COMPAÑÍA GENERAL DE ELECTRICIDAD S.A. INFORME DE CLASIFICACION Agosto 2011

Transcripción

1 INFORME DE CLASIFICACION Agosto 2011 Sep Agosto 2011 Solvencia AA- A+ Perspectivas Estables Estables Indicadores Relevantes Mar.11 Margen operacional 10,2% 9,7% 8,6% Margen Ebitda 14,9% 14,3% 13,4% Rentabilidad patrimonial 11,8% 5,6% 5,3% Endeudamiento total 1,58 1,57 1,55 Endeudamiento financiero 1,18 1,19 1,17 Ebitda / Gastos financieros 3,4 4,0 3,4 Ebitda / Gastos financieros netos 4,3 4,6 4,2 Deuda financiera / Ebitda 5,7 6,0 5,73 FFO / Deuda financiera 13% 1% 3% Liquidez corriente 1 1,16 1,15 Evolución endeudamiento e indicadores de solvencia 1,6 1,4 1,2 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0, Leverage Financiero (Eje izq.) Deuda Financiera / Ebitda Ebitda / Gtos. Financieros Mar Fundamentos Las clasificaciones asignadas a CGE se sustentan principalmente en su sólido perfil de riesgo de negocios, donde destacan sus fuertes posiciones en los sectores de distribución y transmisión eléctrica en Chile, operaciones que representan sus áreas más importantes y la base para una capacidad de generación de flujo de caja relativamente estable. La baja en la clasificación de CGE responde al relativo debilitamiento de su perfil financiero, reflejado en un deterioro de los ratios de cobertura de deuda y gastos financieros en relación a la generación de flujos operacionales, considerado que estos se mantendrán en los rangos actuales en el mediano plazo, si bien estos puedan tender a mejorar en un horizonte de mayor plazo. La evolución del perfil financiero de CGE, ha estado influenciada principalmente por el nivel de incorporación de deuda, en conjunto con el uso de caja generada internamente y aportes de capital, para financiar decisiones de crecimiento a través de adquisiciones, conduciendo a una relación de deuda financiera sobre EBITDA, a nivel consolidado, entre las 5,5 veces y 6,0 veces, frente a niveles históricos, en torno a 4,0 veces. La generación de utilidades operacionales proviene principalmente de su participación en actividades de distribución y transmisión eléctrica en Chile, que representan más del 80% de los dividendos que percibe el holding, y en menor medida, sus negocios de distribución de gas licuado y gas natural en Chile, donde posee una favorable posición de liderazgo. Los negocios en Argentina, no han representado contribuciones significativas al holding y no constituyen un factor de riesgo relevante para el perfil de CGE. Durante el 2010, los ingresos consolidados registraron un incremento de un 11%, explicado por una recuperación del negocio de gas natural, que compensó el leve debilitamiento del sector eléctrico en Chile. En el primer trimestre de 2011, los ingresos a nivel consolidado aumentaron un 24% (a/a), reflejando el positivo comportamiento de la demanda por electricidad, impulsado por el mayor nivel de actividad económica. No obstante la mejora observada en los resultados de la compañía y a los aumentos de capital por MMUS$42 y MMUS$110 realizados a fines de 2010 y el primer semestre de 2011, respectivamente, Feller Rate considera que el uso de deuda para cubrir las necesidades de financiamiento futuras, asociadas a un importante plan de crecimiento y una agresiva política de dividendos, impedirían observar el fortalecimiento de su perfil de riesgo financiero, en rangos más acordes con la categoría A+, durante los próximos dos años. En particular, se espera que la deuda financiera sobre EBITDA, a nivel consolidado, se mantenga en un rango de 5,5 veces a 6,0 veces. A nivel individual, los dividendos obtenidos por el holding, durante el 2010, fueron en torno a MMM$57,4, mientras que los intereses por deudas sumaron MMM$17,5, con un ambicioso plan de crecimiento y dividendos pagados por la empresa de MMM$58,5. Feller Rate espera que a nivel individual CGE mantenga una estable capacidad para cubrir gastos financieros. Perspectivas: Estables Las perspectivas estables asignadas a la clasificación reflejan la expectativa de Feller Rate que CGE mantendrá su adecuada flexibilidad financiera y que una creciente generación de flujos operacionales, sustentada por una positiva evolución de la demanda eléctrica y del negocio del gas natural en Chile, permitirán compensar las presiones derivadas del desafiante plan de inversión contemplado, y