Central Puerto S A : 1T 2024 Comunicado de Resultados

1T24 Resultados Consolidados

Mayo 2024

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Central Puerto Resultados Consolidados del 1T24

Información de la acción:

New York Stock Exchange

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1 ADR = 10 acciones ordinarias

Bolsas y Mercados Argentinos

Símbolo de acciones: CEPU

Información de contacto:

Chief Financial Officer

Enrique Terraneo

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Buenos Aires, 10 de mayo - Central Puerto S.A. ("Central Puerto" o la "Compañía") (NYSE: CEPU), la mayor empresa de generación de energía del sector privado en Argentina, informa sus

resultados financieros consolidados correspondientes al Primer Trimestre de 2024 ("1T24"), finalizado el 31 de marzo de 2024.

Se llevará a cabo una conferencia telefónica para analizar los resultados del 1T24 el 13 de mayo de 2024 a las 11 a. m., hora del este (consulte los detalles a continuación). Toda la información proporcionada se presenta sobre una base consolidada, a menos que se indique lo contrario.

Los estados financieros al 31 de marzo de 2024,

•incluyen los efectos del ajuste por inflación, aplicando la NIC 29. En consecuencia, los estados financieros han sido expresados en términos de la unidad de medida corriente al final del período

sobre el que se informa, incluyendo las cifras financieras correspondientes. para períodos anteriores reportados para fines comparativos. Las comparaciones de crecimiento se refieren a los mismos períodos del año anterior, medidos en la unidad actual al final del período, a menos que se indique lo contrario. En consecuencia, la información incluida en los Estados Financieros por el período finalizado el 31 de marzo de 2024, no es comparable con los Estados Financieros previamente publicados por la empresa. Sin embargo, presentamos algunas cifras convertidas de pesos argentinos a dólares estadounidenses únicamente con fines comparativos. El tipo de cambio utilizado para la conversión de Pesos Argentinos a Dólares fue el tipo de cambio de referencia (Comunicación "A" 3500) informado por el Banco Central para dólares estadounidenses al cierre de cada período. La información presentada en dólares estadounidenses es para comodidad del lector únicamente y podrá diferir en que dicha conversión para cada período se realice al tipo de cambio aplicable al final del último período. No debe considerar estas traducciones como representaciones de que los montos en pesos argentinos realmente representan estos montos en dólares estadounidenses o podrían convertirse a dólares estadounidenses al tipo de cambio indicado.

Las definiciones y términos utilizados en este documento se proporcionan en el Glosario al final de este documento. Este comunicado no contiene toda la información financiera de la Compañía. Como resultado, los inversionistas deben leer este comunicado en conjunto con los estados financieros consolidados de Central Puerto al y por el período terminado el 31 de marzo de 2024, y las notas a los mismos, que estarán disponibles en el sitio web de la Compañía.

Resultados consolidados 1T24

A. Hechos relevantes y actualizaciones regulatorias

Resolución SE N°9/2024

El 8 de febrero de 2024, la Secretaría de Energía actualizó los precios de remuneración de la energía y potencia de las unidades de generación no comprometidas en un PPA. Los valores de remuneración aumentaron un 74% desde el 1 de febrero de 2024.

Estado de los pagos atrasados de CAMMESA

El 6 de mayo de 2024, la Secretaría de Energía emitió la Resolución SE N° 58/2024, que determinó el mecanismo de pago de los créditos comerciales devengados el 23 de diciembre, 24 de enero y 24 de febrero que aún se encuentran impagos. Dicho mecanismo de pago establece que luego de que cada generador determine con CAMMESA los saldos adeudados y se firme un acuerdo entre las partes, CAMMESA procederá con los pagos de la siguiente manera:

• Las cuentas por cobrar comerciales devengadas en diciembre de 2023 y enero de 2024 se pagarán diez mediante la entrega de un bono en dólares de la República Argentina (AE38) en valor nominal. Los montos nocionales se liquidarán utilizando el tipo de cambio de referencia informado por el Banco Central (Comunicación "A" 3500), a partir de la fecha de la firma.
• Las cuentas por cobrar comerciales devengadas en febrero de 2024 se pagarán con fondos disponibles en las cuentas bancarias de CAMMESA y transferencias realizadas por el Gobierno Nacional al Fondo de Estabilización.

