财务数据和关键指标变化 - 2025年前九个月EBITDA达到10.04亿美元，与去年同期持平，显示出运营韧性 [7][19] - 2025年第三季度EBITDA为3.45亿美元，较2024年同期减少6300万美元，主要受PPA销售额下降影响 [17] - 2025年前九个月净利润为3.52亿美元，同比下降21%，主要由于折旧、摊销、减值及坏账费用增加8400万美元 [23] - 经营现金流（FFO）在前九个月达到6.15亿美元，较去年同期改善2.48亿美元，主要得益于2.85亿美元的PEC应收账款回收 [25] - 净营运资本增加对FFO产生3.29亿美元的负面影响，主要由于2024年开发资本支出支付及配电业务收款减少 [25] - 截至2025年9月，总债务为39亿美元，与2024年12月持平，平均债务期限从6.2年降至5.5年，平均债务成本从5.0%降至4.8% [27][28] - 流动性状况稳健，拥有6.4亿美元可用授信额度和3.73亿美元现金等价物 [28] 各条业务线数据和关键指标变化 - 发电业务：2025年前九个月净发电量同比下降9%，第三季度发电量为5.4太瓦时，同比减少1.1太瓦时，主要由于水力发电量下降、两个太阳能电站维护以及输电限制导致的更高限电水平 [9] - 能源销售：前九个月能源销售量为22.7太瓦时，第三季度销售额从8.4太瓦时降至7.6太瓦时，主要因监管合同到期导致 regulated customers 销售量减少 [10] - 燃气业务：燃气优化活动在前九个月增加7400万美元边际收益，燃气交易在第三季度带来500万美元的边际收益增长 [8][18] - 配电业务：成功实施冬季计划，部署376支应急队伍，执行超过11.5万次树木修剪，安装新的远程控制单元，为超过19.3万客户升级基础设施，支持超过3000名电力依赖客户 [10][11] 各个市场数据和关键指标变化 - 水力发电：2025年设定水力发电目标为10.7太瓦时，基于过去十年平均值，尽管是特别干旱的年份，水力发电仍与战略计划保持一致 [8] - 燃气供应：依赖多元化的LNG和阿根廷燃气供应，10月完成对欧洲的燃气销售， margins 与2025年第二季度相似，正在评估2026年通过 firm contracts 从阿根廷获取有竞争力燃气的选项 [8][9] - 监管能源拍卖：2025年第四季度计划进行两次监管能源拍卖，2027-2030年拍卖量从每年1.7太瓦时增至3.4太瓦时，并启动每年1.5太瓦时的2026年短期拍卖 [14] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 投资重点：2025年前九个月总资本支出为2.45亿美元，其中41%（1.01亿美元）投向电网，31%（7600万美元）投向火电项目，27%（6700万美元）投向可再生能源和储能 [16] - 储能战略：BESS项目被设计为混合项目，在现有太阳能电站基础上加装储能系统，以节省成本和基础设施，8月生效的决议允许BESS参与辅助服务市场，增加了项目盈利能力 [49][50][55] - 资产优化：依靠灵活且有竞争力的火电机队来管理干旱情景，高效联合循环燃气轮机（CCGT）在低水位情况下被调用生产，保持高效率和性能 [8][41] - 配电韧性：冬季计划旨在加强电网韧性，在恶劣天气条件下保障服务连续性，措施包括应急队伍部署、植被管理和远程控制单元安装 [4][10] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 监管环境：2024-2028年配电周期正在制定中，2025年9月发布咨询公司最终报告，10月发布初步技术报告，预计2026年发布最终报告，2020-2024年VAD法令相关未偿债务预计在2026年结算 [12][13] - 经营挑战：2025年是水文条件特别艰难的一年，但公司通过灵活的燃气合同和高效CCGT展现了适应性，尽管气候条件不利，仍能确认年度业绩目标 [45] - 未来展望：预计未来几个月将有重要的监管更新，以明确关税和市场机制，为长期战略提供参考，公司正在实施主动措施应对投资组合动态和气候挑战 [29] - 2026年投资者日：计划在2026年第一季度举行，将分享公司战略和推动长期价值创造行动的全面视图 [30] 其他重要信息 - 会计准则变更：自2025年1月1日起，功能货币从智利比索改为美元，为便于比较，2024年前九个月和第三季度数据使用相应期间的平均汇率列示 [15] - 电价补贴：第三轮电价补贴从6月3日持续到7月15日，覆盖2025年7月至12月，约34.1万Enel配电客户受益，一项扩大补贴的法案仍在国会审议中 [14] - 人员成本：2025年第二季度记录了一次性人员成本影响，主要用于激励性提前退休计划，以支持旨在提高内部技能和绩效的公司组织 [22] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 由于CNE计算错误，Enel Chile需要返还给客户的金额是多少？ - CNE更改了计算公式，对Enel的影响金额在4000万至4500万美元之间，主要影响财务项目，只有约2%的变动金额通过电价转移给了客户，该金额将在2025年计提，并在2026年上半年偿还 [32][33] 问题: 与VAD 2020-2025冻结相关的，应付给Enel配电智利的金额是多少？ - 2020-2024年 remuneration period 的金额已确定，约为5000万至5500万美元，正在等待SEC通知收回剩余部分的时间，谨慎估计现金回流可能从2026年年中开始 [34][35] 问题: 关于LNG和阿根廷燃气的策略，2026年计划购买多少船货？ - 公司拥有长期的LNG合同，年量超过30太瓦时（约32太瓦时），2026年将继续使用，目前正在与阿根廷供应商就新合同进行谈判，但谈判尚未最终确定 [37][38] 问题: 2025年发电业务资本支出的最新情况？ - 2025年资本支出基本按计划进行，但BESS系统开发支出因等待辅助服务市场相关法规而略有延迟，预计第四季度在HGP和发电领域的投资总额约为1.5亿至1.6亿美元，其中至少5000万美元用于BESS [40][41] 问题: 正在采取哪些措施来解决日益增加的能源损耗？ - 能源损耗率略高于6%，主要原因是电价上涨以及客户习惯改变，措施包括加强追损活动、推出灵活还款计划、使用智能扩展工具定位损耗源，并与监管机构合作寻求监管变化以遏制此现象 [42][43] 问题: Enel Chile是否确认其最新业绩指引？ - 公司确认最新指引，尽管水文条件艰难，但通过灵活的燃气合同、高效CCGT和水库的利用展现了灵活性，能够应对不利气候条件并实现目标 [45] 问题: 前九个月FFO的动态以及年底预期？ - FFO通常集中在下半年，特别是第四季度，因EBITDA较高，前九个月因回收约3亿美元的历史监管应收款而FFO水平很高，预计第四季度普通业务的现金流将更高，营运资本管理也将更高效 [46][47] 问题: BESS Las Salinas (200 MW) 和 Acebache (58 MW) 项目是否涉及额外的太阳能容量，还是仅储能？另外200 MW BESS容量将如何部署？ - BESS项目是混合项目，将在北部的现有太阳能电站上加装储能系统，这样可以更快推进项目并节省成本，目前没有增加太阳能容量的计划，仅是使太阳能项目混合化 [49][50] 问题: 2025年储能扩张项目的5000万美元目标是否有变？关于辅助服务的决议是否符合预期？ - 计划新增约600 MW容量，其中450 MW与BESS相关，BESS项目于下半年启动，导致COD从2026年下半年移至2027年，8月关于BESS参与辅助服务市场的法规是利好消息，虽不会大幅增加收入（约500-700万美元/年），但使项目更具盈利性，为未来更高渗透率铺平道路 [54][55][56] 问题: 关于非监管PPA合同是否有任何消息？ - 目前没有关于非监管PPA合同的新消息 [57]