la mantención de un alto nivel de reparto de dividendos, históricamente en torno al 60%, de manera de no observar un debilitamiento adicional del perfil de riesgo financiero, con niveles de cobertura de deuda financiera sobre EBITDA que se mantendrán en el rango de 5,5 y 6,0veces, en un horizonte de 3 años. CGE enfrenta importantes vencimientos en los próximos 2 años; no obstante, se considera que los riesgos de refinanciamiento están adecuadamente acotados, dada la flexibilidad que le provee a la compañía su destacada posición de negocios, su muy buen acceso a mercados financieros y la estabilidad de sus flujos generados en el mercado eléctrico chileno. Analista: Mathias Petersen C. Mathias.Petersen@feller-rate.cl (562) Fortalezas Industria con acotado riesgo, donde las principales variables son limitadas y predecibles. Relevante actor a nivel nacional, con fuerte posición competitiva en la industria. La generación de la empresa se encuentra diversificada geográficamente y presenta una continua diversificación de las fuentes. FACTORES SUBYACENTES A LA CLASIFICACION Riesgos Alta sensibilidad al marco regulatorio y tarifario, contrapesada por cuadro legal consolidado desde

2 Solvencia A+ Perspectivas Estables PERFIL DE NEGOCIOS SÓLIDO Propiedad Durante agosto 2011, el grupo disolvió el pacto de accionistas que estaba conformado por el Grupo Familia Marín (concentra directamente el 22,3%), Grupo Almería (el 20,7%), y Grupo Familia Pérez Cruz (el 10,8%), quienes en su conjunto controlan directamente e indirectamente el 66,2% del total de las acciones de la Sociedad. Actualmente, de acuerdo a lo informado por la empresa, no se espera que exista la salida de alguno de los principales accionistas. Distribución Ventas por Sector Gas ; 32% A diciembre 2010 Inversiones; 8% Distribución EBITDA por Sector Gas; 43% A diciembre 2010 Servicios; 4% Servicios; 0% Electricidad; 60% Electricidad; 54% Constituida en 1905, con el objeto de generar y distribuir energía eléctrica entre la Región Metropolitana y la Región de la Araucanía, la Compañía General de Electricidad S.A. (CGE), permanece actualmente como la matriz del grupo, que participa en las áreas de generación, transmisión y distribución eléctrica y distribución de gas y GNL, con presencia en Chile Argentina y Colombia. Asimismo, la empresa mantiene otros negocios, ligados al sector inmobiliario, informático y servicios. Mix de negocios diversificados, con fuerte participación en actividades de distribución y transmisión El grupo mantiene un mix de negocios diversificado, enfocado principalmente en los sectores de Electricidad y Gas. La influencia de cada sector sobre el EBITDA consolidado, se ha visto afectada en los últimos años, por situaciones coyunturales. Es así como el sector eléctrico ha representado una participación promedio de un 72% de la generación del EBITDA en los últimos 5 años, por efectos de la crisis del gas, mientras que en años previos, la participación en la generación del EBITDA entre ambos sectores era similar. Se espera que en los siguientes 5 años, el sector eléctrico alcance un 51% de participación, mientras que el sector gas, un 44% promedio. Durante el 2010, el sector de electricidad, representó un 54% del total del EBITDA, siendo su principal actividad la distribución, que representó el 63% del EBITDA del sector eléctrico y en menor medida, la transmisión, que representó un 29% del EBITDA. A partir del 2009, a través de la adquisición del 100% de Iberner, la empresa incursionó como principal accionista en la actividad de generación, actividad que aportó el 7% del EBITDA del sector eléctrico. Fuerte actor en distribución y transmisión de energía A diciembre 2010, CGE distribuye a nivel consolidado, alrededor de 3,1 millones de usuarios en Chile y Argentina, con ventas físicas de GWh. En Chile, CGE tiene ventas físicas por GWh, un 40% del total de energía eléctrica distribuida en Chile durante el periodo 2010 y abastece a cerca de 2,3 millones de clientes, un 44% de los consumidores del país, un entre Arica y la Araucanía. Asimismo, en Argentina, se encuentra presente mediante las empresas: Edet, Ejesa, Ejsedsa y Energía San Juan y realizó ventas durante el 2010 por GWh, suministrando a 0,8 millones de clientes en las provincias de Tucumán, Jujuy y San Juan. Dentro de las principales