PEHUENCHE · Q3 2026

PEHUENCHE (Empresa Eléctrica Pehuenche S.A.) — RESUMEN Q3 2026

Reportó el 28-oct-2026. Estados financieros intermedios individuales al 30-sep-2026, no auditados, con columna propia del trimestre julio-septiembre. Pehuenche no tiene filiales y reporta en dólares desde el 1-ene-2025. Segundo análisis del papel en el sitio; el primero fue el 2026-Q2.

Precio de referencia: CLP 2,701 (cierre del 28-oct-2026, +1.92% en el día) · monto del día MM$ 6.3, contra una mediana de MM$ 7.2 y un promedio de MM$ 11.0 en las últimas 20 ruedas: el monto es el típico del papel, pero es chico en términos absolutos y el precio se forma con pocas órdenes. Dólar del día: CLP 985.14.

Acciones: 612,625,641, serie única, sin cambios en el trimestre (nota 18.1) · Capitalización: MM$ 1,654,702 (USD 1,679.7 MM) · Controlador: Enel Generación Chile, 92.65% · Free float: 7.35% · Presencia bursátil: 10.6%.

Fuentes: EEFF y análisis razonado (AR) de la CMF al 30-sep-2026, 30-jun-2026 y 31-dic-2025 · hechos esenciales de la CMF revisados hasta el 29-oct-2026: el último es el del 30-sep-2026 (primer dividendo provisorio) · memorias 2021, 2022, 2024 y 2025 · precios, montos, acciones y dólar de la API de bolsachile.com al cierre del 28-oct-2026 · múltiplos de los pares desde sus análisis 2T-2026 en este sitio, recalculados al precio del 28-oct-2026 · la previa del 21-oct-2026 para lo esperado.

En corto:

• La llamada sigue en MANTENER y el sesgo pasa a negativo: era neutral; convicción Baja. Precio objetivo CLP 2,450, desde CLP 2,550; es (9.3)% bajo el cierre y con el dividendo esperado de 5.9% el retorno total queda en (3.4)%, dentro de la banda de mantener. Sobre CLP 2,750 caería bajo (5)% y pasaría a REDUCIR.
• El trimestre: utilidad de MUS$ 29,456, (8.1)%, con generación +54.5% (879 contra 569 GWh). El ingreso por MWh cayó (42.6)%, de 91.14 a 52.36 US$/MWh. Lo esperado en la previa era una utilidad de unos USD 30 MM y 896 GWh: la banda se cumplió.
• El gatillo que importaba se da por cumplido: el análisis 2T decía que un ingreso por MWh del año bajo USD 78 era el precio del caso bajista. A septiembre el año va en 70.25, y para llegar a 78 el cuarto trimestre tendría que vender a 95.1 US$/MWh, cuando el 4T25 vendió a 71.29.
• Pero el agua sí llegó: 1,708 GWh a septiembre, +11.5%, y el año va camino a 2,483 GWh, sobre los 2,450 del caso base. El escenario que se dio es mixto: volumen de base con precio bajo el bajista, y así queda el nuevo objetivo, 2,450 GWh a 78 US$/MWh.
• La rebaja tributaria repone la mitad: la Ley 21.850 del 17-oct-2026 baja primera categoría de 27% a 23% hacia 2029 y suma MUS$ 4,423 por única vez en el 4T (nota 30). En el objetivo aporta CLP +118 por acción contra los CLP (235) que resta el precio de la energía.
• La caja de septiembre no es caja libre: de los MUS$ 44,798 de caja neta, MUS$ 39,098 se pagaron como dividendo el 23-oct. La caja limpia son MUS$ 5,700 y con eso está calculado el objetivo.
• La matriz volvió a comprarle: MUS$ 19,375 en el trimestre, 42.1% de los ingresos del 3T, contra 12.0% en el primer semestre. Cuando hay agua, Enel Generación aparece como comprador.
• Matriz o filial, otra vez: el mercado paga 14.7x la utilidad de Pehuenche y 7.5x la del resto de Enel Generación, con un dividendo que ahora rinde menos.

