Endesa

Cambio de condiciones en el sector eléctrico 7 de septiembre de 2009

Precio objetivo: CLP 1.038

Recomendación y tesis de inversión

Recomendación: Comprar

Estamos reiniciando cobertura para Endesa con un precio objetivo de CLP 1.038 por acción y recomendación de Comprar con riesgo Bajo. Destacamos el liderazgo de la empresa en Latinoamérica, con fuerte presencia en los mercados en que participa.

Riesgo: Bajo

Sector: Eléctrico Reiniciación de cobertura Analista: Juan Carlos Parra

En Chile, esperamos menores márgenes para los próximos dos años, dado que no se observará un escenario de altos precios y menores costos, como sucedió el 2009. Sin embargo, estos márgenes serán más estables, sustentados en gran medida, por las licitaciones de suministro de energía. Consideramos positivo el ingreso del GNL, que aportará a la diversificación de combustibles y de fuentes de suministro. Este combustible le permitirá a Endesa disminuir los costos de operación de la central San Isidro II y eventualmente San Isidro I durante una primera etapa. Sin embargo, consideramos que el rol del GNL no alcanzará la importancia que tuvo el gas natural proveniente de Argentina. Fortalezas y oportunidades Principal empresa eléctrica de Latinoamérica, líder en la mayoría de los mercados donde opera. Su experiencia le entrega una ventaja sobre sus competidores. Diversificación geográfica le permite tener exposición a distintos ciclos hidroeléctricos y a distintos mercados. Sólida estrategia comercial, tiene una posición excedentaria en los mercados de energía que le permite cierta holgura para cumplir con sus contratos fijos y aprovechar precios de venta de energía spot atractivos. Licitaciones de energía en Chile permitirán un mejor manejo del riesgo ante variaciones en los precios de los combustibles. Participación en el terminal de regasificación de Quintero le permite asegurar el suministro de gas para sus centrales adaptadas para este combustible. Debilidades y amenazas Gran cantidad de proyectos de centrales eléctricas en cartera en Chile para los próximos años puede poner en riesgo la participación de mercado de Endesa. De llevarse a cabo todos los proyectos, el sistema se triplicaría en 10 años. Consideramos que esto es altamente improbable y que, en el proceso, muchos proyectos dejarán de ser rentables o se postergarán. Sector sujeto a regulaciones, cambios legales pueden afectar el negocio. Eventual postergación en ingreso de las centrales que Endesa tiene en su plan de inversiones afectaría los flujos de la empresa. Negocio dependiente de factores climáticos.

“El propósito de este documento es sólo informativo y, por consiguiente, no puede entenderse, bajo ninguna circunstancia, que CorpResearch S.A. asuma responsabilidad alguna en relación a cualquier tipo de operación que un inversionista realice o pretenda realizar respecto de los instrumentos o valores de que se tratan, o en los mercados o situaciones a que se refiere.”

Resumen General

Endesa maneja centrales de generación eléctrica en Chile, Argentina, Perú, Colombia y Brasil. En términos consolidados, los 14.285 MW de capacidad instalada se distribuyen en 61% de capacidad hidroeléctrica y 39% termoeléctrica. Un porcentaje menor –0,13%– lo constituye capacidad de generación eólica. En términos de capacidad instalada, sin considerar Brasil, la presencia en Chile, Perú, Colombia y Argentina corresponde a 40%, 11%, 22% y 27% del total, respectivamente. Además, en Chile, participa en el Sistema Interconectado Central (SIC) y en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING). En las figuras a continuación, se muestra la presencia de Endesa en Latinoamérica, según capacidad instalada y tecnología de generación.

El 30% de las centrales hidroeléctricas son de pasada, mientras que el 70% son de embalse. El resto de la capacidad se divide en un 89% de centrales que operan en base a diesel o gas natural, 10% que utilizan carbón cómo combustible y el resto corresponde a la capacidad eólica de la central Canela. A continuación (Figura 3) se presenta una tabla con las centrales de Endesa, separada por país, tipo de central, capacidad instalada y factor de carga histórico. El factor de carga histórico, representa el porcentaje que ha generado la central en su historia respecto al máximo que puede producir. Dentro de las centrales hidroeléctricas, se destaca el factor de carga promedio de las centrales en Colombia, país que presentan condiciones hídricas más estables que los demás.

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“El propósito de este documento es sólo informativo y, por consiguiente, no puede entenderse, bajo ninguna circunstancia, que CorpResearch S.A. asuma responsabilidad alguna en relación a cualquier tipo de operación que un inversionista realice o pretenda realizar respecto de los instrumentos o valores de que se tratan, o en los mercados o situaciones a que se refiere.”

Las ventas físicas de Endesa se dividen en tres tipos de clientes: regulados, libres y ventas excedentarias al mercado spot. En los últimos 12 meses a junio de 2009, Endesa tuvo ventas físicas por 58.720 GWh. Las ventas por país y por tipo de cliente se muestran en la siguiente Figura.

En términos generales, Endesa presenta una exposición de 41% a los clientes regulados, 25% a los clientes libres y 34% a las ventas al mercado spot. Se destaca la participación de Chile y Colombia dentro de las ventas físicas totales, representando, en conjunto cerca del 65% de ellas. En cuanto al Ebitda, Chile presenta una notable importancia sobre el resto de los países en que Endesa opera, representando el 61% del Ebitda al primer semestre de 2009, seguido por Colombia, que representa el 23%, Perú con el 10% y finalmente Argentina, con el restante 6% (Figura 5). Si consideramos el Ebitda generado por cada país en relación a su generación física, podemos tener una idea de que tan rentable es cada operación de Endesa. En la Figura 6 se grafica esta razón en los últimos tres años (2006 a 2008), para cada uno de los países en que Endesa participa. De acuerdo a este gráfico, Chile y Colombia han sido los países con un mayor retorno en base a este indicador, seguido por Perú que disminuyó entre los años 2006 y 2007 para después recuperarse. Finalmente se encuentra Argentina, que a pesar de contar con la segunda mayor potencia instalada después de Chile, su rentabilidad está por debajo del resto de las operaciones.

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Un mayor detalle sobre la descripción de la industria, de la empresa, de los mercados donde participa y de su historia se encuentra en el Anexo, al final de este informe.

Clasificación de riesgo

Los clasificación de riesgo de la deuda externa de Endesa es Baa3 con perspectivas estables, según Moody’s, y BBB con perspectivas estables, según FitchRatings y Standard & Poor’s. Los bonos locales de Endesa están clasificados en AA- con perspectivas estables, por parte de FitchRatings y Feller Rate.

Dividendos

Endesa reparte el 60% de su utilidad. Los dividendos pagados han generado un retorno promedio de 1,9% en relación al precio de la acción en los últimos tres años.