inversiones esperadas para las actividades de distribución, contempla la incorporación de clientes asociado a proyectos mineros, reinversiones a fin de aumentar la eficiencia y un crecimiento en función del crecimiento de las expectativas del PIB para cada zona, con inversiones totales en el sector distribución cercanas a MM$ para los siguientes 5 años. Respecto a la transmisión de energía, la empresa está presente en el Sistema Interconectado Central (SIC), el Sistema Interconectado Norte Grande (SING) y en el Sistema de Magallanes. Destaca de manera importante, que el grupo posee alrededor del 25% de la potencia instalada de transformación y aproximadamente el 36% de las líneas de subtransmisión del SIC. Dentro de las principales inversiones esperadas para las actividades de transmisión, contempla una línea de subtransmisión entre San Fabián-Ancoa y Copayapu-Galleguillos. El terremoto generó una disminución de la demanda por energía, principalmente en aquellas áreas más afectadas y además generó un aumento de los gastos por concepto de reconstrucción, que alcanzó un valor neto de estimación total del daño asciende aproximadamente a la suma de MM$ 9.000, descontada la recuperación esperada por concepto de seguros, que representó el 0,84% del patrimonio y el 0,1% del total de activos. Cabe enfatizar, que el sector de distribución se vio también afectado por la implementación de una nueva plataforma tecnológica (SAP), la que produjo problemas transitorios en la empresa en la facturación y recaudación y la venta de servicios asociados al negocio eléctrico, que repercutió en un aumento de los deudores por venta durante el periodo 2010 de un 52%, respecto al periodo anterior. De acuerdo a lo indicado por la empresa, esperan recuperar entre MM$ y MM$ de estos deudores durante el periodo

3 Solvencia A+ Perspectivas Distribución Estables Evolución de Clientes y Ventas Ventas GWh Var % ( ) Nº Var % Clientes ( ) CGED ,3% ,7% Emelectric 976 1,6% ,1% Emetal 84 0,6% ,6% Emelari 235 7,4% ,1% Eliqsa ,3% ,6% Elecda 745 1,3% ,1% Conafe ,1% ,1% Emelat 681-1,1% ,1% Edelmag 245 5,2% ,8% Total Chile ,5% ,9% EDET ,5% ,6% Energía San Juan ,5% ,2% Ejesa -Ejsedsa 606 8,4% ,5% Total Argentina ,7% ,2% Total Energía Distribuida % % Alta dependencia en el marco legal y regulatorio, sin embargo, se conserva estable a través del tiempo La legislación en Chile busca promover la eficiencia en el sector eléctrico, recogiendo condiciones más competitivas en generación y escenarios propios de un monopolio natural en actividades como transmisión y distribución, estableciendo tarifas que reflejen los costos e inversiones de las empresas, reconociendo a éstas obtener rentabilidades adecuadas. El Ministerio de Economía establece un carácter regulatorio mediante la Comisión Nacional de Energía (CNE), y realiza una labor de fiscalización, a través de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles. La oferta en la actividad de generación funciona bajo un diseño abierto y competitivo, donde cada compañía generadora constituye su propio mix de clientes regulados, libres y otros generadores, que incorpora al sistema. En el Sistema Interconectado Central (SIC) y en el Sistema Interconectado Norte Grande (SING), es coordinado mediante el Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC), que busca minimizar los costos de producción y falla en el sistema. La actividad de transmisión está dividido en: el sistema troncal, sistema de subtransmisión y sistema adicional. El primero corresponde a las subestaciones y líneas de transmisión común para los distintos actores del sector eléctrico, y sus ingresos están definidos por peajes por uso de instalaciones, que reflejan las inversiones de la empresa y los costos y gastos de operación, mantenimiento y administrativos. El sistema de subtransmisión, corresponde a las instalaciones que permiten retirar la energía del sistema troncal a los puntos de consumo local y sus ingresos corresponden al uso de una tarifa unitaria, aplicada al volumen de consumo eléctrico. El sistema adicional, concierne a las estructuras que conectan las centrales generadoras al sistema troncal o subtransmisión y da suministro a los clientes no regulados. Sus ingresos no están asociados al sistema regulado, y las tarifas se establecen de manera bilateral, las cuales son indexadas de