Engie Energia Chile S A : Press Release EECL 1H23 Español

26 de Julio de 2023

ENGIE ENERGIA CHILE REPORTÓ UN EBITDA DE US$189 MILLONES Y UNA UTILIDAD NETA DE US$27 MILLONES EN EL PRIMER SEMESTRE DE 2023.

EL EBITDA ALCANZÓ US$189 MILLONES EN EL PRIMER SEMESTRE DEL AÑO, LO QUE REPRESENTA UNA RECUPERACIÓN DE 212% CON RESPECTO AL PRIMER SEMESTRE DE 2022. ESTE SEMESTRE SE HA CARACTERIZADO POR UNA RECUPERACIÓN EN EL MARGEN ELÉCTRICO PESE A QUE LOS COSTOS DE GENERACIÓN Y LOS COSTOS MARGINALES DEL SISTEMA SE MANTUVIERON ALTOS, DEBIDO AL REZAGO CON QUE LOS MENORES PRECIOS DE COMBUSTIBLES SE REFLEJAN EN ÉSTOS.

• Los ingresos operacionales alcanzaron los US$616,2 millones en el segundo trimestre de 2023, aumentando un 28% con respecto al segundo trimestre del año anterior, producto principalmente de la recuperación de la demanda de clientes regulados y mayores precios promedio de la energía vendida debido al alza en los indexadores de las tarifas.
• El EBITDA del segundo trimestre del año 2023 llegó a los US$87 millones, un aumento de US$95 millones en comparación con el EBITDA negativo en US$8 millones del segundo trimestre del año anterior. Esto se debió principalmente al incremento de los ingresos operacionales que superó al incremento que también se produjo en los costos de suministro.

• En el segundo trimestre, el resultado neto fue una utilidad de US$7,1 US$44,2 millones en el segundo trimestre del año anterior. Este resultado recuperación en el margen eléctrico.

millones, versus una pérdida de se explica principalmente por la

	Resumen de resultados (En millones de US$)
	2T22	2T23	Var %	6M22	6M23	Var%
Total ingresos operacionales	481,4	616,2	28%	899,2	1.204,0	34%
Ganancia operacional	(53,0)	40,6	n.a	(29,9)	97,9	n.a
EBITDA	(8,0)	87,1	n.a	60,5	189,0	212%
Margen EBITDA	-1,7%	14,1%	(15.8pp)	6,7%	15,7%	(9.0pp)
Total resultado no operacional	(8,3)	(43,7)	n.a	(28,0)	(74,0)	164%
Ganancia después de impuestos	(44,2)	7,1	n.a	(40,4)	26,8	n.a
Ganancia atribuible a los controladores	(44,2)	7,1	n.a	(40,4)	26,8	n.a
Ganancia por acción (US$/acción)	(0,042)	0,007		(0,038)	0,025
Ventas de energía (GWh)	3.043	3.005	-1%	6.007	5.943	-1%
Generación neta de energía (GWh)	1.615	1.641	2%	3.008	3.196	6%
Compras de energía al mercado spot (GWh)	1.114	697	-37%	2.113	1.249	-41%
Compras de energía bajo contrato (GWh)	430	724	69%	990	1.523	54%

ENGIE ENERGÍA CHILE S.A. ("EECL") participa en la generación, transmisión y suministro de electricidad y en el transporte de gas natural en Chile. EECL es el cuarto mayor generador de electricidad de Chile y uno de los actores más relevantes en la zona norte del SEN (ex SING). Al 30 de junio de 2023, mantenía un 8% de la capacidad de generación instalada del SEN. La firma provee electricidad directa y primordialmente a grandes clientes mineros e industriales y también cubre las necesidades de suministro de electricidad de compañías distribuidoras a lo largo del país. Actualmente, las acciones de EECL pertenecen en un 59,99% a ENGIE S.A. El 40,01% restante se transa públicamente en la Bolsa de Comercio de Santiago. Para mayor información, por favor diríjase a www.engie-energía.cl