60% de la utilidad.

Características bursátiles

Endesa tiene una capitalización bursátil de USD 12.886 millones, lo que la ubica dentro de las 3 mayores empresas del IPSA. Sus acciones tienen una ponderación de 10,2% en el IPSA a julio de 2009, y se han transado en promedio USD 14,6 millones diarios en los últimos dos años.

Accionistas

A junio de 2009, el 59,98% de la propiedad estaba en manos de Enersis. El segundo mayor grupo de accionistas lo constituyen los Fondos de Pensiones chilenos, con un 20%. Un 5% de la propiedad de Endesa se transa como ADR en el mercado norteamericano y un 4% corresponde a la propiedad de personas naturales. En la Figura 7 se muestran los principales accionistas de la empresa.

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Proyectos de inversión

El 12 de marzo de 2009, Endesa España anunció un cambio en el plan de inversiones para América Latina, en que se comunicó un ajuste de 36% para la región entre los años 2009-2013. En el comunicado se señaló que las centrales cuya entrada en operación se esperaba hasta el 2010 no sufrirían modificaciones en su fecha de ingreso, pero el resto podría sufrir postergaciones según la evolución de la demanda eléctrica. Para la estimación de los proyectos de inversión, consideramos una contracción en la demanda por energía en Chile durante este año, menor al crecimiento esperado por la CNE en su informe de precio de nudo de abril de 2009, en que se proyectó un incremento de 2,1%. En base a lo anterior, proyectamos el ingreso de centrales en la medida que fuera necesaria nueva capacidad para cumplir con la demanda, en un escenario hidrológico seco. Bajo este supuesto, Endesa podrá cumplir con sus contratos con clientes libres y regulados en un escenario desfavorable de generación. Las centrales proyectadas según esta metodología se presentan en la Figura 8. Argentina no presenta nuevas inversiones en centrales, dado el riesgo que presentan las inversiones en este país. El costo total de la inversión de estas centrales, incluyendo aquéllas necesarias en el resto de los países es de USD 2.072 mn en el periodo 2009-2013 y de USD 4.179 millones en el periodo 2013-2020. Es importante destacar que en nuestro escenario base no consideramos el ingreso de Hidroaysén dentro de la proyección de centrales de Endesa. Si bien es cierto, creemos que este es un proyecto de gran relevancia tanto para la empresa cómo para el país, existe un riesgo en su aprobación y plazo de construcción posterior a la eventual aprobación.

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“El propósito de este documento es sólo informativo y, por consiguiente, no puede entenderse, bajo ninguna circunstancia, que CorpResearch S.A. asuma responsabilidad alguna en relación a cualquier tipo de operación que un inversionista realice o pretenda realizar respecto de los instrumentos o valores de que se tratan, o en los mercados o situaciones a que se refiere.”

Valorización

Los principales supuestos operacionales utilizados en la valorización de Endesa se muestran en la siguiente tabla.

Ventas Físicas

La proyección de ventas físicas de clientes contratados (libres y regulados) de Endesa se realizó considerando las proyecciones de demanda del regulador eléctrico de cada uno de los países en que la empresa opera, manteniendo la participación de mercado de Endesa en los últimos años. Como explicamos anteriormente, la generación de energía de Endesa debe cumplir con sus clientes contratados en un escenario seco de hidrología. Sin embargo, en la proyección de generación física se considera un escenario normal, por lo que la diferencia se registran cómo ventas al mercado spot.

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RM 88

La RM 88 corresponde a la aplicación de la ley general de servicios eléctricos (LGSE) en que las generadoras están obligadas a suministrar energía a las distribuidoras sin contrato. El precio de venta de esta energía es el costo marginal, sin embargo, por esta energía, las generadoras reciben el pago del precio de nudo, cargándoles o abonándoles las diferencias que se producen respecto al costo marginal, que corresponde al costo real de generación de esa energía, y el precio de nudo. En el caso de Endesa, consideramos el cargo en el precio de la energía de 20% hasta que la cuenta se amortice completamente. Según nuestras estimaciones, esto se lograría a fines del año 2010. El primer semestre de 2009, Endesa recibió cerca de CLP 80.000 mn como resultado del pago de esta cuenta, representando cerca del 11% de los ingresos por ventas de energía en Chile. El segundo semestre esperamos que reciba cerca de CLP 51.739 mn.

Precios de venta de Energía

En Chile, los precios de venta a clientes regulados están dados por la proyección entregada en la Figura 22 (en la sección: “Licitaciones de suministro”) en base a los precios de las licitaciones y la variación en los precios de los combustibles proyectada, más el pago por potencia asociado. Para los clientes libres, tomamos el costo marginal del sistema como la principal variable de estos precios. Para el costo marginal, utilizamos las proyecciones de la CNE que se encuentran en los archivos de salida de la simulación de costos marginales a futuro (Figura 8). Para el resto de los países, la proyección se hizo de manera simplificada, considerando los precios spot de energía cómo principal indicador de los precios cobrados a clientes libres.

Costos de operación

Los costos operacionales de Endesa se entregan como costos fijos y variables por separado. Los costos fijos fueron proyectados en base a la capacidad instalada del sistema en cada momento, mientras que para los costos variables, consideramos los costos variables de cada central, en que proyectamos su generación y donde también consideramos las proyecciones de los precios de los combustibles.

Flujo de Caja Descontado

El flujo de caja para Endesa se proyectó hasta el año 2024, y se descontó a una tasa WACC real de 8,68% sin crecimiento a perpetuidad (sin considerar inversión a partir del último año). La tasa de descuento de los activos se derivó considerando la exposición que tiene la empresa a cada uno de los países donde opera (Chile, Argentina, Colombia y Perú) calculando la tasa de los activos de cada país y luego ponderándola por la proporción del Ebitda al 1S09 (Figura 9).

Tasa descuento: 8,68% Precio: CLP 1.059

Mediante este método obtuvimos un precio de la acción de CLP 1.059 para fines del año 2010. Para obtener una sensibilización del precio de la acción por este método, en la Figura 10 se muestra la variación de este precio con respecto a las principales variables que inciden en la valorización. Se puede observar que variaciones de 50 p.b. en la tasa de descuento, generan variaciones entre 8% y 9% en el precio de la acción, en el entorno del WACC. Por otro lado variaciones en la tasa a perpetuidad de 100 p.b. generan cambios del orden de 7% en el precio objetivo.

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Hidroaysén

Sensibilizamos el precio de la acción de Endesa considerando el ingreso de las centrales del proyecto de Hidroaysén (Figura 11). Consideramos que el ingreso de estas centrales excluiría el ingreso simultáneo del complejo a carbón de Punta Alcalde (740 MW), lo cual no descartaría que ambos proyectos se realicen, aunque en un horizonte de tiempo más lejano. De esta manera, la valorización del precio de la acción de Endesa a fines del año 2010 considerando Hidroaysén nos entrega un precio de 1.075 por acción. Los 37 pesos por acción de diferencia entre estas dos alternativas representan el valor adicional de Hidroaysén respecto del escenario base, sobre la valorización de la acción de Endesa.

