EMPRESA ELÉCTRICA DEL NORTE GRANDE S.A.

INFORME CAMBIO DE CLASIFICACION Feller-Rate CLASIFICADORA DE RIESGO EMPRESA ELÉCTRICA DEL NORTE GRANDE S.A. SOLVENCIA PERSPECTIVAS BBB+ Estables Analista: Rodrigo Durán S.M. Fono: (562) 757-0454 Clasificaciones Junio 2004 Diciembre 2004 Diciembre 2005 Enero 2008 Enero 2009 Solvencia B+ B+ BB BBB- BBB+ Perspectivas Estables Positivas Estables Estables Estables Acciones Serie Única 2ª Clase 2ª Clase 2ª Clase 1ª Clase Nivel 4 1ª Clase Nivel 3 FUNDAMENTACION El alza en la clasificación de solvencia asignada a Empresa Eléctrica del Norte Grande S.A. (Edelnor) responde al fortalecimiento de su posición financiera. La mejora en la clasificación de sus acciones a 1ª Clase Nivel 3 refleja la solvencia alcanzada por la empresa y adecuados índices de liquidez bursátil. Edelnor es una generadora eléctrica que opera en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) donde posee 719 MW de capacidad instalada, compuestos principalmente por unidades a carbón (47%) y gas natural (35%), estas últimas con la flexibilidad para operar alternativamente con diesel. La empresa también posee líneas de transmisión y una participación minoritaria en Gasoducto NorAndino. En los últimos años, los precios spot de energía en el SING se incrementaron como resultado de mayores precios de los combustibles y baja disponibilidad de generación eléctrica a base de gas natural, causada por la restricción a su exportación aplicada en Argentina. Este último aspecto ha derivado en un alto nivel de despacho de las unidades a carbón y una mayor generación a diesel y fuel oil. La oferta energética de Edelnor incluye 341 MW de capacidad en base a carbón, el cual actualmente posee importantes ventajas en costos respecto del sistema. En el SING (59% de capacidad instalada en base a gas natural), el mercado presenta un ajustado equilibrio producto del impacto de la falta de gas natural en la oferta (requiriendo de un alto uso de unidades de respaldo) y el crecimiento de la demanda, conformado principalmente por consumidores industriales, donde destacan empresas mineras. Las condiciones de mercado son volátiles, por su exposición a la variabilidad del suministro de gas natural y de los precios de combustibles. En los últimos dos años el desempeño financiero de la empresa se ha visto favorecido como consecuencia de las buenas condiciones de precios (spot y contratados) y volúmenes de venta y un mejor perfil de contratación. Su gestión comercial ha obtenido la suscripción de nuevos contratos comerciales y mejorado las condiciones de venta de su energía y potencia contratada. Esto le ha permitido a la compañía contrarrestar adecuadamente los mayores costos de operación y reducir la volatilidad potencial de sus resultados (especialmente para el período 2009-2010) a través de mayores ventas contratadas, menor exposición comercial al mercado spot, y el mantenimiento de adecuadas cláusulas de indexación. El perfil financiero de la empresa se ha fortalecido, logrando una mejora en su generación de flujo de caja e índices financieros. A septiembre de 2008, la relación deuda financiera a Ebitda se redujo a 1,2 veces versus 2,2 veces a igual fecha de 2007. Presenta un saldo de caja de US$112 millones y dispone de una línea de crédito por US$11 millones otorgada por su matriz Inversiones Mejillones mientras que su deuda financiera de corto plazo es de US$ 26 millones y el saldo posee un extenso perfil de vencimientos de largo plazo. No obstante, la flexibilidad financiera de Edelnor está afectada por restricciones para obtener nuevas deudas incluidas en las condiciones de sus actuales pasivos. PERSPECTIVAS Las perspectivas de la clasificación son Estables, reflejando que, aunque las condiciones de márgenes pudieran no ser tan favorables como en 2008, la situación comercial de Edelnor reducirá la variabilidad