财务数据和关键指标变化 - 2023年全年总收入为8.294亿美元,同比增长13% [18] - 2023年全年调整后EBITDA为4.817亿美元,同比增长10.6% [18] - 2023年第四季度总收入为2.413亿美元,同比增长17.4% [18] - 2023年第四季度调整后EBITDA为1.39亿美元,同比增长11.5% [18] - 2023年全年净收益为1.244亿美元,同比增长88.9% [19] - 2023年全年每股摊薄收益为2.08美元,同比增长77.8% [19] 各条业务线数据和关键指标变化 - 电力板块2023年全年收入为6.67亿美元,同比增长5.5% [22] - 电力板块2023年第四季度收入为1.84亿美元,同比增长11.3% [22] - 产品板块2023年全年收入为1.338亿美元,同比增长87.3% [23] - 产品板块2023年第四季度收入为5.04亿美元,同比增长56.7% [23] - 储能板块2023年全年收入为2.89亿美元,同比下降6.8% [24] - 储能板块2023年第四季度收入为0.7亿美元,同比下降14% [24] 各个市场数据和关键指标变化 - 肯尼亚Olkaria电厂目前运营在125兆瓦水平,略高于去年 [44] - 波多黎各Bouillante电厂正在开发中,预计将很快签署新的PPA [45] - 多米尼加将新建一座10兆瓦电厂,与Bouillante电厂在地理位置上相近,可带来运营协同效应 [45] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司目标到2026年底将电力业务容量扩大至2.1-2.3吉瓦,储能业务容量扩大至700-800兆瓦 [50][54] - 公司正在积极开发地热、太阳能光伏和储能项目,以满足可再生能源需求和减排目标 [51][52][58] - 《通胀减免法案》为公司提供了税收激励,有助于降低资本支出,支持公司的增长战略 [14][52] - 公司看好地热和储能行业的发展前景,将继续在关键市场如加利福尼亚州和内华达州拓展业务 [51] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2023年公司业绩表现出色,为2024年带来良好的发展势头 [9][13] - 公司预计2024年收入和调整后EBITDA将分别增长7%和10% [60] - 可再生能源需求和减排目标为公司带来良好的发展机遇 [15] - 公司将继续通过有机增长和并购来实现产能扩张目标 [10][47] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Justin Clare 提问** 询问2024年电力板块毛利率的预期以及影响因素 [65][66] **Assi Ginzburg 回答** 预计2024年电力板块毛利率将略有上升1-2个百分点,主要受益于Puna电厂产能提升、Olkaria电厂钻探成功以及Enel资产并购的贡献 [66] 问题2 **Ryan Levine 提问** 询问公司在肯尼亚的现金回收情况及未来商业谈判进展 [72][75] **Assi Ginzburg 回答** 2024年前50天已收回3200万美元,预计全年现金回收情况将大幅改善。公司与肯尼亚政府的谈判仍在进行,但现有PPA合同有效期至2034年 [75] 问题3 **Julien Dumoulin-Smith 提问** 询问储能业务的收入指引及未来发展趋势 [80][81] **Doron Blachar 回答** 2024年储能业务收入预计增长40%左右,随着更多项目投产和签订长期PPA,该业务的收入和利润率将持续提升 [82]

2023年财务指标增长情况 - 2023年全年摊薄后每股收益增长77.8%，调整后摊薄每股收益增长25.0%[1] - 2023年第四季度总营收同比增长17.4%，全年增长13.0%[3] - 2023年第四季度运营收入增长70.8%，全年增长9.0%[3] - 2023年归属公司股东的净利润第四季度和全年分别为3570万美元和1.244亿美元，同比分别增长98.0%和88.9%[3][10] - 2023年第四季度和全年调整后EBITDA分别为1.39亿美元和4.817亿美元，同比分别增长11.5%和10.6%[5][13] - 2023年全年总营收8.29424亿美元，较2022年的7.34159亿美元增长12.98%[23] - 2023年全年净利润1.33137亿美元，较2022年的7779.5万美元增长71.14%[23] - 2023年全年研发费用721.5万美元，较2022年的507.8万美元增长42.08%[23] - 2023年第四季度总营收2.4134亿美元，较2022年同期的2.05486亿美元增长17.45%[23] - 2023年第四季度净利润3883.3万美元，较2022年同期的2023万美元增长91.96%[23] - 2023年基本每股收益为2.09美元，较2022年的1.17美元增长78.63%[23] - 2023年稀释每股收益为2.08美元，较2022年的1.17美元增长77.78%[23] - 2023年第四季度净收入为3883.3万美元，2022年同期为2023万美元；2023年全年净收入为1.33137亿美元，2022年为7779.5万美元[29] - 2023年第四季度EBITDA为1.35035亿美元，2022年同期为9345.1万美元；2023年全年EBITDA为4.63502亿美元，2022年为3.88665亿美元[29] - 2023年第四季度调整后EBITDA为1.39019亿美元，2022年同期为1.24695亿美元；2023年全年调整后EBITDA为4.81741亿美元，2022年为4.35463亿美元[29] - 2023年第四季度GAAP归属于公司股东的净收入为3570万美元，2022年同期为1800万美元；2023年全年为1.244亿美元，2022年为6580万美元[32] - 2023年第四季度调整后归属于公司股东的净收入为4050万美元，2022年同期为4120万美元；2023年全年为1.219亿美元，2022年为9220万美元[32] - 2023年第四季度GAAP摊薄后每股收益为0.59美元，2022年同期为0.32美元；2023年全年为2.08美元，2022年为1.17美元[32] - 2023年第四季度摊薄后调整后每股收益为0.67美元，2022年同期为0.73美元；2023年全年为2.05美元，2022年为1.63美元[32] 2023年各业务收入情况 - 2023年电力业务收入第四季度增长11.3%，全年增长5.5%；产品业务收入第四季度增长56.7%，全年增长87.3%；储能与管理服务业务收入第四季度下降14.0%，全年下降6.8%[3] 业务订单与容量目标 - 截至2024年2月21日，产品业务积压订单为1.52亿美元[13] - 公司有望在2026年底实现2.1至2.3GW的发电容量目标[1][9] 2024年业绩预计 - 预计2024年总营收增长7%，调整后EBITDA增长10%，调整后EBITDA在5.15亿至5.45亿美元之间[9][20] - 预计2024年电力业务收入在7.1亿至7.3亿美元之间，产品业务收入在1.15亿至1.35亿美元之间，储能业务收入在3500万至4500万美元之间[13][20] 2023年底资产负债情况 - 截至2023年12月31日，现金及现金等价物为1.95808亿美元，较2022年的9587.2万美元增长104.24%[24] - 截至2023年12月31日，总负债为2.756693亿美元，较2022年的2.581014亿美元增长6.81%[24] - 