análisis de empresa

07 de octubre de 2005
ANÁLISIS DE EMPRESA
Colbún S.A. / Sector: Eléctrico
Departamento de Estudios / Paulina Barahona Navarrete /mail: pbaraho@bci.cl / Fono: 692 8956
Recomendación
: M a nt e ne r
Nivel de Riesgo
: Alto
Beta
: 1,03 veces
Utilidad por acción 2004
: $7,97
P/U actual
: 12,7 veces
Precio Objetivo
: $82
P/U esperada
: 58,5 veces
Precio Actual
: $82,2
Utilidad por acción 2005 (E) : $1,04 (*)
(*) Considera número actual de acciones
Evolución Precio v/s Monto
Transado Mensual
1. DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA
La creación de Colbún tuvo su origen en la división de la Empresa
Nacional de Electricidad (Endesa), en abril de 1986, la cual se separó
en una sociedad continuadora de la misma y una nueva sociedad
anónima constituida bajo la razón social de Empresa Eléctrica Colbún
Machicura S.A..
En la actualidad, Colbún se dedica principalmente a la producción de
energía en la zona central del país, con generación de tipo hidráulico
y térmico. La empresa se ha convertido en la segunda generadora del
Sistema Interconectado Central (SIC), con una participación del
26,7% en términos de capacidad instalada.
La compañía cuenta con tres filiales: Empresa Eléctrica Industrial,
Empresa Eléctrica Nehuenco y Colbún International Limited. Además
posee participaciones menores en dos empresas: Inversiones
Electrogas (42,5%) y Transmisora Eléctrica de Quillota (50%).
Potencia Instalada MW
(jun-2005)
2. MANEJO DE RECURSOS
La potencia total instalada, a junio de este año, es de 1.899,6 MW, de
la cual un 42% es hidroeléctrica. Con el inicio de operaciones de la
segunda etapa de la central Nehuenco II (turbina de vapor de 120
MW), en mayo de 2004, y la entrada en operaciones de Canutillar,
central de 247 MW, la potencia termoeléctrica aumentó de 48% a
58% de la capacidad total de producción.
La empresa está conformada por cinco centrales hidroeléctricas:
Colbún (478 MW), Machicura (95 MW), San Ignacio (37 MW), Rucúe
(178 MW) y Carena (9,6 MW). Las dos primeras cuentan con sus
propios embalses, mientras que las tres últimas son centrales de
pasada. La central Carena es de propiedad de su filial Empresa
Eléctrica Industrial, y fue adquirida en 1999.
La información proporcionada es de carácter referencial y basada en antecedentes conocidos hasta la fecha de la publicación. Bci Corredor de
Bolsa S.A. no se hace responsable de las decisiones de inversión en base a las proyecciones presentadas.
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Centrales Hidroeléctricas de Embalse
En términos hidroeléctricos, las tres centrales de pasada (San Ignacio,
Rucúe y Carena) permiten generar energía a un costo marginal nulo,
al usar agua que los ríos arrastran naturalmente. En caso de no
Fecha puesta servicio
Tipo de turbina
Nº unid. generadoras
Caudal de diseño
Altura de caída
Potencia Nominal
Potencia Máxima
Colbún
abr-85
Francis
2
280 (m³/s)
168 m
400 MW
478 MW
Machicura
jun-85
Kaplan
2
280 (m³/s)
37 m
90 MW
95 MW
generar energía con esa agua, ésta se pierde, lo que hace que el costo
alternativo sea nulo. Cuando el caudal de los ríos es abundante, por
períodos de lluvias o deshielos, estas centrales generan gran cantidad
de energía. Por otro lado, el complejo Colbún - Machicura posee un
embalse con capacidad para almacenar agua casi por un año, lo que
permite un buen manejo del recurso hídrico.