1. Recomendación

La tesis en una línea: el agua volvió y no alcanzó, porque el precio que Pehuenche captura cayó más rápido de lo que subió su generación; a CLP 2,701 el papel paga 14.7x por una utilidad que va a cerrar el año cerca de USD 99 MM y su dividendo esperado rinde menos que en el análisis 2T (5.9% contra 6.7%).

Por qué el objetivo baja de 2,550 a 2,450. Se movieron dos cosas en sentido contrario y una ganó. El precio normal del escenario base baja de 85 a 78 US$/MWh, porque el año 2026 va a cerrar bajo 70 con agua normal y la prima del embalse se encogió de 1.47x a 1.34x el spot: eso resta CLP 235 por acción. La rebaja de primera categoría a 23% desde 2029 sube la utilidad normal 5.5% y aporta CLP 118. El resto son la caja neta, más baja después del dividendo de octubre, y el dólar. El puente completo está en la sección 5.4.

Por qué MANTENER y no REDUCIR. La llamada se decide por el retorno total al objetivo: sobre +10% es COMPRAR, entre (5)% y +10% es MANTENER, bajo (5)% es REDUCIR o VENDER. Con el objetivo (9.3)% bajo el cierre y un dividendo esperado de 5.9% en doce meses, el retorno total es (3.4)%: queda dentro de la banda de mantener, como en el análisis 2T, que daba (2.1)%. Lo que empeoró va al sesgo, que pasa de neutral a negativo: la señal positiva que había, el piso que el dividendo de octubre ponía a julio-agosto, ya ocurrió y se cumplió en el borde bajo; el gatillo de precio que el análisis anterior marcó como el del caso bajista se da por cumplido; el dividendo esperado cae de 6.7% a 5.9% porque la utilidad del ejercicio baja, y lo que viene es un deshielo con el costo marginal del sistema en el suelo. El margen es corto: sobre CLP 2,750 el retorno total cae bajo (5)% y la llamada pasa a REDUCIR. Por qué no COMPRAR: el objetivo está bajo el precio y el papel paga el doble de múltiplo que el resto de su matriz.

Ojo con el dólar: Pehuenche gana en dólares y el objetivo en pesos se mueve con el tipo de cambio. Cada CLP 10 de dólar mueven el valor en CLP 24.9 por acción.

2. Cifras clave

2.1 Resultados — el EEFF trae la columna del trimestre

El trimestre sale de la columna julio-septiembre del EEFF (pág. 3), no de una resta: el estado de resultados la trae publicada y cuadra con 9M menos H1. El EBITDA sigue la definición del AR, margen de contribución menos personal y otros gastos; el de 9M, MUS$ 106,032, es el que publica el AR. La generación del trimestre es la de 9M (1,708 GWh, AR) menos la del semestre (829 GWh, AR 2T-26). Tasa de impuesto de 27.0% en el trimestre y en los nueve meses, igual que en 2025 (nota 25): el impuesto no movió nada todavía. No hay interés minoritario. Las 612,625,641 acciones no cambiaron y la UPA cuadra con la utilidad. El resultado no operacional del 3T-25 fue MUS$ (779), de ahí el n.a.

2.2 Lo esperado contra lo real

Esperado: la previa del 21-oct-2026, que estimó el trimestre con la operación de las tres centrales en el Coordinador Eléctrico Nacional valorizada al costo marginal horario. La utilidad quedó 1.8% bajo la estimación puntual de USD 30 MM y el ingreso por MWh del año, que era el gatillo que importaba, se estimó con 0.4% de error.

2.3 A quién le vende (EEFF 3T-26, nota 19)

Clientes regulados en cero: Pehuenche no tiene contratos regulados. Único cliente con más de 10% de los ingresos: Minera Valle Central. No hay segmentos: todo el negocio es generación en el Sistema Eléctrico Nacional.

2.4 La serie: el precio se desarma más rápido que el agua

2024 y 2025 del AR 4T-25, en dólares; el ingreso por MWh de esos años viene del análisis 2T-2026. UDM = 2025 menos 9M-25 más 9M-26. El ingreso por MWh de la UDM no se publica como tal y mezcla dos regímenes de precio, así que no se escribe.