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Multiplo EV/Ebitda Precio sugerido: CLP 1.028

Endesa ha transado a un promedio de 10,8 veces múltiplo EV/Ebitda. Sin embargo, producto del cambio contable a IFRS, los múltiplos históricos de la empresa no son comparables con los calculados bajo esta nueva norma. A partir de los datos del año 2008, estimamos que, con IFRS, los múltiplos serán menores. Para establecer el precio objetivo, consideramos un múltiplo de 9,5 veces cómo objetivo, el que sugiere un precio de CLP 1.028 por acción (Figura 12).

Multiplo P/U Precio sugerido: CLP 1.003

Precio Objetivo: CLP 1.038 Recomendación: Comprar

Endesa ha transado a 27,3 veces Precio / Utilidad en los últimos ocho años (sin considerar los años con pérdidas). Sin embargo, para estimar el precio de la acción, usamos un múltiplo objetivo mucho menor, de 16 veces, más en línea con los exhibidos en los dos últimos años. Éste sugiere un precio de CLP 1.003 por acción (Figura 13).

Calculamos un precio objetivo de CLP 1.038 por acción en un horizonte de 12 a 18 meses, sobre la base del promedio ponderado de los tres métodos anteriores. Al flujo de caja se le asignó una ponderación de 50%, al EV/Ebitda de 25% y al P/U de 25% (Figura 14). El precio objetivo implica un alza potencial de 22,5% con respecto al precio actual en bolsa (CLP 847), con un retorno total de 26,2% al considerar los dividendos esperados para el año 2010. Nuestra recomendación es Comprar pues el retorno indicado es superior al esperado para el IPSA en el mismo lapso. En la figura 15 se muestran los estados financieros proyectados para Endesa hasta el año 2015.

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Evolución de la industria

Para poder analizar la contingencia del mercado eléctrico en Chile y cómo afectarán las principales variables al sistema y a Endesa en los próximos años, es importante tomar en cuenta los factores que han influido sobre el sistema hasta hoy. En particular, consideramos que la crisis del gas natural proveniente de Argentina, provoca, además de una importante falta de abastecimiento a las principales centrales del sistema eléctrico en Chile, iniciativas por parte de la autoridad reguladora que recién se están materializando. El inicio de las licitaciones de suministro de energía entre generadoras y distribuidoras, que busca abastecer de forma segura la energía a los clientes regulados, y la llegada del primer barco con GNL al terminal regasificador de Quintero, representan dos de los efectos que se buscó enfrentar producto de esta crisis: el incentivo a nuevas inversiones en centrales eléctricas y la independencia de suministro de gas natural, junto con una mayor diversificación de la matriz.

Crisis del Gas Natural Argentino

En 1997 comenzó el suministro de gas natural desde Argentina. La disponibilidad de gas natural en abundancia, a un precio de venta conveniente y su ventaja ambiental, llevó al sistema eléctrico a adaptarse a un cambio en la matriz de energía, en el que el gas natural alcanzaría una gran importancia. La generación de energía con gas natural proveniente de Argentina alcanzó el año 2003 más del 20% del total en el SIC y más del 70% en el SING, esto, un año antes que comenzaran los recortes de gas del país trasandino. El año 2004, Argentina, a través de dos resoluciones (N° 265 y N°659) impone medidas para evitar una crisis de abastecimiento interno de gas natural, supeditando las exportaciones de excedentes de gas natural al crecimiento de la demanda interna de Argentina (Figuras 16 y 17), afectando el suministro de las centrales que operaban en base a este combustible en Chile. Estos inesperados recortes de gas provocaron una brusca paralización en las inversiones eléctricas en base a este combustible, que habían sido la principal tecnología de desarrollo del sistema, estancando su crecimiento a partir del año 2004.

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La falta de gas natural llevó a las generadoras a reemplazarlo por diesel, adaptando las plantas térmicas a este combustible y provocando un alza en los costos marginales del sistema de 89% y 62% para el SIC y SING respectivamente, entre los años 2003 y 2004 (Figuras 18 y 19).

Los recortes de gas se prolongaron durante los siguientes años y aumentaron considerablemente a partir del año 2007 en que, además, el sistema eléctrico tuvo que enfrentar una severa sequía. Al no disponer de agua para la generación hidroeléctrica y tampoco gas para la generación térmica, la demanda eléctrica tuvo que ser cubierta por centrales a diesel, combustible que además experimentaba un alza sostenida en su precio. La generación hidroeléctrica representó el 53% del total en el SIC el año 2007, 17% menor al año anterior, mientras que la generación a diesel representó el 23% del total, un cambio notorio considerando que el año 2006 representó sólo el 1% de la generación. Esta combinación de factores provocó un alza en el costo marginal sin precedentes, logrando un incremento de 271% y 210% entre los años 2006 y 2007 para el SIC y SING, respectivamente. Ante la incertidumbre de los precios de la energía, reflejada en la alta volatilidad del mercado spot y el fuerte crecimiento de la demanda, que no era acompañada con nuevos planes de inversión en centrales eléctricas, se planificaron dos grandes cambios en el sistema: 1. El diseño de las licitaciones de suministro de energía, que mediante la promulgación de la Ley 20.018 (Ley Corta II) en mayo de 2005, se determina que el precio de venta de energía y potencia de una generadora a una distribuidora no será fijado por la autoridad a partir del año 2010, sino mediante una licitación abierta de suministro. 2. Se plantea la construcción del terminal de regasificación de Quintero, que busca entregar seguridad de suministro de gas natural y una diversificación de combustibles en la matriz eléctrica. Endesa – Cambio de condiciones en el sector eléctrico – Juan Carlos Parra – 7 de septiembre de 2009

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Estos dos puntos se desarrollan a continuación. Licitaciones de suministro

A fines del año 2006 se comenzaron a realizar las licitaciones necesarias para suplir todo el suministro requerido por las distribuidoras. A julio de 2009, después de cuatro procesos, está asignada toda la energía necesaria. Los resultados generales del proceso de licitaciones se presentan a continuación (Figura 20). Junto con la energía licitada, se presenta el precio de adjudicación de energía y su indexación a julio de 2009, de acuerdo al cambio de los indexadores.

Los precios de venta de la energía de las licitaciones están indexados a 4 variables: precio de diesel, precio de carbón, gas natural e IPC de Estados Unidos. Cada generadora pudo determinar el precio de venta de la energía según su estructura de costos, así como el peso de cada variable en la indexación. A continuación se presenta una tabla con los contratos establecidos por Endesa y las distintas distribuidoras en el proceso de licitación de suministro.

