EMPRESA ELÉCTRICA DE LA FRONTERA S.A.

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EMPRESA ELÉCTRICA DE LA FRONTERA S.A.

Reseña Anual de Clasificación Mayo 2014

Resumen de Clasificación 2

Fortalezas y Debilidades de la Compañía

4 Hechos Relevantes 4

Antecedentes de la Compañía

5

Marco Regulatorio 6

Análisis Financiero 9

Características de los Instrumentos

13 Contenido:

Analista responsable:

Fernando Villa P.

fvilla@icrchile.cl

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Clasificación

Instrumento Clasificación Tendencia

Líneas de Bonos Nº 416, 662 y 663 Línea de Efectos de Comercio Nº 76

AA N1+/AA

Estable Estable

RESUMEN DE CLASIFICACIÓN

ICR Clasificadora de Riesgo ratifica en Categoría AA, con Tendencia “Estable”, la clasificación asignada a las Líneas de Bonos Nº 416, 662 y 663 de Empresa Eléctrica de la Frontera S.A. (Frontel). Asimismo, ratifica en Categoría N1+/AA la clasificación correspondiente a la Línea de Efectos de Comercio Nº 76 de la Compañía.

Esta clasificación se fundamenta en que la Compañía lleva a cabo sus actividades en una industria de bajo riesgo operacional, con características de monopolio natural regulado, donde el comportamiento de sus principales variables es estable y predecible. Las zonas de concesión asignadas a Frontel se encuentran definidas por ley, siendo además ineficiente económicamente la existencia de superposiciones de operadores, por lo que no existe competencia relevante para la Empresa.

Empresa Eléctrica de la Frontera S.A. es una empresa de Inversiones Eléctricas del Sur S.A., la que es controlada por Inversiones Grupo Saesa Ltda., que corresponde a la sociedad a través de la cual Ontario Teachers’ Pension Plan (50%) y Alberta Investment Management Corporation (50%), mantienen la propiedad del Grupo Saesa.

La principal actividad de Frontel es la distribución eléctrica en la zona sur del país, en una zona comprendida entre las provincias de Concepción, Región del Bío Bío y Cautín, Región de La Araucanía. Frontel proporciona suministro eléctrico principalmente a localidades rurales dentro de estas regiones, abasteciendo alrededor del 73% de la venta de energía en sus regiones.

Por otro lado, Frontel presenta una situación financiera estable, con una fuerte capacidad operacional para generar flujos de caja, lo que se traduce en indicadores financieros favorables, en términos de endeudamiento y cobertura. Esta solidez financiera se ha visto reflejada en el sostenido cumplimiento de los covenants que ofrecen protección a los tenedores de bonos de la Empresa.

Durante el año 2013, los ingresos de Frontel totalizaron $ 99.161 millones, lo que significó un crecimiento de 6,0% con respecto al año anterior. Esto se debió a un aumento en las ventas físicas y a la entrada en vigencia de las nuevas tarifas de VAD, decretadas en abril de 2013, con efecto retroactivo a partir de noviembre de 2012.

El Ebitda del período siguió la senda creciente de los ingresos, con un alza de 45,6% en comparación con el año 2013, alcanzando $ 17.337 millones, mientras que el Margen Ebitda avanzó desde 12,7% en 2012, hasta 17,5% el año 2013. Lo anterior se explica además por una estabilización en los costos de operación, que netos de depreciación crecieron sólo un 0,2%, a raíz de disminuciones en los costos de operación y mantenimiento del sistema, y estabilización en las compras de energía gracias a las inversiones destinadas a disminuir las pérdidas en la red de distribución.

En cuanto a la deuda, los pasivos totales de Frontel alcanzaron un valor de $ 85.611 millones, incrementándose en $ 17.384 millones (+25,5%) con respecto al año anterior. Esto se debe principalmente a un alza de $ 30.711 en las obligaciones con empresas relacionadas, debido a la suscripción de créditos principalmente con las matrices Inversiones Eléctricas del Sur S.A. e Inversiones Grupo Saesa Limitada, lo que fue compensado parcialmente con la reducción de 18.180 millones (-51,9%) en sus obligaciones financieras, por amortización de bonos Serie A y cancelación de deuda bancaria. Con lo anterior, el Endeudamiento Total de la Compañía alcanzó 0,54 veces (0,42 veces a diciembre de 2012), mientras que el Endeudamiento Financiero se ubicó en 0,11 veces (0,22 veces al cierre del año anterior).

Estados Financieros: 31 de diciembre de 2013

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La reducción en la deuda financiera generó mejoras en el indicador de Deuda Financiera Neta sobre Ebitda, que se redujo desde 2,63 veces a diciembre de 2012, hasta 0,43 veces a diciembre de 2013. No obstante, al incorporar las obligaciones con empresas relacionadas en el cálculo del indicador (debido a la relevancia de la deuda suscrita con sus matrices), el ratio se reduce desde 3,14 veces hasta 2,55 veces durante el mismo período.

