RESUMEN DE CLASIFICACIÓN

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2 Clasificación Instrumento Clasificación Tendencia Línea de Bonos N 772 (Serie A, B y C) AA Estable RESUMEN DE CLASIFICACIÓN Estados Financieros: 30 de junio de 2015 ICR Clasificadora de Riesgo modifica desde Categoría - hasta Categoría AA, y t s P s t sta Est b s ó s s y í b s N 772 Enlasa Generación Chile S.A. (en adelante la compañía, la empresa o la sociedad). El cambio de clasificación se sustenta en ciertos factores que en octubre de 2014 gatillaron un cambio de tendencia a P s t, y que ya se han materializado en la situación financiera de la compañía. Lo anterior incluye el fortalecimiento de la compañía a través de una mayor capacidad instalada, aumentando su base de venta de potencia y potencialmente vender más energía en caso de despacho, fortaleciendo finalmente la capacidad de servicio de la deuda. Además, la clasificación considera los menores gastos financieros y una reducción sostenida en la deuda financiera, que presenta además un perfil de amortizaciones que puede ser servido sólo con los flujos de caja provenientes de ventas de potencia. La clasificación contempla también la diversificación geográfica, la tecnología, la estrategia de negocios y las bajas necesidades de inversión, combinados con una amplia experiencia en el sector por parte del equipo ejecutivo. Al respecto: - Diversificación geográfica: La compañía opera a través de 4 centrales de generación térmicas de respaldo que usan petróleo diésel, ubicadas en distintos puntos a lo largo del Sistema Interconectado Central, lo que permite diversificar riesgos operacionales, de precios y de transmisión. - Tecnología reduce riesgo operacional: Las centrales generadoras de la Compañía cuentan con un total de 146 motores de generación independientes y 2 turbinas, lo que permite dar continuidad a la generación de electricidad en situaciones de fallas, aislando los motores en reparación sin afectar el funcionamiento del resto de los equipos. - Adecuada estrategia de negocios: Enlasa enfoca su negocio en las ventas de potencia, y no utiliza la modalidad de contratos de suministro, lo que elimina la exposición a riesgo de precios del combustible y a compras de energía en el mercado spot. La potencia constituye una fuente de ingresos estable en el tiempo. - Bajas necesidades de inversión: La Empresa genera energía sólo cuando es competitiva en costos, y al ser una central de alto costo de generación en comparación con otras tecnologías, su factor de planta es bajo, lo que reduce los requerimientos de Capex. - Posición Financiera: El adecuado manejo de costos ha permitido a Enlasa mantener un factor de planta superior al de otras empresas de generación diésel en el SIC, lo que se ha traducido en mayores inyecciones de energía al sistema y por lo tanto, mayores flujos de caja. Adicionalmente, los gastos de administración y desarrollo que no estén relacionados con el negocio de energía y potencia de las plantas actuales, son asumidos por la matriz Energía Latina S.A. Lo anterior, le permite a Enlasa mantener una estructura de costos estable en el tiempo. Por otro lado, la emisión del bono Serie B, efectuada en enero de 2014, permitió optimizar el perfil de amortizaciones de la deuda financiera y reducir los gastos por intereses, lo que favorecerá el desempeño futuro de los indicadores de servicio de la deuda. Para cubrir el riesgo de descalce, se firmó junto con la emisión de deuda, un Cross Currency Swap, transformando la deuda a dólares y fijando la tasa anual en 4,12%. 2

