NTGCLGAS — Resumen Q2-2026

Fecha análisis: 2026-07-30 (ventana noche) | Precio actual: CLP 655.00 | Acciones: 2,101,150,643
Market cap: MM$ 1,376,254 | EV (mcap+DFN): MM$ 1,721,626 | EV (mcap+DFN+NCI): MM$ 2,301,421
Fuentes: 2026/NTGCLGAS_AR_2026_Q2.pdf (Análisis Razonado al 30-jun-2026), 2026/NTGCLGAS_EEFF_2026_Q2.pdf, 2026/NTGCLGAS_HR_2026_Q2.pdf (sin hechos relevantes en el período), precio mercadosenconsorcio.cl (notation 98643, monto transado del día MM$ 6.91).

1. Recomendación

Cambio vs recomendación previa (2026-05-06: COMPRAR convicción ALTA, TP CLP 695 @ CLP 589.98):
Se baja de COMPRAR a MANTENER por precio, no por tesis. La acción subió +11.0% desde el análisis de mayo (590 → 655) y está por encima del tope de acumulación de CLP 605 que fija la regla operativa vigente. La tesis operativa mejoró: se sube el TP de 695 a 720 porque el Q2 entregó (i) EBITDA récord H1 de MM$ 162,188 (+10.1% YoY) con margen 40.0% (+340 pb), (ii) DFN/EBITDA baja de 1.1x a 1.0x con el riesgo de refinanciamiento del bono serie D ya resuelto (pasivo CP cae de 29.6% a 20.4% del total), y (iii) el volumen de Metrogas Q2 fue 239 MM m³, por encima del umbral de 220 MM m³ que la memoria fijaba como validación de la tesis Chile, y muy lejos del gatillo de re-evaluación de 195 MM m³. Lo que impide mantener el COMPRAR es que a CLP 655 el upside al TP base es solo +9.9% y el catalizador binario (decreto de prórroga NOA) sigue sin novedades — el HR del período es explícito: "no se han informado hechos relevantes".

2. Tesis en una línea

Utility de gas con EBITDA récord (+10.1% H1), balance ya desapalancado (DFN/EBITDA 1.0x) y caja de MM$ 241,932, pero el mercado ya pagó +11% desde mayo y la opción argentina —el decreto de prórroga de la concesión NOA hasta 2047— sigue sin firmarse: se mantiene la posición, no se aumenta sobre CLP 620.

3. Cifras clave Q2-2026

3.1 P&L Q2 standalone (MM$) — calculado H1 menos Q1

El Q2 es el trimestre limpio de comparación: el efecto no recurrente TGN de 2025 (MMUS$ 20 antes de impuestos) cayó en Q1-25, así que el +34.7% de utilidad controladora en Q2 es crecimiento real, no base.

3.2 P&L acumulado H1 (MM$) — Cuadro N°1 del AR

La caída de −7.3% en RAI está 100% explicada por la base: H1-25 traía MM$ 19,290 de "otros ingresos" del acuerdo TGN. Excluyendo esa partida, el RAI comparable habría subido de MM$ 131,708 a MM$ 139,930 (+6.2%).

3.3 EBITDA por sector (MM$)

Lectura crítica del mix: el crecimiento del Q2 es casi todo comercialización (+MM$ 15,787), que el AR atribuye a "un mejor escenario energético" — es decir, márgenes spot de AGESA/Innergy vendiendo gas a generadoras. Es un motor cíclico, no estructural: en Q1-26 este mismo segmento caía −10.8% YoY mientras distribución subía +25%. La distribución, que es el activo regulado y estable, cayó −3.6% en Q2. Contra el año completo el mix se compensa (H1: distribución +2.9%, comercialización +20.5%), pero no hay que extrapolar el +51.5% de comercialización a FY26.