Finalmente, la Cobertura de Gastos Financieros Netos, siguió la tendencia creciente del Ebitda, avanzando desde un valor de 10,41 veces a diciembre de 2012, a situarse en 11,88 veces a diciembre de 2013. Cabe señalar que durante el período se reconocieron gastos financieros por $ 1.876 millones, cifra superior en un 40,2% a los intereses devengados del año 2012, lo que se debe a una mayor carga financiera por la suscripción de deuda con relacionadas.

DEFINICIÓNDECATEGORÍAS:

CATEGORÍAAA

Corresponde a aquellos instrumentos que cuentan con una muy alta capacidad de pago del capital e intereses en los términos y plazos pactados, la cual no se vería afectada en forma significativa ante posibles cambios en el emisor, en la industria a que pertenece o en la economía.

CATEGORÍAN1

Corresponde a aquellos instrumentos que cuentan con la más alta capacidad de pago del capital e intereses en los términos y plazos pactados, la cual no se vería afectada en forma significativa ante posibles cambios en el emisor, en la industria a que pertenece o en la economía.

La subcategoría “+” indica una mayor protección dentro de la Categoría N1.

METODOLOGÍASUTILIZADAS

Metodología de Bonos de Empresas no Financieras.

Metodología de Efectos de Comercio de Empresas no Financieras.

La opinión de ICR Chile Clasificadora de Riesgo, no constituye en ningún caso una recomendación para comprar, vender o mantener un determinado instrumento. El análisis no es el resultado de una auditoría practicada al emisor, sino que se basa en información pública remitida a la Superintendencia de Valores y Seguros, a las bolsas de valores y en aquella que voluntariamente aportó el emisor, no siendo responsabilidad de la clasificadora la verificación de la autenticidad de la misma.

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SECTOR ELÉCTRICO

FORTALEZAS Y DEBILIDADES DE LA COMPAÑÍA

FORTALEZAS

• Bajo riesgo operacional de la industria: Debido a las características de monopolio natural presentes en el segmento de distribución eléctrica y a que gran parte de las principales variables de la Compañía son altamente predecibles y presentan estabilidad en el tiempo.

• Las empresas de distribución eléctrica cuentan con zonas de concesión definidas por ley. En consecuencia, Frontel no tiene competencia relevante para clientes regulados en las localidades que abastece, dado las características que presentan los costos medios de distribución. La zona donde opera Frontel se caracteriza por un mayoritario desarrollo rural, con una demanda por electricidad creciente en el tiempo.

• La Empresa presenta una sólida y ordenada situación financiera, manteniendo una estable capacidad operacional para generar flujos de caja, presentando favorables indicadores de cobertura de deuda e intereses.

• Frontel ha cumplido a cabalidad con los compromisos establecidos con los tenedores de bonos, manteniendo siempre sus indicadores con amplia holgura respecto a los límites definidos en cada covenants.

• La estructura operacional del grupo es descentralizada y la gestión es centralizada, lo que ha permitido maximizar sinergias y economías de escala.

DEBILIDADESORIESGOS

• Procesos de fijación tarifaria de distribución y de servicios asociados a la distribución, que pudiesen afectar negativamente los flujos de la compañía.

• Eventuales modificaciones al marco regulatorio existente.

HECHOS RELEVANTES

• Con fecha 02 de abril de 2013 se publicó el nuevo decreto que establece en forma retroactiva, a partir de noviembre de 2012, y hasta octubre de 2016, las tarifas aplicables al Valor Agregado de Distribución.

• El día 09 de abril de 2013 se decretaron las nuevas tarifas de subtransmisión, cuyas fórmulas rigen en forma retroactiva, desde el 01 de enero de 2011, hasta el año 2014.

ANTECEDENTES DE LA COMPAÑÍA

ESTRUCTURADEPROPIEDAD

Empresa Eléctrica de la Frontera S.A. es una empresa de Inversiones Eléctricas del Sur S.A., la que es controlada por Inversiones Grupo Saesa Ltda., que corresponde a la sociedad a través de la cual Ontario Teachers’ Pension Plan (50%) y Alberta Investment Management Corporation (50%), controlan el Grupo Saesa.

Inversiones Los Ríos Ltda. es titular de 7.405.694.436.310 acciones suscritas de la sociedad, representativas del 99,31% del patrimonio de Empresa Eléctrica de la Frontera S.A.

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Accionista Acciones suscritas y pagadas % de propiedad

INVERSIONES LOS RIOS LTDA 7.405.694.436.310 99,31%

VILLIGER KLEIN LIDIA BLANCA 27.147.616.444 0,36%

INVERSIONES GRUPO SAESA LTDA. 5.544.539.183 0,07%

MUNICIPALIDAD DE NUEVA IMPERIAL 3.530.985.950 0,05%

VILLAGRAN CORREA JORGE 2.941.227.542 0,04%

MUNICIPALIDAD DE FREIRE 2.815.868.705 0,04%

INSTITUTO DE NORMALIZACION PREVISIONAL 2.117.393.353 0,03%

MUNICIPALIDAD DE PERQUENCO 1.095.581.160 0,01%

BRUNER NOERR ALEJANDRO JOSE 676.931.664 0,01%

GUEVARA PEREZ CAROLINA 675.237.218 0,01%

PEREZ VICENS CLAUDIO RICARDO 674.934.639 0,01%

FUNDACION GUSTAVO MONDION MARY 572.118.002 0,01%

Fuente: SVS.