2.5 Balance: sin deuda, y la caja de septiembre ya está comprometida

La caja se presta a Enel Chile por contrato de caja centralizada a TERM SOFR 1M + 0.21% (nota 8.1). El patrimonio bajó de MUS$ 153,732 a 136,833: utilidad 73,935 menos el definitivo 2025 (51,733), el primer provisorio 2026 (39,098) y otros (3); no hay otro resultado integral (nota 18.5). DFN/EBITDA UDM: caja neta, (0.04)x con la caja limpia.

2.6 Flujo

El flujo libre de los nueve meses es 102.7% de la utilidad: la empresa convierte utilidad en caja prácticamente uno a uno, porque la depreciación (MUS$ 4,921) es mayor que la inversión y el impuesto se paga en efectivo (MUS$ 31,361 en el período, sobre un gasto devengado de 27,349).

3. Hallazgos del trimestre

Hallazgo 1 — La generación subió 54.5% y la utilidad bajó 8.1%: el precio capturado cayó (42.6)%, de 91.14 a 52.36 US$/MWh

Es el trimestre que separa a una hidroeléctrica con contrato de una que vende al spot. Pehuenche generó 879 GWh contra 569 un año antes, el mejor tercer trimestre desde que no tiene contrato con su matriz, y aun así ganó MUS$ 2,584 menos. La razón está completa en una línea del AR: el precio promedio de la energía vendida en el mercado spot bajó 24.3% en los nueve meses, de 69.02 a 52.25 US$/MWh, y el precio que Pehuenche captura por MWh generado cayó bastante más, (42.6)% en el trimestre.

La brecha entre esas dos caídas es la prima del embalse, y se está encogiendo:

Ingreso por MWh: ingresos totales sobre generación, ambos del AR. Spot promedio: el que publica el AR de cada período. La prima recoge el efecto del embalse, la remuneración de potencia y el contrato con Minera Valle Central, todo junto; no es un dato publicado.

El mecanismo lo explica el propio AR cuando describe el riesgo de mercado (pág. 2): las centrales Curillinque y Loma Alta son de pasada, y la central Pehuenche tiene un embalse "de capacidad de regulación reducida", así que "también debe estar normalmente entregando energía". Con mucha agua, la capacidad de elegir la hora se agota antes: hay que turbinar cuando toca, y en un sistema con solar y baterías eso significa vender en las horas de precio bajo. La prima del embalse es decreciente en el volumen, justo cuando el volumen es la buena noticia.

Regla reutilizable: en una hidroeléctrica de pasada o con embalse chico, más agua no es proporcionalmente más ingreso: la prima por desplazar horas se diluye con el volumen. Medirla como ingreso por MWh sobre spot promedio y proyectarla a la baja en los años húmedos.

Hallazgo 2 — El gatillo de precio del análisis anterior se da por cumplido: el año necesita un cuarto trimestre a 95.1 US$/MWh para llegar a los 78 del caso bajista, y el 4T25 vendió a 71.29

El análisis 2T-2026 dejó escrito un umbral numérico: ingreso por MWh del año 2026 bajo USD 78 es el precio del caso bajista. A septiembre el año va en 70.25. Lo que falta no alcanza para corregirlo:

Cálculo propio: ((1,708 + GWh del 4T) × 78 − 119,991) / GWh del 4T, con los 9M del AR. Referencia: el cuarto trimestre de 2025 generó 770 GWh (2,302 del año menos 1,532 de 9M-25) con ingresos de MUS$ 54,896 (210,419 del año menos 155,523 de 9M-25), o 71.29 US$/MWh, y ese fue un trimestre de deshielo seco (memoria 2025). El AR no publica el spot del 4T-25: el del año fue 61.53 US$/MWh (AR 4T-25) contra 69.02 a septiembre, así que el del cuarto trimestre quedó bajo 61.53.

