16 de Agosto 2011

Seminario LarrainVial / LIMA Explorando oportunidades en la Región

Presentador

Bernardita Infante, Gerente de Administración y Finanzas

2

Agenda

3

Mercado

Compañía

Resumen financiero

51,8%

23,1%

24,6%

0,4% ECL

Endesa

Gener

Otros

10%

90%

Fuente: CNE, CDEC-SIC, CDEC-SING, E.CL ¹ En base a proyección de la Comisión Nacional de Energía (“CNE”) en el Informe Técnico Preliminar Precio Nudo SING/SIC – Abril2011; ² En base a generación bruta; 3 No incluye proyectos en construcción durante 2011.

Santiago

25% potencia 26% demanda

74% potencia 73% demanda

1% potencia 1% demanda

Participación de mercado

Crec. esperado (2010-2020)¹

6.0%

6.1%

Principales actores (% de capacidad instalada) Clientes

SING

SIC

Aysén and Magallanes

Generación por combustibles²

Hidro Carbón Diesel Gas / GNL Otros

59% 41%

Regulado Libres

Estructura del sector eléctrico en Chile

4.165 MW

42%

21%

19%

18% Endesa

Colbun

Gener

Otros

12.352 3 MW

Consideraciones del SING Cerca del 100% de capacidad instalada corresponde a carbón, diesel y gas (incluyendo GNL). No existe exposición a la hidrología;

Contratos LP con clientes libres (co. mineras) representan el 90% de la demanda;

CAGR estimado de las ventas de 6.0% para el periodo 2010-2020 impulsado por fuerte actividad minera.

4

66% 27%

7%

36%

23% 27%

11%

US$ 0

US$ 50

US$ 100

US$ 150

US$ 200

US$ 250

US$ 300

US$ 350

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Carbón Gas Nat.Diesel / Fuel Oil HidroPrecio Spot Prom. contratos¹

SING: capacidad instalada y mix de generación

5

Capacidad instalada bruta por tecnología - 2011 (MW)

Fuente: CNE, CDEC-SING 1 Promedio de contratos de energía publicado por la CNE.

2 Restricciones de gas comenzaron en 2004, pero aumentaron considerablemente a partir de 2007.

Generación promedio (MWh/h) y precios de energía (US$/MWh)

GWh

US$/MWh Restricción de

gas argentino²

Fuente: CDEC-SING (1) AES Gener tiene una capacidad adicional de 416MW (643MW CCGT en Salta,

Argentina). Sólo la turbina de vapor despachada en base para el SING (227MW).

(2) Incluye 182MW con 100% de participación en Celta y 781MW de CCGTs con Gas Atacama, 50% de propiedad de Endesa y 50% de Southern Cross.

(3) Suministro con GNL para compañías mineras entre Mayo 2010 – Julio 2012 (GNL Mejillones, E.CL, y Gas Atacama).

10

781

158 277

330

518

688

781

227

317

24

21 0

500

1000

1500

2000

2500

E.CL Endesa AES Gener Otros

Diesel / Fuel oil

Gas Nat. - Arg.

GNL / Diesel

Nuevo carbón

Carbón

Hidro

3

2 1

02.0004.0006.0008.00010.00012.00014.00016.000

5001.0001.5002.0002.5003.0003.5004.0004.500

1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010³

Prod. de cobre SING (kt) Demanda del SING (GWh)

1,5

1,8

1,4 1,4

1,0 1,0 1,1 0,9 0,9 1,0

1,5

1,8

3,2 3,2

2,9

2,3

3,3

17 18 22 20 14 19 30 26 26

31 41

57 67

72

100

62

78

SING: 90% de la demanda proviene de clientes no regulados; principalmente gran minería de cobre.

