Enel Generación Chile S A : Análisis Razonado – Enel Generación Chile – Diciembre 2022

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AL 31 DE DICIEMBRE DE 2022

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(Cifras expresadas en millones de Pesos Chilenos - Ch$ millones)

RESUMEN EJECUTIVO

• El 19 de diciembre de 2022, Enel Generación Chile y Shell suscribieron un contrato materializando modificaciones al acuerdo existente, principalmente en cuanto a volúmenes comprometidos por el suministrador. De conformidad a dicho contrato, Shell se obligó al pago de US$ 520 millones a Enel Generación Chile, monto cobrado y registrado íntegramente como ingresos operacionales del año 2022. Cabe destacar que la reducción de cantidades de gas corresponde a una porción del total de gas que se proyecta será excedentaria para el cumplimiento de los compromisos adoptados por Enel Generación Chile.
• El resultado neto atribuible a Enel Generación Chile S.A. alcanzó una utilidad de Ch$ 597.565 millones a diciembre de 2022, superando ampliamente la utilidad de Ch$ 115.941 millones registrada a diciembre de 2021, debido en gran medida a mayores ventas de energía y comercialización de gas, unido al ingreso adicional generado por el acuerdo con Shell antes señalado. Durante el 4T 2022, el resultado neto registró una utilidad de Ch$ 438.692 millones, lo cual se compara positivamente con una utilidad de Ch$ 51.453 millones registrada en el 4T 2021. Cabe señalar que, en el último trimestre de 2022, se registraron castigos de proyectos térmicos e hidroeléctricos que no serán desarrollados dadas la estrategia de descarbonización de la Compañía y las nuevas condiciones de mercado respectivamente, y que en total ascendieron a Ch$ 22.912 millones.
• Al aislar los efectos extraordinarios asociados a Bocamina II, los castigos de los proyectos en desarrollo y a los gastos registrados en 2021 relacionados con la estrategia de digitalización del Grupo, el beneficio neto de la Compañía creció un 269,7% al llegar a Ch$ 651.922 millones respecto a la utilidad neta ajustada de Ch$ 176.348 millones a diciembre de 2021. Al aplicar el mismo criterio a los resultados trimestrales, el beneficio neto alcanzó un valor de Ch$ 455.418 millones en el 4T 2022, lo cual se compara positivamente con la utilidad neta ajustada de Ch$ 90.217 millones obtenida en el 4T 2021.

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• La generación de energía neta totalizó 17.729 GWh a diciembre de 2022, con un crecimiento de 13,8% (+2.146 GWh) respecto al año 2021, como consecuencia de una mayor generación hidroeléctrica junto a un mayor despacho de las centrales de ciclos combinados. A nivel trimestral, la generación neta de la Compañía fue de 4.459 GWh en el 4T 2022, presentando un incremento de un 5,5% (+234 GWh) respecto al 4T 2021, debido al mayor despacho hidroeléctrico asociado a la mejor hidrología del período 2022.
• Las ventas físicas de energía registraron un total de 31.457 GWh a diciembre de 2022, lo que representa un incremento de 14,5% (+3.979 GWh) explicado básicamente por una mejora en las ventas a clientes regulados, unido a mayores ventas a clientes libres asociadas en gran parte a nuevos contratos. Del mismo modo, durante el 4T 2022, las ventas físicas aumentaron un 10,2% (+741 GWh) al totalizar 8.000 GWh, debido principalmente a las mayores ventas a clientes regulados y en el mercado spot.
• Con relación al punto anterior, los ingresos operacionales crecieron un 101,0% a diciembre de 2022 y totalizando Ch$ 3.818.907 millones, explicados por el ingreso adicional generado por el acuerdo con Shell, las mayores ventas físicas de energía y un mayor precio medio de venta expresado en pesos, además de una mayor comercialización de gas. Análogamente, durante el 4T 2022, los ingresos operacionales aumentaron un 168,7% llegando a Ch$ 1.402.005 millones.
• Los costos de aprovisionamientos y servicios registraron un total de Ch$ 2.818.055 millones a diciembre de 2022, equivalente a un alza de 87,2% producto de un mayor costo por compras de energía por mayor cantidad y precio promedio de compra, un mayor costo de comercialización de gas, y un mayor costo por consumo de combustibles debido al mayor despacho térmico y a mayores precios de commodities. Similar tendencia se observó en los costos operacionales trimestrales los cuales pasaron de Ch$ 398.675 millones en el 4T 2021 a Ch$ 704.382 millones en el 4T 2022.
• Los otros gastos por naturaleza registraron un aumento de 74,7%, lo cual se explica principalmente por el castigo de proyectos térmicos, en línea con la estrategia de descarbonización del Grupo, y también por el castigo de proyectos hidroeléctricos que no serán desarrollados dadas las nuevas condiciones de mercado, con un valor total de Ch$ 22.912 millones.

