Engie Energia Chile S A : Press Release EECL 1Q24 Español

2 de mayo de 2024

ENGIE ENERGIA CHILE REPORTÓ UN EBITDA DE US$138 MILLONES Y UNA UTILIDAD NETA DE US$46 MILLONES EN EL PRIMER TRIMESTRE DE 2024.

EL EBITDA ALCANZÓ US$138,3 MILLONES EN EL PRIMER TRIMESTRE DEL AÑO LO QUE REPRESENTA UNA RECUPERACIÓN DE 36% CON RESPECTO AL PRIMER TRIMESTRE DE 2023. ESTE TRIMESTRE SE HA CARACTERIZADO POR BAJOS COSTOS MARGINALES, ACOMPAÑADOS DE MENORES COSTOS DE GENERACIÓN, DEBIDO AL MENOR PRECIO DE LOS COMBUSTIBLES A NIVEL MUNDIAL, LO QUE SE HA TRADUCIDO EN UN MEJOR RESULTADO OPERACIONAL.

• Los ingresos operacionales alcanzaron los US$442,7 millones en el primer trimestre de 2024, disminuyendo un 25% con respecto al primer trimestre del año anterior, producto de menores precios promedio monómicos, tanto de clientes no regulados como regulados.
• El EBITDA del primer trimestre del año 2024 llegó a los US$138,3 millones, un aumento de 36% en comparación con el primer trimestre del año anterior. Esto se debió principalmente a la recuperación en el margen eléctrico.
• En el primer trimestre, el resultado neto fue una utilidad de US$46,1 millones, versus una utilidad de US$19,7 millones en el primer trimestre del año anterior. Lo anterior se explica por un mejor desempeño operacional.

Resumen de resultados (En millones de US$)

	1T23	1T24	Var %
Total ingresos operacionales	587,8	442,7	-25%
Ganancia operacional	57,3	103,3	n.a
EBITDA	102,0	138,3	36%
Margen EBITDA	17,3%	31,2%	80,0%
Total resultado no operacional	(30,3)	(39,9)	n.a
Ganancia después de impuestos	19,7	46,1	134%
Ganancia atribuible a los controladores	19,7	46,1	134%
Ganancia (pérdida) por acción (US$/acción)	0,019	0,044
Ventas de energía (GWh)	2.938	3.142	7%
Generación neta de energía (GWh)	1.555	1.240	-20%
Compras de energía al mercado spot (GWh)	552	935	69%
Compras de energía bajo contrato (GWh)	800	986	23%

ENGIE ENERGÍA CHILE S.A. ("EECL") participa en la generación, transmisión y suministro de electricidad y en el transporte de gas natural en Chile. EECL es el cuarto mayor generador de electricidad de Chile y uno de los actores más relevantes en la zona norte del SEN (ex SING). Al 31 de marzo de 2024, mantenía un 7% de la capacidad de generación instalada del SEN. La firma provee electricidad directa y primordialmente a grandes clientes mineros e industriales y también cubre las necesidades de suministro de electricidad de compañías distribuidoras a lo largo del país. Actualmente, las acciones de EECL pertenecen en un 59,99% a ENGIE S.A. El 40,01% restante se transa públicamente en la Bolsa de Comercio de Santiago. Para mayor información, por favor diríjase a www.engie-energía.cl.

Índice
HECHOS DESTACADOS	3
HECHOS POSTERIORES	3
PRIMER TRIMESTRE DE 2024	3
ANTECEDENTES GENERALES	4
Costos Marginales SEN	4
Generación	6
ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS FINANCIEROS	7
Primer trimestre de 2024 comparado con el cuarto trimestre de 2023 y primer trimestre de 2023	7
Ingresos operacionales	7
Costos operacionales	8
Margen Eléctrico	10
Resultado operacional	10
Resultados financieros	11
Ganancia neta	11
Liquidez y recursos de capital	12
Flujos de caja provenientes de la operación	12
Flujos de caja usados en actividades de inversión	13
Flujos de caja provenientes de actividades de financiamiento	13
Obligaciones contractuales	14
Política de dividendos	16
Política de Gestión de Riesgos Financieros	17
Riesgos inherentes al negocio y exposición a las fluctuaciones de precios de
combustibles	18
Riesgo de tipos de cambio de monedas	19
Riesgo de tasa de interés	20
Riesgo de crédito	21
Estructura de Propiedad de la Compañía al 31 DE MARZO DE 2024	23
ANEXO 1	24
ESTADÍSTICAS FÍSICAS Y ESTADOS FINANCIEROS TRIMESTRALES RESUMIDOS	24
Ventas Físicas	24
Balance 26
Principales Variaciones del Balance General	26
ANEXO 2	29
INDICADORES FINANCIEROS	29
CONFERENCIA TELEFÓNICA 3M24	31

