Engie Energia Chile S A : Press Release EECL 1Q22 Español Vf

27 de Abril de 2022

ENGIE ENERGIA CHILE REPORTÓ UN EBITDA DE US$69 MILLONES Y UNA UTILIDAD NETA DE US$4 MILLONES EN EL PRIMER TRIMESTRE DEL AÑO 2022.

EL EBITDA ALCANZÓ US$68,5 MILLONES EN EL PRIMER TRIMESTRE DEL AÑO LO QUE REPRESENTA UNA LEVE RECUPERACIÓN DE 4% CON RESPECTO AL PRIMER TRIMESTRE DE 2021. ESTE TRIMESTRE SE HA CARACTERIZADO POR EL AUMENTO DEL COSTO DE GENERACIÓN Y DE LOS COSTOS MARGINALES DEL SISTEMA QUE HAN ESTADO IMPACTADOS POR LA SEQUÍA Y EL ALZA DE PRECIO DE LOS COMBUSTIBLES A NIVEL MUNDIAL.

• • Los ingresos operacionales alcanzaron los US$417,9 millones en el primer trimestre de 2022, aumentando un 26% con respecto al primer trimestre del año anterior, producto principalmente de la recuperación de la demanda de clientes libres, mayores precios promedio de la energía vendida debido al alza en los indexadores del precio de la energía, e ingresos resultantes de un acuerdo firmado a principios de febrero con el proveedor principal de gas natural licuado de la compañía.

• • El EBITDA del primer trimestre del año 2022 llegó a los US$68,5 millones, un leve aumento de 4% en comparación con el primer trimestre del año anterior. Esto se debió principalmente a mayores ingresos operacionales acompañados de altos costos de suministro que resultaron en un ajustado margen eléctrico.

• • En el primer trimestre, el resultado neto fue una utilidad de US$3,8 millones, versus una pérdida de US$17,6 millones en el primer trimestre del año anterior. Este resultado se explica principalmente por el costo financiero de la venta y cesión de los saldos generados por la aplicación del mecanismo transitorio de estabilización de precios de la energía eléctrica (Ley N° 21.185 de noviembre 2019 - "PEC") que alcanzó los US$40,9 millones en el primer trimestre de 2021 y US$3,9 millones en igual período de 2022.

Resumen de resultados (En millones de US$)

1T21 1T22 Var %

Total ingresos operacionales 332,3 417,9 26%

Ganancia operacional 20,7 23,1 12%

EBITDA 65,9 68,5 4%

Margen EBITDA 19,8% 16,4% (14,8pp)

Total resultado no operacional (46,3) (19,7) n.a

Ganancia después de impuestos (17,6) 3,8 78%

Ganancia atribuible a los controladores (17,6) 3,8 78%

Ganancia por acción (US$/acción) (0,017) 0,004

Ventas de energía (GWh) 2.849 2.964 4%

Generación neta de energía (GWh) 1.831 1.393 -24%

Compras de energía al mercado spot (GWh) 932 999 7%

Compras de energía bajo contrato (GWh) 122 561 359%

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 31 de marzo de 2022, 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 awww.engie-energía.cl

Índice

HECHOS DESTACADOS ............................................................................................................................................ 3

HECHOS POSTERIORES .............................................................................................................................. 3

PRIMER TRIMESTRE DE 2022 .................................................................................................................... 3

ANTECEDENTES GENERALES ................................................................................................................................ 4

Costos Marginales SEN ................................................................................................................................... 4

Generación ...................................................................................................................................................... 6

ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS FINANCIEROS ................................................................................................ 7

Primer trimestre de 2022 comparado con el cuarto trimestre de 2021 y primer trimestre de 2021 ................. 7

Ingresos operacionales ...................................................................................................................... 7

Costos operacionales ......................................................................................................................... 8

Margen Eléctrico ............................................................................................................................. 10

Resultado operacional ..................................................................................................................... 10

Resultados financieros .................................................................................................................... 11

Ganancia neta .................................................................................................................................. 11

Liquidez y recursos de capital ....................................................................................................................... 11

Flujos de caja provenientes de la operación .................................................................................... 12

Flujos de caja usados en actividades de inversión ...................................................................... 12

Flujos de caja provenientes de actividades de financiamiento ........................................................ 13

Obligaciones contractuales .............................................................................................................. 13

Política de dividendos .................................................................................................................................. 14

Política de Gestión de Riesgos Financieros ................................................................................................... 15

Riesgos inherentes al negocio y exposición a las fluctuaciones de precios de

combustibles .................................................................................................................... 16

Riesgo de tipos de cambio de monedas ........................................................................................ 16

Riesgo de tasa de interés ............................................................................................................... 18

Riesgo de crédito ............................................................................................................................. 18

Estructura de Propiedad de la Compañía al 31 DE MARZO DE 2022 ....................................................................... 20

ANEXO 1 .................................................................................................................................................................... 21

