财务数据和关键指标变化 - 2023年前9个月EBITDA达到783百万美元,同比增长60% [29][30][31] - 2023年第三季度EBITDA达到391百万美元,同比增长70% [35][36][37] - 2023年前9个月净收入达到336百万美元,同比增长87% [44][45] - 2023年第三季度净收入达到197百万美元,同比增长85% [46][47] - 2023年前9个月自由现金流(FFO)达到428百万美元,同比增长790百万美元 [48][49] 各条业务线数据和关键指标变化 - 可再生能源装机容量达到6.7吉瓦,占总装机容量的77% [13][14] - 2023年前9个月发电量同比增长6%,主要由于水电和太阳能发电增加 [41] - 2023年第三季度发电量同比增长11%,主要由于水电和太阳能发电增加 [41] - 2023年前9个月售电量维持与去年同期持平的水平 [42] - 2023年第三季度售电量同比增长0.4%,主要由于调节电销售增加 [42][43] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司分布业务客户数和配电量持续增长,给运营带来机遇和挑战 [23] - 配电网络SAIDI指标同比改善12%,配电损耗率保持平稳 [23] - 2020-2024年配电价格审查最终技术报告已发布,但最终价格尚未确定 [24][25] - 2024-2028年配电价格审查已启动,相关组成部分已经确定 [26] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司持续推进可再生能源装机,2023年新增约0.4吉瓦装机容量 [13][14] - 公司出售了416兆瓦的4座非核心太阳能电厂,获得1.56亿美元收益 [15][16][17] - 公司正在优化资产组合,提升资产价值,增强财务实力 [15][16][17] - 公司正在推进电动化和碳减排相关业务,如电动公交车和公共充电桩 [27][28] - 政府正在就电网规划、储能和可再生能源支持等议题制定新法规 [11] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2023年水电情况良好,水电发电量同比增加28% [18][19][20] - 公司通过长期LNG协议和阿根廷天然气供应合同优化了天然气供应 [20][21][22] - 公司预计2023年EBITDA将达到上限目标 [51] - 公司将于11月底举行投资者日,更新2024-2026年战略规划 [52] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Javier Suarez 提问** - 公司认为合理的净债务/EBITDA水平是多少 [56] - 政府关于电网、储能和可再生能源支持的新法规提议有何最新进展 [56] - 公司2023年现金流预测中包含了多少来自PEC II的应收账款保理 [56][57] **Giuseppe Turchiarelli 回答** - 公司认为净债务/EBITDA低于3倍是合理水平,目标在2.5-2.9倍之间 [58] - 政府11月将提交新的法规草案,公司对此持乐观态度,但具体内容尚未确定 [58][59] - 公司2023年现金流预测中包含了约4亿美元来自PEC II应收账款保理 [61][62] 问题2 **Andrew McCarthy 提问** - 公司对PEC III机制的未来走向有何预期 [68] **Giuseppe Turchiarelli 回答** - 政府正在寻求在不大幅增加客户成本的情况下,确保PEC债务得到偿还的方案 [69] - 政府拟通过对低收入客户的补贴来支持PEC机制 [69] 问题3 **David Galante 提问** - Los Condores项目是否存在类似Bocamina项目的问题,总投资成本是多少 [71] - 公司将如何使用Arcadia出售所得资金 [71] **Giuseppe Turchiarelli 回答** - Los Condores项目目前未出现重大问题,总投资成本预计约12亿美元 [72] - 公司将使用Arcadia出售所得偿还部分银行贷款,并补充营运资金 [72]

财务数据和关键指标变化 - 2023年上半年EBITDA增加50%或1.33亿美元，主要源于PPA销售增加、天然气优化活动、水文改善和可再生能源增长 [21][73] - 2023年上半年净收入增长90%至1.41亿美元，主要因EBITDA增加和折旧摊销影响平稳 [43] - 2023年上半年FFO排除相关支付后达负500万美元，较去年改善2.17亿美元，源于EBITDA增加 [44] - 截至2023年6月，总债务增至50亿美元，主要因PEC 2付款延迟和其他资本需求，预计后续改善 [46] - 2023年上半年能源销售总量为15.5太瓦时，与2022年6月持平，上季度实物销售增长3% [75] - 2023年第二季度净收入为负3300万美元，主要因EBITDA降低、财务结果和所得税增加 [76] - 财务费用达1.03亿美元，与去年持平，预计年底净债务EBITDA低于3倍 [78][79] - 所得税达200万美元，主要因发电业务结果改善和前期税收回收 [103] 各条业务线数据和关键指标变化 发电业务 - 截至2023年6月，净发电量达10.6太瓦时，较2022年上半年增长3%，二季度达5.5太瓦时，增长8% [42] - 上半年PPA销售增加带来1.24亿美元收益，天然气优化活动带来1.1亿美元收益 [73] 配电业务 - 特许经营区域内客户数量和配电量持续增长，过去12个月SAIDI指数改善约400万 [59] 天然气交易业务 - 上半年从Quintero向Mejillones输送约12 TBtu天然气，预计下半年继续向北输送 [13] 各个市场数据和关键指标变化 - 智利在净零排放和脱碳方面表现突出，可再生能源增长和电气化加速，监管需不断适应 [62] - 自由市场长期合同价格呈积极趋势，公司售电价格更舒适 [87] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略是向更清洁高效的发电指标发展，增加对风能、储能和太阳能的投入 [10] - 进行资产组合优化和资产轮换，出售非战略太阳能发电厂，如Arcadia交易 [22][48] - 积极推动电气化和脱碳，在公共和私人领域发挥作用，如更换照明系统、增加电动汽车充电点 [27][29] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2023年上半年经营表现稳健，水文条件、天然气供应和资产质量支持全年取得良好结果 [104] - 对2023年水电发电量乐观，预计比战略计划多1 - 2太瓦时，可能对2024年初有积极影响 [54] - 有信心实现EBITDA目标，因水文改善和交易活动剩余利润 [55][86] 其他重要信息 - 公司多个可再生能源项目获商业运营授权，在建项目进展符合预期 [7][23] - 6月暴雨使水库蓄水近1太瓦时，有利于降低下半年现货市场价格 [20] - 政府提交能源转型法案草案，计划2024年在北部进行储能拍卖并制定国家能源计划 [63] - 预计PEC 2全年保理约4亿美元，8月约3亿美元，年底约1亿美元 [105] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 是否确认2023年EBITDA指引，能否提供更多信息 - 公司确认能达到EBITDA目标上限，因水库蓄水超预期，水电发电量增加，且水文改善降低现货价格，交易活动也有利润 [54][55][86] 问题: 水电发电量在2023年及未来的发展情况 - 预计2023年水电发电量比战略计划多1 - 2太瓦时，每太瓦时约增加5000万美元EBITDA，2023年情况可能对2024年初有积极影响，但长期难以预测 [54][90][100] 问题: 发电业务价格预期及年底杠杆预期 - 因国际商品价格下降和水文条件好，预计下半年现货市场价格显著降低；预计年底净债务EBITDA低于3倍，因确认EBITDA指引和资产出售现金流入 [111][88] 问题: 能否详细说明Arcadia交易PPA的期限 - Arcadia交易中的PPA与电厂原PPA类似，从2029年开始到期，最晚的Domeyko电厂PPA于2041年结束 [91] 问题: 稳定机制现金流吸收情况及债务全年发展情况 - 未明确提及稳定机制现金流吸收情况的全年发展；债务方面，目前债务增加是暂时的，后续会因PEC 2资金回收、业务收入增加和资产出售改善 [46]

业绩总结 - 2023年上半年EBITDA较2022年上半年增长50%，达到400百万美元[21] - 2023年上半年净收入为141百万美元，较2022年上半年增长98%[22] - 2023年上半年EBIT为247百万美元，同比增长2.6倍[79] - 2023年上半年财务费用为59百万美元，同比增长3%[79] - 2023年上半年坏账损失为10百万美元，同比减少48%[79] - 2023年上半年报告的集团净收入为141百万美元，同比增长2.3倍[79] - 2023年上半年EBITDA增长主要与电力购买协议（PPA）销售增长相关[59] 用户数据 - Enel Chile在智利的客户数量超过200万，拥有无限期特许经营权[121] - Enel Chile的市场资本为52亿美元[125] 可再生能源与生产能力 - 2023年上半年新增可再生能源发电能力为1.1 GW，较2022年上半年增长64%[4] - 2023年上半年水电生产为3.7 TWh，较2022年上半年增长8%[31] - 2023年上半年总发电量为10.6 TWh，较2022年上半年增长3%[44] - 2023年上半年的可再生能源占总发电能力的76%[10] - Enel Chile的净装机容量截至2023年6月为8.5 GW，其中太阳能占41%（3.5 GW），风能占24%（2.1 GW）[120] 未来展望与市场趋势 - 管理层对未来业务计划、成本削减计划及财务状况的预期进行了讨论[172] - 电力行业的市场趋势可能会影响其财务状况和运营结果[172] - 实际结果可能因多种因素与前瞻性声明存在显著差异，包括美国或智利的股本市场下滑[172] - 未来利率上升及政府监管的不利决定可能对其运营产生影响[172] 资本支出与成本 - 2023年上半年资本支出中91%与可持续发展目标(SDGs)相关联[24] - 2023年上半年的天然气消费量为175百万美元，主要用于优化北部的热电联产[16] - 2023年上半年，Quillota的边际成本为104.0美元/MWh，较2022年上半年的102.9美元/MWh有所上升[106] 价格变动 - 2023年上半年API 2的价格为2.8美元/吨，较2022年上半年的6.1美元/吨显著下降[115] - 2023年上半年Henry Hub天然气价格为79.8美元/mmbtu，较2022年上半年的107.6美元/mmbtu下降[115] - 2023年上半年Brent原油价格为136.5美元/桶，较2022年上半年的281.2美元/桶大幅下降[115]

商品合约持有情况 - 截至2022年12月31日，公司持有用于2023年结算的450千桶布伦特原油、2.7万亿英热单位亨利中心天然气互换合约（销售）、18.9万亿英热单位亨利中心天然气期货合约（采购）和175.6千吨API2煤炭[353][354] - 截至2021年12月31日，公司持有已在2022年结算的1.93千桶布伦特原油互换合约和9.1万亿英热单位亨利中心天然气互换合约[354] 债务情况 - 截至2022年12月31日，公司固定利率债务总计30.59552亿智利比索，加权平均利率4.4%；可变利率债务总计9.45368亿智利比索，加权平均利率4.2%[357][359] - 截至2021年12月31日，公司固定利率债务总计28.00018亿智利比索，加权平均利率4.3%；可变利率债务总计14.14032亿智利比索，加权平均利率2.2%[364][367] - 截至2022年和2021年12月31日，公司总未偿债务中分别有84%和82%为固定利率，16%和18%为可变利率[369] 债务利率风险对冲工具情况 - 截至2022年12月31日，用于对冲公司有息债务利率风险的工具账面价值总计4.2793亿智利比索，公允价值为2650万智利比索[369] - 截至2021年12月31日，用于对冲公司有息债务利率风险的工具账面价值总计3.80111亿智利比索，公允价值为 - 6101万智利比索[370] 债务外汇风险对冲工具情况 - 截至2022年12月31日，用于对冲公司有息债务外汇风险的工具账面价值总计4.68227亿智利比索，公允价值为8260万智利比索[370] - 截至2021年12月31日，用于对冲公司有息债务外汇风险的工具账面价值总计5.32481亿智利比索，公允价值为 - 3.7403亿智利比索[371]