semestralmente. La actividad de distribución eléctrica, considera el transporte de energía hacia los usuarios finales regulados y no regulados. En vista de su condición de monopolio natural, se establece tarifas para los clientes regulados, destacando que la totalidad del costo de la energía es traspasado a los clientes finales. La tarifa regulada de distribución eléctrica es fijada cada cuatro años por la CNE y es establecida por tres factores: El precio nudo, cargo por uso del Sistema Troncal y un Valor Agregado por Distribución (VAD). Este último componente es el que recauda la distribuidora y también es fijado cada 4 años, basado en un modelo de distribución eficiente y de óptima satisfacción de la demanda, que incluye los costos de distribución, mantenimiento, operativos de redes y transformadores, pérdida de capacidad y energía y un banda retorno del 10% ± 4%. Fuerte actor en el sector del gas natural y licuado, fortaleció su posición gracias a GNL Quinteros CGE distribuye gas licuado entre las Regiones Antofagasta y Magallanes, alcanzando durante el periodo 2010, ventas de 307 mil toneladas, que representa una participación del 28% del mercado a nivel nacional. Cabe destacar, que en Argentina, Gasco participa en las actividades de transporte y distribución de gas natural, con el 50% de la propiedad de Gascart, que abastece a las provincias de Salta, Tucumán, Jujuy y Santiago del Estero, con ventas físicas de millones de m 3. Metrogas es un fuerte actor a nivel nacional, posee una penetración de mercado objetivo en la Región Metropolitana de un 84% en el sector residencial. Al 31 de diciembre de 2010, la sociedad logró un total de clientes con ventas físicas que alcanzaron los 648 millones de m3 de gas natural, que significó un alza del 66% de las ventas físicas, niveles similares al periodo 2006 y con resultados históricamente altos. Lo anterior se explica por la inauguración de dos tanques de almacenamiento de 160 mil m 3 de gas líquido cada uno, del terminal GNL Quintero, lo que sumado al estanque inicial de 10 mil m 3, alcanza una capacidad total de almacenamiento de 330 mil m 3, alcanzando el tope de capacidad del terminal. Lo anterior, aumentó la flexibilidad para atender la demanda, que favoreció a recuperar a clientes que habían dejado la compañía, producto de los cortes de gas desde Argentina. Además, la empresa ingresó al mercado colombiano mediante su subsidiaria Inversiones GLP S.A.S.E.S.P., a través de la adquisición del 70% de Plexa S.A.S.E.S.P, Vidagas de Occidente S.A. E.S.P. y Almacenadora de Gas de Occidente S.A.E.S.P. Las compañías adquiridas presentan una participación del 18% mercado colombiano, con ventas de 79 mil toneladas y presentes en 14 de los 32 departamentos del país, abarcando las ciudades de Cali, Medellin, Manizales, Puerto Salgar y Bucaramanga. Cabe destacar, que el grupo espera aumentar su participación de mercado a un 30% en los próximos 3 años, en un mercado que actualmente es de tons, recalcando que Gasco mantiene ventas por tons en Chile, en un mercado de tons. 3

4 Solvencia A+ Perspectivas Estables Las principales inversiones en el sector Gas corresponden a redes de distribución, sin embargo, considera importantes inversiones en Autogasco y GLP Colombia, estimadas en un total para el sector gas de MM$ , para los próximos 5 años. Favorables perspectivas en escenario Macroeconómico 10% 8% 6% 4% 2% 0% -2% -4% Crecimiento anual PIB * 2012 * Colombia Chile Argentina *Cifras proyectadas por el FMI. Evolución consumo SIC e IMACEC Variación mismo periodo año anterior, serie desestacionalizada 25% 20% 15% 10% 5% 0% Ene-11 Feb-11 Mar-11 Abr-11 May-11 Jun-11 Jul-11 Ventas SIC IMACEC Ventas SING La demanda por energía, están vinculados básicamente al crecimiento demográfico, al ingreso per cápita, al desarrollo tecnológico y al crecimiento económico del país. Por el lado de la generación, la oferta va a depender del escenario hidrológico en general, situación que afecta directamente la oferta de la empresa y sus costos de producción. El primer trimestre del periodo 2011, como consecuencia de una base de comparación más baja, asociada al terremoto, en conjunto con un aumento en la actividad económica, se registró un incremento en la demanda, respecto al mismo mes del periodo anterior, de un 6,8% en enero, 10,2% en febrero y un 