /día, lo que representa un 47% de los requerimientos a nivel nacional. Regulación argentina. En junio de 2004, el gobierno argentino reemplazó la Resolución 27, que limita el consumo actual al realizado en el año 2003, por una nueva Resolución que señala que los nuevos recortes serán sólo los necesarios para abastecer el consumo interno argentino. Impuesto a exportaciones de gas natural. El gobierno argentino estipuló en mayo de 2004 la aplicación de un impuesto de 20% a sus exportaciones de gas natural licuado, gas natural en estado gaseoso y otros hidrocarburos. Nivel de embalses y producción hidráulica. En los últimos meses, se observa una notoria recuperación en los niveles de los embalses en la zona centro-sur del país, permitiendo una generación en base a hidroelectricidad de casi 80% en promedio. Lo anterior, junto con recortes de gas en niveles mínimos, han permitido mantener bajos costos en el sistema. Regulación. En marzo del año 2004, se promulgó la Ley Corta Eléctrica, la que fue catalogada como necesaria para reactivar las inversiones en el sector. A través de esta ley se regulan aspectos esenciales como peajes de transmisión, banda de precios de mercado y frecuencias y reservas en giro. Anuncio de inversiones. La empresa se encuentra trabajando en la viabilidad de un complejo hidroeléctrico en la Región de Aysén, que agrupa cuatro centrales de ese tipo (Baker 1 y 2, Pascua 1 y 2) que sumarían MW de capacidad instalada, con una inversión de US$2.430 millones. La entrada en operaciones sería por etapa, iniciándose en el año 2012, para terminar en el Hendaya 60 11º piso Fono: Fax: Página 7 de 10

8 Evolución R. Operacional en MM$ 7. PROYECCIONES Supuestos: Los supuestos más relevantes empleados en Endesa son: - En términos de generación real, se consideran las estimaciones publicadas por el CDEC-SIC para los próximos períodos, donde el año 2006 es considerado como seco, por mayor generación térmica y recortes de gas natural, para posteriormente aplicar una hidrología media ( ). Evolución R. No Operacional en MM$ - En Chile, el precio de nudo se mantiene en los niveles actuales por el periodo , cayendo un 12% y 7% en el SIC y el SING, respectivamente, producto de la entrada del Gas Natural Licuado (GNL) como combustible, aminorando los costos del sistema. Adicionalmente, se empleó como estimación de demanda la considerada por la CNE en la última fijación de precios: promedio de 6,7% anual para clientes regulados y 7,3% anual para clientes libres. - Producto del cambio en el escenario de costos, se consideró un aumento de 57% en el costo unitario de generación térmica para el 2005, manteniendo una correlación con el precio del petróleo proyectado en adelante. En el caso del costo de compra unitario, se considera un descenso de 8% en el 2005, evolucionando de acuerdo a una correlación con los precios spot del sistema. Nivel de Endeudamiento (veces) - Para el resto de los países, se consideró un aumento promedio de las ventas físicas de 4,0% anual hasta el año 2015, destacando mayores alzas en Argentina y Perú, producto de una recuperación en la demanda y un mayor desarrollo de la industria, respectivamente. En Brasil y Perú, la demanda se encuentra más estancada, por lo que se estiman condiciones similares en adelante. - Plan de inversiones incluye Palmucho (hídrica de 32 MW) para el 2007 con US$32 millones de inversión, San Isidro II (térmica de 370 MW) para el 2008 con US$200 millones y Neltume (hídrica de 400 MW) para el 2012 con US$400 millones. - Se asume un IPC de 3% anual. Para el año 2005, se considera un tipo de cambio de cierre de $530 por dólar; posteriormente, se le aplicó una variación de 3% anual. - Se utilizó un beta ponderado de 1,10 veces. La tasa de crecimiento de largo plazo ( ) es de 3,0% anual. Hendaya 60 11º piso Fono: Fax: Página 8 de 10