Colbún también es dueña del Complejo Termoeléctrico Nehuenco,
que está conformado por tres unidades de generación: Nehuenco I,
de ciclo combinado a gas natural con 372 MW de potencia;
Centrales Hidroeléctricas de Pasada
Nehuenco II, también de ciclo combinado a gas natural que entró en
operaciones en dos etapas, una de 255 MW en junio de 2003 y otra
de 120 MW en mayo de 2005; y Nehuenco III, de ciclo abierto con
Fecha puesta servicio
Tipo de turbina
Nº unid. generadoras
Caudal de diseño
Altura de caída
Potencia Nominal
Potencia Máxima
San Ignacio Rucúe
Carena
ago-96
nov-98
1937
Kaplan
Francis
Francis
1
2
4
180 (m³/s) 130 (m³/s) 9,6 (m³/s)
21 m
140 m
127 m
33 MW
166 MW 8,5 MW
37 MW
178 MW 9,6 MW
108 MW de potencia, puesta en servicio a mediados del año 2002.
De éstas, las unidades I y III pueden operar alternativamente
empleando petróleo diesel, no así en el caso de la segunda unidad.
Adicionalmente, en junio de este año comenzó a funcionar la central
Candelaria, ciclo abierto a gas natural de 247 MW. Dado que esta
central no cuenta con permisos de exportación, su operación inicial
ha sido posible debido a su conversión a petróleo diesel.
Colbún participa también, a través de Electrogas, en la propiedad de
un gasoducto de 130 km. entre el terminal de San Bernardo y
Quillota, mediante el cual abastece de gas natural a las centrales del
Participación en el SIC (*)
(7.126,2 MW instalados)
Complejo Nehuenco y a la central San Isidro de Endesa.
Finalmente, la empresa cuenta con 537 km. de líneas de transmisión,
cuyo objetivo es inyectar la energía producida por las distintas
centrales, y en algunos casos, abastecer a clientes.
3. GENERACIÓN ELÉCTRICA EN CHILE
Existen dos sistemas principales e independientes, el Sistema
Interconectado Central (SIC) y el Sistema Interconectado del Norte
Grande (SING). El segmento de generación funciona bajo un esquema
abierto y competitivo, en que cada compañía decide la oferta que
incorpora al sistema y la composición de sus ventas entre sus clientes.
(*) Gener: Incluye Guacolda y Eléctrica de Santiago.
Endesa: Incluye Pehuenche, Pangue y San Isidro.
Colbún: No incluye activos de Grupo Matte.
En la fase operativa, las generadoras deben presentar al Centro de
Despacho Económico de Carga (CDEC) información respecto de sus
previsiones de consumo, sus costos de operación y la disponibilidad
de sus centrales generadoras. A partir de esa información, el CDEC
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Proyección Demanda Eléctrica SIC
(Comisión Nacional de Energía)
despacha las indicaciones a las empresas sobre qué centrales deben
operar, con el propósito de minimizar los costos de producción y falla
del sistema. Posteriormente, el CDEC determina las transferencias que
se produjeron entre generadoras, las que son valorizadas a costo
marginal para efectos de su pago.
En términos simplificados, las transacciones de electricidad se
realizan a tres tipos de precios: el precio de nudo, que corresponde al
precio de largo plazo de producir electricidad dentro del sistema; el
precio spot, que corresponde al costo marginal de la central menos
eficiente en producción en un instante; y los precios libres, que son
los negociados entre grandes consumidores y las generadoras. Los
precios de nudo son calculados semestralmente por la Comisión
Nacional de Energía (CNE) en abril y octubre de cada año,
manteniéndose nominalmente constantes hasta la siguiente fijación.
Evolución Demanda Eléctrica SIC
(CDEC-SIC)
Cabe destacar que éstos están indexados principalmente a la
disponibilidad de agua en los embalses, al plan de obras, al tipo de
cambio y al valor de los combustibles. Cuando una de estas variables
cambia en más de un 10% respecto de los valores al momento de la
fijación, los precios de nudo recogen esta variación.