El gatillo decía "objetivo hacia CLP 2,000", pero el bajista suponía las dos cosas juntas: precio de 78 y generación de 2,150 GWh. La mitad del supuesto no se cumplió, y a favor: con 1,708 GWh a septiembre y un cuarto trimestre normal, el año cierra cerca de 2,483 GWh, sobre los 2,450 del caso base. Lo que ocurrió es un escenario mixto que el análisis anterior no tenía en la grilla, y el objetivo nuevo es exactamente ese cruce: volumen del caso base con el precio del bajista.

Regla reutilizable: cuando un gatillo mezcla dos variables en un escenario, verificarlas por separado antes de aplicarlo. Un escenario bajista que se cumple solo en el precio no lleva al precio objetivo del bajista; obliga a agregar la casilla que faltaba en la grilla.

Hallazgo 3 — La rebaja de primera categoría suma MUS$ 4,423 por única vez y 5.5% a la utilidad normal: aporta CLP 118 al objetivo, la mitad de los 235 que resta el precio de la energía

La nota 30 del EEFF, hechos posteriores, informa la Ley 21.850 publicada el 17-oct-2026: la tasa de primera categoría baja de 27% a 25.5% en 2027, 24% en 2028 y 23% desde 2029. Pehuenche estima el efecto de remedir sus impuestos diferidos en un aumento de la ganancia de aproximadamente MUS$ 4,423, que se reconocerá en el cuarto trimestre. Es un ingreso contable por única vez, no caja: equivale a US$ 0.0072 por acción, CLP 7.1, el 0.26% del precio.

Lo que sí vale es el efecto permanente. Con un pasivo neto por impuestos diferidos de MUS$ 31,544, la cota mecánica de 4/27 daba MUS$ 4,673: la cifra de la empresa es 0.95 veces esa cota, bastante arriba del 0.80 que se observó en la ola del 2T-2026, porque los diferidos de Pehuenche son de activo fijo de vida larga y revierten casi todos después de 2029, cuando ya corre el 23%.

En el objetivo, la utilidad normal pasa a calcularse con un factor de 0.77 en vez de 0.73, menos una corrección por los dos años de transición. Sobre el escenario base eso son USD +6.7 MM de utilidad normal y CLP +118 por acción. En el mismo puente, bajar el precio normal de 85 a 78 US$/MWh resta CLP 235. La reforma repone exactamente la mitad.

Regla reutilizable: la rebaja de tasa tiene dos efectos y hay que separarlos. El de remedición de diferidos es por única vez y casi siempre irrelevante contra el precio; el que mueve una valoración por perpetuidad es el cambio permanente del factor (1 − t), y ahí la tasa que corresponde es la de régimen, 23%, con una corrección pequeña por los años en que todavía rige una mayor.

Hallazgo 4 — Cuando hay agua, la matriz aparece como comprador: MUS$ 19,375 en el trimestre, 42.1% de los ingresos, contra 12.0% en el primer semestre

Nota 8.1 c del EEFF 3T-26 (pág. 31) y nota 7.1 c del EEFF 2T-26. El 3T-26 es la resta de los dos. Esas ventas no son un contrato: Enel Generación no es cliente libre de Pehuenche y Pehuenche no tiene clientes regulados, así que están dentro de la línea spot de la nota 19, que en el trimestre fue MUS$ 38,200.

El análisis 2T dejó el dato en 12.0% de los ingresos y lo leyó como el final de la relación comercial con la matriz. El trimestre lo corrige: la matriz compró más de la mitad de lo que Pehuenche colocó al spot. Tiene lógica de mecanismo: Enel Generación es la que tiene los contratos regulados y libres que hay que abastecer, y cuando el agua aparece en el Maule le conviene tomar esa energía antes que generar o comprar en otra parte. Para el minoritario el efecto es ambiguo: la demanda existe cuando hay volumen, pero no hay precio de transferencia observable, porque el EEFF no informa volumen ni precio de esas ventas, y no se puede verificar que se liquiden al costo marginal de la barra.