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Según se puede apreciar, la composición de las variables de indexación del precio de energía de Endesa da una mayor ponderación al CPI de Estados Unidos, luego al GNL y finalmente al carbón. El diesel no presenta porcentaje de ponderación en ninguno de los bloques de energía adjudicados. Según nuestras estimaciones, la generación de energía de Endesa en Chile el año 2012 estará compuesta por un 60% hidroeléctrica, 20% a gas natural, 14% a Carbón, 6% a diesel y una pequeña porción eólica. A partir del próximo año esperamos que el diesel pierda importancia dentro de la matriz de Endesa en Chile, y su capacidad sea reemplazada por alguna de las otras tecnologías, dependiendo de cómo se den las condiciones en el futuro.

La indexación a julio de estas variables nos entrega un precio promedio de la energía licitada de 72 USD/MWh, menor al precio de nudo de energía de 83 USD/MWh que se determinó en la última fijación de abril. Al comparar estos dos precios, vemos que el precio de nudo es mayor al precio indexado de las licitaciones a julio. La diferencia se debe al defecto que tiene del precio de nudo al momento de internalizar las variaciones en los precios de los combustibles (ver la sección siguiente “Licitaciones vs Precio de Nudo”). Otra forma de comprobar esto, es considerando que entre junio de 2008 y junio de 2009, el costo marginal promedio del sistema cayó 49%, mientras que el precio nudo sólo disminuyó 2,7%. Los precios de venta de energía a clientes regulados se muestran en la Figura 22. Los precios de los combustibles implícitos en estos precios se muestran en la Figura 23.

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Para la energía licitada en el tercer proceso, se estableció que para el período 2010-2011 los contratos serán indexados a la variación del costo marginal promedio de la barra de oferta de los tres meses inmediatamente anteriores, utilizando 88,22 USD/MWh como precio base para el costo marginal, de esta forma, la variación en el costo marginal, con respecto a esta base, se aplica al precio adjudicado. El año 2010 se espera que ingresen varios proyectos al sistema, por lo que resulta riesgoso para las generadoras comprometerse a entregar la energía bajo un escenario aún incierto en cuanto a precios y fecha de ingreso de unidades al sistema, de esta misma manera se protege al cliente regulado de precios resultantes muy altos y del incumplimiento de suministro. Desde el punto de vista de una generadora eléctrica como Endesa, la energía suministrada bajo estas licitaciones entregará estabilidad a los flujos de la empresa, ya que los precios se indexarán considerando las variables que afectan a sus costos. Así, Endesa contará con estabilidad de parte importante de sus flujos en Chile, lo que logrará compensar la variabilidad de los precios del mercado spot.

Licitaciones vs Precio de Nudo

En el gráfico de la Figura 24 se muestra el desajuste entre el precio de nudo y el costo marginal de la energía. Existen períodos en que el precio de nudo no ha logrado reflejar los costos reales del sistema. El período 98-99, por ejemplo, estuvo marcado por la sequía más severa de la historia, escenario que no estaba considerado dentro de la metodología de cálculo del precio de nudo, por lo que la falta de agua impulsó la generación termoeléctrica aumentando los costos marginales. Otro ejemplo es el escenario reciente del sistema, en que un mal escenario hidrológico el año 2007, la falta de gas natural desde Argentina y el peak en el precio de los combustibles térmicos, llevaron los costos marginales del sistema en la primera parte de 2008 a su mayor nivel en la historia.

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El precio de nudo es calculado como el promedio en el tiempo de los costos marginales del sistema, considerando estimaciones de precios de combustibles, escenarios hidrológicos, entrada de nueva capacidad y demanda esperada del sistema. Este cálculo generaliza al sistema, sometiendo a las generadoras a las mismas variables aunque tengan distintos grados de exposición. Las licitaciones, en cambio, al buscar una relación directa entre los costos de las generadoras y los precios de venta de la energía, no presentarían este problema. Una generadora será capaz de traspasar la variación en el costo de los insumos a sus clientes regulados, reflejando la situación real del sistema. Sin embargo, las licitaciones tienen algunos defectos que resulta importante mencionar: 1.

El proceso de licitaciones no logró incorporar una participación significativa de nuevos actores al mercado, sólo en la tercera licitación las empresas Monte Redondo, Diego de Almagro y Eléctrica Puntilla, que no tienen relación con las principales generadoras, se adjudicaron un total de 2.300 GWh, 8% del total licitado. El ajustado periodo de tiempo en que se realizaron las licitaciones contribuyó a este resultado diferente a lo deseado.

2. Tampoco contribuyó a una diversificación de la matriz, fueron diseñadas para asignar la energía al mejor postor (precio más bajo) por lo que las tecnologías más eficientes lograron ganarlas.

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GNL

A diferencia de la mayoría de los países de Sudamérica, Chile no tiene reservas importantes de gas natural en su territorio, y las existentes se encuentran alejadas de los principales centros de consumo, por lo que las importaciones de GNL pueden resultar, además de una positiva diversificación de la matriz energética, en un factor importante a la hora de negociar con proveedores de gas regionales. Por otro lado, una gran cantidad de oferentes en el mercado y la posibilidad de transportarlo en grandes cantidades dan una oportunidad más segura de abastecimiento de este combustible. Como explicamos anteriormente, el gas natural proveniente de Argentina resultaba una gran oportunidad de desarrollo energético para el país, era un combustible barato y en gran abundancia, por lo que se convirtió en el combustible que determinó el desarrollo del sistema eléctrico en Chile. Al analizar el plan de obras recomendadas por la CNE en los informes de precio de nudo de Abril de 2004 (año en que comenzaron los recortes de gas) y Abril de 2005, se aprecia el cambio de tecnologías dentro de las centrales que recomendaba la CNE. La capacidad instalada a gas natural dentro de los proyectos sugeridos por la CNE, pasó de representar el 63% para el período 2004-2013 a 4% para el período 2005-2015.

Como se puede apreciar en los gráficos (Figuras 25 y 26), una parte del plan de obras recomendado en el informe de precio de nudo de Abril de 2005 corresponde a capacidad de GNL, que va de la mano con la propuesta del gobierno de hacer frente a la crisis de gas natural mediante la construcción del terminal de Quintero en la V región.

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“El propósito de este documento es sólo informativo y, por consiguiente, no puede entenderse, bajo ninguna circunstancia, que CorpResearch S.A. asuma responsabilidad alguna en relación a cualquier tipo de operación que un inversionista realice o pretenda realizar respecto de los instrumentos o valores de que se tratan, o en los mercados o situaciones a que se refiere.”

