业绩总结 - 2019年调整后每股收益为1.36美元，比2018年增长10%[5] - 2019年第四季度的调整后每股收益为0.35美元，较2018年第四季度的0.36美元下降0.01美元[72] - 2019年全年调整后每股收益为1.36美元，较2018年的1.24美元增长0.12美元[72] - 2019年母公司自由现金流为689百万美元，预计2020年至2022年将达到3,400百万美元的可分配自由现金流[53][59] - 2019年来自持续经营的净收入为3.02亿美元，稀释每股收益为0.45美元[118] 用户数据 - 2019年母公司流动性结束时为814百万美元[70] - 2019年第四季度的总子公司分配为396百万美元，全年为1191百万美元[66] - 2019年母公司经营活动提供的净现金为5.83亿美元，2018年为4.09亿美元[119] - 2019年子公司分配给合格控股公司的现金为1.83亿美元，2018年为1.17亿美元[119] 未来展望 - 预计2019年至2022年调整后每股收益和母公司自由现金流年均增长率为7%至9%[5] - 2020财年AES调整后PTC的预期范围为1,300-$1,380百万[96] - 2020财年，AES预计利率上升100个基点将导致调整后每股收益下降约0.02美元[99] - 2020财年，AES预计阿根廷比索贬值10%将导致调整后每股收益下降0.01美元[101] 新产品和新技术研发 - Fluence能源存储合资企业在2019年获得961 MW的合同，累计交付或授予的总量达到1,679 MW[20] - 2019年与谷歌建立战略联盟，推动清洁能源的增长和采用[21] 市场扩张和并购 - 2019年完成2.2 GW新项目建设，并签署2.8 GW可再生能源合同，项目积压达到6.1 GW[5] - AES Gener签署了2.5 GW的可再生合同，以抵消到2024年过期的旧合同[60] - 2019年签署的购电协议（PPA）总装机容量为1,018 MW，预计商业运营日期为2020年上半年至2022年下半年[114] 负面信息 - 2019财年，AES的非控股权益税前收入为53百万美元，较2018财年的47百万美元增长了13%[89] - 2019财年，AES的减值费用为-$105百万，较2018财年的-$96百万增加了9%[89] - 2019年未实现衍生品损失主要与阿根廷的8900万美元外币衍生品损失相关，稀释每股损失为0.13美元[118] - 2019年因债务提前赎回产生的损失为1.21亿美元，稀释每股损失为0.18美元[118] 其他新策略和有价值的信息 - 2019年母公司债务减少一半，首次获得投资级信用评级[5] - 公司在2019年达成了指导目标，并升级为投资级别[60] - 2019年调整后PTC为1,240百万美元，较2018年增长55百万美元[28] - 2019财年调整后的税前贡献为12.4亿美元，调整后的每股收益为1.36美元，较2018财年的11.85亿美元和1.24美元有所增长[118]

公司整体财务数据关键指标变化 - 2019年公司收入32.08亿美元，2018年为35.33亿美元；2019年运营利润8.73亿美元，2018年为10.17亿美元；2019年调整后PTC为5.04亿美元，2018年为5.19亿美元[58] - 2019 - 2017年公司营收分别为1590百万美元、1255百万美元、1047百万美元，运营利润率分别为422百万美元、227百万美元、188百万美元，调整后PTC分别为290百万美元、222百万美元、159百万美元[95] - 2019年各战略业务单元（SBU）调整后PTC占比：欧亚地区10%、美国及公用事业36%、MCAC 23%、南美31%[26] 美国及公用事业部门财务数据关键指标变化 - 2019年美国及公用事业部门收入为40.58亿美元，2018年为42.3亿美元，2017年为41.62亿美元[27] - 2019年美国及公用事业部门运营利润率为7.54亿美元，2018年为7.33亿美元，2017年为6.93亿美元[27] - 2019年美国及公用事业SBU调整后PTC为5.69亿美元，2018年5.11亿美元，2017年4.24亿美元[29] - 美国及公用事业SBU 2019年营收40.58亿美元，2018年41.62亿美元，2017年42.30亿美元；2019年运营利润7.54亿美元，2018年7.33亿美元，2017年6.93亿美元[27] 美国及公用事业部门业务线数据关键指标变化 - 2019年签署1130兆瓦可再生能源PPAs，完成323兆瓦新可再生能源项目建设[30] - 美国及公用事业部门有30个发电设施，运营装机容量总计9896兆瓦[31] - 2019年萨尔瓦多客户总数为144.2万，售电量为3841吉瓦时；美国客户总数为103.4万，售电量为30522吉瓦时[33] - 2019年DPL售电量为14439吉瓦时，其中批发和标准服务报价售电量为3913吉瓦时[33][35] - 2019年IPL售电量为16083吉瓦时，计划2021年6月退役彼得斯堡1号机组，2023年6月退役2号机组，共630兆瓦[33][35] - 在建项目总容量为1951兆瓦，多数已签订长期PPAs或获得监管电价[36] - 印第安纳波利斯电力与照明公司（IPL）服务区域约528平方英里，估计人口约95.5万，拥有并运营四个发电站，还通过长期合同购买96兆瓦太阳能电力和300兆瓦风力电力[38] - 2018年10月31日，印第安纳州公用事业监管委员会（IURC）批准协议，使IPL年收入增加4400万美元，即3%，并在2019 - 2020年通过费率调整机制为客户提供约5000万美元福利[39] - 2019年7月，IPL向IURC提交申请，寻求批准2020 - 2027年总计12亿美元的输电、配电和储能系统改进七年计划，预计2020年下半年开始成本回收[39] - 2019年12月，IPL提交综合资源计划，计划到2023年退役630兆瓦的燃煤发电[39] - 代顿电力与照明公司（DPL）旗下的代顿电力与照明（DP&L）在俄亥俄州6000平方英里区域传输和分配电力，AES俄亥俄发电公司拥有的科内斯维尔4号机组计划2020年5月关闭[40] - 2018年9月，俄亥俄州公用事业委员会（PUCO）为DP&L制定新的基本配电费率，年收入增加3000万美元，年收入要求达到2.48亿美元[41] - 2017年11月1日起的六年内，PUCO批准DP&L的电力安全计划3（ESP 3），最初三年通过配电现代化附加费（DMR）每年收取1.05亿美元[42] - 2019年11月21日，PUCO修改ESP 3，取消DMR；12月18日，部分批准DP&L恢复ESP 1费率的请求，授权每年收取约7900万美元的费率稳定费（RSC）[42] - DP&L预计2020 - 2022年在资本项目上花费约6.21亿美元[42] - 2018年12月，DP&L向PUCO提交配电现代化计划，提议未来20年投资5.76亿美元进行资本项目[42] 各子公司装机容量及业务情况 - AES Southland装机总容量为2312兆瓦，约占加州装机容量的3%和SCE地区峰值需求的8%[45] - 2014年11月，AES Southland获得SCE的20年合同，提供1299兆瓦的联合循环燃气发电和100兆瓦的电池储能，合同于2019年修订增加了容量[45] - 2017年6月，AES为新项目融资20亿美元，联合循环燃气发电项目于2020年2月投入商业运营，储能项目预计2021年投入运营[45] - AES Puerto Rico拥有524兆瓦的燃煤热电厂和24兆瓦的太阳能发电厂，约占波多黎各装机容量的8%[48] - AES美国可再生能源平台中，AES Distributed Energy拥有和/或运营的系统发电容量为286兆瓦，另有149兆瓦在建；sPower拥有和/或运营的系统容量为1367兆瓦[51] - sPower有1577兆瓦的项目已签订长期PPA，建设预算超过18.6亿美元；AES Distributed Energy有476兆瓦的项目已签订长期PPA或分配了关税，建设预算超过10亿美元[52] - AES El Salvador覆盖萨尔瓦多80%的地区，2019年批发市场能源销售为3841吉瓦时，还是100兆瓦太阳能农场Bosforo的50%所有者和运营商[53] 