截至2023年12月31日，总资产为5.208279亿美元，较2022年的4.611579亿美元增长12.94%[24] 财务指标计算与调整说明 - 自2022年第四季度起，公司在计算EBITDA和调整后EBITDA时将资产弃置义务相关的增值费用纳入净收入调整项[27] - 调整后EBITDA和调整后归属于公司股东的净收入及每股收益是对不代表公司持续业务和运营的一次性费用项目进行调整[30] - EBITDA和调整后EBITDA并非美国公认会计原则下的财务业绩或流动性衡量指标[26]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度总收入为2.08亿美元,同比增长18.3% [15] - 第三季度总毛利为6000万美元,毛利率为28.8%,同比下降约600个基点 [16][17] - 第三季度归属于公司股东的净收入为3550万美元,每股摊薄收益为0.59美元,同比增长84.4% [18][19] - 第三季度经调整后的归属于公司股东的净收入为2820万美元,每股摊薄经调整收益为0.47美元,同比增长16.4%和42.4% [19][20] - 第三季度经调整EBITDA为1.183亿美元,同比增长15.8% [21] 各条业务线数据和关键指标变化 - 电力板块收入增长2.9%至1.672亿美元,受北谷新电厂投产和Heber 1恢复运营的推动 [22] - 产品板块收入增长180.2%至3880万美元,占总收入的19%,主要由于新签合同增加 [23] - 储能板块收入增长24.5%至1100万美元,受新投产电厂和德克萨斯州Optum电厂价格上涨的推动 [24] 各个市场数据和关键指标变化 - 电力板块毛利率为31.8%,受Puna发电量和业务中断收入下降的影响 [25] - 产品板块毛利率为18.7%,与去年同期相比有所提升 [26] - 储能板块毛利率为22.9%,同比下降主要由于东海岸电价正常化 [27] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司宣布以2.71亿美元收购Enel在美国的3座地热电厂和2座太阳能电厂,预计将为公司带来年收入约3500万美元和年EBITDA约2400万美元 [41][42][43] - 公司计划对收购的3座地热电厂进行升级改造,预计将增加约17兆瓦装机容量,并在2025年底前再增加15兆瓦EBITDA [44] - 公司产品板块订单量大幅增加,截至第三季度末订单量达1.92亿美元,同比增长40% [46] - 公司储能板块在建项目达275兆瓦/740兆瓦时,并与Gotion签署电池供应协议,保障供应链 [47][48] - 公司预计到2025年底将增加约1.9-2吉瓦的总装机容量 [50] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司看好可再生能源行业的需求前景,特别是地热和储能领域 [61] - 公司有信心通过EBITDA增长、良好的资产负债表为潜在收购提供资金支持 [61] - 公司正密切关注以色列局势的发展,目前尚未对公司电力和储能业务产生影响 [62][63] - 公司有信心实现2023年及以后的增长目标 [65] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Noah Kaye 提问** 询问Puna电厂未来产能提升和夏威夷市场发展情况 [68] **Doron Blachar 回答** Puna电厂目前发电量已超过30兆瓦,公司正在制定明年的工作计划,未来有望进一步提升产能。公司目前主要集中在自身资产的优化,暂无在夏威夷开发新项目的计划 [69] 问题2 **Assi Ginzburg 回答** 公司今年通过税收抵免的转让获得了约2000万美元的收益,未来一年还将有超过4000万美元的税收抵免收益,这对公司的现金流和净收益产生积极影响 [72][73][74] 问题3 **Julien Dumoulin-Smith 提问** 询问公司是否考虑提高财务杠杆以利用税收抵免转让带来的优势 [94] **Assi Ginzburg 回答** 公司目前的财务杠杆水平明显低于行业平均水平,未来收购资金也主要通过债务融资解决,不会大幅提高杠杆。公司不会将税收抵免计入EBITDA,与评级机构也没有分歧 [95][96][97]

公司定位与业务板块 - 公司是垂直整合的地热能源电力企业，目标是成为全球领先的可再生能源供应商[114] - 公司业务分为电力、产品和储能三个板块，当前发电组合约1.3GW [115][116] 业务收入地区分布 - 2023年第三季度，电力板块69.2%的收入来自美国业务，30.8%来自其他地区[116] - 2023年第三季度，产品板块5.3%的收入来自美国业务，94.7%来自其他地区[116] - 2023年第三季度，储能板块所有收入均来自美国业务[116] - 2023年前三季度来自国外的营收占比38%，2022年同期为33%[126] - 电力业务国内营收占比约70%，国外业务毛利率高于国内，2023和2022年前三季度国际业务分别占总毛利润的49%和46%[126][127] - 产品业务国外营收占比约93%[128] - 储能业务国内营收占比100%[128] 业务风险 - 公司业务面临运营、政府监管、经济金融等多方面风险[103][105][106] - 公司业务受以色列局势、气候变化、市场竞争等因素影响[103][107] - 公司业务可能因未能履行PPA、失去QF地位等受不利影响[107] - 公司业务面临汇率波动、建设成本波动等风险[113] 未来增长因素 - 公司未来增长部分依赖现有设施的成功升级[107] 2023年合作与项目进展 - 2023年10月，公司与私人投资者达成合作协议，投资者以约4310万美元收购北谷地热发电厂权益，并预计支付约610万美元分期款项[118] - 2023年10月，公司与EGPNA达成收购协议，以2.71亿美元收购包括发电厂、太阳能资产和绿地开发资产的投资组合，预计2024年第一季度完成[118] - 2023年9月，公司与Mercury NZ Limited签订新合同，为新西兰的Ngatamariki地热发电厂进行扩建，新增56兆瓦（毛）发电能力[118] - 2023年9月，公司与Gotion High - Tech合作，获得高达750兆瓦时电池供应合同，还在讨论额外供应合同[118] - 2023年7月，公司位于加州的20兆瓦/40兆瓦时的Pomona电池储能系统项目开始商业运营[118] - 2023年6月，两个新电池储能设施开始商业运营，累计增加43兆瓦/43兆瓦时容量[118] 业务收入情况 - 2023年1 - 9月，电力业务收入的94.7%来自固定电价的PPA，不受能源商品价格波动影响[120] - 2023年第三季度与2022年同期相比，电力业务收入增长2.9%，产品业务收入增长180.2%，储能业务收入增长24.5%，总收入增长18.3% [125] - 2023年1 - 9月与2022年同期相比，电力业务收入增长3.5%，产品业务收入增长112.4%，储能业务收入下降4.3%，总收入增长11.2% [125] - 2023年前三季度总营收5.88084亿美元，2022年同期为5.28673亿美元，同比增长11.2%[134] - 2023年前三季度电力、产品和储能业务营收分别为4.82846亿、0.83331亿和0.21907亿美元，2022年同期分别为4.6654亿、0.39237亿和0.22896亿美元，产品业务营收增幅最大[134] - 2023年前三季度电力、产品和储能业务毛利润分别为1.71498亿、0.11602亿和0.02462亿美元，2022年同期分别为1.79449亿、0.03593亿和0.05572亿美元[134] - 