Engie Energia Chile S A : Press Release EECL 3Q23 Español

2 de noviembre de 2023

ENGIE ENERGIA CHILE REPORTÓ UN EBITDA DE US$312 MILLONES Y UNA UTILIDAD NETA DE US$70 MILLONES EN LOS PRIMEROS NUEVE MESES DE 2023.

EL EBITDA ALCANZÓ US$123 MILLONES EN EL TERCER TRIMESTRE DEL AÑO. ESTE TRIMESTRE SE HA CARACTERIZADO POR UNA MEJOR HIDROLOGIA Y PRESENCIA DE GAS ARGENTINO EN EL SISTEMA LO QUE HA PERMITIDO UN MENOR NIVEL DE COSTOS MARGINALES ACOMPAÑADO DE MENORES COSTOS DE GENERACIÓN DEBIDO AL MENOR PRECIO DE LOS COMBUSTIBLES A NIVEL MUNDIAL.

• Los ingresos operacionales alcanzaron los US$1.715,9 millones en los primeros nueve meses de 2023, aumentando un 23% con respecto al mismo periodo 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 del precio de la energía.
• El EBITDA de los primeros nueve meses del año 2023 llegó a los US$312 millones, un aumento de US$194 millones en comparación con el mismo periodo del año anterior. Esto se debió principalmente al incremento de los ingresos operacionales, que superó al incremento en los costos de suministro.
• En los primeros nueve meses del año, el resultado neto fue una utilidad de US$69,5 millones, versus una pérdida de US$58,2 millones en el mismo periodo del año anterior. Este resultado se explica principalmente por la importante recuperación del resultado operacional producto principalmente de los menores precios internacionales de los combustibles y de los menores costos marginales o precios spot promedio del sistema.

Resumen de resultados (En millones de US$)
	3T22	3T23	Var %	9M22	9M23	Var%
Total ingresos operacionales	499,7	512,0	2%	1.398,9	1.715,9	23%
Ganancia operacional	9,2	77,0	n.a	(20,6)	174,9	n.a
EBITDA	57,3	123,0	115%	117,8	312,0	165%
Margen EBITDA	11,5%	24,0%	(15.6pp)	8,4%	18,2%	(9.8pp)
Total resultado no operacional	(18,4)	(19,3)	n.a	(46,4)	(93,2)	n.a
Ganancia después de impuestos	(17,8)	42,7	n.a	(58,2)	69,5	n.a
Ganancia atribuible a los controladores	(17,8)	42,7	n.a	(58,2)	69,5	n.a
Ganancia por acción (US$/acción)	(0,017)	0,040		(0,055)	0,066
Ventas de energía (GWh)	3.100	3.005	-3%	9.107	9.023	-1%
Generación neta de energía (GWh)	1.310	1.641	25%	4.318	4.492	4%
Compras de energía al mercado spot (GWh)	1.308	697	-47%	3.421	2.327	-32%
Compras de energía bajo contrato (GWh)	497	724	46%	1.488	2.324	56%

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 septiembre 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
HECHOS POSTERIORES	3
TERCER TRIMESTRE DE 2023	3
SEGUNDO TRIMESTRE DE 2023	4
PRIMER TRIMESTRE DE 2023	6
ANTECEDENTES GENERALES	7
Costos Marginales SEN	7
Generación	9
ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS FINANCIEROS	10
Ingresos operacionales	10
Costos operacionales	11
Margen Eléctrico	13
Resultado operacional	13
Resultados financieros	14
Ganancia neta	14
Primeros nueve meses de 2023 comparado con primeros nueve meses de 2022	15
Ingresos operacionales	15
Costos operacionales	16
Resultado operacional	17
Resultados financieros	18
Liquidez y recursos de capital	19
Flujos de caja provenientes de la operación	19
Flujos de caja usados en actividades de inversión	19
Flujos de caja provenientes de actividades de financiamiento	20
Obligaciones contractuales	21
Política de dividendos	23
Política de Gestión de Riesgos Financieros	24
Riesgos inherentes al negocio y exposición a las fluctuaciones de precios de
combustibles	25
Riesgo de tipos de cambio de monedas	26
Riesgo de tasa de interés	27
Riesgo de crédito	28
Estructura de Propiedad de la Compañía al 30 DE SEPTIEMBRE DE 2023	30
ANEXO 1	31
ESTADÍSTICAS FÍSICAS Y ESTADOS FINANCIEROS TRIMESTRALES RESUMIDOS	31
Ventas Físicas	31
Balance 33
Principales Variaciones del Balance General	33
ANEXO 2	36
INDICADORES FINANCIEROS	36
CONFERENCIA TELEFÓNICA 9M23	38

