ENELGXCH · Q3 2026

Fecha del análisis: 28-oct-2026, el mismo día del reporte. Reporte: estados financieros y Análisis Razonado al 30-sep-2026, en la CMF el 28-oct-2026. Según los metadatos de los PDF, el Análisis Razonado se generó a las 14:35 y los estados financieros a las 12:27, los dos en horario de rueda; la hora de envío a la CMF no está verificada.

Precio de referencia: CLP 589.93, cierre del 28-oct-2026, con MM$ 124.5 transados contra MM$ 62.5 de promedio de 20 ruedas: el monto duplica su normal y el precio está formado, pero el papel cerró +0.02%, así que la reacción real se lee el 29 y el 30 de octubre. Free float 6.45% y presencia 72.8%: no es un papel para construir posición de una vez. Acciones: 8,201,754,580, sin cambios (el Análisis Razonado y el formulario de dividendos de hoy usan la misma base, y la utilidad por acción del trimestre, USD 0.0137, calza con ella). Capitalización: MM$ 4,838,461, USD 4,911 MM al dólar de 985.14.

Fuentes: Análisis Razonado y estados financieros consolidados de Enel Generación Chile al 30-sep-2026 (2026/ENELGXCH_AR_2026_Q3.pdf, 2026/ENELGXCH_EEFF_2026_Q3.pdf); Análisis Razonado al 30-sep-2025 y al 31-dic-2025 para las bases comparables; estados financieros al 30-jun-2026 y al 31-dic-2025 para aislar trimestres en las notas 28 y 29 (seguros y gas); hecho esencial del 28-oct-2026 (dividendo provisorio, sesión de directorio del 27-oct); dividendos del ejercicio 2025 (directorio del 26-nov-2025 y junta del 28-abr-2026) según la nota 27.2 de los estados financieros y los hechos esenciales consolidados al 30-sep-2026 (2026/ENELGXCH_HR_2026_Q3.pdf); registro de hechos esenciales de la CMF revisado hasta el 29-oct-2026 (en los últimos 14 días, solo el del 28-oct); precio, monto, acciones, free float, presencia y dólar observado del conector de bolsachile al cierre del 28-oct-2026; previa del 21-oct para lo esperado y los gatillos; análisis 3T26 de COLBUN y ECL para los múltiplos de los pares.

Resumen ejecutivo

• La llamada cambia a COMPRAR con convicción Baja y precio objetivo CLP 620 (desde MANTENER con TP CLP 580 del 28-jul-2026), rango 572 a 670. Retorno total esperado 12.6%: +5.1% al objetivo más 7.53% de dividendo.
• El agua volvió y el EBITDA no subió: la generación neta creció 13.2% (4,575 GWh contra 4,040) y el EBITDA del trimestre cayó (15.5)%, a USD 188 MM contra 223.
• La causa es el precio de compra, no la hidrología: el déficit de 3,620 GWh se compró a 108.4 US$/MWh contra 80.1 un año antes (+35.4%). Las compras de energía subieron USD 75 MM comprando 340 GWh menos.
• El gatillo de COMPRAR se cumple por USD 3.6 MM y la estimación falló por 56: sin los USD 4.5 MM de seguros que trae, el EBITDA underlying del trimestre es 183.6 (contra 187.4 del 3T25 sin sus 35.2 de seguros) y pasa el umbral de 180, pero quedó bajo el piso del rango de la previa, que era 199, y muy bajo la estimación central de 240.
• El objetivo sube CLP 40 (41 antes de redondear) sin aporte del negocio: CLP 15 porque la deuda neta bajó a USD 150 MM (contra 279 en junio y 341 en septiembre de 2025), CLP 27 porque el dólar pasó de 941.93 a 985.14 y (1) por restar el interés no controlador de Pehuenche, que el objetivo de julio no restaba. El múltiplo (6.5x) y el EBITDA mid-cycle (USD 820 MM) son los mismos de julio.
• El dividendo no se recortó: el directorio acordó ayer un provisorio de USD 56.6 MM, unos CLP 6.80 por acción al dólar de hoy, pagadero el 15-ene-2027, igual mecanismo que los USD 0.007036 acordados el 26-nov-2025. Con payout 70% sobre una utilidad 2026 de USD 498 a 558 MM, el dividendo de los próximos 12 meses rinde 7.1% a 8.0%.
• Qué vigilar: el precio medio de compra del 4T26 (bajo 90 US$/MWh el objetivo va a 660; sobre 105 vuelve a MANTENER con TP 560) y el dividendo definitivo que aprueba la junta ordinaria de 2027 (la de 2026 fue el 28-abr). Sobre CLP 660 conviene tomar utilidad; bajo CLP 540 el yield pasa 8.2%.
• Precio de referencia: CLP 589.93 al 28-oct-2026, el día del reporte; la hora de envío a la CMF no está verificada, así que el cierre puede no incorporarlo.

