Reforma tributaria: Primer acercamiento cuantitativo respecto a sorpresas sectoriales.

Reforma tributaria: Primer acercamiento cuantitativo respecto a sorpresas sectoriales. Hemos analizado el impacto bursátil a nivel sectorial y de empresas bajo cobertura asociado a la Reforma Tributaria. Aspectos generales de la reforma planteada y su impacto en el Ipsa ya se encuentra incorporado en nuestros modelos de valorización y target Ipsa 2014 (4.110 ptos.) Si bien la eliminación del FUT no está incluida en nuestras valorizaciones, consideramos que descuento en P/U con que transa actualmente el Ipsa, ya incorporaría implícitamente dicho escenario. Por su parte, impactos por impuestos diferidos, gravámenes a bebidas alcohólicas y analcohólicas, y a la emisión de fuentes fijas contaminantes, consideramos surgen como potenciales riesgos bursátiles y forman parte esencial de nuestro análisis cuantitativo sectorial. Aún en el plano de la incertidumbre, destacamos los efectos secundarios de la eliminación del FUT, especialmente respecto de las decisiones de inversión y política de dividendos. Estimamos incremento en incentivos hacia mayores exigencias y selectividad en la realización de proyectos, enfocándose en aquellos que otorguen un mayor ROE. Esto a su vez, debiese estar acompañado de un alza en las políticas de reparto de dividendos. Adicionalmente, el desincentivo a la retención de utilidades potencialmente llevaría a un componente de deuda mayor en la estructura de financiamiento. A su vez, esperamos impactos negativos no recurrentes en Utilidad para este año ante un mayor pago de impuestos diferidos al cambiar estructuralmente tasa de impuestos de primera categoría desde 20% a 25%, y distorsionando múltiplos bursátiles. Similar evento anterior del 3T12, reflejó un mayor impacto relativo a última línea para LAN, Colbún, Copec, Aes Gener y CMPC. Respecto al sector eléctrico, nuestro análisis deja en evidencia que la acción más afectada del sector por la aplicación del impuesto a emisiones de CO2 sería E-CL con impacto bajista en valorización de 3,2%, seguida por Aes Gener con un impacto negativo de 2,5%. Por su parte, las implicancias sobre Colbún y Endesa serían bastante menores, alcanzando un impacto negativo de tan solo 1,2% y 0,5%, respectivamente. Por otra parte, la volatilidad en resultados de las compañías del sector se verá incrementada en el SIC y el SING. En el caso del SIC, este factor se verá intensificado ante escenarios hídricos adversos. Respecto al impacto de nuevos gravámenes para el sector bebidas, y en base a evidencia empírica y diferentes escenarios de traspaso a precio final, estimamos un impacto negativo en valorización entre 4,3% y 2,9% para CCU, entre 0,8% y 0,3% para Embonor, entre 0,5% y 0,2% para Andina y entre 2,3% y 1,4% para Concha y Toro. Equity Research 11 de Abril de 2014 En términos generales, el proyecto de reforma tributaria y su impacto en el mercado bursátil surge sin mayores sorpresas respecto a nuestras expectativas iniciales ya incluidas en nuestros modelos de valorización. Si bien la eliminación del FUT no está incluida en nuestras valorizaciones, consideramos que descuento en P/U con que transa actualmente el Ipsa, incorporaría implícitamente dicho escenario. Por su parte, el calendario de impuestos corporativos propuesto (Año 2014: 21%; 2015: 22,5%; 2016: 24%; 2017: 25%), muestra una evolución que sólo es marginalmente más conservadora que las proyecciones incorporadas en nuestros modelos de valorización y que contemplan un incremento gradual desde 20% a 25% desde el 2015 al 2018, consistentes con nuestro target Ipsa 2014 en 4.110 puntos. De esta manera, consideramos que las principales sorpresas serían a nivel sectorial. Con todo, existen elementos particulares que consideramos relevante analizar a nivel general y cuantificar a nivel sectorial. Entre ellos, destacamos (i) la eliminación del FUT y su impacto en decisiones de inversión, (ii) el pago por impuestos diferidos, (iii) los impuestos a la emisión de fuentes fijas, y (iv) los nuevos gravámenes a bebidas alcohólicas y analcohólicas.