Hay un segundo movimiento con la matriz que el EEFF no explica: las cuentas por pagar a Enel Generación rotuladas "Servicios" pasaron de MUS$ 6,993 en diciembre a MUS$ 42,050 en septiembre, un salto de 35,057 cuando el gasto por prestaciones de servicios de la matriz en los nueve meses fue MUS$ 2,424. La cifra se parece al dividendo que le toca a la matriz por el provisorio de octubre, 92.65% de MUS$ 39,098, o 36,224, pero la línea de dividendos por pagar a relacionadas quedó en cero, así que es una conjetura y se deja dicha como tal.

Regla reutilizable: en una filial sin contrato con su matriz, mirar la nota de partes relacionadas por trimestre y no por acumulado. Un porcentaje de ingresos que parece estable en el semestre puede esconder que la matriz entra y sale como comprador según la hidrología.

Hallazgo 5 — De los MUS$ 44,798 de caja neta de septiembre, 39,098 se pagaron el 23 de octubre: la caja libre son MUS$ 5,700

La caja neta se cuadruplicó entre junio (MUS$ 9,341) y septiembre (44,798) sin que el negocio generara nada parecido a eso: el flujo operacional del trimestre fue de MUS$ 35,470 y lo que ocurrió es que la empresa dejó de pagar dividendos entre mayo y octubre. El 30-sep el directorio acordó el primer provisorio de 2026, US$ 0.063821 por acción, MUS$ 39,098 en total, pagadero el 23-oct. Esa plata salió ya, cinco días antes de este análisis.

Sumar los MUS$ 44,798 al valor presente de los dividendos habría inflado el objetivo en CLP 63 por acción, 2.6%, contando dos veces el mismo dividendo: una como caja en el balance y otra como el flujo que se reparte a perpetuidad. El objetivo de esta nota usa MUS$ 5,700.

Regla reutilizable: la caja neta de una empresa que reparte todo es estacional, y el pico es justo el cierre anterior al pago. Antes de sumarla a un valor por perpetuidad, restar los dividendos ya declarados y los que se pagaron entre la fecha del balance y la fecha del análisis.

4. Drivers

Positivos

• El agua volvió: 1,708 GWh a septiembre, +11.5%, y el año va camino a unos 2,483 GWh, sobre los 2,450 del escenario base.
• Sin deuda financiera: caja neta de MUS$ 44,798 a septiembre, MUS$ 5,700 después del dividendo del 23-oct.
• Rebaja de primera categoría a 23% desde 2029: +5.5% a la utilidad normal y MUS$ 4,423 de ingreso por única vez en el 4T (nota 30).
• Reparto del 100% de la utilidad, confirmado en la política informada a la junta del 24-abr-2026 (nota 18.3).
• Costos de caja de MUS$ 13,952 en nueve meses, 11.6% de los ingresos, casi todos fijos: margen EBITDA de 88.4% en un año malo de precio.
• Inversión mínima: MUS$ 2,903 contra MUS$ 4,921 de depreciación. El flujo libre fue 102.7% de la utilidad.
• La matriz vuelve a comprar cuando hay agua: MUS$ 19,375 en el trimestre (hallazgo 4).

Negativos

• El ingreso por MWh del año va en 70.25, bajo los 78 del escenario bajista del análisis anterior, y necesitaría un 4T a 95.1 para corregirse.
• La prima del embalse se encogió de 1.47x a 1.34x el spot: el volumen la diluye.
• El 80.9% de las ventas de energía es spot, sin contrato con la matriz desde 2025.
• Utilidad UDM de USD 114.1 MM, la más baja de la serie en dólares, y una utilidad 2026 que cerraría cerca de USD 99 MM sin el efecto tributario por única vez.
• El dividendo esperado cae: 5.9% sobre el ejercicio 2026 estimado contra 8.36% que rindió el ejercicio 2025 al precio de hoy.
• Liquidez: mediana de MM$ 7.2 por rueda en 20 ruedas, presencia de 10.6% (era 12.2% al 13-oct-2026, en el análisis 2T), sin market maker y sin calificar al Art. 107 de la LIR.
• Gobierno: la caja está prestada a Enel Chile, la gerente general es empleada del controlador y no percibe remuneración de Pehuenche (nota 8.3), y no hay comité de directores porque los minoritarios tienen menos de 12.5%.