Al momento de la fijación, se debe revisar la diferencia porcentual
entre el precio teórico obtenido y el precio libre vigente, de manera
de aplicar la Banda de Precios de Mercado (BPM) correspondiente:
5%
2

BPM =  * ∆PMB / PMM % − 2%
5
30%
; si ∆PMB / PMM % < 30%
; si 30% ≤ ∆PMB / PMM % < 80%
; si 80% ≤ ∆PMB / PMM %
PMB = Precio Medio Básico (valor teórico)
PMM = Precio Medio de Mercado (precio libre)
Estructura de Propiedad
(jun-2005)
4. ESTRUCTURA DE PROPIEDAD
Detalle Inversionistas
Electropacífico Inversiones Ltda.
Celfin Capital S.A. Corredores de Bolsa
Suez Energy Andino S.A.
Forestal Cominco S.A.
Soco Servin Ltda.
AFP Habitat S.A. para Fondo C
AFP Cuprum S.A. para Fondo C
Otros
Total
Nº acciones
% Part.
4.257.486.236
350.053.405
336.472.961
304.048.389
259.278.591
195.936.777
159.342.302
3.817.142.113
9.679.760.774
44,0%
3,6%
3,5%
3,1%
2,7%
2,0%
1,6%
39,4%
100,0%
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Detalle Centrales de Grupo Matte
La propiedad de Colbún, a junio de 2005, mantiene como
controlador principal al pacto Matte-Tractebel, a través de las
Centrales
Chacabuquito
Los Quilos
Blanco
Juncal
Juncalito
Hornitos (2007)
Guardia Vieja
Antilhue 1
Canutillar
Antilhue 2 (2005)
Cenelca
TOTAL
MW
29,0
39,3
58,0
27,0
1,4
55,0
209,7
50,0
172,0
50,0
272,0
481,7
Tipo
Pasada
Pasada
Pasada
Pasada
Pasada
Pasada
Diesel
Embalse
Diesel
sociedades Electropacífico Inversiones, donde se dividen la propiedad
en un 41,5% y un 58,5% respectivamente, y por medio de Suez
Energy (3,5%) y Forestal Cominco (3,1%). De esta forma, el grupo
controlador maneja el 50,6% de la propiedad de Colbún: Matte con
un 21,4% y Suez Tractebel con un 29,2%.
5. FUSIÓN CON ACTIVOS DE GRUPO MATTE
El día 30 de septiembre de este año, el grupo Matte y su socia francobelga Suez Energy acordaron una promesa de fusión, definiendo una
participación final para el grupo Matte de 48,883% (antes de 21,4%),
mientras que la de Suez se reducirá a 19% (antes de 29,2%). Para ello
se deberá realizar un aumento de capital por 5.204.281.831 acciones,
Evolución Utilidad en MM$
equivalentes al 34,9655% de la propiedad de Colbún fusionada, las
que se distribuirán entre los accionistas de Cenelca (Matte). Entre
otras condiciones, la operaciones está sujeta a que el derecho a retiro
ejercido por los accionistas de Colbún no exceda el3% del total de las
acciones emitidas previo a la fusión.
Dado lo anterior, la junta extraordinaria de accionistas que busca
aprobar la fusión de Hidroeléctrica Cenelca (que agrupa los activos
del Grupo Matte) con Colbún quedó fijada para el 19 de octubre.
Cabe señalar que la operación implicaría el traspaso de 376,7 MW
instalados más 105 MW en proyectos (79,2% hídricos y 20,8% a
diesel). De esta forma, al considerar el proyecto hídrico Quilleco de
70 MW, Colbún quedaría con una capacidad instalada de 2.451,3
Evolución Ventas en MM$
MW, de la cual un 49% sería térmica.