Reforma tributaria: Primer acercamiento cuantitativo respecto a sorpresas sectoriales. 2 i. Eliminación del FUT. Desincentivos a la retención de Utilidades provocaría cambios en la selectividad de inversión. En el plano de la incertidumbre de largo plazo destacamos la eliminación del FUT y su impacto para las decisiones de inversión por parte de las compañías incluidas en el mercado bursátil. Preliminarmente, estimamos que el cambio de base tributable desde retirada a devengada provoca un desincentivo hacia la retención de utilidades, y consecuentemente bajo este prisma, nuevos proyectos de inversión vendrían acompañados de un componente de deuda mayor en la estructura de financiamiento. A su vez, proyectamos un mayor incentivo para exigir un mayor ROE hacia los nuevos proyectos, con lo que no descartamos que -ante un escenario en donde no se presenten proyectos de inversión con un ROE atractivo para las compañías-, se podría generar un alza en las políticas de reparto de dividendos. Dicho lo anterior, compañías que acostumbran a repartir gran parte de sus utilidades (Aguas Andinas, AFP Habitat, IAM, entre otras), y de mantenerse dichas políticas en el futuro, serán quienes menor impacto recibirán a partir de este efecto. Adicionalmente, el anuncio de depreciación instantánea por una sola vez, puede entregar incentivos adicionales a anticipar decisiones de inversión al momento que se ponga en marcha la eliminación del FUT. Otro punto de incertidumbre respecto a la eliminación del FUT, surge de la tasa efectiva de impuestos a la cual estarán afectas las sociedades anónimas y cuyo dueño sean personas jurídicas o personas naturales extranjeros, ya que se les exigirá, de acuerdo a lo indicado en la propuesta, una retención adicional equivalente al 10% de la utilidades del ejercicio a modo de cubrir la diferencia entre el Impuesto a la Renta atribuible a la compañía y el Impuesto Global Complementario atribuible los propietarios de la compañía. Esto proviene de la propuesta de disminución desde 40% a 35% el tramo máximo de impuesto global complementario hacia el accionista, teniendo en cuenta un sistema integrado de taxación. La incertidumbre no surge directamente de la retención del 10%, sino de la fórmula que se utilizará para que la compañía pueda recuperar los recursos entregados a nombre de sus accionistas. Por el momento, nos inclinamos hacia una tasa efectiva relevante para el flujo de la firma en 25%, sin embargo, esperamos mayor claridad respecto al funcionamiento e implementación de la retención del 10% adicional de las utilidades y los impactos indirectos provenientes de la reforma tributaria. ii. Impuestos Diferidos. El primer impacto bursátil de la reforma tributaria Entre otros impactos bursátiles relevantes, destacamos como primero en términos cronológicos, el reconocimiento en el pago de impuesto por pasivos diferidos netos, a causa del cambio estructural en la tasa de primera categoría. Esto ocurre por la diferencia entre el valor contable de los activos y pasivos con su base fiscal calculados a una tasa de impuesto vigente en ese período. El cambio en la tasa fiscal correspondiente posee un impacto no recurrente al momento que la nueva tasa sea publicada en el Diario Oficial, que podría ocurrir hacia el segundo