1. Recomendación

Por qué cambia el objetivo, en dos frases. Ni el múltiplo ni el EBITDA mid-cycle se movieron: el objetivo de julio valía CLP 580 con deuda neta de USD 279 MM y un dólar de 941.93, y hoy la deuda neta es 150 y el dólar 985.14, lo que da 622; restar el interés no controlador de Pehuenche, que el objetivo de julio no restaba, lo deja en 621, y se redondea a 620. El trimestre no aportó un peso al objetivo; lo que hizo fue cumplir, por el margen de error de la propia estimación, el gatillo que el análisis de julio dejó escrito.

El interés no controlador no cambia la llamada. Enel Generación consolida el 100% del EBITDA de Pehuenche y tiene el 92.65%; el 7.35% de terceros vale USD 10.1 MM a libros (nota 27.7 de los estados financieros). Restarlo baja el objetivo de 622 a 621 antes de redondear, el rango, el bull y el bear en CLP 1, y sube el EV/EBITDA LTM de 5.78x a 5.80x. El objetivo redondeado sigue en 620, el retorno total en 12.6% y la regla de coherencia sigue en COMPRAR hasta CLP 604.

Por qué 620 y no los 640 del gatillo. El análisis de julio anunciaba para este caso un objetivo de 620 a 650 (640 en su tabla de triggers, repetido en la previa del 21-oct); 620 es el piso de ese rango y sale de aplicar el mismo método de julio con la deuda neta y el dólar de hoy, sin tocar el mid-cycle ni el múltiplo, porque el trimestre no validó el guidance (sección 5).

La tesis en una línea: un bono corporativo con opcionalidad hidrológica, que paga 7.53% y cotiza a 6.18x el EBITDA que la propia compañía guía para el trienio, con el agravante nuevo de que el trimestre con más agua en un año mostró el margen unitario peor, no mejor.

Por qué la convicción es Baja y no Media. El gatillo que gobernaba esta llamada se cumplió en la letra y falló en el mecanismo: la previa decía que 180 se pasaba porque volvía el agua, y el agua volvió casi exactamente como se esperaba (4,575 GWh contra los 4,600 proyectados) sin que el EBITDA acompañara. Un gatillo que se cumple por USD 3.6 MM, dentro del error de una estimación que se equivocó por 56, no es una validación del guidance; es un empate que el dividendo convierte en retorno.

2. Cifras clave

Trimestre standalone (USD MM)

Las cifras trimestrales las publican el propio Análisis Razonado y el estado de resultados de los estados financieros (columnas julio a septiembre), no se derivan de la resta de acumulados; solo los seguros, el gas y las compras en decimales salen de restar el semestre a los nueve meses en las notas 28 y 29.

El EBITDA comparable descuenta en los dos trimestres los ingresos por siniestros y seguros de la nota 28 de los estados financieros (nueve meses menos semestre): USD 4.5 MM en el 3T26 (15.4 menos 10.9) y 35.2 en el 3T25 (38.2 menos 3.0). La diferencia, 30.7, es la que el Análisis Razonado declara como menor ingreso por seguros del trimestre (USD 30 MM). El acuerdo con Shell se perfeccionó en el primer trimestre y el reverso de deterioro de Bocamina II va bajo el EBITDA. El margen de comercialización de gas (ventas de gas menos costo de ventas de gas, notas 28 y 29) fue USD 5.7 MM en el 3T26 (60.0 menos 54.3) contra 13.7 en el 3T25 (65.0 menos 51.3): queda dentro de la banda de (10) a 30 que la previa trataba como neutra, así que no se ajusta.