Índice
HECHOS DESTACADOS	3
SEGUNDO TRIMESTRE DE 2023	3
PRIMER TRIMESTRE DE 2023	4
ANTECEDENTES GENERALES	5
Costos Marginales SEN	5
Generación	7
ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS FINANCIEROS	8
Segundo trimestre de 2023 comparado con el primer trimestre de 2023 y segundo trimestre de 2022	8
Ingresos operacionales	8
Costos operacionales	9
Margen Eléctrico	11
Resultado operacional	11
Resultados financieros	12
Ganancia neta	12
Primer semestre de 2023 comparado con el primer semestre de 2022	13
Ingresos operacionales	13
Costos operacionales	14
Resultado operacional	15
Resultados financieros	16
Liquidez y recursos de capital	17
Flujos de caja provenientes de la operación	17
Flujos de caja usados en actividades de inversión	17
Flujos de caja provenientes de actividades de financiamiento	18
Obligaciones contractuales	19
Política de dividendos	20
Política de Gestión de Riesgos Financieros	21
Riesgos inherentes al negocio y exposición a las fluctuaciones de precios de combustibles	22
Riesgo de tipos de cambio de monedas	23
Riesgo de tasa de interés	24
Riesgo de crédito	25
Estructura de Propiedad de la Compañía al 30 DE JUNIO DE 2023	27
ANEXO 1	28
ESTADÍSTICAS FÍSICAS Y ESTADOS FINANCIEROS TRIMESTRALES RESUMIDOS	28
Ventas Físicas	28
Balance 30
Principales Variaciones del Balance General	30
ANEXO 2	32
INDICADORES FINANCIEROS	33
CONFERENCIA TELEFÓNICA 6M23	34

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HECHOS DESTACADOS

SEGUNDO TRIMESTRE DE 2023

• Financiamiento con IFC y DEG por US$400 millones: La Corporación Financiera Internacional (IFC), miembro del Grupo del Banco Mundial anunció la firma de un préstamo verde y vinculado a la sostenibilidad para ENGIE Energía Chile S.A. (ENGIE Chile). Este financiamiento, unido a un préstamo paralelo provisto por el banco alemán DEG, del grupo bancario de fomento KFW, alcanza un monto comprometido total de US$400 millones a 10 años plazo. El propósito de este financiamiento es el de financiar inversiones en proyectos renovables, en línea con el plan de transformación energética de la Compañía, ayudando a la Compañía a pasar de la generación de energía en base a combustibles fósiles a la generación de energía renovable, y a la instalación de sistemas de almacenamiento (Battery Energy Storage System - BESS). El financiamiento incluye US$200 millones provistos por IFC, US$114,5 millones por inversionistas en el marco del programa de cartera de cofinanciamiento administrado por IFC, US$35,5 millones por el inversionista centrado en los ODS, ILX Fund, en el marco del Programa de Préstamos B de IFC, además del préstamo de DEG por US$50 millones
• Alianza estratégica con PASA para la operación de Puerto Andino: Con el objetivo de darle continuidad a nuestras operaciones portuarias y rentabilizar el uso de la instalación de Puerto Andino en Mejillones, en 2019 la compañía firmó una alianza estratégica con PASA, del grupo Sigdo Koppers- empresa experta en operar terminales portuarios- quien el día 3 de abril suscribió su primer contrato de descarga a través de Puerto Andino con SQM. Este contrato permitirá empezar a operar y desarrollar negocios, específicamente en temas de recepción, carga, descarga, transferencia y almacenamiento de cargas de terceros. De esta forma, el puerto podrá seguir operando de manera responsable junto con las comunidades, dando nuevos usos a los activos de la compañía, y extendiendo la vida de los mismos, convirtiéndose en una gran oportunidad de desarrollo para la Bahía de Mejillones. Puerto Andino, en operaciones desde 2017, tiene capacidad para recibir más de 6 millones de toneladas de graneles sólidos y líquidos, los que son transferidos con sistemas de descarga y transportadores de gran capacidad y tecnología. Además, el terminal cuenta con un calado máximo permitido de 17,9 metros, un desplazamiento máximo de 198.500 toneladas, y un diseño que le permite la operación de naves de tamaño capesize.
  Financiamiento con empresa relacionada y otros: El día 10 de abril de 2023, la compañía giró un crédito a corto plazo otorgado por su controladora, Engie Austral, por la cantidad de US$75 millones, el que podrá ser aumentado a US$150 millones para financiar inversiones en activos fijos y compras de GNL. Por otra parte, dentro de los esfuerzos por extender el plazo medio de vencimiento de su deuda, el día 20 de abril, la compañía renovó dos créditos con Scotiabank por un total de US$100 millones que vencían en abril y mayo de 2023, extendiendo su fecha de vencimiento al 21 de octubre de 2024, y el 22 de mayo renovó un crédito de US$50 millones con BCI, extendiendo su fecha de vencimiento al 12 de noviembre de 2024.
• Publicación Decreto Precio de Nudo Promedio Julio 2022: El 12 de abril de 2023, el Decreto de Precio de Nudo Promedio Julio 2022 emitido por la Comisión Nacional de Energía fue publicado en el Diario Oficial. Con la publicación de este decreto, junto a la publicación de la Resolución Exenta de la Comisión Nacional de Energía que estableció las bases de aplicación de la Ley N° 21.472 (MPC o Mecanismo de Protección al Consumidor), se cumplieron los requisitos para dar paso al programa de monetización de certificados de pago a ser emitidos por la Tesorería de la República a cuenta de los saldos a cobrar a las compañías distribuidoras. Este programa ha sido estructurado por BID Invest con la colaboración de Goldman Sachs y los bancos JP Morgan e Itaú quienes apoyarán en el proceso de venta de dichos certificados en el mercado financiero internacional. Este programa permitirá a la compañía vender parte de las cuentas por cobrar originadas por los mecanismos de estabilización de precios de la energía, que al 30 de junio de 2023 alcanzaban un total de US$451 millones. Este saldo podrá ser monetizado a través de ventas de certificados de pago y reliquidaciones en cuotas en las cuentas de los clientes regulados en cuanto se cumplan todas las condiciones regulatorias para ello, lo que se estima ocurra a partir de agosto de 2023.

