ANÁLISIS RAZONADO DE

LOS ESTADOS FINANCIEROS

CONSOLIDADOS

Al 30 de Septiembre de 2023

3º TRIMESTRE 2023

Conference Call

Resultados 3T23

Fecha: Viernes 3 de Noviembre 2023

Hora: 11:00 AM Eastern Time 12:00 PM Chilean Time

USA: +1 718 866 4614

Chile: +562 2840 1484

Event Link:

https://mm.closir.com/slides?id=106945

SINÓPSIS DEL PERÍODO

3

GENERACIÓN Y VENTAS FÍSICAS

5

Generación y Ventas Físicas Chile

5

Generación y Ventas Físicas Perú

7

ANÁLISIS DEL ESTADO DE RESULTADOS

8

Análisis Resultado Operacional Chile

9

Análisis Resultado Operacional Perú

10

Análisis de Ítems No Operacionales Consolidado

11

ANÁLISIS DEL BALANCE GENERAL CONSOLIDADO

12

INDICADORES FINANCIEROS CONSOLIDADOS

14

ANÁLISIS DE FLUJO DE EFECTIVO CONSOLIDADO

16

ANÁLISIS DEL ENTORNO Y RIESGOS

17

Perspectivas de mediano plazo Chile

17

Perspectivas de mediano plazo Perú

18

Plan de crecimiento y acciones de largo plazo

18

Gestión de riesgo

21

Contacto Relación con Inversionistas:

Miguel Alarcón V.

Federico Urgelles L.

Macarena Güell M.

malarcon@colbun.cl

furgelles@colbun.cl

mguell@colbun.cl

+ (56) 2 24604394

+ (56) 2 24604000

+ (56) 2 24604084

2

Los Ingresos de actividades ordinarias del tercer trimestre del año 2023 (3T23) ascendieron a US$493,8 millones, aumentando un 1% respecto a los ingresos registrados el tercer trimestre del año 2022 (3T22), debido principalmente a (1) un mayor precio promedio de venta tanto a clientes libres como regulados en Chile, como resultado de la variación positiva de indexadores en dichos contratos, y (2) mayor precio promedio en el mercado spot peruano. Dichos efectos fueron parcialmente compensados por un menor precio promedio de venta en el mercado spot registrada en Chile. En términos acumulados, los ingresos de actividades ordinarias a sep-23ascendieron a US$1.594,4 millones, aumentando un 12% respecto a sep-22,principalmente producto de las mismas razones que explican las variaciones en términos trimestrales, especialmente del mayor precio promedio de venta de los clientes libres en Chile respecto al año anterior.

El EBITDA consolidado del 3T23 alcanzó US$226,2 millones, aumentando un 10% con respecto al EBITDA de US$205,2 millones del 3T22. Este aumento se explica por una disminución en los costos producto de una mayor generación hidroeléctrica, y una menor generación a partir de centrales térmicas durante el trimestre. Dicho efecto fue parcialmente compensado por (1) un aumento en los costos de compras de energía y potencia en el mercado spot producto del aumento del precio promedio de compra en Perú, y (2) menores ingresos por venta de energía y potencia en el mercado spot producto de un menor precio promedio de venta en Chile. En términos acumulados, el EBITDA a sep-23 totalizó US$553,1 millones, aumentando un 10% respecto a sep-22, principalmente producto de mayores ingresos de actividades ordinarias, compensado parcialmente por mayores costos en materias primas y combustibles.

El Resultado no operacional el 3T23 presentó una pérdida de US$0,5 millones, que se compara con la pérdida de US$34,2 millones registrada en 3T22, principalmente asociado a (1) mayores ingresos financieros producto del alza de tasas de interés te a la indemnización por avería de maquinaria en la central térmica de Nehuenco 2 ocurrido en enero del 2022. En términos

acumulados, el resultado no operacional a sep-23 alcanzó una ganancia de US$68,9 millones, comparado con una pérdida de US$105,5 millones a sep-22. La mayor ganancia se explica principalmente producto de los mayores ingresos financieros mencionados con anterioridad, y al ajuste final de precio asociado a la venta de Colbún Transmisión S.A por US$116,4 millones, el cual se registró durante el 2T23.