La Compañía se encuentra analizando los impactos de la Resolución y evaluando todas las medidas necesarias que podrían tomarse para preservar sus derechos. A la fecha de la Resolución, de implementarse el mecanismo antes mencionado, la Compañía tendría una pérdida económica estimada de aproximadamente ARS 24.450 millones (USD 29 millones) sin incluir los intereses de mora.

Adquisición de participación en AbraSilver

El 22 de abril de 2024, nuestra filial Proener celebró un acuerdo de suscripción de acciones ordinarias con AbraSilver Resource Corp (una empresa canadiense listada en el mercado de valores canadiense) ("AbraSilver"), otorgando a Proener una participación del 4% en el capital social de AbraSilver, que es propietaria del proyecto de plata y oro Diablillos, ubicado en el noreste de Argentina. Por su parte, y en conjunto con Central Puerto, Kinross Gold Corporation, importante minera canadiense, (NYSE: KGC, TSX: K) también adquirió una participación del 4% en similares términos.

Resultados consolidados 1T24

B. Panorama del mercado argentino

La siguiente tabla muestra datos clave del mercado energético argentino para el 1T24 en comparación con el 4T23 y el 1T23.

	1T24	4T23	1T23	Δ % 1T24/1T23
Capacidad instalada (MW; EoP1)	43.873	43.773	43.278	1%
Térmica (MW)	25.448	25.437	25.533	(0%)
Hidroeléctrica (MW)	10.834	10.834	10.834	0%
Nuclear (MW)	1.755	1.755	1.755	0%
Renovable (MW)	5.836	5.747	5.156	13%
Capacidad instalada (%)	100%	100%	100%	N/A
Térmica	58%	58%	59%	(1 p.p.)
Hidroeléctrica	25%	25%	25%	0 p.p.
Nuclear	4%	4%	4%	0 p.p.
Renovable	13%	13%	12%	1 p.p.
Generación de energía (GWh)	39.285	34.865	38.629	2%
Térmica (GWh)	21.355	14.168	23.418	(9%)
Hidroeléctrica (GWh)	9.055	12.114	8.602	5%
Nuclear (GWh)	3.225	2.811	1.889	71%
Renovable (GWh)	5.650	5.772	4.720	20%
Generación de energía (%)	100%	100%	100%	N/A
Térmica	54%	41%	61%	(6 p.p.)
Hidroeléctrica	23%	35%	22%	1 p.p.
Nuclear	8%	8%	5%	3 p.p.
Renovable	14%	17%	12%	2 p.p.
Demanda de energía (GWh)	37.884	33.258	39.496	(4%)
Residencial	18.289	14.700	19.429	(6%)
Comercial	10.452	9.576	10.654	(2%)
Gran demanda industrial/comercial	9.143	8.982	9.413	(3%)
Demanda de energía (%)	100%	100%	100%	N/A
Residencial	48%	44%	49%	(1 p.p.)
Comercial	28%	29%	27%	1 p.p.
Gran demanda industrial/comercial	24%	27%	24%	0 p.p.

Fuente: CAMMESA; Datos de la compañia.

1. Al 31 de marzo de 2024.
2. Redondeado.

Resultados consolidados 1T24

Capacidad Instalada de Generación de Energía: Al cierre del primer trimestre de 2024 (1T24), la capacidad instalada del país alcanzó los 43.873 MW, lo que significa un aumento del 1% o 595 MW respecto a los 43.278 MW registrados al 31 de marzo de 2023. El crecimiento en capacidad se debió principalmente a: (i) la incorporación de 680 MW (+13%) procedentes de fuentes renovables, de los cuales 378 MW corresponden a parques eólicos, 290 MW a proyectos solares fotovoltaicos y 12 MW a plantas de biogás y (ii) una disminución neta de fuentes térmicas de 85 MW (-1%),que incluye +397 MW de ciclos combinados y un desmantelamiento de 345 MW y 137 MW en turbinas de gas y motores diésel, respectivamente. Todas estas cifras podrán incluir MW de nuevas instalaciones y adecuaciones y repotenciaciones.