de su flujo de caja operacional durante el período 2009-2011. La clasificación podría ser revisada al alza si la empresa mantiene el fortalecimiento de su perfil de negocios e índices financieros, dentro de rangos que se estimen sostenibles en el largo plazo. Asimismo, podría ser revisada a la baja ante eventuales problemas operativos que pudieran deteriorar su desempeño o si estos se tornaran más volátiles. Resumen Financiero Consolidado (Cifras en millones de dólares) 2005 2006 2007 sep-08 * Ingresos de explotación 119,4 127,3 272,3 517,3 Resultado operacional -1,3-10,5 73,0 137,9 Ebitda Adj 31,8 20,7 108,2 171,4 Utilidad (Pérdida) del ejercicio 2,3-10,8 60,9 113,2 Deuda financiera 249,8 248,5 701,0 759,2 Margen Ebitda Adj 26,6% 16,3% 39,7% 33,1% Rentabilidad sobre activos 0,4% -1,7% 8,7% 14,9% Endeudamiento financiero 0,7 0,7 0,6 0,4 Ebitda Adj/ Gastos financieros 4,4 2,3 9,7 14,6 Deuda financiera / Ebitda Adj 7,9 12,0 2,3 1,2 Ebitda Adj = Resultado operacional + Depreciación + Amor. Intan. + Div. Recibidos *Cifras e Indicadores de septiembre anualizados. ** Incluye deuda con Inversiones Mejillones. CORPORACIONES EMPRESA ELÉCTRICA DEL NORTE GRANDE S.A. ENERO 2009 1

FORTALEZAS Y RIESGOS Fortalezas Diversificación de fuentes energéticas. La compañía cuenta con un parque generador que incluye unidades a carbón, diesel, gas natural (con posibilidad de operarla con combustible alternativo) e hidroeléctrica. No obstante la diversificación le permite contar con generación propia para respaldar sus compromisos de venta, su desempeño operacional más rentable se concentra en la operación de sus unidades de generación a carbón. Reducción de la exposición del flujo de caja a la volatilidad del precio spot. A septiembre de 2008, cerca de un 35% de las ventas del Edelnor realizadas durante 2008 fueron hechas al mercado spot, situación que contrasta con un 52% de participación el año 2006 en el mismo período. Mejora en su perfil financiero. La empresa posee un alto nivel de liquidez, una mayor capacidad de generación interna de caja, un adecuado perfil de largo plazo de su deuda financiera y de bajas necesidades de inversión en mantenimiento. No obstante, su flexibilidad financiera se encuentra relativamente limitada por ciertas restricciones establecidas contractualmente en sus pasivos financieros. Riesgos Mercado fuertemente competitivo. La generación eléctrica es, a diferencia de otros segmentos del negocio eléctrico, un sector donde predominan los escenarios altamente competitivos. Acuerdo comercial de transporte de gas natural. La compañía mantiene un acuerdo de transporte de gas natural a firme el que obliga a la empresa a pagar el costo del transporte incluso cuando no hay gas disponible. Parte de esta carga financiera la empresa la recupera a través de su participación de 21% en Gasoducto Nor Andino en Chile y Argentina. Participación en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING). El SING presenta condiciones de mercado volátiles, expuestas a un alto riesgo de abastecimiento de gas natural, la variabilidad en los precios de combustibles y un ajustado balance entre oferta y demanda. CORPORACIONES EMPRESA ELÉCTRICA DEL NORTE GRANDE S.A. ENERO 2009 2

ESTRUCTURA CORPORATIVA, ADMINISTRACION Y PROPIEDAD Empresa Eléctrica del Norte Grande S.A. fue constituida, en octubre de 1981, con el propósito de explotar las actividades de generación, transporte, distribución y suministro de electricidad. En septiembre de 1983 Edelnor se transformó en una sociedad anónima abierta de duración indefinida. En el contexto de la privatización del sector eléctrico chileno, los aportantes iniciales de la sociedad, la Empresa Nacional de Electricidad S.A. (Endesa) y la Corporación de Fomento de la Producción (Corfo), vendieron en 1993 el 35% de la propiedad a SEI Chile S.A., subsidiaria de Southern Energy Inc., que