El 3T23 registró un gasto por impuestos por US$51,4 millones, comparado con el gasto por impuestos de US$36,3 millones en 3T22. El aumento en el gasto por impuesto se debe principalmente a la mayor utilidad registrada en el periodo. Dicho efecto fue parcialmente compensado por la apreciación del Sol Peruano durante 3T23 y su impacto sobre impuestos diferidos. En términos acumulados, a Sep-23 se registró un gasto por impuestos de US$123,7 millones, que se compara con los US$61,7 millones a sep-22, principalmente por las mismas razones que explican las variaciones en términos trimestrales.

La Compañía presentó en el 3T23 una ganancia que alcanzó los US$124,4 millones, comparado con una ganancia de US$80,7 millones registrada durante el 3T22, debido principalmente al mayor EBITDA y resultado no operacional mencionados anteriormente. Dicho impacto fue parcialmente compensado por el mayor gasto por impuesto de este período. En términos acumulados, Colbún presentó una ganancia de US$347,6 millones a sep-23, que se compara con una ganancia de US$174,3 millones registrada a sep-22, principalmente debido al ajuste final de precio asociado a la venta de Colbún Transmisión S.A por US$116,4 millones, además del aumento presentado en los ingresos financieros.

3

El 4 de agosto, se declaró un incendio en la zona de filtros de la turbina a gas de la Unidad 1 del Complejo Nehuenco mientras esta se encontraba en mantenimiento mayor. La causa que originó el incendio fue la caída de una pieza de metal incandescente sobre una zona de filtros de material inflamable, en instantes en que se soldaba dicha pieza a la estructura de la zona de filtros. Además, gracias a la acción de la brigada de emergencias del Complejo y de los Bomberos de Quillota, el fuego fue contenido rápidamente sin registrarse personas lesionadas, ni expandirse a las otras áreas del Complejo. En consecuencia, la entrada en servicio estimada de la Unidad se proyecta para el 20 de enero del 2024, fecha que ya fue informada al Coordinador Eléctrico Nacional. Cabe destacar que la Compañía cuenta con seguros para este tipo de siniestros.

El 12 de septiembre, se anunció la suscripción de un contrato de energía 100% renovable entre Colbún y Minera Collahuasi por hasta 650 GWh anuales. El contrato regirá a partir de enero de 2024 hasta diciembre de 2035. El primer período (2024- 2025) corresponde a un acuerdo por 230 GWh anuales; el segundo (2026-2035), a uno por 650 GWh anuales, que se suministrará tanto por activos renovables ya en construcción, como por otros nuevos por construir.

concluyó la construcción de fundaciones, y sigue en proceso la construcción de caminos internos y plataformas de los aerogeneradores. Este último con un avance acumulado de un 93% para las obras civiles y con un avance acumulado de un 78% en obras eléctricas. En total, se han descargado a la fecha 407 componentes principales en el sitio de aerogeneradores. Cabe destacar el desafío que ha sido transportar los componentes sobredimensionados de los aerogeneradores desde el Puerto Angamos en Mejillones hasta el Proyecto, debido a la escasez de escoltas policiales disponibles para estos traslados. Dicho lo anterior, este trimestre se avanzó en la posibilidad de implementar

Al 30 de septiembre, las baterías de la central Diego de Almagro han ejecutado las pruebas de señales en tiempo real (SITR) cuya realización fue fundamental para su certificación y puesta en servicio. En la actualidad, se encuentra ejecutando diariamente operaciones de carga e inyección de energía, en espera de la aprobación por parte del Coordinador Eléctrico Nacional para la operación comercial.

4

2.

La Tabla 1 presenta un cuadro comparativo de ventas físicas de energía, potencia y generación para los trimestres 3T22 y 3T23, y acumulado a sep-22 y sep-23.

Tabla 1: Ventas Físicas y Generación Chile

Cifras Acumuladas

Ventas

sept-22

sept-23

9.950

9.995

Total Ventas Físicas (GWh)

1.829

1.962

Clientes Regulados

7.116

7.002

Clientes Libres

1.005

1.031

Ventas en el Mercado Spot

1.548

1.625

Potencia (MW)

Cifras Acumuladas

Generación

sept-22

sept-23

10.118

10.197

Total Generación (GWh)

3.460

4.523

Hidráulica

5.986

5.134

Térmica

3.772

3.606

Gas

206

62

Diésel

2.008

1.466

Carbón

673

539

ERFV*

84

69

Eólica

589

470

Solar

36

16

Compras en el Mercado Spot (GWh)

970

1.015

Ventas - Compras en el Mercado Spot (GWh)

(*): Incluye la energía comprada a la central Punta Palmeras. ERFV: Energías renovables de fuentes variables.