南美业务单元数据关键指标变化 - 南美业务单元运营装机总容量为12568兆瓦，其中32%位于阿根廷，28%位于智利，8%位于哥伦比亚，32%位于巴西[60] - 公司在南美运营的电站总装机容量为12568MW，其中哥伦比亚1041MW、智利3540MW、阿根廷3361MW、巴西3983MW[61] - 公司在南美在建项目总装机容量为1008MW，其中巴西10MW、阿根廷200MW、智利798MW[63] - 2018年6月，公司出售其在巴西配电业务Eletropaulo的全部17%股权[64] - 截至2019年12月31日，AES Gener在智利装机容量3488MW（不含储能），市场份额约13%[67] - 2019年，智利市场发电装机容量中热电占比52%、水电26%、太阳能11%、风能9%、其他2%[69] - AES Gener与智利监管配电公司和非监管客户的长期合同平均剩余期限约10年[67] - AES Gener承诺不新建煤电厂，推进可再生能源项目，实施“绿色混合与扩展”战略[67] - 智利政府计划到2040年淘汰煤电厂，到2050年实现碳中和[69] - 2019年6月，AES Gener与智利能源部签署协议，逐步淘汰Ventanas 1和2号煤电机组，预计维持连接电网5年，获60%容量付款[69] - 自2017年起，智利对装机超50MW电厂的颗粒物、SO₂、NOₓ和CO₂排放监测并征税，CO₂税为每吨5美元[70] - 哥伦比亚AES Chivor拥有1000MW、20MW和21MW的发电设施，2019年底装机容量约占系统容量6%[71] - 2019年底，哥伦比亚SIN装机容量达17365MW，水电占69%，80%的能源需求由水电厂供应[72] - 2019年第三季度，哥伦比亚可再生能源拍卖分配4.4TW/h的15年能源合同，AES Chivor获255MW可再生能源发电项目[73] - 阿根廷AES运营的电厂装机容量4004MW，占该国总装机容量10%，2019年约93%的能源在批发电力市场销售[74] - 2019年底，阿根廷SADI装机容量39704MW，热电占62%，水电占27%，到12月配电公司收回系统总成本的58%[75] - 2018 - 2019年，阿根廷比索兑美元分别贬值约51%和37%[76] - 巴西Tietê水电厂总装机容量2658MW，占圣保罗州总发电容量约11%，AES拥有其24%股份[77] - 巴西装机容量170GW，水电占64%，可再生能源占19%[79] MCAC业务单元数据关键指标变化 - 多米尼加共和国、墨西哥和巴拿马的发电设施中，墨西哥占比39%，多米尼加共和国占28%，巴拿马占33%[80] - 2019年多米尼加共和国、墨西哥和巴拿马的发电业务收入分别为18.82亿美元、17.28亿美元和15.19亿美元[80] - 公司MCAC业务单元在三个国家拥有发电设施组合，总装机容量为3476兆瓦[81] - 多米尼加共和国业务总装机容量957兆瓦，提供该国20%的容量，供应约39%的能源需求，869兆瓦大多与政府配电公司和大客户签约至2022年[83] - 公司与Energas合作开发运营50公里的东部管道，2020年2月投入商业运营，还将开发新的LNG设施等[86] - 巴拿马业务拥有705兆瓦水电厂和453兆瓦热电厂，占该国总装机容量的31%，水电资产PPA总签约容量350兆瓦至2030年，热资产PPA总签约容量430兆瓦，其中80兆瓦2020年6 - 8月到期，350兆瓦2028年8月到期[87] - 巴拿马当前总装机容量3682兆瓦，其中水电占48%、热电占40%、风电占7%、太阳能占5%[91] - 墨西哥业务装机容量1361兆瓦，TEG和TEP向承购方供电的长期PPA于2027年到期，有90%可用性保证；Merida向CFE售电的长期PPA至2025年；Mesa La Paz从2020年起售电的长期PPA于2045年到期[92] - 墨西哥总装机容量76吉瓦，发电组合中热电占71%、水电占17%、风电占6%、其他燃料占6%[94] - 多米尼加共和国能源市场有4904兆瓦装机容量，其中热电占77%、水电占15%、风电占5%、太阳能占2%、生物质能占1%[86] - 公司多米尼加共和国业务的AES Dominicana有长期LNG采购合同至2023年，年采购量33.6万亿英热单位，价格与NYMEX亨利枢纽挂钩[83] - 巴拿马业务的Colon的LNG再气化设施和18万立方米储罐于2019年建成并投入运营[87] 欧亚事业部数据关键指标变化 - 公司欧亚事业部在五国拥有发电设施，总运营装机容量4531兆瓦[96] - 越南电力市场总装机容量约48GW，燃料结构中水电占35%、煤炭占38%，国家公用事业公司EVN拥有58%的装机容量[99] - 公司在越南推进Son My LNG终端项目（设计年产能达960万公吨）和Son My 2 CCGT 2250MW项目[99] - 保加利亚装机容量12GW，主要为热力（40%）和核能（36%）[102] - 公司在保加利亚拥有690MW的Maritza褐煤热电厂和156MW的St. Nikola风电场（经济权益89%）[101] - 约旦电力传输市场为单一买家模式，国家电力公司NEPCO负责传输，预计到2020年底可再生能源装机容量达2200MW，其中1300MW已并网[103][104] - 公司在约旦拥有381MW的Amman East油气发电厂（控股权37%）、250MW的IPP4油气调峰电厂（控股权36%）和52MW的太阳能电厂（控股权36%）[103] - 截至2019年12月31日，印度总装机容量365GW，其中63%为热力发电，可再生能源占23%[106] - 公司在印度拥有420MW的OPGC I和1320MW的OPGC II燃煤发电设施，还运营10MW的电池储能系统[105][107] 其他业务相关数据 - Fluence潜在项目超50%位于美国境外，2019年在目标市场储能市场占比约20%[108] - Uplight为超80家全球领先电力和天然气公用事业公司提供软件和服务[109] - 2019年电网连接储能领域公开宣布超5GW项目[108] 公司业务结构及战略 - 公司分为四个以市场为导向的SBU：美国及公用事业、南美、MCAC、欧亚[24] - 公司有发电和公用事业两条业务线，各SBU均参与发电业务，美国及公用事业SBU参与公用事业业务[24] - 公司开发建设新发电设施，优先在关键增长市场发展可再生能源[22] 公司高管信息 - Bernerd Da Santos自2017年12月起担任执行副总裁兼首席运营官，现年56岁[119] - Paul L. Freedman自2018年2月起担任高级副总裁兼总法律顾问，自2018年10月起担任公司秘书，现年49岁[119] - Andrés R. Gluski自2011年9月起担任总裁、首席执行官和董事会成员，现年62岁[119] - Lisa Krueger自2018年9月起担任高级副总裁兼美国及公用事业战略业务单元总裁，现年56岁[119] - Tish Mendoza自2015年起担任高级副总裁、全球人力资源和内部沟通主管兼首席人力资源官，现年44岁[120] - Leonardo Moreno自2019年3月起担任高级副总裁、企业战略和投资主管兼首席商务官，现年40岁[120] - Gustavo Pimenta自2019年1月起担任执行副总裁兼首席财务官，现年41岁[120] 公司客户情况 - 无单个客户占公司2019年总收入的10%或以上[118] - 无单个客户占公司2019年总营收的10%或以上[118] 公司能源结构 - 公司发电站31%的产能由天然气提供燃料，34%为燃煤发电，32%由可再生能源提供燃料，3%使用石油焦、柴油或石油[19] 公司公用事业业务情况 - 公司6家公用事业企业向两个国家的250万人供电，美国的2家公用事业企业发电总容量达4102兆瓦[20] - 公司公用事业业务包括美国的IPL和DP&L以及萨尔瓦多的4家公用事业公司[20]