Generación y demanda de energía: Durante el 1T24, la generación de energía aumentó 2% a 39.285 GWh, en comparación con los 38.629 GWh generados durante el 1T23. Si bien la fuente térmica continúa siendo la columna vertebral del sector eléctrico argentino, este tipo de generación cayó 9% año contra año (a/a) y su participación en la matriz energética disminuyó 6 p.p. a/a a 54%. Las centrales nucleares generaron un 71% más a/a mientras que su participación en la matriz energética fue del 8%, seguidas por las renovables (+20% de generación a/a) con una participación del 14% y la hidroeléctrica (+5% de generación a/a) con una participación del 23%.

La demanda del 1T24 cayó 4% respecto al 1T23, impulsada por una disminución del 6% en el consumo residencial. Pero a lo largo del trimestre, el comportamiento de la demanda y la oferta cambiaron como resultado de cambios en las temperaturas y condiciones específicas de las unidades de generación.

Durante enero de 2024 la demanda fue menor que el mismo mes del año anterior debido básicamente a una menor demanda residencial producto de las bajas temperaturas del período (la temperatura promedio para la zona Gran Buenos Aires + Litoral fue igual o inferior a 26,1° C, la media histórica de enero en el sistema interconectado). La demanda de los principales usuarios a través de los sistemas de distribución también fue menor como consecuencia de la débil actividad económica. La generación nuclear aumentó un 80% interanual, la hidroeléctrica un 42% interanual y las energías renovables un 21% interanual. El crecimiento de las fuentes nucleares e hidráulicas impulsó un menor despacho térmico (-17% a/a). Los altos niveles de oferta impulsaron las exportaciones durante el mes.

A finales de enero las temperaturas empezaron a subir. En febrero, la demanda creció un 8%, impulsada por un aumento del 12% en el consumo residencial (el 1 de febrero se registró un nuevo pico histórico de demanda eléctrica: 29.572 MW). La oferta hidroeléctrica comenzó a contraerse a mediados del trimestre, por lo que la demanda se cubrió con un aumento de la generación nuclear (+59% y/y), generación renovable (+12% y/y), generación hidroeléctrica (+8% y/y) y generación térmica (+8% y/y). Sin embargo, también se necesitaron importaciones.

Resultados consolidados 1T24

Durante marzo de 2024, la generación y la demanda fueron inferiores a las registradas en marzo de 2023 (-9% a/a y -15% a/a, respectivamente). El 1T23 en su conjunto fue excepcionalmente más cálido que el 1T24, especialmente marzo. Durante este mes, la generación nuclear aumentó un 73% a/a y las renovables un 26% a/a. Por otro lado, la generación hidroeléctrica disminuyó un 26% a/a y el despacho térmico disminuyó un 14% a/a.

Finalmente, cabe mencionar que el aumento de la generación nuclear a lo largo del trimestre se explicó básicamente por la reincorporación de la central Atucha II, la cual estuvo en parada de mantenimiento durante el 1T23. Esta central reanudó operaciones en agosto de 2023. Asimismo, el menor despacho térmico durante el 1T24 desencadenó un menor consumo de combustibles alternativos (-96% a/a de fuel oil y -83% a/a de diésel).