财务数据和关键指标变化 - 2025年前九个月EBITDA为10.04亿美元，与2024年同期基本持平 [20] - 2025年第三季度EBITDA为3.45亿美元，较2024年同期减少6300万美元 [18] - 2025年前九个月净收入为3.52亿美元，较2024年同期下降21% [24] - 2025年前九个月FFO（经营现金流）为6.15亿美元，较2024年同期改善2.48亿美元 [26] - 截至2025年9月，总债务为39亿美元，与2024年12月持平，平均债务成本从5.0%降至4.8% [28][29] - 截至2025年9月，可用流动性包括6.4亿美元承诺信贷额度和3.73亿美元现金等价物 [29] 各条业务线数据和关键指标变化 - 发电业务：2025年前九个月PPA销售收入减少2.44亿美元，主要因高电价监管合同到期 [21] 同期采购业务贡献正增长1.92亿美元 [22] 天然气交易业务贡献2700万美元利润 [22] - 配电业务：得益于监管条款调整和2024年极端天气事件导致的OPEX基数较高，对EBITDA产生积极影响 [20][23] - 2025年前九个月净发电量同比下降9%，主要受水力发电量下降、两座太阳能电站维护以及输电限制导致的可再生能源弃光增加影响 [10] 第三季度发电量为5.4太瓦时，同比减少1.1太瓦时 [11] - 2025年前九个月能源销售量为22.7太瓦时，主要因监管合同到期导致售予监管客户的电量减少 [11] 第三季度销售量从8.4太瓦时降至7.6太瓦时 [11] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 通过灵活的天然气供应和高效的热电机组来管理干旱水文条件，2025年前九个月利用有竞争力的天然气和有利交易机会增加7400万美元利润 [9] - 配电业务成功实施冬季计划，部署376支应急队伍，执行超过11.5万次树木修剪，安装新的远程控制单元，并为超过19.3万客户升级基础设施，以增强电网弹性 [12] - 正在评估2026年通过阿根廷的稳定合同获取有竞争力天然气的选项 [9] - 电池储能系统战略侧重于将BESS与现有太阳能电站混合建设，以加快项目进度并节约成本 [50][51] - 2025年8月生效的BESS参与辅助服务市场的决议为储能项目提供了额外的收入来源 [15][56] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 预计未来几个月将有重要的监管更新，以明确电价和市场机制，这对完善长期战略和确保投资决策与监管发展保持一致至关重要 [30] - 公司正在实施主动措施应对投资组合动态和气候挑战，包括加强发电和配电业务、改善风险管理以及增强应对极端天气事件的能力 [30] - 公司财务状况和灵活的业务模式使其能够在市场不确定性中继续执行业务计划，投资战略性可再生能源和BESS项目，并为股东提供可持续回报 [31] - 2026年第一季度的投资者日将分享全面的战略和推动长期价值创造的行动 [31] 其他重要信息 - 从2025年1月1日起，公司功能货币从智利比索改为美元，为便于比较，2024年数据已按当期平均汇率重述 [16] - 2025年前九个月总资本支出为2.45亿美元，其中41%（1.01亿美元）投向电网，31%（7600万美元）投向热电项目，27%（6700万美元）投向可再生能源和储能 [17] - 资本支出按性质分类：资产维护支出1.39亿美元（57%），开发支出6000万美元，客户连接支出4600万美元 [18] - 公司通过2025年4月的保理和通过电价回收，收回了2.61亿美元的PEC机制应收账款，显著加强了现金头寸 [8][26] - 2025年第三轮电价补贴从6月3日持续到7月15日，覆盖2025年7月至12月，约34.1万Enel配电客户受益 [15] 问答环节所有提问和回答 问题: 由于CNE计算错误，Enel Chile需要向客户返还的金额是多少？ [32] - CNE修改了计算公式，对Enel的影响金额估计在4000万至4500万美元之间，主要影响财务项目，预计在2025年计提，2026年上半年支付，仅有约2%的金额通过电价转移给了客户 [33][34] 问题: 与VAD 2020-2025冻结相关的，应付给Enel配电智利的金额是多少？ [35] - 2020-2024薪酬期的金额已确定，约为5000万至5500万美元，正在等待SEC确定支付时间，谨慎估计现金返还可能从2026年年中开始 [35][36] 问题: 关于LNG和阿根廷天然气的策略，2026年计划购买多少船货？ [37][38] - 公司拥有一个年量超过30太瓦时的LNG长期合同，2026年将继续使用，目前正在与阿根廷供应商就新合同进行谈判，但谈判尚未最终确定 [39] 问题: 关于发电业务的资本支出，2025年有何更新？ [40] - 2025年资本支出基本按计划进行，但BESS项目因等待相关法规而略有延迟，预计全年发电业务资本支出约为1.5亿至1.6亿美元，其中BESS至少5000万美元，热电资产维护也是重点 [41][42] 问题: 正在采取哪些措施来解决日益增加的能源损耗？ [43] - 能源损耗率略高于6%，主要原因是电价上涨和客户习惯改变，措施包括加强损耗回收活动、推出灵活还款计划、使用智能工具定位损耗源，并与监管机构合作寻求监管调整 [44] 问题: 公司是否确认其最新指引？ [45] - 尽管水文条件严峻，但公司通过灵活的天然气合同和高效的热电机组展现了韧性，水力发电利用水库保持了产量，因此确认全年业绩指引 [46] 问题: 请解释前九个月FFO的动态以及对年底的预期？ [47] - FFO通常集中在下半年，尤其是第四季度，因EBITDA更高且营运资本管理更高效，前九个月FFO强劲得益于异常监管现金回收（约3亿美元），预计第四季度普通业务的现金流将改善 [47][48] 问题: BESS Las Salinas和Acebache项目是否涉及额外的太阳能容量，还是仅储能？尚未宣布的200兆瓦BESS容量是否会添加到北部现有光伏电站中？ [49] - BESS项目是与北部现有太阳能电站混合建设的混合项目，这样做可以加快进度、减少环境文件需求并节约电气基础设施成本，目前没有增加太阳能容量的计划，仅是使太阳能项目混合化 [50][51] 问题: 2025年电池储能扩张项目的5亿美元目标有何变化？相关法规是否符合预期？是否足以释放更高的储能投资？ [53] - 计划新增约600兆瓦容量，其中450兆瓦与BESS相关，项目启动从年初推迟至下半年，预计COD从2026年下半年移至2027年，8月关于BESS参与辅助服务市场的法规是积极进展，虽不会大幅增加收入，但使项目更具盈利性，支持未来更高渗透率 [55][56][57] 问题: 非监管PPA合同有何消息？ [58] - 目前没有关于非监管PPA合同的新消息 [58]

