Actualización Precio Objetivo Departamento de Estudios

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1 Actualización Precio Objetivo Departamento de Estudios ENDESA POTENCIA PURA COMPRAR SECTOR ELÉCTRICO PRECIO ACTUAL: $83 14 DE JUNIO DE 27 PRECIO OBJETIVO: $95 Carlos Lagos Alvaro Pereyra C. (56 2) (56 2) Resumen Actualización Recomendación : "Comprar" Precio Objetivo : $95 Ebitda'7 (MM$) : $ Utilidad'7 (MM$) : $ Información Bursátil Market cap. : US$12.621millones Rent. acción'7 : 28,64% Floating : 14,6% Dividend yield : 1,6% Ratios (veces) 26 27E 28E P/U 28,3 27,9 29,4 B/L 3, 3,6 3,4 P/Ebitda 7,9 8,7 9,1 Fuente: Bolsa de Comercio, BCI Corredor de Bolsa jun-6 Evolución precio acción versus IPSA (base 1) jul-6 ago-6 sep-6 oct-6 nov-6 dic-6 ene-7 feb-7 mar-7 ENDESA IPSA Ebitda Evolución EBITDA (MM$) abr may-7 jun-7 55,% 5,% 45,% 4,% 35,% 3,% Mg Ebitda Estimamos un precio objetivo para Endesa de $95 por acción, en un horizonte de 12 a 18 meses. Dado el precio de cierre de $83, esperamos un retorno de 14,5%, mayor a lo que estimamos para el mercado, por lo que nuestra recomendación es Comprar. La crisis del abastecimiento del gas natural y el alza en los principales combustibles utilizados para la generación eléctrica se han traducido en incrementos en los costos de producción de la energía en Chile. Además, las modificaciones a la regulación eléctrica en nuestro país reflejaron estos mayores costos en los precios de nudo. Esta alza ha impactado favorablemente a Endesa, dado que el fuerte componente hídrico en su generación (recurso de menor costo que otras alternativas con un valor cerca de US$2/MWh), le ha permitido mejorar notablemente sus márgenes en los últimos años. La compañía ha diseñado una política comercial con el propósito de disminuir el riesgo relacionado con las situaciones de sequía extrema, considerando así compromisos de venta de acuerdo a la capacidad de generación de sus centrales en un año seco. Lo anterior le ha permitido contar con una posición vendedora neta en el mercado spot en Chile, beneficiándose actualmente de los altos precios en dicho mercado. Endesa participa en el conglomerado de empresas que impulsan el proyecto de gas natural licuado (GNL). Este consiste básicamente en la construcción de una planta de regasificación de GNL con una capacidad de 9 millones de m³/día y con posibilidad de expansión hasta 18 millones de m³/día. Para el caso de Endesa, el propósito será el abastecimiento de las centrales térmicas de San Isidro I y II. La llegada del GNL será de vital importancia, ya que pese a que su precio se ubica por sobre el gas natural, permitirá a la compañía contar con un combustible competitivo de acuerdo a los precios actuales y cuyo costo se ubica muy por debajo de lo que significa la generación con diésel. Asimismo, la ampliación de la central Bocamina (carbón y 35 MW) le permitirá contar con un combustible seguro y diversificar aún más su matriz térmica. La empresa contempla un plan de inversiones de 2.7 MW para los próximos años, lo que implica una inversión en torno a US$3. millones. Dentro de los nuevos proyectos destaca la ampliación de la central San Isidro (ciclo combinado y 377 MW) y de la central Bocamina (carbón y 35 MW). Finalmente, se incluye el proyecto hidroeléctrico Aysén (2.4 MW), en la cual Endesa cuenta con el 51% de participación y Colbún el restante 49%. Ante la difícil situación que atraviesa GasAtacama (en la cual Endesa cuenta con el 5% de participación), estimamos que la compañía podría ceder la opción preferente que posee para adquirir el 5% y buscar un socio que le ayude en la búsqueda de una solución definitiva. Sin embargo, de no dilucidarse esta situación en el corto o mediano plazo, podría acrecentarse el impacto negativo que están implicando las pérdidas de GasAtacama en los