posteriormente aumentaría su participación, llegando a 82,34% a fines de 1998. En diciembre de 2001, F.S. Inversiones Ltda. adquirió la totalidad de las acciones de Edelnor que estaban en manos de Mirant Chile S.A. (ex SEI Chile S.A.), tomando el control de la compañía. En noviembre de 2002, Inversiones Mejillones S.A. adquirió de F.S. Inversiones Ltda. la totalidad de sus acciones de Edelnor, logrando el control de la sociedad. Principales accionistas (Septiembre de 2008) % Inversiones Mejillones S.A. 82,34 Euroamérica Corredores de Bolsa S.A. 2,29 Bolsa de Comercio de Santiago 1,65 Banchile Corredores de Bolsa 1,16 Legg Mason Fondo de Inversión Mobiliaria 1,08 Siglo XXI Fondo de Inversión 1,08 Larraín Vial Soc. Anónima C. de Bolsa 0,96 Ugarte y Cía Corredores de Bolsa S.A 0,55 Celfin Capital S.A. Corredores de Bolsa 0,52 Bolsa de Corredores- Bolsa de Valores 0,52 Molina, Swett y Valdes S.A. C. de Bolsa 0,38 Santander Investment S.A. C. de Bolsa 0,34 Total 92,87 Inversiones Mejillones es una sociedad cuyos únicos socios son Inversiones Tocopilla Ltda. y Codelco. CORPORACIONES EMPRESA ELÉCTRICA DEL NORTE GRANDE S.A. ENERO 2009 3

Inversiones Tocopilla Ltda. es una sociedad de responsabilidad limitada cuyos únicos socios son Codelco y Suez Energy Andino S.A., una sociedad anónima cerrada chilena, cuyos únicos accionistas son Suez Tractebel S.A. y Suez Energy South America Ltda. Estructura corporativa (Diciembre de 2007) Suez Energy Andino Codelco Chile 51% Inversiones Tocopilla 65,2% Inversiones Mejillones 49% 34,8% 82,34% 1% 99% Enerpac 1% 99% Edelnor International Inc. La empresa es administrada por un directorio de siete miembros, elegidos por un periodo de dos años, pudiendo ser reelegidos. Directorio (Septiembre de 2008) Cargo Profesión Jan Flachet Presidente Ingeniero Civil Electromecánico Ricardo Campano G. Vicepresidente Ingeniero Comercial Manlio Alessi R. Director Economista Philippe Tordoir Director Ingeniero Civil Electromecánico Jorge Bande B. Director Economista Jorge Navarrete M. Director Economista Lodewijk Verdeyen Director Ingeniero Civil Electrotécnico-Mecánico POSICION COMPETITIVA Edelnor desarrolla sus actividades comerciales en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), concentrándose en la generación de energía eléctrica. La empresa posee una participación relevante en el SING, su generación bruta en el período enero noviembre en 2008 representó aproximadamente el 24% de la generación en este sistema. Instalaciones La empresa cuenta con siete centrales generadoras, cinco de ellas de su propiedad y dos arrendadas, que totalizan una potencia instalada de 719 MW, equivalente al 20% de la capacidad del SING. Su parque generador se compone básicamente de unidades térmicas. Las unidades generadoras a carbón representan un 47% de la capacidad instalada (341 MW), las unidades a gas natural y diesel participan con CORPORACIONES EMPRESA ELÉCTRICA DEL NORTE GRANDE S.A. ENERO 2009 4

un 35%(250 MW) y 16% (115 MW) respectivamente. Por último, las centrales hidroeléctricas representan un 2% (13 MW). Centrales generadoras (Diciembre de 2007) Central Tipo de central Potencia bruta (MW) Cavancha * Hidroeléctrica 2,6 Chapiquiña Hidroeléctrica 10,2 Diesel Antofagasta Diesel y Fuel Oil Nº 6 28,7 Diesel Arica Diesel 14,3 Diesel Iquique Diesel y Fuel Oil Nº 6 43,0 Diesel Mantos Blancos * Fuel Oil Nº 6 28,6 Termoeléctrica Mejillones ** Carbón y Gas Natural 591,7 * Centrales arrendadas. ** Incluye las unidades a carbón CTM1 de 165,9 MW y CTM2 de 175,1 MW; y la unidad a gas natural CTM3 de 250,8 MW. La empresa es propietaria de activos de transmisión que incluyen las subestaciones Arica, Iquique, Pozo Almonte, Dolores, Crucero, Chacaya, Mejillones, Antofagasta y Capricornio, entre otras; y 1.056 Km. de líneas de transmisión en las regiones I y II. Adicionalmente, posee un 21% de