21,7% en marzo. Esta tendencia se mantiene el segundo trimestre, alcanzando un crecimiento de un 9,4% en abril, 6,7% en mayo y un 2,8% en junio. Se espera que la demanda por energía se mantenga en línea con el crecimiento económico, aunque a menor nivel, considerando un menor efecto del terremoto. Un 63% de las ventas físicas de gas natural y el 24% de las ventas físicas de energía, relacionada a actividades de distribución eléctrica, se realizan en Argentina, país del que mantenerse precios favorables de los commodity, se espera un crecimiento de 8% y 6% de los periodos , sustentados por las políticas económicas expansivas, para luego caer a un crecimiento promedio anual del 3,6% para los periodos Asimismo, un 20% de las ventas físicas de Gas Licuado son realizadas en Colombia, que ha mostrado un dinámico primer trimestre, y se espera que el PIB crezca en torno al 5% para los periodos 2011 y 2012, sin embargo, en la medida que la política monetaria y fiscal se torna más restrictiva, se espera que disminuya el crecimiento a un 4,5% en el 2013, para continuar moderándose a un 4,3%, para los periodos Fuerte desarrollo esperado en sector generación, origina fuertes necesidades de inversión El grupo espera potenciar esta área, manteniendo en estudio y desarrollo varios proyectos hidroeléctricos, donde destaca la Central Ñuble, con una inversión cercana a MMUS$300 y comenzará a construirse hacia fines de año, con un periodo estimado de construcción de 3 años. La central será de pasada, con una potencia de 136 MW con un promedio de generación estimado de 690 GWh. Actualmente, el Grupo CGE forma parte de la generación de electricidad en el Sistema Interconectado Central (SIC) y en el Sistema de Magallanes, a través de sus filiales CGE Generación, Ibener, Campanario Generación, Edelmag, Gas Sur y Tecnet. Con una potencia instalada de 452 MW, la empresa representa el 3% de la capacidad total de las centrales hidroeléctricas y el 1% de la capacidad total del Sistema Interconectado Central (SIC). Durante el periodo 2010, el grupo CGE generó 605 GWh, representando el 8% de la generación inyectada al SIC. Proceso de Reestructuración Con el propósito de simplificar la estructura del holding CGE y generar mayores sinergias, se realizó la reorganización del grupo de empresas Emel S.A., organizando los activos de las empresas de servicio eléctrico de acuerdo a su distribución geográfica y giro exclusivo. Bajo este contexto, se establecieron cuatro empresas: Emel Transmisión: Empresa tenedora del bono serie D y continuadora de los activos de subtransmisión de Emelat, Emelectric y Emetal. Transnet S.A. Emel Norte: La empresa es la continuadora de los activos y pasivos de las actividades de distribución de Emelari S.A., Eliqsa S.A. y Elecda S.A. y de transmisión de Transemel S.A. en el Sing. Emel Sur: Mantendrá todos los activos y pasivos asociados a las actividades de distribución entre la Región Metropolitana y la Región de la Araucanía, contemplada bajo Emelectric S.A. y Emetal S.A. Se espera que, al cierre 2011, esté estructurada como filial CGED y que el proceso de fusión continuará avanzando el próximo año. Emel Atacama: Mantendrá todos los activos y pasivos asociados a las actividades de distribución desde la comuna de Copiapó hasta Alto del Carmen en la Región de Atacama, contemplada bajo Emelat S.A. Se espera que, al cierre 2011, esté estructurada como filial Conafe y que el proceso de fusión continuará avanzando el próximo año. 4

5 Solvencia A+ Perspectivas Estables POSICION FINANCIERA Resultados y márgenes: SATISFACTORIA A INTERMEDIA Evolución Ingresos y margen EBITDA En MM$ Mar-11* Ingresos Margen Ebitda * Cifras a marzo 2011 anualizadas 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% Se espera que hacia finales del año, la recuperación que presenta en el primer semestre 2011 se consolide, asociado a condiciones económicas favorables. Durante el periodo 2010, los ingresos del grupo presentaron un alza del 11%, respecto al periodo anterior, conducido principalmente, por un incremento del 49% en los ingresos de gas, asociados a la recuperación de la demanda que ha experimentado el grupo, producto de la operación del terminal GNL Quinteros, contrapesado por la caída en los ingresos por energía, que conjugan un bajo crecimiento del 3,4% de ventas físicas, afectadas