Terminal Regasificador de Quintero

El GNL es el gas natural en estado líquido, y se obtiene a través de un proceso de condensación mediante enfriamiento. Este se comprime 600 veces a una temperatura de -100°C. En este estado, el elemento es más manejable y se puede transportar en mayor cantidad. El terminal regasificador de Quintero realiza el proceso inverso al descrito anteriormente: vuelve a estado gaseoso el gas licuado, permitiendo el transporte a través de ductos para su uso en operaciones industriales. El terminal fue construido bajo una sociedad compuesta por cuatro empresas: Enap, Endesa Chile, Metrogas y BG Group. Esta última es la proveedora del gas Su costo fue estimado en US$ 263 millones en un principio, luego se corrigió a US$ 400 millones y finalmente resultó en un gasto del orden de US$ 1.150 millones. El proyecto de GNL fue diseñado en dos etapas, la primera, conocida como fast track, contempla la llegada de GNL al terminal de Quintero a mediados de este año por un total aproximado de 4,7 MMm3/día (millones de metros cúbicos al día). En una segunda etapa, que se iniciaría a mediados del 2010 se completará la capacidad total del terminal de 9,5 MMm3/día. Esta capacidad puede expandirse al doble en el futuro según las condiciones del mercado. En la primera etapa los buques servirán de estanques de almacenamiento de GNL, mientras se terminen de construir los dos principales estanques de almacenamiento del terminal, cada uno con una capacidad de 160 mil metros cúbicos que estarían operativos el 2010. Los buques irán siendo reemplazados en la medida en que lleguen nuevos cargamentos. La frecuencia estimada de llegada de barcos es de un barco cada dos a tres semanas. A los socios del terminal: Enap, Endesa Chile y Metrogas, les corresponde un tercio de la capacidad del proyecto a cada uno, es decir, en esta primera etapa, un flujo aproximado de 1,6 MMm3/día

Centrales que podrían utilizar GNL

Endesa utilizará este gas para su planta San Isidro II, central con una capacidad de 377 MW y que utiliza para su operación cerca de 1,6 MMm3/día de este combustible. Según versiones de prensa, Enap no utilizaría 800.000 m3/día de su parte en esta primera etapa y por lo tanto estaría dispuesta a venderla al mercado. De las centrales del SIC que podrían utilizar este gas está el complejo Nueva Renca de Gener o las centrales del complejo Nehuenco de Colbún. Ambas alternativas están operativas para recibir este gas sin problemas aunque necesitarían más de 1MMm3/día cada una para su operación normal. A continuación se presenta una tabla con el factor de carga con que operarían las centrales de Gener o Colbún con el gas natural disponible (Figura 27).

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“El propósito de este documento es sólo informativo y, por consiguiente, no puede entenderse, bajo ninguna circunstancia, que CorpResearch S.A. asuma responsabilidad alguna en relación a cualquier tipo de operación que un inversionista realice o pretenda realizar respecto de los instrumentos o valores de que se tratan, o en los mercados o situaciones a que se refiere.”

Según este análisis, y bajo el supuesto que habría disponible un flujo de 0,8 MMm3 éste no es suficiente para abastecer todas las centrales que podrían operar con el combustible. Precio del GNL

El precio del GNL está indexado a dos índices internacionales: El Henry Hub, principal referencia del precio internacional del gas natural (también variable considerada en los precios de las licitaciones) y el precio del petróleo Brent. A los cambios que experimenten estas variables, se le debe agregar el costo que tiene regasificar el gas en el terminal de Quintero, lo cual permitiría pagar la inversión para este propósito. Por otro lado, una de las principales desventajas de los contratos de GNL es su inflexibilidad. Las generadoras deben “nominar” el gas que van a usar con mucha anticipación (un año antes), por lo que resulta difícil estimar la cantidad a contratar considerando que el despacho de las centrales depende de la operación de las centrales hidroeléctricas, esto sin considerar la infraestructura que necesitarían para almacenar el gas si es que no lo ocupan.

GNL al SIC

La inserción del GNL a la matriz eléctrica tiene aspectos positivos cómo la independencia de suministro de este combustible y la diversificación que aporta a la matriz energética del país. Sin embargo, es importante poner en contexto la importancia que tendrá el gas natural en la matriz eléctrica con la información con que contamos hoy. Los efectos a corto plazo de la inserción de GNL en la matriz eléctrica están directamente relacionados con el costo de operación de las centrales y su comparación frente a otro tipo de tecnologías. La principal duda frente a la incorporación del gas natural a la matriz eléctrica es si logrará reemplazar al carbón o si será más competitiva que el diesel. Endesa utilizará la porción de gas natural que le corresponde en las centrales San Isidro II -a partir del segundo semestre de 2009- y Quintero -a partir del año 2010sin descartar la utilización de un eventual excedente de los otros socios, en San Isidro I. La central Quintero (ciclo abierto) es una central relativamente “cara” de operar, por lo que su despacho, creemos, dependerá de las condiciones de hidrología, funcionando cómo central de respaldo. Para Endesa, la utilización de GNL en vez de diesel en San Isidro II implica un ahorro promedio en sus costos de operación cercano a USD 128 mn anuales, mientras que para Quintero el ahorro es menor, de USD 61 mn anuales, por tratarse de una central menos eficiente.

¿Gas Natural, Carbón o Diesel?

Para lograr una idea de cómo operarían estas centrales con gas natural en comparación a otras centrales con tecnologías diferentes, tomamos como referencia un estudio realizado por la consultora Systep en su reporte del sistema eléctrico de junio de 2009. Este análisis toma como ejemplo las centrales: San Isidro (Endesa), San Isidro II (Endesa) y Ventanas (Gener). Estas centrales operarían con combustibles diesel, GNL y carbón, respectivamente. Los costos variables de cada una de las centrales se detallan en la Figura 28.

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En la tabla se puede apreciar que, según el costo variable de cada una de las centrales, Ventanas sería la más eficiente, mientras que San Isidro operando con diesel, sería la menos eficiente. De acuerdo a esto, el ingreso del GNL a la matriz eléctrica no lograría desplazar al carbón, aunque se mantendría más eficiente que la operación a diesel. Sin embargo, es importante también ver el efecto que tienen los precios de cada combustible en la eficiencia de las centrales, para lo cual obtuvimos el siguiente gráfico:

El gráfico muestra el costo variable de operación de cada central en el eje horizontal y la variación en el precio de los combustibles que utiliza cada una de ellas en el eje vertical. Si no existe variación en los precios de los combustibles (eje vertical en 0%), cada central operaría según el costo variable estimado según la tabla anterior: San Isidro Diesel a 81 USD/MWh, San Isidro II GNL a 53 USD/MWh y Ventanas Carbón a 38 USD/MWh. Considerando las variaciones de precio que pudieran tener los combustibles, podemos obtener una noción de que tan fácil o difícil es sustituir una central por otra. Por ejemplo, San Isidro II GNL podría operar al mismo costo que Ventanas Carbón si la caída en el precio del GNL es cercana al 25%, considerando que el precio del carbón no se modifica. Por otro lado, San Isidro Diesel podría operar al mismo costo que San Isidro II GNL si el precio del Diesel sufriera una caída cercana al 35%, sin cambios en el precio del GNL. Si tomamos en consideración que los precios de estos tres combustibles se mueven con una correlación positiva, probablemente el precio del GNL debería caer más del 25% para lograr que San Isidro II sea más eficiente que Ventanas, o el precio del Diesel caer más que el 35% para que San Isidro fuera más eficiente que San Isidro II.