estados financieros de Endesa. Pese a que consideramos una leve caída en los márgenes durante el 28 y el 29 (debido principalmente a mayores costos por uso de combustible de mayor valor), estimamos que la capacidad de generación de caja continuará sólida durante los próximos años, dada la incorporación de nuevas centrales hídricas (en especial, el proyecto Aysén) y a carbón, contratos de largo plazo a precios competitivos con clientes regulados, la positiva evolución de los negocios en los otros países donde opera y la llegada del GNL. VER INFORMACIÓN RELEVANTE AL FINAL DE ESTE DOCUMENTO PÁGINA 1 DE 7

2 Figura Nº1 : Estructura de Propiedad Endesa (1Q7) Enersis 6% AFP 21% ADRs 4% Individuales 5% Otros 1% Figura Nº2: Ventas Físicas- Mix de Capacidad y Generación (1Q7) Spot 36% No Regulados 24% Regulados 4% Térmico 36% Hídrico 64% Térmico 21% Hídrico 79% Mix Ventas Mix Capacidad Mix Generación Figura Nº3 : Superávit / Déficit de precipitaciones (%) (Al 14 de Junio) Fuente: Dirección Metereológica de Chile; Bci Corredor de Bolsa. GWh Figura Nº4: Energía Embalsada SIC (GWh) ene-94 oct-94 ago-95 may-96 mar-97 ene-98 oct-98 ago-99 jun- mar-1 ene-2 oct-2 ago-3 jun-4 mar-5 ene-6 nov-6 ago-7 Rapel Invernada Colbún Chapo Ralco Laja Fuente: CNE; Bci Corredor de Bolsa. DESCRIPCIÓN DE LA COMPAÑÍA Las principales actividades de Endesa se relacionan con la generación y comercialización de energía eléctrica, y adicionalmente, con la venta de servicios de consultoría e ingeniería en todas sus especialidades. Actualmente, opera 47 centrales a lo largo de cuatro países de Latinoamérica, con una capacidad instalada total de MW. En Chile, es la principal empresa generadora de energía eléctrica en Chile y opera un total de MW, lo que representa un 37% de la capacidad instalada en el mercado local. De esta, el 76% es hídrica y el 24% es térmica. Endesa cuenta con el 5% de la capacidad instalada del Sistema Interconectado Central (SIC) y con el 27% del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), si se incluye su 5% de participación en GasAtacama Generación. En tanto, en Colombia a través de Betania y Emgesa, la compañía opera un total de MW, que corresponde al 21% de la capacidad a nivel nacional. Por su parte, en Perú (a través de Edegel y Etevensa) cuenta con 1.43 MW instalados, que representa el 3% del total de ese país. Finalmente, en Argentina, a través de Endesa Costanera e Hidroeléctrica El Chocón, opera un total de MW, un 15% del total de sistema argentino. Actualmente, la compañía es controlada por el holding Enersis, con un 59,98% de participación directa (ver figura Nº1). LA HIDROLOGÍA: UN FACTOR FUNDAMENTAL. Endesa se ha caracterizado por ser un generador con una gran exposición a la generación hídrica. Tal como se aprecia en la figura Nº2, un 64% de su capacidad instalada es hídrica y cerca del 8% de su generación proviene de ese tipo de fuente. Dado lo anterior, la empresa se ha visto beneficiada por los bajos costos de generación que implica utilizar este tipo de centrales, pero asimismo la hidrología juega un papel muy relevante en sus operaciones. El retraso de las precipitaciones (reflejándose en un déficit de lluvias respecto a un año normal en gran parte del territorio nacional y expuesto en la figura Nº3) y la posible aparición del fenómeno de La Niña, han llevado a que la incertidumbre hidrológica se haya acentuado en los últimos días. En ese sentido, la situación actual del SIC, operando con bajos afluentes por la falta de precipitaciones y con algunos embalses estacionales (como Ralco, Pehueche y Colbún) en sus niveles mínimos, ha llevado a que el Centro de Despacho Económico de Carga (ente responsable que el parque generador funcione de manera eficiente y económica para garantizar el suministro) haya previsto una flexibilización en el uso de