Cifras Trimestrales

Var %

Var %

3T22

3T23

Ac/Ac

T/T

3.211

3.189

0%

(1%)

658

684

7%

4%

2.323

2.241

(2%)

(3%)

231

264

3%

15%

1.548

1.625

5%

5%

Cifras Trimestrales

Var %

Var %

3T22

3T23

Ac/Ac

T/T

3.245

3.237

1%

(0%)

1.654

2.428

31%

47%

1.420

656

(14%)

(54%)

681

434

(4%)

(36%)

23

1

(70%)

(98%)

717

221

(27%)

(69%)

171

153

(20%)

(10%)

27

28

(18%)

4%

144

126

(20%)

(13%)

36

16

(55%)

(13%)

195

248

5%

27%

Las ventas físicas durante el 3T23 alcanzaron 3.189 GWh, disminuyendo un 1% en comparación con el 3T22, principalmente debido a las menores ventas físicas a clientes libres explicadas mayoritariamente por el menor consumo de clientes mineros. Dicho efecto fue parcialmente compensado por, (1) las mayores ventas al mercado spot producto de un menor consumo de nuestros clientes libres durante este trimestre, y (2) mayores ventas físicas a clientes regulados explicadas por el vencimiento de contratos entre otras empresas generadoras y empresas distribuidoras que implicaron un mayor factor de carga para aquellos contratos que continúan vigentes.

Por su parte, la generación del trimestre alcanzó 3.237 GWh, manteniéndose en línea con el 3T22. Lo anterior se debió principalmente a la mayor generación hidroeléctrica (+773 GWh) (consecuencia de la mejor hidrología), compensada por una menor generación térmica (-764 GWh), especialmente por una menor generación en base a carbón (-496 GWh).

En términos acumulados, las ventas físicas a sep-23 alcanzaron 9.995 GWh, manteniéndose en línea con las ventas acumuladas a sep-22, principalmente debido a una compensación entre mayores ventas a clientes regulados y menores ventas a clientes libres, dado el menor consumo de clientes mineros. Por su parte, la generación acumulada a sep-23 alcanzó los 10.197 GWh, aumentando un 1% respecto a sep-22 principalmente por la mayor generación hidroeléctrica (+1.064 GWh), compensado por una menor generación térmica (-852 GWh), producto de una menor generación en base a carbón.

El balance en el mercado spot durante el trimestre registró ventas netas por 248 GWh, mientras que el 3T22 se registraron ventas netas por 195 GWh. Esta variación se explica principalmente por el menor consumo de clientes libres, mencionada anteriormente. En términos acumulados, a sep-23, el balance en el mercado spot registró ventas netas por 1.015 GWh, mientras que a sep-22 se registraron ventas netas por 970 GWh. Esta variación se explica principalmente por una mayor generación acumulada.

5

Compromisos vs Generación

16.000

GWh

Compromisos Contractuales

14.000

Generación hidroeléctrica

12.000

10.000

Generación ERFV

8.000

Generación Térmica con carbón

6.000

4.000

Generación Térmica con gas natural

2.000

Generación Térmica con diésel

0

3T22

3T23

3T22

3T23

LTM

LTM

Mix de generación en Chile: A Sep-23, el año hidrológico (abr23-mar24) ha presentado variaciones en cuanto a las precipitaciones de un año medio en las principales cuencas del SEN. Los superávits/déficits fueron: Aconcagua: -15%; Maule: +46%; Laja: +52%; Biobío: +35%; Chapo: +6%. El costo marginal promedio, medido en Alto Jahuel, disminuyó en un 17% respecto al 3T22, promediando 52,3 USD/MWh en el 3T23.

Cifras Acumuladas

Generacion SEN

Cifras Trimestrales

Var %

Var %

sept-22

sept-23

3T22

3T23

Ac/Ac

T/T

62,465

62,756

Total Generación (GWh)

20,846

21,142

0%

1%

13,296

15,907

Hidráulica

5,836

8,020

20%

37%

12,534

13,761

Gas

3,854

3,048

10%

(21%)

1,296

454

Diésel

228

39

(65%)

(83%)

16,580

11,346

Carbón

4,693

3,381

(32%)

(28%)

6,709

7,217

Eólica

2,376

2,442

8%

3%

10,003

11,971

Solar

3,174

3,508

20%

11%

2,047

2,099

Otros

684

702

3%

3%

Costos Marginales Alto Jahuel

250

USD/MWh

200

150

100

82

2022

2023

50

48

0

ene

feb

mar

apr

may

jun

jul

ago

sept

oct

nov

dic

6

2.2.