3 DEFINICIÓN DE CATEGORÍAS CATEGORÍA AA 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 verían afectada en forma significativa ante posibles cambios en el emisor, en la industria a que pertenece o en la economía. METODOLOGÍA DE CLASIFICACIÓN SOLVENCIA / LÍNEA DE BONOS Metodología utilizada: Metodología General de Clasificación de Empresas. HISTORIAL DE CLASIFICACIÓN Bonos Nov-13 Oct-14 Sep-15 Clasificación AA- AA- AA Acción de Clasificación Primera Clasificación Confirmación Cambio Instrumento Línea N 772 (series A, B, C) Línea N 772 (series A, B, C) Línea N 772 (series A, B, C) Tendencia Estable Positiva Estable Acción de Tendencia Primera Clasificación Cambio Cambio 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 auditoría 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. 3

4 CLASIFICACIÓN DE RIESGO DEL NEGOCIO 1. ANTECEDENTES DE LA COMPAÑÍA Enlasa Generación Chile S.A. es una empresa de generación de electricidad, que vende potencia y energía al Sistema Interconectado Central (SIC) en el mercado spot, a través de sus cuatro centrales ubicadas a lo largo de Chile. Posee un total de 320,2 MW instalados en el SIC y una potencia firme de 278,9 MW a través de sus 146 motores generadores y sus dos turbinas. Central Ubicación Potencia instalada San Lorenzo Atacama 68,5 MW El Peñón Coquimbo 96,9 MW Teno Maule 64,8 MW Trapén Los Lagos 90,0 MW Tabla 1: Directorio de la compañía (Fuente: SVS) La compañía es filial de Energía Latina S.A. con un 99,9% de participación. A su vez, Energía Latina es controlada mediante un pacto de accionistas por el 50,1% de las acciones conformado por el Grupo Fernando del Sol, Horacio Pavez y Penta Vida Cía. de Seguros S.A., todos ellos con un 16,7% de participación. El negocio de la empresa se orienta a la venta de potencia a otras generadoras del SIC, por lo que no opera bajo la modalidad de contratos de suministro, e inyecta energía sólo al mercado spot cuando los costos marginales en los puntos de conexión superan el costo variable de generación de sus respectivas centrales. Dicha estrategia permite que la compañía no incurra en riesgo de actividades spot. Con las ventas de potencia se financian todos los gastos fijos y financieros de la Sociedad, así como las amortizaciones de la deuda, y se generan excedentes para los accionistas. Las ventas de energía cubren sus costos variables respectivos y generan excedentes adicionales. Nombre FERNANDO DEL SOL GUZMÁN HORACIO PAVEZ GARCÍA FERNANDO FRANKE GARCÍA JUAN LEÓN BAVAROVIC MARCO COMPARINI FONTECILLA FERNANDO TISNE MARITANO PEDRO RUIZ-CLAVIJO GARCÍA Cargo Presidente Director Director Director Director Director Director Tabla 2: Directorio de la compañía al (Fuente: SVS) Nombre JORGE BRAHM BARRIL JUAN APABLAZA SALINAS CRISTIAN FLANAGAN BORQUEZ SEGUNDO DIAZ RAMÍREZ Cargo Gerente General Gerente de Operaciones Gerente de Finanzas y Desarrollo Contador General Tabla 3: Principales ejecutivos de la compañía (Fuente: SVS) 2. INDUSTRIA ELÉCTRICA CHILENA 2.1. Antecedentes de la Industria El sector eléctrico en Chile contempla actividades de generación, transporte y distribución de energía eléctrica, las que son desarrolladas por el sector privado, cumpliendo el Estado y otros organismos estatales (Ver Organismos Reguladores) una función reguladora, fiscalizadora y subsidiaria. Las empresas tienen capacidad de decisión respecto de sus inversiones, la comercialización de sus servicios y la operación de sus instalaciones, siendo por tanto, responsables de la calidad del servicio otorgado en cada segmento, según lo estipule el marco regulatorio del sector. En Chile existen 2 grandes sistemas e é t s p t s: S st m I t t N t G ( SING ), qu ub z t y t st ; y S st m I t t C t ( SIC ), qu s xt s T -Tal a 4