los derechos de aguas para la generación eléctrica en los dos principales embalses de nuestro país, la Laguna del Maule y el Lago Laja (ver figura Nº4). Así, Endesa firmó un acuerdo para elevar la cantidad de agua a retirar diariamente de estos embalses, de manera de respaldar sus operaciones. Estimamos que esta situación es muy favorable para la compañía dado que podrá mantener o elevar sus niveles de generación a un costo considerablemente menor al que implicaría operar sus centrales de ciclo combinado (como San Isidro) con combustibles alternativos como diésel. LA CRISIS DEL GAS NATURAL Y LA LLEGADA DEL GNL La crisis del gas argentino se ha acentuado fuertemente, dada la mayor demanda por el hidrocarburo en Argentina y la ausencia de inversiones en materia energética en dicho país (ver figura Nº 5). Dado lo anterior, surgió la necesidad en nuestro país de buscar un combustible alternativo para suplir la falta de gas. Endesa, junto con un conglomerado de empresas, impulsó el proyecto de gas natural licuado (GNL). Este consiste básicamente en la construcción de una planta de regasificación de GNL con una capacidad de 9 millones de m³/día y con posibilidad de expansión hasta 18 millones de m³/día. Para el caso de Endesa, el propósito será el abastecimiento de las centrales térmicas de San Isidro I y II. El proyecto contempla una inversión total de US$94 millones y estará disponible en su opción fast track a mediados de 29. VER INFORMACIÓN RELEVANTE AL FINAL DE ESTE DOCUMENTO PÁGINA 2 DE 7

3 1% 8% 6% 4% 2% % Figura Nº5 : Recortes de gas v/s Costos marginales ago-5 sep-5 oct-5 dic-5 ene-6 mar-6 abr-6 jun-6 jul-6 sep-6 oct-6 dic-6 ene-7 mar-7 abr-7 jun-7 Recortes diarios Fuente: CNE; Bci Corredor de Bolsa. US$/MWh abr-91 Costo Marginal Figura Nº6: Evolución Precios Nudos abr-93 abr-95 abr-97 SIC ( Alto Jahuel) Fuente: CNE; Bci Corredor de Bolsa. GWh abr-99 abr-1 abr-3 abr-5 SING (Antofagasta) abr-7 25, 2, 15, 1, 5,, Figura Nº7: Ventas de Energía y Precio Promedio Venta (1Q7) ,1 3, , , ,9 44, mar-7 Ventas Energía Precio Promedio Venta Cifras expresadas en 12 meses. US$/MWh Figura Nº8: Evolución Costos Marginales SIC Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic , 55, 45, 35, 25, 15, 5, US$/MWh (Mills/KWh) PRECIOS DE LA ENERGÍA CONTINUARÍAN SU TENDENCIA ALCISTA La crisis del abastecimiento del gas natural y el alza en los principales combustibles utilizados para la generación eléctrica se han traducido en incrementos en los costos de producción de la energía. Además, las modificaciones a la regulación eléctrica en nuestro país reflejaron estos mayores costos en los precios de nudo. En la última fijación del precio de nudo en abril, la Comisión Nacional de Energía fijó los precios que se aplicarán por los próximos seis meses tanto en el SIC como en el SING. En el SIC, el precio de nudo experimentó un aumento de 3,8% en el nudo Quillota, mientras en el SING la variación fue de 6,7% en el nudo Antofagasta. Lo anterior hizo que el precio nudo se ubicara en US$69,6/MWh en el SIC y en US$64,4/MWh en el SING (ver figura Nº6 y 7). El alza experimentada se explica, en parte, por el fuerte y constante crecimiento de la demanda eléctrica y se suma la incidencia de los criterios de indexación contenidos en los contratos entre los clientes libres y las empresas generadoras, que reflejarían los mayores costos de comercialización de electricidad para este segmento. Esta alza ha impactado favorablemente a Endesa, dado el fuerte componente hídrico en su generación, le ha permitido mejora notablemente sus márgenes de operación. Estimamos que los precios continuarán presionados al alza, impulsados por una creciente demanda de energía y una estrechez entre oferta y demanda. Sin embargo, a partir de 29 comenzarían a exhibir un leve caída producto de la nueva entrada