财务数据和关键指标变化 - 2025年第三季度EBITDA为3.45亿美元，同比减少6300万美元 [18] - 2025年前九个月EBITDA为10.04亿美元，与去年同期持平 [20] - 2025年前九个月净利润为3.52亿美元，同比下降21% [24] - 2025年前九个月FFO为6.15亿美元，同比改善2.48亿美元 [26] - 2025年9月末总债务为39亿美元，与2024年12月末持平 [28] - 2025年9月末平均债务成本为4.8%，较2024年12月的5.0%有所下降 [28] 各条业务线数据和关键指标变化 - 发电业务：前九个月PPA销售收入减少2.44亿美元，主要因高电价管制合同到期 [21] 同期天然气交易利润增加2700万美元 [22] 第三季度天然气交易利润增加500万美元 [19] - 配电业务：第三季度因监管条款调整和2024年极端天气事件导致的OPEX差异，带来7000万美元的正向影响 [19] 前九个月因新监管期预期电价上涨和费率指数化带来正向影响 [23] - 发电量：前九个月净发电量同比下降9%，第三季度发电量为5.4太瓦时，同比减少1.1太瓦时 [10] - 售电量：前九个月能源销售量为22.7太瓦时，主要因管制合同到期导致销售量下降 [11] 第三季度售电量从8.4太瓦时降至7.6太瓦时 [11] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 发电组合管理：依赖灵活且有竞争力的热电机队以及多元化的LNG和阿根廷天然气供应，以应对干旱水文条件 [9] 通过优化采购策略和天然气交易把握市场机会，前九个月增加7400万美元利润 [9] - 配电韧性计划：成功实施全面冬季计划，包括部署376支应急队伍、执行超过11.5万次树木修剪、安装新的远程控制单元，以加强电网稳定性和服务连续性 [11][12] - 监管环境参与：积极参与2024-2028年配电周期和2026年上半年管制能源电价等监管流程的讨论 [6][14] - 投资重点：2025年前九个月资本支出为2.45亿美元，其中41%投向电网，31%投向热电项目，27%投向可再生能源和储能 [17] 电池储能系统项目因等待辅助服务市场新规而略有延迟，但已启动 [34] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 经营环境：2025年是特别干旱的年份，但公司通过灵活性保持了水电产量与战略计划一致 [9] 监管框架出现关键变化，包括配电周期发展和储能系统 remuneration 决议生效 [13][15] - 未来前景：确认2025年业绩指引，尽管面临水文挑战，但公司灵活性使其能够实现目标 [37] 预计未来几个月将有重要的监管更新，以澄清电价和市场机制 [29] 为2026年第一季度投资者日做准备 [29] 其他重要信息 - 会计准则变更：自2025年1月1日起，功能货币从智利比索改为美元，比较数据使用当期平均汇率重述 [16] - 流动性状况：2025年9月末拥有6.4亿美元可用授信额度和3.73亿美元现金等价物，流动性状况良好 [28] - 客户补贴：2025年第三轮电力补贴覆盖7月至12月，约有34.1万Enel配电客户受益 [15] 问答环节所有提问和回答 问题: 由于CNE计算错误，Enel Chile需要返还给客户的金额是多少？ - 回答：CNE公式变更对Enel的影响金额在4000万至4500万美元之间，主要影响财务项目，对客户影响很小，预计2025年计提并在2026年上半年偿还 [30] 问题: 与VAD 2020-2025冻结相关的，欠Enel distribution Chile的金额是多少？ - 回答：2020-2024报酬期的欠款金额约为5000万至5500万美元，正在等待SEC确定还款时间，谨慎预计现金回流可能在2026年中开始 [31] 问题: 关于LNG和阿根廷天然气的策略，2026年计划购买多少船？ - 回答：LNG有长期合同，年量超过30太瓦时，2026年将继续使用 正在与阿根廷供应商谈判新合同，但谈判尚未最终确定 [32] 问题: 发电业务2025年资本支出的最新情况？ - 回答：总体按计划进行，但电池储能系统项目因战略原因（等待新规）略有延迟 预计2025年发电领域总投资约1.5亿至1.6亿美元，其中储能至少5000万美元 [34] 问题: 为解决能源损失增加正在采取哪些措施？ - 回答：损失率略高于6%，主要原因是电价上涨和客户习惯变化 措施包括加强追损活动、推出灵活还款计划、使用智能工具定位损失源，并与监管机构合作寻求监管调整 [35] 问题: 公司是否确认其最新指引？ - 回答：是的，尽管水文条件严峻，但公司通过灵活性应对了挑战，确认2025年业绩指引 [37] 问题: 前九个月FFO动态及年底预期？ - 回答：FFO通常集中在下半年，尤其是第四季度 前九个月FFO较高部分得益于异常监管现金回收（约3亿美元） 预计第四季度普通业务现金流和营运资本管理将改善 [38] 问题: BESS Las Salinas和Acebache项目是否涉及额外太阳能容量，还是仅储能？另外200兆瓦储能容量将如何部署？ - 回答：项目是混合项目，在现有北部太阳能电站中增加储能系统，不增加太阳能容量 这样做可以更快推进项目并节省成本 [39] 问题: 2025年储能扩张项目500兆瓦目标是否有变？新规是否符合预期？是否足以解锁更高储能投资？ - 回答：计划新增约600兆瓦容量，其中450兆瓦与BESS相关 项目启动从年初推迟至下半年，预计COD从2026年下半年移至2027年 8月生效的新规允许BESS参与辅助服务市场，对盈利能力有积极影响，但收入增加幅度不大，符合预期 新规是重要一步，有助于未来储能项目渗透 [41][42][43] 问题: 非管制PPA合同有任何消息吗？ - 回答：目前没有关于非管制PPA合同的新消息 [44]

业绩总结 - 2025年9个月的EBITDA为1,004百万美元，与2024年持平[45] - 2025年9个月的净收入为352百万美元，同比下降21%[45] - 2025年第三季度的EBITDA为345百万美元，较2024年下降15%[43] - 2025年第三季度的净收入为106百万美元，同比下降41%[43] - 2025年9个月的财务费用为157百万美元，同比上升39%[45] - 2025年9个月的折旧和摊销费用为275百万美元，同比上升16%[45] - 2025年9个月的坏账费用为28百万美元，同比上升74%[45] 用户数据 - 截至2025年9月，公司的净装机容量为8.9 GW，其中可再生能源占比为41%[60] - 2025年9月，公司的电力销售市场份额为44%[63] - 2025年9月，公司的电力销售总量为11.0 TWh[63] - 2025年9月，公司的电力生产中，水电占34%，风能和太阳能占22%[61] - 2025年9月，公司的电力生产中，天然气发电占比为39%[61] - 2025年9月，公司的电力生产中，电池储能系统（BESS）占比为2%[61] 未来展望 - 截至2025年，预计公司将实现约1.0 GW的连接容量[49] - Enel Chile在2025年第三季度和九个月的合并财务结果中，预计将面临多种市场趋势的影响[89] - 预计未来将受到智利电力行业监管和法律变化的影响[89] 新产品和新技术研发 - 2025年9个月的资本支出为245百万美元，主要用于资产管理和电网优化[24] - 2023年第二季度，Las Salinas项目连接了26 MW、74 MW和106 MW的容量[50] 负面信息 - 2025年9个月的财务费用反映了平均未偿债务和利率的降低[36] - 公司计划实施成本削减措施，以改善财务状况[89]