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HECHOS DESTACADOS

HECHOS POSTERIORES

• Junta de Accionistas: En la Junta Ordinaria de Accionistas de ENGIE Energía Chile S.A. celebrada el martes
  30 de abril de 2024, se adoptaron los siguientes acuerdos:
• 1. No distribuir dividendos con cargo al ejercicio 2023.
  2. Elegir como directores titulares y suplentes a las personas que a continuación se indican

• • c) Designar como empresa de auditoría externa para el ejercicio 2024 a la firma EY Servicios Profesionales de Auditoria y Asesorías SpA.

  • En tanto, el Directorio de la Sociedad, en su sesión celebrada con fecha 30 de abril, acordó: a) Designar como Presidente del Directorio a don Pascal Renaud. b) Designar como integrantes del Comité de Directores constituido de conformidad con lo dispuesto en el artículo 50 bis de la Ley 18.046, a doña María Carolina Schmidt Zaldívar, don Cristián Eyzaguirre Johnston y doña Joanna Davidovich Gleiser, todos ellos en calidad de directores independientes.
• Financiamiento: Con fecha 17 de abril de 2024, EECL completó una emisión de bonos en mercados internacionales, por un monto total de USD 500.000.000, conforme a las normas de la Regla "144-A" (Rule 144-A) y de la Regulación "S" (Regulation S) ambas de la ley de valores de los Estados Unidos de América
  (U.S. Securities Act of 1933). Los bonos contemplan un plazo de 10 años y una tasa de interés cupón de 6,375%. Los intereses se pagarán semestralmente, comenzando el día 17 de octubre de 2024 y el capital se amortizará en una sola cuota el día 17 de abril de 2034. Las obligaciones emanadas de los Bonos no se encontrarán caucionadas con garantías de ninguna especie. Asimismo, de conformidad con la normativa aplicable, los bonos no serán objeto de registro ante la Securities and Exchange Commission de los Estados Unidos de América ni ante la CMF y, en consecuencia, no serán objeto de oferta pública ni en los Estados Unidos de América ni en la República de Chile. Se trata de la primera emisión de bonos verdes en el mercado internacional de la compañía para financiar proyectos de energía renovable y de almacenamiento.
• En abril de 2024 Engie Energía Chile anunció su quinto proyecto de almacenamiento denominado "BESS Tocopilla", el que contará con una capacidad instalada de 116 MW/660 MWh,. La iniciativa se ubicará donde operaban antiguamente unidades a carbón y fuel oil, dándole una nueva vida al sitio y, al mismo tiempo, contribuyendo a la flexibilidad y seguridad tanto del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) como del portafolio de
  ENGIE.

PRIMER TRIMESTRE DE 2024

• BESS Coya obtuvo la autorización por parte del Coordinador Eléctrico Nacional para iniciar su operación comercial durante este primer trimestre. Este sistema de almacenamiento por baterías tiene una capacidad instalada de 139 MW/638 MWh y permite almacenar la energía generada por la Planta Solar Coya, ubicada en

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María Elena, región de Antofagasta. Es el mayor parque de baterías de almacenamiento de energía en América Latina a la fecha. BESS Coya cuenta con 232 contenedores que se reparten uniformemente en los 58 inversores de la planta solar. Permite suministrar energía durante 5 horas, lo que equivale a una entrega de 200 GWh en promedio al año. Además, cumple un rol fundamental en el medio ambiente, dado que permite suministrar energía verde a alrededor de 100 mil hogares, evitando emitir 65.642 toneladas de CO2 al año.