de centrales a partir del 21 y la llegada del GNL. Por otra parte, la nula disponibilidad de gas argentino y el acentuamiento en la incertidumbre hidrológica, han disparado los costos marginales de la industria, que ya alcanzan niveles que se sitúan en torno a los US$25/MWh. En ese sentido, el costo marginal promedio de los primeros cinco meses del año se ubicó en US$127,68/MWh, lo que implicó un alza de 12,6% respecto a mismo periodo del año anterior (ver figura Nº7). Dada la política comercial de Endesa, la cual ha sido diseñada con el propósito de disminuir el riesgo relacionado con situaciones de sequía extrema (es decir, con niveles de contratación bastante menor al promedio de la industria), esta alza en los precios le ha impactado favorablemente, dada su posición de vendedora neta en el mercado spot. Dado lo anterior, nuestra estimación apunta a que Endesa continuará beneficiándose de los altos precios en el mercado spot, en especial durante este año, el próximo y gran parte del 29 (llegada del GNL), dado que la nula disponibilidad de gas presionará indudablemente los costos de generación de la industria. GASATACAMA: A LA ESPERA DE MAYORES LUCES La compañía GasAtacama (78 MW), en la cual Endesa posee un 5% de participación y afectada por agudos cortes de gas, comenzó a utilizar diesel para cumplir sus contratos de suministro. La generadora reajustó con sus clientes libres (mineras y que representan el 55% de las ventas) las tarifas de acuerdo al mayor costo de generación. Sin embargo, el déficit de la empresa, generado por los contratos con Emel, distribuidora de las principales ciudades de la I y II región (dado que los ingresos percibidos se encuentran por debajo de los costos incurridos) la ha dejado en una situación financiera muy delicada, necesitando de nuevos aportes de capital para solventar sus operaciones. Frente a esto, las mineras han mostrado su preocupación ante un eventual racionamiento eléctrico, dado el fuerte impacto que tendría sus operaciones y por otro lado, el gobierno muestra sus aprensiones ante posibles recortes en el suministro residencial. Lo anterior ha dejado a Endesa en una difícil situación, dado que al ser este un problema estructural y no coyuntural (posible arribo del GNL para cubrir el déficit de gas no sería antes del 21), sumado a que CMS (propietario del restante 5%) abandonará la propiedad, deberá desembolsar grandes sumas para evitar la quiebra. Ante esto, Endesa podría ceder la opción preferente que posee para adquirir el 5% de GasAtacama y así encontrar un socio que le ayude en la búsqueda de una solución definitiva. Sin embargo, de no dilucidarse esta situación en el corto plazo, podría acrecentarse el impacto negativo en los estados financieros que implican las pérdidas de la generadora del norte. VER INFORMACIÓN RELEVANTE AL FINAL DE ESTE DOCUMENTO PÁGINA 3 DE 7

4 Figura Nº9 : Plan de Inversiones Proyectos Futuros Central Tipo Capacidad Plazo Inversión (MMUS$) Canela I y II Eólica 18,15 2º Semestre 27 32,82 Palmucho Hidroeléctrica 32 2º Semestre 27 43,2 San Isidro II Termoeléctrica 377 Abr-7/Marzo 8 21,5 Ojos de agua Minihidro 9,5 abr-8 2 Los Cóndores Hidroeléctrica Bocamina II Termoeléctrica Neltume Hidroeléctrica Baker 1 (*) Hidroeléctrica Choshuenco Hidroeléctrica Pascua 2 (*) Hidroeléctrica Pascua 1 (*) Hidroeléctrica Baker 2 (*) Hidroeléctrica Steffen&Porton Hidroeléctrica (*) : Endesa cuenta con el 51% de participación. Argentina 1% Chile 55% Figura Nº1 : EBITDA 26 Perú 12% Colombia 23% Figura Nº11 : Mix Ventas Proyectado Chile (MM$) 2% 22% 58% 35% 17% 31% 25% 18% 21% 47% 51% 54% Regulados Libres Spot PLAN DE INVERSIONES La empresa contempla un plan de inversiones de 2.7 MW para los próximos años (ver figura Nº9), lo que implica una inversión en torno a US$3. millones. Dentro de los nuevos proyectos