Producción de cobre en el SING (kt), generación del SING (GWh) y precio de commodities (US$/lb, bbl)

kt GWh

Volatilidad¹ Correl. con produc. elect.²

Prod. de cobre 11,2% 0,87 Precio de cobre 28,2% (0,40)

Precio cobre (US$/lb) Precio WTI (US$/bbl)

Fuente: Cochilco, CNE, Bloomberg ¹ Calculada como la desviación estándar de las variaciones anuales; ² Calculada como la correlación entre las variaciones anuales; ³ Considera Sep-2010 anualizado

Correlación relativamente baja entre precio / producción de cobre y demanda de electricidad en el SING

6

Acciones: Inversión estimada para cumplir

con nuevos límites de emisiones; Est. USD 164m CAPEX (2011–2015)

Desarrollo de fuentes de energía renovable; Aprobación ambiental para 2

carboneras de 375MW c/u; Posibilidad de vender electricidad

generada con GNL.

Industria atractiva

UNA INDUSTRIA ATRACTIVA Desarrollado mercado eléctrico, 100% privatizado

Marco regulatorio estable y orientado a la inversión Buenas perspectivas de crecimiento de la industria

7

Desafíos: Nuevas reglamento de emisiones para centrales termoeléctricas

Límites más estrictos de emisiones de gases y material particulado:

Limites para plantas existentes: MP = 50 mg/Nm3 ~ Oct 2013

SOx = 400 mg/Nm3 ~ May 2015 (zonas saturadas; Tocopilla)

NOx = 500 mg/Nm3 ~ Abr 2016 (zonas no saturadas; Mejillones)

Ley Nr. 20,257 de Energías Renovables no Convencionales (ley “ERNC”)

Agenda

8

Mercado

Compañía

Resumen financiero

44%

38%

18% 1%

Carbón Diesel/derivados Gas natural Hidro

Activos de E.CL

CT Hornitos2 (165MW)

Tocopilla port

Gasoducto Norandino (región de Salta)

CT Andina2 (165MW)

TE Mejillones (592MW)

Diesel Arica (14MW)

Diesel Iquique (43MW)

Chapiquiña (10MW)

Mantos Blancos1 (29MW)

C. Tamaya (104MW)

TE Tocopilla (1,004MW)

Tecnología

1 Pertenece a la compañía minera, pero es operada por ECL; ² Comienzo operación comercial en 2011

Mayor generador eléctrico de la minería del Norte Grande (~ 50% participación de mercado)

Grandes Clientes mineros

37%

32%

15%

0%

16%

CarbónGas/DieselDiesel & F.O.HidroNuevas centrales (carbón)

2,159 MW 2011 Transmisión y distribución

de gas

2,449 kms en líneas de transmisión

1,796 MW 2010

Capacidad Instalada (MW)

Collahuasi

Chuquicamata

Escondida

9

El Abra

Gaby

Historia y cambios recientes

10

1913 1981 1993 1996 2002 2009

2011

Fundación de Electroandina

como central de generación para

Codelco (Chuquicamata)

Creación de Edelnor a partir de activos de Endesa en el

norte de Chile

Privatización de Edelnor.

Entra Southern Electric

Tractebel (hoy GDF Suez) entra a la propiedad de Electroandina.

Codelco mantiene 2/3 de la propiedad

Edelnor entra en Chapter 11. GDF Suez y

Codelco adquieren el 82%

GDF Suez y Codelco fusionan sus activos

de generación eléctrica y transporte de gas en el norte de Chile bajo

E.CL (ex-Edelnor)

Combinación de International Power (U.K.) y GDF Suez Energy International da origen a la nueva International Power, una compañía

con 66GW de capacidad instalada, controlada por GDF Suez en un 70%

Codelco vende el 40% de la propiedad de E.CL en un remate público en la Bolsa de Comercio de Santiago en aproximadamente

mil millones de dólares

Nueva estructura de propiedad

1 E.CL posee el 60% de CTH, 40% restante pertenece a Inversiones Punta de Rieles (Antofagasta Railway PLC).

Fondos de pensiones chilenos

52.76% 1

CTH1

(165 MW) Distrinor Electroandina (1,105 MW)

CTA (165 MW)

GNAA (4.5mm m³/day)

GNAC (4.5mm m³/day)

Generación de electricidad Distribución de gas Transporte de gas

(691 MW)

Otros inversionistas institucionales

chilenos

Inversionistas institucionales

extranjeros Otros

13.62% 7.25% 10.70% 15.67%

11

12

¹ Demanda promedio basada en consumo de energía en 2010, excepto (a) Minera Esperanza (Antofagasta plc): demanda estimada usando un factor de carga de 85% de la capacidad contratada de 150MW y (b) Emel, calculada usando demanda de energía contratada promedio durante la vida del contrato.