• En enero de 2024, la empresa monetizó documentos de pago emitidos por la Tesorería General de la República conforme a la segunda ley de estabilización de precios a clientes regulados (ley MPC o "PEC-2"), bajo los mecanismos acordados con el Banco Interamericano de Desarrollo, por un valor de US$9,6 millones.

ANTECEDENTES GENERALES

Los sistemas interconectados Central y del Norte Grande, operaron aisladamente hasta el 24 de noviembre de 2017, en que gracias a la entrada en operación comercial del proyecto TEN que pertenece en un 50% a la Compañía, se verificó la interconexión entre ambos sistemas eléctricos, configurándose el SEN - Sistema Eléctrico Nacional. ENGIE Energía Chile (en adelante EECL) posee la mayor parte de su capacidad instalada de generación en la zona norte del SEN (ex SING), donde se concentra una porción significativa de la industria minera del país. Dadas sus características geográficas, el sistema interconectado de la zona norte se trata de un sistema termoeléctrico con generación a base de carbón, gas natural y petróleo diésel, con una creciente penetración de energías renovables, incluyendo energía solar, eólica, geotérmica y sistemas de almacenamiento. Estos últimos buscan contrarrestar la intermitencia en la producción de energía renovable, así como desacoples y vertimiento de dicha energía por limitaciones en los sistemas de transmisión. A partir de 2018, EECL comenzó su diversificación geográfica con la adquisición de activos de generación renovable en otras regiones del país y con el inicio de contratos de suministro con distribuidoras en la región centro-sur. La entrada en operaciones de la interconexión de los sistemas a fines de noviembre de 2017, y la entrada en operaciones del Proyecto de Interconexión Cardones- Polpaico de InterChile, el 30 de mayo de 2019, permitió que se acoplaran las barras de las distintas localidades del sistema, disminuyendo el vertimiento de energía renovable que no lograba ser inyectada al sistema por la insuficiencia de la infraestructura de transmisión. Sin embargo, la mayor velocidad de instalación de proyectos de energía renovable en los últimos años ha copado la capacidad de la infraestructura de transmisión, haciendo necesaria una expansión de ésta para impedir el vertimiento de energía renovable.

Costos Marginales SEN

2023		Real (Promedio mensual por nudo)
Actual	Crucero	Polpaico		Charrua	P. Montt	Temuco
Ene		96	94	91	197	89
Feb		114	114	110	215	107
Mar		106	133	132	207	128
Abr		109	133	132	160	130
May		106	123	123	138	118
Jun		93	104	102	90	88
Jul		60	59	56	48	47
Ago		54	52	48	36	36
Sep		53	50	46	32	33
Oct		44	41	33	35	27
Nov		41	33	25	20	20
Dec		47	41	34	49	28
YTD		77	81	78	102	71

2024		Real (Promedio mensual por nudo)
Actual	Crucero	PAN DE AZUC Polpaico	Charrua		P. Montt
Ene	42	40	41	37	79
Feb	54	51	53	50	108
Mar	51	49	49	47	60
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dec
YTD	49	47	48	45	83

Fuente: Coordinador Eléctrico Nacional.

En el primer trimestre el costo marginal promedio del sistema fue de 54 USD/MWh. En la zona norte fue de 49 USD/MWh, 47 USD/MWh en el centro y 83 USD/MWh en el sur.

En términos generales, las lluvias durante el invierno de 2023 provocaron un aumento relevante de las cotas de los embalses y el volumen de nieve acumulada, lo que se refleja en el pronóstico de deshielos de noviembre de 2023 emitido por el CEN. Adicionalmente, los precios de combustibles han mostrado una tendencia a la baja en los últimos meses de 2023, lo que junto con la mayor oferta de generación por la entrada de nuevas centrales renovables, ha significado una disminución de los costos marginales desde mediados de 2023.

