Colbún ha presentado sus resultados financieros para el segundo trimestre de 2024, revelando una disminución en los ingresos, pero un incremento en el EBITDA. Los ingresos alcanzaron US$ 425,5 millones, una caída del 22% en comparación con el mismo periodo del año anterior. Esta disminución se debe a una menor venta de energía a clientes regulados en Chile y Perú, y una baja en el precio promedio de venta a clientes libres en Chile.

A pesar de esta reducción en los ingresos, el EBITDA consolidado creció un 13% hasta US$152,5 millones. Este aumento se atribuye a menores costos de suministro y una mejor disponibilidad de la central Fenix en Perú.

Sin embargo, el resultado no operacional mostró una pérdida de US$12,2 millones, en contraste con la ganancia de US$ 88,7 millones del año pasado, debido a un ingreso excepcional registrado en 2023 por la venta de acciones de Colbún Transmisión S.A.

La empresa reportó una ganancia neta de US$61,5 millones, comparada con los US$131,2 millones del segundo trimestre de 2023, reflejando el impacto del ingreso mencionado anteriormente. En términos acumulados, la ganancia a junio de 2024 alcanzó los US$120,3 millones, frente a los US$223,1 millones del año pasado.

Entre los hechos destacados del trimestre, Colbún distribuyó un dividendo de US$27 millones en mayo, sumando un total de US$196,7 millones en dividendos para el año 2023. En cuanto a proyectos, la empresa ingresó al Sistema de Evaluación Ambiental el proyecto Central de Bombeo Paposo y avanzó en el Parque Eólico Horizonte, que ya ha energizado 33 de sus 140 aerogeneradores.

En términos de fusiones y adquisiciones, Colbún firmó un acuerdo para adquirir Inversiones Latin American Power SpA, que incluye los parques eólicos San Juan y Totoral, por US$401 millones. Esta transacción está pendiente de la aprobación de la Fiscalía Nacional Económica.

GENERACIÓN Y VENTAS FÍSICAS EN CHILE
Las ventas físicas durante el 2T24 alcanzaron 3.187 GWh, disminuyendo un 7% en comparación con el 2T23, esta diferencia es explicada principalmente por una menor venta a clientes regulados debido al vencimiento de contratos en este segmento en dic23 y menores ventas físicas a clientes libres asociadasa un menor consumo registrado por parte de clientes de la industria minera.

Dichos efectos fueron parcialmente compensados por mayores ventas físicas al mercado spot, producto de la menor energía destinada a clientes bajo contrato mencionada anteriormente.

Por su parte, la generación del trimestre alcanzó 3.253 GWh, disminuyendo un 7% respecto al 2T23, debido fundamentalmente a la menor generación térmica (-765 GWh), la cual se explica principalmente por la menor generación en base a gas (-425 GWh) y carbón (-311 GWh) dado el menor despacho económico.

Dichos efectos fueron parcialmente compensados por una mayor generación hidroeléctrica (+497 GWh), debido a favorables condiciones hidrológicas observadas durante este segundo trimestre.

En términos acumulados, las ventas físicas a jun-24 alcanzaron 6.318 GWh, disminuyendo un 7% respecto a jun-23, principalmente debido a las mismas razones que explican las variaciones trimestrales.

Por su parte, la generación acumulada a jun- 24 alcanzó los 6.477 GWh, disminuyendo un 7% respecto a jun-23 principalmente por la menor generación térmica (-1.641 GWh), explicada principalmente por la menor generación en base a gas (-1.235 GWh) y carbón (-357 GWh). Dichos efectos fueron parcialmente compensados por una mayor generación hidroeléctrica (+1.166 GWh).

El balance en el mercado spot durante el trimestre registró ventas netas por 665 GWh, aumentando un 44% respecto a lo registrado en el 2T23. Esta variación se explica principalmente por las menores ventas a clientes regulados y libres mencionado anteriormente.

Mix de generación en Chile: A jun-24, el año hidrológico (abr24-mar25) presentó superávit en cuanto a las precipitaciones de un año medio en las principales cuencas del SEN: Aconcagua: +52%; Maule: +22%; Laja: +38%; Biobío: +23% y Canutillar; +5%. El costo marginal promedio, medido en Alto Jahuel, disminuyó en un 40% respecto al 2T23, promediando US$72/MWh en el 2T24.

GENERACIÓN Y VENTAS FÍSICAS PERÚ
Las ventas físicas durante el 2T24 alcanzaron 850 GWh, disminuyendo en 4% respecto al 2T23, principalmente por menores ventas a clientes regulados debido a la ejecución de opciones que alargan la vida de los contratos vigentes, a cambio de una menor potencia contratada anual.

Dicho efecto fue parcialmente compensado por mayores ventas al mercado spot, producto de la mayor indisponibilidad de la central térmica Fenix durante el 2T23 y  a la menor energía y potencia destinada a clientes bajo contrato.

Por su parte, la generación de Fenix alcanzó 865 GWh, aumentando respecto al 2T23, principalmente debido a una mayor disponibilidad de la central, dado que se encontró indisponible por mantenimiento mayor durante gran parte del 2T23, operando sólo 22 días.

En términos acumulados, las ventas físicasa jun-24 alcanzaron 1.667 GWh, disminuyendo 9% respecto a jun-23, debido a las mismas razones que explican las variaciones en términos trimestrales. Por su parte, la generación acumulada a jun-24 alcanzó los 1.636 GWh, aumentando un 25% respecto a jun-23, principalmente producto de la mayor duración del mantenimiento mayor del año 2023.

El balance en el mercado spot del 2T24 registró ventas netas por 213 GWh, en comparación con las compras netas por 524 GWh durante el 2T23, debido principalmente a (1) la menor generación registrada durante el 2T23 y (2) el menor consumo de clientes bajo contrato mencionado anteriormente.

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 16% al mes de junio del año 2024 vs. 79% al mes de junio del año 2023.

En términos acumulados, la generación hidroeléctrica en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) aumentó en un 12% en comparación a jun-23 debido principalmente a la mayor hidrología. Por su parte, la generación termoeléctrica disminuyó en un 16% a jun-24 en comparación a jun-23 debido principalmente a la mayor generación hidroeléctrica registrada durante el año.

La tasa de crecimiento de la demanda eléctrica al cierre del 2T24 fue de 1,4% respecto al 2T23, debido principalmente al incremento de la demanda regulada.