ESTADÍSTICAS FÍSICAS Y ESTADOS FINANCIEROS TRIMESTRALES RESUMIDOS ................... 21

Ventas Físicas ................................................................................................................................. 21

Estados de Resultados Trimestrales ................................................................................................ 22

Balance .......................................................................................................................................... 23

Principales Variaciones del Balance General ................................................................................................ 23

ANEXO 2 .................................................................................................................................................................... 25

INDICADORES FINANCIEROS ................................................................................................................. 25

CONFERENCIA TELEFÓNICA 3M22 ..................................................................................................................... 26

HECHOS DESTACADOS

• • COVID-19: El Coronavirus o COVID 19 llegó a Chile el 3 de marzo de 2020 y al 26 de abril de 2022 contabiliza 3.549.327 casos confirmados y 57.387 muertes. Chile se encuentra en alerta frente a la propagación de diferentes variantes del virus. La pandemia ha sido catalogada como la peor crisis sanitaria y económica en el último tiempo y nos ha desafiado a adaptarnos y ser ágiles en las decisiones, privilegiando el bienestar de nuestros trabajadores; la continuidad operacional de nuestra empresa, y la coordinación con nuestros grupos de interés, incluyendo clientes, proveedores y comunidades. Contamos con un Comité de Crisis y planes de contingencia con todas las medidas sanitarias correspondientes en los sitios, cumpliendo con las disposiciones de la autoridad. De la misma forma, hemos hecho seguimiento de las acciones tomadas por nuestras empresas contratistas y proveedores y solicitado cumplir los estándares para mantener seguros a sus respectivos trabajadores. A partir de enero 2022 contamos con una modalidad de trabajo híbrido, la que se encuentra sujeta a las disposiciones de la autoridad en cada momento. Chile mantiene un sólido desempeño en el proceso de vacunación y superó las 17 millones de personas vacunadas con esquema completo.

HECHOS POSTERIORES

• • Junta Ordinaria de Accionistas: En la Junta Ordinaria de Accionistas de ENGIE Energía Chile S.A. celebrada el martes 26 de abril de 2022, se adoptaron los siguientes acuerdos:

  • a. No distribuir dividendos definitivos con cargo al ejercicio 2021, sin perjuicio de la ratificación de los dividendos provisorios pagados durante dicho ejercicio.

  • b. Elegir directores titulares y suplentes a las personas que a continuación se indican:

  • c. Designar como empresa de auditoría externa a la firma EY Servicios Profesionales de Auditoría y Asesorías SpA.

PRIMER TRIMESTRE DE 2022

• • El Coordinador Eléctrico Nacional autorizó la entrada en operación comercial del Parque Solar Tamaya, ubicado en la Región de Antofagasta. Este nuevo activo forma parte de nuestro ambicioso Plan de Transformación por 2.000 MW de energía renovable para Chile y está en línea con la meta de acelerar la transición hacia una economía carbono neutral, mediante la reducción del consumo de energía y soluciones más respetuosas con el medioambiente. El parque PV Tamaya, que se encuentra produciendo energía desde

noviembre de 2021, está ubicado en Tocopilla y tiene una potencia instalada de 114 MWac, gracias a sus 298.980 unidades de paneles fotovoltaicos.

• • Venta de cuentas por cobrar: Con fecha 4 de marzo, ENGIE Energía Chile S.A. y su filial Eólica Monte Redondo SpA vendieron a Chile Electricity PEC SpA el cuarto grupo de saldos generados a su favor por la aplicación del mecanismo transitorio de estabilización de precios de la energía eléctrica. Esta venta, realizada según los términos y condiciones de los acuerdos firmados con Goldman Sachs, IDB Invest y Allianz, comprendieron cuentas por cobrar por un valor nominal total de US$13,5 millones. El diferencial entre el monto nominal de saldos vendidos en este cuarto grupo y el precio de compra fue registrado como gasto financiero en primer trimestre del ejercicio 2022 (US$3,9 millones). Tras la realización de esta venta, el monto total de cuentas por cobrar vendidas por los cuatro grupos alcanzó los US$180,8 millones, lo que representa alrededor del 68% de los saldos que ENGIE espera acumular durante el período de vigencia del mecanismo.

ANTECEDENTES GENERALES

Los sistemas interconectados Central y del Norte Grande, operaron aisladamente hasta el día 24 de noviembre de 2017. En ese día, 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. Desde la entrada en operaciones de la interconexión de los sistemas a fines de noviembre de 2017, se han observado flujos de energía, principalmente renovable, desde la zona conocida como Norte Chico hacia el Norte Grande del país.

En tanto el Proyecto de Interconexión Cardones-Polpaico de InterChile, entró en operación comercial el 30 de mayo de 2019, lo que ayudó a que las barras de las distintas localidades se acoplaran y disminuyera el vertimiento de energía renovable, que no lograba ser inyectada al sistema por la insuficiencia de la infraestructura de transmisión.