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Precios de Combustibles

				Índices de Precios Internacionales de Combustibles
		WTI			Brent			Henry Hub	Carbón Europeo (API 2)
		(US$/Barril)		(US$/Barril)		(US$/MMBtu)		( US$/Ton)
	2023	2024 % Variación	2023	2024 % Variación	2023	2024 % Variación	2023	2024 % Variación
			Año c/A			Año c/A			Año c/A			Año c/A
Enero	84,3	74,1	-5%	86,2	80,2	-2%	4,32	3,17	0%	167,2	106,1	-37%
Febrero	95,8	77,8	1%	96,6	83,8	1%	4,75	1,67	-30%	194,5	95,8	-31%
Marzo	107,9	81,3	12%	116,2	85,4	10%	4,99	1,49	-34%	325,3	114,4	-17%
Abril	101,9			104,5			6,50			319,3
Mayo	111,5			114,3			8,24			328,1
Junio	114,3			122,4			7,46			352,9
Julio	101,2			111,6			7,37			389,0
Agosto	93,7			100,7			8,76			364,9
Septiembre	85,4			89,5			7,73			328,5
Octubre	87,6			93,3			5,69			267,9
Noviembre	82,8			89,9			5,45			213,6
Diciembre	76,0			80,3			5,52			227,9

Al comparar el año 2024 con 2023 podemos observar que continúa la tendencia a la baja en los precios internacionales de los combustibles, como se muestra en el cuadro anterior.

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Generación

Los siguientes gráficos presentan un detalle de la generación eléctrica en el SEN por tipo de combustible y por empresa durante el primer trimestre de 2023 y 2024:

3M23: Generación por fuente	3M24: Generación por fuente
	otros	carbón	otros	carbón
	4%	4%
	17%
Gas			16%
		Gas
24%			16%
20.837 GWh	21.671 GWh
		renovable		renovable
hydro		35%	hydro	36%
20%			28%

3M23: Generación por empresa	3M24: Generación por empresa
	ENGIE		ENGIE
	6%		6%
Colbún		Colbún
16%		15%
	Otros		Otros
	43%		44%
AES	20.837 GWh	AES	21.671 GWh
11%		8%
	Enel		Enel
	24%		27%

Fuente: Coordinador Eléctrico Nacional.

La demanda máxima durante el año 2024 se registró el 31 de enero, alcanzando 12.190,5 MWh/h, un 5,6% mayor al registro de 2023. Las ventas acumuladas a marzo de 2024 alcanzaron los 20.138 GWh, mostrando un incremento de 3,5% en ventas a clientes libres y de 2,7% en el segmento de clientes regulados respecto del año 2023.

Respecto a la generación renovable, la energía solar presentó un incremento de 14% y la eólica de 7% respecto al año 2023. A fines de marzo de 2024, el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) poseía 35.338 MW de capacidad instalada (potencia máxima bruta) para generar energía eléctrica, de los cuales 16.533,2 MW, o un 46,8%, correspondían a centrales de Energía Renovable No Convencional (ERNC, clasificadas según la Ley 20.257).

En cuanto a la situación hídrica para el SEN, las características del año hidrológico abr23 - mar24, al cierre de marzo, muestran que la probabilidad de excedencia alcanzó un 59,4% (año del tipo medio-seco).

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ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS FINANCIEROS

El siguiente análisis está basado en estados financieros consolidados no auditados, preparados en dólares norteamericanos de acuerdo a IFRS, para los trimestres finalizados el 31 de marzo de 2024 y el 31 de marzo de 2023. Este análisis debe ser leído en conjunto con los estados financieros y sus notas respectivas publicadas por la Comisión para el Mercado Financiero (www.cmfchile.cl).