por el terremoto, la disminución del precio promedio de venta y la baja transitoria de los ingresos y servicios asociados al suministro eléctrico, afectados por la puesta en marcha de la plataforma tecnológica. El resultado EBITDA presenta un aumento del 6,8% durante el periodo 2010, sin embargo, su margen cae desde un 14,9% a un 14,3%, afectado por los mayores gastos administrativos incurridos por la reinversión y mantención de activos afectados por el terremoto, la entrada en vigencia de las tarifas reguladas de los servicios asociados a la distribución de electricidad y disminución en el margen precio-costo de la energía y el gas. Lo anterior, afectó de manera significativa, aunque transitoria, la representación en términos de EBITDA por negocio, el sector eléctrico pasó de representar un 65% el 2009, a un 55% el 2010, mientras que el sector gas pasó de representar un 31% el 2009, a un 43% el Pese al aumento en el EBITDA, el menor resultado fuera de explotación por MM$52.293, explicados por una disminución en resultados por unidades de reajuste por MM$ y un descenso de MM$ en los resultados por inversión en asociadas, debido a menores ingresos en Campanario Generación, Cemento Polpaico, GNL Quintero, Innergy y Gasoducto del Pacifico, condujeron a menores utilidades antes de impuesto por MM$52.916, presentando un ROE de un 5,6%, un ROA de 1,6% y una rentabilidad final de un 3%, respecto a las ventas. En el primer trimestre 2011, la empresa revierte la tendencia presentada durante el periodo 2010, exhibiendo importantes signos de recuperación en el sector eléctrico, considerando un incremento de las ventas físicas, explicadas por el efecto base generado por el terremoto, en conjunto con la gradual solución de las dificultades experimentadas en 2010, asociadas a la implementación de la plataforma tecnológica, contrapesado en parte por un mayor nivel de provisiones de incobrables y mayores gastos administrativos. De esta manera, el resultado del EBITDA aumento en un 22%, alcanzando MM$70.541, con un margen de un 13%. Se prevé que continúe la recuperación de las actividades relacionadas al sector eléctrico, evidenciado durante el primer trimestre, basado en las perspectivas positivas sobre el escenario macroeconómico, la consolidación de las inversiones y los menores gastos previstos, asociados a los efectos de la plataforma tecnológica y del terremoto durante el En vista de lo anterior, se espera que el aporte del sector eléctrico sobre el total del EBITDA alcance una proporción similar a la generada por el sector gas, con un crecimiento del 2,7%, en el sector eléctrico y 16,4% en el sector gas. 5

6 Solvencia A+ Perspectivas 1,8 1,6 1,4 1,2 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0, Estables Endeudamiento y Cobertura Leverage Financiero (Eje izq.) Deuda Financiera / Ebitda Mar-11 Leverage Total (Eje izq.) Ebitda / Gtos. Financieros Endeudamiento y flexibilidad financiera: El grupo CGE, ha exhibido en los últimos años un incremento en el nivel de deuda, utilizado para financiar las inversiones y adquisiciones realizadas de acuerdo a su plan estratégico de crecimiento. Es así como, a partir del periodo 2007, donde destaca la adquisición de empresas Emel el 2007 y la posterior compra de Ibener el 2009, la empresa ha presentado un relativo debilitamiento de su perfil financiero, reflejado en un deterioro de los ratios de cobertura de deuda y gastos financieros, en relación a la generación anual de flujos operacionales, alcanzando en promedio, una cobertura de gastos financieros de 3,8 veces y un nivel de endeudamiento financiero sobre EBITDA de 5,9 veces, desde el periodo 2007, frente a niveles en torno a 4,5 y 4,0 veces, presentados antes del 2007, respectivamente. Esta situación se encuentra mitigada por su sólido perfil de riesgo de negocios, donde destacan sus fuertes posiciones en los sectores de distribución y transmisión eléctrica en Chile, presentando niveles históricamente altos de generación operacional de caja y contando con un buen acceso a los mercados financieros. Cabe considerar, que las empresas adquiridas en términos operacionales, consistentemente han sido aportantes de flujo de caja libre y han estado en línea con el buen perfil de negocios de la compañía. No obstante la mejora observada en los resultados de la compañía, asociados