DIRECTORIOYADMINISTRACIÓN

Con respecto al Directorio éste constituye una unidad común para Frontel y Saesa, y, al 31 de diciembre de 2013, está compuesto por los siguientes integrantes:

Nombre Cargo Fecha

Nombramiento

IVAN DIAZ-MOLINA Presidente 08-05-2013

JORGE ADOLFO LESSER GARCIA-HUIDOBRO Vicepresidente 08-05-2013

WALDO FORTIN CABEZAS Director 30-04-2013

JUAN IGNACIO PAROT BECKER Director 30-04-2013

BEN HAWKINS Director 30-04-2013

JUZAR PIRBHAI Director 30-04-2013

STACEY PURCELL Director 30-04-2013

KEVIN ROSEKE Director 30-04-2013

Fuente: SVS.

A su vez, a la misma fecha la administración también es compartida por ambas compañías, y la integran los siguientes profesionales:

Nombre Cargo Ejec. Principal Fecha Nombramiento

FRANCISCO ALLIENDE ARRIAGADA Gerente General 01-02-2012

MARCELA ELLWANGER HOLLSTEIN Gerente de Planificación, Gestión y Riesgos 10-12-2013 MARIA DOLORES LABBE DANIEL Gerente de Personas 10-12-2013 JASON JAMES . Gerente de Desarrollo de Nuevos Negocios 05-08-2013 RAMON DIAZ CORTEZ Gerente de Proyectos de Subtransmisión 01-01-2013 HUGO BRIONES FERNANDEZ Gerente de Ingeniería y Proyectos 01-01-2013

PATRICIO TURÉN ARÉVALO Gerente Comercial 24-09-2012

RAUL GONZALEZ ROJAS Gerente de Operaciones 10-09-2012

RODRIGO MIRANDA DIAZ Gerente de Regulación 10-09-2012

VÍCTOR VIDAL VILLA Gerente de Administración y Finanzas 11-04-2012 MARCELO BOBADILLA MORALES Gerente de Generación y Comercialización 01-09-2009

JORGE CASTILLO QUIROZ Gerente de Auditoría 01-01-2009

SEBASTIAN SAEZ REES Gerente Legal 01-10-2007

Fuente: SVS.

Tanto el Directorio como la administración de Frontel, se componen por profesionales altamente capacitados para el ejercicio de sus labores, quienes cuentan con una vasta trayectoria en la industria eléctrica; lo que constituye un positivo, y relevante factor para la toma de decisiones estratégicas que tienen relación con los procesos y operaciones de la compañía.

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ACTIVIDADESYNEGOCIOSDELACOMPAÑÍA

La principal actividad de Frontel es la distribución eléctrica en la zona sur del país, en una zona comprendida entre las provincias de Concepción, Región del Bío Bío y Cautín, Región de La Araucanía. Frontel proporciona suministro eléctrico principalmente a localidades rurales dentro de estas regiones, abasteciendo alrededor del 70% de la venta de energía en sus regiones.

Por otro lado, participa además, en menor grado, en los segmentos de transmisión y subtransmisión eléctrica, donde cuenta con 107 km de líneas de 110 kv y 107 MVA instalados en subestaciones de regulación de tensión, cuyo mantenimiento y operación están a cargo de STS.

Además, Frontel participa en el negocio de generación, para el sistema aislado de la Isla Santa María.

A inicios del año 2010, Frontel adjudicó a Endesa, Colbún y Campanario los contratos de suministro para satisfacer a sus clientes hasta el año 2020. Esta última, y debido a su quiebra en septiembre de 2011, fue reemplazada con una nueva licitación adjudicada a Endesa hasta diciembre de 2014. Adicionalmente, en la medida que cualquiera de los mencionados contratos no lleguen a satisfacer las necesidades para clientes regulados, la Resolución Ministerial Nº 88 del Ministerio de Economía, permite a las empresas de distribución efectuar la compra de energía y potencia a precios nudo vigentes, garantizando el suministro para sus clientes regulados.

MARCO REGULATORIO

La industria eléctrica nacional se encuentra regulada desde 1982, principalmente por el Decreto con Fuerza de Ley N°1/82, que contiene la Ley General Sobre Servicios Eléctricos (LGSE), y la reglamentación orgánica de dicha ley, contenida en el Decreto Supremo N°327/97. Las últimas modificaciones a la Ley, y que tuvieron un positivo impacto en el sector, fueron introducidas por la Ley N°19.940 de marzo de 2004 (“Ley Corta I”) y por la Ley N°20.018 de mayo de 2005 (“Ley Corta II”).