La Tabla 2 a continuación presenta un cuadro comparativo de ventas físicas de energía, potencia y generación para los trimestres 3T22 y 3T23, y acumulado a sep-22 y sep-23.

Tabla 2: Ventas Físicas y Generación Perú

Cifras Acumuladas

sept-22

sept-23

3.104

3.008

1.464

1.474

340

1.058

1.300

476

568

570

Cifras Acumuladas

sept-22

sept-23

3.132

2.504

3.132

2.504

44 567

1.256 (91)

Ventas

Total Ventas Físicas (GWh)

Clientes Regulados

Clientes Libres

Ventas en el Mercado Spot

Potencia (MW)

Generación

Total Generación (GWh)

Gas

Compras en el Mercado Spot (GWh) Ventas - Compras en el Mercado Spot (GWh)

Cifras Trimestrales

3T22

3T23

1.150

1.169

482

476

116

338

553

355

570

570

Cifras Trimestrales

3T22

3T23

1.176

1.197

1.176

1.197

-

-

553

355

Var % Ac/Ac

(3%) 1%

- (63%)

0%

Var % Ac/Ac (20%) (20%)

- -

Var % T/T

2% (1%)

- (36%)

(0%)

Var % T/T 2% 2%

- (36%)

Las ventas físicas durante el 3T23 alcanzaron 1.169 GWh, aumentando un 2% respecto al 3T22. Las mayores ventas físicas son explicadas principalmente por mayores ventas a clientes libres, debido a la entrada de nuevos contratos. Dicho efecto fue parcialmente compensado por menores ventas al spot respecto al 3T22, explicadas principalmente por el aumento en los compromisos con clientes libres mencionados anteriormente.

Por su parte, la generación de Fenix alcanzó 1.197 GWh, aumentando un 2% respecto al 3T22. Esta mayor generación se explica principalmente porque durante el 3T22 se experimentaron indisponibilidades forzadas de la central debido a fallas en las turbinas, las cuales significaron que la CT Fenix estuvo fuera de servicio por alrededor de 20 horas durante los meses de julio y agosto del 3T22.

En términos acumulados, las ventas físicas a sep-23 alcanzaron 3.008 GWh, disminuyendo 3% respecto a sep-22, principalmente a las menores ventas en el mercado spot. Por su parte, la generación acumulada a sep-23 alcanzó los 2.504 GWh, disminuyendo un 20% respecto a sep-22, principalmente producto del mantenimiento mayor, el cual tuvo una mayor duración al realizado durante el año anterior.

El balance en el mercado spot del 3T23 registró ventas netas por 355 GWh, en comparación con las ventas netas por 553 GWh durante el 3T22, debido al aumento de consumo de clientes libres por la entrada de nuevos contratos mencionada anteriormente. En términos acumulados, a sep-23 se registraron compras netas por 91 GWh, que se comparan con las ventas netas por 1.256 GWh registradas a sep-22; las variaciones se explican principalmente por la menor disponibilidad de la CT Fenix durante este año.

Mix de generación en Perú: La cuenca del río Mantaro, la cual abastece al principal complejo hidroeléctrico del Perú, CH Mantaro y CH Restitución (900 MW) presentó una condición hidrológica con una probabilidad de excedencia de 81,9% al mes de septiembre del año 2023 vs. 35,9% al mes de septiembre del año 2022.

En términos acumulados, la generación hidroeléctrica en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) disminuyó en un 10,2% en comparación a sep-22 debido principalmente a menor hidrología y a los mantenimientos de las CCHH de Mantaro, Restitución, Cerro del Águila y salida de operación de las CCHH Chaglla y Quitaracsa. Por su parte, la generación termoeléctrica aumentó en un 25,4% a sep-23 en comparación a sep-22 debido principalmente al incremento de la de la demanda del sistema y a la menor producción hidroeléctrica debido a la menor hidrología y los mantenimientos y salidas de operación de las CCHH ya mencionadas.

La tasa de crecimiento de la demanda eléctrica al cierre del 3T23 fue de 3,1% respecto al 3T22, debido al incremento de consumo de la demanda de compañías mineras.