2023年前三季度净利润为0.94304亿美元，2022年同期为0.57564亿美元，同比增长63.8%[134] - 2023年前三季度基本每股收益为1.50美元，2022年同期为0.85美元[134] - 2023年第三季度总营收2.081亿美元，较2022年同期的1.759亿美元增长18.3%，其中电力、产品和储能业务营收分别为1.572亿、0.398亿和0.11亿美元，涨幅分别为2.9%、180.2%和24.5%[137] - 2023年第三季度电力业务营收增长440万美元，主要因Heber 1、North Valley和Guadeloupe电厂，部分被Puna电厂营收减少560万美元抵消；发电量从2022年同期的1535051兆瓦时增至1651880兆瓦时，涨幅7.6%[138][139] - 2023年第三季度产品业务营收增长2560万美元，增幅180.2%，主要因项目进展和收入确认时间[140] - 2023年第三季度储能业务营收增长，得益于新设施运营和德州高价，部分被PJM和CAISO设施能源费率降低抵消[141] - 2023年前三季度总营收为5.881亿美元，较2022年同期的5.287亿美元增长11.2%，其中电力业务营收4.828亿美元，产品业务营收8330万美元，储能业务营收2190万美元[163] - 2023年前三季度公司发电厂发电量为5258274兆瓦时，较2022年同期的4945315兆瓦时增长6.3%[165] 业务成本情况 - 2023年第三季度总营收成本1.481亿美元，较2022年同期的1.148亿美元增长29.0%，其中电力、产品和储能业务成本分别为1.072亿、0.324亿和0.085亿美元，涨幅分别为10.4%、177.7%和40.2%[144] - 2023年前三季度总营收成本为4.025亿美元，较2022年同期的3.401亿美元增长18.4%，其中电力业务成本3.113亿美元，产品业务成本7170万美元，储能业务成本1940万美元[169] 费用与收益情况 - 2023年第三季度研发费用140万美元，较2022年同期的120万美元增加，主要因项目投入时间[149] - 2023年第三季度销售和营销费用470万美元，占总营收2.3%，与2022年同期占比相同[150] - 2023年第三季度利息收入280万美元，较2022年同期的170万美元增加，主要因现金及等价物利率提高[153] - 2023年第三季度出售税收优惠所得收入1490万美元，较2022年同期的910万美元增加580万美元，主要因CD 4税收权益交易和可转让生产税收抵免预期销售[156] - 2023年第三季度所得税收益710万美元，有效税率为 - 24.1%；2022年同期所得税费用720万美元，有效税率为26.1%，差异主要因投资税收抵免、肯尼亚法定税率变化和不同税率管辖区盈利组合[159] - 2023年第三季度归属于公司股东的净利润为3550万美元，较2022年同期的1810万美元增加1730万美元[161] - 2023年前三季度研发费用为480万美元，较2022年同期的370万美元有所增加[175] - 2023年前三季度利息收入为960万美元，较2022年同期的220万美元大幅增加[180] - 2023年前三季度出售税收优惠所得收入为4250万美元，较2022年同期的2630万美元增加1610万美元[183] - 2023年前三季度所得税收益为220万美元，有效税率为2.4%，而2022年同期所得税费用为2350万美元，有效税率为28.5%[185] 财务状况 - 截至2023年9月30日，公司拥有7810万美元现金及现金等价物，其中4620万美元由海外子公司持有，同时拥有3.905亿美元未使用的公司借款额度[190] - 公司预计2023年剩余时间的资本需求包括1.1亿美元的新项目资本支出和3170万美元的长期债务偿还[191] - 2023年2月27日，公司与Hapoalim银行达成最终贷款协议，获得1亿美元贷款[194] - 截至2023年9月30日，公司信用协议下已发行总额为6.23亿美元，未偿还金额为2.429亿美元[196] - 截至2023年9月30日，公司总权益为24.05亿美元，实际权益与总资产比率为48%；12个月债务净额与调整后EBITDA比率为3.82[197] - 2023年前九个月，公司发放中期股息总计2120万美元[198] - 截至2023年9月30日，公司长期债务未来最低现金支付总额为2.019474亿美元[201] - 截至2023年9月30日，公司非追索权和有限追索权第三方债务未偿还金额为5.278亿美元[203] - 截至2023年9月30日，公司全额追索权第三方债务未偿还金额为7.746亿美元[205] - 截至2023年9月30日，与Terra - Gen地热资产收购相关的融资负债未偿还金额为2.258亿美元，年利率2.5%，2033年3月到期[206] - 截至2023年9月30日，可转换优先票据未偿还总额为4.313亿美元，年利率2.5%，2027年7月15日到期[208] - 2023年前九个月，公司经营活动提供净现金1.70256亿美元，投资活动使用净现金4.58166亿美元，融资活动提供净现金2.47568亿美元[211] - 2023年前三季度经营活动提供的净现金为1.703亿美元，较2022年同期的2.062亿美元减少3600万美元[212] - 2023年前三季度投资活动使用的净现金为4.582亿美元，较2022年同期的3.696亿美元增加8860万美元[213] - 2023年前三季度融资活动提供的净现金为2.476亿美元，较2022年同期的7360万美元增加1.74亿美元[214] - 2023年第三季度和前三季度净收入分别为3630万美元和9430万美元，较2022年同期的1980万美元和5760万美元有所增长[217] - 2023年第三季度和前三季度调整后EBITDA分别为1.183亿美元和3.427亿美元，较2022年同期的1.022亿美元和3.108亿美元有所增长[217] 项目开发与资本支出 - 公司正在开发多个新能源项目，包括多个太阳能光伏电站和地热电站升级项目，预计在2023 - 2025年陆续投入商业运营[222][223][224][225][226][227][228][229] - 公司已为新项目建设和现有电厂升级预算约5.37亿美元资本支出，截至2023年9月30日已投资2.65亿美元，预计2023年剩余时间投资约3500万美元，其余约2.37亿美元后续投入[231] - 公司预计2023年额外资本支出约7500万美元，用于新项目勘探、电厂维护、储能项目建设和生产设施升级等[232] - 公司预计2023年最后一个季度总资本支出约1.1亿美元[233] 财务资源与风险 - 基于当前情况，公司认为有足够财务资源开展活动和执行商业计划，但项目融资成本可能大幅增加或难以获得融资[234] 债务利率情况 - 截至2023年9月30日，公司合并长期债务100.0%为固定利率，不受利率波动风险影响[237] 债券发行情况 - 2020年7月1日，公司发行本金总额为10亿新以色列谢克尔的高级无担保债券，发行后不久通过交叉货币互换交易转换为约2.9亿美元[240] - 2022年6月，公司发行本金总额为4.313亿美元、年利率为2.5%的可转换高级票据，2027年到期[241] 敏感性分析 - 截至2023年9月30日和2022年12月31日，对长期债务义务和外汇远期合约进行敏感性分析，假设利率增减10%计算公允价值变化[242][244] 通胀与信用风险 - 自2022年初以来，公司因通货膨胀导致整体运营和其他成本增加，部分合同有减轻通胀风险的条款[245] - 公司信用风险集中于主要客户，如NV Energy子公司、SCPPA和KPLC，若其违约将对财务状况产生重大不利影响[249] 主要客户收入占比与逾期情况 - 2023年第三季度和前九个月，Sierra Pacific Power Company和Nevada Power Company收入占比分别为14.0%和16.5%，SCPPA为18.7%和22.0%，KPLC为13.1%和14.0%[250] - 截至2023年9月30日，KPLC逾期金额为5060万美元，10月支付50万美元；ENEE逾期金额为1000万美元，10月支付70万美元[250] 税收政策 - Ormat Systems符合“受益企业”资格，对合格收入按16%统一企业税率纳税，2021 - 2023年“优先技术收入”适用12%的降低税率[253] - 2022年8月16日，美国总统签署《2022年降低通胀法案》，自2022年12月31日后的纳税年度生效[252] 业务季节性 - 部分地热发电厂发电有季节性，冬季营收和毛利润通常高于夏季，预计第一和第四季度营收高于二、三季度[129]