Demanda de energía por categoría (TWh)

Demanda Local de Energía (TWh)

Resultados consolidados 1T24

C . Central Puerto S.A.: Principales métricas operativas

La siguiente tabla establece métricas operativas clave del grupo Central Puerto para el 1T24, en comparación con el 4T23 y el 1T23:

		1T24		4T23		1T23			Δ %
						1T24/1T23
Generación de energía (GWh)		5.520		5.168		5.122			8%
Térmica	4.272	3.007	3.926		9%
Hidroeléctrica	807	1.678	847		(5%)
Eólica	358	410	349		3%
Solar	82	73	-			n.a.
Capacidad instalada (MW)		7.173		7.173		4.809			49%
Térmica	5.253	5.253	2.994		75%
Hidroeléctrica	1.441	1.441	1.441		0%
Eólica	374	374	374		0%
Solar	105	105	-			n.a.
Disponibilidad térmica (1)
Central Puerto - global		90%		82%		93%			(3%)
Central Puerto - standalone (2)		68%		73%		48%			20%
Central Puerto CC - standalone (3)		93%		92%		93%			0%
Central Puerto turbinas - standalone (4)		76%		79%		48%			28%
Producción de vapor (Ktn)		574		297		529			9%

Fuente: CAMMESA; Datos de la compañia.

1. El 22 de febrero de 2024 se publicó en el Boletín Oficial de la República Argentina, la solicitud presentada por Central Costanera para el desmantelamiento de las unidades de generación de vapor COSTTV04 y COSTTV06, por una capacidad instalada total de 120 MW y 350 MW, respectivamente.

Disponibilidad Térmica (%)

(1)(2)

(%)

Turbinas de Vapor y Gas

Resultados consolidados 1T24

Ciclos Combinados

1. Disponibilidad promedio ponderada por capacidad de potencia. No se consideran en el ratio los tiempos fuera de servicio por mantenimiento programado acordado con CAMMESA.
2. Las cifras de Central Costanera no consideran los valores de capacidad de potencia de las unidades de generación de vapor COSTTV04 y COSTTV06.

Durante el 1T24, la generación de energía operada por Central Puerto aumentó un 8% a 5,520 GWh, en comparación con los 5,122 GWh del 1T23.

Cabe señalar que este aumento incluye la consolidación de la energía generada por la planta solar Guañizuil II A (+82 GWh), adquirida en octubre de 2023, y Central Costanera (+714 GWh), adquirida a mediados de febrero de 2023.

En el 1T24, la generación hidroeléctrica de Piedra del Águila disminuyó 5% respecto a los niveles del 1T23, alcanzando 807 GWh desde 847 GWh, como resultado directo de un menor caudal y una tendencia decreciente de la demanda a lo largo del trimestre.

Respecto a las energías renovables, la generación de energía aumentó 26% en el 1T24 respecto al 1T23, explicado principalmente por los 82 GWh generados por la planta solar Guañizuil II A y por una mayor generación eólica producto del mayor recurso eólico durante el período, que representó un 3% de diferencia si se compara con el 1T23.

En cuanto a la generación térmica, aumentó un 9% en el 1T24 respecto al 1T23, básicamente como resultado de la adquisición de Central Costanera; la generación de este sitio representó el 54% de nuestra generación térmica total. Cabe mencionar el desempeño del Ciclo Combinado de Buenos Aires, que incrementó su generación en 78% (+73 GWh) respecto al 1T23, debido a un profundo programa de mantenimiento implementado (estas cifras tienen en cuenta que Central Costanera comenzó a ser operada por Central Puerto a mediados de febrero de 2023). Esto fue parcialmente compensado por un menor despacho y disponibilidad de algunas unidades.

Finalmente, la producción de vapor aumentó 9% durante el 1T24, explicado por un aumento de 2% en la planta de cogeneración de San Lorenzo y un aumento de 16% en Luján de Cuyo. El crecimiento en este último caso se explica básicamente por una mayor disponibilidad de turbinas de gas (el mantenimiento finalizó a mediados de 2023, lo que mejoró enormemente el rendimiento operativo desde entonces).