5 Octubree.2015 Chiloé; ambos con capacidades instaladas de generación superiores a los 200 MW. Actualmente, existe un proyecto de interconexión de ambos sistemas, a cargo de la sociedad Transmisora Eléctrica del Norte. Por otro lado, existen varios sistemas medianos operados por empresas integradas verticalmente, entre ellas Edelaysen, cuya capacidad instalada de generación es inferior a los 200 MW, pero superior a los KW, y que atienden principalmente el consumo de la Región XI. Generación Eléctrica La generación eléctrica es una actividad caracterizada por la libre participación y no obligatoriedad de obtener concesiones, salvo para la construcción y operación de centrales hidroeléctricas. En los Sistemas Interconectados como el SIC o el SING existen tres mercados principales que se diferencian, tanto en el tipo de clientes como en el tipo de tarifa aplicable a cada uno: el Mercado de los grandes clientes, el Mercado mayorista y Mercado de las empresas distribuidoras. El precio al que se realizan estas últimas transacciones se obtiene de licitaciones abiertas, transparentes y no discriminatorias, agregando el peaje por el uso de los sistemas de subtransmisión. Independiente del mercado final al que abastezca un generador, las transferencias que se hacen entre generadores participantes del sistema, se realizan al valor de costo marginal horario de éste. El organismo encargado de realizar estos cálculos es la dirección de Peajes del CDEC- SIC respectivo. Transmisión y Subtransmisión Los sistemas de transmisión se clasifican en tres grupos: Transmisión Troncal, Subtransmisión y Transmisión Adicional, siendo los dos primeros de acceso abierto y con tarifas reguladas. En el caso de la transmisión adicional, existen instalaciones con acceso abierto e instalaciones que no tienen esta característica, y los cargos por transporte se rigen por contratos privados entre las partes. La información para definir los peajes es pública en todos los casos. El sistema de cobro de las empresas transmisoras constituye un peaje cargado a las empresas de generación y a los usuarios finales. Este peaje permite a las compañías propietarias de las instalaciones de transmisión recuperar y remunerar sus inversiones en activos de transmisión y recaudar los costos asociados a la operación de dichos activos. Distribución De acuerdo a la legislación, se considera distribución a toda la oferta de electricidad con un voltaje máximo de 23 kv, mientras que la oferta a voltajes mayores se entiende como transmisión. Las compañías dedicadas a la distribución eléctrica operan bajo el sistema de concesiones, que definen los territorios en los cuales cada compañía se obliga a servir a los clientes regulados bajo un régimen de tarifa máxima, conjugado con un modelo de empresa eficiente, fijada por la autoridad regulatoria. El VAD, constituido por los cargos de potencia (kw) y energía (kwh), cargos fijos y nivel de pérdidas eficientes, se fijan cada 4 años, al igual que sus respectivas fórmulas de indexación Adicionalmente, las empresas distribuidoras reciben ingresos por los servicios asociados al suministro de electricidad o qu s p st mé t s s púb ( SS ), t s qu s uy arriendo de medidores, corte y reposición de servicio, apoyo a empresas de telecomunicaciones y cargo por cancelación fuera de plazo como algunos de los más relevantes. Las tarifas por este tipo de servicios son fijadas cada 4 años, se determinan con ocasión de cada nuevo proceso tarifario de VAD. 5