公司业务板块与地区分布 - 公司业务分三个板块，2023年二季度电力板块美国业务收入占68.4%，产品板块美国业务收入占6.7%，储能板块收入全来自美国业务[73][74][75] 公司发电组合与设施 - 公司当前发电组合约1.3GW，包括美国、肯尼亚等地的地热发电厂及美国的储能设施等[76] 项目进展 - 2023年7月，公司位于加州的20MW/40MWh储能项目Pomona成功开始商业运营[77] - 2023年7月，公司请求土地管理局对Dixie Meadows地热项目进行补充环境评估[78] - 2023年7月，公司与圣地亚哥社区电力公司签署Arrowleaf太阳能和储能设施的购电协议，项目储能组件容量35MW/140MWh，太阳能组件贡献42MW清洁能源[79] - 2023年上半年公司新增多个项目，包括2个电池储能设施（累计容量43MW/43MWh）、1个50MW发电厂、2个能源存储设施（容量分别为7MW和12MW）、1个25MW地热发电厂等[80][81][84][85] - 2023年5月公司完成内华达州Dixie Valley发电厂6MW升级，完成6MW Brady太阳能设施[83] - 2023年6月公司与Eastland Generation Limited签署协议，将在新西兰建造50MW发电厂[81] - 2023年第一季度末Heber综合体预计发电量提升至约87MW[82] - 2025年Ijen地热发电厂一期预计发电34MW，公司持有49%股权，获3210万美元订单[87] - 多个电力项目正在建设或开发中，如Heber Complex预计2023年第三季度容量达87兆瓦，Topp 2预计2025年商业运营[120][121] - 储能板块年初以来已启动5个资产运营，多个储能项目正在建设，预计不同时间实现商业运营[121] - Carson Lake项目计划开发10 - 15兆瓦，预计明年开始钻探活动[121] 公司风险 - 公司财务表现受地热、REG、太阳能光伏发电厂及储能设施运营情况影响，存在运营风险[57] - 公司勘探、开发和运营地热能源资源面临地质风险和不确定性，可能导致发电厂性能下降或成本增加[57] - 公司对电池储能系统技术的投资涉及新技术，可靠性和性能历史有限，可能受存储成本增加等因素负面影响[57] - 公司业务发展活动可能不成功，在建项目或设施升级改造可能遇到延误[61] 公司增长因素 - 公司未来增长部分取决于现有设施的成功升级[61] 公司融资与收益用途 - 2023年3月公司完成公开发行360万股普通股，承销商额外购买54万股，净收益3.417亿美元用于一般公司用途和潜在收购[86] 营收情况 - 2023年上半年各业务板块营收情况：电力业务3.25634亿美元，同比增长3.8%；产品业务4350万美元，同比增长73.9%；储能业务1089.4万美元，同比下降22.5%[90] - 2023年上半年电力业务营收中94.6%来自固定电价PPA，不受能源商品价格波动影响，夏威夷有可变价格PPA[90] - 2023年上半年公司总营收3.80028亿美元，同比增长7.7%，其中36%来自国外，国外电力业务毛利率高于美国[90][91] - 2023年Q2总营收1.948亿美元，较2022年Q2的1.691亿美元增长15.2%，其中电力业务营收1.553亿美元，产品业务营收3350万美元，储能业务营收600万美元[95] - 2023年上半年总营收3.80028亿美元，2022年上半年为3.52788亿美元[93] - 2023年Q2电力业务发电总量较2022年Q2增长13.0%，从150.0827万兆瓦时增至169.5396万兆瓦时[95] - 2023年Q2产品业务营收较2022年Q2增长222.0%，主要因项目进展和收入确认时间[95] - 2023年Q2储能业务营收较2022年Q2下降19.7%，主要因能源费率降低[95][96] - 2023年上半年总营收为3.8亿美元，较2022年同期的3.528亿美元增长7.7%，其中电力、产品和储能业务营收分别为3.256亿、4350万和1090万美元[100] - 2023年上半年电力业务营收较2022年同期增加1190万美元，主要因CD4、北谷、迪克西谷和钨2号电厂开始商业运营[100] - 2023年上半年产品业务营收较2022年同期增加1850万美元，增幅73.9%，主要因新西兰和印尼新项目的收入确认[101] - 2023年上半年储能业务营收较2022年同期减少310万美元，降幅22.5%，主要因PJM和CAISO设施能源费率降低[101] - 2023年第二季度和上半年净收入分别为2450万美元和5800万美元，2022年同期分别为1490万美元和3770万美元[119] 成本与费用 - 2023年Q2总成本1.453亿美元，较2022年Q2的1.115亿美元增长30.3%，其中电力业务成本1.094亿美元，产品业务成本3000万美元，储能业务成本590万美元[97] - 2023年Q2研发费用210万美元，较2022年Q2的140万美元增加，主要因项目投入时间[97] - 2023年Q2销售和营销费用540万美元，占总营收2.8%，2022年Q2为400万美元，占比2.3%[97] - 2023年Q2一般和行政费用1780万美元，较2022年Q2的1350万美元增加，主要因新系统实施和法律服务费[97] - 2023年上半年研发费用为340万美元，较2022年同期的250万美元增加90万美元[102] 利润情况 - 2023年Q2净利润2451.1万美元，归属公司股东净利润2419.1万美元，基本每股收益0.40美元；2022年Q2净利润1494.5万美元，归属公司股东净利润1126万美元，基本每股收益0.20美元[93] - 2023年第二季度归属于公司股东的净利润为2420万美元，较2022年同期的1130万美元增加1290万美元[99] - 2023年上半年归属于公司股东的净利润为5320万美元，2022年同期为2970万美元，增加2350万美元[104] 利息与税收相关 - 2023年第二季度净利息支出为2440万美元，较2022年同期的2040万美元增加400万美元[98] - 2023年上半年利息收入为680万美元，较2022年同期的50万美元增加630万美元，主要因现金及现金等价物余额增加和利率上升[102] - 2023年上半年出售税收优惠所得收入为2750万美元，较2022年同期的1720万美元增加1030万美元，主要因CD 4税收权益交易和可转让生产税收抵免预期销售[103] - 