财务数据和关键指标变化 - 2022年第四季度调整后EBITDA为9.32亿美元，主要因与壳牌的协议、PPA销售增加、产品改善、可再生能源增长、天然气活动等因素，但被可变成本和现货价格上涨部分抵消 [7][8] - 2022年全年调整后EBITDA为12.68亿美元，是去年的2.2倍，主要因与壳牌的一次性协议、PPA销售增加、可再生能源增长贡献和更好的水文条件 [38] - 2022年全年调整后净收入为14.7亿美元，较去年增长8.8倍，主要因调整后EBITDA增加、G&A减值和净债务增加、财务结果和股权投资改善，但被更高的财务费用部分抵消 [39] - 2022年所得税为7400万美元，主要与年度企业税有关，受外汇损失影响较2021年支付减少 [41] - 截至2022年12月，总债务从2021年12月的50亿美元降至47亿美元，平均债务期限提高到3年，固定利率部分增加到84%，平均债务成本从4.4%降至4.1% [42][43] - 2022年FFO为6.72亿美元，主要因EBITDA增加和应收账款稳定维护，预计2023年将收到大部分应收账款 [59] 各条业务线数据和关键指标变化 发电业务 - 2022年净发电量增长17%至22.2太瓦时，第四季度增长9%至5.7太瓦时，主要因水文改善、CCT团队调度增加和其他可再生能源发电增加 [57] - 2022年能源销售增长11%，主要因向受监管客户和新客户的销售增加，第四季度实物销售增长3%，主要因向受监管客户的销售增加 [57] 电网业务 - 电网业务对EBITDA有1100万美元的积极影响，主要因配电和输电业务的税收指数化，但被网络业务的监管标志规定部分抵消 [54][55] 客户业务 - 客户资本支出为7000万美元，与上一年相似，主要用于提高质量和数字化以改善客户体验 [35] 其他业务 - 其他投资为1.94亿美元，主要用于维护和维修活动以确保运营的连续性和弹性 [36] - 开发资本支出为8.56亿美元，与可再生能源战略一致，有所增加 [36] 各个市场数据和关键指标变化 - 2022年需求恢复，全年增长4%，达到退款REIT水平，但被额外时间预订抵消1200万美元 [56] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司通过资产轮换、投资组合管理、天然气交易和优化等活动实现财务状况的显著改善，未来将继续通过综合和可持续的商业模式利用资产、人员和专业知识，推动脱碳、电气化和价值创造 [10][12] - 公司致力于能源转型，通过多元化的项目管道增加可再生能源容量，目前有0.7吉瓦的项目正在建设中，并开始在圣地亚哥大都会地区建设首个太阳能混合项目 [29][30] - 公司采用固体天然气政策，通过天然气优化活动（如在国际市场销售LNG）实现盈利，并计划在2023年继续进行此类活动 [28][72] - 公司在ESG方面表现出色，成为智利首个电力发电公司，并在多个可持续发展指数中获得认可 [16][21] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2022年是充满挑战的一年，能源行业面临商品价格上涨、输电限制和水文条件不佳等问题，但公司通过一系列优化行动成功应对挑战，实现了财务状况的快速恢复 [15][18] - 公司对未来前景充满信心，认为自身有能力在动荡的环境中运营，并利用市场机会实现增长 [12] 其他重要信息 - 2022年公司获得了一些项目和合同，包括B2C领域的空调更换项目和B2G领域的能源解决方案项目，以及B2B领域的光伏电站项目 [6][20] - 公司计划在2023年4月的年度股东大会上提议每股5.1智利比索的最终股息，2022财年总计每股5.2智利比索 [26] - 公司的可再生能源占比达到76%，比2021年提高了6个基点，二氧化碳排放强度降低了近20%，达到每千瓦时218克 [48] - 公司的评级从B提高到A，连续第二年被彭博性别平等指数确认，还获得了[Alain]公司的最高奖项 [49] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 稳定机制对未来现金流的影响 - 公司预计到2023年底将收到大部分因新法律产生的应收账款，约4.5亿美元，但具体金额取决于监管决定 [83] 问题2: 新的容量支付监管对公司的影响 - 公司认为短期内不会有特别影响，因为该规定需批准且有较长过渡期，新旧机制将并行；总体上与公司长期目标一致，对公司结果影响不大 [80][81] 问题3: 公司的最佳净债务与EBITDA比率及资产轮换策略 - 公司目标是净债务与EBITDA比率低于3倍，预计到今年年底能够实现；公司将继续寻找资产价值创造机会，但目前没有重大处置计划 [84][101] 问题4: 2022年和2023 - 2024年的债务成本 - 2023年债务成本将比2022年略有增加，但预计低于5%，在4.5%左右 [65] 问题5: 配电业务面临的问题及改进措施 - 电线盗窃是行业普遍问题，政府正在引入更严格的法规；公司通过谨慎管理投资来提高质量指标，并利用电气化进程带来的机会 [69][98] 问题6: 绿色氢试点项目的下一步计划和公司角色 - 公司在绿色氢生产项目中与合作伙伴各占50%股份，专注于绿色氢生产，不参与后续加工环节 [95] 问题7: 大量可再生能源容量增加对系统的影响及是否会出现产能过剩 - 短期内难以预测会出现结构性产能过剩，因为存在输电限制；公司积极管理投资组合以应对潜在产能过剩问题 [85] 问题8: 第四季度和2022年全年天然气优化收益的含义 - 公司通过在国际市场销售LNG等活动实现天然气优化收益，2022年达到约1.5亿美元 [72][106] 问题9: 公司在哪些国家考虑剥离资产及智利的投资情况 - 公司会继续寻找价值创造机会，但目前没有重大剥离计划，对智利市场持积极态度 [101] 问题10: 与壳牌协议后LNG运输量、供应商、价格变化 - 与壳牌的合同仍然有效，2023年合同运输量从18批减少到16批，其中4批已在国际市场销售；阿根廷天然气价格与智利LNG长期合同价格相当，低于国际市场价格 [103][104] 问题11: 2022年LNG货物销售的利润率 - 2022年LNG优化活动总计约1.5亿美元，与3批货物及其他相关活动有关 [106]