业绩总结 - 2019年YTD，公司的持续经营收入为3.8亿美元，稀释每股收益为0.57美元，而2018年为8.83亿美元，稀释每股收益为1.33美元[41] - 2019年YTD的调整后PTC为9.38亿美元，调整后每股收益为1.02美元，2018年为8.70亿美元，调整后每股收益为0.88美元[41] - 2019年上半年实现的税前贡献为5.95亿美元，2018年为12.94亿美元[41] - 2019年YTD，公司的未实现衍生品和股权证券损失为7800万美元，稀释每股损失为0.123美元[41] - 2019年YTD，公司的未实现外汇损失为4900万美元，稀释每股损失为0.064美元[41] - 2019年YTD的重组成本为0，2018年为300万美元[41] 未来展望 - 预计2019年至2022年每年实现7%至9%的平均增长[20] - 2019年调整后的每股收益（EPS）指导范围为1.30至1.38美元，基于2018年调整后EPS为1.24美元[17] - 预计到2022年，煤炭发电将占总发电量的比例降至30%以下[8] - 预计2019年至2022年可支配现金总额为42亿美元[18] - 预计2020年外汇风险对调整后EPS的影响为每股收益减少0.005美元[26] - 预计2020年商品价格上涨10%对调整后EPS的影响为每股收益减少0.005美元[24] 新产品和新技术研发 - 计划在越南建设2.2 GW的联合循环燃气发电厂（CCGT）和480 TBTU的液化天然气（LNG）终端[11] - 公司计划在2022年前增加13 GW的可再生能源发电能力，预计到2022年可再生能源的发电能力将占总发电能力的49%[40] - 目前有6.1 GW的可再生能源项目在建，预计每年签署2至3 GW的购电协议（PPA）[10] 市场扩张 - 2019年上半年签署的购电协议（PPA）总计为1,940 MW，其中包括921 MW在2019年第三季度签署[37] - 公司在2019年至2021年期间预计将上线的总发电能力为3,030 MW，预计总资本支出为77.15亿美元，AES的总权益为12.98亿美元[34] 负面信息 - 母公司不直接从自身活动中获得显著收入，而是依赖子公司的分配来满足现金需求[44] - 子公司分配与根据GAAP确定的经营活动提供的净现金之间的差异包括保留在子公司的现金[44]

每股收益变化 - 第三季度持续经营业务摊薄后每股收益较去年增加0.17美元至0.32美元[98] - 调整后每股收益增加0.13美元至0.48美元[99] - 年初至今持续经营业务摊薄后每股收益较去年减少0.76美元至0.57美元[100] - 调整后每股收益增加0.14美元至1.02美元[101] - 2019年第三季度持续经营摊薄每股收益为0.32美元，2018年同期为0.15美元；2019年前九个月为0.57美元，2018年同期为1.33美元[149] - 2019年第三季度调整后每股收益为0.48美元，2018年同期为0.35美元；2019年前九个月为1.02美元，2018年同期为0.88美元[149] 发电业务数据 - 发电业务总积压订单为6109兆瓦，其中建设中3030兆瓦，已签署可再生能源购电协议3079兆瓦[103] - 2019年第三季度完成1767兆瓦新项目建设[103] - 年初至今签署1.9吉瓦可再生能源购电协议，预计到2022年每年签署2 - 3吉瓦[103] 债务偿还情况 - 自愿提前偿还4.43亿美元有追索权债务[103] 碳减排目标 - 目标到2022年碳强度降低50%，到2030年降低70%，2022年将燃煤发电量降至总发电量的30%以下[110] 营收与收入情况 - 2019年前三季度总营收为77.58亿美元，较去年减少3.56亿美元，降幅4%[111] - 持续经营业务税后收入2.1亿美元，终止经营业务税后收入1.02亿美元，净收入归属AES公司为2.1亿美元[112] - 2019年第三季度，合并收入减少2.12亿美元，即7%；合并运营利润率增加3000万美元，即4%[116] - 2019年前九个月，合并收入减少3.56亿美元，即4%；合并运营利润率减少1.38亿美元，即7%[118] 费用与收益变化 - 2019年第三季度，一般及行政费用减少200万美元，即5%；前九个月增加200万美元，即1%[121] - 2019年第三季度，利息费用减少500万美元，即2%；前九个月减少1100万美元，即1%[122] - 2019年第三季度，利息收入增加200万美元，即3%；前九个月增加1100万美元，即5%[123] - 2019年第三季度，债务清偿损失增加5400万美元至6500万美元；前九个月减少6100万美元，即33%[124] - 2019年第三季度，其他收入增加6800万美元至7800万美元；前九个月增加9600万美元至1.26亿美元[125] - 2019年第三季度，处置和出售业务权益收益为1600万美元；前九个月减少8.47亿美元，即99%[127] - 2019年第三季度，公司确认净外汇交易损失8700万美元；前九个月为6900万美元[129] - 2019年第三季度所得税费用降至1.3亿美元，减少1600万美元，降幅11%；前九个月降至3.02亿美元，减少2.07亿美元，降幅41%[132] - 2019年第三季度联营公司净权益收益降至400万美元，减少200万美元，降幅33%；前九个月降至300万美元，减少2800万美元，降幅90%[133] - 2018年第三季度终止经营业务净亏损100万美元，前九个月净收入1.9亿美元[134] - 2019年第三季度子公司非控股股东权益和可赎回股份净收入降至8800万美元，减少200万美元，降幅2%；前九个月降至2.17亿美元，减少9200万美元，降幅30%[134][135] - 2019年第三季度公司净收入增至2.1亿美元，增加1.09亿美元；前九个月降至3.81亿美元，减少6.94亿美元，降幅65%[136] 调整后指标情况 - 2019年第三季度调整后运营利润率为5.13亿美元，2018年为5.22亿美元；2019年前九个月为13.12亿美元，2018年为14.59亿美元[140] - 2019年第三季度调整后税前贡献为4.26亿美元，2018年为3.27亿美元；2019年前九个月为9.38亿美元，2018年为8.7亿美元[146] - 调整后运营利润率、调整后税前贡献和调整后每股收益为非公认会计准则补充指标[137] - 调整后运营利润率、调整后税前贡献和调整后每股收益能更好反映公司潜在业务表现[139][143][148] 各部门运营情况 - 美国及公用事业部门2019年第三季度运营利润率增加900万美元，增幅4%；前九个月增加5100万美元，增幅9%[151] - 美国及公用事业部门2019年第三季度调整后运营利润率持平，前九个月增加2500万美元[151][153] - 美国及公用事业部门2019年第三季度调整后PTC增加2000万美元，增幅12%；前九个月增加6400万美元，增幅18%[151] - 南美部门2019年第三季度运营利润率持平，前九个月减少1.17亿美元，降幅16%[154] - 南美部门2019年第三季度调整后运营利润率减少1100万美元，降幅7%；前九个月减少9700万美元，降幅21%[154] - 南美部门2019年第三季度调整后PTC增加1100万美元，增幅9%；前九个月减少2100万美元，降幅6%[154] - 2019年第三季度MCAC业务单元运营利润率增加3500万美元，增幅24%；调整后运营利润率增加2200万美元；调整后PTC增加1.04亿美元[159] - 2019年前九个月MCAC业务单元运营利润率减少1800万美元，降幅5%；调整后运营利润率减少1900万美元；调整后PTC增加8300万美元[159][162][163] - 2019年第三季度EURASIA业务单元运营利润率减少200万美元，降幅6%；调整后运营利润率减少500万美元；调整后PTC减少1800万美元[164] - 2019年前九个月EURASIA业务单元运营利润率减少3900万美元，降幅22%；调整后运营利润率减少4200万美元；调整后PTC减少6100万美元[164][165][166] 阿根廷相关损失 - 2019年第三季度和前九个月，阿根廷未实现衍生品损失分别为7100万美元和7700万美元[149] - 2019年第三季度和前九个月，阿根廷未实现外汇损失分别为1100万美元和2300万美元[149] 调整后PTC影响因素 - 调整后PTC减少2100万美元，主要受调整后运营利润率下降影响，部分被2019年阿根廷和智利的外汇收益等因素抵消[158] 资产违约与可收回情况 - 截至2019年9月30日，AES