destaca la ampliación de la central San Isidro (ciclo combinado y 377 MW) y de la central Bocamina (carbón y 35 MW). Finalmente, se incluye el proyecto hidroeléctrico Aysén (2.4 MW), en la cual Endesa cuenta con el 51% de participación y Colbún el restante 49%. La sociedad Hidroaysén acordó que antes de ser distribuida, Endesa recibirá el 12,3% de la energía (durante 3 años) y que la porción remanente será distribuida de acuerdo a las participaciones respectivas de cada empresa. OPERACIONES EN EL RESTO DE LOS PAÍSES DE LA REGIÓN Endesa cuenta en Argentina con dos filiales, El Chocón y Costanera, que suman entre ambas cinco centrales y en la cuales la compañía incrementó recientemente su participación. Gran parte de sus ventas están dirigidas al mercado spot. La ausencia de inversiones en el plano energético durante los últimos años ha redundado en una mayor estrechez entre la oferta y la demanda eléctrica (que crece a niveles del 7% anual), por lo que nuestra estimación apunta a que el gobierno de ese país se verá comprometido a dar mayor señales, especialmente en términos de precios, para reactivar las inversiones en esa materia. Esta situación favorecería la posición de Endesa en el país. En Colombia, el sector de generación está organizado bajo un modelo de competencia, donde los generadores venden su producción en la bolsa de energía, a precios spot o mediante contratos libremente negociados con otros partícipes de la Bolsa y con clientes no regulados. Estimamos que tanto sus filiales Emgesa y Betania experimentarán leves aumentos en sus volúmenes de venta, pero se verán beneficiados por mayores precios regulados y en el mercado spot. Sin embargo, dado su mix de generación mayoritariamente hídrico (95% en el primer trimestre de este año), continuarán sus operaciones siendo especialmente sensibles a la evolución del año hidrológico. En Perú, el año pasado se concretó la fusión entre Etevensa y Edegel, lo que incrementó el parque térmico de Endesa en ese país en 457 MW. Además, la disponibilidad de gas natural desde Camisea redundó en una caída en los precios en ese país. Estimamos que las operaciones seguirán viéndose beneficiadas por una demanda creciente (en el primer trimestre alcanzó tasas de 9,5% anual), mayores volúmenes de venta (tras la fusión) y favorables contratos de largo plazo con clientes regulados. (ver figura Nº1) FORTALEZAS Política Comercial: La compañía ha diseñado una política comercial con el propósito de disminuir el riesgo relacionado con las situaciones de sequía extrema, considerando así compromisos de venta de acuerdo a la capacidad de generar de sus centrales en un año seco. Lo anterior le ha permitido contar con una posición de vendedora neta en el mercado spot en Chile, beneficiándose actualmente de los altos precios en dicho mercado. (ver figura Nº11) Precios de la energía: Los cambios regulatorios en Chile trajeron consigo un incremento importante en los precios de la energía, lo que ha impactado favorablemente a la industria y particularmente a Endesa, dado sus bajos costos de generación. Asimismo, en la mayor parte de los países donde opera los precios han experimentado incrementos en los últimos años. Demanda de energía: La demanda de energía continúa creciendo a tasas elevadas, producto del mayor dinamismo que están experimentando las economías de la región. VER INFORMACIÓN RELEVANTE AL FINAL DE ESTE DOCUMENTO PÁGINA 4 DE 7