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Según lo anterior, y considerando el nivel de precios presentado por la CNE para cada uno de los combustibles, estimamos que las centrales que utilizarán GNL no lograrían desplazar a las centrales en base a carbón, pero serían más eficientes que las centrales a diesel. Sistema con sobreoferta de proyectos

Uno de los puntos importantes en el desarrollo del sistema eléctrico en Chile es el ingreso de nuevas centrales al SIC. Si consideramos la totalidad de los proyectos cuya evaluación ambiental se encuentra aprobada, en trámite o aún en estudio como proyecto potencial, la capacidad instalada del SIC se triplicaría en 10 años, situación que consideramos, es altamente improbable. Muchos de estos proyectos fueron propuestos antes que se conociera una desaceleración de la demanda de energía y menores proyecciones a las estimadas con anterioridad. Al comparar, en el siguiente gráfico, la proyección de demanda de la CNE en sus informes de precio de nudo de octubre de 2008 y abril de 2009, se puede apreciar un cambio importante en las estimaciones. Creemos que la tendencia del primer semestre del año 2009, que registra una caída de 0,6% en la demanda por energía eléctrica, se mantendrá por el resto del año, cerrando un nuevo año con caída en la demanda por energía. A continuación se comparan las proyecciones de demanda en los últimos dos informes de precio de nudo con nuestra estimación.

De esta forma, al considerar todos estos proyectos, existe una clara “sobreoferta” de centrales que podrían formar parte del sistema eléctrico, en que sólo una parte logrará ingresar al sistema, el resto podría desistir, no ser aprobado por la autoridad ambiental, postergado o bien dejará de ser rentable a medida que otras centrales logren su ingreso.

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En nuestras proyecciones consideramos que ingresarán al sistema las centrales de Endesa, Colbún y Gener cuyo estudio de impacto ambiental se encuentra aprobado y aquéllas centrales de estas empresas que serían necesarias para lograr cubrir el crecimiento estimado de la demanda. En el caso de las centrales de empresas distintas a las tres principales, consideramos sólo los proyectos que están en construcción o bien han sido aprobados por la autoridad ambiental.

A continuación se muestra la gráfica de la proyección de capacidad instalada en el SIC hasta el año 2019: Para este análisis de ingreso de capacidad al sistema consideramos los factores de carga históricos para cada una de las tecnologías. Las centrales hidroeléctricas de embalse, por ejemplo, tienen un factor de carga histórico de 57% aproximadamente, esto quiere decir que si su capacidad máxima es de 100 MW, con los que se podría generar 876 GWh al año, en promedio genera 499 GWh al año, equivalentes a 57 MW.

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Anexo Descripción de la industria Demanda de energía eléctrica

La demanda por energía eléctrica es altamente dependiente del crecimiento de la economía y, aunque existe una alta correlación entre ambas variables, la demanda eléctrica suele crecer más que el PIB y, ante caídas del producto, la demanda eléctrica no cae o sigue aumentando. En Chile, este comportamiento se ha modificado en los últimos años y, producto de la campaña de ahorro de energía y del comienzo de la crisis financiera, el año 2008 la demanda eléctrica cayó cerca de 0,97%. En el informe de precio de nudo de abril de 2009, la CNE esperaba un crecimiento de la demanda de energía de 2,1% para este año, sin embargo, durante el primer semestre la demanda se contrajo 0,6%, tendencia que esperamos se mantenga hasta fines de año.

Descripción de mercados

Endesa Chile, además de su negocio de generación en Chile, que es el principal mercado donde opera, participa en el negocio de la generación eléctrica en otros tres países: Argentina, Perú y Colombia. Adicionalmente opera en Brasil a través de su participación en la propiedad de Endesa Brasil.

Chile

En Chile existen cuatro sistemas eléctricos: el Sistema Interconectado Central (SIC) que opera desde Taltal por el norte hasta Chiloé en el sur (y corresponde a un 73% de la capacidad instalada total del país al año 2008), el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) que cubre desde la ciudad de Arica hasta Antofagasta (26%), el Sistema de Aysén que atiende a la XI Región (0,3%) y el Sistema de Magallanes que abastece a la XII Región (0,7%). El total de la capacidad instalada en en conjunto suma 13.657 MW. En términos de clientes, el SIC atiende a poco más del 92% de la población nacional, mientras que el SING sólo a un 6% aproximadamente. En éste último sistema, el 90% de la demanda se concentra en grandes clientes libres, principalmente del sector minero, lo que explica por qué casi un tercio de la

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potencia total instalada en el país se encuentra en el SING.

La distribución del parque generador en Chile se concentra principalmente en instalaciones térmicas (60,85%) e hidráulicas (39,00%). Un porcentaje mínimo de la capacidad de generación es proporcionado mediante energía eólica (0,15%) gracias a las instalaciones en el Sistema Aysén y el parque eólico Canela en la IV Región. Por las características geográficas, en el SING prevalece la capacidad térmica con un 99,6% mientras que en el SIC la situación es más equilibrada: 53,5% de capacidad hídrica y 46,4% térmica.

Es importante mencionar, que si bien es cierto, la capacidad instalada a gas representa parte importante de la matriz térmica tanto en el SIC como en el SING, esta capacidad está mayoritariamente siendo utilizada con combustible diesel, dado el reemplazo de combustibles producto de las restricciones de gas desde Argentina.

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Los consumidores de energía eléctrica en Chile se clasifican según la magnitud de su demanda. Esto da origen a dos tipos de clientes: los regulados y los libres o no regulados. Los primeros son las compañías distribuidoras que atienden principalmente a clientes residenciales y comerciales cuya capacidad de consumo es menor a los 500 KW. El precio de venta de la electricidad que entregan las generadoras a las distribuidoras es regulado por la autoridad y se denomina Precio de Nudo. El segundo tipo de clientes, los libres, son aquellos cuya capacidad de consumo es igual o superior a los 2.000 KW y negocian directamente con las generadoras los precios de venta de electricidad. Los consumidores cuya potencia demandada se encuentre entre los 500 KW y los 2.000 KW tienen derecho a optar por un régimen de tarifa regulada o de precio libre, con un mínimo de cuatro años de permanencia en cada régimen.