收入和利润（同比环比） - 营业收入为22.79亿美元，同比下降7.3%；第二季度营业收入为11.77亿美元，同比下降12.6%[6] - 2025年上半年累计总营收为22.79亿美元，同比下降7.3%；其中能源销售收入为20.27亿美元，同比下降10.23%[38][40] - 归属于Enel Chile S.A.股东的净利润为2.46亿美元，同比下降7.8%[6] - 2025年上半年归属于Enel Chile股东的净利润为2.46亿美元，同比下降2100万美元或7.8%[39][40] - 累计净利润为2.67亿美元，同比下降2500万美元，降幅8.6%[60] - 第二季度净利润为8100万美元，同比下降4100万美元，降幅33.9%[60] - 公司EBITDA为6.59亿美元，同比增长10.4%；第二季度EBITDA为2.93亿美元[6] - 2025年上半年综合税息折旧及摊销前利润（EBITDA）为6.59亿美元，同比增加6200万美元，增长10.4%[40][42] - 2025年第二季度综合EBITDA为2.93亿美元，同比减少1000万美元，下降3.4%[40][42] - 截至2025年6月30日，公司综合EBITDA为6.59亿美元，同比增长6200万美元，增幅10.4%；但第二季度EBITDA为2.93亿美元，同比下降1000万美元，降幅3.4%[43] 成本和费用（同比环比） - 采购与服务成本为14.13亿美元，同比下降16.1%；第二季度成本为7.62亿美元，同比下降19.9%[6] - 2025年上半年采购与服务成本为14.13亿美元，同比下降16.1%，其中能源采购成本下降20.4%至8.93亿美元[40] - 公司累计人员费用为3300万美元，同比增加600万美元，增幅21.6%，主要包含与提前退休计划相关的500万美元非经常性激励支出[43][49] - 公司累计其他费用为9200万美元，同比增加1400万美元，增幅17.4%，主要因维护修理费增加800万美元及技术服务费增加400万美元[43][51] - 累计折旧、摊销和减值费用为2.22亿美元，同比增加5600万美元[59] - 累计财务业绩为亏损8400万美元，同比恶化3200万美元，增幅62.7%[60][61] - 公司所得税费用为9300万美元，同比增加300万美元[60][72] 发电业务表现 - 发电业务累计营业收入为16.04亿美元，同比下降1.76亿美元，降幅9.9%；第二季度营业收入为8.25亿美元，同比下降1.27亿美元，降幅13.4%[43][45] - 发电业务累计EBITDA为5.76亿美元，同比微增500万美元，增幅0.9%；但第二季度EBITDA为2.6亿美元，同比下降2200万美元，降幅7.7%[43][44] - 发电业务累计运营成本为9.02亿美元，同比下降2亿美元，降幅18.2%，主要因能源采购减少1.61亿美元（对应采购量减少1,445 GWh）[43][48] - 发电业务能源销售收入减少2.07亿美元，主因实物销售量减少（对应1,910 GWh，其中对受管制客户销售减少1,791 GWh）以及平均售价下降带来7100万美元负面影响[46] - 总发电量下降5.3%至11,474 GWh；总能源销售量下降11.6%至15,895 GWh[8][10] - 2025年上半年对国家电力系统（SEN）的累计能源销售量为15,895 GWh，同比下降11.6%，市场份额为39.6%，同比下降4.9个百分点[34] - 截至2025年6月30日，Enel Chile净装机容量为8,892 MW，其中可再生能源（含水力、太阳能、风能、地热及储能）占比78%[32] 配电与网络业务表现 - 配电与网络业务EBITDA为9200万美元，显著高于去年同期的5700万美元[13] - 配电与网络业务累计EBITDA为9200万美元，同比大幅增长3600万美元，增幅63.0%；第二季度EBITDA为4200万美元，同比增长600万美元，增幅16.4%[43][52] - 配电与网络业务累计营业收入为8.72亿美元，同比下降1000万美元，降幅1.1%；第二季度营业收入为4.39亿美元，同比下降4600万美元，降幅9.6%[43][53] - 配电与网络业务累计运营成本为7.19亿美元，同比下降4900万美元，降幅6.4%，主要因能源采购成本减少3700万美元（对应采购量减少192 GWh）[43][55] - 2025年上半年配电与网络业务能源销售量为7,237 GWh，同比下降2.3%；能源损耗率为6.2%，同比上升0.7个百分点[36] 财务健康状况与流动性 - 公司总金融债务为39.70亿美元，较2024年12月增加4000万美元[12] - 可用流动性包括3.20亿美元现金及现金等价物和5.90亿美元可用承诺信贷额度[14] - 截至2025年6月30日，公司流动性包括3.2亿美元现金及现金等价物和3亿美元长期承诺信贷额度，而2024年12月31日分别为3.85亿美元和6.9亿美元[118] - 流动性比率为1.02倍，较2024年12月31日提升2.8%[76][77] - 债务比率为1.33倍，较2024年12月31日的1.39倍有所改善[76][77] - 财务费用覆盖率为5.88倍，同比提升6.1%[76][77] - 营业利润占营业收入的利润率为19.2%，同比提升9.4%[76][77] - 净资产收益率为2.7%，同比下降14.8个百分点[76][77] - 截至2025年6月30日，股本回报率为12.3%，较2024年同期的17.5%下降了5.2个百分点[78] - 截至2025年6月30日，资产回报率为1.4%，较2024年的6.8%大幅下降了80个基点[78] - 2025年上半年经营活动现金流为5.1亿美元，较2024年同期的3.07亿美元增长2.03亿美元，增幅达66.6%[87] - 2025年上半年，公司净现金流出为0.59亿美元，但较2024年同期的3.08亿美元流出改善了2.49亿美元[87] - 2025年上半年投资活动现金流出为1.32亿美元，较2024年同期的4.53亿美元流出改善了3.2亿美元[87] - 2025年上半年融资活动现金流出为4.37亿美元，较2024年同期的1.61亿美元流出增加了2.75亿美元[87] - 2025年上半年资本支出为1.38亿美元，较2024年同期的4.44亿美元减少了3.06亿美元[93] - 截至2025年6月30日，公司总资产为125.45亿美元，较2024年12月31日减少2.2亿美元，下降1.7%[80] - 流动资产减少1.91亿美元，其中应收账款减少0.94亿美元，现金及现金等价物减少0.65亿美元[80] - 总权益为53.89亿美元，较2024年底增加0.43亿美元，其中归属母公司股东的权益为50.23亿美元，增长1.0%[84] 风险管理和对冲活动 - 为对冲汇率风险，公司持有1.89亿美元交叉货币互换合约和5.89亿美元远期合约[16] - 为对冲利率风险，公司持有2.86亿美元利率互换合约[17] - 公司持有活跃的布伦特原油对冲头寸，涉及购买量45.9万桶和销售量15.9万桶；天然气（亨利港）对冲购买量24 Tbtu；煤炭对冲销售量10.4万吨[114] - 基于当前对冲情况，公司预计下一季度汇率波动对收益的影响将达到2620万美元[124] - 敏感性分析显示，SOFR利率变动25个基点将导致月度财务费用增加或减少5.208万美元[129] - 公司多项信贷协议包含交叉违约条款，单个债务违约本金超过1.5亿美元且违约金额超过1.5亿美元可能触发债务加速偿还[127][130][131][132] - 公司采用三线防御模式进行风险管理，由业务和内控部门（一线）、风险控制部门（二线）及内部审计（三线）组成[103] - 公司通过蒙特卡洛模拟进行汇率风险前瞻性测量，置信度为95%，时间跨度为3个月[123] - 公司风险分类体系包含6个宏观风险类别和37个子类别，涵盖财务、战略、运营等领域[102] - 截至2025年6月30日，公司固定利率债务占总债务比例为86%，较2024年12月31日的89%有所下降[107] 会计政策与功能货币变更 - 子公司Enel Generación Chile自2025年1月1日起将功能货币从智利比索改为美元，因其主要收入来源将转为自由客户合同群，汇率风险敞口显著降低[26] - 与美元挂钩收入的现金流套期保值储备累计税前金额为620,164百万智利比索（约6.57亿美元），该金额在2024财年末被全额确认为较低收入[29] - 公司改变了功能货币，自2025年1月1日起，Enel Chile及其子公司功能货币由智利比索变更为美元[110] - 商誉在合并中产生，代表收购成本超过公司在收购日可辨认资产、负债（包括或有负债及非控制性权益）公允价值份额的部分[136] - 商誉不进行摊销，但每个会计期末需进行减值测试，若可收回价值低于账面净值则计提减值[136] - 公司全年（尤其在期末）会评估资产是否存在减值迹象，若存在则估计其可收回金额以确定减值损失[137] - 对于不能独立产生现金流的可辨认资产，其可收回金额基于所属的现金产出单元（最小的独立产生现金流入的资产组）进行估计[137] - 外币计价的资产按期末汇率列报[138] - 关联公司的应收款项根据到期期限分为短期和长期[138] - 资产价值根据国际财务报告准则确定，具体标准包含在截至2025年6月30日财务报表的附注2、3和4中[139]