3.4 Volúmenes físicos (MM m³)

• Metrogas Q2 = 239 MM m³ supera el umbral de validación de 220 MM m³ de la memoria y está muy por encima del gatillo de alarma de 195. La caída de −4.0% es la tendencia estructural conocida (eficiencia energética + electrificación), no un evento.
• Argentina se da vuelta en el trimestre: +7.5% en Q2 vs −11.0% en Q1. Primera señal operativa de que los cuadros tarifarios 2026 y la RQT están empezando a recomponer volumen/ingreso. Es el dato más relevante para la opción NOA.
• Clientes: ~1 millón en Chile (+1.0% vs cierre 2025), 587 mil en Argentina.

3.5 Balance jun-26 vs dic-25 (MM$)

Derivados:
- Deuda financiera bruta: 123,625 + 463,679 = MM$ 587,304 (+6.2% vs MM$ 553,078 a dic-25)
- Deuda Financiera Neta: MM$ 345,372 (vs MM$ 378,125 a dic-25, −8.7%)
- DFN / EBITDA LTM = 1.00x (vs 1.1x a dic-25) — el AR confirma 1,0x
- Ganancias acumuladas: MM$ 292,495 (vs 209,544 a dic-25) = CLP 139/acción de retenidas disponibles para dividendos eventuales

El evento de balance del trimestre es el refinanciamiento de Metrogas: pagó el bono serie D por MM$ 146,706 y colocó UF 4 millones a largo plazo (MM$ 168,772 de préstamos LP nuevos). Resultado: el pasivo corriente cae −29.4%, la liquidez corriente pasa de 0.9x a 1.7x y el pasivo de corto plazo baja de 29.6% a 20.4% del total. El riesgo de refinanciamiento 2026 quedó eliminado.

3.6 Flujo de caja H1 (MM$)

• CFO / EBITDA = 54.9% (H1-25: 35.7%). La conversión mejora fuerte con el capítulo TGN cerrado, pero sigue castigada por el capital de trabajo estacional (deudores +MM$ 61,030 por el ciclo de facturación de invierno).
• FCF (CFO − capex) = MM$ 63,376 en H1, contra MM$ 23,484 en H1-25.
• Capex H1: MM$ 25,665 (el AR reporta "inversiones consolidadas" de MM$ 25,416). Ritmo anualizado ~MM$ 51k, en línea con los MM$ 54k de 2025.

3.7 Indicadores del AR

Sensibilidades jun-26: deuda 41% CLP / 50% UF / 9% moneda extranjera (la porción UF está 100% cubierta con cross currency swaps, así que la UF no genera efecto neto en RAI). 35% de la deuda a tasa variable → +100 pb = MM$ 2,017 de mayor gasto financiero anual. ±1% en USD = MM$ 521 en RAI. USD observado 30-jun-26: CLP 922.21 (+1.7% vs cierre 2025).

4. Drivers

Positivos

1. EBITDA récord y margen en máximo. H1-26 MM$ 162,188 (+10.1%) con margen 40.0% (+340 pb) sobre ingresos planos (+0.7%): todo el crecimiento vino de márgenes, no de volumen. Q2 standalone margen 44.8%.
2. Balance desapalancado y riesgo de refinanciamiento eliminado. DFN cae −8.7% a MM$ 345,372; DFN/EBITDA 1.0x; liquidez corriente 0.9x → 1.7x; el bono serie D pagado y sustituido por UF 4 MM a largo plazo.
3. Caja de MM$ 241,932 (+38.3%) y CFO +69.4% con el capítulo TGN definitivamente cerrado (segunda y última cuota pagada en Q1).
4. Argentina se da vuelta en volumen: +7.5% en Q2 tras −11.0% en Q1. Participación en asociadas +25.5% (MM$ 32,126). La RQT y los cuadros tarifarios 2026 empiezan a operar.
5. Metrogas Q2 = 239 MM m³ valida el umbral de la tesis Chile (>220), pese a la caída estructural de −4.0%.
6. Retenidas suben a CLP 139/acción, munición para dividendos eventuales discrecionales durante 2026-2027.
7. Comercialización +51.5% en Q2 por mejor escenario energético (márgenes spot a generadoras).