7

La Tabla 3 muestra un resumen del Estado de Resultados Consolidado (Chile y Perú) de los trimestres 3T22 y 3T23, y acumulado a sep-22 y sep-23.

Tabla 3: Estado de Resultados (US$ millones)

Cifras Acumuladas

Cifras Trimestrales

Var %

Var %

sept-22

sept-23

3T22

3T23

Ac/Ac

T/T

1,419.0

1,594.4

INGRESOS DE ACTIVIDADES ORDINARIAS

488.2

493.8

12%

1%

339.0

386.8

Venta a Clientes Regulados

123.2

134.7

14%

9%

729.8

864.1

Venta a Clientes Libres

249.2

260.5

18%

5%

316.0

285.8

Ventas de Energía y Potencia

104.6

74.2

(10%)

(29%)

34.2

57.7

Otros Ingresos

11.3

24.3

69%

-

(812.8)

(922.1)

MATERIAS PRIMAS Y CONSUMIBLES UTILIZADOS

(248.6)

(228.5)

13%

(8%)

(105.1)

(110.9)

Peajes

(31.6)

(30.5)

5%

(3%)

(106.1)

(172.1)

Compras de Energía y Potencia

(37.3)

(66.2)

62%

77%

(384.9)

(419.8)

Consumo de Gas

(115.3)

(77.2)

9%

(33%)

(65.1)

(20.4)

Consumo de Petróleo

(7.2)

(4.3)

(69%)

(41%)

(104.6)

(123.7)

Consumo de Carbón

(41.6)

(22.3)

18%

(46%)

(47.0)

(75.4)

Otros

(15.6)

(27.9)

60%

79%

606.2

672.3

MARGEN BRUTO

239.6

265.3

11%

11%

(62.2)

(69.4)

Gastos por Beneficios a Empleados

(20.7)

(23.8)

12%

15%

(40.4)

(49.8)

Otros Gastos, por Naturaleza

(13.7)

(15.3)

23%

12%

(162.1)

(150.8)

Gastos por Depreciación y Amortización

(54.0)

(49.9)

(7%)

(8%)

341.5

402.3

RESULTADO DE OPERACIÓN (*)

151.1

176.3

18%

17%

503.6

553.1

EBITDA

205.2

226.2

10%

10%

14.1

49.4

Ingresos Financieros

7.4

17.6

-

-

(64.3)

(66.2)

Gastos Financieros

(22.8)

(21.0)

3%

(8%)

(12.9)

(6.1)

Diferencias de Cambio

(3.5)

(4.0)

(53%)

15%

8.4

10.2

Resultado de Sociedades Contabilizadas por el Método de Participación

3.2

2.8

21%

(12%)

(50.8)

81.6

Otras Ganancias (Pérdidas)

(18.5)

4.1

-

-

(105.5)

68.9

RESULTADO FUERA DE OPERACIÓN

(34.2)

(0.5)

-

(99%)

236.0

471.3

GANANCIA (PÉRDIDA) ANTES DE IMPUESTOS

117.0

175.8

-

50%

(61.7)

(123.7)

Gasto por Impuesto a las Ganancias

(36.3)

(51.4)

-

42%

174.3

347.6

GANANCIA (PÉRDIDA)

80.7

124.4

99%

54%

167.0

339.6

GANANCIA (PÉRDIDA) CONTROLADORA

80.6

117.7

-

46%

7.2

8.0

GANANCIA (PÉRDIDA) ATRIBUIBLE A PARTICIPACIONES NO CONTROLADORAS

0.1

6.7

11%

-

nte partidas no operacionales, quedó incorporado como

una partida operacional en los Estados Financieros.

Tabla 4: Tipos de Cambio de Cierre

Tipos de Cambio

sept-22

dic-22

sept-23

Chile (CLP / US$)

932,08

855,86

895,60

Chile UF (CLP/UF)

33.086,83

35.110,98

36.134,97

Perú (PEN / US$)

3,83

3,82

3,80

8

3.1. Análisis Resultado Operacional en Chile

La Tabla 5 muestra un resumen del Resultado Operacional y EBITDA de los trimestres 3T22 y 3T23, y acumulado a sep-22 y sep- 23. Posteriormente serán analizadas las principales cuentas y/o variaciones.