participación en las sociedades que son propietarias del gasoducto Nor Andino. Política comercial En los últimos dos años los ingresos de la empresa se han visto favorecidos por un cambio en la política comercial y buenas condiciones de precio y volúmenes en el sistema. La política comercial de la empresa ha sido exitosa en la suscripción de nuevos contratos de venta a mediano y largo plazo con clientes libres y en la incorporación de cláusulas de indexación en estos relacionadas con los costos de generación. El mayor nivel de contratación ha reducido parcialmente la exposición de los ingresos a las variaciones en las condiciones del mercado spot. A septiembre 2008, las ventas al mercado spot representaron un 35% de los ingresos de la compañía mientras que en 2006 estas alcanzaron un 52%. El sistema presenta una baja disponibilidad de generación eléctrica a base de gas natural lo que favorece un alto nivel de despacho de las unidades carbón y un incremento en la generación a diesel y fuel oil. En 2008, este aspecto junto a mayores precios promedio de los combustibles impulsaron un incremento en los precios de mercado de la energía. A septiembre de 2008, las ventas físicas de energía mostraron un aumento de 24% respecto a la misma fecha de 2007. Asimismo los ingresos de la empresa se incrementaron en 123% respecto al mismo período del año anterior. A pesar de que los precios de los combustibles influenciaron un mayor costo de generación para las centrales de Edelnor, las mejores condiciones de mercado y las cláusulas de indexación incorporadas en sus contratos le permitieron a la compañía enfrentar esta situación adecuadamente. CORPORACIONES EMPRESA ELÉCTRICA DEL NORTE GRANDE S.A. ENERO 2009 5

La composición de la oferta energética de Edelnor le permite enfrentar adecuadamente el escenario baja disponibilidad de gas natural. La empresa posee una oferta energética diversificada que le permite contar con generación propia para respaldar sus actuales compromisos de venta. La capacidad instalada de la compañía incorpora una importante contribución de las unidades a carbón y petcoke. Estas unidades de generación, de menor costo variable, entregan a Edelnor una importante ventaja en costos respecto a la generación con diesel y fuel oil. La competitividad del parque de generación a carbón hace más dependiente el desempeño financiero de la empresa de la operación de éste tipo de unidades. Una menor disponibilidad de estas obligaría a la empresa a comprar energía a terceros o utilizar generación propia de mayor costo variable de operación para abastecer sus contratos. Las ventas de energía a través de contratos se encuentran medianamente concentradas en clientes mineros e industriales. Los 4 mayores clientes de la empresa concentran sobre el 60% de la capacidad contratada. Sin embargo, este aspecto es parcialmente contrarrestado por la buena posición crediticia de sus contrapartes. Ventas físicas de energía GWh 3.000 2.500 2.000 1.500 1.000 500 0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Sep-08 Sep-07 Ventas contratadas Ventas al CDEC Abastecimiento de gas La compañía mantiene un acuerdo de transporte de gas natural a firme el que obliga a la empresa a pagar el costo del transporte incluso cuando no hay gas disponible. Parte de esta carga financiera la empresa la recupera a través de su participación de 21% en Gasoducto Nor Andino en Chile y Argentina. INDUSTRIA, MARCO NORMATIVO Y LEGAL La legislación actual para el sector eléctrico chileno comprende básicamente el DFL Nº 1 de 1982, el Decreto Nº 6 de Febrero de 1985, el DS Nº 327 de Septiembre de 1998, la Ley Corta, de marzo de 2004; y la ley Nº 20.018, Ley Corta II, de mayo de 2005. CORPORACIONES EMPRESA ELÉCTRICA DEL NORTE GRANDE S.A. ENERO 2009 6