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Costos Marginales SEN

2021 MesCrucero 220 Polpaico 220 Real Charrúa 220 Pto. Montt 220 Temuco 220

2022 MesReal (Monthly Average per Node) Crucero 220 Polpaico 220 Charrúa 220 Pto. Montt 220 Temuco 220

Ene	51	59	57	87	58	Ene	69	69	75	213	77
Feb	76	84	83	151	85	Feb	68	68	69	290	72
Mar	76	84	87	166	90	Mar	95	102	114	210	117
Abr	71	78	83	130	85	Abr	-	-	-	-	-
May	77	82	82	109	84	May	-	-	-	-	-
Jun	67	68	66	63	66	Jun	-	-	-	-	-
Jul	105	122	129	126	129	Jul	-	-	-	-	-
Ago	99	114	128	130	128	Ago	-	-	-	-	-
Sep	47	56	57	68	58	Sep	-	-	-	-	-
Oct	49	50	49	145	50	Oct	-	-	-	-	-
Nov	68	70	70	207	72	Nov	-	-	-	-	-
Dic	85	89	87	212	89	Dic	-	-	-	-	-
YTD	73	80	81	133	83	YTD	77	79	86	238	89

Fuente: Coordinador Eléctrico Nacional.

Cabe notar que en el primer trimestre de 2022, los costos marginales se mantuvieron altos producto de la menor generación hidráulica en el sistema, indisponibilidades y fallas de centrales eficientes a carbón en el sistema y alzas en los precios internacionales de los combustibles fósiles y de los costos de flete, en especial post conflictoRusia - Ucrania. En cierta medida, estos efectos pudieron ser mitigados por la mayor disponibilidad de gas argentino en el sistema y la mayor generación renovable. El precio promedio en el nodo Crucero fue de 77 USD/MWh en el primer trimestre de 2022 vs 67 USD/MWh en el primer trimestre de 2021.

Precios de Combustibles

Índices de Precios Internacionales de Combustibles

Enero

Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

WTI (US$/Barril) 2021 2022 % Variación Año c/A	Brent (US$/Barril) 2021 2022 % Variación Año c/A	Henry Hub (US$/MMBtu) 2021 2022 % Variación Año c/A	Carbón Europeo (API 2) ( US$/Ton) 2021 2022 % Variación Año c/A
52,0 84,3 62%	54,8 86,2 57%	2,71 4,32 59%	67,8 167,2 147%
59,0 95,8 62%	62,3 96,6 55%	5,35 4,75 -11%	65,9 194,5 195%
62,3 107,9 73%	65,3 116,2 78%	2,61 4,99 91%	68,4 325,3 375%
61,7	64,9	2,67	71,8
65,9	68,9	2,93	86,1
72,3	74,1	3,35	108,4
72,2	75,0	3,85	132,8
67,9	71,0	4,05	148,8
72,2	75,0	5,27	173,0
81,8	83,7	5,51	206,3
77,5	79,8	4,77	159,4
71,4	74,8	3,71	121,1

Fuente: Bloomberg, AIE

Al comparar el año 2022 con 2021, podemos observar mayores precios internacionales de los combustibles, con variaciones de más de 60% en promedio exceptuando el Henry Hub. Básicamente este alto nivel de precios viene desde 2021 por el aumento de demanda debido a una importante reactivación "post-pandemia", en especial en

China.

En el último trimestre de 2021, el gobierno chino tomó medidas para destrabar la oferta de carbón y estabilizar los precios, lo que se comenzó a reflejar en una recuperación de la producción interna y una disminución de los precios internacionales. Sin embargo, el 1 de enero de 2022 el gobierno de Indonesia prohibió las exportaciones de carbón, debido a problemas en el abastecimiento interno, con riesgo de quiebres de stock. Esta situación se mantuvo hasta el 20 de enero cuando las autoridades levantaron la prohibición a 139 empresas que habían cumplido sus cuotas de abastecimiento local, las cuales fueron permitidas a exportar en forma inmediata. Tal prohibición produjo un aumento importante del principal indicador de precio de carbón australiano (FOB Newcastle), alcanzado niveles superiores a los 200 USD/ton.

A la prohibición de exportación en Indonesia (mayor exportador del mundo), que afectó al alza los precios

• de enero, se sumó la invasión de Rusia a Ucrania que se inició el 24 de febrero. Rusia es el tercer mayor exportador

• de carbón del mundo y el principal suministrador de la Unión Europea. El conflicto bélico influyó en el incremento

• de los precios del carbón, del gas y del petróleo. Rusia dejó de ser un proveedor confiable y los países que comúnmente usaban carbón ruso empezaron a buscar carbón incluso en Indonesia y Australia. Más aún, a principios de abril, la UE acordó prohibir completamente la importación de carbón ruso, medida que tomará efecto a mediados de agosto. Unos días después, Japón también prohibió las importaciones de carbón ruso.