5. Valoración

5.1 Múltiplos al precio de hoy

EV = capitalización menos la caja neta limpia de USD 5.7 MM (hallazgo 5), o USD 1,674.0 MM. Utilidad UDM USD 114.1 MM y EBITDA UDM USD 158.7 MM, los dos como 2025 menos 9M-25 más 9M-26. FY-2026E: utilidad del ejercicio de unos USD 99 MM sin el efecto tributario por única vez (ver 5.2), que al reparto de 100% da US$ 0.1614 por acción, CLP 159 al dólar de hoy. Ese dividendo del ejercicio 2026 es el que se usa como dividendo esperado en doce meses: el provisorio de octubre (US$ 0.063821) ya se pagó y sale de la ventana, y entra el primero de 2027, que se supone parecido. No incluye los MUS$ 4,423 por única vez, porque la política reparte el 100% de las utilidades "líquidas y realizadas" (nota 18.3) y la remedición de diferidos no es caja; si la junta los reparte igual, el dividendo sube a US$ 0.1686, el yield a 6.1% y el retorno total a (3.1)%, todavía en la banda de mantener. El yield del ejercicio 2025 son los US$ 0.229192 por acción efectivamente pagados por ese ejercicio (nota 18.3). El flujo libre UDM son USD 123.7 MM (146.3 de 2025 menos 98.6 de 9M-25 más 76.0 de 9M-26). El P/libro de 12.3x no dice nada: el activo fijo está a costo de 1991-1997 y casi depreciado.

5.2 Lo que falta del año

El cuarto trimestre decide si la utilidad del ejercicio empieza con 9 o con 10, y no hay dato publicado todavía. La estimación, con sus supuestos a la vista:

Estimación propia, no un dato de la empresa: costos de caja de USD 2.6 MM, depreciación de 1.6, no operacional de 0.1 e impuesto de 27%. El riesgo está sesgado a la baja, no al alza: la previa del 21-oct registró que en los primeros veinte días de octubre la operación del Coordinador valorizaba la generación de las tres centrales a 7.7 US$/MWh, con costo marginal del sistema de 10.4, y un cuarto trimestre a ese nivel de spot dejaría la utilidad del ejercicio más cerca de USD 92 MM que de 99. La banda razonable es USD 92 a 104 MM incluyendo el efecto por única vez.

5.3 Contra las generadoras

Precios y presencia: API del sitio al 28-oct-2026, dólar 985.14. Para Pehuenche, EBITDA y utilidad UDM incluyen el 3T que acaba de reportar. Para los pares, los insumos de EBITDA, deuda neta y utilidad vienen de sus análisis 2T-2026 en este sitio (USD MM: ENELGXCH 910, 279 y 554; COLBUN 579.5, 1,606.4 y 125.2; ECL unos 670, 2,298 y 242; ENELCHILE 1,499, 3,509 y 564), recalculados al precio de hoy: sus terceros trimestres todavía no están publicados acá, así que la comparación de niveles es válida y la de trimestres no. Como en el análisis 2T, el EV de ENELGXCH suma el 7.35% de Pehuenche a precio de bolsa (USD 123.5 MM), su interés minoritario; sin esa suma daría 5.70x.

Pehuenche sigue siendo la más cara del grupo en EV/EBITDA, por casi el doble que su propia matriz, y en utilidad solo la supera Colbún, que tiene el resultado deprimido por gastos financieros. La prima se apoya en tres cosas verificables: cero deuda, inversión mínima y reparto del 100%. Lo que cambió en este trimestre es la cuarta pata, el dividendo: sobre el ejercicio 2025 Pehuenche rinde 8.36% y ENELGXCH 7.7% al precio de hoy (US$ 0.046259 por acción, del análisis 2T), pero el dividendo esperado de Pehuenche para el ejercicio 2026 baja a 5.9%; el de ENELGXCH para 2026 no está estimado acá.