El DFL Nº 1 aborda y define las acciones y responsabilidades de los distintos segmentos y agentes del sistema eléctrico. Regula la producción, transporte, distribución, concesiones, servidumbres, precios, condiciones de calidad y seguridad del servicio y suministro eléctrico. Se describen diversos procedimientos y disposiciones, además de otros aspectos relevantes para el sistema. El propósito de este decreto fue promover la competencia en el sector de generación y, a la vez, regular los sectores de transmisión y distribución. El Decreto Nº 6 de Febrero de 1985 complementa al DFL Nº 1, estableciendo la regulación para la operación interconectada de centrales generadoras y líneas de transporte a través del Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC). Operación del sistema eléctrico en Chile (Principales relaciones entre agentes) Ministerio de Economía CDEC Deterninación de operación eficiente de generación y costos marginales CNE Determinación de precios regulados y plan indicativo Superintendencia de Electricidad y Comb. Control del cumplimiento de leyes, reglamentos y normas Transferencias a costo marginal coordinadas por CDEC Generadoras Transferencia a precios de nudo Peajes Peajes Transmisoras Transferencia a precios libres Clientes libres Distribuidoras Transferencias a precios libres Clientes a precio regulado Transferencias a precio regulado PN + VAD El Reglamento de la Ley General de Servicios Eléctricos, contenido en el decreto Nº 327 de Septiembre de 1998, contiene una serie de normas técnicas para la calidad del servicio y requerimientos para la seguridad del sistema. Entre otras normas se especifican: Las funciones básicas del CDEC. Definición de calidad de servicio. Cubre parte de las falencias del DFL Nº 1 en cuanto a normas técnicas y la forma de abordar la confiabilidad global del sistema. Se aplican estándares y normas a todos los segmentos del sistema eléctrico y se incorporan ciertos factores a las tarifas reguladas. La Ley Corta incorpora, entre otros aspectos, la nueva regulación de los sistemas de transporte de electricidad, la regulación de un sistema de peajes en distribución, un cambio en el régimen de precios aplicable a los diferentes segmentos de los sistemas eléctricos medianos, perfeccionamientos a la regulación de los ingresos del segmento generación, por concepto de capacidad, y la formalización de un CORPORACIONES EMPRESA ELÉCTRICA DEL NORTE GRANDE S.A. ENERO 2009 7

mercado de servicios complementarios destinados a conferir mayor confiabilidad a los sistemas eléctricos. La Ley Corta II incluye la flexibilización de la banda de precios de nudo y la posibilidad de firmar contratos de abastecimiento de largo plazo a precios fijos. Autoriza las negociaciones con pequeños clientes con el objeto de reducir su consumo, elimina el tratamiento de la escasez de gas natural como evento de fuerza mayor y elimina la aplicación de la RM 88. Además, establece un nuevo esquema de precios a través del cual las ventas de las generadoras a las distribuidoras sin contratos se realizarán a precio spot y no a precio nudo, y se les da un plazo a las distribuidoras para regularizar la contratación del suministro eléctrico a través de licitaciones. Funcionamiento del mercado eléctrico El sistema está organizado territorialmente en el Sistema Interconectado Central (SIC), que presta servicio a más del 90% de la población del país y cubre geográficamente desde Taltal, por el norte, hasta Chiloé, por el sur; el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) y dos sistemas aislados en las regiones de Aysén y Magallanes. Dentro de cada sistema eléctrico, el CDEC decide la producción de las centrales generadoras en forma independiente de los compromisos de cada empresa, buscando minimizar el costo de operación y falla del sistema a nivel global. En la actualidad se distinguen tres mercados a los cuales están dirigidas las ventas de potencia y energía de las empresas