2023年上半年所得税费用为490万美元，较2022年同期的1630万美元减少1140万美元，有效税率从29.6%降至8.1%[103] - 2023年上半年公司有效税率与联邦法定税率21%不同，主要因不同司法管辖区税率差异及产生1060万美元投资税收抵免[104] - 2023年上半年被投资单位净收益为230万美元，2022年同期为亏损100万美元，主要源于Sarulla财团12.75%股份和Ijen地热项目49%股份收益变化[104] 公司财务状况 - 截至2023年6月30日，公司有2.751亿美元现金及现金等价物，其中7280万美元由外国子公司持有，还有3.908亿美元未使用的公司借款额度[105] - 2023年剩余时间公司预计资本需求为3.28亿美元用于新项目，8020万美元用于长期债务偿还[106] - 截至2023年6月30日，公司信用证已发行总额6.23亿美元，未偿还总额2.637亿美元[107] - 截至2023年6月30日，公司总权益24.07亿美元，权益与总资产比率为48.0%，12个月净债务与调整后息税折旧摊销前利润比率为3.56[107] - 截至2023年6月30日，公司长期债务、租赁义务和融资负债未来最低现金支付总额为2.090395亿美元[110] - 截至2023年6月30日，公司第三方债务中非追索权和有限追索权债务未偿还额5.549亿美元，全额追索权债务未偿还额8.049亿美元[111][113] - 截至2023年6月30日，公司与未确认税收优惠相关的负债约为670万美元[116] - 截至2023年6月30日，Sarulla财团信贷安排未偿还余额为8.366亿美元，公司所占份额为1067万美元[120] - 截至2023年6月30日，99.3%的合并长期债务为固定利率债务，0.7%为浮动利率债务，1400万美元长期债务面临利率风险[122] 股息情况 - 2021年6月30日以来公司多次宣布股息，每股股息均为0.12美元[117] 现金流量情况 - 2023年上半年经营活动提供净现金1.305亿美元，较2022年同期的1.153亿美元增加1520万美元[117] - 2023年上半年投资活动使用净现金2.749亿美元，较2022年同期的2.25亿美元增加4990万美元[117] - 2023年上半年融资活动提供净现金3.131亿美元，而2022年同期使用净现金1.23亿美元[118] EBITDA情况 - 2023年第二季度和上半年调整后EBITDA分别为1.009亿美元和2.244亿美元，2022年同期分别为1.007亿美元和2.085亿美元[119] 资本支出预算 - 2023年新项目建设和现有电厂改进的资本支出预算约7.15亿美元，截至6月30日已投资4.15亿美元，预计2023年剩余时间投资约1.4亿美元，之后投资约1.6亿美元[122] - 2023年预计额外资本支出约1.88亿美元，包括新项目勘探等6000万美元、运营电厂维护2300万美元、储能项目建设9500万美元、生产设施改进1000万美元[122] 债券发行情况 - 2020年7月1日发行本金总额10亿新以色列谢克尔的高级无担保债券，发行后不久通过交叉货币互换交易转换为约2.9亿美元；2022年6月发行本金总额4.313亿美元、2.5%的可转换高级票据，2027年到期[125] 利率敏感性分析 - 2023年和2022年12月31日对长期债务义务和外汇远期合约进行敏感性分析，假设利率增减10%计算公允价值变化[125] 通胀影响 - 2022年初以来因通胀运营等成本增加，部分合同有减轻通胀风险条款，部分购电协议有价格调整机制[126] 主要客户情况 - 主要客户包括内华达能源子公司、南加州公共电力局和肯尼亚电力照明公司，2023年第二季度其收入占总收入比例分别为15.9%、21.0%、14.4%，上半年分别为17.9%、23.8%、14.4%[128] - 截至2023年6月30日，肯尼亚KPLC逾期金额4270万美元，7月支付780万美元；洪都拉斯ENEE逾期金额1070万美元，7月支付230万美元[128] 政策与税率情况 - 2022年美国签署《降低通胀法案》；Ormat Systems符合以色列相关法律，合格收入统一企业税率为16%，2021 - 2023年“优先技术收入”有效税率约13%[129] LIBOR过渡影响 - 公司认为从伦敦银行同业拆借利率（LIBOR）过渡不会对合并财务报表产生重大影响[125] 产品业务机会与竞争 - 产品业务在新西兰、美国、亚太及中南美有新业务机会，土耳其新关税结构或增加需求，但面临设备供应商竞争[89]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度总收入为1.948亿美元,同比增长15.2%,主要由于产品板块收入大幅增长 [18] - 第二季度总毛利为4950万美元,毛利率为25.4%,同比下降8.7个百分点,主要由于产品板块收入占比提高以及电力板块毛利率下降 [19][20][25] - 第二季度归属公司股东净利润为2420万美元,每股收益0.40美元,同比大幅增长 [20] - 第二季度调整后EBITDA为1.009亿美元,同比小幅增长0.2% [21] 各条业务线数据和关键指标变化 - 电力板块收入增长2.7%至1.553亿美元,主要由于新增项目CD4和North Valley的贡献,但普纳电厂由于发电量和电价下降而拖累了整体表现 [22][25] - 产品板块收入大增222%至3350万美元,占总收入17.2%,主要由于订单增加以及毛利率改善 [23][26] - 储能板块收入下降20%至600万美元,主要受到东部地区电价下降的影响 [24][27] 各个市场数据和关键指标变化 - 电力板块毛利率为29.6%,同比下降7.2个百分点,主要由于普纳电厂发电量和电价下降,以及去年同期有业务中断保险赔付 [25] - 产品板块毛利率为10.4%,同比大幅改善 [26] - 储能板块毛利率为1.9%,同比下降,主要受到东部地区电价下降的影响 [27] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司持续推进资产开发战略,在地热、太阳能和储能领域新增约100兆瓦装机 [10][13][14][42] - 公司增加了2025年底总装机容量目标至1.9-2吉瓦,较2022年底增长约70% [15][43] - 公司正在加大勘探力度,在美国、印尼等地区积极开发新的地热项目 [63][64] - 公司看好储能市场前景,正在加快储能项目的开发和建设 [42][43][45] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为,通过IRA法案的支持以及对可再生能源和储能的强劲需求,公司未来前景看好 [15] - 管理层表示,公司将继续受益于PTC和ITC税收激励,这将对公司的盈利能力产生重大积极影响 [29][30] - 管理层预计,随着新项目陆续投产,公司的电力和储能业务毛利率将会持续改善 [25][26][27][70][71] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Noah Kaye 提问** 普纳电厂发电量下降的原因,以及下半年的改善情况 [50][51] **Doron Blachar 回答** 普纳电厂发电量下降主要是由于正在进行的钻井工作,预计第四季度将有所改善 [51][52] 问题2 **Justin Clare 提问** 公司对储能业务的毛利率预期 [68][69][70] **Assi Ginzburg 回答** 预计储能业务毛利率将在2024年进一步提升至15%-25%左右,随着更多PPA项目投产 [69][70] 问题3 **Jeff Osborne 提问** 公司未来如何看待税收激励政策对业绩的影响 [83][84][85][86][87][88][89] **Assi Ginzburg 回答** ITC和PTC税收激励将在未来几年为公司带来显著的正面影响,预计2024年ITC和PTC贡献将大幅增加 [84][85][86][87][88][89]