6 2.2. Marco Regulatorio La industria eléctrica nacional se encuentra regulada desde 1982, principalmente por el Decreto con Fuerza de Ley N 1/82, que contiene la Ley General Sobre Servicios Eléctricos (LGSE), y la reglamentación orgánica de dicha ley, contenida en el Decreto Supremo N 327/97. Las últimas modificaciones a la Ley, y que tuvieron un positivo impacto en s t, u L y C t I y L y C t II Los aspectos principales de la legislación establecen que el costo de la energía para el consumidor final es una combinación del precio de generación y transporte, más un cargo único por el uso del sistema de transmisión, más los peajes de subtransmisión y el VAD. - Ley Corta I La Ley Corta I se introdujo para generar los incentivos para que se realicen las inversiones necesarias en los sistemas de generación y transmisión. - Ley Corta II La Ley Corta II se originó para hacer frente a la crisis del gas natural argentino, sumada a la falta de inversiones en el sector de generación y la inexistencia de las empresas generadoras en participar en las licitaciones de suministro de las empresas distribuidoras. - Organismos Reguladores La industria eléctrica nacional está regulada fundamentalmente por organismos estatales, dentro de los que destacan la CNE, el Ministerio de Energía y la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, cuyas funciones corresponden a labores de tipo fiscalizadora, reguladora y coordinadora. Además se encuentra el Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC), el cual tiene las funciones de preservar la seguridad del servicio, garantizar la operación a mínimo costo del conjunto de las instalaciones que conforman el sistema y garantizar el acceso a las instalaciones de transmisión para abastecer los suministros de los clientes finales (distribuidoras o clientes libres). 3. RIESGOS ATINGENTES A LA INDUSTRIA Y/O NEGOCIO Riesgo de contraparte: La Compañía vende en el mercado Spot a otras generadoras a prorrata de sus demandas por potencia instalada o energía, lo que le impide seleccionar clientes de acuerdo a estándares de riesgo de crédito. Competencia: La industria de generación de electricidad es un mercado competitivo. En la actualidad, las restricciones de transmisión y los elevados costos marginales han permitido a Enlasa operar en un ambiente favorable para su estrategia de negocios, el que no se espera que se modifique sustancialmente en el mediano plazo. Sin embargo, en el largo plazo podrían ingresar nuevos actores al Sistema, creando una mayor competencia en costos y eventualmente reduciendo los ingresos de potencia y costos marginales de energía. No obstante, el modelo de negocios de Enlasa permite mitigar en forma significativa estos riesgos, por lo que se estima baja la probabilidad de que éstos afecten los flujos de caja de la Compañía. 4. FACTORES PRIMARIOS/ADICIONALES EN LA CLASIFICACIÓN DE RIESGO DEL NEGOCIO Diversificación geográfica La compañía opera a través de 4 centrales de generación térmicas que usan petróleo diésel, ubicadas en distintos puntos a lo largo del Sistema Interconectado Central, lo que permite diversificar riesgos operacionales, de precios y de transmisión. Tecnología reduce riesgo operacional Las centrales generadoras de la Compañía cuentan con un total de 146 motores de generación independientes y 2 turbinas, lo que permite dar continuidad a la generación de electricidad en situaciones de fallas, aislando los motores en reparación sin afectar el funcionamiento del resto de los equipos. 6

