Análisis Razonado Enel Generación Chile Septiembre 2021

ANÁLISIS RAZONADO

ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

GRUPO ENEL GENERACIÓN CHILE

AL 30 DE SEPTIEMBRE DE 2021

ANÁLISIS RAZONADO

ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS DE

ENEL GENERACIÓN CHILE al 30 de septiembre de 2021

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

RESUMEN EJECUTIVO

• El resultado neto atribuible a Enel Generación Chile S.A. alcanzó una utilidad de Ch$ 64.488 millones a septiembre de 2021, comparado con una pérdida de Ch$ 299.421 millones registrada en el mismo período del año anterior. Este incremento se explica principalmente por el registro de mayores pérdidas por deterioro en septiembre de 2020 por Ch$ 688.331 millones asociadas a la desconexión de la unidad generadora a carbón Bocamina II. Durante el 3T 2021, el resultado neto registró una pérdida de Ch$ 3.934 millones, lo que representa una reducción de Ch$ 100.350 millones respecto al 3T 2020, como consecuencia del importante incremento en los costos operacionales.
• Al aislar los efectos extraordinarios asociados a Bocamina II y a los gastos registrados en 2021 relacionados con la estrategia de digitalización del Grupo para el período 2021-2024 por Ch$ 6.001 millones, el beneficio neto de la Compañía se redujo un 60,9% al llegar a Ch$ 86.131 millones a septiembre de 2021 respecto a la utilidad neta ajustada de Ch$ 220.323 millones a septiembre de 2020. Al aplicar el mismo criterio a los resultados trimestrales, el beneficio neto disminuyó un 97,8% al totalizar Ch$ 2.184 millones en el 3T 2021, debido principalmente a los mayores costos operacionales.
• La generación de energía neta totalizó 11.358 GWh a septiembre de 2021, un 1,9% inferior (-222 GWh) respecto a igual período del año anterior, en tanto que durante el 3T 2021, la generación neta fue de 3.759 GWh, con una baja de 9,4% (-388 GWh) respecto al 3T 2020. Lo anterior se debió en gran parte a una menor generación hidroeléctrica en el último trimestre producto de la condición de sequía que ha afectado al país.
• Las ventas físicas de energía registraron un total de 20.219 GWh a septiembre de 2021, con un crecimiento de 25,5% (+4.109 GWh) explicado por mayores ventas a clientes libres asociadas en gran medida a nuevos contratos, incluyendo aquellos transferidos desde Enel Distribución Chile como resultado de la aplicación de la ley de giro exclusivo de distribución. Del mismo modo, durante el 3T de 2021, las ventas físicas aumentaron un 36,6% (+1.984 GWh) al totalizar 7.410 GWh, como consecuencia de las mayores ventas a clientes libres.

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• En línea con el punto anterior, los ingresos operacionales totalizaron Ch$ 1.377.992 millones, lo que representa un incremento de 22,9% respecto a septiembre de 2020, en tanto que durante el 3T 2021, los ingresos operacionales crecieron un 46,7% llegando a Ch$ 543.262 millones. Estas variaciones fueron resultado principalmente de las mayores ventas físicas de energía y de una mayor comercialización de gas durante el último trimestre.
• Los costos de aprovisionamientos y servicios llegaron a Ch$ 1.106.436 millones a septiembre de 2021, equivalente a un alza de 69,5%, producto de mayores costos por compras de energía, mayor consumo de combustibles y mayores costos de aprovisionamientos y servicios. Lo anterior se debió al fuerte incremento de los costos operacionales durante el 3T 2021, con un aumento de 187,0% para llegar a un total de Ch$ 515.774 millones, debido principalmente al mayor costo por compras de energía por mayor cantidad y precio promedio, unido además a un mayor consumo de combustibles debido al mix de generación menos eficiente por la escasa hidrología y a un mayor costo de comercialización de gas.
• El gasto de personal registró un alza de 19,9%, alcanzando los Ch$ 39.243 millones, producto de los mayores gastos registrados principalmente en el 2T 2021 relacionados con la estrategia de digitalización del Grupo. Durante el 3T 2021, el gasto de personal disminuyó un 8,5% respecto al 3T 2020 al totalizar Ch$ 10.693 millones.
• Como resultado de los factores antes señalados, el EBITDA de la Compañía registró un valor de Ch$ 173.418 millones, con una disminución de 53,5% en relación a septiembre de 2020. Al aislar los efectos extraordinarios señalados previamente, el EBITDA de Enel Generación Chile se redujo un 47,9% al llegar a Ch$ 203.066 millones. Durante el 3T 2021, el EBITDA disminuyó un 101,3% al alcanzar una pérdida de Ch$ 2.007 millones. Al aislar los efectos extraordinarios, el EBITDA se redujo un 96,0% al totalizar Ch$ 6.374 millones.
• El resultado financiero pasó de un gasto por Ch$ 30.036 millones a septiembre de 2020 a uno por Ch$ 45.644 millones a septiembre de 2021, explicado en gran parte por mayores gastos financieros. Sin embargo, durante el 3T 2021, el resultado financiero registró una utilidad por Ch$ 9.097 millones, lo que equivale a un incremento por Ch$ 19.829 millones respecto al 3T 2020, producto de menores gastos financieros y una utilidad generada por diferencias de cambio.
• Enel Generación Chile logró una distinción en la sexta versión del Informe Reporta Chile en base al principio de "Compromiso" que reconoce su estrategia de descarbonización, reconocimiento que se suma al primer lugar obtenido por su matriz Enel Chile.

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RESUMEN FINANCIERO

• La deuda financiera bruta de la Compañía disminuyó en US$ 44 millones con respecto a septiembre 2020, registrando un valor de US$ 1.089 millones a septiembre de 2021.
• El costo promedio de la deuda aumentó a un 6,8% a septiembre 2021 desde un 6,6% registrado en el mismo periodo del año anterior.
• La caja y caja equivalente disponible de la Compañía registró un valor US$ 8 millones a septiembre de 2021.

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El Grupo Enel Generación Chile es propietario y opera 109 unidades de generación, con una capacidad instalada bruta combinada de 6.000 MW al 30 de septiembre de 2021. De estas unidades de generación, 38 son hidroeléctricas con una capacidad instalada de 3.469 MW, 20 son unidades de generación térmica que operan con gas, carbón o petróleo, con una capacidad instalada de 2.453 MW y 51 son unidades de generación eólica con una capacidad instalada de 78 MW. Esto significa que un 59% de nuestra potencia instalada corresponde a energías renovables y 41% corresponde a centrales térmicas.

Ventas de Energía (GWh)

Participación de Mercado

Acumulado

Trimestral

(%)

Mercados en que participa

sept-21

sept-20

Var %

3T2021

3T2020

Var %

sept-21

sept-20

Sistema Eléctrico Nacional (SEN)

20.219

16.110

25,5%

7.410

5.425

36,6%

36,2%

30,1%

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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 crea 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 son los niveles de precios definidos para el primer semestre de 2019 (Decreto 20T/2018) y se denominarán "Precio Estabilizado a Cliente Regulado" (PEC). Entre el 1 de enero 2021 y hasta el término del mecanismo de estabilización, los precios serán 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 al 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. 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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