6. ÚLTIMOS RESULTADOS
(Cifras en MM$)
Ingresos de explotación
Costos de explotación
Margen de explotación
Gastos de Adm. y Ventas
Res. Operacional
Res. No Operacional
Utilidad ejercicio
jun-05
117.309
-111.984
5.325
jun-04
97.564
-67.580
29.984
Var. (%)
20,2%
65,7%
-82,2%
-3.158
2.167
-7.392
-6.113
-2.886
27.098
-16.438
8.459
9,4%
-92,0%
55,0%
-172,3%
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Al primer semestre, Colbún obtuvo pérdidas por $6.114 millones, lo
Precios Año 2005
Mayor
Menor
Actual
84,0
50,5
82,2
(05/oct)
(27/abr)
que se compara negativamente con las utilidades por $8.458 millones
a igual periodo de 2004. En este sentido, las variables claves que
afectaron sus resultados se relacionan a los costos de operación. Por
un lado, se produjo un incremento de 10,4% en la generación de
energía y de 20,2% en las ventas valoradas, pero también existió un
2004
-3,98%
Rentabilidad
2005
sep-05
15,18%
4,91%
fuerte aumento en las compras de energía al sistema (95%) que
oct-05
4,05%
contrarrestó parte de este buen comportamiento en los ingresos, por
precios spot significativamente superiores a los vigentes en el periodo
anterior. Lo anterior se relaciona con condiciones hidrológicas menos
favorables hasta mayo y las fuertes restricciones de gas natural desde
Argentina.
Además, Colbún nuevamente debió enfrentar un mayor consumo de
petróleo diesel, combustible más caro que el gas natural y que
Resumen Financiero
Número de acciones:
9.679.760.774
Razón corriente:
0,92
Razón ácida:
0,33
aumentó su precio sobre un 20% en el año, utilizándolo en la
Relación bolsa / libro:
Deuda / Patrimonio:
Deuda / Activos:
Cobertura G. Financieros:
Política de dividendos:
Pat. bursátil (MM$):
Prom. transado diario
(MM$):
1,17
0,56
0,36
0,27
30%
795.676
Debido a lo anterior, los costos operacionales aumentaron un 65,7%
Presencia bursátil:
Dividend yield 2005:
100%
2,55%
1.294
generación de Nehuenco I y, parcialmente, en Nehuenco III, centrales
afectadas por los recortes de gas natural.
y la compañía registró una caída sustancial de 92,0% en el resultado
operacional, el que ascendió a $2.167 millones.
A nivel no operacional, se observó una reducción de 55,0% en las
pérdidas, explicada por mayores ingresos no operacionales por la
utilización de contratos forward, empleados para calzar los
desembolsos en dólares del año 2005. Por otra parte, se produjo una
disminución de 15% en los gastos financieros, ante menores tasas de
interés y la apreciación del tipo de cambio, afectando la deuda en
dólares. Finalmente, se generó una menor pérdida por diferencia de
Feller Rate
Fecha último informe:
jul-05
Acciones:
1ª Clase Nivel 2
Solvencia:
A+
Tendencia:
Estable
cambio, pues al primer semestre de este año el tipo de cambio se
FitchRatings
Fecha último informe:
jun-05
Acciones:
Nivel 3
Solvencia:
A+
Tendencia:
Estable
Fortalezas:
apreció un 1,5% real, mientras que en igual periodo de 2004 se
depreció un 6,7% real.
7. FORTALEZAS Y RIESGOS
•
Sector eléctrico. La demanda eléctrica ha crecido un 6,1%
promedio anual en los últimos cinco años, nivel inferior al
consumo de países desarrollados, como ocurre en Estados
Unidos. De hecho, dentro de los próximos años la CNE estima
una demanda promedio de 7% anual, valor que entrega un
potencial importante de crecimiento.
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•
La
capacidad térmica que opera en base a este combustible y por
administración de Colbún es ejercida por un
acordar mayor cantidad de contratos de suministro de tipo
grupo
interrumpible con sus proveedores, en relación a otras
Solidez
de
principales
económico
accionistas.