Resultados de las operaciones

Primer trimestre de 2024 comparado con el cuarto trimestre de 2023 y primer trimestre de 2023

Ingresos operacionales

	Información Trimestral (en millones de US$)
		1T23		4T23		1T24	% Variación
Ingresos de la operación	Monto	% del total	Monto	% del total	Monto	% del total	Trim. c/T Año c/A.
Ventas a clientes no regulados………………..	228,6	43%	209,2	48%	194,4	48%	-7%	-15%
Ventas a clientes regulados…………………..	249,6	47%	171,5	40%	190,6	47%	11%	-24%
Ventas al mercado spot………….….………….	53,5	10%	51,6	12%	17,3	4%	-67%	-68%
Total ingresos por venta de energía y potencia	531,8	90%	432,4	91%	402,2	91%	-7%	-24%
Ventas de gas..………………	25,6	4%	13,2	3%	7,2	2%	-45%	-72%
Otros ingresos operacionales………………….	30,4	5%	31,2	7%	33,3	8%	7%	10%
Total ingresos operacionales……………..	587,8	100%	476,8	100%	442,7	100%	-7%	-25%
Estadísticas físicas (en GWh)
Ventas de energía a clientes no regulados (1)…….	1.655	56%	1.783	58%	1.745	56%	-2%	5%
Ventas de energía a clientes regulados…….	1.252	43%	1.220	40%	1.374	44%	13%	10%
Ventas de energía al mercado spot……………..	31	1%	47	2%	22	1%	-53%	-28%
Total ventas de energía…………………….	2.938	100%	3.050	100%	3.142	100%	3%	7%
Precio promedio monómico realizado clientes no
regulados (U.S.$/MWh)(1)	138,1		117,4		111,4		-5%	-19%
Precio promedio monómico realizado clientes
regulados(U.S.$/MWh) (2)	199,4		140,6		138,7		-1%	-30%

En el primer trimestre de 2024, los ingresos por ventas de energía y potencia alcanzaron los US$402,2 millones, disminuyendo un 24% (US$129,6 millones) con respecto al mismo trimestre del año anterior. Esta caída se explica por menores precios promedio monómicos, tanto de clientes no regulados como regulados.

La caída en las tarifas a clientes regulados responde a disminuciones en los índices de inflación y en los precios de combustibles utilizados en las fórmulas de indexación de los contratos que se reflejan en este trimestre.

Respecto al trimestre inmediatamente anterior, los ingresos por ventas de energía y potencia disminuyeron un 7% (US$37,1 millones), debido a menores volúmenes de venta a clientes regulados y caídas en los precios promedio monómicos, tanto de clientes no regulados como regulados.

En cuanto a la ventas de energía al mercado spot, cabe notar que éstas incluyen en los periodos comparativos las inyecciones de energía por la Central Kelar de BHP bajo un contrato de maquila con combustible proporcionado por EECL, lo que explica el aumento de esta partida. En el primer trimestre de 2024, no hay contrato de maquila, en tanto las ventas físicas al mercado spot fueron de 22 GWh.

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Durante el primer trimestre, las ventas de gas disminuyen debido a la caída en volumen de ventas y menores precios. Por su parte, los otros ingresos operacionales están compuestos por peajes de transmisión, que a partir de 2018 consideran el cargo único, partidas de servicios varios (portuarios, de mantención, etc.) y venta de combustibles a terceros.

Costos operacionales

Información Trimestral (en millones de US$)

Costos de la operación Combustibles………………………………….

Costo de compras de energía y potencia al mercado spot…..

Depreciación y amortización en el costo de ventas

Otros costos directos de la operación Total costos directos de ventas……..

Gastos de administración y ventas………….

Depreciación y amortización en el gasto de administración y ventas………

Otros ingresos/costos de la operación… Total costos de la operación...…………

Estadísticas físicas (en GWh) Generación bruta de electricidad…………….

Carbón……………………………………..

Gas…………………………………………

Petróleo diesel y petróleo pesado..……..

Hidro/Solar/Eólico…………...………….

Bess Total generación bruta…………………

Menos Consumos propios...…………….

Total generación neta………………….

Compras de energía en el mercado spot…….

Compras de energía bajo contrato ….

Total energía disponible para su venta antes de pérdidas de transmisión..…….