业绩总结 - Enel Chile 2022年上半年EBITDA为313百万美元，同比下降21%[16] - 2022年上半年净收入为336百万美元，同比增长63%[19] - 2022年上半年自由现金流（FFO）为102百万美元，同比下降3%[17] - 2022年上半年报告EBITDA为251百万美元，同比下降29%[41] - 2022年上半年报告净收入为60百万美元，同比下降22%[42] - 2022年上半年坏账损失为19百万美元，同比增加107%[41] - 2022年上半年每股收益（EPS）为39百万美元，同比下降65%[41] 用户数据 - 2022年上半年电力分配量为8.5 TWh，同比增长7%[14] - 2022年上半年电动公交车数量达到1,600辆，同比增长225%[14] - 2022年上半年客户数字互动比例为92%，同比增长6个百分点[14] - 2022年上半年网络损失率为5.3%，同比下降0.3个百分点[14] 未来展望 - 2022年下半年EBITDA指导为0.3亿美元，预计上半年为1.0-1.1亿美元[31] - 2022年上半年财务费用与2021年持平，主要受2021年PEC融资工具影响[34] 新产品和新技术研发 - 2022年上半年可再生能源装机容量占总装机容量的71%[53] 市场扩张和并购 - 2022年上半年资本支出（CAPEX）为499百万美元，同比增长12%[21] 负面信息 - 2022年第二季度调整后EBITDA为92百万美元，同比下降65%[40] - 2022年第二季度水电生产量为1.6 TWh，同比下降10%[24] - 2022年上半年水电生产量为3.4 TWh，同比下降11%[25] - 2022年上半年总债务为5,004百万美元，较2021年12月增长13%[35] 其他新策略和有价值的信息 - 2022年上半年平均外汇汇率为826.24 CLP/USD[40] - 2022年上半年API 2价格为281.2美元/吨，同比上升260%[46] - 2022年上半年Henry Hub天然气价格为6.1美元/mmbtu，同比上升118%[44] - 2021年S&P Global ESG评分为88，较2019年的84有所提升[68] - 2021年MSCI ESG评分为AA，较2019年的A有所提升[68] - 2021年Moody's ESG Solutions评分为57，较2019年的49有所提升[68]

财务数据和关键指标变化 - 2022年上半年和第二季度，公司因成本库存减值对EBITDA进行调整，分别为6200万美元和4100万美元，对底线的影响分别为4200万美元和2800万美元；2021年同期因煤炭库存和自愿退休进行调整，分别为4000万美元和2700万美元，对底线的影响分别为2800万美元和1900万美元 [23][24] - 2022年第二季度调整后EBITDA下降54%（1.1亿美元），主要因大宗商品价格上涨；上半年调整后EBITDA下降21%（8200万美元）；上半年调整后净收入下降3%，第二季度净收入下降65% [24][25] - 2022年上半年资本支出（CapEx）近5亿美元，比2021年上半年高12%；第二季度CapEx达3.36亿美元，比上年同期高63%；上半年资金流量（FFO）为负2.9亿美元 [26] - 2022年上半年调整后净收入为1.02亿美元，与去年相比略有变化；第二季度调整后净收入为5000万美元，减少2800万美元 [43][45] - 2021年上半年为负2.19亿美元，2022年上半年相关机制影响2.11亿美元；营运资金产生负1.87亿美元影响 [46][47] - 截至2022年6月，公司总债务增加6.65亿美元，达57亿美元；债务平均成本从2021年12月的4.4%降至2022年6月的3.9% [49][51] 各条业务线数据和关键指标变化 - 发电业务：2022年上半年EBITDA下降，受全球大宗商品价格上涨影响；上半年净发电量增长11%至10.2（单位不明），第二季度增长8%至5.1小时；能源销售上半年增长18%，第二季度实物销售增长10% [36][37][38] - 网络业务：2022年EBITDA增加4100万美元，因技术状态报告使准备金减少和需求恢复，2021年第一季度工会协议对运营成本有积极影响 [39] 各个市场数据和关键指标变化 - 全国电力系统受收入增长和去年危机等因素影响，大宗商品价格上涨，煤炭价格上升导致现货价格大幅上涨 [10] - 6 - 7月智利南部降雨量显著增加，山区情况好于去年，为下半年尤其是第四季度带来乐观情景 [15][16] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略基于可持续性，注重网络质量和数字化，以实现脱碳和电气化，有坚实的ESG结构，在主要能源指数上居领先地位 [22] - 为应对市场压力，公司采取管理行动，如资产配置、签订长期PPA、优化LNG供应等，以实现2022年指导目标 [6][8][12] - 公司实施资产轮换战略，出售输电线路，优化杠杆，回收资本，未来会继续评估资产以释放价值 [52][55] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 