generadoras. En el mercado de productores (mercado spot de energía) se realizan las transacciones de potencia y energía entre las empresas generadoras que integran el sistema. Las transferencias físicas y monetarias son determinadas por el CDEC y se valorizan en forma horaria al costo marginal resultante de la operación económica del sistema (precio spot). Para las transferencias de potencia, el precio está determinado por la CNE. El mercado de clientes libres está constituido por dos grupos. El primero comprende (obligatoriamente) a todos los consumidores con una potencia conectada superior a 2 MW, los cuales son generalmente de tipo industrial o minero. Al segundo grupo pertenecen todos aquellos clientes con potencia conectada superior a 500 kw que hayan optado por la modalidad de precio libre. Estos clientes al momento de elegir se obligan a permanecer en el sistema libre o regulado por un período mínimo de 4 años. Los clientes que no están sujetos a regulación de precios, pueden negociar libremente los precios del suministro eléctrico directamente con las empresas generadoras o distribuidoras. El mercado de clientes regulados lo constituyen los clientes con consumos inferiores a los 500 kw que se encuentran dentro del área de concesión de una empresa distribuidora, y aquellos consumos menores a 2 MW que hayan optado por este régimen. Las ventas en este mercado se dirigen principalmente a empresas de distribución y a consumos medianos. Los precios de suministro a nivel de generación transporte (precio nudo) son regulados por la autoridad. El precio nudo poseen dos componentes: el precio de energía y el precio de potencia de CORPORACIONES EMPRESA ELÉCTRICA DEL NORTE GRANDE S.A. ENERO 2009 8

punta. Estos, a diferencia de los precios del mercado spot, son una estimación del precio de largo plazo del sistema. Los segmentos de transmisión y distribución también están sujetos a regulación en sus tarifas. La determinación de los valores es realizada por la CNE y son decretados por el Ministerio de Economía. Sistema Interconectado del Norte Grande El Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) se extiende entre Tarapacá y Antofagasta, Primera y Segunda regiones de Chile. Esta zona se caracteriza por poseer escasos recursos de agua para usos de generación eléctrica lo que explica que el parque generador sea principalmente térmico. Además los centros de consumos se encuentran físicamente separados por grandes distancias. La demanda está formada en su mayoría por el consumo eléctrico de empresas mineras y otros clientes industriales. Durante 2008, las ventas a clientes libres representaron aproximadamente el 90% de las ventas en el SING, mientras que las ventas a clientes regulados sólo llegaron a un 10%. El desarrollo de la industria minera a través de la operación de nuevos proyectos y la ampliación de los existentes favorecerán una mayor demanda por energía eléctrica en el sistema en el largo plazo. Capacidad instalada en el SING (Diciembre de 2008) Empresa / Propietario Termoeléctricas Hidroeléctricas Totales Gas Natural Carbón Diesel y FO AES Gener * 642,8 - - - 642,8 Celta - 158,0 23,8-181,8 Edelnor * 250,8 340,9 117,3 12,8 721,8 Electroandina * 437,5 437,5 124,6-999,6 Gasatacama * 780,6 - - - 780,6 Norgener - 277,3 6,0-283,4 Totales 2.111,7 1.213,7 271,7 12,8 3.609,9 * Con el fin de resguardar la seguridad del sistema, el CDEC-SING restringe la capacidad de despacho de las grandes unidades térmicas de estas empresas. El sistema posee un alto nivel de capacidad instalada (3.600 MW) en relación a la demanda máxima (1.700 MW). Sin embargo, debido a restricciones operativas orientadas a resguardar la seguridad del sistema y de la disponibilidad que presentan algunas unidades de generación, la capacidad disponible para abastecer la demanda es bastante menor. El sistema ha debido enfrentar, desde