principalmente a la reactivación de la demanda eléctrica y a la recuperación del negocio de gas natural en Chile y a los aumentos de capital por US$42 millones y US$110 millones materializados a fines de 2010 y el primer semestre de 2011, respectivamente; Feller Rate considera que el uso de deuda para cubrir las necesidades de financiamiento futuras asociadas a un importante plan de crecimiento orgánico a desarrollar en los próximos años, en conjunto con la mantención de una agresiva política de dividendos, impedirían observar el fortalecimiento de su perfil de riesgo financiero, con índices de cobertura que se mantendrían durante los próximos dos años, con rangos de una deuda financiera sobre Ebitda a nivel consolidado entre 5,5 veces a 6,0 veces. La empresa se enfrenta un exigente plan de amortizaciones bancarias los próximos 2 años, no obstante, se considera que los riesgos de refinanciamiento están adecuadamente acotados, dada la flexibilidad que le provee a la compañía la destacada posición de negocios, su muy buen acceso a mercados financieros y la estabilidad de sus flujos. A nivel individual, el holding percibió dividendos desde sus inversiones entorno a $ 57,4 mil millones, de los cuales un 84% proviene del sector eléctrico y un 12% del Sector Gas. Por otro lado, los intereses por deudas y dividendos pagados por la empresa sumaron cerca de $ 17,5 mil millones y $ 58,5 mil millones, respectivamente. La deuda individual de CGE alcanza a MM$ , de la cual, un 44% tiene un perfil de amortización menor a 3 años y destacando que presentó al cierre 2010, un ratio de deuda sobre dividendo en torno a las 9 veces, presentando un nivel ajustado de liquidez. Situación que es fuertemente mitigada, en vista de posición de la empresa en la industria y de su fuerte acceso a los mercados financieros. Feller Rate espera que a nivel individual CGE mantenga una estable capacidad para cubrir gastos financieros con los flujos percibidos de sus inversiones. Las principales filiales de CGE, en términos de aportes de flujos de caja, muestran capacidades relativamente fuertes y estables para cubrir sus propios requerimientos de fondos para el servicio de sus deudas e inversiones recurrentes, generando potenciales excedentes para ser destinados al holding. 6

7 ANEXOS COMPAÑÍA GENERAL DE ELECTRICIDAD S.A. Sep Jul Jun Sep Ago Solvencia AA AA AA AA- A+ Perspectivas Estables Estables Estables Estables Estables Línea de Bonos Nº 469 y 470 (1) - AA AA AA- A+ Línea de Bonos Nº 541 y 542 (2) - - AA AA- A+ Acciones Serie Única 1ª clase nivel 2 1ª clase nivel 2 1ª clase nivel 2 1ª clase nivel 2 1ª clase nivel 2 Línea de Efecto de Comercio - Nivel 1+ / AA Nivel 1+ / AA Nivel 1+ / AA- Nivel 1 / A+ 1-Incluye bonos serie D,F,E y G. 2- Incluye bonos series H, I y J. Resumen Financiero Consolidado (Cifras millones de pesos) Mar.2010 Mar.2011 Ventas Crec. Vtas (%) 15% 8% 27% 29% 3% 11% -79% 24% Ebitda (1) Gastos Financieros Ingresos Financieros Resultado del Ejercicio Activos Totales Caja y Equivalentes Cuentas por Cobrar Pasivos Exigible Deuda Financiera Patrimonio Flujo de Fondos Op. (FFO) Inversiones en activos fijos Dividendos pagados Movimientos Netos con Empresas Relacionadas Flujo de caja Neto del Ejercicio Leverage Total 1,5 1,5 1,7 1,6 1,5 1,5 1,6 1,5 Leverage Financiero 1,3 1,2 1,3 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 Margen Ebitda (%) 25% 23% 18% 13% 15% 14% 14% 13% Rent. de los activos (%) 4% 4% 4% 0% 3% 2% 0% 0% Rent. Patrimonial (%) 15% 16% 14% 1% 12% 6% 8% 5% Ebitda / Gtos. Fin. (vc) (1) 4,4 4,6 4,2 3,5 3,4 4,0 3,2 3,4 Ebitda / Gtos. Fin. Neto (vc) (1) 5,3 5,4 5,2 4,6 4,3 4,6 3,5 4,2 FFO / Deuda Fin. (%) (2) 20% 19% 15% 11% 13% 1% -5% 3% Deuda Financiera / Ebitda (1) 4,0 4,0 5,4 6,3 5,7 6,0 6,1 5,7 Liquidez corriente 0,9 1,1 0,7 1,0 1,0 1,2 1,0 1,1 Rotación cuentas por cobrar (días) 48,2 48,1 56,9 51,3 52,6 71,8 70,5 69,6 (1) Ebitda = Resultado Operacional + Amortizaciones y depreciaciones del ejercicio. (2) FFO= Flujo de fondos de la operación antes de variaciones del capital de trabajo. 7