市场压力持续至第二季度，公司采取行动抵消压力，有信心执行2022年指导目标 [6][8] - 认为最困难时期已过去，下半年业绩将恢复，全年目标可实现 [18] - 发电业务有季节性，下半年EBITDA通常高于上半年，加上积极的投资组合管理和较好的水文季节，有信心完成年度指导目标 [41][42] 其他重要信息 - 7月13日，第二项能源补贴和应急基金及新机制获批，对公司和行业有利，预计减少现金流影响，应收账款将由新补贴机制支持 [19] - 2022年2月批准新基本服务法，8月开始在特许经营商处实施收款系统；6月发布配电直接审查顾问报告，专家将审查潜在差异 [20][21] - 公司与一家由投资者全资拥有的公司达成协议，以13.45亿美元股权价值出售相关资产，预计交易年底完成，将产生约7.83亿美元净收入影响 [9][54] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 考虑目前水位和山区水库情况，今年能否产生约10太瓦时的混合发电？ - 公司表示对下半年很乐观，认为今年能达到水电产量目标，但最终结果取决于未来几周情况 [61] 问题2: 如何看待下半年燃料的可用性和价格，供应商是否可能取消冬季欧洲的天然气运输？ - 公司称天然气供应合同条款有利，不担心供应问题 [61] 问题3: 是否有其他资产轮换正在进行或分析中？ - 公司表示一直在关注市场机会，目前没有具体项目，但会考虑并分享相关信息 [62] 问题4: 利润表中与燃料无关的其他运营费用异常增加的原因是什么？ - 公司请分析师明确具体指哪一行 [64] 问题5: 团队关闭的最新时间安排是怎样的？ - 公司称按与能源部长确定的时间表，预计9月底完成，认为系统不再有压力，无需推迟 [65] 问题6: 出售输电线路预计缴纳多少税，何时缴纳？ - 公司预计资本利得税约3.5亿美元，但可利用亏损抵消，估计明年缴纳2.4 - 2.5亿美元 [66] 问题7: 出售所得用于偿还2023年10亿美元债务摊销，其中有多少是公司间贷款？ - 公司表示还款标准是到期日和相关成本，大部分将用于偿还今年获得、明年到期的循环信贷额度，多为公司内部信贷 [67] 问题8: 出售线路、收款、偿债后杠杆仍高于舒适水平，Enel集团是否考虑注资？ - 公司称目前没有注资计划 [68] 问题9: 若股权价值13亿美元，纳税约2.5亿美元，资产出售现金流入是否约11亿美元？ - 公司称大致计算正确，但最终金额需等公开招标结束，因有价格调整机制 [71] 问题10: 传统业务的年度EBITDA是否仍约7000万美元？ - 公司确认约7000万美元 [73] 问题11: 若采取其他资产轮换措施，Enel Chile会出售或大幅减持哪种资产？ - 公司表示会评估各类资产，主要关注可再生能源、发电和配电业务，可再生项目较易拆分 [72] 问题12: 此次交易预计现金流入和净债务减少的具体金额是多少？ - 公司预计纳税后获得约11亿美元，用于偿债和分红，将大幅减少债务 [76] 问题13: 公司是否会因资产出售增加股息？ - 公司称不会提高股息支付率，仍为30%，将分配税后资本利得相关股息，约2亿美元 [78] 问题14: 系统仍受水文和大宗商品影响，是否考虑在9月关闭设施或纳入战略储备能源机制？ - 公司称系统不再有压力，将按计划关闭工厂，不使用战略储备机制 [79] 问题15: 下半年天然气潜在交易销售情况如何，上半年销售了多少？ - 公司称上半年约销售15（单位不明），其中10（单位不明）是去年安排；预计下半年因阿根廷天然气供应和长期LNG合同，至少有10（单位不明）可出售 [81][82] 问题16: 今年智利的资本支出是否会减少或推迟到明年？ - 公司称大部分项目已在建且已承诺，确认资本支出符合资本市场预测 [83][84] 问题17: 近期与评级机构的讨论情况及他们对公司现状的预期如何？ - 公司称与评级机构保持沟通，认为公司行动符合其预期，不会收到负面反馈 [85]

业绩总结 - 2022年第一季度，EBITDA为226百万美元，同比增长15%[11] - 2022年第一季度，净收入为89百万美元，同比增长41%[31] - 2022年第一季度，电力销售量达到8.1 TWh，同比增长27%[28] - 2022年第一季度，资本支出（CAPEX）为167百万美元，同比下降31%[12] - 2022年第一季度的财务费用为36百万美元，同比下降23%[40] - 报告的EBITDA为205百万美元，同比增长12%[40] - 报告的集团净收入为75百万美元，同比增长38%[41] 用户数据 - Enel Chile的客户数量超过200万，覆盖范围广泛[57] - 2022年第一季度，数字支付比例为78%，同比增长2个百分点[7] - 2022年第一季度，电动汽车充电点数量达到1,586个，同比增长85%[10] 未来展望 - 2022年第一季度，新增可再生能源项目0.2 GW，已连接至电网的项目约1 GW，正在建设中的项目约1 GW[1] - Enel Chile的可再生能源资源占其总装机容量的71%[57] - Enel Chile的总装机容量为8.2 GW，其中热能发电容量为2.4 GW，可再生能源发电容量为5.8 GW[57] 新产品和新技术研发 - Enel Chile的可再生能源发电能力包括风能、太阳能和地热能等多种形式[57] 市场扩张和并购 - Enel Chile的高压线路总长度为683公里，拥有58个变电站[57] - Enel Chile的电力网络覆盖了多个地区，包括Tarapacá、Atacama和Huasco等[57] 负面信息 - 2022年第一季度的坏账为7百万美元，同比增长39%[40] 其他新策略和有价值的信息 - 2022年第一季度，能源分配量为4.1 TWh，同比增长5%[30] - 2022年第一季度，平均电价（USD/MWh）在Quillota 220kV为77.7，较去年同期增长4%[26] - 2022年第一季度，SAIDI（平均停电时间）为134分钟，同比下降13%[30] - 77%的总债务为固定利率债务，平均到期时间为5.5年[36] - 2021年12月31日的总债务为5310百万美元，流动性支持到期债务[36] - 2021年，Enel Chile在S&P Global的ESG评分为88，显示出其在可持续发展方面的努力[68] - Enel Chile的董事会由7名成员组成，其中43%为独立董事[63] - Enel Chile在2021年的MSCI ESG评分为AA，反映出其在环境、社会和治理方面的表现[68]