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HECHOS DESTACADOS

HECHOS POSTERIORES

• Aprobación ambiental de proyecto solar Libélula: El 23 de octubre de 2023, la Comisión de Evaluación Ambiental (Coeva) aprobó el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) del "Parque Fotovoltaico Libélula" de Engie Energía Chile, concluyendo así su tramitación ambiental. El proyecto se ubicará en las comunas de Colina y Til-Til, Región Metropolitana, abarcando 265 hectáreas. El proyecto -cuya tramitación ambiental comenzó en mayo de 2021, incluyendo dos procesos de participación ciudadana- tendrá una vida útil de 34 años, contará con una potencia de 199 MW, una capacidad de producción anual de 423 GWh, y representará una inversión aproximada de US$140 millones. Engie Chile considera la instalación y operación de aproximadamente 233.430 paneles solares bifaciales, los que tendrán una potencia nominal mínima de 620 Wp en corriente continua. La iniciativa tendrá un sistema de almacenamiento de energía BESS (Battery Energy Storage System), que permitirá almacenar la energía eléctrica generada durante el día e inyectarla al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) en horas de la noche. También se construirá una subestación elevadora dentro del área del parque fotovoltaico y, para la evacuación de la energía generada, se construirá una Línea de Transmisión de Alta Tensión (LAT 1×220 kV) de 16 kilómetros de longitud, la que será conectada a la subestación El Manzano, para su conexión e inyección al SEN.
• Importaciones de gas natural de Argentina. El pasado 1 de octubre Argentina volvió a exportar Gas Natural en modalidad firme hacia el norte de Chile. Este hecho constituye un hito para ambos países, dado que hace más de 13 años que no sucedía. Lo anterior ocurre tras acuerdos comerciales llevados a cabo por ENGIE Chile y dos empresas productoras de Gas Natural con sede en Argentina- con quienes ENGIE en julio de este año suscribió contratos de suministro de Gas Natural. El acuerdo consiste en dos contratos que juntos totalizan un envío de 400.000 m3 por día. Este se brindará desde la cuenca Austral, utilizando la infraestructura de Transportadora de Gas del Sur S.A. y de Transportadora de Gas del Norte S.A.

TERCER TRIMESTRE DE 2023

• Primera venta de certificados de pago bajo la ley MPC ("PEC-2"):Con fecha 14 de agosto de 2023 la Sociedad suscribió un acuerdo con Inter-AmericanInvestment Corporation ("IIC") en conformidad con el cual, sujeto a ciertas condiciones, la Sociedad venderá a IIC documentos de pago ("DDP") que resulten de la aplicación del mecanismo de estabilización de precios conforme a la Ley N° 21.472, que "Crea un Fondo de Estabilización de Tarifas y Establece un Nuevo Mecanismo de Estabilización Transitorio de Precios de la Electricidad para Clientes Sometidos a Regulación de Precios" (la "Ley MPC"), la Resolución Exenta N° 86 y la Resolución Exenta N° 334, ambas de la Comisión Nacional de Energía. El monto de los DDP corresponderá a la diferencia entre la facturación que hubiese resultado al aplicar las tarifas de energía y potencia definidas en los contratos de suministro suscritos entre la compañía y las empresas concesionarias de distribución de energía eléctrica, y la facturación efectiva de las tarifas que resulten de aplicar la Ley MPC. El 30 de agosto de 2023, la Sociedad concretó la primera venta de DDP a IIC, por lo que recibió recursos en efectivo por un monto de casi US$200 millones, más los intereses devengados desde el 2 de agosto de 2022 hasta el 30 de agosto de 2023. Los recursos obtenidos en esta primera venta de DDP contribuyeron a mejorar la liquidez de la compañía y a reducir su nivel de endeudamiento. Se espera que la venta de los restantes DDP sea realizada en forma bimensual a partir del mes de octubre de 2023.
• Financiamiento con IFC y DEG y otras actividades financieras: El día 28 de julio de 2023 la compañía recibió recursos por un total de US$200 millones bajo el financiamiento con la Corporación Financiera Internacional (IFC), miembro del Grupo del Banco Mundial, y el banco alemán DEG, quedando otros US$200 millones a disposición de la compañía para el financiamiento de proyectos renovables. Por otra parte, la compañía pagó un préstamo de corto plazo por US$50 millones otorgado por Banco de Crédito del Perú, además de pagar el crédito a corto plazo otorgado por su controladora, Engie Austral, por la cantidad de US$75 millones, con lo que la compañía logró reducir su deuda de corto plazo.