Reforma tributaria: Primer acercamiento cuantitativo respecto a sorpresas sectoriales. 3 Figura 1. Pago por concepto de impuestos diferidos 3T12 Compañía Moneda LAN USD 70 1.457 4,8% COLBÚN USD 74 3.513 2,1% COPEC USD 168 9.916 1,7% AESGENER USD 39 2.481 1,6% CMPC USD 114 7.985 1,4% CAP USD 44 3.108 1,4% E-CL USD 22 1.800 1,2% CCU CLP 6.126 684.000 0,9% CyT CLP 2.722 398.503 0,7% FALABELLA CLP 16.140 3.084.036 0,5% SK USD 7 1.582 0,4% Nota: Ejemplo ilustrativo respecto a las órdenes de magnitud en el pago de impuestos por concepto de impuestos diferidos asociados al cambio estructural de la tasa de primera categoría desde 17% a 20%, y reflejado en el EERR del 3T12 Figura 2. Simulación impacto en P/U forward 2014 incluyendo impuestos diferidos y respecto a proyección original. BCI Estudios Compañía Pago Impuestos Diferidos 3T12 (MM) P/U forward 2014 Patrimonio 2012 (MM) P/U' forward 2014 % sobre patrimonio LAN 29,4x 45,5x COLBÚN 28,1x 54,6x COPEC 17,4x 22,8x* AESGENER 15,9x 18,3x CMPC 24,5x 84,0x *No se considera los ingresos por venta de Guacolda (MMUS$205), que mitigarían gran parte del impacto por impuestos diferidos en 2014. Nota: Múltiplos P/U calculados a precio de cierre del 10-abr semestre de este año. A modo de ejemplo, el cambio estructural en la tasa de impuestos de primera categoría desde un 17% a 20%, produjo un mayor pago de impuesto por este concepto en los estados financieros correspondiente al tercer trimestre de 2012 (Figura 1). Esperamos que en la medida se materialice este artículo de la reforma tributaria, genere un impacto proporcional similar para las mismas compañías y que conlleve una alteración no recurrente en términos de múltiplos P/U e indicadores de rentabilidad. A modo de simulación, hemos cuantificado el impacto en múltiplos P/U forward 2014 ante un cambio proporcional en el impuesto de primera categoría, en consideración a nuestras estimaciones iniciales y en relación a los órdenes de magnitud ocurridos por este efecto durante 3T12 (Figura 2). iii. Impuesto a la emisión de fuentes fijas contaminantes. Mayor impacto en el sector eléctrico y sobre generadores con mayor componente termoeléctrico Reforma tributaria establece un impuesto ligado al cuidado del medio ambiente, en el cual se propone un impuesto a las emisiones de fuentes fijas con la finalidad de incentivar el cambio hacia tecnologías limpias de generación. En este ámbito se fijan dos fuentes de externalidades (i) Daño Local en Salud a través de la emisión de Material Particulado (MP), Óxido de Nitrógeno (NOx) y Dióxido de Azufre (SO2) y que se gravará con US$0,1 por cada tonelada emitida, y (ii) Daño global por el cambio climático mediante la emisión de Dióxido de Carbono (CO2) donde se impondrá un impuesto de US$5 por cada tonelada emitida. Impuestos respectivos se aplicarán para fuentes de calderas o turbinas con potencia desde 50 MWT (grandes compañías), siendo el Ministerio de Medio Ambiente la institución que determinará las fuentes de emisión que se acogerán al gravamen. Al respecto, estimamos sector eléctrico y recursos naturales como los principales afectos a esta reforma tributaria, y que detallamos a continuación: iii.1 Sector Eléctrico Hemos analizado el impacto en resultados y valorización que provocaría el impuesto asociado a la emisión de CO2 sobre las compañías del sector. De esta manera hemos incorporado en nuestros modelos de valorización la aplicación del impuesto de US$5 por tonelada de C02 emitido a partir del 2017, considerando factores promedio de 0,94; 0,76 y 0,55 Ton/MWh de emisión para el carbón, Diesel y GNL, respectivamente (Figura 3), según los reportes disponibles de la EIA. Lo anterior implicaría que por cada 1 MWh generado en base a carbón, diesel y GNL, el impuesto aplicado sería de 4,7; 3,8; y 2,75 US$/MWh, respectivamente. De esta manera, existen tres factores claves a tener en cuenta: (i) el grado de diversificación geográfica de operaciones (Figura 4); (ii) el mix de generación térmica versus hídrica y ERNC (Figura 5); (iii) y la capacidad de traspaso del efecto por impuesto hacia precio de venta de energía (Figura 6). Por lo tanto, la configuración más favorable sería, la alta proporción de operaciones en el extranjero, una baja generación térmica, mayor porcentaje de clientes