财务数据和关键指标变化 - 2025年上半年EBITDA达6.59亿美元，较去年增长10%，主要因发电业务和天然气交易活动表现出色，抵消了受监管PPA到期和输电线路限制的负面影响 [24] - 上半年净收入为2.46亿美元，较去年下降8%，主要是由于G&A费用增加；二季度净收入为7100万美元 [24] - 上半年FFO显著改善，达4.1亿美元，是去年的7.8倍；二季度FFO达2.95亿美元，比2024年同期增加3.57亿美元，主要得益于EBITDA改善和PEGA资金回收 [25][26] - 上半年资本支出（CapEx）达1.57亿美元，其中40%（6300万美元）用于希腊投资，31%（4800万美元）支持热力项目，29%（4500万美元）投资于可再生能源和储能 [26][27] - 截至2025年6月，总债务较2024年12月略有增加4000万美元，达39亿美元，主要是由于二季度净营运资金需求的外部影响；债务组合平均期限略降至5.9年，固定利率债务占比86%，平均债务成本为4.9% [39][40] - 截至2025年6月，公司拥有5.9亿美元的承诺信贷额度和3.2亿美元的现金等价物 [40] 各条业务线数据和关键指标变化 发电业务 - 净装机容量8.9GW，其中78%来自可再生能源和电池储能系统；2025年净发电量较2024年6月减少5%，降至5.9太瓦时，主要由于水电调度减少、可再生能源发电减少和输电线路限制导致的限电增加，但高效热电厂贡献部分抵消了这一下降 [17][18] - 上半年能源销售近15.1太瓦时，主要因受监管合同到期，对受监管客户的销售减少；2025年实物能源总量为7.4太瓦时，低于2024年，主要由于对受监管客户和自由客户的销售减少 [18] - 2025年PPA销售额减少1.06亿美元，主要因一些高价受监管合同到期，部分被2024年记录的汇率对冲负面影响抵消；上半年发电业务销售额减少1.55亿美元，主要因高价相关合同到期，部分被汇率对冲负面影响和三个市场合同的价格资产抵消 [29][32] 采购业务 - 2025年采购业务取得9200万美元的积极影响，尽管6月输电线路限制带来2300万美元的负面影响，主要得益于现货市场成本降低，包括能源采购量减少和第三方采购减少 [30] - 上半年采购业务获得1.89亿美元的积极收益，尽管输电线路限制带来3400万美元的负面影响，得益于现货市场和第三方能源采购成本降低、前期能源结算、输电成本降低和热电厂效率提高 [32] 天然气优化业务 - 2025年天然气优化活动贡献2500万美元，得益于天然气交易量增加至6.4太拉；上半年贡献约2200万美元，交易量较2024年同期增加5.9太拉 [30][32] 配电业务 - 配电业务取得700万美元的积极影响，主要因反映2024 - 2028年监管薪酬预期的拨备，被季度内较高的关税部分抵消，主要由于维护活动增加和强度提高 [30] - 上半年配电业务产生3400万美元的积极影响，主要由反映2024 - 2028年监管薪酬预期的拨备和关税指数化的有利影响驱动 [32] 各个市场数据和关键指标变化 - 智利国家电力系统受水文条件差、热电厂计划和非计划维护以及输电线路临时不可用等因素影响，导致中部南部地区现货价格上涨，运营成本增加 [15] - 累计降雨量低于2024年同期，但水电发电量接近去年水平，公司维持全年水电发电量约11太瓦时的指导 [15][16] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司致力于配电业务的冬季计划，确保服务连续性和可靠性，基础设施项目按计划推进，加强风险管理框架 [44] - 随着监管清晰度提高，公司将在未来几个月开始建设BEST项目，计划在未来两年内在智利北部增加约0.5吉瓦的电池储能容量 [14][44] - 公司积极采取管理措施，减轻输电限制和资产不可用对投资组合的影响，提高业务模式的适应性和稳定性 [45] - 在发电业务中，公司关注混合可再生能源发电厂项目，特别是北部的太阳能发电厂；在配电业务中，公司尽可能投资以提高电网的弹性，应对气候变化的影响 [81] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为公司在应对外部挑战时表现出韧性，能够适应不断变化的环境，如2025年上半年尽管面临外部压力，但仍取得了符合预期的良好业绩 [24][59] - 对于水电生产，考虑到水库情况、降雨季节和融雪季节，管理层对未来几个月的水电生产持乐观态度，并确认全年目标为10.7太瓦时 [56] - 公司有信心继续保持良好的发展趋势，不考虑调整全年EBITDA、净收入和派息的指导 [59][60] 其他重要信息 - 自2025年1月1日起，公司的功能货币从2000比索变更为美元 [23] - 2025年7月发布了2025年P&P受监管关税法令，调整了受监管关税的能源部分，使公司能够开始收回更大比例的PAC - 1，并为发电业务的现金流提供更清晰的可见性 [12][20] - 关于2024 - 2028年PAT的顾问最终报告预计将在未来几周交付和发布，监管机构预计将在2025年发布新周期的初步技术报告；公司仍在监测电力和燃料监管局关于2024年BAD流程的决议，该决议将确定分配公司未偿债务的时间表 [19] - 国家能源委员会关于电池储能系统辅助服务报酬的提案正在讨论中，预计2025年有监管更新，旨在鼓励电池储能系统参与辅助服务市场 [21] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：配电业务中能源损失增加的主要原因以及天然气销售的可持续性 - 配电业务能源损失增加的原因包括2024年年中起电价上涨导致更多能源欠费，以及去年的气候事件和客户习惯变化；公司正在采取措施，如简化客户付款计划、改进欠费查找工具，并与监管机构合作改善规则和监管模式 [48] - 公司2025年天然气销售利润指导为8000 - 9000万美元，考虑到供应可用性，未来几年天然气过剩销售可能可持续，但盈利能力和交易量将受市场条件影响 [51] 问题2：上半年水电产量已达全年目标的50%以上，下半年水电产量如何演变，是否确认全年水电和EBITDA指导 - 考虑到水库情况、降雨季节和融雪季节，管理层对未来几个月的水电生产持乐观态度，确认全年水电目标为10.7太瓦时 [56] 问题3：公司目前的平均债务成本 - 公司年初债务成本为5%，目前略降至4.9%，得益于过去有利的债务条件和长短期限的良好搭配 [57] 问题4：考虑到能源市场条件不佳，是否调整全年EBITDA、净收入和派息指导 - 公司认为有能力应对各种事件，上半年虽面临外部压力仍取得符合预期的业绩，有信心继续保持良好趋势，不考虑调整全年指导 [59][60] 问题5：SALINA项目未来是否有额外减值 - SALINA项目原计划建设375兆瓦发电厂，2024年建成205兆瓦，后因市场条件变化，资产用途调整至其他项目；目前资产价值较低，预计不会有额外减值 [63][64] 问题6：配电业务成本降低的原因 - 公司在配电业务中采取短期措施和特殊活动控制成本，符合提高业务价值的政策 [65][66] 问题7：NLG季度财务费用同比增加的原因 - 增加与摊销增加有关，去年有大量在建项目，可将成本资本化；今年部分项目开始投产，如Los Converse项目，减少了财务成本资本化的可能性 [67] 问题8：2025年已进行的天然气交易活动是否已入账，未来天然气交易活动的指导以及阿根廷天然气供应情况 - 2025年公司签署了两份LNG货物销售协议，第一份货物利润2300万美元已在2025年入账，第二份货物将在第四季度销售和入账；2025年天然气利润指导为8000 - 9000万美元；公司与阿根廷有天然气供应合同，除6月因极端天气有一周供应受影响外，需求已成功交付 [68][69][70] 问题9：新电池投资计划与之前的区别、未来两年的投资金额以及辅助服务的额外收入预期 - 新电池投资计划与2025 - 2027资本市场日提出的计划相同，目前未考虑辅助系统收入 [73] 问题10：BEST项目的具体情况，包括电池时长、投产时间，以及新风电项目的情况 - 三个BEST项目投资约4亿美元，总容量453兆瓦，时长4小时，预计2027年投产；风电项目仍在商业计划中，但投产时间晚于BEST项目 [75] 问题11：何时处理1亿美元的日元债券 - 目前考虑处理该债券为时尚早，公司会持续评估负债管理方案，优化财务成本，未来几个月可能会更多参与相关事宜 [76] 问题12：从子行业角度看，最具吸引力的投资机会，是否有股份回购计划，以及CapEx计划的确认 - 投资机会方面，发电业务关注北部的混合可再生能源发电厂项目，配电业务关注提高电网弹性的投资；股份回购由股东决定，目前管理层无具体信息；公司确认目前的CapEx计划，2025年CapEx略有延迟，BEST项目预计在获得监管机构关于电池储能系统参与辅助服务市场的好消息后开始，会比原计划略有延迟 [81][82][84] 问题13：国家能源委员会辅助服务报酬提案不理想，公司启动新BEST项目是否期望提案改进，新BEST项目是否会与现有太阳能光伏项目混合，以及对TNE的反馈 - 新辅助服务提案将使公司能够独立于协调员的调度捕捉更高的现货价格；新BEST项目将与智利北部的现有光伏电厂混合，主要目标是提高非太阳能小时的产量，而非提供辅助服务；公司有450兆瓦的先进电池储能项目，预计未来几周会有重要更新，风电项目按计划推进 [88][89] 问题14：公司激励退休计划按子公司的拆分情况，以及部分可再生资产发电能力下降的原因和恢复措施 - 激励退休计划影响涉及智利所有子公司，发电和配电领域各约500万美元，同时也涉及服务领域；太阳能资产发电低于预期是因为提前进行了维护活动，预计9月完成，相关成本和部分损失产量由保险覆盖；地热发电厂产量下降是由于流体减少，公司已计划使用特定机器进行干预，年底前恢复全部效率 [92][93][94] 问题15：在配电业务中，执行电网弹性投资并提前在资产基础中确认的进展 - 目前没有进展，但公司积极倡导向基于实际资产的新模式过渡，认为需要对电网进行重大投资以应对气候变化、更高的电气化和可再生能源渗透率的影响 [95][96]

财务数据和关键指标变化 - 2025年EBITDA高于去年同期，第一季度EBITDA达6.59亿美元，同比提升10%，主要因发电业务和天然气交易活动表现出色，不过受监管PPA到期和输电线路限制影响，第二季度EBITDA较2024年第二季度略有下降1000万美元 [14][26] - 第一季度净收入为2.46亿美元，同比下降8%，主要因G&A费用增加；第二季度净收入为7100万美元 [26] - 第一季度FFO显著改善，达4.1亿美元，是去年同期的7.8倍，第二季度FFO达2.95亿美元，较2024年同期增加3.57亿美元，主要因EBITDA改善和PEGA资金回收 [26][37] - 第一季度资本支出（CapEx）达1.57亿美元，40%（6300万美元）用于希腊投资，31%（4800万美元）支持热力项目，29%（4500万美元）投资于可再生能源和储能 [27][28] - 截至2025年6月，总债务增至39亿美元，较2024年12月略有增加4000万美元，主要因第二季度净营运资金需求的外部影响 [40] - 债务组合平均期限从2024年12月的6.2年略降至2025年6月的5.9年，固定利率债务占比86%，平均债务成本降至4.9% [41] - 截至2025年6月，公司拥有可用承诺信贷额度5.9亿美元和现金等价物3.2亿美元 [41] 各条业务线数据和关键指标变化 发电业务 - 水电发电量与去年同期持平，受高于预期的热力调度支持，但2025年净发电量降至59亿千瓦时，主要因水电调度减少、可再生能源发电量降低和输电线路限制导致的削减水平增加，不过高效热电厂贡献增加部分抵消了这一影响 [9][19][20] - 第一季度能源销售接近151亿千瓦时，主要因受监管合同到期后对受监管客户的销售减少；2025年实物能源总量为74亿千瓦时，低于2024年，主要因对受监管客户和自由客户的销售减少 [20] - 第一季度PPA销售额减少1.55亿美元，主要因一些高价受监管合同到期，部分被2024年记录的汇率对冲负面影响和三个市场合同的价格资产抵消 [33] 天然气交易业务 - 本季度天然气交易业务表现良好，有助于抵消现货市场采购，预计全年将保持在相关水平，2025年天然气优化活动贡献约2200万美元，交易量较2024年同期增加5.9 [9][10][33] 配电业务 - 正在推进“弹性与冬季”计划，部署远程控制系统以显著缩短平均服务恢复时间，实施新的植被监测和控制计划，并引入新的电网故障管理程序 [11][12] - 目前处于新的监管周期，新的重置价值为21亿美元，预计未来几周将发布2024 - 2028年PAT的顾问最终报告 [21] 各个市场数据和关键指标变化 - 智利国家电力系统受多种因素影响，包括水文条件差、热电厂计划内和计划外维护以及输电线路临时不可用，导致智利中南部地区现货价格上涨，运营成本增加 [16] - 累计降雨量低于2024年同期，但本季度水电发电量接近去年水平，公司维持全年水电发电量指导在107亿千瓦时 [16][17][56] - 公司减少了第三方采购和非太阳能时段的现货市场采购 [21] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 计划在未来两年内在智利北部建设约0.5吉瓦的电池储能项目，增强对智利的承诺，服务受监管和自由市场领域 [15] - 持续致力于配电业务的冬季计划，确保服务连续性和可靠性，加强风险管理框架 [45] - 积极采取管理措施，减轻输电限制和资产不可用对投资组合的影响，维护系统稳定性和盈利能力 [46] - 不断改进商业模式基础，增强适应性和市场定位，为利益相关者创造可持续长期价值 [46] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司运营具有韧性，能够适应不断变化的环境，尽管面临挑战，但财务表现良好，有信心继续保持这一趋势 [14][59] - 对水电生产前景持乐观态度，预计未来几个月水电产量良好，可确认全年107亿千瓦时的目标 [56] - 认为新的辅助服务提案将有助于捕捉更高的现货价格，独立于最佳调度协调员 [87] 其他重要信息 - 自2025年1月1日起，公司功能货币从2000比索变更为美元 [25] - 2025年7月发布了2025年P&P监管电价法令，允许公司在未来六个月内收回约4800万美元的现金，截至2025年6月，PEC应收账款约为1.64亿美元 [22] - 关于扩大电力补贴、CO2税和Bolsa Pima倡议的讨论仍在进行中，预计2025年将对电池储能系统的辅助服务报酬进行监管更新 [22][23] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 配电业务能源损失增加的主要原因及天然气销售的可持续性 - 配电业务能源损失增加的原因包括2024年年中起电价上涨导致能源欠费增加、去年气候事件以及客户习惯变化，公司采取了简化客户付款计划、改进欠费查找工具和与监管机构合作改进规则等措施；智利的能源损失仍低于其他拉丁美洲国家，公司正密切关注并与其他地区团队分享经验以减少损失 [48][49][50] - 公司目前对2025年天然气销售利润的指导在8000 - 9000万美元之间，考虑到供应情况，未来几年天然气过剩销售可能具有可持续性，但盈利能力和交易量将随市场条件变化 [52] 问题2: 上半年水电产量略高于全年目标的50%，下半年水电产量预期及全年指导确认情况 - 考虑到水库情况和降雨季节到来，对下半年水电生产持乐观态度，可确认全年107亿千瓦时的目标 [54][56] 问题3: 公司目前的平均债务成本 - 年初债务成本为5%，目前略降至4.9%，得益于过去在更有利条件下的操作以及长短债的良好配置 [57] 问题4: 考虑到能源市场条件不佳，是否调整全年EBITDA、净收入和派息指导 - 公司有能力应对各种事件，上半年虽面临外部压力但仍取得符合预期的良好结果，有信心继续保持这一趋势，不调整全年指导 [58][59] 问题5: 是否预计SALINA项目未来有额外减值 - SALINA项目最初计划建设375兆瓦发电厂，2024年建成205兆瓦后市场条件变化，资产用途转移至两个不同项目，特别是建设小型太阳能发电厂，目前资产减值后价值较低，预计不会有进一步减值 [61][62][63] 问题6: 配电业务销售下降时，综合成本下降幅度大于综合销售的原因 - 公司致力于配电业务成本控制，推出了一些短期概念和特别活动以控制成本，符合公司提升业务价值的政策 [64][65] 问题7: NLG季度财务费用同比增加的原因 - 增加与摊销增加有关，去年有大量在建项目可将成本资本化，今年部分项目开始发电，如Los Converse项目，资本化财务成本的可能性发生变化 [66] 问题8: 2025年已完成的天然气交易活动是否已入账，未来天然气交易活动指导及阿根廷天然气供应减少情况下的情况 - 2025年签署了两份LNG货物销售协议，第一份货物利润已在2025年入账，为2300万美元，第二份货物将在第四季度销售并入账；目前2025年天然气利润指导在8000 - 9000万美元之间；公司与阿根廷有长期合同，除6月因极端天气有一周供应受影响外，需求已成功交付 [67][68][69] 问题9: 新电池投资计划与之前的差异、未来两年预计投资金额及辅助服务额外收入预期 - 最佳投资与公司在2025 - 2027年资本市场日提出的计划相同，目前未考虑辅助服务系统收入 [71][72] 问题10: 最佳项目的具体信息（557兆瓦、电池时长、投产时间）及新风电场项目情况 - 三个最佳项目投资约4亿美元，总容量453兆瓦，时长4小时，预计2027年投产；风电场项目仍在商业计划中，但投产时间晚于最佳项目 [73][74] 问题11: 何时处理公司的1亿美元日元债券 - 目前讨论该债券到期处理计划尚早，公司会持续评估负债管理方案以优化财务成本，未来几个月可能会更深入参与相关问题 [75] 问题12: 从子行业角度看最具吸引力的投资机会、是否有股票回购计划及CapEx计划确认 - 投资策略是优化各领域投资，发电领域重点是北部混合可再生能源发电厂项目，配电领域主要投资于增强电网弹性；股票回购由股东决定，目前暂无具体信息；确认目前的CapEx计划，2025年CapEx略有延迟，最佳项目数字投资因等待监管机构关于VETS参与补充服务市场的消息而推迟，未来将在计划展示中讨论更多机会 [80][81][83] 问题13: 国家能源委员会（CNE）辅助服务报酬提案不理想，公司启动新最佳项目是否因预计提案会改进，新最佳项目是否会与现有太阳能光伏混合及是否有TNE反馈 - 新辅助服务提案将允许独立于最佳调度协调员捕捉更高现货价格；公司有450兆瓦的先进电池储能项目在智利北部，预计未来几周分享重要更新，风电场项目按计划进行，最佳项目将与智利北部现有光伏电厂混合，主要目标是提高非太阳能时段产量而非提供辅助服务 [86][87][88] 问题14: 公司激励退休计划按子公司拆分信息及部分可再生资产产能恢复措施 - 公司重组计划将提高内部效率，影响涉及智利所有业务，发电和配电领域各约500万美元，同时也关注服务领域；太阳能资产产量低于预期是因提前进行维护活动，预计9月完成，相关成本和部分损失产量由保险覆盖；塞罗帕维隆地热发电厂产量减少是因流体减少，属井的自然演变，已计划用特定机器进行干预，年底前恢复全部效率 [91][92][94] 问题15: 配电业务在希腊执行弹性投资并提前在资产基础中确认的进展 - 目前暂无进展，但公司积极倡导向基于实际资产的新模式过渡，因应对气候变化、更高电气化和可再生能源渗透需要对电网进行重大投资 [95][96]

业绩总结 - 2025年上半年EBITDA较去年增长10.4%，达到659百万美元[21] - 2025年第二季度EBITDA为293百万美元，同比下降3%[44] - 2025年上半年净收入为246百万美元，同比下降8%[46] - 2025年上半年FFO为403百万美元，主要受益于4月的PEC融资261百万美元[21][37] - 2025年上半年财务费用为84百万美元，同比增加63%[46] - 2025年上半年坏账损失为18百万美元，同比增加56%[46] 用户数据 - 2025年上半年，Enel Chile的物理能源销售为7.2 TWh，住宅用户占比为90%[65] - 2024年，Enel Chile在能源销售市场的市场份额为44%[66] 未来展望 - 2025年，预计Rapel水电站的发电量为10.7 TWh[61] - 2025年上半年，Enel Chile的总净装机容量为8.9 GW，较2024年增长6%[63] 新产品和新技术研发 - 2025年上半年的可再生能源和BESS（电池储能系统）占净装机容量的78%[14] 市场扩张和并购 - 截至2025年6月，净装机容量为8.9 GW，其中水电占41%，天然气占34%，可再生能源（不包括水电）占22%[63] 财务状况 - 2025年上半年资本支出（CAPEX）为157百万美元，主要用于资产管理和电网优化[23] - 2025年6月30日的总债务为3,650百万美元，流动性良好，固定利率债务占比86%[39] - Enel Chile的市场资本为45亿美元[71] - Enel Chile的信用评级为AA+(cl)稳定，国际市场评级为BBB稳定[69] 负面信息 - 2025年上半年财务费用同比增加63%[46] - 2025年上半年坏账损失同比增加56%[46] 市场价格 - 2025年上半年，Henry Hub天然气价格为3.5美元/mmBTU，Brent原油价格为72美元/桶[58] - 2025年上半年，API2煤炭价格为61美元/吨[58] - 2025年上半年，Quillota的边际成本为954美元/MWh，Crucero的边际成本为72美元/MWh[58]