Los aspectos principales de la legislación establecen que el costo de la energía para el consumidor final es una combinación del precio de generación y transporte, más un cargo único por el uso del sistema de transmisión, más los peajes de subtransmisión y el VAD.

Ley Corta I

La Ley Corta I se introdujo para generar los incentivos para que se realicen las inversiones necesarias en los sistemas de generación y transmisión. Los principales cambios introducidos por esta ley fueron:

a) Nuevo régimen para los sistemas de transmisión: Se reconocen tres tipos de instalaciones de transmisión diferentes, dependiendo principalmente del tamaño y capacidad de sus redes: (a) Transmisión Troncal, (b) Subtransmisión y (c) Transmisión Adicional. Los dos primeros serán de acceso abierto y con tarifas reguladas.

o Transmisión Troncal: El peaje por uso del Sistema de Transmisión Troncal es fijado cada cuatro años por el Ministerio de Energía, y considera la anualidad del valor de inversión (“AVI”), con una tasa de retorno del valor de inversión (“VI”) considerando la vida útil de los activos y la recuperación de los costos de administración, operación y mantenimiento (“COMA”). El VI y el COMA, así como sus fórmulas de indexación, son determinados cada cuatro años en el Estudio de Transmisión Troncal, el que identifica además ampliaciones y nuevas obras necesarias en el Sistema de Transmisión Troncal.

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Los proyectos de ampliación son asignados al dueño del activo a ser ampliado, y los ingresos se ajustan cuando la ampliación entra en servicio y las nuevas obras requeridas son adjudicadas en procesos de licitación abierta al licitante que ofrezca el menor cargo por peaje por los siguientes 20 años.

El 80% de las tarifas son de cargo de las empresas generadoras que se encuentren dentro del AIC a prorrata del uso. El 20% restante son de cargo de las empresas distribuidoras y/o de los clientes no regulados también a prorrata del uso. Los pagos por peaje que hagan las empresas de servicio público de distribución eléctrica se traspasarán íntegramente a sus clientes regulados.

o Subtransmisión: Los peajes por el uso del Sistema de Subtransmisión se determinan cada cuatro años sobre la base de costos medios de inversión, operación y mantenimiento de instalaciones adaptadas a la demanda. El costo anual de inversión se calcula considerando una rentabilidad de 10% sobre el valor de las instalaciones y su vida útil. Los estudios de subtransmisión para determinar el valor de inversión, los costos de administración, operación, mantención y pérdidas, son desarrollados por consultores contratados por las empresas con bases definidas por la CNE, quien luego emite un informe técnico con las observaciones y correcciones que determine.

o Transmisión Adicional: Son consideradas instalaciones adicionales las que no clasifican en alguno de los 2 tipos descritos anteriormente. Corresponden a instalaciones dedicadas a satisfacer las demandas de un número reducido de clientes importantes o bien, a la evacuación de un grupo de centrales. Las tarifas por el uso de los Sistemas de Transmisión Adicionales serán determinadas por contratos entre los usuarios y los respectivos propietarios de dichas instalaciones.

b) Límite de potencia instalada para clientes libres: A contar de marzo del año 2006, los clientes con potencia instalada entre 0,5 MW y 2 MW pueden elegir el régimen tarifario (libre o regulada) que les aplicará por períodos mínimos de cuatro años. Esta opción deberá comunicarse con un año de anticipación. El límite podrá ser rebajado por el Ministerio. En tanto aquellos con potencia instalada superior a 2 MW serán calificados como clientes libres.

c) Peajes de distribución: El peaje de distribución se ha definido como un valor igual al VAD de la distribuidora más un ajuste por precio de compra en las barras de inyección al sistema de distribución. Este se utiliza para abastecer a clientes libres de la distribuidora o de un generador que usen instalaciones de distribución d) Panel de Expertos: Se crea un órgano permanente para la resolución de conflictos, que resolverá las discrepancias entre las empresas que forman parte del sistema eléctrico y entre éstas y la autoridad respecto de un conjunto acotado de materias y cuyos dictámenes tienen la característica de ser definitivos e inapelables.

e) Precio Nudo: El precio nudo se aplicará en sistemas de más de 200 MW de capacidad instalada. El cálculo de dicho precio nudo incluirá un cargo único por el uso del Sistema de Transmisión Troncal. La banda para la fijación del precio nudo en torno al precio de clientes libres se redujo de +/-10% a +/- 5% y se aplica sobre el precio de energía.

f) Peajes de subtransmisión: Estos peajes serán indexados semestralmente en mayo y noviembre, de acuerdo con la publicación de los parámetros por parte de la CNE. Estos peajes dan cuenta del valor por el uso de las instalaciones de subtransmisión requeridas para el suministro de clientes.

g) Servicios complementarios (SSCC): Son todos aquellos servicios requeridos para coordinar la operación en forma confiable, segura y a mínimo costo de los sistemas eléctricos (regulación de tensión, frecuencia, aporte de reactivos, etc.). El CDEC respectivo deberá operar, administrar y valorizar la prestación de estos servicios complementarios. A fines de 2012 se publicó en el Diario Oficial el DS N°130 que aprueba el Reglamento que establece las disposiciones aplicables a los SSCC. Al respecto, el CDEC-SIC ha elaborado procedimientos respecto de la remuneración de estos servicios, que han sido discrepados ante el Panel de Expertos por empresas generadoras. Los procedimientos finales estarán sujetos a los respectivos dictámenes que emita el Panel.