Reforma tributaria: Primer acercamiento cuantitativo respecto a sorpresas sectoriales. 4 Figura 3. Factor de Emisión por Tipo de Combustible e Impacto Económico por Unidad Generada Tipo de Combustible Carbón 0,94 4,70 Diesel 0,76 3,80 GNL 0,55 2,75 Fuente: EIA, BCI Estudios Figura 4. Mix de Generación 2013 de Operaciones de Compañías en Chile (GWh) 25.000 20.000 15.000 10.000 5.000 - Fuente: EIA, BCI Estudios Figura 5. Diversificación Geográfica Ingresos 2013 Compañías de Generación (MMUS$) 4.500 4.000 3.500 3.000 2.500 2.000 1.500 1.000 500-52% 48% Fuente: EIA, BCI Estudios Factor Emisión CO2 (Ton/MWh) 10% 90% Impuesto Equivalente por unidad de Energía Generada (US$/MWh) 43% 57% 99% Endesa Aes Gener Colbún E-CL 14% 31,5% 6,5% Termo 20,6% 6,9% Hidro y Otros 48% 72,5% 100% 100% Endesa Aes Gener Colbún E-CL Chile Argentina Colombia Perú libres respecto de regulados y una mayor holgura energética que derive en una posición favorable neta en el mercado spot, especialmente en época de sequía. A continuación analizaremos la estructura de contratos con clientes libres, distribuidoras y operaciones en el mercado spot y las implicancias sobre el sector. iii.1.1. Análisis por tipo de Clientes. 1. Clientes Libres: La estructura de contratos para este tipo de clientes en general permite un traspaso a precio de energía, especialmente en aquellos contratos más recientes, en contraste con aquellos de mayor antigüedad. No obstante, hemos asumido que la renovación de ellos permitirá una configuración que permita traspasar gran parte a precio de energía el aumento en costo por dicho impuesto. 2. Clientes Regulados. Hemos tomado como supuesto de trabajo un nulo traspaso de los contratos con distribuidoras hasta su renovación, que serían materializadas posterior al 2020, implicando la fuente de mayor exposición de mediano plazo por impacto en resultados para las compañías generadoras. Por otra parte, tomamos como supuesto conservador que el traspaso del efecto por impuesto a precio de energía no será total a perpetuidad, quedando entre un 6% a 7% de exposición del total de energía contratada desde el año 2025 en adelante (figura 6). 3. Mercado Spot. Hemos considerado en nuestro análisis la exposición de mayores costos por dicho impuesto para unidades termoeléctricas sin capacidad de traspaso a precio de energía como también el pago adicional a prorrata que deberán enfrentar por los retiros realizados. Lo anterior implicará incrementar aún más la volatilidad en resultados para las compañías generadoras que operan en el SING y el SIC. Particularmente en el SIC, hemos sido testigos de presiones alcistas significativas en costos marginales desde el 2010, dejando en evidencia la alta sensibilidad en épocas de sequía. Si bien la reforma no implica un impacto directo en costo marginal, el traspaso indirecto afectará en mayor medida a aquellas compañías con posiciones compradoras netas en el mercado spot, factor que estará acompañado de mayor generación térmica bajo escenarios hidrológicos débiles, incrementando el costo promedio implícito para las compañías generadoras. En efecto, la reforma tributaria establece que el impuesto a la emisión de C02 referido no deberá ser considerado en la determinación del costo marginal, cuando éste afecte a la unidad de generación marginal del sistema. No obstante, el costo asociado a dicho impuesto deberá ser pagado por las compañías generadoras a prorrata de los retiros realizados en dicho mercado spot. Tomando en cuenta lo anterior, hemos analizado el caso particular para cada compañía en base a nuestras proyecciones operacionales de largo plazo. iii.1.2. Impacto en resultados y valorización para compañías del sector. E.CL. Estimamos impacto en valorización de -3,2% (Figura 9).