(Matte),
conocedor
del
generadoras.
mercado chileno, y un operador eléctrico
extranjero
(Suez
Energy)
con
un
amplio
respaldo patrimonial y técnico.
•
Escenarios fuertemente competitivos. La generación eléctrica es,
a diferencia de otros segmentos del sector eléctrico, un sector
•
Inversiones concentradas en Chile. Dadas las
donde predominan los escenarios competitivos. De esta forma,
perspectivas
de
pueden enfrentarse resultados operacionales negativos ante
Latinoamérica, Colbún enfrenta un riesgo más
malas decisiones de política comercial o precios deprimidos
acotado al no poseer inversiones productivas en
producto de sobreinversiones a nivel de la industria.
económicas
y
políticas
los países vecinos, con marcos regulatorios y
económicos menos consolidados.
•
Contratos de suministro eléctrico. La política de la compañía en
los
•
últimos
años
fue
realizar
proyectos
de
inversión,
Mix de generación. Su composición actual de
acompañados de contratos que aseguraran sus ventas. Sin
generación
(58%
embargo, ante la escasez de gas natural para que operen sus
equilibrado
entre
térmico)
empresas
se
encuentra
térmicas
e
plantas, la compañía se ha visto obligada a incrementar
hidráulicas dependientes de distintas cuencas.
considerablemente sus costos para producir energía con un
Sin embargo, la compañía está expuesta a
combustible alternativo o comprar en el mercado, y así cumplir
riesgos hidrológicos y a la incertidumbre
con los contratos libres acordados.
derivada de la volatilidad en el abastecimeinto
de gas natural, hecho que sería contrapesado
•
Riesgo hidrológico. Si bien, la empresa cuenta con un mix de
generación equilibrado, la exposición a condiciones hidrológicas
por la fusión de activos con Cenelca y Guardia
desfavorables ha aumentado con el desabastecimiento de gas
Vieja.
natural argentino, dependiendo de un sistema de generación
•
Beneficio tributario. Por ser Colbún una acción
mucho más caro.
de alta presencia bursátil, queda exenta del
8. HECHOS RELEVANTES
pago de impuestos a la ganancia de capital.
Riesgos:
•
•
Ley de Servicios Generales, lo cual significó un ajuste promedio
Gas natural. La totalidad del gas natural que
de 30,3% en el precio de nudo del SIC por la conformación de
consumen las centrales térmicas en el SIC y el
una banda de precios escalonada, como principal modificación.
SING proviene de Argentina, generándose un
alto riesgo de abastecimiento al depender de
Ley Corta II. En mayo de este año se publicó la modificación a la
•
Puesta en marcha de Candelaria. En mayo, la empresa inició la
una sola fuente. La crisis energética de este país
operación de la central Candelaria, unidad de ciclo abierto de
ha
250 MW con capacidad para operar con diesel. Al no contar con
llevado
a
un
racionamiento
de
este
suministro de gas natural para su despacho, actúa como unidad
combustible, lo cual obligó a una conversión de
de respaldo al sistema.
centrales nacionales de gas natural a petróleo,
situación que incrementó fuertemente los costos
•
Aumento en horas de punta. En septiembre de 2004 se emitió el
de generadoras locales. Colbún es la empresa
fallo del Panel de Expertos del Sistema Eléctrico, donde se elevó
más expuesta a recortes de gas natural desde
el número de horas de punta desde cinco a ocho.
Argentina, por poseer un mayor porcentaje de
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Balance Consolidado en MM$
(jun-2005)
•
Racionamiento de gas natural. A partir de abril de 2004 se están
haciendo efectivos cortes de suministro de gas natural
proveniente de Argentina. En momentos peak, el recorte ha
llegado a los 11,1 millones de m3/día, lo que representa un 47%
ACTIVOS
Activos Circulantes
Activos Fijos
Otros Activos
jun-05
97.270
930.392
31.130
jun-04
44.840
930.956
30.496
Total Activos
1.058.791
1.006.292
PASIVOS
Pasivos Circulantes
Pasivos L.P.