业绩总结 - 2025年第一季度EBITDA为365百万美元，同比增长25%[35] - 2025年第一季度净收入为175百万美元，同比增长11%[35] - 2025年第一季度的电网业务EBITDA增长128%，达到49百万美元[39] - 2025年第一季度的电能销售为3.7 TWh，较Q1 2024增长1%[58] - 2025年第一季度的终端用户数量为1.52百万，较Q1 2024增长9%[58] 用户数据 - 2025年第一季度的净生产能力为8.9 GW，其中水电占41.2%[11] - Enel Chile在2023年的市场份额为44%[60] - Enel Chile的总装机容量为8.9 GW，其中可再生能源（不包括水电）占比为36%[56] - Q1 2025的电力分配量为3.6 TWh，较Q1 2024下降2%[53] - Enel Chile的电力损失率为4%[53] 财务状况 - 2025年第一季度资本支出（CAPEX）为68百万美元，主要集中在可再生能源和电网基础设施[19] - 2025年第一季度的财务费用为26百万美元，较2024年同期的3百万美元大幅上升[35] - 2025年第一季度的坏账损失为9百万美元，同比增长139%[35] - 2025年第一季度的总债务为416百万美元，流动性覆盖债务到期至2027年[31] - 2025年第一季度的净收入反映了EBITDA的增长，主要受到税收和财务费用的影响[24] 环境与可持续发展 - Q1 2025的CO2排放量较Q1 2024下降9%，为7.7 TWh[53] - Enel Chile的GHG（温室气体）无排放生产占比为76%[53]

财务数据和关键指标变化 - 2025年第一季度净收入达1.75亿美元，较去年增长11% [22] - 2025年第一季度FFO达1.09亿美元，较2024年第二季度略有下降500万美元 [24] - 2025年第一季度末总债务微增2%，达40亿美元，固定利率约88%，债务平均成本4.9% [26] - 截至2025年3月，可用承诺信贷额度6.4亿美元，现金及等价物4.6亿美元 [27] 各条业务线数据和关键指标变化 发电业务 - 2025年第一季度净发电总量5.6太瓦时，较2024年下降8%，主要因水电和可再生能源发电减少，部分被风电贡献增加抵消 [12] - 2025年第一季度PPA销售减少4900万美元，部分被新合同和汇率对冲积极影响抵消 [21] 能源销售业务 - 2025年第一季度能源销售总量7.7太瓦时，较去年减少9%，源于向受监管客户销售减少 [13] 资产采购业务 - 2025年第一季度从第三方采购减少0.2太瓦时，现货市场采购减少0.1太瓦时 [13] 工业采购业务 - 2025年第一季度采购增加6600万美元，得益于商品对冲、成本降低和再气化成本降低 [22] 商业采购业务 - 2025年第一季度采购增加3100万美元，源于前期能源结算和担保执行，部分被现货市场价格上涨影响抵消 [22] 各个市场数据和关键指标变化 - 2025年第一季度可再生能源发电同比下降约9%，而全系统可再生能源发电增长约7%，主要因两座太阳能发电厂维护及水电发电减少 [73] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司致力于倡导全面配电改革和监管框架现代化，以增强资产费率弹性，构建更强大、适应性更强电网 [28] - 2025年公司将集中在下半年建设储能系统，推进PMGD计划，提高水电设施性能，维持和提高机队可靠性 [20] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管环境充满挑战，但公司弹性和多元化商业模式持续带来稳健成果，对实现目标充满信心 [28] - 2025年第一季度经济和财务表现良好，与上次投资者日设定目标和战略支柱完全一致 [29] 其他重要信息 - 2025年2月，Los Condores水电站成功实现商业运营，第一季度发电量约100吉瓦时 [8] - 2025年第一季度，公司获国家电力协调员授权，开始运营153兆瓦的Los Condres水电站，自2023年1月以来已确保约2.1吉瓦容量 [12] - 2024年股东大会批准2024财年最终及临时股息，约每股3.34智利比索，全年每股共4.24智利比索 [11] - 政府拟扩大电力补贴，从约180万户增至近470万户，聚焦智利40%最脆弱家庭，提案待国会审议 [14] - 2025年第二季度预计监管更新，涉及设施服务PACE薪酬及国家电力系统运营监管公开咨询 [15] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 请介绍配电业务弹性计划，是否与将配电业务EBITDA全部投入电网的想法相关 - 公司自去年底实施弹性计划，应对极端气候事件，包括提高电网质量和数字化等，相关资本支出已包含在去年工业计划中 [36] 问题2: 2025年资本支出8亿美元指引是否仍有效 - 年初资本支出较低，主要在完成MTD计划，大部分资本支出将在下半年进行，目前仍维持8亿美元资本支出指引 [40][41] 问题3: 新监管变化对公司业绩有何影响 - 对于VAT相关监管，目前难以评估对电池项目影响，预计辅助服务将是电池项目薪酬的有益补充，但具体盈利改善情况未知 [45] - 新补贴提案中，关税基金增值税使用对公司中性，若二氧化碳税翻倍，公司可能增加约1500万美元支出，但提案仍在审议中 [46] 问题4: 2025年水电目标10.7太瓦时是否仍有效 - 目前该目标仍有效，需等到6月底或7月底才能更好评估水文影响 [53] 问题5: 请说明保理业务预计收款金额和时间 - 自2024年底起，电价高于能源成本，未来不会增加信贷预测，2025年初已通过保理业务收回约2.6亿美元，计划在2025 - 2027年收回剩余款项 [54][55] 问题6: 配电新监管框架咨询报告最新情况 - 顾问预计在未来几周提交最终报告并正式发布，国家能源委员会将在2025年下半年发布首份技术报告，提出配电公司薪酬建议 [56] 问题7: 是否对2025年业绩指引有信心 - 公司对业绩指引有信心，预计能够实现 [57] 问题8: 延迟发布2024年VAT法令对配电业务经济影响如何 - 无经济影响，仅影响现金流，公司已计提相关费用，预计未来18 - 24个月收回约5000万美元 [59][60] 问题9: 配电业务弹性计划对资本支出和EBITDA目标有何影响 - 相关资本支出已包含在2025 - 2027年工业计划中，目前难以估计对EBITDA的影响 [61] 问题10: 幻灯片中配电业务EBITDA是否已考虑新监管框架影响 - 由于确定2022 - 2028年新PAP的进程较快，公司已对EAP薪酬增加有较好估计，并已考虑相关影响 [63] 问题11: 公司是否签署带照付不议条款的阿根廷天然气合同，是否维持LNG货物使用 - 公司2025年阿根廷天然气合同组合包含照付不议条款，目前预计年内不会出现相关问题 [66] 问题12: 2025年配电业务EBITDA第一季度良好表现是否已纳入预测 - 未提及明确回复 [67] 问题13: 与FGP Chile的太阳能电厂及PPA合同潜在出售情况如何 - 公司持续寻找市场机会，目前暂无相关消息 [69] 问题14: 配电业务保险相关情况及是否有其他回收预期 - 第一季度计提的保险相关费用与自愿付款协议有关，公司有相关保险，目前分析进展良好，但最终分析未完成，无法确定回收情况 [71] 问题15: 2024年底到期的发电业务监管合同是哪些 - 2024年底到期的受监管PPA合同与2012年和2013年招标过程有关，与大宗商品挂钩，价格高于每兆瓦时100美元 [73] 问题16: 为何公司可再生能源发电下降约9%，而全系统可再生能源发电增长约7% - 主要因两座太阳能发电厂（广州和Solvina）维护及水电发电减少 [73] 问题17: 公司是否有更多阿根廷天然气供应，是否预计在第二季度销售更多天然气 - 公司已在2月出售一批天然气货物用于2025年第二季度，交易细节保密，全年交易指导为5000 - 6000万美元 [76]