Reforma tributaria: Primer acercamiento cuantitativo respecto a sorpresas sectoriales. 5 Figura 6. Capacidad de Traspaso de efecto impuesto CO2 a Precio de Energía Contratada en Chile Figura 7. Impacto Bruto en Resultados Compañías por Impuesto a Emisión de CO2 (MMUS$) Figura 8. Impacto Neto en Resultados Compañías por Impuesto a Emisión de CO2 (MMUS$) 2017E 2018E+ Perpetuidad E-CL 60% 80% 94,0% Aes Gener 69% 70% 93,9% Colbún 44% 44% 93,3% Endesa 32% 32% 93,2% MMUS$ 2017E 2018E+ E-CL 45,0 45,7 Aes Gener 71,7 72,1 Colbún 22,0 22,2 Endesa 40,6 41,0 MMUS$ 2017E 2018E+ Perpetuidad E-CL 18,0 9,1 2,1 Aes Gener 23,4 22,6 5,4 Colbún 12,3 12,4 2,9 Endesa 27,6 27,9 5,6 Asimismo, estimamos impacto bruto negativo en resultados de US$45 millones para el 2017 y desde US$46 millones para el 2018 en adelante (Figura 7). No obstante, el impacto bruto carece de relevancia en valor económico, por lo que hemos calculado el impacto neto en resultados que descuenta el traspaso a precio de energía (Figura 8). Al evaluar dicha configuración, el escenario cambia drásticamente a un impacto negativo de US$18 millones para el 2017 y US$9,1 millones para el 2018 en adelante y de US$2,1 millones a perpetuidad. Lo anterior es consistente con capacidades de traspaso a precio de energía de 60% al 2017, 80% al 2018 y de 94% a perpetuidad. De esta manera, el impacto de -3,2% en nuestra valorización de E-CL es el de mayor magnitud del sector, debido a la alta composición térmica de su matriz de generación (Figura 4) y a su menor nivel de diversificación con el 100% de sus operaciones en Chile. En contraste, dado que la estructura de contratos de largo plazo se encuentra representada en torno a un 80% por clientes libres, hemos supuesto un alto nivel de capacidad de traspaso del efecto por impuesto a emisiones de CO2 hacia precio de energía contratada, lo que representa uno de los principales mitigadores en resultados y valorización. AESGENER. Estimamos un impacto negativo en valorización de 2,5%, equivalente a -$8 sobre nuestro precio objetivo 2014E de $330 por acción (Figura 9). Por su parte, estimamos un impacto neto en resultados de US$23,4 millones para el 2017, desde US$22,6 millones para el 2018 en adelante y de US$5,4 millones a perpetuidad. La configuración de traspaso a precio de energía incorporada en nuestro análisis es de 69% para el 2017, 70% el 2018+ y de 93,9% a perpetuidad. Lo anterior es consistente con una estructura de largo plazo representada en un 60% por clientes regulados en el SIC y sólo clientes libres en el SING. Dentro de los contratos de Aes Gener en el SING existen cerca de un 24% de naturaleza antigua y por lo tanto no debiesen tener cláusulas que permitan el traspaso a precio de energía del costo asociado al impuesto a emisiones de CO2. No obstante, es de gran relevancia tener en cuenta que dichos contratos vencen durante el periodo 2015-1T17, por lo que hemos tomado como supuesto que el traspaso implícito a precio de energía se generaría con la renovación potencial de dichos contratos. Por otra parte, si bien Aes Gener es la segunda compañía del sector más afectada ante su relevante composición térmica dentro de su matriz de generación, su diversificación geográfica, representada por su presencia en Argentina y Colombia contribuyen a disminuir de manera importante el impacto en valorización. COLBÚN. En el caso de esta firma, el impacto es de -1,2% en valorización, lo que representa un efecto de tan sólo -$2 por acción sobre nuestro precio objetivo de $140 por acción (Figura 9). Por su parte, el impacto en resultado neto es de US$12,3 millones para el 2017, US$12,4 millones para el 2018+ y de US$2,9 millones a perpetuidad. Dada la estructura de contratos libres y regulados, hemos supuesto una moderada capacidad de traspaso a precio de energía para el 2017 y 2018+, de 44%, incrementándose de manera relevante con la renovación potencial de contratos con distribuidoras, lo que derivaría en una capacidad de traspaso a precio de energía de 93,3% a perpetuidad. Si bien la compañía sólo posee presencia en Chile, la alta importancia de su componente hídrico dentro de su matriz de generación permite moderar de manera relevante el impacto en valorización provocado por el impuesto en análisis. ENDESA. Acorde con nuestras estimaciones, el impacto en