财务数据和关键指标变化 - 2022年第一季度，公司调整EBITDA因煤炭库存减值调整2100万美元，资产底线为1400万美元；2021年同期因煤炭库存调整为1500万美元，外汇底线为900万美元 [15][16] - 2022年第一季度调整后EBITDA增长15%，即2900万美元，主要因输电业务积极供应、监管状态审查流程结束、指数化以及发电和配电业务量增加 [16] - 调整后净收入增长41%，反映了更高的EBITDA和更低的财务成本，财务成本降低源于2021年第一季度对应收外汇账款进行保理以改善公司流动性 [17] - 资本支出达到1.67亿美元，比2021年第一季度低31%，主要因新可再生能源产能连接于2021年12月结束 [17] - 营运资金净流量为负1.51亿美元，季度环比显著减少，主要因2021年第一季度对银行账户进行保理以及出售输电线路 [17] 各条业务线数据和关键指标变化 发电业务 - 净发电量增长15%，达到5.2太瓦时，主要因公司发电厂调度增加和太阳能发电量提高，部分被因水资源减少导致的水电发电量下降所抵消 [22] - 能源销售增长27%，主要因与新客户签订合同以及对监管客户销售改善 [22] - 调整后EBITDA增长4%，达到1.8亿美元，反映了此前的投资组合效应 [22] 网络业务 - 2022年第一季度网络业务收入达到5000万美元，比2021年第一季度增长71%，主要因输电业务一次性积极影响、网络业务指数化以及需求恢复 [24] 各个市场数据和关键指标变化 - 2021年多种因素导致智利电力系统面临特殊且紧张的局面，部分因素在2022年仍影响能源市场，如水文条件差、可再生能源项目投产延迟、大宗商品价格上涨以及热电厂故障和维护等，导致2022年第一季度边际成本增加 [8][9] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司继续加强在可再生能源市场的领导地位，2022年第一季度连接约0.2吉瓦可再生能源到电网，还有超过1吉瓦项目正在建设，将于2022 - 2024年投入使用 [5] - 公司与壳牌签订约12批液化天然气货物合同，以满足智利运营需求，该战略提供了更多灵活性 [6] - 公司推进数字化和资产优化，第一季度完成24兆瓦迭戈·德·阿尔马格罗热电厂出售 [10] - 公司将可再生能源扩张作为核心战略，以应对能源转型，增强在当前挑战环境中的地位 [10] - 公司推动电气化战略，发展创新举措，促进能源新用途，如创建Enel X智利公司专注电动汽车服务，并出售其51%股份 [12][13] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为可再生能源扩张是应对能源转型的关键因素，将有助于在当前挑战环境中获得更好地位 [10] - 公司对2022年液化天然气供应和阿根廷天然气供应情况表示乐观，认为这将确保公司能源供应 [9][38] - 公司预计到年底能恢复营运资金净流量的情况，全年资本支出约10亿欧元 [41] - 公司认为净债务与EBITDA比率到年底将比2021年有所改善，虽未进行资产轮换措施时该比率略高于5倍，但公司正采取行动改善该指标 [42] 其他重要信息 - 4月27日年度股东大会批准2021年和2022年30%派息率的新股息政策，2021财年最终股息为0.26智利比索，5月27日支付，总计分配0.37智利比索 [7] - 年度股东大会后召开的特别股东大会批准电动汽车业务分拆，预计2023年第二季度为公司带来1275万欧元现金流入 [7] - 公司发布首份综合年度报告和2021年可持续发展报告，两份报告均符合CPSG、GRI和TCFD标准 [32] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司对不同能源来源的发电预期如何，12批液化天然气货物与去年相比情况怎样，以及智利协调员节约用水策略下水电调度预期如何，还有第一季度影响营运资金净流量的额外1.99亿美元的详细情况 - 公司认为今年液化天然气和阿根廷天然气供应情况比去年好，能确保能源供应；营运资金净流量为负主要因2021年对PEC进行保理、税收应收款情况以及2021年第四季度集中的资本支出 [36][38] 问题2: 是否预计到年底营运资金吸收情况会改善，净债务与EBITDA比率到年底的预期以及资本支出假设，还有网络业务电价审查进展 - 公司预计到年底能恢复营运资金净流量情况，全年资本支出约10亿欧元；未进行资产轮换措施时净债务与EBITDA比率略高于5倍，公司正采取行动改善该指标；电价审查流程延迟，预计下半年会有更多消息 [40][41][43] 问题3: 稳定基金应收款新协议是否会提高基金上限或改变购电协议价格和期限 - 公司认为政府的新提案比之前好，将客户范围与系统管理相联系，且是临时提案，但目前处于初期阶段，信息不足 [46] 问题4: 2023 - 2025年计划投产的可再生能源项目是否有无法投产风险 - 能源价格趋势与去年不同，短期内价格可能高于去年，但长期会回归之前预期，可能会对小玩家造成困难，公司自身项目无此担忧 [47][48] 问题5: 输电业务资产出售进展以及预计年化输电EBITDA情况，还有第一季度煤炭单位成本低的原因 - 输电业务新电价周期始于2020年1月，目前的积极影响是对2020 - 2021年预估不足的一次性调整；输电资产出售正在进行中，有信息会向市场披露；不考虑煤炭减值，煤炭单位成本在每吨150 - 200美元 [50][52][53] 问题6: 公司2022年继续对煤炭进行减值的原因以及是否受煤炭危机影响 - 煤炭减值与公司设施按计划关闭有关，目前未收到延长电厂寿命的明确反馈，将继续按现有标准执行 [55][56] 问题7: 2022年液化天然气合同详情以及第一季度已使用的液化天然气货物数量 - 2022年有12批液化天然气货物合同，第一季度已使用3批 [57] 问题8: 如何缓解阿根廷天然气供应结束和博卡米纳2号问题的影响，考虑到今年水电预期不佳 - 公司与壳牌有长期合同，已确定今年液化天然气供应；计划中已考虑阿根廷天然气情况，目前因该供应情况处于更好位置；水文年从4月开始，目前情况似乎乐观 [58]