1T23	4T23	1T24	% Variación
Amount	% of total	Monto	% del total	Monto	% del total	Trim. c/T	Año c/A
(177,3)	33%	(99,1)	33%	(81,6)	24%	-18%	-54%
(219,4)	41%	(182,7)	41%	(157,6)	46%	-14%	-28%
(43,4)	8%	(44,3)	8%	(34,1)	10%	-23%	-21%
(83,5)	16%	(95,7)	16%	(59,8)	18%	-37%	-28%
(523,5)	99%	(421,8)	99%	(333,1)	98%	-21%	-36%
(8,8)	2%	(13,8)	2%	(10,6)	3%	-24%	20%
(1,3)	0%	(1,0)	0%	(0,9)	0%	-14%	-30%
3,1	-1%	5,4	-1%	5,1	-2%
(530,5)	100%	(431,3)	100%	(339,4)	100%	-21%	-36%
351	22%	433	22%	495	38%	14%	41%
850	53%	205	53%	413	32%	101%	-51%
7	0%	0	0%	0	0%	-67%	-100%
407	25%	415	25%	343	26%	-17%	-16%
				51	4%	-	-
1.615	100%	1.054	100%	1.303	100%	24%	-19%
(61)	-4%	(53)	-4%	(63)	-5%	18%	4%
1.555	53%	1.000	53%	1.240	39%	24%	-20%
552	19%	1.299	19%	935	30%	-28%	69%
800		966		986	31%	2%	23%
2.906	100%	3.265	100%	3.161	100%	-3%	9%

La generación bruta de electricidad se redujo en un 19% con respecto al mismo trimestre del año anterior y aumentó un 24% con respecto al trimestre anterior. Se registró una mayor generación a carbón en comparación con ambos períodos debido principalmente al orden de mérito. Hubo una mayor generación con gas en comparación con el cuarto trimestre de 2023 producto de la mayor disponibilidad de este combustible, incluyendo gas argentino; sin embargo, la generación con gas disminuyó comparado con el primer trimestre de 2023. La generación renovable fue menor en comparación con el primer y el cuarto trimestre de 2023, en parte debido al vertimiento causado por restricciones de transmisión, en tanto se apreció el aporte de BESS en nuestra matriz de generación, representando un 4% de nuestra generación neta en el trimestre.

La generación renovable disminuyó en este periodo, respecto al cuarto trimestre de 2023 (17%) por menor generación solar, eólica e hidráulica. Los parques renovables que han ingresado al portafolio de Engie a la fecha incluyen (i) el Parque Eólico Calama (151,2 MW) a fines de 2021, (ii) el parque fotovoltaico Tamaya (114MWac), con inicio de operación comercial en enero de 2022, (iii) los parques fotovoltaicos Capricornio (88 MWac), con inyecciones a partir de abril de 2022, y Coya (180 MWac), a partir de agosto 2022, así como (iv) la incorporación de los parques eólicos San Pedro a mediados de diciembre de 2022.

En el primer trimestre de 2024, BESS Coya obtuvo la autorización por parte del Coordinador Eléctrico Nacional para iniciar su operación comercial. Este sistema de almacenamiento por baterías tiene una capacidad instalada de 139 MW/638 MWh y permite almacenar la energía generada por la Planta Solar Coya, ubicada en María Elena, región de Antofagasta.

El ítem de costo de combustibles presentó una disminución de 54% con respecto al mismo trimestre del periodo anterior producto tanto de los menores precios de combustibles como de la menor generación propia. Con

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respecto al cuarto trimestre de 2023, el costo de combustibles se redujo en un 18%, debido a la reducción que han experimentado los precios de combustibles.

El ítem 'Costo de compras de energía y potencia en el mercado spot' disminuyó respecto a los periodos anteriores, fundamentalmente por los menores costos marginales o precios spot promedio, aun cuando los volúmenes de energía comprada en el mercado spot aumentaron significativamente en este periodo, en comparación con el primer trimestre de 2023, así como también lo hicieron las compras de energía bajo contratos de respaldo con otros generadores. Éstas llegaron a 986 GWh en el trimestre en comparación con 800 GWh en el mismo trimestre del año anterior. En el primer trimestre de 2024, se observó una disminución del aporte hídrico, menor generación solar y eólica. El costo del carbón continuó bajando debido a la normalización de precios desde los altos niveles observados a fines de 2022 y principios de 2023 y al consumo gradual de los inventarios comprados a precios altos en el segundo semestre de 2022.