Reforma tributaria: Primer acercamiento cuantitativo respecto a sorpresas sectoriales. 6 Figura 9. Impacto en Valorización por Impuesto a Emisión de CO2 Precio Objetivo 2014E ($) Impacto en Precio Objetivo ($) Impacto en Precio Objetivo (%) E-CL 850-27 -3,2% Aes Gener 330-8 -2,5% Colbún 140-2 -1,2% Endesa 900-5 -0,5% valorización sería de tan sólo -0,5%, equivalente a -$5 sobre nuestro precio objetivo 2014E de $900 por acción (Figura 9). El impacto en resultado neto sería de US$27,6 millones para el 2017, desde US$27,9 millones para el 2018 en adelante y de US$5,6 millones a perpetuidad. Tomando en cuenta la estructura estimada de contratos libres y regulados, hemos supuesto una capacidad de traspaso a precio de energía para el 2017 y 2018+, de 32%, incrementándose significativamente a 93,2% a perpetuidad, post renovación potencial de contratos regulados. Destacamos la alta diversificación geográfica de la empresa (Figura 5) y el relevante componente hídrico dentro de su matriz de generación. Ambas variables minimizan significativamente el impacto en valorización y resultados provocados por el impuesto a emisiones. En Conclusión respecto al sector eléctrico, nuestro análisis deja en evidencia que la acción más afectada del sector por la aplicación del impuesto a emisiones de CO2 sería E-CL con impacto bajista en valorización de 3,2%, seguida por Aes Gener con un impacto negativo de 2,5%. Por su parte, las implicancias sobre Colbún y Endesa serían bastante menores, alcanzando un impacto negativo de tan solo 1,2% y 0,5%, respectivamente. Por otra parte, la volatilidad en resultados de las compañías del sector se verá incrementada en el SIC y el SING. En el caso del SIC, este factor se verá intensificado ante de escenarios hídricos adversos. Figura 10. Emisión de fuentes contaminantes sujetas a potencial gravamen. Sector Forestal Fuentes Contaminantes ARAUCO Dióxido de Carbono CO2 277.233 ton/año Material Particulado MP 4.277 ton/año Óxido de Nitrógeno Nox 6.165 ton/año Dióxido de Azufre SO2 3.225 ton/año CMPC Dióxido de Carbono CO2 1.311.723 ton/año Material Particulado MP 0,99 Kg/ton de producto Óxido de Nitrógeno Nox 1,7 Kg/ton de producto Dióxido de Azufre SO2 1,48 Kg/ton de producto MASISA Dióxido de Carbono CO2 24,095 Kg/m3 de producto Nota: Datos obtenidos respecto a reportes de sustentabilidad de las distintas compañías, considerando años 2012 y 2011 Asimismo, es importante tener en cuenta que si la capacidad de traspaso real del costo por dicho impuesto a precio de energía en contratos es menor a nuestras estimaciones, el impacto en valorización sería mayor, factor que es especialmente sensible en el porcentaje de traspaso a perpetuidad. Por otro lado, si tomamos en cuenta el costo variable del carbón, GNL y Diesel, la generación eficiente sigue posicionándose como la más atractiva, por lo que patrones de inversión no se alteran de manera significativa, aunque los incentivos se alinearían al menos de manera parcial a desarrollar más proyectos de inversión hidroeléctricos y GNL (dado su menor índice de emisión de CO2). iii.2 Sector Recursos Naturales Preliminarmente no estimamos mayores impactos respecto a la emisión de fuentes contaminantes en el sector forestal, considerando activos biológicos que capturan CO2 y más que compensan la emisión de material contaminante. Sin embargo, proyecto de ley aún no establece emisión neta o absoluta de la emisión de dióxido de carbono y la consolidación de los tributos en las distintas líneas de negocio relacionadas (Figura 10). A modo de ejemplo, CMPC el año 2012 emitió 1,3 millones de toneladas de CO2 y una captura de 4,7 millones ton del mismo gas, ante un activo forestal de 677.000 hectáreas en Chile. Cabe mencionar que plantaciones de eucaliptus poseen un menor factor de captura de CO2 respecto al pino radiata. En términos netos, no esperamos impactos relevantes en gasto por impuestos para empresas forestales relacionados a este ámbito, considerando los niveles relativos de emisión y que valorados según el monto del impuesto se encontrarían en el rango entre US$2-US$5 millones en un escenario de cálculo de emisión absoluta. Para el sector minero representado en el Ipsa (CAP, SQM),