Puerto Rico和AES Ilumina的无追索权债务分别为2.95亿美元和3300万美元，处于违约状态；公司在波多黎各的应收账款余额为7200万美元，其中2100万美元逾期[172] - 公司认为截至2019年9月30日，在波多黎各的长期资产账面价值5.43亿美元可收回[172] - 公司认为截至2019年9月30日，在智利的燃煤长期资产账面价值28亿美元可收回[177] 政策与业务协议 - 智利政府宣布到2040年逐步淘汰燃煤电厂，到2050年实现碳中和；AES Gener签署协议，Ventanas 1（114兆瓦）将于2022年11月、Ventanas 2（208兆瓦）将于2024年5月停止运营[177] - 2019年4月11日，波多黎各签署法案，到2028年1月1日消除煤炭发电；AES Puerto Rico与PREPA的长期购电协议2027年11月30日到期，双方已开始讨论煤电厂转换方案[178] 业务申请与计划 - DP&L申请DMR两年延期至2022年10月，每年金额为1.99亿美元[179] - IPL向IURC申请2020 - 2027年总额12亿美元的TDSIC计划[179] 费用退还情况 - DP&L将在十年内退还与TCJA相关的8300万美元超额递延所得税给客户[179] 电厂运营情况 - 2019年9月多米尼加共和国Andres 319兆瓦天然气联合循环电厂维修完成并恢复运营，期间安装120兆瓦租赁发电设备[182] - 2019年9月，多米尼加共和国319兆瓦的Andres天然气联合循环发电厂完成维修并开始联合循环运行，公司已获得业务中断和财产损失保险赔偿[182] 水电站情况 - 巴拿马Changuinola水电站约1.6公里隧道需升级衬砌，已注销1200万美元并资本化4900万美元成本，9月30日该电站长期资产账面价值5.53亿美元可收回[183] - 2019年初，巴拿马223兆瓦的Changuinola水电站隧道漏水，约1.6公里隧道需升级衬砌，预计2020年初完成，截至2019年9月30日，公司已注销1200万美元并资本化4900万美元相关成本，且认为该电站5.53亿美元长期资产账面价值可收回[183] 资产减值与商誉情况 - 2019年前九个月公司确认资产减值费用1.16亿美元，9月30日资产账面价值总计5亿美元[184] - 2019年前九个月，公司确认资产减值费用1.16亿美元，确认后资产账面价值总计5亿美元[184] - 9月30日Gener商誉余额为8.68亿美元，公司正进行年度商誉减值测试[185] - 截至2019年9月30日，Gener的商誉余额为8.68亿美元，公司正处于年度商誉减值测试的初步阶段[185] - 若报告单元在10月1日计量日的公允价值不高于其账面价值10%，则被视为下一年度“有风险”[185] 现金与投资情况 - 9月30日公司有11亿美元无限制现金及现金等价物，其中2800万美元由母公司和合格控股公司持有，还有3.34亿美元短期投资和6.96亿美元受限现金及偿债准备金[190] - 截至2019年9月30日，公司有11亿美元无限制现金及现金等价物，其中2800万美元由母公司和合格控股公司持有[190] - 截至2019年9月30日，公司短期投资3.34亿美元，受限现金和偿债准备金6.96亿美元[190] 债务情况 - 公司非追索权和追索权未偿还债务本金总额分别为162亿美元和36亿美元，约19亿美元当前非追索权债务中16亿美元将在未来十二个月到期，3.28亿美元因契约违约被视为违约[190] - 公司有500万美元追索权债务将在未来十二个月到期[190] - 截至2019年9月30日，公司总债务为201亿美元，约37亿美元为可变利率债务且无固定利率衍生工具[192] - 截至2019年9月30日，公司无追索权和有追索权未偿还债务本金总额分别为162亿美元和36亿美元[190] - 截至2019年9月30日，公司201亿美元总债务中约37亿美元按无衍生工具固定利率的可变利率计息[192] 担保与信贷情况 - 截至2019年9月30日，母公司提供的未偿还财务和履约相关担保或其他信贷支持承诺约为6.45亿美元[192] - 截至2019年9月30日，母公司提供约6.45亿美元未偿还财务和绩效相关担保或其他信贷支持承诺[192] 应收账款与贷款情况 - 截至2019年9月30日，公司有7300万美元应收账款归类为其他非流动资产，主要是阿根廷的应收账款[192] - 截至2019年9月30日，公司有7300万美元应收账款归类为其他非流动资产[192] - 截至2019年9月30日，公司有14亿美元贷款应收款，主要与越南一个项目有关[195] - 截至2019年9月30日，公司有14亿美元贷款应收款，主要与越南一个项目有关[195] 现金流量情况 - 2019年前九个月，公司现金来源总计76.42亿美元，现金使用总计78.04亿美元，净减少1.62亿美元[197] - 2019年前九个月，经营活动提供的净现金比2018年同期增加9400万美元[198] - 2019年前九个月，投资活动使用的净现金比2018年同期增加15亿美元[198] - 2019年前九个月，融资活动使用的净现金比2018年同期减少10.3亿美元[198] - 2019年前九个月，公司主要现金来源为债务融资、经营活动现金流和短期投资销售，主要现金用途为债务偿还、资本支出和短期投资购买[196] - 2019年前九个月，公司经营活动提供的净现金比2018年同期增加9400万美元[198] - 2019年前9个月投资活动使用的净现金较2018年同期增加15亿美元[201] - 2019年前9个月处置所得减少16亿美元，对权益联营公司的出资和贷款增加1.57亿美元，短期投资活动使用的现金减少1.57亿美元，资本支出增加3600万美元[204] - 2019年前9个月增长支出减少4800万美元，维护支出增加9800万美元，环境支出减少1400万美元[205] - 2019年前9个月融资活动使用的净现金较2018年同期减少10.3亿美元[206] 调整后净收入与营运资金情况 - 调整后净收入增加4300万美元，主要由于保险收益和美国及公用事业部门利润率提高[200] - 营运资金需求减少5100万美元，主要由于多米尼加共和国应收账款回收增加和能源销售收款增加[200] - 调整后净收入增加4300万美元，主要因2018年安德烈斯设施雷击事件和钱吉诺拉隧道泄漏的保险收益及美国和公用事业部门利润率提高[200] 债务与流动性对比情况 - 截至2019年9月30日和2018年12月31日，公司总追索债务分别为36亿美元和37亿美元[211] - 截至2019年9月30日和2018年12月31日，母公司及合格控股公司现金及现金等价物分别为2800万美元和2400

每股收益变化 - 2019年第二季度摊薄后持续经营每股收益降至0.02美元，较去年减少0.13美元[106] - 2019年上半年摊薄后持续经营每股收益降至0.26美元，较去年减少0.92美元[108] - 2019年第二季度调整后每股收益增至0.26美元，较去年增加0.01美元[107] - 2019年上半年调整后每股收益增至0.53美元，较去年增加0.01美元[109] - 2019年Q2持续经营业务摊薄后每股收益为0.02美元，2018年同期为0.15美元；2019年上半年为0.26美元，2018年同期为1.18美元[154] - 2019年Q2调整后EPS为0.26美元，2018年同期为0.25美元；2019年上半年为0.53美元，2018年同期为0.52美元[154] 公司订单与业务规划 - 公司积压订单总量为6764兆瓦，其中在建项目4546兆瓦，已签署可再生能源购电协议2218兆瓦[111] - 公司预计2020年获得投资级信用评级[112] - 公司计划到2022年每年签署2 - 3吉瓦的可再生能源购电协议[112] - 公司目标是到2022年将碳强度降低50%，到2030年降低70%（以2016年为基准）[114] 运营相关财务指标变化 - 2019年第二季度运营利润率为12.56亿美元，2018年同期为10.88亿美元[111] - 2019年第二季度运营现金流为10.14亿美元，2018年同期为9.14亿美元[111] - 2019年Q2公司总营收24.83亿美元，较2018年同期减少5400万美元，降幅2%；H1总营收51.33亿美元，较2018年同期减少1.44亿美元，降幅3%[117] - 