Acumulado nueve meses (USD MM)

El acuerdo de optimización de gas con Shell aportó USD 140 MM de otros ingresos y el Análisis Razonado lo sitúa en el primer trimestre. La base comparable del 9M25 traía además USD 23 MM más de seguros que el 9M26 (38.2 contra 15.4, nota 28), así que contra un 9M25 de 580 la caída del underlying es (22.2)%.

Ventas de energía por mercado, trimestre (USD MM)

La suma de las tres líneas da 709 y el total publicado es 708: es redondeo del propio reporte. En nueve meses: regulados 805 contra 802, no regulados 1,169 contra 1,099 y spot 26 contra 191.

Físicos

Las compras netas implícitas son ventas físicas menos generación neta: 8,195 menos 4,575 da 3,620 y 8,000 menos 4,040 da 3,960. La diferencia, (340) GWh, es exactamente la que el Análisis Razonado declara como menores compras físicas del trimestre, así que la serie reconstruida es consistente con el reporte. El precio medio es las compras de energía en dólares (USD 392.3 MM y 317.0 MM, nota 29: nueve meses menos semestre) divididas por esos GWh: es un implícito nuestro, no un dato publicado. La participación en el SEN es la acumulada a septiembre que publica el Análisis Razonado, no la del trimestre. En nueve meses la generación fue 12,384 GWh contra 12,760 y las ventas 23,535 contra 23,740. Potencia neta 5,601 MW, 65% renovable (3,574 hidro, 1,945 térmica, 82 eólica).

Balance (USD MM)

La comparación que vale es contra el mismo mes del año anterior, porque la caja de esta compañía es estacional: la deuda bruta es idéntica a la de septiembre de 2025 y toda la mejora de USD 191 MM está en la caja. DFN/EBITDA LTM 0.17x. Liquidez corriente 1.23x y deuda a corto plazo 76.2% del pasivo total, por el traspaso de USD 234 MM de obligaciones con el público a corriente según su vencimiento: es el punto frágil del balance, no el nivel de deuda. Plusvalía e intangibles siguen en torno a USD 46 MM, 1.6% del patrimonio, así que el P/BV no necesita ajuste tangible.

Flujo de caja, nueve meses (USD MM)

Conversión de caja 98% del EBITDA (580 sobre 591), contra 89% un año antes. El flujo libre después de capex es USD 437 MM y cubre los 387 de dividendos pagados; un año antes fue 375 (536 menos 161). Los 387 son del Análisis Razonado; el estado de flujos los registra en 386.1, y de ahí salen los 491.8 del 9M25 y los 161.3 de incorporaciones (161.2 de PP&E y 0.1 de intangibles). El cuadro de propiedades, planta y equipo del reporte muestra desembolsos de 142 (139 de Enel Generación y 3 de Pehuenche); los 143 del flujo incluyen intangibles.

3. Hallazgos del trimestre

1. La hidrología volvió como se esperaba y el EBITDA no la siguió: generación +13.2%, EBITDA (15.5)%

La generación neta del trimestre fue 4,575 GWh, +535 GWh y 13.2% sobre el 3T25, y la previa del 21-oct esperaba unos 4,600 GWh. Acertó el físico por 0.5%. El EBITDA, en cambio, cayó de 223 a 188. No es un trimestre que falló por agua: es un trimestre en que el agua llegó y el margen unitario se deterioró igual. Vale precisar el nivel: 4,575 GWh sigue 5.5% bajo los 4,840 GWh del 3T24, así que esto es hidrología menos mala, no normal.

Regla reutilizable: cuando una previa acierta el volumen y falla el resultado por un margen grande, el error no está en el supuesto operativo sino en un precio, y hay que ir a buscarlo a la línea de costo antes de reescribir el caso base.