² Contrato con Minera Esperanza (comenzando en abril de 2011) y Emel (comenzando en enero de 2012) 3 Considera 1.289 MW de demanda contratada a Diciembre 2010, excluyendo 135MW de Minera Esperanza efectivos a partir de Abril 2011.

Codelco (A+)

Freeport-MM (BBB) Barrick (A-)

BHP Billiton

SQM Anglo

American Xstrata (BBB)

Other Antofagasta plc

Emel (BBB)

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

0,0 3,0 6,0 9,0 12,0 15,0 18,0

Dem

anda

pro

med

io

Vigencia remanente (años)

● Contratos existentes 3

● Nueva demanda de contratos existentes 2

Duración promedio de contratos 10

años

Demanda promedio y duración de contratos vigentes

Sólida estrategia comercial

Crecimiento minero genera oportunidades

Desafíos: Crecimiento podría ser más lento en el corto

plazo: Grandes proyectos mineros toman tiempo; Crecimiento significativo de la demanda

esperada para 2015/2016 requerirá nueva capacidad (y/o uso de ciclos combinados existentes) de ~800MW:

Quadra FNX Sierra Gorda;

Teck Quebrada Blanca;

Collahuasi Fases I & II.

Acciones: Desarrollo de nueva central carbonera de

375MW y otros proyectos: Sujeto a firma de PPAs y contrato de construcción EPC; Consolidación de crecimiento de corto plazo:

135MW de nueva demanda de Minera Esperanza empezando en 2011;

200MW bajo contrato EMEL empezando en 2012.

Potenciales proyectos mineros futuros en el SING

13

Empresa Proyecto Demanda-MW

Inicio de operación a plena carga

(año)

Antofagasta Minerals Esperanza 130MW Apr-2011

Antofagasta Minerals Antucoya 45MW 2014

Codelco Ministro Hales 80MW 2015

BHP Escondida OGP 80MW 2015

Collahuasi Collahuasi expansion Phase I-II

50-170MW 2015-2018

Quadra FNX Mining Sierra Gorda 190MW 2015

Teck Quebrada Blanca Hip.

210MW 2016

International PBX Ventures

Copaquire 80MW 2017

Atractivo plan de expansión

790

2.146 330

651

375

0

500

1000

1500

2000

2500

Carbón e Hidro actual CTA/CTH GNL Mejillones Capacidad baseesperada

330MW en base a carbón, durante 2011 (CTA / CTH)

Aprox. 200MW capacidad GNL comprometida para EMEL, empezando 2012; Capacidad remanente disponible para vender a precio GNL de mercado a partir de 2012.

Aprobación ambiental por 2 x 375MW centrales a carbón en Mejillones + puerto

Capacidad de base instalada actual y esperada (MW)

14

ATRACTIVO PLAN DE EXPANSION

330MW de carbón en 2011; adicionalmente 750MW de carbón con aprobación ambiental; Objetivo de mantener participación de mercado en forma rentable y equilibrada.

15

Proyectos en ejecución Central Termoeléctrica Andina (“CTA”) Central Termoeléctrica Hornitos (“CTH”)

Características

Potencia bruta 165 MW

Ubicación Mejillones

Total inversión (incluyendo contingencias)

USD380 m

Inicio operación 5 Agosto 2011

Contrato Esperanza: 150MW / 15años

Propiedad 60%

Características

Potencia bruta 165 MW

Ubicación Mejillones

Total inversión (incluyendo contingencias)

USD496 m

Inicio operación 15 Julio 2011

Contrato Codelco:

150MW / 21 años

Propiedad 100%

90% 90%

876

10%

0%

25%

50%

75%

100%

Inversión al 31 de Marzo Pendiente Total

CTA y CTH Inversión actual (USD m, %)