Interés minoritario
Patrimonio
Total Pasivos
jun-05
105.780
274.564
0
678.448
1.058.791
jun-04
132.940
234.770
0
638.581
1.006.292
de los requerimientos a nivel nacional.
•
Regulación argentina. En junio de 2004, el gobierno argentino
reemplazó la Resolución 27, que limita el consumo actual al
realizado en el año 2003, por una nueva Resolución que señala
que los nuevos recortes serán sólo los necesarios para abastecer
el consumo interno argentino.
•
Impuesto a exportaciones de gas natural. El gobierno argentino
estipuló en mayo de 2004 la aplicación de un impuesto de 20%
a sus exportaciones de gas natural licuado, gas natural en estado
gaseoso y otros hidrocarburos.
Evolución R. Operacional en MM$
•
Nivel de embalses y producción hidráulica. En los últimos
meses, se observa una notoria recuperación en los niveles de los
embalses en la zona centro-sur del país, permitiendo una
generación en base a hidroelectricidad de casi 80% en
promedio. Lo anterior, junto con recortes de gas en niveles
mínimos, han permitido mantener bajos costos en el sistema.
9.
PROYECCIONES
Supuestos:
Los supuestos más relevantes para la valoración de Colbún son:
-
En términos de generación real, se consideran las estimaciones
publicadas por el CDEC-SIC para los próximos períodos, en los
distintos escenarios hidrológicos. Para el año 2005 se considera
Evolución R. No Operacional en MM$
hidrología húmeda, en 2006 una situación seca y en los años
siguientes, se estima una hidrología media.
-
El precio de nudo promedio aumentó un 1,2% según fijación de
abril. En junio se ajusta en 30,3% por publicación de Ley Corta
II. Para octubre se estima un incremento de 5,5%, derivado del
porcentaje de empresas del SIC que deberían convertirse y la
fijación tarifaria de abril. Durante los años 2006 y 2007 no
registra variaciones. En el 2008 ajustamos en 15% a la baja dicho
precio por entrada en operaciones de planta a GNL, quedando
constante en adelante.
La información proporcionada es de carácter referencial y basada en antecedentes conocidos hasta la fecha de la publicación. Bci Corredor de
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-
Las ventas físicas para clientes regulados crecen
Los costos de compra al sistema también se incrementan de
según la demanda proyectada por la CNE, la
manera importante respecto al año 2003. De los US$20/MWh
cual fluctúa entre 6,5% y 6,7% anual hasta el
que se observaron a diciembre de 2004, pasan a US$50-85/MWh
año 2015. En el caso de clientes libres, ésta
en los años más críticos (2005-2007), dependiendo de la
varía entre 5,6% y 9,8% más los nuevos
hidrología.
proyectos de inversión.
-
-
En
términos
operativos,
se
considera
Plan de inversión considera sólo la construcción de la central
la
hidroeléctrica Quilleco (70 MW) para el año 2007, lo que se
conversión a petróleo de la central Nehuenco
suma a los proyectos derivados de la fusión: Antilhue 2 (50 MW)
III, el uso de gas natural por parte de la central
y Hornitos (55 MW). Se estipula una inversión en mantención de
Nehuenco II y un mix entre petróleo y gas
plantas de US$30 millones anuales.
natural en Nehuenco I, utilizando gas natural en
momentos peak de generación. Además, la
-
consideró un tipo de cambio de cierre de $550.
central Candelaria operaría sólo en base a
diesel. La conversión sería durante tres años,
Se asume una variación por IPC de 3% anual. Para el 2005, se
-
contando el 2005; posteriormente, todas las
Se considera la aprobación de la fusión con los activos del grupo
Matte, haciéndose efectiva a partir del año 2006.
centrales operarían a Gas Natural Licuado. Esto
lleva a que el costo promedio del sistema se
-
Se utilizó un beta de 1,03 veces.
triplique, debido al uso de petróleo.