自然灾害及罢工影响 - 2017年6月暴雨致12.5万客户（占比7%）停电，7月暴风雪致34.2万客户（占比18%）和17%的馈线受影响[33] - 2021年1月12日，代表148名工人的工会罢工，迫使公司暂停博卡米纳二号电厂运营，1月14日罢工解决[42] 业务依赖风险 - 公司业务严重依赖水文，自2007年以来智利水文条件低于平均水平影响公司业绩[33] - 公司依赖子公司分配资金支付义务，子公司运营结果会限制其向公司支付能力[36] - 公司依赖第三方输电设施等，若服务不足会影响电力交付和业务财务状况[41] 市场及政策风险 - 公司可再生能源生产受气候因素影响大，若低于预期需调度备用热电厂或购买现货电，2021年现货价格达历史高位[35] - 公司电厂项目可能面临延迟、成本超支等问题，影响业务和财务状况[38] - 公司长期电力销售合同受商品市场价格波动影响，不利变化会降低合同收费率[38] - 自2016年起部分选择监管电价的客户因价格原因转向非监管电价制度[39] - 公司信息技术等系统受网络攻击或安全漏洞影响，可能导致业务、运营和财务状况受损[45] - 2019年10月社会危机背景下，政府颁布法律消除原定于2019年7月对受监管客户适用的9.2%电价涨幅[47] - 2019年12月，能源部法律将配电公司年度投资成本计算率从10%降至CNE每四年计算的百分比（年税后利率在6% - 8%之间）[47] - 2020年，能源部法律禁止配电公司在法律公布后90天内对部分客户因逾期付款切断服务，未付金额可分12期支付[47] - 2020年12月29日法律将禁止切断服务期限从90天延长至270天，分期数从12期增至36期[47] - 2021年5月13日法律将基本服务法效力延长至2021年12月31日，分期数增至最多48期[47] - 2022年2月11日法律规定客户可按48期等额月付款偿还债务，上限为平均账单的15%，未覆盖债务余额的50%由配电公司承担[47] 应收账款减值 - 2022年公司预计因应收账款减值确认高达约980,000千智利比索的更大损失[49] - 2022年公司预计因应收账款减值确认高达约9.8亿智利比索的损失[191] 电厂关闭情况 - 公司子公司Enel Generation的塔拉帕卡（158兆瓦）和博卡米纳一号（128兆瓦）电厂分别于2019年12月和2020年12月提前关闭，博卡米纳二号（350兆瓦）电厂预计2022年5月关闭[50] - 2020年12月31日，Bocamina I蒸汽轮机和燃煤电厂退役；2019年12月31日，Tarapacá蒸汽轮机和燃煤电厂退役[132] 业务数据变化（2020年） - 2020年，能源销售中配电业务下降3.8%，发电业务下降2.4%，收款率下降2.1%[58] - 2020年公司发电业务收入和其他经营收入为157.74亿智利比索，2019年为172.66亿智利比索，减少14.92亿智利比索，降幅8.6%[218] - 2020年公司配电和输电业务收入和其他经营收入为138.21亿智利比索，2019年为141.29亿智利比索，减少30.80亿智利比索，降幅2.2%[218] - 2020年公司总营收和其他经营收入为258.54亿智利比索，2019年为277.08亿智利比索，减少18.54亿智利比索，降幅6.7%[218] - 2020年公司发电业务原材料和消耗品使用为61.69亿智利比索，2019年为67.82亿智利比索，减少61.34亿智利比索，降幅9.0%[222] - 2020年公司配电和输电业务原材料和消耗品使用为111.63亿智利比索，2019年为111.49亿智利比索，增加1.39亿智利比索，增幅0.1%[222] - 2020年公司原材料和消耗品总使用量为137.44亿智利比索，2019年为142.12亿智利比索，减少46.76亿智利比索，降幅3.3%[222] - 2020年公司发电业务能源销售增加21.60亿智利比索，主要因智利比索兑美元贬值使价格提高带来53.20亿智利比索[219] - 2020年公司配电和输电业务能源销售减少48.20亿智利比索，主要因物理能源销售减少654吉瓦时，相当于减少50.30亿智利比索[220] 业务数据变化（2021年） - 2021年智利经济活动反弹，GDP正增长，电价需求增加对公司净收入产生积极影响[58] - 2021年智利比索兑美元贬值约16%，12月21日美元兑智利比索汇率峰值为1美元兑换868.76智利比索[60] - 2021 - 2019年，公司资本支出主要用于坎波斯德尔索尔一号、多梅科和莉拉太阳等太阳能项目，以及洛斯孔多雷斯水电站、雷奈科二号风电场等[74] - 2021 - 2019年，公司发电单元数量分别为2317、1028、1029个，装机容量分别为8054、7200、7303兆瓦，发电量分别为19034、19331、21041吉瓦时，售电量分别为28214、22960、23513吉瓦时[78] - 2021 - 2019年，水电发电量分别为7743、9712、10578吉瓦时，占比分别为40.7%、50.2%、50.3%；太阳能发电量分别为1235、1177、1190吉瓦时，占比分别为6.5%、6.1%、5.7%；风电发电量分别为1731、1768、1845吉瓦时，占比分别为9.1%、9.1%、8.8%；地热能发电量分别为284、221、194吉瓦时，占比分别为1.5%、1.1%、0.9%；火电发电量分别为8041、6452、7233吉瓦时，占比分别为42.2%、33.4%、34.4%[80] - 2021 - 