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• Aprobación de DIA del proyecto SE La Ligua: El Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) aprobó la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) del proyecto Subestación (SE) La Ligua, ubicado en la comuna La Ligua, Región de Valparaíso. La iniciativa -que contempla una inversión de US$24 millones- consiste en la construcción de una nueva SE que permitirá el seccionamiento de las líneas 2x220 kV Nogales - Los Vilos y

1x110 kV Quínquimo - Cabildo. De acuerdo al plan de expansión del sistema de transmisión zonal de energía eléctrica, impulsado por el Ministerio de Energía en el Decreto Exento N° 185, el proyecto SE La Ligua tiene como objetivo apoyar a mejorar en seguridad, continuidad y flexibilidad del SEN.

parque renovable con sistema de almacenamiento

• Aprobación del proyecto BESS Tamaya: Durante la primera semana de agosto de 2023 se dio inicio a la construcción de un sistema de almacenamiento en base a Battery Energy Storage System (BESS) denominado BESS Tamaya, el cual recibirá la energía renovable de la Planta Solar Tamaya (114 MWac) y podrá almacenar diariamente 418 MWh de energía con una capacidad instalada de 68 MW -de más de 5 horas de almacenamiento en el inicio de su vida útil-, a través de 152 contenedores que, gracias a una solución basada en baterías de litio e integrada por la empresa Sungrow Power Supply, recibirán la energía generada por el parque solar fotovoltaico. Esto hará más eficiente el sistema y permitirá suministrar energía renovable durante las horas de mayor demanda. BESS Tamaya supondrá una reducción de emisiones de 42.187 toneladas de CO2 al año, lo que equivale a retirar de circulación aproximadamente 14.500 vehículos de combustión convencional. Con la entrada en operación de BESS Tamaya y BESS Coya, tendremos una capacidad de almacenamiento superior a 1GWh.
• Aprobación de DIA del proyecto Pampa Fidelia: El Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) aprobó la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) del proyecto Parque Eólico Pampa Fidelia de Engie. El proyecto constará de 51 aerogeneradores ubicados a 98 kilómetros de la ciudad de Taltal, que en conjunto generarán una potencia de 336,6 MW, y representarán una inversión de US$645 millones. El parque contará con una línea de transmisión eléctrica de 30 kilómetros que evacuará la energía generada a la futura Subestación Eléctrica Parinas, donde se conectará al Sistema Eléctrico Nacional (SEN). Los aerogeneradores constarán de una potencia nominal de 6,6 MWp cada uno, tendrán una altura de buje de 115 metros y poseerán tres aspas de 83,5 metros, alcanzando un diámetro de rotor de 170 metros. El proyecto estará ubicado 180 kilómetros al sur de Antofagasta, en un predio de 289 hectáreas, asignado a la compañía mediante una Concesión de Uso Oneroso (CUO) por parte del Ministerio de Bienes Nacionales para fines de generación eléctrica. La zona tiene un alto potencial eólico, dada la intensidad, frecuencia y regularidad de los vientos locales y la radiación solar. En el área del proyecto no se registran recursos y áreas protegidas, sitios prioritarios para la conservación, humedales protegidos, glaciares o territorios con valor ambiental.
• Revisión de perspectiva de calificación por parte de Standard & Poor's y revisión de calificación por parte de Fitch Ratings: El 11 de septiembre de 2023, S&P Global Ratings reafirmó la clasificación de 'BBB', retornando a Perspectiva Estable en consideración a la mejora en la liquidez de la compañía. Fitch Ratings, en tanto, ratificó la clasificación internacional de la ENGIE Energía Chile en BBB y su clasificación nacional en AA-(cl),ambas con Perspectiva Estable, el 28 de julio de 2023.

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.

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• 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.
• 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$193,8 millones en recursos líquidos recibidos entre febrero de 2021 y mayo de 2023. El gasto financiero total durante este período ascendió a US$79,1 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.

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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 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

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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, geotérmica y sistemas de almacenamiento. Estos últimos buscan contrarrestar la intermitencia en la producción de energía renovable, así como desacoples y vertimiento de dicha energía por limitaciones en los sistemas de transmisión. 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 (Promedio mensual por nudo)
Actual	Crucero	Polpaico	Charrua	P. Montt	Temuco
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	60	59	56	48	47
Ago	54	52	48	36	36
Sep	53	50	46	32	33
Oct
Nov
Dec
YTD	88	96	93	125	86

En enero de 2023, los costos marginales alcanzaron un promedio de 96 USD/MWh en el norte y de 92 USD/MWh en el centro, mientras que en la zona sur se situaron en 197 USD/MWh producto de las altas temperaturas, restricciones de transmisión y mayor demanda.