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h) Sistemas Medianos (SSMM): Se definen como Sistemas Medianos, los sistemas eléctricos que posean una capacidad instalada de generación superior a 1,5 MW e inferior a 200 MW. La tarificación de estos sistemas se hace en base al Costo Total de Largo Plazo (“CTLP”) mediante un proceso tarifario realizado cada 4 años que es liderado por la CNE.

Ley Corta II

La Ley Corta II se originó para hacer frente a la crisis del gas natural argentino, sumada a la falta de inversiones en el sector de generación y la inexistencia de las empresas generadoras en participar en las licitaciones de suministro de las empresas distribuidoras. Los principales cambios introducidos fueron:

a) Obligación de suministro: Las compañías de distribución eléctrica deberán disponer permanentemente del suministro de energía que, sumado a la capacidad propia de generación, les permita satisfacer el total del consumo proyectado de sus consumidores regulados para, a lo menos, los próximos tres años.

b) Licitaciones para el suministro: Las distribuidoras deberán realizar licitaciones públicas, abiertas y no discriminatorias de largo plazo para el suministro de energía de sus clientes regulados, de acuerdo a bases aprobadas por la CNE. Las licitaciones podrán hacerse en forma conjunta entre distintas compañías de distribución.

c) Traspaso de precios a clientes finales: Las distribuidoras deberán traspasar a sus clientes regulados los precios a nivel de generación-transporte que resulten de promediar los precios vigentes para dichos suministros, conforme a sus respectivos contratos. En caso de que el precio promedio de una concesionaria sobrepase en más de un 5% el precio promedio del sistema, el sobreprecio será absorbido por todos los clientes regulados de aquellas empresas que se encuentren bajo el precio promedio del sistema en un 5%.

d) Estabilidad en precios: Si el precio de nudo de largo plazo experimenta una variación de más de 10% entre las fijaciones, éste será ajustado y los precios promedio de cada distribuidora volverán a ser calculados. Esto se conoce como indexación extraordinaria.

e) Ajuste a precios de mercado: Si se producen diferencias significativas entre el precio de mercado, calculado sobre los precios medios de clientes libres y precio de nudo de largo plazo, y el precio teórico, calculado sobre el precio de nudo informado por la CNE, el precio de nudo deberá ser ajustado.

f) Regulación de demanda de clientes regulados: Los generadores tienen la posibilidad de pactar reducciones o aumentos temporales en el consumo de energía con cualquier consumidor a cambio de compensaciones.

Organismos Reguladores

La industria eléctrica nacional está regulada fundamentalmente por organismos estatales, dentro de los que destacan la CNE, el Ministerio de Energía y la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, cuyas funciones corresponden a labores de tipo fiscalizadora, reguladora y coordinadora.

a) Comisión Nacional de Energía (“CNE”): Se encarga fundamentalmente del buen funcionamiento y desarrollo del sector energético nacional. Específicamente, la CNE es responsable de diseñar las normas del sector y del cálculo de las tarifas. Adicionalmente, actúa como ente técnico e informa al Panel de Expertos cuando se presentan divergencias entre los miembros del CDEC o cuando se presentan diferencias en los procesos de fijación de precios, entre otras materias.

b) Superintendencia de Electricidad y Combustibles (“SEC”): Organismo descentralizado, encargado de fiscalizar y vigilar el cumplimiento de las leyes, reglamentos y normas técnicas relativas a generación, producción, almacenamiento, transporte y distribución de combustibles líquidos, gas y electricidad. Adicionalmente, es quien

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otorga concesiones provisionales y verifica la calidad de los servicios prestados.

c) Ministerio de Energía: Institución creada a partir del año 2010 a cargo de fijar los precios nudo, peajes de transmisión y subtransmisión y tarifas de distribución. Además, otorga las concesiones definitivas, previo informe de la SEC. El objetivo general del Ministerio de Energía es elaborar y coordinar los planes, políticas y normas para el buen funcionamiento y desarrollo del sector, velar por su cumplimiento y asesorar al Gobierno en todas aquellas materias relacionadas con la energía.

d) Centros de Despacho Económico de Carga (“CDEC”): Organismos integrados por la Dirección de Operación, Peajes y Administración que tiene por objeto coordinar la operación segura y económica de las instalaciones que conforman cada uno de los sistemas interconectados.