Matriz o filial, con los números de hoy. La participación de 92.65% en Pehuenche vale USD 1,556.2 MM a precio de bolsa, el 31.7% de la capitalización de Enel Generación, y le aporta USD 105.7 MM de utilidad UDM, el 19.1%. Descontando las dos cosas, el resto de Enel Generación cotiza a 7.5x contra 14.7x de Pehuenche. La conclusión del análisis anterior se mantiene sin cambios: para tener estas centrales, ENELGXCH es la vía más barata y la única líquida.

5.4 De dónde sale el precio objetivo, y el puente desde CLP 2,550

La estructura no cambia: como reparte el 100% y el flujo libre es igual o mayor que la utilidad (102.7% en nueve meses), el valor es una renta perpetua. Utilidad normal dividida por el costo de capital, más la caja neta limpia. Crecimiento 0% en dólares y costo de capital de 8.5%, los mismos del análisis 2T y por las mismas razones.

Lo que cambia son dos insumos. La fórmula de la utilidad normal pasa a ser (GWh × ingreso por MWh − 17.0 de costos de caja − 6.9 de depreciación + 1.0 no operacional) × 0.77, con el 0.77 de la tasa de régimen de 23%, menos una corrección por los dos años en que todavía rigen 25.5% y 24%. Y el precio del escenario base baja de 85 a 78 US$/MWh.

Volumen: igual que en el análisis 2T, y el año 2026 valida el base (2,483 GWh estimados). Precio: el base es el 78 que el análisis anterior tenía como bajista y que 2026 va a perforar; el bajista es el 70.25 realizado en los nueve meses, redondeado; el alcista es un spot que recupere cerca del nivel de 2025, con la prima del embalse ya más baja. El 78 del base es además el promedio de los tres años con dato, 82.4 de 2024, 91.4 de 2025 y 63.7 estimado para 2026, que da 79.2: un precio normalizado, no el de un año. Base: 129.5 / 8.5% + 5.7 de caja limpia − 5.3 de la transición tributaria = USD 1,524 MM, US$ 2.4878 por acción, CLP 2,451 al dólar de 985.14; redondeado a CLP 2,450.

El puente parte del valor sin redondear del análisis anterior, CLP 2,558, y llega a 2,451; las dos puntas se muestran redondeadas. Cada paso se calculó moviendo una sola variable sobre el escenario base.

5.5 Sensibilidad a la tasa

CLP por acción al dólar de 985.14, con la caja limpia y la corrección de transición en todos los casos. El rango del objetivo, 2,310 – 2,600, es el escenario base con la tasa entre 9.0% y 8.0%.

Lo que paga el precio de hoy: al 8.5% y con la tasa de régimen, CLP 2,701 equivalen a una utilidad normal de USD 142.8 MM: por ejemplo 2,450 GWh a 85.0 US$/MWh, o 2,671 GWh a 78. Es 44% más que la utilidad del ejercicio 2026 estimada y 25% más que la UDM. Visto al revés, con la utilidad base de USD 129.5 MM el precio implica un costo de capital de 7.7%, menos que el 9.0% que el mercado le cobra a la matriz por un negocio diversificado y líquido.

6. ¿Conviene invertir o aumentar a este precio?

No para abrir ni para aumentar; sí para mantener lo que se tenga, con sesgo negativo. El objetivo queda (9.3)% bajo el cierre y el dividendo esperado de 5.9% compensa casi dos tercios: el retorno total esperado es (3.4)%, dentro de la banda de mantener, pero cerca del borde: sobre CLP 2,750, 1.8% arriba del cierre, pasa a REDUCIR. Quien quiera estas centrales las tiene a la mitad de múltiplo, y con liquidez, en ENELGXCH.

A favor:

• Sigue sin deuda, repartiendo el 100% y convirtiendo utilidad en caja uno a uno.
• El agua volvió y el año va a cerrar sobre el volumen del escenario base: 2,483 GWh estimados contra 2,450.
• La rebaja de primera categoría sube la utilidad normal 5.5% de forma permanente.
• Si el spot recupera el nivel de 2025 con agua de la media histórica, el valor llega a CLP 3,190, +18.1%.