5 Figura Nº12 : Principales Estimaciones (MM$) 26 27E 28E 29E Ingresos Operacionales Costos Operacionales GAV Resultado Operacional , 6.274, , 563.2,5 Margen Operacional 37,7% 37,9% 34,8% 33,6% Resultado No Operacional Utilidad antes de Impuesto Impuesto Amortización Mayor Valor Utilidad Final Crecimiento Utilidad 71,3% 28,7% -5,2%,8% Margen Neto 14,2% 15,4% 14,1% 13,9% UPA $ 23,1 29,7 28,2 28,4 EBITDA Crecimiento 2,2% 14,7% -3,5% -,2% Margen EBITDA 5,8% 49,2% 46,% 44,8% Figura Nº13 : Flujo de Caja (MM$) 27E 28E 29E 21E EBIT Impuesto sobre EBIT NOPLAT Depreciación Inversión Inversión en K de Trabajo Flujo de Caja Total FACTORES DE RIESGO Hidrología: Gran parte de las operaciones de la empresa corresponde a generación hídrica, por lo que la empresa depende en gran medida de las condiciones pluviométricas en las zonas donde opera. Factores Medioambientales: El sector está sujeto a regulaciones medioambientales que obligan a realizar estudios de impacto ambiental de los futuros proyectos, como también en las plantas en operación con el objetivo de minimizar los efectos de la contaminación. Déficit de gas natural argentino: La ausencia de gas natural podría seguir teniendo un impacto negativo en la operación de algunas de sus centrales que utilizan gas como insumo (tales como Tal Tal y San Isidro I y II). Este déficit ha obligado a comenzar a utilizar petróleo para la operación, impactando tanto los volúmenes de producción como incrementando los costos de generación de esas centrales. SUPUESTOS Los principales supuestos utilizados en nuestro modelo son los siguientes: - Crecimientos del Ebitda de 14,7%, -3,5% y -,2% para el período El decrecimiento en el Ebitda para el año 28 y 29 se explica fundamentalmente por una leve caída en los precios del mercado spot en Chile y una mayor generación (especialmente durante 28 y la mitad de 29) a partir de combustibles de mayor costo, como el diésel. El margen Ebitda se mantiene cerca del 49%, con una tendencia decreciente. - Un plan de inversiones consistente en US$3. millones para el periodo , que aumentará la capacidad instalada de la compañía en 2.7 MW. - Arribo del GNL a mediados de junio de Demanda de energía creciendo de acuerdo a las previsiones de la Comisión Nacional de Energía. - Escenario de hidrología media para este año y para los venideros. - Ingreso de las nuevas centrales de acuerdo al cronograma dado por la CNE en su plan de obras y reportes de la compañía. - Tasa de crecimiento nominal de 5% a perpetuidad. Premio por riesgo de mercado de 6% y beta de 1,5. - Tasa de descuento nominal de 9,6%. CONCLUSIÓN La compañía ha diseñado una política comercial que le ha sido altamente beneficiosa, ya que establece mantener un nivel de contratación de acuerdo a escenarios de hidrología seca, viéndose así Endesa altamente beneficiada en años de hidrologías húmedas (como lo fue 26). El alza que han experimentado en los últimos dos años los precios de la energía como asimismo los elevados precios actuales en el mercado spot (producto de la crisis del gas y la incertidumbre hidrológica) han tenido un impacto muy favorable en los resultados y márgenes de la compañía. La llegada del GNL será de vital importancia, ya que pese a que su precio se ubica por sobre el gas natural, permitirá a la compañía contar con un combustible competitivo de acuerdo a los precios actuales y cuyo costo se ubica muy por debajo de lo que significa la generación con diésel. Asimismo, la ampliación de la central Bocamina (carbón y 35 MW) le permitirá contar con un combustible seguro y diversificar aún más su matriz térmica. Pese a consideramos una leve caída en los márgenes durante el 28 y el 29 (debido principalmente a mayores costos por uso de combustible de mayor valor), estimamos que la capacidad de generación de caja continuará sólida durante los próximos años, dada la incorporación de nuevas centrales hídricas (en especial, el proyecto Aysén) y a carbón, contratos de largo plazo a precios competitivos con clientes regulados, la positiva evolución de los negocios en los otros países donde opera y la llegada del GNL. Finalmente, pese a no consolidar en sus operaciones, habrá que poner especial atención al posible impacto que tenga en los estados financieros de Endesa la situación actual de GasAtacama dado los altos requerimientos de capital que demandaría continuar con la situación actual durante los próximos meses. VER INFORMACIÓN RELEVANTE AL FINAL DE ESTE DOCUMENTO PÁGINA 5 DE 7