16

Agenda

17

Mercado

Compañía

Resumen financiero

E.CL: Resultados Financieros

18

USD millones 2010 1S10

1S11

Var. %

Ingresos operacionales 1.121 519 633 22%

Resultado operacional 240 119 110 (7%)

Margen operacional 21% 23% 17% -

EBITDA 340 167 161 (4%)

Resultado neto 200 79 84 6%

Ventas físicas(GWh) 7.335 3.554 3.704 4%

2011: período de ajustes en la oferta del SING: 840MW de nuevas plantas carboneras más eficientes en costos (aprox 40% de la demanda promedio del sistema) bajo puesta en marcha/ pruebas durante el primer semestre y operación a plena carga hacia fines de 2011.

Nueva capacidad desplazará generación menos eficiente, empujando a la baja el costo marginal de energía; Costo marginal promedio de energía US$175MWh en el primer semestre de 2011.

Julio 15, 2011 CTA comienza su operación comercial Abril 2011 PPA de CTH con Esperanza comienza en abril 2011 Agosto 5, 2011 CTH comienza su operación comercial

19

EBITDA (USD millones) y margen EBITDA (%) Ventas (USD millones)

Detalle de costos directos (Jun 2011)

Total = USD 633 millones Total = USD 523 millones

Detalle de ventas (Jun 2011)

1053 1121 1235

0200400600800

10001200

2009 2010 Jun-1112 Meses

358 340 334

34% 30% 27%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

0

100

200

300

400

2009 2010 Jun-11

92% 5%

50%

23%

10%

17%

Ventas contrato

Ventas spot 3%

Otros ingresos Combustibles

Compras spot

Depreciación

Otros costos

Principales indicadores financieros…

12 Meses

20

2,1x 2,2x 2,2x

,0x

1,0x

2,0x

3,0x

2009 2010 Jun-11

1,6x 1,7x 1,7x

,0x

1,0x

2,0x

3,0x

2009 2010 Jun-11

23,2x 24,1x 26,7x

,0x

5,0x

10,0x

15,0x

20,0x

25,0x

2009 2010 Jun-11

Total deuda/EBITDA Deuda neta/EBITDA

EBITDA/Gastos financieros Clasificación de riesgo Grado de Inversión: S&P: BBB- (Perspectiva Estable) Fitch: BBB- (Perspectiva Estable)

12 Meses 12 Meses

12 Meses

Principales indicadores financieros…

Esta presentación puede contener previsiones e información relativa a E.CL S.A. (en adelante “E.CL” o la “Compañía”) que reflejan la visión o expectativas actuales de la Compañía y su administración con relación a su plan de negocios. Las previsiones incluyen, sin limitación, cualquier declaración que pueda predecir, pronosticar, indicar o implicar resultados futuros, rendimientos o logros, y que pueda contener palabras tales como “creemos”, “estimamos”, “esperamos”, “el resultado probable”, “el efecto probable”, “prevemos” y cualquier otra palabra o frase con significado similar. Dichas declaraciones pueden contener un número de riesgos significativos, incertidumbres y suposiciones. Advertimos que un número importante de factores pueden provocar que los resultados efectivos difieran materialmente de los planes, objetivos, expectativas, estimaciones e intenciones expresadas en esta presentación. En cualquier caso, ni la Compañía ni sus filiales, directores, ejecutivos, agentes o empleados serán responsables ante terceros (incluidos los inversionistas) por cualquier decisión de inversión o de negocio o cualquier acción adoptada por éstos tomando en cuenta la información y las declaraciones contenidas en esta presentación ni por cualquier daño derivado de ello. La Compañía no tiene la intención de entregar a los potenciales accionistas ningún análisis comparativo de las previsiones y los resultados efectivos. No puede asegurarse que las estimaciones o los supuestos se concretarán ni que los resultados de las operaciones o eventos futuros no diferirán de las estimaciones o supuestos contenidos en esta presentación. E.CL es dueño de esta presentación y de la información en ella contenida, la cual no puede ser reproducida o utilizada, en todo o en parte, sin el consentimiento previo y por escrito de E.CL.