2019年Q2公司总运营利润率为5.02亿美元，较2018年同期减少9800万美元，降幅16%；H1总运营利润率为10.88亿美元，较2018年同期减少1.68亿美元，降幅13%[117] - 2019年Q2公司净收入6700万美元，较2018年同期减少3.49亿美元，降幅84%；H1净收入3亿美元，较2018年同期减少8.93亿美元，降幅75%[117] - 2019年Q2归属于公司的净收入为1700万美元，较2018年同期减少2.73亿美元，降幅94%；H1为1.71亿美元，较2018年同期减少8.03亿美元，降幅82%[117] - 2019年Q2公司运营活动提供的净现金为3.24亿美元，较2018年同期减少7500万美元，降幅19%；H1为10.14亿美元，较2018年同期增加1亿美元，增幅11%[117] - 2019年Q2美国和公用事业部门营收9.76亿美元，较2018年同期减少1900万美元，降幅2%；H1为19.95亿美元，较2018年同期减少2700万美元，降幅1%[117] - 2019年Q2南美部门营收7.65亿美元，较2018年同期减少8100万美元，降幅10%；H1为16.1亿美元，较2018年同期减少1.31亿美元，降幅8%[117] - 2019年Q2 MCAC部门营收4.78亿美元，较2018年同期增加7200万美元，增幅18%；H1为9.28亿美元，较2018年同期增加1.14亿美元，增幅14%[117] - 2019年Q2欧亚部门营收2.65亿美元，较2018年同期减少2700万美元，降幅9%；H1为6.04亿美元，较2018年同期减少1.07亿美元，降幅15%[117] - 2019年Q2公司一般及行政费用为4900万美元，较2018年同期增加1400万美元，增幅40%；H1为9500万美元，较2018年同期增加400万美元，增幅4%[117][123] - 2019年第二季度利息支出增加1000万美元，即4%，达到2.73亿美元；上半年利息支出减少600万美元，即1%，降至5.38亿美元[124] - 2019年第二季度利息收入增加600万美元，即8%，达到8200万美元；上半年利息收入增加900万美元，即6%，达到1.61亿美元[125] - 2019年第二季度债务清偿损失增加4500万美元，达到5100万美元；上半年债务清偿损失减少1.15亿美元，即65%，降至6100万美元[126] - 2019年第二季度其他收入增加1100万美元，达到1800万美元；上半年其他收入增加2800万美元，达到4800万美元[127] - 2019年第二季度业务权益处置和出售损失为300万美元，而2018年同期为收益8900万美元；上半年业务权益处置和出售损失为700万美元，而2018年同期为收益8.77亿美元[129] - 2019年第二季度和上半年资产减值费用均增加2400万美元，达到1.16亿美元[130] - 2019年第二季度和上半年公司分别实现净外汇交易收益2200万美元和1800万美元；2018年同期分别为净外汇交易损失3000万美元和4900万美元[131][132][133] - 2019年第二季度所得税费用减少7500万美元，即57%，降至5700万美元；上半年所得税费用减少1.91亿美元，即53%，降至1.72亿美元[134] - 2019年第二季度非控股股东权益和子公司可赎回股份的净收入减少7600万美元，即60%，降至5000万美元；上半年减少9000万美元，即41%，降至1.29亿美元[139] - 2019年第二季度公司净收入减少2.73亿美元，即94%，降至1700万美元；上半年减少8.03亿美元，即82%，降至1.71亿美元[140][142] - 2019年Q2运营利润率为5.02亿美元，2018年同期为6亿美元；2019年上半年为10.88亿美元，2018年同期为12.56亿美元[146] - 2019年Q2调整后运营利润率为3.69亿美元，2018年同期为4.35亿美元；2019年上半年为7.99亿美元，2018年同期为9.37亿美元[146] - 2019年Q2持续经营业务税后归属公司的收入为1600万美元，2018年同期为9600万美元；2019年上半年为1.7亿美元，2018年同期为7.81亿美元[151] - 2019年Q2调整后PTC为2.4亿美元，2018年同期为2.55亿美元；2019年上半年为5.12亿美元，2018年同期为5.43亿美元[151] - 截至2019年6月30日的六个月，营业利润率减少3700万美元，降幅26% [170] 各业务线运营利润率变化 - 2019年Q2美国及公用事业SBU运营利润率为1.75亿美元，2018年同期为1.54亿美元，增长2100万美元，增幅14%[155] - 2019年上半年美国及公用事业SBU运营利润率为3.87亿美元，2018年同期为3.45亿美元，增长4200万美元，增幅12%[155] - 2019年Q2美国及公用事业SBU调整后运营利润率为1.57亿美元，2018年同期为1.34亿美元，增长2300万美元，增幅17%[155] - 2019年上半年美国及公用事业SBU调整后运营利润率为3.39亿美元，2018年同期为3.14亿美元，增长2500万美元，增幅8%[155] - 美国和公用事业部门运营利润率增加2100万美元，调整后运营利润率增加2300万美元，调整后PTC增加4200万美元[156] - 2019年上半年运营利润率增加4200万美元，增幅12%，调整后运营利润率增加2500万美元，调整后PTC增加4400万美元[157] - 南美部门2019年3个月运营利润率减少7800万美元，降幅31%，6个月减少1.17亿美元，降幅23%[158] - 南美部门调整后运营利润率3个月减少5100万美元，6个月减少8600万美元，调整后PTC 3个月减少1100万美元，6个月减少3200万美元[158][162][163] - MCAC部门2019年3个月运营利润率减少2500万美元，降幅19%，6个月减少5300万美元，降幅23%[164] - MCAC部门调整后运营利润率3个月减少2100万美元，6个月减少4100万美元，调整后PTC 3个月减少1800万美元，6个月减少2100万美元[164][166][167] - 欧亚部门2019年3个月运营利润率减少1100万美元，降幅21%，6个月减少3700万美元，降幅26%[168] - 欧亚部门调整后运营利润率3个月减少1100万美元，6个月减少3700万美元，调整后PTC 3个月减少1600万美元，6个月减少4300万美元[168] 各业务线运营利润率变化原因 - 美国和公用事业部门运营利润率增加主要因DPL分销费率订单、Southland能源销售增加和Warrior Run维护成本降低等[156] - 南美部门运营利润率减少主要因智利、阿根廷、哥伦比亚等地发电量和销售减少及货币贬值等[159][161] - 调整后PTC减少4300万美元，主要受调整后营业利润率下降和印度权益联营公司OPGC收益减少影响[171] 公司资产与债务情况 - 截至2019年6月30日，AES Puerto Rico和AES Ilumina的无追索权债务分别为3.03亿美元和3300万美元，处于违约状态 [175] - 截至2019年6月30日，公司在波多黎各的应收账款余额为7100万美元，其中2000万美元逾期 [175] - 截至2019年6月30日，公司认为波多黎各的长期资产账面价值5.47亿美元可收回 [177] - 阿根廷热电机组能源报酬每兆瓦时减少1.6美元 [178] - 智利AES Gener将在2022年11月和2024年5月分别关停Ventanas 1（114兆瓦）和Ventanas 2（208兆瓦）两个煤电机组 [179] - 截至2019年6月30日，公司认为智利燃煤长期资产账面价值29亿美元可收回 [179] - DP&L申请将DMR延长两年至2022年10月，每年申请金额为1.99亿美元 [180] - 2019年上半年，公司确认资产减值费用1.16亿美元 [189] - 截至2019年6月30日，公司拥有无限制现金及现金等价物12亿美元，其中1.69亿美元由母公司和合格控股公司持有[191] - 公司短期投资为4.1亿美元，受限现金和偿债准备金为7.84亿美元，无追索权和有追索权债务未偿本金总额分别为158亿美元和39亿美元[191] - 