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• Última venta de cuentas por cobrar "PEC-1": El 12 de mayo de 2023, la compañía vendió un monto nominal de US$51 millones en cuentas por cobrar bajo el programa conocido como PEC-1, recaudando US$38 millones después de un descuento financiero de US$12,6 millones. Esta venta dio fin a las ventas de cuentas por cobrar a clientes regulados a Chile Electricity PEC dentro del programa PEC-1, llegando a un total nominal de saldos vendidos de US$272,9 millones y con un total de US$193,9 millones en recursos líquidos recibidos entre febrero de 2021 y mayo de 2023. El gasto financiero total durante este período ascendió a US$71,9 millones.
• Junta de Accionistas: En la Junta Ordinaria de Accionistas de ENGIE Energía Chile S.A. celebrada el martes
  25 de abril de 2023, se adoptaron los siguientes acuerdos:
• 1. No distribuir dividendos definitivos con cargo al ejercicio 2022, en razón de las pérdidas reportadas en dicho ejercicio.
  2. Designar como empresa de auditoría externa a la firma EY Servicios Profesionales de Auditoría y Asesorías SpA.

PRIMER TRIMESTRE DE 2023

• Entrada en operación comercial de planta solar, Coya: El proyecto fotovoltaico, Coya, obtuvo la declaración de operación comercial (COD) por parte del Coordinador Eléctrico Nacional, entrando oficialmente en operación el 24 de marzo de 2023. El parque -ubicado en la comuna de María Elena, región de Antofagasta- tiene una capacidad de generación de 181,25 MWac y se trata del sitio en operación con el que la compañía aporta más energía renovable al Sistema Eléctrico Nacional (SEN). Con sus 369.432 paneles fotovoltaicos, permite suministrar energía renovable al equivalente a 73 mil hogares, lo que significa una reducción de 311.293 toneladas de CO2 por año. La energía solar generada por el parque fotovoltaico será almacenada gracias a un sistema de Battery Energy Storage System (BESS), que tendrá una capacidad de 638 MWh. La iniciativa denominada "BESS Coya" -que actualmente se encuentra en fase de construcción- entregará mayor eficiencia y flexibilidad al SEN.
• Suministro de gas natural licuado: Durante el primer trimestre de 2023, la Compañía ha asegurado la compra de gas natural licuado por un volumen total de 14 TBtu para sustituir los 4 cargos por un volumen total de 13,2 TBtu que su proveedor de gas natural licuado ("GNL"), Total Energies Gas & Power Limited ("Total"), no confirmara según lo informado en Hecho Esencial del 23 de diciembre de 2022. Mediante este suministro sustitutivo de GNL, a precios de mercado, la Compañía ha podido reducir su exposición al mercado spot para asegurar el suministro continuo de energía a sus clientes.
• Falla en central IEM: El pasado 24 de enero la central generadora Infraestructura Energética Mejillones (IEM) presentó una falla en uno de sus transformadores auxiliares lo que produjo un desperfecto en el sistema eléctrico. De acuerdo con los protocolos de ENGIE, ante esta situación se decidió detener la operación de la unidad. Si bien estimaciones preliminares situaban el retorno de la unidad para inicios de julio de 2023, la compañía ha tomado todas las medidas necesarias para anticipar la reanudación de operaciones de la central, la que ocurrió dentro de la primera quincena de mayo de 2023. Durante este período se aprovechó de adelantar el mantenimiento anual programado de la central para acortar el periodo de detención de operaciones durante el año 2023.
• Financiamiento: En términos de su estructura financiera, durante el primer trimestre, la Compañía renovó US$80 millones de deuda que vencía en febrero de 2023, obtuvo un nuevo crédito de US$50 millones a un año plazo y giró US$93 millones del préstamo a 5 años otorgado por Banco Santander a fines de 2022 para la compra de activos renovables, con los que prepagó la deuda que tenían dichos activos por un total de US$80 millones.
• Revisión de perspectiva de calificación por parte de Standard & Poor's: El 31 de marzo de 2023, S&P Global Ratings colocó sus calificaciones 'BBB' en Credit Watch negativo. En opinión de S&P, la posición de liquidez de Engie Energia Chile S.A. (Engie Chile) ha empeorado debido a los mayores requerimientos de