6 FIGURA Nº14: OPERACIONES POR PAÍS CHILE 27E 28E 29E ARGENTINA 27E 28E 29E Ingresos Ingresos Costos Costos GAV GAV Resultado Operacional Resultado Operacional Margen Operacional 45% 41% 37% Margen Operacional 15% 16% 22% COLOMBIA 27E 28E 29E PERU 27E 28E 29E Ingresos Ingresos Costos Costos GAV GAV Resultado Operacional Resultado Operacional Margen Operacional 43% 42% 44% Margen Operacional 26% 2% 18% FIGURA Nº15: BALANCE PROYECTADO 26 27E 28E 29E Activo Circulante Disponible y Valores Negociables Cuentas por Cobrar y Otros Existencias Otros Activos Circulantes Total Activo Circulante Activo Fijo Terrenos Construccion e Infraestructura Maquinarias y Equipos Otros Activos Fijos Mayor valor (Depreciación Acumulada) Total Activo Fijo Otros Activos Otros Activos Total Activos E 28E 29E Pasivo Circulante Deuda de Corto Plazo Deuda de LP en Corto Plazo Cuentas por Pagar Otros Pasivos Total Pasivos de Corto Plazo Pasivo Largo Plazo Antigua Deuda de Largo Plazo Nueva Deuda de Largo Plazo Otras Deudas de Largo Plazo Total Deuda Largo Plazo Total Pasivos Interes Minoritario E 28E 29E Capital Utilidad Retenida Dividendos Provisorios Utilidad del Ejercicio Total Patrimonio Total Pasivos y Patrimonio VER INFORMACIÓN RELEVANTE AL FINAL DE ESTE DOCUMENTO PÁGINA 6 DE 7

7 DEPARTAMENTO DE ESTUDIOS BCI CORREDOR DE BOLSA S.A. Alvaro Pereyra Sub Gerente de Estudios Estrategia (56-2) Pamela Auszenker Telecom e Internacional pauszen@bci.cl (56-2) Yosy Banach Retail ybanach@bci.cl (56-2) Carlos Lagos Electricidad clagosm@bci.cl (56-2) Felipe Tornero Forestal y Recursos Naturales ftorner@bci.cl (56-2) Información Relevante Recomendación BCI Comprar Mantener Reducir S/R E.R. Definición La rentabilidad esperada en los próximos 12 meses para el instrumento financiero es superior en 5% o más respecto de nuestro retorno proyectado para el índice selectivo (IPSA). La rentabilidad esperada en los próximos 12 meses para el instrumento financiero se encuentra entre +/-5% respecto de nuestro retorno proyectado para el índice selectivo (IPSA). La rentabilidad esperada en los próximos 12 meses para el instrumento financiero es inferior en 5% o más respecto de nuestro retorno proyectado para el índice selectivo (IPSA). Sin Recomendación. Precio en Revisión. Este informe ha sido preparado con el objeto de brindar información a los clientes de Bci Corredor de Bolsa S.A.. No es una solicitud ni una oferta para comprar y vender ninguno de los instrumentos financieros que en él se mencionan. Esta información y aquélla en la que está basado, ha sido obtenida en base a información pública de fuentes que estimamos confiables. Sin embargo, esto no garantiza que ella sea exacta ni completa. Las recomendaciones y estimaciones que emite el Departamento de Estudios respecto de los instrumentos financieros que analizan responden exclusivamente al estudio de los fundamentos y el entorno de mercado en que se desenvuelven las compañías que se transan en bolsa y apoyado en las mejores herramientas disponibles. No obstante, esto no garantiza que ellas se cumplan. Todas las opiniones y proyecciones emitidas en este informe pueden ser modificadas sin previo aviso. Bci Corredor de Bolsa S.A. y/o cualquier sociedad o persona relacionada con éste, puede en cualquier momento tener una posición en cualquiera de los instrumentos financieros mencionados en este informe y puede comprar o vender esos mismos instrumentos. El resultado de cualquier operación financiera, realizada con apoyo de la VER INFORMACIÓN RELEVANTE AL FINAL DE ESTE DOCUMENTO PÁGINA 7 DE 7