2. El déficit se compró a 108.4 US$/MWh: las compras subieron USD 75 MM comprando 340 GWh menos

El precio medio implícito de compra pasó de 80.1 a 108.4 US$/MWh, +35.4%. La previa trabajó con un rango de 66 a 84 y un central de 73.5: el real quedó 24 US$/MWh sobre el borde superior del rango. Con 3,620 GWh comprados, cada 10 US$/MWh vale USD 36 MM de EBITDA, así que el error de precio explica USD 126 MM y el de volumen otros 59, contra una estimación de compras de 207 MM que terminó en 392. Dos trimestres seguidos la varianza del resultado estuvo en esta línea y en direcciones opuestas: en el 2T las compras bajaron USD 23 MM comprando 521 GWh más, y el modelo subestimó el EBITDA 3.4 veces.

Regla reutilizable: en una generadora net-short con libro de compras mayormente contratado, el precio medio de compra es la variable de mayor varianza y no se proyecta desde el spot; la banda del escenario tiene que abrirse ahí y no en la hidrología.

3. El gatillo de COMPRAR se cumple por USD 3.6 MM, dentro del error de la estimación que lo fijó

El análisis de julio dejó escrito que un EBITDA underlying del 3T sobre USD 180 MM gatillaba el paso a COMPRAR con objetivo 640, y bajo 110 el paso a MANTENER negativo con 500. Con la definición de la previa, que descuenta los seguros, el underlying del trimestre es 183.6 (188.1 menos 4.5 de seguros) contra 187.4 del 3T25: pasa el umbral por USD 3.6 MM, 2.0%. Pero la estimación que sostenía ese gatillo era 240 con piso 199, y el real quedó bajo el piso. El gatillo se respeta porque el track record se mide contra lo que se publicó, no contra lo que uno hubiera preferido publicar; la convicción baja a Baja porque la evidencia que lo cumple es más débil que la que se anunció.

Regla reutilizable: un gatillo numérico se cumple o no se cumple, y se honra; pero si se cumple por un margen menor al error de la estimación que lo construyó, lo que corresponde mover es la convicción, no el umbral.

4. El libro de clientes libres amortiguó por segundo trimestre seguido: USD 436 MM contra 337 esperados

Los ingresos de no regulados fueron 436 MM, +12.6%, cuando la previa esperaba 337 y marcaba como gatillo negativo caer bajo 298. Son USD 99 MM sobre lo proyectado, y son los que evitaron que el golpe de las compras se viera entero en el EBITDA. Pero el volumen físico a libres sigue cayendo: (376) GWh en nueve meses. El margen se está defendiendo con precio de contrato mientras el libro encoge.

Regla reutilizable: un margen defendido con precio y no con volumen traslada el riesgo a la fecha de renovación del libro; hay que medir el volumen contratado por separado del ingreso, porque la línea agregada esconde el deterioro hasta que toca repreciar a la baja.

5. El dividendo provisorio de hoy no es un recorte: es el mismo mecanismo del año anterior

El directorio acordó el 27-oct un provisorio de USD 0.006904095635595 por acción, USD 56.6 MM en total, pagadero desde el 15-ene-2027 y equivalente al 15% de las utilidades líquidas a septiembre. El 26-nov-2025 acordó USD 0.007035838665633 por acción con el mismo 15% y el mismo calendario, y la junta del 28-abr-2026 aprobó un definitivo de USD 379.4 MM, el 70% de la utilidad de 2025, del que se descontó ese provisorio: el pago efectivo fue USD 321.7 MM el 15-may-2026 (nota 27.2 de los estados financieros). La caída de 1.9% en el provisorio por acción es exactamente la caída de la utilidad de nueve meses. La política no cambió. Además el directorio autorizó ofrecer a los accionistas acogerse al régimen transitorio de impuesto único y sustitutivo de la Ley 21.850, con instructivo y plazos a partir del 30-nov-2026.