En la primera mitad de febrero 2023, se presentó un alza importante de costos marginales en el sistema (+30 USD/MWh en el norte y centro), debido a trabajos de transmisión, fallas de unidades propias y de terceros, además del menor aporte hidroeléctrico producto del fin del período de deshielo.

Durante marzo los costos marginales alcanzaron 106 USD/MWh en promedio en el norte y 130 USD/MWh en el centro, producto de compras de GNL a precios de mercado, mientras que en la zona sur se situaron en 207 USD/MWh debido al retraso en el inicio de los trabajos de transmisión en la zona de la Araucanía.

En abril los costos marginales tanto en el norte como en el centro de Chile se mantuvieron altos, con un promedio de 109 USD/MWh en Crucero y en torno a 130 USD/MWh en el centro, mientras que en el nodo de Puerto Montt los precios promedio bajaron en abril a 160 USD/MWh debido principalmente a las lluvias registradas en el sur.

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Durante mayo el costo marginal en el norte bajó levemente a 106 USD/MWh, mientras que en la zona centro se situó en torno a 123 USD/MWh. y en el nodo de Puerto Montt anotó la mayor caída, a niveles de 138 USD/MWh. Todo lo anterior se debió principalmente a los menores costos de los combustibles y las mayores precipitaciones registradas en la zona sur.

En junio se registraron costos marginales promedio de 93 USD/MWh en el norte, 102 USD/MWh en el centro y 90 USD/MWh en el sur. Los menores costos marginales reflejan menores costos de combustibles en el norte y el aporte de las lluvias registradas durante el mes en el sur del país y en el centro hacia fines de mes.

Las lluvias en el tercer trimestre provocaron un aumento considerable en las cotas de los embalses, incluso llevando algunas centrales a generar a potencia máxima y verter agua, con el fin de no superar sus cotas límites. Esto implicó costos marginales más bajos, los que se sostendrían hasta comienzos de 2024, considerando el pronóstico de deshielos de septiembre 2023. En este tercer trimestre el costo marginal promedio fue de 56 USD/MWh en el norte, 50 USD/MWh en el centro y 39 USD/MWh en el sur.

Precios de Combustibles

			Índices de Precios Internacionales de Combustibles
		WTI			Brent			Henry Hub	Carbón Europeo (API 2)
		(US$/Barril)		(US$/Barril)		(US$/MMBtu)		( US$/Ton)
	2022	2023 % Variación	2022	2023 % Variación	2022	2023 % Variación	2022	2023 % Variación
			Año c/A			Año c/A			Año c/A			Año c/A
Enero	84,3	78,1	-7%	86,2	82,2	-5%	4,32	3,18	-27%	167,2	167,5	0%
Febrero	95,8	77,3	-19%	96,6	83,2	-14%	4,75	2,39	-50%	194,5	138,3	-29%
Marzo	107,9	72,5	-33%	116,2	77,5	-33%	4,99	2,26	-55%	325,3	138,3	-57%
Abril	101,9	79,6	-22%	104,5	83,9	-20%	6,50	2,16	-67%	319,3	140,3	-56%
Mayo	111,5	71,7	-36%	114,3	79,7	-30%	8,24	2,15	-74%	328,1	119,0	-64%
Junio	114,3	70,4	-38%	122,4	79,5	-35%	7,46	2,12	-72%	352,9	115,6	-67%
Julio	101,2	75,8	-25%	111,6	79,9	-28%	7,37	2,55	-65%	389,0	110,5	-72%
Agosto	93,7	81,6	-13%	100,7	86,3	-14%	8,76	2,61	-70%	364,9	117,7	-68%
Septiembre	85,4	89,6	5%	89,5	93,9	5%	7,73	2,63	-66%	328,5	123,3	-62%
Octubre	87,6			93,3			5,69			267,9
Noviembre	82,8			89,9			5,45			213,6
Diciembre	76,0			80,3			5,52			227,9
Fuente: Bloomberg, AIE

Al comparar el año 2023 con 2022 podemos observar caídas significativas en los precios internacionales de los combustibles, como se muestra en el cuadro anterior.

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Generación

Los siguientes gráficos presentan un detalle de la generación eléctrica en el SEN por tipo de combustible y por empresa durante los primeros nueve meses de 2022 y 2023:

Fuente: Coordinador Eléctrico Nacional.