7 Adecuada estrategia de negocios Enlasa enfoca su negocio en las ventas de potencia, y no utiliza la modalidad de contratos de suministro, lo que elimina la exposición a riesgo de precios del combustible y a compras de energía en el mercado spot. La potencia constituye una fuente de ingresos estable en el tiempo. Bajas necesidades de inversión La Empresa genera energía sólo cuando es competitiva en costos, y al ser una central de alto costo de generación en comparación con otras tecnologías, su factor de planta es bajo, lo que reduce los requerimientos de Capex. Eficiencia en costos El adecuado manejo de costos ha permitido a Enlasa mantener un factor de planta superior al de otras empresas de generación diesel en el SIC, lo que se ha traducido en mayores inyecciones de energía al sistema y por lo tanto, mayores flujos de caja. 7

8 (MMUS$) ENLASA GENERACIÓN CLASIFICACIÓN DE RIESGO FINANCIERO 1. SITUACIÓN FINANCIERA DE LA COMPAÑÍA Enlasa Generación Chile S.A. obtiene ingresos provenientes de la venta de potencia a otras empresas del Sistema Interconectado Central, los que presentan un alto grado de estabilidad en el tiempo, pues incorporan precios que son regulados por la autoridad y los ingresos se ajustan en función de la demanda máxima y potencia firme de todo el sistema. Las ventas de potencia constituyen los ingresos base para la Compañía, por lo cual generan flujos operacionales de bajo riesgo en el mediano plazo. Los mayores ingresos a junio de 2015 se originan debido a mayores ventas de energía (214,1 GWh a junio de 2015 y 60,3 GWh a junio de 2014). Esta mayor generación se debe principalmente al menor nivel de generación hídrica ocurrida en el SIC, por la situación de sequía imperante hasta junio de Las ventas por potencia firme mensual alcanzaron a 278,7 MW desde mayo de 2015, anteriormente alcanzaban a 271,1 MW; los menores ingresos por potencia del año 2015 se originan en una disminución en el precio. 120,0 100,0 80,0 60,0 40,0 20,0-102,5 INGRESOS DE EXPLOTACIÓN (MMUS$) 79,6 41,3 23,9 46,4 dic.-12 dic.-13 dic.-14 jun.-14 jun.-15 Gráfico 1: Ingresos consolidados (Fuente: Elaboración propia con EEFF de la compañía) 120,0 100,0 80,0 60,0 40,0 20,0 - INGRESOS POR SEGMENTO (MMUS$) jun.-14 jun.-15 Transmisión 0,4 0,1 0,1 0,0 0,1 Energía 82,1 61,9 25,8 16,0 38,5 Potencia 20,1 17,6 15,4 7,9 7,9 Gráfico 2: Ingresos por línea de negocio (Fuente: Elaboración propia con EEFF de la compañía) El EBITDA 1 presenta una evolución en línea con los ingresos ordinarios, mientras que el margen EBITDA (como porcentaje de los ingresos) tiende a ser menor conforme mayor sea el aporte de las ventas de energía a los ingresos totales, debido a que la generación de energía utiliza combustible diesel, derivando en un menor margen en comparación con las ventas de potencia, que no incurren en costos variables de operación. A junio de 2015, el EBITDA aumentó 46,2% respecto a junio de 2014, mientras que el margen EBITDA disminuyó desde 28,2% hasta 21,2%, debido a la mayor venta de energía. 25,0 20,0 15,0 10,0 5,0-20,5% EBITDA (MMUS$) Y MARGEN EBITDA (%) 23,5% 29,9% 28,2% 21,2% dic.-12 dic.-13 dic.-14 jun.-14 jun ,0% 30,0% 25,0% 20,0% 15,0% 10,0% 5,0% 0,0% 4,5 4,0 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5-5,3% 0,3 0,3% 4,2 CAPEX (MMUS$) 7,6% 3,1 6,3% 1,5 5,1% dic.-12 dic.-13 dic.-14 jun.-14 jun.-15 Capex Capex / Ingresos 2,4 8,0% 7,0% 6,0% 5,0% 4,0% 3,0% 2,0% 1,0% 0,0% Gráfico 3: EBITDA y margen EBITDA de la compañía (Fuente: Elaboración propia con EEFF de la compañía) Gráfico 4: Capex y Capex/Ingresos (Fuente: Elaboración propia con EEFF de la compañía) 8