公司约11亿美元的当前无追索权债务中，7450万美元因将在未来十二个月到期而如此列报，3420万美元与因契约违约被视为违约的债务有关[191] - 截至2019年6月30日，公司总债务为202亿美元，约34亿美元按可变利率计息且未通过衍生工具固定利率，巴西持有11亿美元浮动利率无追索权债务敞口[193] - 截至2019年6月30日，母公司提供的未偿还财务和与绩效相关的担保或其他信贷支持承诺总计约6.68亿美元[193] - 截至2019年6月30日，公司有9100万美元应收账款被归类为非流动资产，主要是阿根廷的应收账款[194] - 截至2019年6月30日，公司有14亿美元贷款应收款，主要与越南一个根据建设 - 运营 - 移交合同建设的设施有关[195] - 2019年6月30日和2018年12月31日，公司总追索权债务分别为39亿美元和37亿美元[212] - 2019年6月30日和2018年12月31日，母公司流动性分别为8.88亿美元和10.46亿美元[211] - 2019年6月30日，分类为流动负债的无追索权债务总计11亿美元，与违约相关的流动债务为3.42亿美元[216] - 2019年上半年，公司确认资产减值费用1.16亿美元，减值后资产账面价值总计5.04亿美元[189] - 2019年6月30日，公司认为安第斯和昌金奥拉的长期资产账面价值4.66亿美元和5.39亿美元可收回[186][188] - 昌金奥拉隧道约1.6公里需升级衬砌，公司已注销1200万美元，资本化3100万美元相关成本[187] - 截至2019年6月30日，公司拥有无限制现金及现金等价物12亿美元，其中1.69亿美元由母公司和合格控股公司持有[191] - 截至2019年6月30日，公司短期投资4.1亿美元，受限现金和偿债准备金7.84亿美元[191] - 截至2019年6月30日，公司无追索权和有追索权债务未偿还本金总额分别为158亿美元和39亿美元[191] - 截至2019年6月30日，公司约11亿美元的当前无追索权债务中，7450万美元因将在未来十二个月到期而如此列报，3420万美元与因契约违约被视为违约的债务有关[191] - 截至2019年6月30日，公司总债务202亿美元，约34亿美元按可变利率计息且未通过衍生工具固定利率[193] - 截至2019年6月30日，母公司已提供未偿还的财务和与绩效相关的担保或其他信贷支持承诺约6.68亿美元[193] - 截至2019年6月30日，公司有3.25亿美元无担保信贷安排下的未偿还信用证和1.16亿美元高级有担保信贷安排下的未偿还信用证[193] - 截至2019年6月30日，公司有9100万美元应收账款归类为非流动资产，约14亿美元贷款应收款主要与越南一个项目有关[19

每股收益相关 - 稀释每股收益较去年减少0.80美元至0.23美元，主要因2018年出售马辛洛克的净收益和利润率降低[90] - 调整后每股收益持平于0.28美元，主要因资产出售和处置致利润率降低，被母公司债务利息降低等因素抵消[91] - 2019年第一季度调整后营业利润率为4.3亿美元，2018年同期为5.02亿美元；调整后税前利润为2.72亿美元，2018年同期为2.88亿美元；调整后每股收益为0.28美元，与2018年同期持平[113][117][120] 业务订单与发展规划 - 建设积压订单为3845兆瓦，签署的可再生电力购买协议为2380兆瓦，总积压订单为6225兆瓦[91] - 公司有望在2020年获得投资级信用评级，计划每年签署2 - 3吉瓦可再生电力购买协议至2022年，2019年完成2.0吉瓦在建项目[91] 整体财务数据关键指标变化 - 2019年第一季度总营收为26.5亿美元，较2018年减少9000万美元，降幅3% [94] - 2019年第一季度总运营利润率为5.86亿美元，较2018年减少7000万美元，降幅11% [94] - 一般及行政费用降至4600万美元，较2018年减少1000万美元，降幅18% [94] - 利息费用降至2.65亿美元，较2018年减少1600万美元，降幅6% [94] - 利息收入增至7900万美元，较2018年增加300万美元，增幅4% [94] - 2019年第一季度所得税费用降至1.15亿美元，较2018年同期的2.31亿美元减少1.16亿美元，降幅50%；有效税率从2018年的23%升至2019年的32%[105] - 2019年第一季度联营公司净权益收益亏损600万美元，较2018年同期的盈利1100万美元减少1700万美元[106] - 2019年第一季度子公司非控股股东权益和可赎回股份净收益降至7900万美元，较2018年同期的9300万美元减少1400万美元，降幅15%[107] - 2019年第一季度AES公司净收益降至1.54亿美元，较2018年同期的6.84亿美元减少5.3亿美元，降幅77%[108] 业务出售 - 公司同意以2.11亿美元出售约旦和英国的业务，交易完成后运营国家将从2011年的28个减至13个[93] 各业务线营业利润率变化 - 美国和公用事业部门2019年第一季度营业利润率增至2.12亿美元，较2018年同期的1.91亿美元增加2100万美元，增幅11%；调整后营业利润率和调整后税前利润均增加200万美元，增幅分别为1%和2%[121] - 南美部门2019年第一季度营业利润率降至2.16亿美元，较2018年同期的2.55亿美元减少3900万美元，降幅15%；调整后营业利润率降至1.2亿美元，较2018年同期的1.55亿美元减少3500万美元，降幅23%；调整后税前利润降至1.15亿美元，较2018年同期的1.36亿美元减少2100万美元，降幅15%[123] - 2019年第一季度南美业务单元运营利润率下降3900万美元，降幅15%，主要因阿根廷发电量降低、哥伦比亚比索和巴西雷亚尔贬值等因素[124] - 调整后运营利润率因上述因素下降3500万美元，调整后PTC下降2100万美元[126] - 2019年第一季度MCAC业务单元运营利润率下降2800万美元，降幅27%，主要因钱吉诺拉隧道检修、巴拿马水文条件不佳等因素[127] - 调整后运营利润率下降2000万美元，调整后PTC下降300万美元[128][129] - 2019年第一季度欧亚业务单元运营利润率下降2600万美元，降幅29%，主要因出售马辛洛克电厂、基尔鲁特计划停运等因素[130] - 调整后运营利润率下降2600万美元，调整后PTC下降2700万美元[131] 债务与违约情况 - 截至2019年3月31日，AES波多黎各和AES Ilumina的无追索权债务分别为3.11亿美元和3400万美元，处于违约状态，公司波多黎各应收账款余额为7000万美元，其中2000万美元逾期[135] - DP&L于2019年3月1日申请向客户退还总计6500万美元的超额累计递延所得税及相关监管负债[137] - 截至2019年3月31日，公司无追索权和有追索权未偿还债务本金总额分别为158亿美元和39亿美元，当前无追索权债务约13亿美元，其中9.2亿美元将在未来十二个月到期，3450万美元因违反契约被视为违约[146] - 截至2019年3月31日，公司总债务为201亿美元，约23亿美元按可变利率计息且无衍生工具固定利率，巴西占10亿美元浮动利率无追索权敞口[146] - 截至2019年3月31日，合并资产负债表中列为流动负债的非追索债务总额为13亿美元，与违约相关的流动债务为3.45亿美元[174] 资产相关 - 钱吉诺拉隧道检修预计耗时长达10个月，公司认为该设施9.33亿美元的长期资产账面价值可收回[142] - 截至2019年3月31日，公司无限制现金及现金等价物为14亿美元，其中3400万美元由母公司和合格控股公司持有，短期投资为3.78亿美元，受限现金和偿债准备金为9.49亿美元[146] - 截至2019年3月31日，公司长期应收账款约为1.1亿美元，主要为阿根廷应收账款；贷款应收款约为14亿美元，主要与越南一个项目有关[148][149] - 截至2019年3月31日，公司认为Andres长期资产账面价值4.18亿美元可收回[141] 现金流量相关 - 2019年第一季度，公司现金主要来源为债务融资、经营活动现金流和短期投资销售，主要用途为偿还债务、资本支出和购买短期投资；2018年第一季度，现金主要来源还包括出售业务权益所得[150] - 