el año 2004, el problema de desabastecimiento de gas natural argentino y volátiles precios de los combustibles. Las restricciones en las importaciones de gas natural condujeron a algunos generadores a usar combustibles alternativos en sus centrales a gas natural y favoreció el aumento de la generación basada en diesel y fuel oil. Las restricciones al abastecimiento del gas natural introdujeron incertidumbre en los costos marginales del sistema. Cuando las restricciones eran bajas se utilizaba una mayor proporción del parque generador en base a gas natural, lo que disminuye el precio CORPORACIONES EMPRESA ELÉCTRICA DEL NORTE GRANDE S.A. ENERO 2009 9

spot y desplaza a las centrales con costos variables más altos. Cuando las restricciones eran altas, el despacho es proporcionalmente mayor en base a carbón y otros combustibles más caros, lo que implica mayores precios spot de la energía. Asimismo, los precios de los combustibles han sido volátiles, con fuertes incrementos hasta mediados de 2008 y reducciones posteriores. En 2008, la muy baja disponibilidad de gas natural y el comportamiento en los precios de los combustibles favorecieron los mayores costos marginales promedio. Generación bruta anual en el SING por tipo de combustible AÑO 2007 AÑO 2008 23% 1% 19% 12% 1% 29% 57% 58% Diesel/Fuel Oil Carbón / Petcoke Gas Natural Hidro Diesel/Fuel Oil Carbón / Petcoke Gas Natural Hidro CORPORACIONES EMPRESA ELÉCTRICA DEL NORTE GRANDE S.A. ENERO 2009 10

SITUACION FINANCIERA El siguiente cuadro presenta, de manera resumida, la situación financiera de Edelnor para sus años de operación más recientes. Resumen de estados financieros consolidados y principales indicadores (Cifras en millones de dólares) 2004 2005 2006 2007 Sep-08 * Sep-07 * Ingresos de explotación 110,0 119,4 127,3 272,3 517,3 234,7 Resultado operacional -6,7-1,3-10,5 73,0 137,9 57,0 Ebitda Adj 28,7 31,8 20,7 108,2 171,4 92,4 Gastos financieros -7,6-7,2-9,1-11,1-11,7-10,6 Utilidad(perdida) del ejercicio -5,4 2,3-10,8 60,9 113,2 44,1 Activos totales 675,1 638,1 629,8 701,0 759,2 685,5 Deuda financiera ** 279,5 249,8 248,5 247,3 209,7 204,4 Patrimonio 365,9 368,2 356,3 417,2 488,9 402,6 Flujo de Fondos de la Operación 24,1 30,1 9,0 99,7 131,4 74,8 Var Cap. Trabajo -4,1-7,0-7,3-30,7-31,1-27,2 Flujo Caja Neto Operacional 20,1 23,1 1,8 69,1 100,3 47,6 Flujo de Financiamiento -6,0-25,0-2,7-1,5-66,1-1,5 Flujo con bancos -2,6-25,0-1,6-1,5-36,9-1,5 Pago de Dividendos -3,5 0,0-1,1 0,0-26,9 0,0 Flujo de Inversión -0,5-5,5-3,5-3,4 11,9-6,5 Recaudación de préstamos a empr.relacionadas 0,0 1,4 1,4 1,4 2,2 0,7 Incorp. de Activos fijos -0,5-6,9-6,4-4,7-1,4-7,1 Flujo Neto Total Periodo 13,5-7,4-4,4 64,2 46,1 39,5 Saldo Final de Efectiv y Equiv. 36,9 29,6 25,2 89,3 112,2 66,1 Margen Ebitda 18,9% 20,8% 13,0% 36,8% 32,2% 36,1% Rentabilidad sobre activos -0,8% 0,4% -1,7% 8,7% 14,9% 6,4% Endeudamiento financiero 0,76 0,68 0,70 0,59 0,43 0,51 Endeudamiento 0,84 0,73 0,77 0,68 0,55 0,70 Ebitda Adj/ Gastos financieros 3,8 4,4 2,3 9,7 14,6 8,7 Deuda financiera / Ebitda Adj 9,7 7,9 12,0 2,3 1,2 2,2 Liquidez corriente 2,3 3,3 3,0 3,1 3,2 3,7 Ebitda Adj = Resultado operacional + Depreciación + Amortiz. Intang. + Div. recibido de Gasoducto Norandino. * Cifras e Indicadores de septiembre anualizados. ** Incluye deuda con Inversiones Mejillones. CORPORACIONES EMPRESA ELÉCTRICA DEL NORTE GRANDE S.A. ENERO 2009 11