Regulación de la industria

El sector eléctrico se rige por el DFL N°1 de 1982, el que ha sido objeto de varias modificaciones. Las últimas y más importantes modificaciones son las conocidas como Ley Corta I, Ley Corta II y la llamada Ley Tokman.

Ley Corta I

Introdujo tres modificaciones: (1) una nueva metodología para las compensaciones entregadas a las empresas transmisoras, que reduce los costos para las generadoras al transferir parte del costo al cliente final; (2) una reducción de la banda del precio nudo; y (3) entrega la opción de elegir el régimen tarifario -regulado o libre- a los clientes con un consumo entre 500 KW y 2.000 KW.

Ley Corta II: cambio fundamental

Modificó nuevamente la banda del precio nudo permitiendo un alza sustancial de ese precio, fundamental para incentivar las inversiones en el sector. La segunda modificación que introdujo esta ley significará un cambio fundamental en el funcionamiento del sistema eléctrico chileno: el precio de transferencia de la electricidad entre las generadoras y las distribuidoras ya no lo fijará el regulador, sino que las empresas distribuidoras deberán efectuar licitaciones de suministro por lo que el precio de compra será el que resulte de esas licitaciones. Prácticamente la totalidad de las necesidades de suministro a partir del próximo año se encuentran asignadas y los precios establecidos.

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Ley Tokman

Con el fin de dar mayor seguridad al suministro de electricidad de los clientes regulados, se promulgó en septiembre de 2007 la llamada Ley Tokman, por el ministro de Energía a cargo. Ésta se hace cargo de dos situaciones no reguladas expresamente en la legislación del sector: la posible quiebra de una empresa eléctrica –generadora, transmisora o distribuidora– y el término anticipado de un contrato entre una distribuidora y una generadora, que tenga por objeto abastecer a los clientes regulados del sistema. En caso de quiebra de una generadora que mantenga contratos con una distribuidora para abastecer a clientes regulados, se establece que junto con la declaración de quiebra, la distribuidora deberá llamar a licitación de suministro. Para que los clientes regulados no se vean afectados, ni en su suministro eléctrico ni en sus tarifas, el proyecto establece que la distribuidora retirará la energía del sistema a precio de nudo. Esta energía deberá ser suministrada, hasta que comience el nuevo contrato licitado, por todas las generadoras del sistema respectivo, incluida la empresa en quiebra, a prorrata de su energía firme. En caso que se ponga fin a un contrato de suministro eléctrico entre una generadora y una distribuidora que tenga por objeto abastecer a los clientes regulados del sistema, la ley establece que la distribuidora deberá llamar a una nueva licitación, pero la generadora deberá continuar suministrando energía para abastecer a los clientes regulados, hasta que se inicie el nuevo contrato, y por el plazo máximo de un año. Si transcurrido el plazo de un año no se hubiese iniciado el suministro bajo el nuevo contrato, todas las generadoras del sistema deberán contribuir –a prorrata de su energía firme– a suministrar la energía para los clientes regulados de la distribuidora en cuestión, valorizándose ésta a precio de nudo. Esta obligación permanecerá vigente mientras no se inicie la ejecución del contrato que resulte de la mencionada licitación.

Argentina

El Sistema Eléctrico Nacional (SIN) corresponde a la columna vertebral del sistema eléctrico en Argentina. La capacidad instalada del SIN alcanza los 26.226 MW, con 38,7% de capacidad hidroeléctrica y 61,3% térmica. La generación anual durante 2008 fue de 105.938 GWh. Las principales empresas que operan en Argentina son Endesa, Petrobras, AES y Sadesa. Sin embargo, entre todas ellas no alcanzan el 50% de la capacidad total del SIN. El resto lo componen empresas de menor tamaño. Endesa Chile, a través de sus filiales Endesa Costanera S.A. e Hidroeléctrica El Chocón S.A. representa el 14% del total de la capacidad instalada del MEM (Mercado Eléctrico Mayorista) y el 13% de las ventas de energía. El sistema de precios de la energía se separa en tres tipos. Los precios contractuales, que se fijan libremente entre la empresa y sus clientes; los precios estacionales, que calcula el Cammesa cada seis meses y son los precios que deben pagar las empresas distribuidoras que compran en el MEM; y el precio spot que se usa para las transacciones entre las empresas generadoras cuando existen déficit o superávit de generación. Además del precio de la energía, a las

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empresas se les paga por la potencia que sean capaces de entregar al sistema. Foninvemem

En términos sencillos, el FONINVEMEM es un fondo de inversión creado mediante una resolución del gobierno Argentino. Este fondo tiene su origen en la necesidad de incrementar la capacidad de generación del MEM y a la falta de inversiones del sector privado para encarar individualmente tales proyectos. Las empresas que forman el FONINVEMEM –entre ellas Endesa, Petrobras y AES– deberán realizar aportes para la construcción de dos centrales térmicas de ciclo combinado, mientras que el gobierno se ha comprometido con el suministro de gas. En total, Endesa es propietaria del 20,86% del fondo.

Perú

Al igual que en los otros países, el mercado de energía en Perú también está separado en generación, transmisión y distribución. En el caso peruano sólo existe el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) por lo que Endesa Chile, a través de Edegel, compite con todas las generadoras que se conectan a él. La capacidad instalada de Edegel en el SEIN es de 1.467 MW, representando el 29% de la capacidad instalada del país a diciembre de 2008. De esta capacidad instalada un 51% corresponde a capacidad hídrica y un 49% a térmica. Edegel es la principal empresa generadora en Perú, con una capacidad instalada de 1.466 MW, representando el 29% del SEIN. Edegel pasó de tener una composición hidro en su capacidad instalada de 76% el año 2005 a 51% actualmente, logrando una importante diversificación en su parque generador. Últimamente, Edegel ha presentado un deterioro en los márgenes debido al aumento en las compras al mercado spot a un mayor precio producto de una baja hidrología y los cortes de suministro de gas natural del yacimiento de Camisea. Esperamos que el aumento en la capacidad instalada, el término en el contrato de 2.000 GWh con Electroperú y el aumento en el suministro de gas a sus centrales térmicas mejorarán los márgenes de Edegel en el futuro. En el caso particular de Edegel, tiene asegurado el suministro de gas natural a su central Ventanilla (51% de su capacidad instalada) y el 52% de su central Santa Rosa, que en septiembre de 2009 debería aumentar su abastecimiento. Edegel ejercerá la opción de dar término a un contrato que mantiene con la empresa Electroperú por una potencia de 390 MW con la central térmica Ventanilla. En este contrato se tiene fijado un precio de venta de energía de 23,9 USD/MWh, inferior a los precios normales del sistema peruano. De esta manera, se liberaría de 2.000 GWh anuales a partir de Octubre de 2009, que podrán ser destinados a ventas al mercado spot o bien a un nuevo grupo de clientes donde los precios de venta son más altos Considerando el ingreso de la central termoeléctrica Santa Rosa II (188 MW) el año 2010. Edegel necesitaría de nueva capacidad el año 2012 para cumplir con los requerimientos de energía de sus clientes, de acuerdo con el crecimiento proyectado para el mercado peruano y la participación de mercado de Edegel. Por otro lado, las centrales hidroeléctricas Curibamba (162 MW) y Huascacocha (25 MW) se espera ingresen el año 2014, en que Edegel necesitaría el ingreso de nueva capacidad para poder cubrir la creciente demanda de sus clientes regulados y libres, ya que frente a un escenario seco no alcanzaría a cubrir estos

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requerimientos.