Tabla 5: EBITDA Chile (US$ millones)

Cifras Acumuladas

Cifras Trimestrales

Var %

sept-22

sept-23

3T22

3T23

Ac/Ac

T/T

1.251,7

1.344,6

INGRESOS DE ACTIVIDADES ORDINARIAS

429,0

367,2

7%

(14%)

230,9

268,0

Venta a Clientes Regulados

87,1

96,6

16%

11%

715,4

792,5

Venta a Clientes Libres

244,4

224,0

11%

(8%)

278,4

233,9

Ventas de Energía y Potencia

87,6

24,2

(16%)

(72%)

27,0

50,2

Otros Ingresos

10,0

22,4

86%

-

(728,8)

(760,2)

MATERIAS PRIMAS Y CONSUMIBLES UTILIZADOS

(218,1)

(155,8)

4%

(29%)

(100,7)

(107,5)

Peajes

(30,3)

(29,0)

7%

(4%)

(102,7)

(99,6)

Compras de Energía y Potencia

(36,1)

(33,4)

(3%)

(7%)

(315,3)

(352,5)

Consumo de Gas

(89,8)

(50,6)

12%

(44%)

(65,0)

(17,0)

Consumo de Petróleo

(7,2)

(0,9)

(74%)

(87%)

(104,6)

(123,7)

Consumo de Carbón

(41,6)

(22,3)

18%

(46%)

(40,5)

(59,9)

Otros

(13,1)

(19,6)

48%

50%

522,9

584,4

MARGEN BRUTO

210,9

211,4

12%

0%

(56,1)

(61,9)

Gastos por Beneficios a Empleados

(18,9)

(21,1)

10%

11%

(34,8)

(43,8)

Otros Gastos, por Naturaleza

(11,6)

(13,1)

26%

13%

(135,5)

(125,1)

Gastos por Depreciación y Amortización

(45,1)

(41,6)

(8%)

(8%)

296,5

353,7

RESULTADO DE OPERACIÓN (*)

135,2

135,5

19%

0%

432,0

478,7

EBITDA

180,4

177,2

11%

(2%)

(*): El

una partida operacional en los Estados Financieros.

Financieros. Esto se explica por un cambio , que en el caso de Colbún son solamente partidas no operacionales, quedó incorporado como

Los Ingresos de actividades ordinarias del 3T23 ascendieron a US$367,2 millones, disminuyendo un 14% respecto a los ingresos de US$429,0 millones registrados el 3T22, debido principalmente a (1) menores ventas en el mercado spot, explicado por una caída en el precio promedio de venta, y (2) menores ventas a clientes libres asociadas a menores ventas físicas a clientes mineros y menor precio promedio producto de una caída en el precio de los combustibles respecto al 3T22. Dichos efectos fueron parcialmente compensados por mayores ventas a clientes regulados, asociadas principalmente a un mayor precio promedio de venta por una variación positiva de los indexadores en el trimestre y al aumento de factor de carga para aquellos contratos que continúan vigentes en consecuencia del vencimiento de contratos de otras empresas del mercado. En términos acumulados, los ingresos de actividades ordinarias a sep-23 ascendieron a US$1.344,6 millones, aumentando un 7% respecto a sep-22, principalmente producto de mayores ventas a clientes libres y regulados, debido a un aumento del precio promedio, a pesar de la caída en volumen. Dicho efecto es parcialmente compensado por menores ventas en el mercado spot, debido a las mismas razones en términos trimestrales.

Los costos de materias primas y consumibles utilizados del 3T23 totalizaron US$155,8 millones, disminuyendo un 29% respecto al 3T22, principalmente producto de los menores costos de consumo de gas y carbón asociado a una menor generación a partir de ambos combustibles, lo cual se explica a su vez por el aumento de la generación hidroeléctrica durante el trimestre. En términos acumulados, los costos de materias primas y consumibles utilizados a sep-23,alcanzaron los US$760,2 millones, aumentando un 4% respecto a sep-22,principalmente por mayores costos de consumo de gas y carbón, debido a un aumento en el precio de estos combustibles. Dichos efectos son compensados parcialmente por menores costos de consumo de diésel, asociado a una menor generación a partir de este combustible durante el año.

El EBITDA del 3T23 alcanzó US$177,2 millones, disminuyendo un 2% respecto al EBITDA de US$180,4 millones al 3T22, debido principalmente a los menores ingresos de actividades ordinarias, parcialmente compensado por menores costos de materias primas y combustibles mencionados anteriormente. En términos acumulados, el EBITDA a sep-23 totalizó los US$478,7 millones, aumentando un 11% respecto a sep-22 principalmente debido a mayores ingresos de actividades ordinarias, parcialmente compensado por mayores costos de materias primas y combustibles.