9 Los gastos de administración y desarrollo que no estén relacionados con el negocio de energía y potencia de las plantas actuales son asumidos por la matriz Energía Latina S.A. Enlasa Generación Chile S.A. asume exclusivamente los costos y gastos operacionales relacionados con sus propias actividades. El modelo de negocios de la Compañía permite que durante gran parte del año, las centrales de generación no se encuentren inyectando energía al sistema, debido a que no existen contratos de suministro y sólo se genera energía cuando las unidades son competitivas en costos. Por ello, el componente de la depreciación vinculado a las unidades producidas (depreciación variable) es relativamente bajo, y por ende, también lo son los requerimientos de reposición de activo fijo. Los mantenimientos mayores (overhauls) se efectúan una vez que las centrales sobrepasan ciertos umbrales de generación de energía, y se realizan en intervalos de varios años. En enero de 2014, la compañía efectuó la emisión del bono Serie B, por UF 1,5 millones, cuyos recursos se utilizaron en su totalidad para refinanciar los pasivos bancarios que mantenía a la fecha. Con ello, la compañía logró reducir los gastos financieros y además ajustar el calendario de amortizaciones de la deuda al modelo de negocios de la empresa, es decir, organizando el servicio de la deuda de manera tal que pueda ser financiada con los flujos provenientes de las ventas de potencia. Para cubrir el riesgo de descalce, se firmó junto con la emisión de deuda, un Cross Currency Swap, transformando la deuda a dólares y fijando la tasa anual en 4,12%. 2. INDICADORES PRIMARIOS/ADICIONALES EN LA CLASIFICACIÓN DE RIESGO FINANCIERO Respecto a los indicadores financieros de la compañía, la razón circulante disminuyó desde 1,43 veces hasta 1,20 veces entre diciembre de 2014 y junio de 2015, debido a un mayor nivel de deuda financiera corriente, correspondientes al crédito del capital de trabajo. Sin embargo, el efecto anterior es compensado por mayores deudores comerciales, provenientes de mayores ventas de energía que hubo en el periodo. Por otro lado, tanto el endeudamiento total y endeudamiento financiero neto de Enlasa aumentó hasta 0,94 veces y 0,78 veces, respectivamente, producto principalmente y como se mencionó anteriormente, al crédito del capital de trabajo. La Compañía ha exhibido estabilidad en el indicador de Deuda Financiera Neta sobre EBITDA a lo largo del tiempo, exhibiendo un deterioro a diciembre de 2014, como consecuencia de una menor generación de energía durante ese año. No obstante, ICR considera que este debilitamiento en el indicador no representa un riesgo relevante, puesto que la deuda se ha estructurado de manera tal que pueda ser servida con un flujo de caja libre generado sólo con ventas de potencia. El indicador de Deuda financiera neta / EBITDA disminuyó desde 4,28 veces hasta 3,64 veces, ya que el EBITDA del periodo aumentó, gracias a las ventas de energía, mejorando el indicador. Finalmente, la cobertura de los gastos financieros netos a diciembre de 2014 presentaba un bajo nivel de 1,90 veces debido a los gastos extraordinarios por el refinanciamiento de la deuda de la compañía en enero de Si se compara diciembre de 2013 y junio de 2015, se observa una mejor cobertura, derivada de menores tasas de interés asociadas al bono emitido en enero de Indicador Dic-12 Dic-13 Dic-14 Jun-15 Razón circulante 2 1,24 1,13 1,43 1,20 Endeudamiento total 3 1,20 0,97 0,89 0,94 Endeudamiento financiero neto 4 0,91 0,78 0,75 0,78 Deuda financiera neta / EBITDA 5 2,95 2,99 4,28 3,64 Cobertura de gastos financieros netos 6 4,89 5,32 1,90 5,57 Tabla 4: Principales indicadores de la compañía (Fuente: Elaboración propia, datos SVS y Enlasa Generación Chile S.A.) 9