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capital de trabajo en 2022, y cree que esta situación persistirá hasta que la compañía sea capaz de refinanciar o pagar parte de su deuda a corto plazo, que alcanzó los 360 millones de dólares en diciembre de 2022. Una rebaja en la calificación podría darse si la empresa no logra remediar las presiones de liquidez actuales a través de una estrategia de refinanciación en los próximos tres meses. El perfil de vencimientos de deuda de Engie Chile podría mejorar ya sea mediante la monetización de sus cuentas por cobrar originadas por las leyes de estabilización de tarifas a los clientes regulados, un programa de gestión de pasivos, o un apoyo explícito de su matriz, Engie S.A. S&P también revisó a la baja el perfil crediticio independiente (SACP) de Engie Chile a 'BB' desde 'BB+'. Sin embargo, S&P sigue viendo a la compañía como una subsidiaria estratégicamente importante de Engie S.A. (Engie; BBB+ / Estable / A-2), y su soporte grupal proporciona tres notches de aumento de calificación del SACP de Engie Chile.

• Energización proyecto Albemarle: Entre el 24 y 25 de marzo, el equipo de proyectos de la unidad de negocios de transmisión cumplió un importante hito, al realizar todas las tareas programadas para la energización de las nuevas instalaciones del Proyecto Albemarle. El alcance del proyecto contempló la ampliación de la Subestación Tap - Off 220/23kV existente (propiedad de AES Andes), la construcción de la Subestación Salar dentro de planta Albemarle y la construcción de una línea de 23 kV de 35 kilómetros para unir ambas subestaciones y, de esta manera, transmitir la energía a la planta por 20 años. Esta tarea, tuvo un total de 600.000 Horas - Humanas (HH) sin accidentes, con un peak de 180 trabajadores en terreno durante el proceso de construcción.

ANTECEDENTES GENERALES

Los sistemas interconectados Central y del Norte Grande, operaron aisladamente hasta el 24 de noviembre de 2017, en que gracias a la entrada en operación comercial del proyecto TEN que pertenece en un 50% a la Compañía, se verificó la interconexión entre ambos sistemas eléctricos, configurándose el SEN - Sistema Eléctrico Nacional. ENGIE Energía Chile (en adelante EECL) posee la mayor parte de su capacidad instalada de generación en la zona norte del SEN (ex SING), donde se concentra una porción significativa de la industria minera del país. Dadas sus características geográficas, el sistema interconectado de la zona norte se trata de un sistema termoeléctrico con generación a base de carbón, gas natural y petróleo diésel, con una creciente penetración de energías renovables, incluyendo energía solar, eólica y geotérmica. A partir de 2018, EECL comenzó su diversificación geográfica con la adquisición de activos de generación renovable en otras regiones del país y con el inicio de contratos de suministro con distribuidoras en la región centro-sur. La entrada en operaciones de la interconexión de los sistemas a fines de noviembre de 2017, y la entrada en operaciones del Proyecto de Interconexión Cardones-Polpaico de InterChile, el 30 de mayo de 2019, permitió que se acoplaran las barras de las distintas localidades del sistema, disminuyendo el vertimiento de energía renovable que no lograba ser inyectada al sistema por la insuficiencia de la infraestructura de transmisión. Sin embargo, la mayor velocidad de instalación de proyectos de energía renovable en los últimos años ha copado la capacidad de la infraestructura de transmisión, haciendo necesaria una expansión de ésta para impedir el vertimiento de energía renovable.

Costos Marginales SEN

2022		Real (Monthly Average per Node)
Month	Crucero 220	Polpaico 220	Charrúa 220	Pto. Montt 220	Temuco 220
Ene	69	69	75	213	77
Feb	68	68	69	290	72
Mar	95	102	114	210	117
Abr	108	118	126	230	127
May	96	102	100	187	101
Jun	190	200	196	224	192
Jul	116	154	148	241	144
Ago	101	112	100	199	90
Sep	84	87	82	198	70
Oct	83	69	61	77	54
Nov	112	95	86	100	72
Dic	96	91	89	83	61
YTD	101	105	104	188	98

Fuente: Coordinador Eléctrico Nacional.

2023	Real (Monthly Average per Node)
Mes	Crucero 220	Polpaico 220	Charrúa 220	Pto. Montt 220	Temuco 220
Ene	96	94	91	197	89
Feb	114	114	110	215	107
Mar	106	133	132	207	128
Abr	109	133	132	160	130
May	106	123	123	138	118
Jun	93	104	102	90	88
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dec
YTD	104	117	115	168	110

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