ANÁLISIS FINANCIERO

Ingresos

El año 2013 los ingresos de Frontel totalizaron $ 99.161 millones, anotando un alza de 6,0% en comparación con el año anterior, lo que se explica por un aumento en las ventas físicas de energía, y por la entrada en vigencia del nuevo decreto tarifario, anunciado el día 02 de abril de 2013, con vigencia retroactiva desde noviembre de 2012 hasta octubre de 2016. Los cargos retroactivos del decreto tarifario se reconocen en los cobros a partir de la entrada en vigencia del decreto.

Lo anterior fue compensado parcialmente con la disminución en las tarifas aplicables a subtransmisión, cuyo decreto se publicó el 09 de abril de 2013, con una vigencia retroactiva desde noviembre de 2011 hasta 2014.

88.300 94.284 93.530 99.161

0 20.000 40.000 60.000 80.000 100.000 120.000

Dic-10 Dic-11 Dic-12 Dic-13

Millones de Pesos

Ingresos

Fuente: Elaboración propia, datos SVS.

Ebitda¹

El desempeño operacional de la Compañía ha seguido un comportamiento favorable en los últimos tres años, con mejoras consecutivas en el Ebitda. Así, el año 2013 el indicador alcanzó $ 17.337 millones, con un margen sobre ingresos de 17,48% y un crecimiento año a año de 45,6%.

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FRONTEL

Fecha informe:

Mayo.2014

9.536 8.535 11.904

17.337 10,8%

9,1%

12,7%

17,5%

0%

5%

10%

15%

20%

0 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 30.000

Millones de Pesos

Ebitda

Ebitda Margen Ebitda

Dentro de los factores determinantes en la mejora del Ebitda, se encuentran la mencionada entrada en vigencia de las nuevas tarifas, reducción de gastos de administración, menores gastos de mantención y operación del sistema, y estabilización en los costos de energía gracias a las inversiones realizadas con el objeto de disminuir las pérdidas de energía en el proceso de distribución. Como consecuencia, el total de costos operacionales netos de depreciación se mantuvo prácticamente invariable, creciendo sólo un 0,2% entre los años 2012 y 2013, dando como resultado una mayor holgura a nivel de Margen Ebitda.

Concepto Dic-12 Dic-13 Variación M$ Variación %

Compras de energía y peajes 55.731.495 55.952.046 220.551 0,4%

Compras de materiales 3.450.166 3.507.335 57.169 1,7%

Subtotal materias primas 59.181.661 59.459.381 277.720 0,5%

Operación y mantención del sistema eléctrico 5.352.102 4.566.117 -785.985 -14,7%

Mantención de medidores, ciclo comercial 3.127.556 2.807.307 -320.249 -10,2%

Operación vehículos, viajes y viáticos 434.123 407.683 -26.440 -6,1%

Arriendo maquinarias, equipos e instalaciones 0 2.075 2.075 -

Provisiones y castigos 23.256 220.178 196.922 846,8%

Gastos de administración 1.881.873 1.639.442 -242.431 -12,9%

Otros gastos por naturaleza 3.217.536 3.712.389 494.853 15,4%

Subtotal Otros Gastos por Naturaleza 14.036.446 13.355.191 -681.255 -4,9%

Gastos por beneficios a empleados 8.407.811 9.008.811 601.000 7,1%

Total Costos Operacionales Netos de Depreciación 81.625.918 81.823.383 197.465 0,2%

Gastos Operacionales (Miles de Pesos)

Capex²

Como se adelantó, dentro del plan de inversiones del Grupo Saesa figuran los proyectos de reducción de pérdidas técnicas de energía, que se suman a las inversiones permanentes en ampliación de la red. Por tal motivo, se observa una mayor intensidad de inversiones a partir del año 2012 (medida como Capex sobre Ingresos), la que ha redituado en un mejor desempeño operacional. El año 2013 las inversiones totalizaron $ 15.000 millones y representaron el 15,1% de los ingresos ordinarios.

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FRONTEL

Fecha informe:

Mayo.2014

10.395 11.505 15.308 15.000

11,8% 12,2%

16,4%

15,1%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

18%

0 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 30.000

Millones de Pesos

Capex

Capex Capex / Ingresos

Cabe señalar que el año 2013 se observa un cambio favorable en los flujos de caja de la Compañía después de inversiones, pues al restar el Capex del Ebitda, durante los tres años previos Frontel exhibió flujos negativos. No obstante, el año 2013 la Compañía fue capaz de autofinanciar sus inversiones, cerrando el año con flujos positivos.

-859

-2.970

-3.405

2.338

-4.000 -3.000 -2.000 -1.000 0 1.000 2.000 3.000

Millones de Pesos

Ebitda - Capex

Deuda

A diciembre de 2013, la Compañía había reducido sus obligaciones financieras en $ 18.180 millones, lo que equivale a un -51,9%. Durante el período se amortizaron bonos Serie A y se redujeron pasivos financieros con bancos. Sin embargo, durante la misma fecha se contrajo obligaciones con las sociedades matrices Inversiones Eléctricas del Sur S.A. e Inversiones Grupo Saesa Limitada, generándose un incremento de $ 30.711 millones en obligaciones con empresas relacionadas, lo que más que compensó la disminución de la deuda financiera.