9

3.2. Análisis Resultado Operacional Perú

La Tabla 6 a continuación muestra un resumen del Resultado Operacional y EBITDA de Fénix para los trimestres 3T22 y 3T23, y acumulado a sep-22 y sep-23. Posteriormente serán analizadas las principales cuentas y/o variaciones.

Tabla 6: EBITDA Perú (US$ millones)

Cifras Acumuladas

Cifras Trimestrales

Var %

sept-22

sept-23

3T22

3T23

Ac/Ac

T/T

167,3

249,8

INGRESOS DE ACTIVIDADES ORDINARIAS

59,2

126,6

49%

-

108,1

118,8

Ventas a Clientes Regulados

36,1

38,1

10%

6%

14,5

71,6

Venta a Clientes Libres

4,8

36,5

-

-

37,6

51,9

Ventas de Energía y Potencia

17,0

50,1

38%

-

7,2

7,5

Otros Ingresos

1,3

1,9

4%

47%

(84,1)

(161,9)

MATERIAS PRIMAS Y CONSUMIBLES UTILIZADOS

(30,6)

(72,6)

92%

-

(4,5)

(3,4)

Peajes

(1,3)

(1,5)

(25%)

16%

(3,4)

(72,5)

Compras de Energía y Potencia

(1,3)

(32,8)

-

-

(69,5)

(67,3)

Consumo de Gas

(25,5)

(26,6)

(3%)

4%

(0,1)

(3,4)

Consumo de Diésel

0,0

(3,4)

-

-

(6,7)

(15,4)

Otros

(2,5)

(8,3)

-

-

83,1

87,9

MARGEN BRUTO

28,6

53,9

6%

89%

(6,1)

(7,5)

Gastos por Beneficios a Empleados

(1,8)

(2,7)

23%

51%

(5,7)

(6,3)

Otros Gastos, por Naturaleza

(2,0)

(2,3)

11%

14%

(26,6)

(25,7)

Gastos por Depreciación y Amortización

(8,9)

(8,2)

(3%)

(7%)

44,8

48,3

RESULTADO DE OPERACIÓN (*)

15,9

40,6

8%

-

71,4

74,1

EBITDA

24,7

48,9

4%

98%

Estados Financieros. Esto se explica por un cambio nte partidas no operacionales, quedó incorporado como

una partida operacional en los Estados Financieros.

Los Ingresos de actividades ordinarias del 3T23 ascendieron a US$126,6 millones, aumentando respecto a los ingresos registrados en 3T22 por US$59,2 millones, principalmente producto de (1) mayores ventas en el mercado spot producto de un aumento en el precio promedio de venta, y (2) mayores ventas a clientes libres producto de la entrada en vigencia de nuevos contratos. En términos acumulados, los ingresos de actividades ordinarias a sep-23ascendieron a US$249,8 millones, aumentando un 49% respecto a sep-22,principalmente producto de las mismas razones que explican las variaciones en términos trimestrales.

Los costos de materias primas y consumibles utilizados del 3T23 alcanzaron US$72,6 millones, aumentando respecto al 3T22, principalmente por las mayores compras de energía y potencia en el mercado spot, mayormente producto del aumento del precio promedio de compra. En términos acumulados, los costos de materias primas y consumibles utilizados a sep-23,alcanzaron los US$161,9 millones, aumentando un 92% respecto a sep-22,principalmente debido a las mayores compras de energía y potencia en el mercado spot producto del aumento en el precio promedio de compra y al mayor volumen de compra debido a la mantención prolongada de Fenix durante este año.

El EBITDA de Fénix totalizó US$48,9 millones al 3T23, registrando un aumento de un 98% respecto al EBITDA de US$24,7 millones registrado en el 3T22, principalmente debido a las mayores ventas de energía y potencia en el mercado spot como resultado del mayor precio promedio de venta mencionada anteriormente. En términos acumulados, el EBITDA a sep-23 totalizó los US$74,1 millones, aumentando un 4% respecto a sep-22 principalmente explicado por las mismas razones que explican las variaciones en términos trimestrales, compensando el impacto de la mantención prolongada de la CT Fenix ocurrida el 2T23.

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Colbún SA published this content on 31 October 2023 and is solely responsible for the information contained therein. Distributed by Public, unedited and unaltered, on 31 October 2023 20:58:00 UTC.