2019年第一季度，公司现金来源总计22.21亿美元，现金使用总计18.49亿美元，现金及现金等价物和受限现金净增加3.72亿美元；2018年第一季度，现金来源总计45.72亿美元，现金使用总计41.92亿美元，净增加3.8亿美元[153] - 2019年第一季度，经营活动提供的净现金较2018年同期增加1.75亿美元，主要因营运资金需求减少1.81亿美元[155][161] - 2019年第一季度，投资活动提供的净现金较2018年同期减少11亿美元，主要因处置所得减少12亿美元，短期投资活动现金使用减少1.26亿美元，资本支出增加900万美元[162][163] - 2019年第一季度，融资活动提供的净现金较2018年同期增加10亿美元，主要因有追索权债务活动影响7.73亿美元，母公司循环信贷交易影响1.95亿美元，无追索权债务交易影响1.91亿美元，无追索权循环信贷交易影响6300万美元[165][167] 汇率与业绩影响 - 2019年第一季度阿根廷比索兑美元持续大幅贬值，进一步贬值可能影响公司2019年全年业绩[138] 设施受损与恢复 - 2018年9月3日，多米尼加共和国319兆瓦的Andres天然气联合循环设施受损，预计2019年第四季度满负荷联合循环运行[139][140] - 巴拿马223兆瓦的Changuinola水电站隧道漏水，维修可能需10个月，公司认为该长期资产组账面价值9.33亿美元可收回[142] 风险与不确定性 - 公司面临环境法律法规带来的风险和不确定性，可能增加资本支出或合规成本[144] 债务与流动性对比 - 2019年3月31日和2018年12月31日，公司总追索债务分别为39亿美元和37亿美元[170] - 2019年3月31日和2018年12月31日，母公司流动性分别为8.09亿美元和10.46亿美元[169] 股息支付 - 2019年第一季度，公司向普通股股东支付每股0.1365美元的股息[169] 合并现金及现金等价物对比 - 2019年3月31日，公司合并现金及现金等价物为14.26亿美元，2018年12月31日为11.66亿美元[169] 母公司信贷安排可用借款对比 - 2019年3月31日，公司母公司信贷安排下可用借款为7.75亿美元，2018年12月31日为10.22亿美元[169] 信用证费用 - 2019年第一季度，公司支付的信用证费用年利率在1% - 3%之间[148] 财务报表编制相关 - 公司在编制合并财务报表时需使用估计、判断和假设，这些会影响资产、负债、收入和费用的报告金额[175] 租赁会计处理 - 公司对大多数初始期限超过12个月的租赁，在合并资产负债表上确认使用权资产和租赁负债[176] 债务契约遵守情况 - 截至2019年3月31日，公司母公司层面遵守高级担保信贷安排等债务工具的限制性契约[171] 重大子公司定义 - 重大子公司贡献母公司业务总现金分配的20%或以上，才符合“重大子公司”定义[174] - 公司母公司高级担保信贷安排将重要子公司定义为在最近四个财季贡献母公司业务总现金分配20%或以上的业务[174]

公司业务单元架构调整 - 公司分为四个面向市场的战略业务单元（SBU），2018年第一季度安第斯和巴西SBU合并为南美SBU，波多黎各和萨尔瓦多业务并入美国及公用事业SBU[18] 各业务单元调整后PTC及在建项目装机容量 - 美国及公用事业SBU 2018年调整后PTC为7.19亿美元，在建10座工厂，装机容量1907兆瓦[20] - 南美SBU 2018年调整后PTC为4.46亿美元，在建项目装机容量855兆瓦[21] - 中美洲及加勒比地区SBU 2018年调整后PTC为3亿美元，在建1座工厂，装机容量306兆瓦[23][25] - 欧亚SBU 2018年调整后PTC为2.9亿美元，在建项目装机容量1372兆瓦[26] 公司整体发电组合装机容量及业务情况 - 公司目前拥有和/或运营的发电组合装机容量为31792兆瓦，包括一家综合公用事业公司[27] - 公司发电业务中37%的装机容量使用天然气，31%使用煤炭，29%使用可再生能源，3%使用石油焦、柴油或石油[30] - 公司的六家公用事业企业向两个国家的240万人供电，美国的两家公用事业企业发电总装机容量为4102兆瓦[31] 公司发电及公用事业业务绩效驱动因素 - 公司发电业务的业绩驱动因素包括电力销售协议类型、电厂可靠性和灵活性等[27] - 公司公用事业业务的关键绩效驱动因素包括监管回报率和电价、季节性等[31] 美国和公用事业战略业务单元具体情况 - 美国和公用事业战略业务单元有29个发电设施，美国有2家公用事业公司，萨尔瓦多有4家公用事业公司[36] - 美国和公用事业战略业务单元运营装机容量总计11574兆瓦[36] - 萨尔瓦多的发电设施总装机容量为52兆瓦，美国的发电设施总装机容量为7420兆瓦[37] - 在建项目总装机容量为1907兆瓦，预计2019 - 2021年投入商业运营[38] - 截至2018年12月31日，萨尔瓦多的公用事业公司服务约139.7万客户，2018年售电量为3789吉瓦时；美国的公用事业公司服务约102.3万客户，2018年售电量为22231吉瓦时[39] 公司零售销售及公用事业业务相关影响因素 - 公司的零售销售受客户数量、天气变化、当地经济活动、能源效率和分布式发电计划等因素影响[32] - 公司的公用事业业务需满足一定的服务可靠性标准，包括停电时长和频率等[32] - 公司的综合公用事业IPL和输配电受监管公用事业DP&L在各自辖区内是唯一的电力分销商，受监管电力业务的竞争主要来自工业客户的现场发电[32] 公司新发电设施开发建设情况 - 公司开发和建设新发电设施，项目需获得监管批准以收回资本成本并获得投资回报，还会评估项目回报和财务状况[33] 公司受监管业务相关情况 - IPL受印第安纳州公用事业监管委员会全面监管，其电价由基本费率和批准费用组成，还包括各种调整机制[42][43] - IPL服务区域约528平方英里，估计人口约95万，拥有并运营4个发电站[46] - 2018年10月31日，IURC批准协议使IPL年收入增加4400万美元，即3% [46] - 2018年9月，DP&L获PUCO订单，新基础配电费率生效，年收入增加3000万美元[50] - 2019年1月，DP&L向PUCO申请将配电现代化附加费延长两年，每年1.99亿美元[50] - DP&L预计2019 - 2021年在资本项目上花费约6.28亿美元[52] - 2018年12月，DP&L向PUCO提交配电现代化计划，拟在未来20年投资5.76亿美元[52] 公司各发电项目装机容量及相关情况 - AES Southland总装机容量3941兆瓦，占加州装机容量约5%，占南加州爱迪生地区峰值需求17% [55] - 2017年6月，AES为AES Alamitos和AES Huntington Beach新项目融资20亿美元[55] - sPower在美国运营153个公用事业和分布式发电系统，装机容量1221兆瓦时[58] - 除sPower风电场外，AES在美国拥有732兆瓦风电装机容量[58] - sPower有360MW项目在建，开发管道中有938MW已签长期PPA项目，建设预算超18亿美元；AES分布式能源有78MW项目在建，开发管道中有332MW已签长期PPA或分配电价项目，建设预算超10亿美元[60] - 波多黎各98%电力由热电厂生产，其中47%来自石油、34%来自天然气、17%来自煤炭；AES波多黎各拥有524MW燃煤热电厂和24MW太阳能电厂，占当地装机容量约9%[61] - 萨尔瓦多国家电网装机容量约1659MW，其中43%为热电厂、34%为水电厂、10%为地热厂、9%为生物质厂、4%为太阳能厂；AES萨尔瓦多拥有该国79%领土，2018年占批发市场能源采购量约63%，即4040GWh[64] - 南美业务单元总运营装机容量12435MW，其中33%在阿根廷、28%在智利、8%在哥伦比亚、31%在巴西[67] - 智利市场SEN装机容量约24586MW，占该国装机容量的99%[71] - 2018年智利市场发电装机容量构成中，热电厂燃料主要为煤炭、柴油和LNG，且价格与国际价格挂钩[72] - AES在智利的AES