Los movimientos anteriores explican un aumento de $ 17.384 millones en los pasivos de la Compañía, lo que significó un aumento en su ratio de Endeudamiento³ desde 0,46 veces a diciembre de 2012, hasta 0,54 veces a diciembre de 2013. La reducción de obligaciones financieras si bien generó un descenso en el ratio de Endeudamiento Financiero⁴, no compensó el mayor apalancamiento total.

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FRONTEL

Fecha informe:

Mayo.2014

0,43 0,41 0,42

0,54

0,22 0,20 0,22

0,00 0,11 0,10 0,20 0,30 0,40 0,50 0,60

N°de Veces

Endeudamiento

Endeudamiento Total Endeudamiento Financiero

Cobertura

Al analizar los indicadores de cobertura de obligaciones e intereses, se observa una caída relevante en la relación de Deuda Financiera Neta sobre Ebitda⁵, producto de la reducción de más de la mitad de la deuda financiera. Entre los años 2012 y 2013, el indicador descendió desde, 2,63 veces hasta 0,43 veces. Sin embargo, dado que la Empresa incrementó considerablemente su deuda con relacionadas, al calcular el indicador incluyendo estas obligaciones, el ratio pasó desde 3,14 veces a diciembre de 2012, hasta 2,55 veces a diciembre de 2013, lo que ilustra de mejor manera la evolución de la cobertura de obligaciones.

El indicador de Cobertura de Gastos Financieros Netos, por su parte, también exhibió una mejora entre los años 2012 y 2013, aún cuando los gastos financieros se incrementaron en $ 598 millones (+40,2%) producto de la mayor deuda con las matrices. La mejora en el Ebitda permitió más que compensar los mayores intereses devengados del período, arrojando un indicador de Ebitda sobre Gastos Financieros Netos de 11,88 veces (10,41 veces al cierre de 2012).

2,86 3,01

2,63

0,43 0,00

0,50 1,00 1,50 2,00 2,50 3,00 3,50

N°de Veces

Deuda Financiera Neta / Ebitda

19,57

15,68

10,41 11,88

0,00 5,00 10,00 15,00 20,00 25,00

N°de Veces

Cobertura de Gastos Financieros Netos

Perspectivas

Las perspectivas para el año 2014 son estables, donde se esperan mayores ingresos por el crecimiento sostenido en el número de clientes, dada una tarifa que ya es conocida hasta el año 2016. En el caso de los costos, ha tenido un impacto favorable la reducción de pérdida de energía y la estabilización de costos de operación y mantenimiento. No obstante, dada la atomización de la red de distribución de Frontel, que atiende comunidades rurales, la tasa de pérdidas de energía debería ser mayor que la exhibida por su relacionada Saesa, así como también la intensidad de los costos de operación.

No se esperan variaciones relevantes en los indicadores de Endeudamiento y cobertura de obligaciones durante el año, debido a que las obligaciones corrientes son una porción baja de la deuda total, y el año 2013, la Compañía fue capaz de pagar sus inversiones con Ebitda, situación que debería mantenerse durante el período 2014 si la intensidad de inversiones se mantiene.

(13)

FRONTEL

Fecha informe:

Mayo.2014

CARACTERÍSTICAS DE LOS INSTRUMENTOS

Bonos

Actualmente la Compañía mantiene una línea de bono con colocaciones vigentes, correspondiente a la Serie A, con cargo a la línea Nº 416. Adicionalmente, con fecha 19 de mayo de 2011 se inscribieron las líneas Nº 662 y 663, las que actualmente no cuentan con series colocadas. La siguiente tabla muestra las principales características de las líneas de bonos inscritas de Frontel:

Serie A Por definir Por definir

Nº Inscripción 416 662 663

Nemotécnico BFRON-A - -

Plazo 21 Años 10 Años 30 Años

Fecha Emisión 20-02-2005 - -

Tasa Anual Emisión 3,00% - -

Nº Bonos 2.000 - -

Moneda UF UF UF

Monto Emisión 1.000.000 3.000.000 3.000.000 Fecha Vencimiento 20-02-2026 - -

Pago Cupones Semestral - -

Nota: las emisiones con cargo a las líneas 662 y 663 serán definidas, específicamente, en escrituras complementarias.

Efectos de Comercio

Frontel cuenta con una emisión de efectos de comercio correspondiente a la línea Nº 076, emitida el 31 de diciembre de 2009, con un monto máximo de emisión de UF 300.000. Dicho instrumento no se encuentra colocado.

