收入和利润（同比环比） - 截至2025年3月，公司股东应占净收入达1.75亿美元，较2024年3月增长11.4%[8] - 截至2025年3月，运营收入总计11.02亿美元，较2024年3月略有下降0.8%[8] - 截至2025年3月，公司EBITDA总计3.65亿美元，较2024年3月高出24.6%[8] - 截至2025年3月31日，归属于公司股东的净利润达1.75亿美元，较2024年第一季度增加1800万美元，增幅11.4% [37] - 截至2025年3月31日，公司综合EBITDA达3.65亿美元，较2024年第一季度增加7200万美元，增幅24.6% [38] - 截至2025年3月31日，发电业务EBITDA达3.16亿美元，较2024年同期增加2700万美元，增幅9.2% [39] - 截至2025年3月31日，总能源销售为9.98亿美元，较2024年的10.36亿美元下降3.67% [36] - 截至2025年3月31日，发电业务运营收入为7.79亿美元，较2024年减少4800万美元，降幅5.8% [41] - 截至2025年3月31日，配电与网络业务运营收入为4.34亿美元，较2024年增加3600万美元，增幅9.2% [43] - 2025年第一季度公司净收入为1.86亿美元，较2024年的1.7亿美元增长9.7%[45] - 2025年3月31日，公司综合财务结果亏损2600万美元，较2024年的300万美元收入减少2900万美元[47] - 2025年3月31日，公司盈利能力指数为24.6%，高于2024年同期的19.3%[54] 成本和费用（同比环比） - 截至2025年3月，采购和服务成本为6.51亿美元，较2024年3月下降11.1%[8] - 截至2025年3月31日，发电业务运营成本为4.1亿美元，较2024年同期减少7900万美元，降幅16.2% [40] - 截至2025年3月31日，折旧、摊销和减值达9300万美元，较2024年3月增加1400万美元[44] - 2025年3月，公司债务平均成本从2024年12月的5.0%降至4.9%[14] - 2025年3月31日，公司财务费用覆盖率为9.04倍，较2024年第一季度略低0.19%[54] 各条业务线表现 - 2025年第一季度，公司净发电量降至5581 GWh，较2024年下降7.8%[8] - 2025年第一季度，实物能源销售降至8049 GWh，较2024年下降9.6%[8] - 截至2025年3月31日，配电与网络业务能源销售3660GWh，较2024年的3643GWh增长0.5%，能源损耗率为5.8%，2024年为5.4%，2025年第一季度新增净容量20MW [35] - 截至2025年3月31日，客户数量为2169976，较2024年的2140260增长1.4%，客户与员工比例为3967，较2024年的3677增长7.9% [36] - 截至2025年3月31日，配电与网络业务EBITDA达5000万美元，较2024年增加3000万美元，增幅144.9% [42] 其他财务数据 - 截至2025年3月，公司总金融债务较2024年12月增加6300万美元，达39.93亿美元[14] - 2025年3月31日，公司流动比率为1.14倍，较2024年12月31日增长14.4%[54] - 2025年3月31日，公司营运资金为2.88亿美元，较2024年12月31日增加2.98亿美元[54] - 2025年3月31日，公司债务比率为1.31倍，较2024年12月31日的1.39倍有所下降[54] - 2025年3月31日，公司总资产为128.51亿美元，较2024年12月31日增加8600万美元，增幅0.7%[58] - 2025年3月31日，公司总负债（包括股东权益）为128.51亿美元，较2024年12月31日增加0.7%[61] - 截至2025年3月31日，流动负债减少1.8亿美元，非流动负债增加3600万美元，总权益增加2.29亿美元，总负债和权益增加8600万美元[62] 现金流情况 - 2025年第一季度，公司净现金流为100万美元，较2024年同期减少现金流出1.43亿美元[65] - 经营活动产生正净现金流1.52亿美元，较2024年同期减少2800万美元，主要因供应商付款和所得税支付增加[65][66] - 投资活动产生负净现金流1.13亿美元，较2024年同期增加1.29亿美元，主要因固定资产购置支出减少[67][68] - 融资活动产生负净现金流3800万美元，较2024年同期增加4200万美元，主要因贷款现金流入增加和利息支付减少[69][70] - 2025年3月31日止期间，固定资产购置支出为8800万美元，折旧为2.42亿美元[71] 管理层讨论和指引 - 公司活动受政府法规、环境法规、水文和气象条件影响，可能对运营和收入产生不利影响[73][74][75] - 公司遵循内部风险管理控制系统，通过三条防线进行风险管理，各业务部门分散管理风险[78][81][82] - 公司为降低极端干旱条件下的风险，设计了一项政策，根据干旱年份发电设施的产能确定销售承诺水平，在与非监管客户的一些合同中加入风险缓解条款，对于受长期招标程序约束的监管客户，通过建立指数多项式来减少商品敞口[91] - 公司持续审查对冲电价波动对净收入影响的便利性，考虑到智利发电市场的运营条件以及国际市场的干旱和商品价格波动[92] - 公司通过实施缓解策略，将2025年第一季度商品价格波动对业绩的影响降至最低[94] - 公司维持一项流动性政策，包括签订长期信贷承诺安排和进行临时金融投资，金额足以支持特定时期的预测需求，预测需求包括净金融债务的到期金额[95] - 公司对信用风险进行深度持续监控，商业活动应收账款的信用风险历史上一直相当有限，公司各业务板块都有投资组合监控和控制措施[98][99] 其他重要内容 - 2022年创建的过渡基金为18亿美元，用于积累受监管客户电价差异并支付给发电公司[20] - 2024年4月30日颁布的法律为MPC基金增加55亿美元，其中37亿美元有30%的国家担保[26] - 截至2025年3月31日，公司持有待结算的布伦特原油多头套期保值合约，采购相关为459千桶，销售相关为159千桶；天然气方面，持有亨利中心采购相关的24万亿英热单位的套期保值合约；煤炭套期保值方面，销售合约有总计22.2千吨的结算义务；2025年还有与船舶销售相关的0.7万亿英热单位的TFU套期保值合约。截至2024年12月31日，布伦特原油采购相关的多头套期保值合约为45千桶，天然气无待结算的套期保值合约，煤炭销售合约有总计10.7千吨的结算义务[93] - 固定利率债务占总债务的比例从2024年的89%降至2025年的88%，公司通过衍生品对冲利率风险[86] - 公司面临外汇和商品价格波动风险，通过外汇远期和货币掉期管理外汇风险，自2025年1月1日起部分公司功能货币变更为美元[88][89] - 根据公司估计的风险敞口，考虑到现有的套期保值措施，汇率波动对下一季度的估计影响将达到4200万美元[101] - 对每月财务费用进行的敏感性分析显示，参考利率SOFR变动25个基点，公司对可变利率敞口有有效控制，风险有限。利率上升25个基点，每月财务费用将增加4.2万美元；利率下降25个基点，每月财务费用将减少4.2万美元[103][107] - 若公司或其任何子公司的任何债务在适用宽限期后未支付，且本金超过1.5亿美元或其他货币的等值金额，可能导致其扬基债券强制提前还款。因交叉违约导致的债务加速到期并非自动发生，必须由至少25%的某一扬基债券系列的持有人提出要求[110]