业绩总结 - 电力部门收入为2.189亿美元，同比增长10.0%[1] - 产品部门收入为340万美元，同比增长53.5%[1] - 能源存储部门收入为210万美元，同比下降71.1%[1] - 调整后的EBITDA为1.948亿美元，同比增长15.2%[27] - 2023年第二季度净收入为24,511千美元，较2022年同期的14,948千美元增长63.5%[52] - 2023年上半年净收入为57,972千美元，较2022年同期的37,738千美元增长53.5%[52] - GAAP稀释每股收益为0.40美元，较2022年同期的0.20美元增长100%[55] - 2023年第二季度调整后净收入为24,200千美元，较2022年同期的12,200千美元增长98.4%[55] - 2023年上半年总收入为3.800亿美元，同比增长7.7%[98] 用户数据 - 2023年第二季度电力收入为1.553亿美元，同比增长2.7%[99] - 2023年第二季度产品收入为3350万美元，同比增长222%[99] - 2023年第二季度能源存储收入为600万美元，同比下降19.7%[99] 未来展望 - 2023年总收入预期为8.23亿至8.58亿美元，同比增长12%-17%[33] - 预计2023年电力部门收入为6.7亿至6.85亿美元，同比增长6%-8%[33] - 预计2023年产品部门收入为1.2亿至1.35亿美元，同比增长68%-89%[33] - 预计到2025年，公司的地热和太阳能发电能力将增加230MW-260MW，增长率为21%-24%[71] - 预计到2025年，公司的能源存储能力将增加512MW-582MW，增长率为582%-661%[71] 财务状况 - 截至2023年6月30日，公司的总现金及现金等价物为275百万美元[59] - 截至2023年6月30日，公司的总债务为2,004百万美元，净债务为1,609百万美元[59] - 净债务与调整后EBITDA的比率为3.6倍[16] - 2023年下半年的资本需求预计为3.28亿美元[15] 毛利率分析 - 第二季度总毛利率为25.4%，较2022年第二季度的34.1%下降[104] - 第二季度电力毛利率为29.6%，较2022年第二季度的36.8%下降[104] - 第二季度产品毛利率为10.4%，较2022年第二季度的0.2%大幅上升[104]

财务数据和关键指标变化 - 2023年第一季度总营收1.852亿美元，同比增长约1%，主要受电力部门增长推动 [15] - 2023年第一季度总毛利润7610万美元，毛利率41.1%，高于2022年第一季度的38.1% [15] - 2023年第一季度归属公司股东的净利润为2900万美元，摊薄后每股收益0.51美元，较去年同期的1840万美元和0.33美元增长57.5% [15] - 2023年第一季度调整后EBITDA为1.235亿美元，较去年第一季度的1.079亿美元增长14.5% [16] - 截至2023年3月31日，净债务约16亿美元，现金及现金等价物和受限现金及现金等价物约5.22亿美元，高于2022年12月31日的2.27亿美元 [23] - 截至2023年3月31日，总债务约21亿美元，平均债务成本为4.14% [25] - 2023年第一季度资本支出近1.07亿美元，预计2023年最后三个季度资本支出为4.94亿美元 [27] - 预计2023年全年营收在8.23亿 - 8.58亿美元之间，同比增长12% - 17%；调整后EBITDA在4.8亿 - 5.1亿美元之间，较2022年有两位数提升 [43] 各条业务线数据和关键指标变化 电力业务 - 收入增长4.8%至1.703亿美元，主要受2022年投资组合扩张及Heber 2成功改造推动，但部分被Puna较低能源费率抵消 [17] - 毛利率为44.4%，高于去年第二季度的41.8%，得益于新增产能和保险收益增加 [20] - 第一季度产生了公司总调整后EBITDA的98% [22] 产品业务 - 收入下降31.4%至1000万美元，占第一季度总合并收入的5.4%，主要因收入确认时间问题，但一季度签订了三份总额约4000万美元的新合同，对全年收入增长有信心 [18] - 毛利率为6.9%，与去年同期持平，预计随着新合同推进，剩余时间毛利率将提高 [20][21] - 第一季度产生了公司总调整后EBITDA的1.5% [22] 储能业务 - 收入从2022年第一季度的660万美元降至490万美元，主要因美国东海岸能源费率降低 [19] - 报告期内毛利率为负，去年同期为13.5%，随着新资产运营和业务扩张，预计毛利率将改善 [21] - 调整后EBITDA为80万美元，占公司总调整后EBITDA的0.5% [22] 各个市场数据和关键指标变化 - 美国市场，第一季度看到了《降低通胀法案》对业绩的积极影响，可转让的PTC和ITC增加了调整后EBITDA并减少了税收支出，预计2023年相关现金收益约1.5亿美元 [38][39] - 土耳其市场，新的有利电价结构获批，预计将增加新开发需求，为公司带来新销售机会 [31][32] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略聚焦可再生能源领域，通过持续扩张电力和储能业务组合实现增长，目标是到2025年增加约1.83GW的产能，较2022年底增长485% [13][40] - 行业竞争方面，公司受益于可再生能源需求增长和政策支持，但也面临市场竞争和项目开发不确定性 [13] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对2023年开局表现满意，认为电力部门推动了净利润和调整后EBITDA的增长，得益于战略增长举措、运营表现和监管顺风 [9] - 预计第一季度的积极势头将在2023年剩余时间持续，《降低通胀法案》将为地热和储能项目提供税收抵免，对底线产生积极影响 [13] - 对可再生能源的持续需求有信心，预计三个业务板块都将受益 [13] 其他重要信息 - 公司董事会宣布2023年5月23日向普通股股东支付每股0.12美元的季度股息，预计接下来两个季度也将支付相同股息 [33] - 公司致力于ESG倡议，计划在8月底前完成并发布2022年ESG报告，还成立了新的ESG委员会，下周将迎来首个全球ESG周 [44][46] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: Heber 1改造过程及影响 - Heber 2已于去年第四季度开始运营，Heber 1预计在第二季度末投入使用，改造后Heber 1和Heber 2及周边设施总容量接近90兆瓦，且运营成本降低，盈利能力提高 [49][50] 问题2: 公司整体改造机会及ITC影响 - 目前除Heber外无大型改造项目，有一些小型项目如Dixie Valley、Guatemala和Beowawe等，Beowawe项目改造后产能将从9 - 10兆瓦提升至20多兆瓦，预计明年年中投入使用 [52] 问题3: Puna PPA重启对公司更有利的原因 - 新PPA考虑了公司为Puna项目钻探和寻找资源的高额成本，且这些成本未包含在新PPA中，公司希望在第三季度中旬获得夏威夷PUC的批准并推进项目 [54] 问题4: 公司扩大地热产能的可见性及新项目情况 - 公司全球约有40个传统勘探地点，大部分在美国内华达州和加利福尼亚州，今年开始在内华达州进行核心钻孔计划，若成功，新项目预计在2026 - 2027年上线；在印度尼西亚，公司正在两个地点钻探，参与新招标，并在多个地点进行勘探谈判 [57][58] 问题5: 地热资产PPA定价趋势 - 美国市场对地热项目需求持续增长，PPA价格不断上涨；印度尼西亚设定了总统电价，每兆瓦时在95 - 120美元之间 [60][61] 问题6: 产品业务收入下降原因及毛利率预期 - 收入下降是因为公司在内部项目和第三方项目之间分配工作的方式，预计全年收入将处于较高水平；产品业务全年毛利率预计在15% - 20%之间，年底可能接近上限 [63][64] 问题7: ITC和PTC在未来几年的情况 - 今年预计有1500 - 1800万美元的ITC收益，明年预计有4500万美元的ITC收益和3000 - 3500万美元的PTC收益，总计约7500万美元；2024年，仅Bottleneck项目预计就有4000万美元的ITC收益，加上Montague等项目，预计ITC收益将超过今年两倍，约8000万美元，虽然现金影响较小，但对损益表影响较大 [69][70][74] 问题8: 加利福尼亚州容量价格上涨对公司的影响及发展重点 - 加利福尼亚州和内华达州对可再生能源需求强劲，公司已将勘探工作增加一倍以上，目前在五个地点并行钻探，目标是增加到七个地点；大多数项目在未来四年上线都将受益于《降低通胀法案》的PTC，即使PTC不延长 [72] 问题9: 2024年公司EBITDA增量情况 - 2023年建成并运营的资产预计为2024年增加约3000万美元的调整后EBITDA；2024年部分运营的新资产如Bottleneck、Montague等预计带来超过5000万美元的EBITDA；Beowawe项目升级预计增加数百万美元的EBITDA [81] 问题10: 土耳其项目的政治风险及对产品业务毛利率的影响 - 无法预测土耳其选举结果和新政府政策，但新电价是长期讨论的结果，希望不会改变或降低；土耳其市场过去毛利率有波动，若市场规模大，公司有信心获得较大份额并实现良好毛利率 [83][84]

公司业务板块与收入分布 - 公司业务分三个板块，2023年第一季度电力板块美国业务收入占71.9%，产品板块美国业务收入占14.3%，储能板块收入全部来自美国业务[72][73][74] - 2023年第一季度公司总营收1.85232亿美元，同比增长0.8%，其中电力业务营收1.7031亿美元，同比增长4.8%；产品业务营收1004.2万美元，同比下降31.4%；储能业务营收488万美元，同比下降25.6%[91] - 2023年第一季度美国市场电力业务营收1.22411亿美元，同比增长5.4%；产品业务营收144.1万美元，同比增长169.3%；储能业务营收488万美元，同比下降25.6%[92] - 2023年第一季度国外市场电力业务营收4789.9万美元，同比增长3.2%；产品业务营收860.1万美元，同比下降39%[92] - 2023年第一季度总营收1.852亿美元，较2022年同期的1.837亿美元增长0.8%，其中电力业务营收1.703亿美元，增长4.8%，产品业务营收1000万美元，下降31.4%，储能业务营收490万美元，下降25.6%[96] 公司发电组合与项目进展 - 公司当前发电组合约1.16GW，包括美国、肯尼亚等地的地热发电厂及美国的储能设施等[75] - 2023年4月，北谷地热发电厂开始商业运营，将为NV Energy提供25MW地热电力[76] - 2023年4月和5月，豪厄尔和鲍灵格林两个储能设施开始商业运营，分别增加7MW和12MW容量[77] - 2023年1月公司与Medco Power和SMI签署融资协议开发伊真地热发电厂，一期预计2025年发电34兆瓦，公司获3210万美元订单[79] - 公司有多个电力项目在建，包括Heber Complex、Steamboat Solar等，预计不同时间实现商业运营[114][115][116][117] 公司融资与资本运作 - 2023年3月，公司完成360万股普通股公开发行，承销商额外购买54万股，每股82.6美元，所得款项用于公司用途及潜在收购[78] - 2023年2月27日，公司与Hapoalim银行达成1亿美元贷款协议[102] 公司运营风险 - 公司财务表现依赖地热、REG、太阳能光伏发电厂及储能设施的成功运营，面临多种运营风险[55] - 公司勘探、开发和运营地热能源资源面临地质风险和不确定性，可能导致发电厂性能下降或成本增加[55] - 公司对电池储能系统技术的投资涉及新技术，可能受存储成本增加等因素负面影响[55] - 公司业务发展活动可能不成功，在建项目或设施升级改造可能遇到延误[59] - 俄乌冲突加剧供应链限制，可能导致原材料和设备成本上升，影响利润率[87] - 美国市场通胀率上升，虽部分国际合同与通胀挂钩，但仍可能影响利润和项目竞争力[88] - 公司受通胀影响，运营和其他成本增加，产品部门运营利润率或受压力，建电厂和储能资产成本或上升[122] - 公司债务利率上升，虽多数未偿债务为固定利率，但再融资或新增借款时可能产生额外利息费用[123] - 公司信用风险集中于Sierra Pacific Power Company、Nevada Power Company、SCPPA和KPLC等主要客户，若其违约会对财务状况产生重大不利影响[125] 公司未来发展机遇 - 美国对地热和其他可再生能源的需求增加，未来需求将受州可再生能源标准和温室气体减排计划推动[81][82] - 美国联邦政府出台支持气候解决方案的政策，预计将带来更多支持性法规[83] - 公司在新西兰、美国、亚太和中南美看到产品业务新机会，土耳其新关税结构或增加需求[86] 公司财务指标 - 2023年第一季度公司净利润3346.1万美元，同比增长46.8%，摊薄后每股收益0.51美元，去年同期为0.33美元[94] - 2023年第一季度总营收成本1.092亿美元，较2022年同期的1.138亿美元下降4.1%，其中电力业务成本9480万美元，增长0.3%，产品业务成本940万美元，下降31.3%，储能业务成本510万美元，下降10.9%[98] - 2023年第一季度研发费用130万美元，高于2022年同期的110万美元；销售和营销费用390万美元，低于2022年同期的440万美元；一般和行政费用1770万美元，略高于2022年同期的1760万美元[98] - 2023年第一季度利息收入190万美元，高于2022年同期的30万美元；利息支出净额2360万美元，高于2022年同期的2110万美元；衍生品和外汇交易损失190万美元，而2022年同期为收益30万美元；出售税收优惠所得收入1260万美元，高于2022年同期的770万美元[99] - 2023年第一季度所得税拨备890万美元，低于2022年同期的1020万美元，有效税率为21.1%，低于2022年同期的31.4%[100] - 2023年第一季度归属于公司股东的净利润为2900万美元，较2022年同期的1840万美元增加1060万美元[101] - 截至2023年3月31日，公司拥有4.149亿美元现金及现金等价物，其中1.003亿美元由海外子公司持有，同时拥有3.91亿美元未使用的公司借款额度[102] - 2023年剩余时间，公司预计资本支出4.94亿美元，用于新项目开发、建设及现有项目维护，还需1.431亿美元用于偿还长期债务[102] - 截至2023年3月31日，信用证已发行总额6.23亿美元，未偿还金额2.399亿美元[103] - 截至2023年3月31日，总权益23.37亿美元，实际权益与总资产比率为46.6%；12个月债务净额与调整后息税折旧摊销前利润比率为3.45[103] - 