10 SOLVENCIA DEL EMISOR La clasificación de riesgo de una empresa (solvencia) corresponde a la evaluación por parte de ICR del riesgo de crédito (Probabilidad de Default) al cual ésta se ve expuesta. Se compone como una función de: 1. El rating del negocio de la compañía, determinado por la evaluación de ciertos factores, establecido en la Metodología General de Clasificación de Empresas ( y detallado en este informe en el apartado Factores Primarios/Adicionales de Clasificación de Riesgo del Negocio. 2. La evaluación del riesgo financiero, determinado al analizar ciertos indicadores financieros, establecido en la Metodología General de Clasificación de Empresas ( y detallado en este informe en el apartado Evaluación del Riesgo Financiero. Los dos componentes del negocio y financiero, son combinados para determinar la solvencia del emisor. En la mayoría de los casos, el riesgo del negocio tendrá una mayor ponderación que el riesgo financiero en la determinación de la clasificación de solvencia. Para el caso de Enlasa Generación Chile, la evaluación del riesgo del negocio, esto es la diversificación geográfica, la tecnología, la estrategia de negocios, las bajas necesidades de inversión y la estructura de costos, indica que la clasificación de riesgo se inclina hacia categoría AA. Por otra parte, la evaluación del riesgo financiero, es decir, la evaluación de los niveles de deuda, apoyan esta clasificación al tratarse de niveles, por el momento, adecuados, pero que podría ser un factor inductor de un cambio en la clasificación. 10

11 CARACTERÍSTICAS DE LOS INSTRUMENTOS Bonos La compañía mantiene una línea de bonos vigente (N 772), inscrita el 13 de diciembre de 2013, con un monto máximo de UF a 10 años. El detalle de las series de bonos inscritas al amparo de esta línea, es el siguiente: Series de bonos vigentes Serie A B C Nemotécnico BENGE-A BENGE-B BENGE-C Plazo 10 años 10 años 10 años Fecha de inscripción Fecha de colocación Tasa de Emisión 6,2% 3,5% 5,75% Fecha de vencimiento Moneda $ UF US$ Monto inscrito Monto colocado Estado No Colocado Colocado No Colocado Tabla 5: Series de bonos vigentes (Fuente: Elaboración propia con datos SVS y Enlasa Generación Chile S.A.) Paralelamente, se firmó un derivado Cross Currency Swap, que permitió convertir la emisión a dólares, fijando la tasa en 4,12% anual, y calzando de esta manera la moneda de denominación de la deuda con la moneda funcional de la compañía. El covenant financiero, asociado al bono colocado, se cumple con holgura según el siguiente detalle: Valor obtenido Valor obtenido Covenant Exigencia (junio de 2015) (diciembre de 2014) Endeudamiento financiero neto 7 <= 1,5 veces 0,67 veces 0,74 veces La emisión además contempla los siguientes resguardos: Tabla 6: Detalle Covenant (Fuente: Confección propia con información de Enlasa Generación Chile) Negative Pledge: La sociedad no podrá otorgar garantías reales para caucionar obligaciones, cuando estas obligaciones excedan el 10% del total de activos del emisor. Nivel de Potencia: La compañía debe mantener activos que le permitan tener una capacidad instalada de al menos 220 MW. Endeudamiento Adicional: La Compañía no podrá acceder a endeudamiento adicional cuando la relación entre Obligaciones Financieras Netas y Ebitda supere las 5,0 veces. 11