8 ANEXOS COMPAÑÍA GENERAL DE ELECTRICIDAD S.A. Estructura Grupo CGE Electricidad Servicios y otras Inversiones GAS 97,99% 99,572% 56,62% EMEL CONAFE NOVANET BINARIA GASCO 99,79% 99,67% 99,78% CGE MAGALLANES CGE DISTRIBUCIÓN TECNET CLG 99,98% 99,07% TRANSNET CGE GENERACIÓN TUSAN IGSA 10,00% 6,37% CEISA CGE ARGENTINA INVERSIONES RAULÍ 2% 98% AGUA NEGRA Características de los instrumentos LINEAS DE BONOS Fecha de inscripción Monto de la línea UF UF UF UF Plazo de la línea 25 años 10 años 10 años 30 años Series inscritas al amparo de la línea D y F E y G H I y J Covenants Total Pasivo / Patrimonio Total < 1,8 veces; Patrimonio > U.F (Total Pasivo Efectivo y Equivalentes) / Patrimonio + Total < 1,5 veces; Patrimonio > U.F Resguardos Suficientes Suficientes Suficientes Suficientes Conversión No contempla No contempla No contempla No contempla Garantías No contempla No contempla No contempla No contempla EMISIONES DE BONOS VIGENTES Serie D Serie F Serie E Serie G Serie H Serie I Serie J Al amparo de Línea de Bonos Monto de la Emisión UF UF UF UF UF UF UF Plazo de amortización 23 años 21 años 5 años 8 años 5 años 21 años 20 años Fecha de Vencimiento Pago de Intereses semestralmente semestralmente semestralmente semestralmente semestralmente semestralmente semestralmente Tasa de Interés 4,1% 3,7% 3,4% 3,5% 3,75% 4,65% 4,75% Resguardos Suficientes Suficientes Suficientes Suficientes Suficientes Suficientes Suficientes Garantías No contempla No contempla No contempla No contempla No contempla No contempla No contempla LINEAS EFECTOS DE COMERCIO 10 Plazo de la línea 10 años Monto máximo de la línea U.F Emisiones a colocar Definidos en cada emisión Otras características Emisiones son amortizaciones extraordinarias y no prorrogables Resguardos Suficientes Garantías No contempla 8

9 ANEXOS COMPAÑÍA GENERAL DE ELECTRICIDAD S.A. ACCIONES SERIE ÚNICA Presencia ajustada anual 100% Rotación 16,5% Concentración de la propiedad 22,3% Mercados en que transa Chile Precio bursátil de la acción $2.549,9 Relación precio utilidad 18,45 Valor libro acción $2.680,68 Los informes de clasificación elaborados por Feller Rate son publicados anualmente. La información presentada en estos análisis proviene de fuentes consideradas altamente confiables. Sin embargo, dada la posibilidad de error humano o mecánico, Feller Rate no garantiza la exactitud o integridad de la información y, por lo tanto, no se hace responsable de errores u omisiones, como tampoco de las consecuencias asociadas con el empleo de esa información. Es importante tener en consideración que las clasificaciones de riesgo de Feller Rate no son, en caso alguno, una recomendación para comprar, vender o mantener un determinado título, valor o póliza de seguro. Si son una apreciación de la solvencia de la empresa y de los títulos que ella emite, considerando la capacidad que esta tiene para cumplir con sus obligaciones en los términos y plazos pactados. Feller Rate mantiene una alianza estratégica con Standard & Poor s Credit Markets Services, que incluye un acuerdo de cooperación en aspectos técnicos, metodológicos, operativos y comerciales. Este acuerdo tiene como uno de sus objetivos básicos la aplicación en Chile de métodos y estándares internacionales de clasificación de riesgo. Con todo, Feller Rate es una clasificadora de riesgo autónoma, por lo que las clasificaciones, opiniones e informes que emite son de su responsabilidad. 9

10 La opinión de las entidades clasificadoras 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. La información presentada en estos análisis proviene de fuentes consideradas altamente confiables. Sin embargo, dada la posibilidad de error humano o mecánico, Feller Rate no garantiza la exactitud o integridad de la información y, por lo tanto, no se hace responsable de errores u omisiones, como tampoco de las consecuencias asociadas con el empleo de esa información. Las clasificaciones de Feller Rate son una apreciación de la solvencia de la empresa y de los títulos que ella emite, considerando la capacidad que ésta tiene para cumplir con sus obligaciones en los términos y plazos pactados. Feller Rate mantiene una alianza estratégica con Standard & Poor s Credit Markets Services, que incluye un acuerdo de cooperación en aspectos técnicos, metodológicos, operativos y comerciales. Este acuerdo tiene como uno de sus objetivos básicos la aplicación en Chile de métodos y estándares internacionales de clasificación de riesgo. Con todo, Feller Rate es una clasificadora de riesgo autónoma, por lo que las clasificaciones, opiniones e informes que emite son de su responsabilidad.