9 Valoración: La siguiente tabla refleja las proyecciones que se han estimado para la empresa (cifras en millones de pesos): ITEMS E 2006E 2007E 2008E 2009E 2010E 2011E 2012E Ingresos de Explotación Costos de Explotación Margen de Explotación Gastos de Administración y Ventas RESULTADO OPERACIONAL Margen Costos/Ingresos 60,9% 58,7% 57,7% 57,1% 59,9% 58,4% 56,6% 55,1% 52,2% Margen Operacional 35,7% 38,1% 39,3% 40,1% 37,2% 38,9% 40,7% 42,3% 45,1% Otros Ingresos Fuera de Explotación Perdida Inv. Empresas Relacionadas Gastos Financieros Otros Egresos Fuera Explotación RESULTADO NO OPERACIONAL Impuesto a la Renta UTILIDAD (PERDIDA) DEL EJERC UPA 10,2 14,7 19,0 23,1 21,2 26,5 32,5 37,0 45,2 Margen Neto 8,1% 10,7% 12,1% 13,7% 12,1% 14,2% 16,4% 17,6% 19,7% Ebitda MM$ Margen Ebitda 52,2% 53,4% 52,5% 52,4% 50,0% 50,4% 51,2% 52,2% 54,7% Cifras en MM$ Resultado Operacional Depreciación Ebitda Inversión en Capital Variación del Capital de Trabajo Impuesto Flujo de Caja Operacional Sensibilización del precio de la acción ante distintas tasas de descuento: TASA PATRIMONIO (Utilidades) 14,4% 15,0% 15,6% 16,2% 16,8% TASA ACTIVOS (Flujo Caja) 9,2% 9,5% 9,7% 10,0% 10,2% Valor Presente Activos (MM$) Activos Prescindibles (MM$) Deuda (MM$) Interés Minoritario (MM$) Patrimonio (MM$) Nº de acciones (millones) 8.201, , , , ,8 Valor por acción ($) ANÁLISIS COMPARATIVO Además de una valoración por flujos, se consideró una muestra comparativa de Endesa compuesta de las principales empresas en el mundo con un Market Cap superior a US$8.000 millones. Destacan en la selección compañías como Iberdrola, PPL Corporation, Scottish Power UK, Electrabel, entre otras relevantes. Los ratios promedio obtenidos, ponderados por patrimonio bursátil, entregan valores bastante dispersos al comparar con los actuales de Endesa. Aplicando ítems estimados por acción para la propia compañía para el año 2006 a través del Flujo de Caja, obtenemos un rango de precios entre $430 y $1.651 por acción, aunque destacan los $633 por título en caso de considerar el ratio P/Ebitda, la valoración por ratio más similar a un modelo de flujo de caja. Veces B/L P/U P/Ventas P/Ebitda Prom. Muestra 4,8 23,8 2,7 7,7 Endesa 1,6 42,7 4,0 8,0 Valor Libro UPA Ventas Ebitda $ por acción (2006E) 343,4 19,0 157,2 82,5 Precio estimado $ 1.651,3 451,2 429,8 632,7 Hendaya 60 11º piso Fono: Fax: Página 9 de 10

10 9. CONCLUSIONES Se determinó un precio objetivo para Endesa de $633 por acción, lo que ratifica nuestra recomendación de COMPRA, con una rentabilidad esperada cercana al 20%. Creemos que Endesa es la generadora que se encuentra con las condiciones más favorables a la hora de hacer un balance en el sector, puesto que a pesar de verse afectada por las ya mencionadas restricciones de gas natural, posee una política comercial y un mix de generación que contrarrestan esta adversidad (75,9% de capacidad hídrica en Chile). En este sentido, dado que la central Ralco no cuenta con contratos a largo plazo, ha resultado un pilar fundamental para la compañía, más aún considerando escasez de gas natural y alta hidrología. Las conversiones de sus centrales térmicas San Isidro y Tal Tal afectarían marginalmente los resultados anuales de este año, puesto que los mayores flujos se generarían durante la segunda mitad del año, favorecido por el escenario de lluvias registrado desde junio. En el ámbito externo esperamos mejores condiciones en precios y demanda, aspecto que se ha observado con fuerza en Chile y Brasil durante el año En este sentido, queremos destacar el caso de nuestro país, ya que los importantes cambios regulatorios han generado un masivo plan de inversiones por parte de diversas empresas del sector, incluso de inversionistas externos, ante una positiva tendencia de precios y nuevas posibilidades de generación con combustibles alternativos. No obstante, existen factores latentes que provocan cierto ruido para la acción, como son posibles nuevos cambios en la legislación argentina frente a suministro de energía eléctrica y de gas natural, considerando que la última modificación da prioridad al consumo doméstico en ambos casos. Además, en este país aún persiste la posibilidad de black out en el sistema ante falta de inversiones, lo que eventualmente podría significar multas para las empresas vinculadas. Aún así, creemos que Endesa posee una diversificación en sus flujos que contrarresta un escenario negativo en alguno de sus mercados. Además, resulta muy favorable la evolución en la demanda de energía eléctrica que han mostrado países diferentes a Chile, lo que se suma a procesos de ajuste en la regulación, siguiendo con rezago nuestros propios cambios en la normativa de la industria. Hendaya 60 11º piso Fono: Fax: Página 10 de 10