2019年，公司向受监管客户售电量分别为10056、10838、12712吉瓦时，占比分别为35.6%、47.2%、54.1%；向非受监管客户售电量分别为17528、11043、9902吉瓦时，占比分别为62.1%、48.1%、42.1%；总合同售电量分别为27584、21881、22614吉瓦时，占比分别为97.8%、95.3%、96.2%；电力池市场售电量分别为630、1079、899吉瓦时，占比分别为2.2%、4.7%、3.8%[82] - 2021年，国家电力系统电力需求增长4.5%，总需求为75065吉瓦时，公司总发电量为19034吉瓦时，占总需求的25.4%[88] - 2021年，公司水电发电量占比超40.7%，达7743吉瓦时，较2020年下降20%；火电发电量占比42.2%，达8041吉瓦时，较2020年增长25%，主要因长期严重干旱[88] - 2021年公司使用14.09亿立方米LNG用于发电和商业化需求，较2020年增长90%[93] - 2021年公司通过卡车交付8900万立方米LNG，较2020年增长27%[95] - 2021年SEN的电力销售较2020年增长4.5%，公司电力销售达28214GWh，市场份额为37.6%[97][98] - 2021年公司能源购买较2020年增长153%，主要是为履行第三方合同义务[98] - 2021年公司有961个客户，其中21个为受监管客户，940个为非受监管客户[98] - 2021年公司总能源损失率为5.2%，SAIDI为152分钟，SAIFI为1.5次，收款率为97.5%[103] - 2021年Enel Generation总装机容量为5301兆瓦，2020年为5302兆瓦，2019年为5417兆瓦[130] - 2021年Pehuenche装机容量为570兆瓦，2020年为570兆瓦，2019年为568兆瓦[130] - 2021年EGP Chile总装机容量为2053兆瓦，Enel Chile总装机容量为8054兆瓦，2020年分别为1200兆瓦和7200兆瓦，2019年分别为1189兆瓦和7303兆瓦[130] - 2021年Enel Distribution特许经营区域面积为2105平方千米，中压线路长度为5568千米，低压线路长度为12011千米，2020年中压线路长度为5406千米，低压线路长度为11960千米，2019年中压线路长度为5349千米，低压线路长度为11819千米[133] - 2021年Enel Distribution变压器数量为22137台，容量为5215兆伏安，2020年变压器数量为21997台，容量为5108兆伏安，2019年变压器数量为21839台，容量为4963兆伏安[133] - 2021年Enel Transmission变电站数量为57座，变压器容量为8531兆伏安，输电线路长度为683千米，2020年变电站数量为56座，变压器容量为8331兆伏安，输电线路长度为683千米，2019年变压器容量为8331兆伏安，输电线路长度为683千米[134] - 2021年，Enel Transmission、Enel Distribution及其子公司Enel Colina在相关项目上共投资1450亿智利比索[138] - 2021年公司在中低压网络投资550亿智利比索，用于新客户连接[140] - 2021年公司在强化馈线方面投资266亿智利比索，中压网络自动化因安装189个新远程控制设备而快速提升，达到2572个设备由中央网络运营中心控制[140] - 2021年公司在数字化进程投资110亿智利比索[140] - 2021年公司营收33.8亿美元，运营收入3.07亿美元，净利润1.19亿美元[175] - 2021年公司资本支出9.31亿美元，折旧、摊销和减值损失3.11亿美元[175] - 2021年末智利比索相对2020年末美元贬值15.8%，2020年升值5.3%，2019年贬值7.2%，2018年贬值11.5%[178] - 2021、2020和2019年末公司装机容量分别为8054兆瓦、7200兆瓦和7303兆瓦，其中水电占比分别为44.2%、49.5%和48.6%[180] - 2021、2020和2019年水电发电量分别为7743吉瓦时、9712吉瓦时和10578吉瓦时[180] - 2021年公司在圣地亚哥都会区的电力分销业务为超200万客户供电[184] - 2021年电力销售为16668吉瓦时，较2020年增长1.1%；2020年电力销售为16481吉瓦时，较2019年下降3.8%[184] - 2021年公司总营收和其他营业收入为28552.3亿智利比索，较2020年增长10.4%[191] - 2021年发电业务营收和其他营业收入增加3759亿智利比索，增幅23.8%[191] - 2021年配电和输电业务营收和其他营业收入减少1802亿智利比索，降幅13.0%[191] - 2021年公司使用的原材料和消耗品总计20113.05亿智利比索，较2020年增长46.3%[196] - 2021年发电业务使用的原材料和消耗品增加7301亿智利比索，增幅118.4%[196] - 2021年配电和输电业务使用的原材料和消耗品减少1415亿智利比索，降幅12.7%[196] - 2021年非电力业务和合并调整项营收为 - 299.891亿智利比索，较2020年增长19.8%[191] - 2021年员工福利等费用较2020年减少660.9亿智利比索，降幅53.1%，主要因发电业务减少673.1亿智利比索，降幅63.7%[201] - 2021年运营收入较2020年增加，运营利润率从-1.3%提升至9.1%[203] - 发电业务2021年收入19533亿智利比索，增加3759亿智利比索，增幅23.8%，原材料和消耗品费用13469亿智利比索，增加7301亿智利比索，增幅118.4%[204] - 输配电业务2021年收入12018亿智利比索，减少1802亿智利比索，降幅13.0%，原材料和消耗品费用9749亿智利比索，减少1415亿智利比索，降幅12.7%[205] - 2021年财务结果净财务费用增加，财务成本增加466亿智利比索，财务收入减少97亿智利比索[208][209] - 2021年其他结果中资产处置收益增加0.7亿智利比索，主要因子公司出售股权获利10亿智利比索[212] - 2021年有效税率为13.1%，2020年为所得税收益60.8%，所得税收益减少964亿智利比索[213] -