En contra:

• El precio que captura por MWh cayó (42.6)% en el trimestre y el año va bajo el supuesto del escenario bajista anterior.
• Paga 14.7x contra 7.5x del resto de su matriz, y el dividendo esperado baja a 5.9% desde el 8.36% que rindió el ejercicio 2025.
• La utilidad del ejercicio cerraría cerca de USD 99 MM, (29.6)% bajo 2025, con el riesgo sesgado a la baja por el spot de octubre.
• Liquidez: con una mediana de MM$ 7.2 por rueda, una posición de MM$ 20 son 2.8 ruedas, la presencia bajó a 10.6% y la ganancia de capital tributa porque el papel no califica al Art. 107.
• Desde el 20-oct-2025, primer cierre sin el dividendo de octubre de 2025, la acción cayó de CLP 2,949.5 a 2,701, (8.4)%, y pagó tres dividendos por US$ 0.2069 por acción (enero, mayo y octubre de 2026), cerca de CLP 190 al dólar de cada fecha límite: el retorno total ronda (2.0)%. ENELGXCH subió +26.8% solo en precio en el mismo período (CLP 465.16 a 589.93).

Zona de entrada: bajo CLP 2,350. Ahí el retorno total contra el objetivo, contando el dividendo esperado, supera 10%.

7. Catalizadores y riesgos

Catalizadores

1. Diciembre de 2026: segundo dividendo provisorio, hasta el 70% de la utilidad de enero-noviembre menos el primero, pagadero en enero de 2027 (política de la nota 18.3; el de 2025 se acordó el 19-dic-2025). Es la primera lectura de lo que dejó el deshielo.
2. Octubre a diciembre de 2026: el deshielo mismo. El cuarto trimestre de 2025 tuvo caudales bajos (memoria 2025), y el spot de octubre de 2026 viene en el piso.
3. Fines de febrero de 2027: EEFF anual 2026, con el efecto de la Ley 21.850 ya reconocido (unos MUS$ 4,423) y la utilidad del ejercicio cerrada, y propuesta del dividendo definitivo 2026. En 2026 las dos cosas fueron el 25-feb (nota 2.1 del EEFF 2025 y HR 3T-26).
4. Marzo o abril de 2027: junta de accionistas con el dividendo definitivo 2026 y la política de dividendos 2027 (nota 18.3; la de 2026 fue el 24-abr).
5. Cualquier momento: un contrato con cliente libre que baje la exposición al spot bajo 60% de las ventas de energía cambiaría la valoración entera.

Riesgos

1. Spot estructuralmente más bajo: el promedio de los nueve meses fue 52.25 US$/MWh contra 69.02 un año antes, y la causa es la entrada de solar y almacenamiento, no un ciclo.
2. La prima del embalse se sigue encogiendo: 1.34x el spot contra 1.47x, y el AR reconoce que la regulación del embalse es reducida.
3. Año seco otra vez: la generación UDM de 2,478 GWh sigue bajo la media de 2,741 GWh de 2008-2021 (memoria 2021).
4. Regulación: el AR advierte que el riesgo regulatorio puede cambiar las condiciones de venta, y sin contratos no hay nada que amortigüe. La Ley 21.833 del 31-jul-2026 (EEFF 3T-26, marco regulatorio, pág. 28) faculta a la Comisión Nacional de Energía para gestionar, hasta diciembre de 2027, un mecanismo voluntario de rebaja de precios de contratos a clientes regulados: Pehuenche no tiene esos contratos, pero su matriz sí.
5. Dólar: cada CLP 10 mueven el valor en CLP 24.9 por acción.
6. Gobierno y relacionadas: MUS$ 44,787 de caja prestados a Enel Chile, MUS$ 42,180 por pagar a relacionadas de los que 42,050 son a la matriz por un concepto que el EEFF no desglosa, y sin comité de directores.
7. Liquidez: la salida depende de que aparezca un comprador. La presencia que informa el sitio bajó de 12.2% (13-oct-2026) a 10.6% (28-oct-2026) y no hay market maker.

8. Triggers de re-rating