Colombia

El mercado eléctrico colombiano es el menos regulado de los mercados en que Endesa Chile participa. En Colombia opera el Sistema Interconectado Nacional (SIN) colombiano y desde 2003 está interconectado con el sistema eléctrico de Ecuador. La capacidad instalada de Emgesa es de 2.895 MW a diciembre de 2008, representando el 21% de la capacidad instalada en el país. De esta capacidad instalada un 85% corresponde a capacidad hídrica y un 15% a térmica. En el mercado eléctrico colombiano dominan las instalaciones hidroeléctricas, producto de lo cual el principal evento de escasez corresponde al agotamiento de recursos hídricos durante épocas secas (fenómeno de El Niño, contrario a lo que ocurre en Chile) y la estacionalidad climática (siete meses de invierno y cinco de verano).

Cargo por Confiabilidad

Brasil

Es por eso que, desde 2006, para mejorar la previsibilidad y para mitigar la volatilidad de los precios, las generadoras en el SIN reciben un Cargo por Confiabilidad. Éste consiste en el pago que recibe cada unidad del sistema y se basa en un modelo individual que calcula la energía anual mínima que la unidad es capaz de producir según sus antecedentes y propias características. Es decir, el pago está condicionado a la energía firme que puedan entregar las centrales. En este caso las centrales térmicas reciben un pago mayor, por la mayor energía firme que son capaces de garantizar. La participación de Endesa en el mercado brasileño comenzó en 1997. Sin embargo, desde septiembre de 2005 Endesa Chile dejó de consolidar sus operaciones en este país debido a una reestructuración de la propiedad y, desde entonces, participa indirectamente en través de un 40% en la propiedad de Endesa Brasil. Esta empresa opera en el negocio de generación y transmisión de energía. La industria en este país está organizada en un gran Sistema Interconectado, donde se separan las funciones de generación, transmisión, distribución y suministro. Las tarifas reguladas son establecidas por la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL). El sistema de despacho funciona despachando la energía de la central con el menor costo marginal. El Operador Nacional Do Sistema Eléctrico (ONS) controla la producción y transmisión de energía. Los precios de la electricidad en Brasil se fijan según las licitaciones llevadas a cabo por la ANEEL, la contratación libre y el mercado spot.

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Glosario Término

Definición / Traducción

Cálculo

EBITDA

Utilidad antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización (Earnings Before Interests, Taxes, Depreciation and Amortization)

Resultado Operacional más Depreciación más amortización

EBITDAR

EBITDA más arriendo de activos fijos (Earnings Before Interests, Taxes, Depreciation, Amortization and Rents)

EBITDA más arriendos de activo fijo. Se usa en las industrias aeronáutica y marítima y se reversa el arriendo de aviones o buques

EV

Valor de los Activos de la Empresa (Enterprise Value)

Patrimonio Bursátil más Deuda Financiera Neta más Interés Minoritario

EV/EBITDA

Múltiplo de valorización. Mientras mayor sea, más cara está la acción

EV dividido por Ebitda

EVA

Valor Económico Agregado (Economic Value Added)

Resultado Operacional neto de impuestos sobre capital empleado

FCL

Flujo de Caja Libre

EBITDA menos impuestos menos inversiones más (menos) variación del capital de trabajo

Free-float

Porcentaje de las acciones que puede transarse libremente en el mercado

Porcentaje de las acciones que no pertenece a los controladores

Margen

Porcentaje de las ventas

Operacional

Resultado Operacional / Ventas

Ebitda

Ebitda / Ventas

Neto

Utilidad / Ventas

P/U

Relación Precio / Utilidad

Precio de la acción dividido por la UPA

P/VL

Relación Precio a Valor Libro

Precio de mercado de la acción dividido por el valor contable de la acción

Retorno de Dividendos

Rentabilidad que entrega una acción por concepto de dividendos

Dividendos repartidos en un año dividido por el precio de la acción

Retorno FCL

Rentabilidad del Flujo de Caja Libre que genera la empresa

FCL / Precio de la acción

ROA

Retorno de los Activos (Return on Assets)

Utilidad del ejercicio / Activo Total

ROE

Retorno del Patrimonio (Return on Equity)

Utilidad del ejercicio / Patrimonio contable

UPA

Utilidad por acción

Utilidad del ejercicio / Número de acciones

x

Veces

YtD

Año a la fecha (Year to Date)

Variación porcentual en lo que va del año

Recomendaciones sobre acciones: se establecen de acuerdo al retorno relativo respecto del IPSA. Se define como “Retorno similar al del IPSA” al que esté dentro de un rango con una amplitud equivalente a un tercio de la variación esperada para el índice, con un mínimo de 5%. Una vez definido esto, se recomienda Mantener cuando se espera que la acción tenga un retorno total similar al del IPSA; Comprar, cuando el retorno esperado para la acción es superior al esperado para el IPSA; y Vender, cuando el retorno esperado para la acción es inferior al esperado para el IPSA. Endesa – Cambio de condiciones en el sector eléctrico – Juan Carlos Parra – 7 de septiembre de 2009

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CorpResearch Álvaro Donoso Director CorpResearch [email protected]

Estudios Económicos Sebastián Cerda Director Estudios Económicos [email protected] Juan José Donoso Analista Económico [email protected] Nicolás Birkner Analista Económico [email protected]

Estudios de Renta Variable Cristina Acle Directora Estudios Renta Variable. Sector: Forestal y Transportes [email protected] Matías Brodsky Analista. Sector: Alimentos y TIC [email protected] Rosario Letelier Analista. Sector: Energía y Construcción [email protected] Juan Carlos Parra Analista. Sector: Energía y Minería [email protected]

Comunicaciones Antonia de la Maza Editora de Comunicaciones [email protected]

Rosario Norte 660 Piso 17, Las Condes, Santiago. Teléfono (562) 660 2295.

www.corpcapital.cl - Bloomberg: CORG

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