Negativos

1. El gasto financiero neto casi se duplica (MM$ 12,719 vs 6,644, +91.4%) y la cobertura cae de 22.3x a 16.5x. La deuda bruta subió +6.2% y ahora el 50% está en UF (cubierta, pero con costo). Con el nuevo stock de deuda, el gasto financiero de FY26 correrá ~MM$ 26-28k vs MM$ 15k en 2025.
2. La distribución —el activo regulado— cayó −3.6% de EBITDA en Q2. El crecimiento del trimestre depende de un segmento cíclico (comercialización), no del núcleo estable.
3. Metrogas sigue perdiendo volumen −4.0%, quinto año consecutivo de caída (889 MM m³ en 2025 vs 950 en 2022).
4. Cero novedades sobre el catalizador principal. El HR es explícito: "durante el período terminado al 30 de junio de 2026 no se han informado hechos relevantes". El decreto de prórroga de la concesión Naturgy NOA hasta 2047 sigue pendiente (estimado Q3-Q4 2026).
5. Utilidad controladora H1 solo +3.5% y ROE controladora del AR baja de 9.2% a 8.1%.
6. Sin dividendo declarado en el semestre. Los MM$ 15,468 pagados son mayoritariamente a minoritarios de las filiales; el provisorio 2026 recién viene en noviembre.
7. Iliquidez extrema: monto transado MM$ 6.91 el día del análisis, free float 7.67%. Cualquier salida debe ser escalonada con órdenes límite.

5. Valoración y múltiplos a CLP 655

Sobre el P/TBV: goodwill + intangibles son el 71% del patrimonio controladora, muy por encima del 15% que gatilla el uso de métricas tangibles. Sin embargo, en esta empresa el intangible de MM$ 685,059 es esencialmente el derecho de concesión de distribución reconocido en el PPA de la compra de CGE — un activo económico real que genera el flujo regulado, no un goodwill de adquisición sin sustancia. El P/TBV de 4.60x se reporta por disciplina metodológica pero el múltiplo relevante aquí es EV/EBITDA, no P/TBV.

Comparación con el TP vigente: el TP base previo era CLP 695 (fijado a CLP 590 el 6-may-2026). Con FY26E EBITDA de MM$ 362,686 (vs los ~MM$ 340k implícitos en el TP anterior) y el desapalancamiento a 1.0x, se sube el TP base a CLP 720. A CLP 720 el EV simple implícito sería MM$ 1,858k = 5.12x EV/EBITDA FY26E, un múltiplo todavía muy conservador para una utility de gas con concesiones indefinidas en Chile.

6. ¿Conviene invertir / aumentar a CLP 655?

No aumentar. Mantener la posición existente completa.

Respuesta directa: el Q2 fue bueno operativamente y muy bueno en balance, pero a CLP 655 la acción ya recogió buena parte de eso (+11.0% desde el análisis del 6-may) y quedó CLP 50 por encima del tope de acumulación que fija la regla operativa vigente. El upside al TP base revisado es +9.9%, que con dividendo esperado de 8-11% da un retorno total de +18% a +21% a 12 meses — atractivo, pero no lo suficiente para pagar por encima del tope disciplinario en un papel que transa MM$ 7 al día.

Tres razones concretas para no perseguir el precio:
1. El crecimiento del Q2 vino del segmento cíclico, no del regulado. Comercialización +51.5% por "mejor escenario energético" es margen spot que puede revertirse; distribución cayó −3.6%.
2. El catalizador binario no se movió. El decreto de prórroga NOA sigue pendiente y el HR del semestre confirma que no hubo hechos relevantes. Comprar a 655 es pagar parte del catalizador antes de que ocurra.
3. El costo financiero se duplicó y va a seguir corriendo alto todo 2026 con el nuevo stock de deuda en UF.

Si el precio vuelve a CLP 620 o menos, retomar el plan de acumulación por tramos (25% / 40% / 35%) con tickets de MM$ 5-15/día y órdenes límite siempre. Si el precio llega a CLP 720+ sin decreto NOA, vender 33% según la regla operativa. Si sale el decreto favorable y el precio va a 720-780, tomar utilidad obligatoria de 50-67%.

7. Catalizadores y riesgos

Catalizadores

Riesgos

8. Triggers de re-rating