La Demanda Máxima registrada durante los primeros nueve meses de 2023 alcanzó los 11.499,7 MWh/h en junio, un 0,8% inferior a la de 2022. Las ventas acumuladas a septiembre de 2023 alcanzaron los 57.994,7 GWh, mostrando un incremento de 2,0% en ventas a clientes libres y una reducción de 1,3% en el segmento de clientes regulados respecto del mismo período de 2022.

Respecto a la energía renovable, la energía solar presentó un incremento de 16,6% y la eólica de 8,4% respecto al año 2022. Al cierre de septiembre, el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) poseía 34.653 MW de capacidad instalada (potencia máxima bruta) para generar energía eléctrica, de los cuales 15.521,2 MW correspondían a centrales de Energía Renovable No Convencional (ERNC, clasificadas según la Ley 20.257).

En cuanto a la situación hídrica para el SEN, las características del año hidrológico abr23 - mar24, al cierre de septiembre, muestran que la probabilidad de excedencia alcanzó el 62,5% (año del tipo medio-seco).

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ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS FINANCIEROS

El siguiente análisis está basado en estados financieros consolidados no auditados, preparados en dólares norteamericanos de acuerdo a IFRS, para los periodos finalizados al 30 de septiembre de 2023 y 30 de septiembre de 2022. Este análisis debe ser leído en conjunto con los estados financieros y sus notas respectivas publicadas por la Comisión para el Mercado Financiero (www.cmfchile.cl).

Resultados de las operaciones

Tercer trimestre de 2023 comparado con el tercer trimestre de 2022 y segundo trimestre de 2023

Ingresos operacionales

	Información Trimestral (en millones de US$)
		3T22		2T23		3T23	% Variación
Ingresos de la operación	Monto	% del total	Monto	% del total	Monto	% del total	Trim. c/T	Año c/A.
Ventas a clientes no regulados………………..	229,5	50%	223,2	40%	223,2	48%	0%	-3%
Ventas a clientes regulados…………………..	205,3	44%	222,7	40%	183,9	39%	-17%	-10%
Ventas al mercado spot………….….………….	26,9	6%	106,5	19%	62,4	13%	-41%	132%
Total ingresos por venta de energía y potencia	461,8	92%	552,3	90%	469,5	92%	-15%	2%
Ventas de gas..………………	11,8	2%	29,6	5%	12,7	2%	-57%	8%
Otros ingresos operacionales………………….	26,2	5%	34,3	6%	29,7	6%	-13%	14%
Total ingresos operacionales……………..	499,7	100%	616,2	100%	512,0	100%	-17%	2%
Estadísticas físicas (en GWh)
Ventas de energía a clientes no regulados (1)…….	1.796	58%	1.739	58%	1.725	56%	-1%	-4%
Ventas de energía a clientes regulados…….	1.255	41%	1.249	42%	1.289	42%	3%	3%
Ventas de energía al mercado spot……………..	48	2%	17	1%	65	2%	294%	36%
Total ventas de energía…………………….	3.100	100%	3.005	100%	3.079	100%	2%	-1%
Precio promedio monómico realizado clientes no regulados
(U.S.$/MWh)(1)	124,4		127,1		124,7		-2%	0%
Precio promedio monómico realizado clientes
regulados(U.S.$/MWh) (2)	163,6		178,2		142,6		-20%	-13%

En el tercer trimestre de 2023, los ingresos por ventas de energía y potencia alcanzaron los US$469,5 millones, aumentando un 2% (US$7,7 millones) con respecto al mismo trimestre del año anterior. Este leve aumento se explica por las mayores ventas al mercado spot.

La caída en las tarifas a clientes regulados responden a disminuciones en los índices de inflación y en los precios de combustibles utilizados en las fórmulas de indexación de los contratos que se reflejan en este trimestre de 2023.

Respecto al trimestre inmediatamente anterior, los ingresos por ventas de energía y potencia disminuyeron un 15% (US$82,8 millones), explicado por menores volúmenes de venta a clientes libres y caídas en los precios promedio monómico, tanto de clientes no regulados como regulados.

En cuanto a la ventas de energía al mercado spot, cabe notar que éstas incluyen las inyecciones de energía por la Central Kelar de BHP bajo un contrato de maquila con combustible proporcionado por EECL, lo que explica el aumento de esta partida. Sin embargo, en las estadísticas físicas, las inyecciones de energía de la Central Kelar bajo el contrato de maquila con EECL están comprendidas dentro de la generación con gas. En el tercer trimestre de 2023, las ventas físicas al mercado spot (excluyendo las inyecciones de Kelar (397 GWh) fueron de 65 GWh. En el

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