Valoración:
La siguiente tabla refleja las proyecciones que se han estimado para la empresa (cifras en millones de pesos):
ITEMS (Cifras en MM$)
2004
2005E
2006E
2007E
2008E
2009E
2010E
2011E
2012E
Ingresos de Explotación
216.116 279.007 374.800 406.070 389.024 410.989 437.701 455.449 484.260
Costos de Explotación
-137.748 -235.585 -274.187 -282.898 -221.407 -241.279 -265.976 -277.226 -301.184
Margen de Explotación
78.368
43.422 100.613 123.172 167.617 169.710 171.724 178.223 183.077
Gastos de Administración y Ventas
-5.871
-6.748
-7.969
-8.198
-7.708
-7.944
-8.227
-8.407
-8.701
RESULTADO OPERACIONAL
72.497
36.674
92.644 114.974 159.909 161.766 163.497 169.817 174.375
Margen Costos/Ingresos 63,7%
84,4%
73,2%
69,7%
56,9%
58,7%
60,8%
60,9%
62,2%
Margen Operacional 33,5%
13,1%
24,7%
28,3%
41,1%
39,4%
37,4%
37,3%
36,0%
Gastos Financieros
-15.492 -13.778 -12.792
-9.487
-9.487
-9.487
-9.487
-9.487
-9.487
RESULTADO NO OPERACIONAL
10.511
-20.297 -19.575 -16.542 -16.822 -17.111 -17.408 -12.563 -18.029
Impuesto a la Renta
-5.847
-2.784
-12.422 -16.733 -24.325 -24.591 -24.835 -26.733 -26.579
UTILIDAD (PERDIDA) DEL EJERC.
77.161
13.592
60.647
81.698 118.762 120.064 121.254 130.520 129.767
UPA
7,97
1,40
4,07
5,49
7,98
8,07
8,15
8,77
8,72
Margen Neto 35,7%
4,9%
16,2%
20,1%
30,5%
29,2%
27,7%
28,7%
26,8%
Ebitda MM$ 104.277 68.956 132.709 153.192 196.375 197.655 198.854 204.684 208.796
Margen Ebitda 48,3%
24,7%
35,4%
37,7%
50,5%
48,1%
45,4%
44,9%
43,1%
Flujo de Caja Operacional MM$
Resultado Operacional
Depreciación
Ebitda
Inversión en Capital
Variación del Capital de Trabajo
Impuesto
Flujo de Caja Operacional MM$
2004
72.497
31.780
104.277
-48.134
-20.409
-5.847
29.887
2005E
36.674
32.282
68.956
-38.500
-7.661
-2.784
20.011
2006E
92.644
40.065
132.709
-56.650
-16.185
-12.422
47.453
2007E
114.974
38.218
153.192
-17.505
-5.465
-16.733
113.488
2008E
159.909
36.466
196.375
-18.030
-3.845
-24.325
150.175
2009E
161.766
35.889
197.655
-18.571
-3.944
-24.591
150.549
2010E
163.497
35.357
198.854
-19.128
-4.741
-24.835
150.150
2011E
169.817
34.868
204.684
-19.702
-3.556
-26.733
154.693
2012E
174.375
34.421
208.796
-20.293
-5.286
-26.579
156.639
La información proporcionada es de carácter referencial y basada en antecedentes conocidos hasta la fecha de la publicación. Bci Corredor de
Bolsa S.A. no se hace responsable de las decisiones de inversión en base a las proyecciones presentadas.