Regla reutilizable: antes de leer un dividendo provisorio como recorte o como señal, buscar el del año anterior en los hechos esenciales y comparar el porcentaje de utilidades líquidas, no el monto; el monto cambia con la utilidad y con el tipo de cambio de pago.

4. Drivers

Positivos

1. Deuda neta de USD 150 MM, 0.17x el EBITDA LTM, contra 341 en septiembre de 2025 con la misma deuda bruta de 510: toda la mejora es caja, que pasó de 169 a 360.
2. Conversión de caja de 98% del EBITDA en nueve meses (580 sobre 591) y flujo libre de 437 MM después de capex, que cubre los 387 de dividendos pagados.
3. Dividendo de 7.53% esperado a precio de hoy, con el provisorio de enero ya acordado y la política de 70% ratificada dos ejercicios seguidos.
4. El costo de la deuda bajó a 7.7% desde 8.0% en diciembre de 2025.
5. Los peajes cedieron USD 51 MM en el trimestre (transporte de 81 a 33): es la única línea de costo que mejoró de verdad y vale 27% del EBITDA del trimestre (51 sobre 188).
6. Bocamina II avanza: USD 32 MM reclasificados a activos mantenidos para la venta y un reverso de deterioro de USD 32 MM en nueve meses. La caja todavía no entra.
7. Rebaja de impuesto: la tasa efectiva de nueve meses es 26.3% (136.4 sobre 519.4) y la Ley 21.850 baja primera categoría de 27% a 25.5% en 2027, 24% en 2028 y 23% desde 2029; los estados financieros estiman que el ajuste del impuesto diferido sube la utilidad atribuible en unos USD 5.6 MM (nota 39).

Negativos

1. Precio medio de compra de 108.4 US$/MWh, +35.4%, con 340 GWh menos comprados: el costo variable se encareció en el trimestre con más agua propia.
2. EBITDA underlying de nueve meses de USD 451 MM, (22.2)% contra una base comparable de 580: sin el acuerdo con Shell el año va claramente abajo.
3. El spot dejó de aportar: la línea de ventas al mercado spot del trimestre fue (17) MM contra +69, y en nueve meses 26 contra 191.
4. Volumen de clientes libres (376) GWh en nueve meses, compensado con precio. El libro encoge.
5. Deuda a corto plazo en 76.2% del pasivo total y liquidez corriente 1.23x, con USD 234 MM de obligaciones con el público traspasadas a corriente.
6. Resultado financiero (45) MM en nueve meses contra (20), por mayores gastos financieros y el fin de la capitalización de intereses de Los Cóndores.
7. Depreciación +30.1% por la entrada de Los Cóndores: el EBIT crece 0.6% solo por el reverso de deterioro de 32 MM.
8. Crecimiento nulo: capex de mantención de USD 142 MM en nueve meses y sin pipeline propio relevante.

5. Valoración

El EBITDA y la utilidad del ejercicio 2025 (USD 887 MM y 542 MM) salen del Análisis Razonado al 31-dic-2025. El EBITDA consolida el 100% de Pehuenche, así que el EV suma el interés no controlador: USD 10.06 MM a libros al 30-sep-2026 (nota 27.7). El P/E y el P/BV usan la utilidad y el patrimonio de la controladora y no necesitan ajuste.

Contra los pares que ya reportaron el 3T26

Los múltiplos de COLBUN y ECL son los de sus análisis del 3T26, al cierre del 27-oct-2026. A múltiplo reportado ENELGXCH es el más barato de los tres; ajustado por el acuerdo con Shell (6.90x) es el más caro. Esa ambigüedad es la razón por la que el objetivo se construye sobre el mid-cycle y no sobre el LTM.

El precio objetivo y de dónde sale cada peso

El método es el mismo de julio: EBITDA mid-cycle de USD 820 MM, el punto medio del guidance propio de la compañía para 2026-2028 (USD 2,400 a 2,600 MM acumulados, USD 800 a 867 al año) ajustado por el arranque débil, a un múltiplo objetivo de 6.5x, menos la deuda neta y el interés no controlador. El múltiplo queda apenas sobre el 6.42x al que cotizaba COLBUN el 27-oct, y la prima se justifica con una deuda neta de 0.17x contra el payout de 70% y el 3.5% de yield de COLBUN.