Resultados consolidados 1T24

D. Análisis de Resultados Consolidados del 1T24

Aviso importante: Los resultados presentados para el 1T24 están afectados positiva o negativamente, según el caso, por un efecto no monetario, dado por el hecho de que las tasas de inflación fueron mayores que las tasas de depreciación de la moneda durante el trimestre. Dado que la moneda funcional de Central Puerto es el peso argentino, nuestros Estados Financieros están sujetos al ajuste por inflación, mientras que las cifras de la Compañía se convierten a dólares estadounidenses utilizando el tipo de cambio oficial de fin de período. Por tanto, dada la significativa disparidad entre la inflación y la devaluación del periodo, podría afectar a la

Principales magnitudes financieras de las operaciones continuadas (1)

Principales cifras financieras	1T24	4T23	1T23	Δ %
(cifras no auditadas en millones de US$)	1T24/1T23
Ingresos de Actividades Ordinarias	150	98	130	15%
Ganancia Operativa	84	202	98	(14%)
EBITDA	111	227	126	(12%)
EBITDA Ajustado	84	45	76	10%
Ganancia Neta del Ejercicio	32	156	1	5061%
Cuentas por Cobrar FONI	246	254	298	(18%)
Deuda Total	432	415	415	4%

1. El tipo de cambio utilizado para convertir pesos argentinos a dólares estadounidenses es el tipo de cambio de referencia informado por el Banco Central (Comunicación "A" 3500) al 31 de marzo de 2024 (AR$857,42 por US$1,00).
2. Consulte "Descargo de responsabilidad: EBITDA y EBITDA ajustado" en la página 18 para obtener más información.

Durante el 1T24, los ingresos totalizaron US$150 millones aumentando 15% frente a US$130 millones en el 1T23.

Desglose de los Ingresos de Actividades Ordinarias consolidados	1T24	4T23	1T23	Δ %
(cifras no auditadas en millones de US$)	1T24/1T23
	150	98	130	15%
Ventas Spot	73	48	64	14%
Ventas bajo Contratos	65	43	56	16%
Venta de Vapor	6	4	6	(2%)
Ingresos por Actividad Forestal	4	2	1	229%
Reventa de capacidad de transporte y distribución de gas	0	0	1	(45%)
Ingresos por gestión de centrales térmicas CVO	2	1	2	(17%)

Resultados consolidados 1T24

Esto se debió principalmente a una combinación de:

1. Un aumento de 14% o US$9 millones en las ventas de energía Spot/Legacy que ascendieron a US$73 millones en el 1T24 en comparación con los US$64 millones en el 1T23, impulsado por una combinación de la consolidación de los ingresos de Central Costanera que contribuyó con ventas de US$24 millones, parcialmente compensado por una menor remuneración medida en dólares y un menor despacho de algunas unidades (térmicas ex Central Costanera).
2. Un aumento de 16% o US$9 millones en las ventas bajo contrato, que totalizaron US$65 millones en el 1T24 comparado con US$56 millones en el 1T23, explicado principalmente por la reciente adquisición del parque solar Guañizuil II A, que contribuyó con ventas por US$4 millones en el trimestre, y mayores ventas de unidades de cogeneración. Las ventas de parques eólicos aumentaron ligeramente debido al mayor recurso eólico.
3. Un aumento de 229% o US$3 millones en los ingresos forestales como resultado de la adquisición del grupo EVASA en mayo de 2023.
4. Un efecto positivo no monetario sobre la brecha entre la devaluación de la moneda y la inflación.

El costo operativo, excluyendo depreciación y amortización, en el 1T24 ascendió a US$59 millones, aumentando un 14% o US$7 millones en comparación con los US$52 millones en el 1T23.

Los costos de producción aumentaron principalmente debido a: (i) mayores compensaciones a los empleados; (ii) compras de energía y potencia; (iii) gastos de mantenimiento y (iv) consumo de materiales y repuestos, todos impulsados por la adquisición de CECO. Los costos de producción también se vieron afectados negativamente por un efecto no monetario en la brecha entre la devaluación de la moneda y la inflación.

Además, los gastos de venta, generales y administrativos, excluyendo depreciaciones y amortizaciones, aumentaron un 34% o US$4 millones en el trimestre. básicamente como resultado de: (i) mayores remuneraciones a los empleados, (ii) honorarios y compensaciones por servicios e impuestos, todo impulsado por la adquisición de CECO. Como se indicó anteriormente, el efecto no monetario sobre la brecha entre la devaluación de la moneda y la inflación también impulsó los gastos de venta, generales y administrativos.

Resultados consolidados 1T24