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Sensibilización del precio de la acción ante distintas tasas de descuento:
Tasa Patrimonio
Tasa Activos
Valor Presente Activos (MM$)
Activos Prescindibles (MM$)
Deuda (MM$)
Patrimonio (MM$)
Nº de Acciones (millones)
Valor por acción ($)
11,5%
12,3%
13,1%
13,9%
14,7%
8,8%
9,3%
9,8%
10,3%
10,8%
1.936.770 1.800.093 1.678.901 1.570.824 1.473.939
21.190
21.190
21.190
21.190
21.190
475.540
475.540
475.540
475.540
475.540
1.482.421 1.345.743 1.224.551 1.116.474 1.019.590
14.884
14.884
14.884
14.884
14.884
100
90
82
75
69
10. ANÁLISIS COMPARATIVO
Realizamos un análisis complementario a través de
por acción en doce meses, medido como resultado operacional más
ratios, uno que mide el flujo de la compañía y otro
depreciación, de $8,26.
representativo de la industria: EV/Ebitda y valor por
De esta forma, obtenemos una estimación de precios de Colbún de
MW instalado, empleando como referencia las
$82,5 y $89,9 para EV/Ebitda y MM$/MW, respectivamente.
empresas Endesa, Gener y Pehuenche. Ambos
indicadores
bursátil,
están
situación
ponderados
que
por
equilibra
patrimonio
las
dos
estimaciones, considerando un precio actual para
Colbún de $82,2 por título y un total de 1.900 MW
Empresa
Pehuenche
Endesa
Gener
Prom. Ponderado
Precio Colbún (E)
MW
Instalados
695
11.980
2.462
Precio
$
1.300
528
89
Nº acciones Market Cap
(millones)
(MM$)
613
796.413
8.202
4.328.886
6.387
565.235
EV/Ebitda
MM$/MW
12,71
14,32
7,56
13,4
82,5
1.145,9
361,4
229,6
458,1
89,9
instalados. Además, se debe considerar un Ebitda
1. CONCLUSIONES
Hemos determinado un precio objetivo de $82 por
Si bien, noticias relacionadas a incrementos en el precio de nudo y
acción para Colbún. No obstante queremos recalcar
mayores incentivos a la inversión en el sector, junto con una nueva
que la acción ha mostrado un comportamiento
estructura societaria y el aporte de las nuevas centrales (aminorando
cíclico desde el año 2004, generando oportunidades
levemente la dependencia al gas), entregan expectativas favorables a
atractivas de rentabilidad, situación que debiera
la compañía, creemos que al momento de una posible alza en los
repetirse en los próximos dos años, por lo que se
recortes, esta acción será la más castigada por los inversionistas.
recomienda monitorear su evolución.
Sin embargo, resulta destacable la recuperación que mostrarían los
Colbún continúa siendo la generadora más expuesta
resultados del segundo semestre, al incorporar el alza de 30,3% en el
a los efectos derivados de los recortes de gas natural
precio regulado ante la publicación de la Ley Corta II y la favorable
desde Argentina, por poseer un alto nivel de
hidrología, con la consecuente recuperación de los embalses, desde
contratación en las ventas de energía y debido a que
fines de junio, permitiendo una mayor generación hídrica respecto a
las centrales de ciclo combinado a gas natural
los meses más críticos.
representan un 58% de su capacidad total instalada.
Ante este escenario, pensamos que la acción no debiera superar los
Si lo anterior se suma a condiciones hidrológicas
$90 hacia fines de año, mientras que el piso para los próximos doce
desfavorables,
meses,
meses se encontraría en torno a los $60, considerando dicho valor
obligando a la empresa a convertir sus centrales
como oportunidad de compra pero de alto riesgo, pues resulta
térmicas a petróleo para cumplir sus contratos, los
impredecible pronosticar tanto la hidrología como cualquier medida
costos se elevan considerablemente.
futura del gobierno argentino respecto al tema del gas natural.
aunque
sea
por
pocos
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