El objetivo usa la deuda neta de septiembre de 2026, el mismo mes del dato publicado. Es conservador: con flujo libre de 437 MM en nueve meses y dividendos de 387, la compañía genera caja neta y la deuda neta de septiembre de 2027 debería ser menor.

Sensibilidad al múltiplo, con mid-cycle de 820 y dólar de 985.14:

El dividendo esperado, con su aritmética a la vista. La utilidad de nueve meses es USD 378 MM y el 4T25 aportó 157. Con un 4T26 entre 120 y 180, el ejercicio cierra entre 498 y 558, y el 70% de payout da USD 349 a 391 MM: CLP 41.87 a 46.92 por acción, 7.10% a 7.95% a precio de hoy. El punto medio, una utilidad de 528 y un dividendo de USD 370 MM (CLP 44.39 por acción), rinde 7.53%, y es el que entra en la ficha. De eso, unos CLP 6.80 ya están acordados para el 15-ene-2027 y el resto depende del definitivo que propone el directorio y aprueba la junta ordinaria (la de 2026 fue el 28-abr). Una parte de ese dividendo sale del acuerdo con Shell: los USD 140 MM antes de impuestos son unos 102 de utilidad a la tasa de 27% y unos 72 de dividendo con payout 70%, CLP 8.6 por acción o 1.5 puntos del yield (estimación nuestra). Sin ese aporte el yield es 6.1% y el retorno total, 11.2%.

El ejercicio 2026 queda cerca del piso del guidance, y con un one-off. Nueve meses reportados 591 más un 4T26 de 190 a 240, contra los 284 del 4T25 (con unos USD 61 MM de margen de comercialización de gas que no se repiten), dejan el ejercicio en torno a USD 780 a 830 MM reportados: alrededor del piso del rango anual del guidance, de 800 a 867. El underlying, en cambio, queda en 640 a 690. Para que el trienio llegue a 2,400 los dos años siguientes tienen que promediar cerca de 800, que es lo que supone el mid-cycle de 820. El 3T no rompe ese supuesto, pero tampoco lo valida: lo deja dependiendo de que el precio medio de compra vuelva a los 80.

6. ¿Conviene invertir o aumentar a este precio?

Sí, en tramos y con poca convicción, hasta CLP 600. No es una tesis de apreciación: el upside al objetivo es +5.1% y 60% del retorno esperado es dividendo. Es una posición de carry con un balance que la respalda.

A favor. El retorno total esperado de 12.6% pasa el 10% que separa MANTENER de COMPRAR. La deuda neta de 0.17x el EBITDA es la más baja de los tres pares de la tabla (COLBUN 2.4x y ECL 3.39x en sus análisis del 3T26) y la caja de USD 360 MM casi dobla la de hace un año con la misma deuda bruta. La conversión de caja de 98% y un flujo libre que cubre el dividendo entero hacen que el yield de 7.53% no dependa de que el EBITDA recupere. El gatillo que el propio análisis de julio fijó se cumplió, y faltar a un gatillo publicado cuando se cumple desalinea el track record.

En contra. El trimestre con más agua del año mostró el margen unitario peor: comprar a 108.4 US$/MWh con generación propia creciendo 13.2% es la señal de que el costo del sistema, y no la hidrología, es hoy la variable que manda. El objetivo sube por el dólar y por la caja, no por el negocio. El libro de clientes libres se defiende con precio mientras pierde 376 GWh en nueve meses. Y con free float de 6.45% y MM$ 62.5 de monto típico, una posición relevante no se arma ni se deshace rápido.

Zona de entrada: hasta CLP 600, y preferentemente bajo 540, donde el yield pasa 8.2% y el múltiplo mid-cycle baja a 5.7x. Sobre CLP 660 conviene tomar utilidad: ahí el retorno total del caso base se agota.