Reforma tributaria: Primer acercamiento cuantitativo respecto a sorpresas sectoriales. 7 Figura 11. Impacto en valorización en relación a capacidad de transferir reforma tributaria a precio. P.O. 50% 100% CCU 7.065-4,3% -2,9% Embonor 1.350-0,8% -0,3% Andina 2.640-0,5% -0,2% Concha y Toro 1.080-2,3% -1,4% Nota: supuesto que considera 20% de las ventas de gaseosas en Chile son de bebidas carbonatada con azúcar. Elasticidad de demanda para alcoholes de Forgarty, J., (2006). The nature of the demand for alcohol: undestanding elasticity.british Food Journal. Vol. 108 No. 4. Figura 12. Distribución geográfica de ingresos de embotelladoras. 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 32,3% 7,4% 29,0% 22,6% 1% 23% 76% 10,7% 64,4% 4,3% 20,5% 35,2% 64,8% Andina CCU Concha y Toro Embonor Chile Argentina Bolivia Paraguay Uruguay Exportaciones EEUU Brasil esperamos potencialmente mayores impactos relativos, aunque aún acotados. En su reporte de sustentabilidad, SQM da a conocer una emisión por debajo de 1 millón de ton de CO2 (~US$5 millones), mientras en CAP estimamos preliminarmente un impacto mayor, aunque potenciales acuerdos con las centrales térmicas que abastecen las operaciones de CAP podrían mitigar o distribuir el pago impositivo total de las emisiones generadas. iv. Impuesto a las bebidas azucaradas. CCU posee un mayor impacto relativo en valorización El proyecto presentado estima un aumento en los impuestos ad-valorem para el segmento de las bebidas azucaradas y alcohólicas, más un variable por concentración alcohólicas a estas bebidas. Esta reforma, en el segmento de bebidas carbonatadas, presenta un escenario similar a los cambios tributarios realizados en México a finales de 2013, donde se aplicó un impuesto especial de 10% a las bebidas azucaradas y se estimó una caída de 13% en el consumo. Tomando en cuenta el similar consumo per cápita para este segmento de bebidas en ambos países, se realizó una aproximación en la elasticidad en relación al cambio en el tributo propuesto para Chile. Para el caso de nuestro país, muchos de los segmentos que estiman un incremento tributario se encuentran en la actualidad afectos a impuestos especiales, lo que ejercería una menor incidencia en las elasticidades estimadas. Se consideró una elasticidad precio-cantidad a las bebidas carbonatadas de 0,86, bebidas alcohólicas de 0,59 (licores y cervezas) y vino de 0,76, haciendo referencia a la literatura disponible y estimando escenarios de sustitución entre los segmentos de bebidas alcohólicas. En términos finales, la variación de impuesto neto a las bebidas alcohólicas estimaría una carga impositiva neta de 20,5% a las cervezas, 24% al vino, 35,5% al pisco y 38% a bebidas de alta concentración alcohólica como el whiskey, vodka entre otros. Por otra parte, sensibilizamos nuestros modelos de valorización para CCU, Andina, Embonor y Concha y Toro respecto a 2 escenarios posibles de transferencia de los nuevos impuestos a precio final y su respectiva incidencia en la cantidad de volumen demanda (50% y 100%) (Figura 11). En la valorización de las respectivas empresas en relación al alza de los impuestos y su capacidad de transferencia a precio final con su consecuente impacto en cantidad demandada, CCU y Concha y Toro poseen un mayor impacto negativo en los segmentos de venta y volúmenes, al considerar que la mayoría de estos estarían afecto a un cambio en los impuestos a niveles superiores a los actuales. Esta valorización en el impacto estimó un poder superior de sustitución a segmentos de bebidas de menor grado alcohólico en relación a aquellas de mayor concentración, y de esta manera minimizando el impacto en volumen demandado. Por su parte, Andina presenta un menor impacto en valorización en el escenario de 100% de traspaso a precio, al presentar una mayor diversificación de sus ingresos, especialmente después de la expansión en Brasil, con la adquisición de embotelladora Ipiranga. De la misma manera, el impacto para Embonor es mitigado por la diversificación de sus ingresos, considerando que 35% de estos proviene de Bolivia (Figura 12).