12 ANEXO Indicador (MMUS$) dic-12 dic-13 dic-14 jun-14 jun-15 Activos Corrientes 25,9 19,4 13,4 14,0 20,2 Activos No Corrientes 123,2 122,8 120,1 123,1 120,2 Activos Totales 149,1 142,2 133,5 137,1 140,3 Efectivo y Equivalentes 0,0 0,6 2,6 1,5 2,9 Activos Financieros Corrientes 7,8 6,1 2,2 1,9 - Inventarios 3,4 3,2 2,1 2,4 2,4 Pasivos Corrientes 21,0 17,1 9,4 10,2 16,8 Pasivos No Corrientes 60,4 52,9 53,6 56,2 51,3 Pasivos Totales 81,5 70,0 62,9 66,4 68,1 Deuda Financiera Corriente 9,2 11,1 6,3 6,7 11,5 Deuda Financiera No Corriente 60,4 51,7 51,2 54,8 47,6 Deuda Financiera Total 69,6 62,7 57,5 61,5 59,1 Deuda Financiera Neta 61,8 56,0 52,8 58,1 56,2 Patrimonio 67,7 72,2 70,6 70,7 72,2 Ingresos de Explotación 102,5 79,6 41,3 23,9 46,4 Costos de Explotación 88,5 66,2 32,7 18,9 39,2 Margen Bruto 14,0 13,5 8,6 5,0 7,3 Margen Bruto (%) 0,1 0,2 0,2 0,2 0,2 Resultado Operacional 12,2 11,2 6,9 3,9 6,6 Margen Operacional (%) 0,1 0,1 0,2 0,2 0,1 Ingresos Financieros 0,1 0,1 0,2 0,1 0,0 Gastos Financieros 4,4 3,6 6,6 5,2 1,4 Gastos Financieros Netos 4,3 3,5 6,5 5,1 1,4 Utilidad del Ejercicio 7,1 6,1-0,4-1,5 4,0 Razón Circulante (Nº de Veces) 1,24 1,13 1,43 1,37 1,20 Razón Ácida (Nº de Veces) 1,07 0,94 1,21 1,13 1,06 Capital de Trabajo 4,94 2,25 4,05 3,81 3,38 Endeudamiento Corto Plazo (Nº de Veces) 0,31 0,24 0,13 0,14 0,23 Endeudamiento Largo Plazo (Nº de Veces) 0,89 0,73 0,76 0,79 0,71 Endeudamiento Total (Nº de Veces) 1,20 0,97 0,89 0,94 0,94 Endeudamiento Financiero (Nº de Veces) 1,03 0,87 0,81 0,87 0,82 Endeudamiento Financiero Neto (Nº de Veces) 0,91 0,78 0,75 0,82 0,78 Deuda Corto Plazo / Deuda Total (Nº de Veces) 0,13 0,18 0,11 0,11 0,1 Deuda Largo Plazo / Deuda Total (Nº de Veces) 0,87 0,82 0,89 0,89 0,81 Ebitda 21,0 18,7 12,3 6,7 9,9 Margen Ebitda 20,5% 23,5% 29,9% 28,2% 21,2% Ebitda 12 meses 21,0 18,7 12,3 13,7 15,5 Cobertura de Gastos Financieros Netos (Nº de Veces) 4,89 5,32 1,90 1,41 5,57 Cobertura de GF Netos y Deuda Financiera CP 1,56 1,29 0,97 0,84 1,08 Deuda Financiera CP / Ebitda (Nº de Veces) 0,44 0,59 0,51 0,49 0,75 Deuda Financiera LP / Ebitda (Nº de Veces) 2,88 2,76 4,15 3,98 3,08 Deuda Financiera Total / Ebitda (Nº de Veces) 3,32 3,35 4,66 4,46 3,82 Deuda Financiera Neta / Ebitda (Nº de Veces) 2,95 2,99 4,28 4,22 3,64 Capex 0,3 4,2 3,1 1,5 2,4 Capex / Ingresos 0,3% 5,3% 7,6% 6,3% 5,1% (Fuente: Elaboración propia, datos EE.FF. Enlasa Generación Chile S.A.) 12

13 NOTAS 1 EBITDA = Ganancia bruta - Gasto de administración + Otros ingresos por función - Otros gastos por función + Otras ganancias (pérdidas) + depreciación. 2 Razón Circulante = Activos Corrientes / Pasivos Corrientes 3 Endeudamiento total = Pasivos totales / Patrimonio total 4 Endeudamiento financiero neto = (Otros pasivos financieros corrientes + otros pasivos financieros no corrientes efectivo y equivalentes) / Patrimonio total 5 Deuda Financiera Neta / EBITDA = (Otros pasivos financieros corrientes + otros pasivos financieros no corrientes efectivo y equivalentes) / EBITDA 12 meses 6 Cobertura de gastos financieros netos = EBITDA 12 meses / (Gastos financieros Ingresos financieros) 7 Obligaciones financieras netas: deuda financiera total (caja total + activos de cobertura + capital de trabajo por ventas de energía acreedores comerciales combustible). (i) Deuda Financiera total: otros pasivos financieros, corrientes + otros pasivos financieros, no corrientes. (ii) Caja total: efectivo y equivalentes al efectivo + depósitos a plazo de duración superior a noventa días. (iii) Activos de cobertura: derivados de cobertura. (iv) Capital de trabajo por ventas de energía: deudores comerciales por ventas de energía netos de provisión de incobrables. (v) Acreedores comerciales combustible: Cuentas comerciales y otras cuentas por pagar, corrientes 13