7. Catalizadores y riesgos

Catalizadores

1. 4T26 (próximo reporte, sin fecha anunciada): el precio medio de compra del trimestre. Si vuelve bajo 90 US$/MWh, el 3T fue un episodio y el mid-cycle resiste.
2. 15-ene-2027: pago del provisorio de USD 0.0069 por acción (unos CLP 6.80 al dólar de hoy), en pesos al dólar observado que publique el Diario Oficial el 8-ene-2027 (hecho esencial del 28-oct).
3. 30-nov-2026: la compañía publica el instructivo para acogerse al régimen de impuesto único y sustitutivo de la Ley 21.850, relevante para el accionista persona natural (hecho esencial del 28-oct).
4. Junta ordinaria de 2027 (sin fecha anunciada; la de 2026 fue el 28-abr): dividendo definitivo del ejercicio 2026. Con payout 70% completa USD 349 a 391 MM.
5. Cierre de la venta de Bocamina II: USD 32 MM ya en activos mantenidos para la venta. Si entran más de USD 60 MM de caja, son CLP 7 por acción directos al equity (60 sobre 8,201.75 MM de acciones al dólar de 985.14; el análisis de julio y la previa decían CLP 15, que no calza con esa aritmética).
6. Rebaja de primera categoría (Ley 21.850, publicada el 17-oct-2026): 25.5% en 2027, 24% en 2028 y 23% desde 2029. Los estados financieros estiman que el ajuste del impuesto diferido sube la utilidad atribuible en unos USD 5.6 MM (nota 39, hechos posteriores); la tasa efectiva de nueve meses es 26.3%. El objetivo no lo incorpora.

Riesgos

1. Que el precio medio de compra se quede sobre 100 US$/MWh. Cada 10 US$/MWh sobre 3,620 GWh trimestrales son USD 36 MM de EBITDA, o USD 145 MM al año: el 18% del mid-cycle.
2. Que la sequía se extienda al año hidrológico 2027. La generación de nueve meses sigue (2.9)% abajo y 9.9% bajo la de 2024 (13,745 GWh, Análisis Razonado al 30-sep-2025).
3. Refinanciamiento: USD 234 MM de obligaciones con el público traspasados a corriente, con la deuda a 7.7% y liquidez corriente de 1.23x.
4. Erosión del libro de libres: (376) GWh en nueve meses. Hoy se compensa con precio; si el precio revierte, el daño aparece completo.
5. Recorte del payout: rompería el piso de valoración, que es el yield.
6. Mecanismo voluntario de rebaja de contratos regulados de la Ley 21.833, vigente hasta diciembre de 2027: la CNE puede negociar precio y plazo de contratos vigentes. El reporte no cuantifica exposición.

8. Triggers de re-rating

Lo que este análisis no verificó

• Por qué la línea de ventas al mercado spot del trimestre quedó en USD (17) MM. El reporte declara mayores ventas físicas al spot en el acumulado (+171 GWh) y un valor negativo en el trimestre, sin explicar la diferencia. Podrían ser reliquidaciones, pero no está dicho.
• La diferencia entre el Análisis Razonado y las notas en el costo de venta de gas del trimestre. El Análisis Razonado declara USD 2 MM menos contra el 3T25; restando el semestre a los nueve meses en la nota 29 el costo sube 3.0 (54.3 contra 51.3). Este análisis usa las notas.
• El efecto de la Ley 21.850 en el objetivo. Los estados financieros estiman unos USD 5.6 MM más de utilidad por el impuesto diferido (nota 39); el objetivo no lo incorpora, ni el efecto de la menor tasa en la caja de 2027 en adelante.
• La exposición al mecanismo voluntario de rebaja de contratos regulados de la Ley 21.833.
• El precio medio de compra como dato oficial: es un implícito calculado por nosotros con las compras en dólares y los GWh reconstruidos del reporte.
• La hora de envío del reporte a la CMF y la reacción del precio. Los metadatos de los PDF dan la hora en que se generaron, en horario de rueda, pero no la de envío: el cierre del 28-oct puede no incorporar el reporte. La reacción se lee el 29 y el 30.