Gener公司，公司拥有其66.7%的所有权权益；在巴西的Tietê公司，公司通过24%的经济权益控制并合并该公司[67] - AES萨尔瓦多与危地马拉投资集团成立合资企业开发142MW太阳能农场，2018年43MW已运营，57MW在建预计2019年上半年运营，42MW预计2019年下半年开工并完工[64] - 南美业务单元在建项目包括巴西的Boa Hora（69MW太阳能）、AGV Solar（75MW太阳能），阿根廷的Energetica（100MW风能）、Vientos Nequinos（80MW风能），智利的Alto Maipo（531MW水电）[69] - 2018年6月，公司出售其在巴西配电业务Eletropaulo的全部17%所有权权益[69] - 智利SEN系统中热电装机容量占比54%，水电占比27%，太阳能占比10%，风能占比7%，其他占比2%[73] - 截至2018年12月31日，AES Gener在智利装机容量3400MW，市场份额约14%[73] - AES Gener与受监管配电公司和非监管客户的长期合同平均剩余期限约11年[73] - 截至2018年12月31日，哥伦比亚SIN系统装机容量17392MW，水电占比68%，火电占比31%，2018年84%的能源需求由水电厂供应[76] - AES Chivor在哥伦比亚装机容量1000MW，占系统容量约6%[78] - 截至2018年12月31日，阿根廷SADI系统装机容量38538MW，热电占比64%，水电占比28%[79] - 巴西装机容量162932MW，水电占比64%，可再生能源占比19%[82] - Tietê在巴西圣保罗州总装机容量2658MW，占该州总发电容量约10%，AES拥有其24%股份[83] - Tietê需在圣保罗州增加15%（398MW）的容量，已完成或处于执行阶段80%（317MW），剩余81MW需在协议批准后六年内完成[83] - Tietê正在建设总装机容量144MW的光伏电站，一期和二期预计2019年上半年投入商业运营[84] - 截至2018年12月31日，公司MCAC业务单元在三个国家拥有发电设施组合，总装机容量为3205兆瓦[86] - 多米尼加共和国能源市场装机容量约3800兆瓦，其中热力发电占78%、水力发电占16%、风力发电占4%、太阳能发电占2%[89] - 公司在多米尼加共和国的子公司AES拥有992兆瓦装机容量，占系统容量的26%，供应约40%的能源需求，821兆瓦大多与政府配电公司和大客户的合同到2022年到期[90] - 巴拿马当前总装机容量为3501兆瓦，其中水力发电占49%、热力发电占40%[95] - 公司在巴拿马拥有705兆瓦水电和453兆瓦火电装机容量，占该国总装机容量的33%[95] - 巴拿马水电资产与配电公司的PPA合同到2030年12月，总合同容量350兆瓦；火电资产与配电公司的PPA合同总容量430兆瓦，其中80兆瓦将于2020年6月到期，350兆瓦将于2028年12月到期[96] - 墨西哥总装机容量74吉瓦，发电组合主要包括热力发电（71%）和水力发电（17%）[98] - 公司在墨西哥拥有1055兆瓦装机容量，TEG和TEP的石油焦发电厂与承购方的长期PPA于2027年到期，有90%的可用性保证[98] - 公司与Grupo BAL在墨西哥的合资企业首个306兆瓦风电项目于2018年开工，预计2020年完成[101] - 公司与Deeplight Corporation合作的天然气发电厂于2018年9月运营，液化天然气储存和再气化设施预计2019年下半年完成[97] - 欧亚事业部运营装机容量总计4578兆瓦，分布在六个国家[102] - 在建项目有印度1320兆瓦的OPGC 2和约旦52兆瓦的AM Solar，预计分别在2019年上半年和下半年投入商业运营[103] - 2018年3月，公司出售了菲律宾630兆瓦的Masinloc煤电厂51%的所有权[103] - 保加利亚装机容量12吉瓦，37%为煤电，17%为核电[105] - 英国I-SEM市场装机容量41%为燃气发电，38%为可再生能源，目标到2020年可再生能源发电占比达40%[108] - 约旦预计到2020年可再生能源装机容量达2200兆瓦，其中940兆瓦已并网[110] - 截至2018年12月31日，印度总装机容量349吉瓦，64%为热力发电，21%为可再生能源[111] - 印度在建的1320兆瓦煤电项目，截至2018年12月31日，项目层面资本化总成本为13亿美元[113] - 印度在建项目投产后，75%的扩容装机容量将与GRIDCO签订为期四年的合同至2023年，之后100%签订25年合同至2048年[113] - 越南燃料供应由国有实体Vinacomin和Petro Vietnam掌控[114] - 越南电力市场总装机容量约47GW，水电占比42%，煤炭占比37%，国家公用事业公司EVN拥有60%的发电装机容量[115] - 越南竞争性电力市场已建立，试点竞争性批发电力市场将在未来五年实施，零售市场2022年后将进行类似改革[115] - 芒街二号是越南广宁省一座1242MW的燃煤电厂，BOT服务特许权协议2040年到期[115] 公司面临的监管及环境政策影响 - 公司为符合美国CSAPR规定，需通过运营现有控制措施和在公开市场购买配额来实现合规，2017和2018年合规成本不重大，但未来配额购买成本不确定[118] - 若NSR要求适用于公司子公司拥有的发电厂，可能对公司业务、财务状况和经营成果产生重大不利影响[119] - 公司IPL彼得斯堡电厂自2017年1月1日起需满足新的SO2排放限制，NAAQS SO2合规计划获批资本成本约2900万美元[119] - 美国EPA 2015年生效的NSPS对新建燃煤发电站CO2排放设定标准，可能影响公司建设和改造计划[119] - 美国EPA 2015年最终确定的CPP规定现有电厂CO2排放规则，因规则不确定性，无法确定对公司运营和财务结果的影响[120] - 公司美国设施需遵守CWA第316(b)条规则，若需额外资本支出，可能数额重大[121] - AES南兰德计划在2020年12月31日前关闭并永久退役使用OTC的发电机组，执行计划取决于公司能否签订长期购电协议[121] - 公司加州子公司与南加州爱迪生公司签订20年购电协议，新发电容量建设分别于2017年6月和7月在AES亨廷顿海滩和AES阿拉米托斯开工[122] - 部分现有OTC机组需提前退役，如雷东多海滩7号机组于2019年9月30日退役，亨廷顿海滩1号机组和阿拉米托斯1、2、6号机组于2019年12月31日退役，其余加州AES OTC机组于2020年12月31日永久退役[122] - 2018年7月23日，美国第二巡回上诉法院维持联邦EPA规则，公司预计遵守CWA第316(b)条法规及相关成本可能对财务状况或经营成果产生重大影响[122] - 2015年6月29日，EPA和美国陆军工程兵团发布定义美国水域联邦管辖权的最终规则，该规则原生效日期被推迟至2020年2月6日，若最终实施可能对公司业务、财务状况或经营成果产生重大影响[122] - 2015年11月3日，EPA发布最终ELG规则，现有来源的合规时间为2018年11月1日至2023年12月31日，部分合规日期曾推迟两年，公司预计该规则实施可能对经营成果、财务状况和现金流产生重大不利影响[122] - 2016年6月，EPA发布淡水污染物硒的最终国家慢性水生生物标准，若需额外资本支出可能是重大的[124] - 2015年10月19日，EPA监管CCR的规则生效，公司彼得斯堡电站现有灰塘不符合要求，需于2018年11月11日停止使用所有灰塘[124] - 公司面临“超级基金”相关诉讼，无法确定在南代顿垃圾填埋场和特雷蒙特市垃圾填埋场的责任及规模，任何此类责任可能对DP&L重大[124] 公司电力销售业务情况 - 2018年无单个客户占公司总收入的10%以上，发电业务向批发客户售电，公用事业向终端用户售电[126] 公司高管信息 - 公司公布多位高管信息，包括Sanjeev Addala、Bernerd Da Santos、Manuel Pérez Dubuc、Paul L. Freedman和Andrés R. Gluski等[128] 公司发电业务燃料结构 - 公司37%的发电装机容量以天然气为燃料，31%为燃煤发电，29%为可再生能源发电，3%使用石油焦、柴油或石油[30] 公司电力合同销售情况 - 公司中长期合同销售的电力合同期限为2