El ítem de otros costos directos de la operación incluye, entre otros, peajes de transmisión, remuneración de personal en planta, costos de operación y mantención (servicio de terceros), primas de seguros y costos de ventas de combustibles. Estos costos aumentaron respecto al trimestre anterior principalmente por mayores bonos, indemnizaciones y mantenimientos.

Los gastos de administración y ventas (excluyendo su depreciación), muestran un aumento en comparación con el primer trimestre de 2023 y una disminución respecto al periodo anterior, principalmente por menores asesorías y servicios de terceros.

Los otros ingresos/costos de la operación están constituidos por venta de agua, recuperaciones, cargo único, provisiones e ingresos varios, además del reconocimiento de la participación en la utilidad neta reportada por TEN que fue de US$0,8 millones en el trimestre.

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Margen Eléctrico

Información Trimestral (en millones de US$)
		2023				2024
	1T23	2T23	3T23	4T23	2023	1T24
Margen Eléctrico
Total ingresos por ventas de energía y potencia……	531,8	552,3	469,5	432,4	1.986,0	402,2
Costo de combustible…………………..	(177,3)	(194,2)	(120,7)	(99,1)	(591,3)	(81,6)
Costo de compras de energía y potencia al mercado spot…	(219,4)	(224,3)	(189,2)	(182,7)	(815,6)	(157,6)
Utilidad bruta del negocio de generación …	135,1	133,8	159,6	150,6	579,1	163,0
Margen eléctrico	25%	24%	34%	35%	29%	41%

En el primer trimestre de 2024, el margen eléctrico, o utilidad bruta del negocio de generación, mostró una recuperación de US$27,9 millones con respecto al mismo trimestre del año anterior, aumentando en términos porcentuales de un 25% a un 41% de los ingresos por ventas de energía y potencia. Esto se debió a la reducción en los costos de combustibles, así como también a menores costos de las compras al mercado spot, que en su conjunto representaron una caída de 40%, mientras que hubo una disminución en los ingresos por ventas de energía y potencia de un 24%.

En tanto, respecto al cuarto trimestre de 2024, hubo un aumento de US$12,4 millones en la utilidad bruta del negocio, pasando, de un margen porcentual de 35% a 41%. Hubo menores ingresos por ventas de energía y potencia (US$30,2 millones) por la caída de los precios medios de la energía vendida debido a la disminución en los principales indexadores de tarifas (CPI y precios del gas y del carbón). Además se observó un menor costo, tanto de combustibles (US$17,56 millones) explicado por la caída de precios, como de compras de energía y potencia en el mercado spot (US$25,1 millones), principalmente debido a los menores volúmenes de compra en el sistema.

Resultado operacional

Información Trimestral (en millones de US$)
EBITDA	1T23			4T23			1T24		% Variación
	Monto	%		Monto	%		Monto	%	Trim. c/T	Año c/A
Total ingresos de la operación	587,8	100%	476,8	100%	442,7		100%	-7%	-25%
Total costo de ventas	(523,5)	-89%		(421,8)	-89%		(333,1)		-75%	-21%	-36%
Ganancia bruta………………………….	64,3	11%	55,0	11%	109,6		25%	99%	71%
Gastos de administración y ventas y Otros ingresos
de la operación	(7,0)	-1%		(9,4)	-1%		(6,3)		-1%	-33%	-10%
Ganancia Operacional….……………….	57,3	10%	45,5	10%	103,3		23%	127%	80%
Depreciación y amortización…………………..	44,7	8%		45,4	8%		35,0		8%	-23%	-22%
EBITDA…………….….……………….	102,0	17,3%	90,9	17,3%	138,3		31,2%	52%	36%

El EBITDA del primer trimestre de 2024 llegó a US$138,3 millones, un aumento de 52% con respecto al trimestre anterior, y de 36% con respecto al primer trimestre de 2023, debido principalmente a la recuperación en el margen eléctrico comentada en el párrafo anterior.

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