Reforma tributaria: Primer acercamiento cuantitativo respecto a sorpresas sectoriales. 8 Mientras tanto, para Concha y Toro, el impacto de la reforma tributaria afecta cerca del 20% de sus ingresos, con un incremento del 9% para el precio final del vino, llevando la carga impositiva a 24% más IVA y un incremento de 11% para licores de alta concentración alcohólica teniendo un impuesto final de 38% más IVA (escenarios que consideran el efecto neto a la carga impositiva variable por concentración alcohólica). Impacto importante afectará a la venta de licores, que experimentaba tasas de crecimiento superiores al consumo de vino doméstico, con un mayor dinamismo para la industria. Con todo, estimamos que el mayor impacto relativo estaría afectado a CCU y Concha y Toro, dada la naturaleza de su giro y la exposición a las bebidas alcohólicas. Mientras que, al incluir carga impositiva a las bebidas azucaradas, presentan una menor variación y menor impacto a las empresas que las producen (Andina y Embonor). Conclusión Aspectos generales de la reforma tributaria, en particular, el alza gradual en impuestos de primera categoría ya se encuentran incorporados en nuestras valorizaciones siendo consistentes con nuestro target Ipsa 2014 en 4.110 ptos, el cual se mantiene tras conocer los detalles de la reforma tributaria. Sin embargo, consideramos que aún se genera un amplio espacio de incertidumbre ante los efectos de equilibrio general en las compañías Ipsa, respecto a los impactos indirectos en valorización relacionados con la eliminación del FUT y la consecuente retención del 10% asociado al impuesto global complementario a los accionistas. Potenciales impactos en decisiones de inversión, política de dividendos y estructura de financiamiento, consideramos aún muy lejanos de cuantificar, más allá de los incentivos implícitos que se generan y que explicamos anteriormente. Por otro lado, a través de ejercicios de simulación, hemos cuantificado preliminarmente impactos de nuevos gravámenes al sector de bebidas y sector eléctrico, siendo las más afectadas por el lado negativo CCU y Concha y Toro, y E-CL y Aes Gener, respectivamente. Con todo, si bien Proyecto de reforma tributaria cuenta con mayoría de respaldo parlamentario, no descartamos modificaciones en el alcance y/o metodología de ciertas propuestas que poseen impacto bursátil y que pueden alterar nuestros escenarios de simulación. Más allá de las sorpresas puntuales respecto al esquema tributario, consideramos que anuncio finalmente disipa una fuente de incertidumbre para la plaza local y entrega sustento hacia nuestro target Ipsa 2014, con riesgos bursátiles principalmente a nivel sectorial.

Reforma tributaria: Primer acercamiento cuantitativo respecto a sorpresas sectoriales. 9 Alberto Naudon Economista Jefe Pamela Auszenker, CFA Subgerente Equity Research Rubén Catalán, CFA Analista Senior Renta Fija Marcelo Catalán Jefe Equity Research Eléctrico Antonio Moncado Gustavo Catalán Cristian Ashwell Verónica Pérez Analista Analista Analista Analista Economía y Renta Fija Bancos Salud, Construcción, AFPs Retail Felipe Ruiz Analista Commodities Recomendación Sobreponderar Neutral Subponderar S.R. E.R. Definición La rentabilidad esperada en los próximos 12 meses para el instrumento financiero es superior en 2,5% 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 +/-2,5% 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 2,5% o más respecto de nuestro retorno proyectado para el índice selectivo (IPSA). Sin Recomendación. Precio en Revisión. Prohibida la reproducción total o parcial de este informe sin la autorización de BCI Estudios. Riesgo alto/medio/bajo de recomendación de inversión implica una alta/media/baja sensibilidad a cambios en las principales variables que determinan el upside potencial de la acción. Asimismo, el análisis respectivo contempla tanto factores cuantitativos como cualitativos. Este informe ha sido preparado con el objeto de brindar información a los clientes de Bci Corporate & Investment Banking. 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 este 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 Corporate & Investment Banking 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 información que aquí se presenta, es de exclusiva responsabilidad de la persona que la realiza.