Rentabilidad El cambio en la estrategia comercial de la empresa y la situación del mercado eléctrico le han permitido a Edelnor obtener una mejora sustantiva en la capacidad de generación de flujo de caja interno. A pesar de los mayores precios promedio de los combustibles, los mayores precios y volúmenes de venta favorecieron la recuperación tanto sus ingresos como de sus márgenes Ebitda en los últimos dos años. A septiembre de 2008, el Ebitda anualizado se había incrementado en un 85% respecto al mismo período del año anterior. Ingresos de electricidad y margen operacional 500.000 450.000 400.000 350.000 300.000 250.000 200.000 150.000 100.000 50.000 0 2003 2004 2005 2006 2007 Sep-08 Sep-07 45% 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% Total de Ingresos de Electricidad Margen Ebitda Adj Para los próximos años, se espera que las condiciones de precio de mercado sean menos favorables que en 2008, aspecto que impactaría parcialmente el desempeño financiero de la empresa. No obstante, Feller Rate espera que la buena capacidad de generación de caja en relación a la deuda financiera de la empresa se mantenga, producto de los menores costos relativos que implica utilización de su parque de generación a carbón. Endeudamiento Los principales pasivos de la compañía corresponden a la deuda que mantiene con ABN AMRO Bank, producto de la novación de sus créditos a fines de 2002; y a deuda subordinada con Inversiones Mejillones. En diversas oportunidades, la empresa ha reducido parte de su deuda con ABN AMRO Bank a través de la compra de certificados de deuda. A septiembre de 2008, la deuda financiera (incluyendo la deuda con su controlador) ascendía a US$210 millones. Edelnor muestra una importante recuperación en sus indicadores de endeudamiento y cobertura de gastos financieros. A septiembre de 2008, la relación deuda financiera a Ebitda se redujo a 1,2 veces desde 2,2 veces a la misma fecha del CORPORACIONES EMPRESA ELÉCTRICA DEL NORTE GRANDE S.A. ENERO 2009 12

año 2007. En ese mismo período el índice de cobertura financiera llegó a 14,6 veces versus 8,7 veces a septiembre 2007. La mayor capacidad generación de caja de la empresa ha reducido rápidamente su nivel de endeudamiento en relación a su capacidad de generación de flujos. Se espera que durante 2009 y 2010 la relación deuda financiera a Ebitda (ajustado por los dividendos recibidos de su inversión en el gasoducto) sea menor a 2 veces. Liquidez y flexibilidad financiera La empresa ha mejorado su capacidad de generación interna de caja, posee un perfil de deuda financiera favorablemente estructurada en el largo plazo y requiere de bajas necesidades de inversión de mantenimiento, en términos relativos. El crédito que mantiene Edelnor con ABN AMOR contempló el comienzo de las amortizaciones en mayo de 2008, con montos anuales de US$19,1 millones. En términos de intereses, esta deuda establece una tasa de 7% en 2008, 7,5% entre 2009 y 2012; y 8,5% desde 2013 hasta el término del crédito. El perfil de vencimiento de la deuda que mantiene Edelnor con su controlador por US$46 millones contempla la amortización de esta deuda en pagos de igual proporción desde el 2008 en montos que equivalen a un desembolso anual de US$4,6 millones. La flexibilidad financiera de Edelnor está afectada por restricciones para obtener nuevas deudas incluidas en las condiciones de sus actuales pasivos. Feller Rate espera que la política de dividendos de no supere el 50% de las utilidades. La empresa posee un alto nivel de liquidez. A septiembre de 2008, posee una caja de US$112 millones y mantiene una línea de crédito con Inversiones Mejillones por US$11 millones. De acuerdo a los covenants establecidos en sus pasivos, la empresa debe mantener un nivel de caja mínimo superior a US$15 millones, cantidad que se reduce a US$ 4 millones al considerar la línea de crédito que mantiene actualmente. CARACTERISTICAS DE LOS INSTRUMENTOS Acciones Serie Única Presencia ajustada * 100% Rotación * 24,5% Concentración de la propiedad * 82,34% Mercados en que se transa Chile Precio bursátil de la acción * $542 Utilidad por acción * 133,5 Valor libro * $528,3 Relación precio utilidad * 4,1 * Cifras de noviembre de 2008. CORPORACIONES EMPRESA ELÉCTRICA DEL NORTE GRANDE S.A. ENERO 2009 13

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