ANÁLISISDERESGUARDOS

Con el objeto de proteger los intereses de los tenedores de bonos de la compañía, los contratos de emisión de dichos instrumentos contemplan los siguientes resguardos asociados a ratios financieros:

• Razón Deuda Financiera Neta / Ebitda: Menor o igual a 3,5 veces.

• Cobertura de Gastos Financieros Netos: Mayor a 2,5 veces.

La Compañía cumple con holgura ambos resguardos.

ANEXO

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FRONTEL

Fecha informe:

Mayo.2014

Dic-10 Dic-11 Dic-12 Dic-13

Activos Corrientes 33.195.946 33.095.492 30.954.803 37.094.541

Activos No Corrientes 184.463.354 190.258.776 198.959.488 205.970.234

Activos Totales 217.659.300 223.354.268 229.914.291 243.064.775

Efectivo y Equivalentes 6.112.662 4.169.881 3.713.941 9.303.533

Activos Financieros Corrientes 0 1.131.839

Inventarios 2.619.873 3.717.910 3.812.094 3.634.467

Pasivos Corrientes 26.856.723 44.263.027 47.813.659 65.484.003

Pasivos No Corrientes 39.004.694 20.489.875 20.413.589 20.126.857

Pasivos Totales 65.861.417 64.752.902 68.227.248 85.610.860

Deuda Financiera Corriente 4.932.463 13.774.555 18.694.098 1.510.794

Deuda Financiera No Corriente 28.496.656 17.198.252 16.314.821 15.317.711

Deuda Financiera Total 33.429.119 30.972.807 35.008.919 16.828.505

Deuda Financiera Neta 27.316.457 25.671.087 31.294.978 7.524.972

Patrimonio 151.797.883 158.601.366 161.687.043 157.453.915

Ingresos de Explotación 88.299.816 94.284.188 93.529.819 99.160.626

Resultado Operacional 4.630.105 4.218.859 7.326.240 12.654.377

Margen Operacional (%) 5,24% 4,47% 7,83% 12,76%

Ingresos Financieros 178.439 277.208 194.461 416.301

Gastos Financieros 665.618 821.631 1.338.295 1.876.228

Utilidad del Ejercicio 3.114.552 2.640.921 4.599.417 9.072.888

Razón Circulante (N° de Veces) 1,24 0,75 0,65 0,57

Razón Ácida (N° de Veces) 1,14 0,66 0,57 0,51

Capital de Trabajo 6.339.223 -11.167.535 -16.858.856 -28.389.462

Endeudamiento Corto Plazo (N° de Veces) 0,18 0,28 0,30 0,42

Endeudamiento Largo Plazo (N° de Veces) 0,26 0,13 0,13 0,13

Endeudamiento Total (N° de Veces) 0,43 0,41 0,42 0,54

Endeudamiento Financiero (N° de Veces) 0,22 0,20 0,22 0,11

Deuda Corto Plazo / Deuda Total (N° de Veces) 0,41 0,68 0,70 0,76

Deuda Largo Plazo / Deuda Total (N° de Veces) 0,59 0,32 0,30 0,24

Ebitda 9.536.221 8.534.964 11.903.901 17.337.243

Margen Ebitda 10,8% 9,1% 12,7% 17,5%

Ebitda / Gastos Financieros Netos (N° de Veces) 19,57 15,68 10,41 11,88

Cobertura de Intereses y Amortizaciones (N° de Veces) 1,70 0,58 0,59 5,12

Deuda Financiera CP / Ebitda (N° de Veces) 0,52 1,61 1,57 0,09

Deuda Financiera LP / Ebitda (N° de Veces) 2,99 2,02 1,37 0,88

Deuda Financiera Total / Ebitda (N° de Veces) 3,51 3,63 2,94 0,97

Deuda Financiera Neta / Ebitda (N° de Veces) 2,86 3,01 2,63 0,43

Rentabilidad Patrimonio 2,28% 1,70% 2,87% 5,69%

Rentabilidad Activos 1,55% 1,20% 2,03% 3,84%

Capex 10.394.837 11.504.965 15.308.443 14.999.548

Capex / Ingresos 11,8% 12,2% 16,4% 15,1%

Ebitda-Capex -858.616 -2.970.001 -3.404.542 2.337.695

Deuda Financiera Neta / [Ebitda-Capex] - - - 3,22

Situación Financiera Frontel (Miles de Pesos)

(15)

NOTAS

1 Ebitda = Ingresos de actividades ordinarias + Otros ingresos - Materias primas y consumibles utilizados - Gastos por beneficios a los empleados - Otros gastos por naturaleza.

2 Capex = Compras de propiedades, planta y equipo.

3 Endeudamiento = Pasivos Totales / Patrimonio.

4 Endeudamiento Financiero = (Otros pasivos financieros corrientes + Otros pasivos financieros no corrientes) / Patrimonio.

5 Deuda Financiera Neta = Otros pasivos financieros corrientes + Otros pasivos financieros no corrientes - Efectivo y equivalentes al efectivo - Otros activos financieros corrientes.