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• Como resultado de lo descrito previamente, el EBITDA de la Compañía aumentó un 226,8% al registrar un valor de Ch$ 849.770 millones a diciembre de 2022. Al aislar los efectos extraordinarios señalados anteriormente, el EBITDA de Enel Generación Chile se incrementó en un 194,4% al llegar a Ch$ 924.231 millones. Durante el 4T 2022, el EBITDA registró un valor de Ch$ 641.531 millones, equivalente a una mejora de Ch$ 554.944 millones respecto al mismo período del año anterior. Al aislar los efectos extraordinarios, el EBITDA alcanzó un valor de Ch$ 664.443 millones en el 4T 2022, lo cual se compara positivamente con el EBITDA ajustado de Ch$ 110.916 millones obtenido en el 4T 2021.
• El resultado financiero presentó una mejora por Ch$ 11.673 millones a diciembre de 2022 al registrar un gasto de Ch$ 30.772 millones, explicado en gran parte por un mayor ingreso financiero y una mayor utilidad por diferencia de cambio en el período. No obstante lo anterior, durante el 4T 2022, el resultado financiero pasó de una ganancia por Ch$ 3.199 millones a un gasto por Ch$ 24.633 millones lo cual se explica en parte por mayores gastos financieros.
• El 30 de septiembre de 2022, en el marco de su estrategia de Transición Energética Justa, Enel Generación Chile desconectó de manera definitiva la Unidad 2 (350 MW) del Complejo Termoeléctrico Bocamina ubicado en la comuna de Coronel, la última de las dos unidades de esta planta, transformándose así en la primera compañía generadora del sector eléctrico en dejar de utilizar carbón en sus operaciones en Chile. Tras el cierre de Bocamina, la Compañía cumplió con el desafío asumido en 2019 al suscribir el Acuerdo Nacional de Descarbonización, 18 años antes de lo comprometido inicialmente.

RESUMEN FINANCIERO

• La deuda financiera bruta de la Compañía disminuyó en US$ 46 millones con respecto a diciembre 2021, registrando un valor de US$ 1.020 millones a diciembre de 2022.
• El costo promedio de la deuda disminuyó desde un 6,8% a diciembre de 2021 a un 6,7% registrado a diciembre de 2022.
• La caja y caja equivalente disponible de la Compañía registró un valor de US$ 18 millones a diciembre de 2022.

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La potencia neta total del Grupo Enel Generación Chile asciende a 5.5481 MW al 31 de diciembre de 2022, y corresponde en un 63% a energías renovables. Es así como 3.416 MW involucran unidades de generación hidroeléctricas, 2.050 MW a centrales térmicas que operan con gas o petróleo, y 82 MW en unidades de generación eólica.

		Ventas de Energía (GWh)				Participación de Mercado
Mercados en que participa	dic-22	dic-21	Var %		4T2022	4T2021	Var %		dic-22	dic-21
Sistema Eléctrico Nacional (SEN)	31.457	27.477	14,5%		8.000	7.259	10,2%		40,8%	36,7%

• Incluye la venta de la central térmica Diego de Almagro (-23,8 MW), la desconexión de Bocamina 2 (-320 MW), el ajuste de capacidad de la central Abanico (-42,8 MW), y los aumentos de capacidad de las centrales Taltal TG (+2,6 MW) y Sauzal (+0,5 MW).

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INFORMACIÓN RELEVANTE PARA EL ANÁLISIS DE LOS PRESENTES ESTADOS FINANCIEROS

Cambios Regulatorios:

• Como parte de la agenda social anunciada por el gobierno, se publicó el 2 de noviembre de 2019 en el Diario Oficial la Ley N°21.185, del Ministerio de Energía, que creó un Mecanismo Transitorio de Estabilización de Precios de la Energía Eléctrica para Clientes sujetos a Regulación de Tarifas (en adelante "Ley de Estabilización Tarifaria"). Por medio de esta Ley, entre el 1 de julio de 2019 y el 31 de diciembre de 2020, los precios a traspasar a clientes regulados serían los niveles de precios definidos para el primer semestre de 2019 (Decreto 20T/2018) y se denominarían "Precio Estabilizado a Cliente Regulado" (PEC). Entre el 1 de enero 2021 y hasta el término del mecanismo de estabilización, los precios serían aquellos definidos en las fijaciones semestrales a que se refiere el artículo 158 de la Ley Eléctrica, pero no podrán ser superior al PEC ajustado de acuerdo con el Índice de Precios al Consumidor a partir del 1 de enero de 2021 con base en la misma fecha (PEC ajustado). Las diferencias de facturación que se produzcan generarán una cuenta por cobrar a favor de los generadores con un límite de US$ 1.350 millones hasta el 2023. Dicho límite fue alcanzado en enero de 2022. El saldo debe ser recuperado a más tardar el 31 de diciembre de 2027.
  Con fecha 14 de septiembre de 2020, la Comisión Nacional de Energía publicó la Resolución N° 340 Exenta, que modificó las disposiciones técnicas para la implementación de la Ley de Estabilización Tarifaria. Esta Resolución aclaró que el pago a cada suministrador "deberá irse imputando al pago de saldos de manera cronológica, pagándose de los saldos más antiguos a los más nuevos" y no de manera ponderada sobre el total de saldos pendientes de pago, como la Industria interpretaba hasta dicha fecha.
  Además, esta Resolución estableció que el pago de saldos se realizará con el dólar observado del sexto día hábil siguiente al día de publicación del Cuadro de Pago de saldos del Coordinador, en reemplazo del dólar promedio del mes de facturación, como estaba establecido hasta ese momento.

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