2023年第一季度，公司发放中期股息670万美元[103] - 截至2023年3月31日，长期债务未来最低现金支付总额为21.65682亿美元[104] - 截至2023年3月31日，无追索权和有限追索权第三方债务发行总额10.813亿美元，未偿还金额5.799亿美元[106] - 截至2023年3月31日，全额追索权第三方债务发行总额10.313亿美元，未偿还金额8.56亿美元[107] - 截至2023年3月31日，与Terra - Gen地热资产收购相关的融资负债未偿还金额为2.361亿美元[108] - 截至2023年3月31日，可转换优先票据未偿还总额为4.313亿美元[109] - 2023年第一季度，经营活动提供净现金5650万美元，投资活动使用净现金1.112亿美元，融资活动提供净现金3.504亿美元[111] - 截至2023年3月31日，公司与未确认税收优惠及相关利息和罚款相关的负债约为660万美元[110] - 2023年第一季度净收入为3350万美元，2022年同期为2280万美元[112] - 2023年第一季度调整后EBITDA为1.235亿美元，2022年同期为1.079亿美元[112] - 截至2023年3月31日，SOL信贷安排未偿还余额为8.366亿美元，公司所占份额为1.067亿美元[112] - 公司计划为新项目建设和现有电厂升级预算约5.7亿美元资本支出，截至2023年3月31日已投资3.17亿美元，预计2023年剩余时间投资约1.64亿美元，之后投资约8900万美元[117] - 2023年估计约3.3亿美元额外资本支出，用于新项目勘探等不同用途[117] - 2023年最后三个季度估计总资本支出约4.94亿美元[117] - 截至2023年3月31日，98.8%的合并长期债务为固定利率债务，1.2%为浮动利率债务，2600万美元长期债务面临利率风险[118] - 2020年7月发行的高级无担保债券转换后约为2.9亿美元[120] - 2022年6月发行4.313亿美元2.5%可转换优先票据，2027年到期[120] 利率敏感性与合同情况 - 利率敏感性分析显示，假设利率上升10%或下降10%，不同贷款和金融工具的公允价值会有相应变化，如外币远期合约在2023年3月31日利率上升10%时为 - 4610千美元，利率下降10%时为5634千美元[121] - 公司部分合同有减轻通胀风险的条款，部分购电协议（PPA）有价格调整机制可部分抵消通胀负面影响[122] - 公司合同义务无重大变化，与2022年年报披露情况一致[124] 主要客户情况 - 2023年第一季度，Sierra Pacific Power Company和Nevada Power Company占总收入18.9%，SCPPA占26.7%，KPLC占14.5%[125] - 截至2023年3月31日，KPLC逾期金额为3690万美元，4月支付980万美元；ENEE逾期金额为1660万美元，4月支付590万美元[125] 政策与税收情况 - 美国《2022年降低通胀法案》于2022年12月31日后生效，相关信息在合并财务报表附注中有详细说明[126] - Ormat Systems符合“创新促进企业”资格，2021 - 2023年“优先技术收入”适用12%的企业所得税税率，有效税率约为13%[126]

业务运营成果 - 2022年公司电力业务板块新增78MW地热发电厂和30MW太阳能光伏项目投入商业运营[43] - 2022年起产品业务板块新签合同，未来两年将确认1.555亿美元收入[44] - 2022年公司储能业务板块在加州投产一座总容量为5MW/20MWh的储能设施[45] - 公司在全球拥有并运营28个地热、REG和太阳能发电站点，总发电容量1070兆瓦，其中地热占比92%[48] - 2022年，公司地热和REG发电厂的容量系数分别为83%和66%，远高于风能和太阳能项目的20%-30%[48] - 2022年公司在加利福尼亚州启动了一个20兆瓦的独立太阳能光伏项目[47] - 截至2022年12月31日，公司PPA合同基于对部门收入的贡献，总加权平均剩余期限约为15年[47] - 2022年公司成功投产一个5兆瓦/20兆瓦时的储能项目，使运营组合达到约88兆瓦/196兆瓦时[58] - 2022年公司与内华达能源签订两份高达160兆瓦地热能的购电协议，与加州社区电力签订高达125兆瓦地热能项目组合的购电协议[83] - 公司在土耳其为超40座地热能发电厂提供解决方案，总装机容量约900兆瓦[87] - 2022年公司签署建造59兆瓦Tehuka 3地热能项目的EPC合同，并探索在新西兰建设和拥有发电厂的机会[90] - 公司在肯尼亚拥有150兆瓦Olkaria III综合体，肯尼亚政府目标到2037年实现10吉瓦发电容量，其中62%来自可再生能源[94] - 自2019年以来，公司成功投运一个20兆瓦独立太阳能光伏项目和内华达州运营地热能发电厂附近17兆瓦太阳能光伏增强系统，目前正在建设和开发总计43兆瓦的类似项目[97] - 公司在北美建造23座发电厂，利用天然气管道、中游和天然气处理设施等的“废热”发电[97] - 2022年电力业务板块聚焦多个项目运营启动、建设及升级工作[107] - 国内运营电厂总规模大，如Heber Complex达81MW，McGinness Hills Complex达146MW等，不同电厂技术、冷却方式、客户及PPA到期时间不同[120][121] - 国外电厂中Sarulla Complex规模大，公司份额为42，不同国家电厂资源温度有不同变化情况[128] - Heber 2完成电厂升级，Heber 1正更换受损旧蒸汽轮机，Heber 2与PCE签订15年新合同[129] - Puna电厂2020年11月恢复运营，2021年运营水平为23 - 25MW，新PPA将合同容量增至46MW，有效期延至2052年[129] - Olkaria complex自2021年以来井场性能下降，目前发电125MW[130] - Sarulla complex因井场问题和设备故障发电减少、盈利能力下降，已与银行达成修复框架，但执行情况不确定[132] - 在建项目总容量91MW，另有10 - 15MW项目处于建设早期，预计地热发电总容量62MW，太阳能光伏项目总容量29MW[133] - 开发中未动工项目预计增加地热发电容量约43MW，太阳能光伏项目总容量14MW[136] - 截至2023年2月22日产品积压订单约1.481亿美元，较2022年2月16日的5350万美元增加，主要因新冠疫情后恢复及新合同签署[140] - 产品积压订单按国家划分，新西兰占49.8%（7380万美元），印尼占24.8%（3670万美元）等[141] - 产品积压订单按技术划分，地热占94.7%，预计2024年完成[141] - 能源存储运营项目总容量88MW，电量196MWh[141] - 能源存储在建和开发项目总容量204MW，电量464MWh[142] - 能源存储项目开发管道约2.9GW/9.9GWh，目标是2024年底储能组合达352MW，2025年达500 - 530MW[142] - 2022年电力销售全部收入来自与政府、公共或私人公用事业实体签订的长期购电协议下的全合约能源和/或容量付款，其中SCPPA（美国）占总收入21.5%，NV Energy（美国）占16.9%，KPLC（肯尼亚）占14.4%[147] - 2022年第四季度公司记录了与加利福尼亚州Brawley发电厂相关的3050万美元非现金减值损失，该发电厂发电低于13MW的发电能力[182] - 2021年2月因德州电力危机，公司Rabbit Hill设施损失910万美元[185] - 2022年KPLC占公司总收入的14.4%，截至2022年12月31日，KPLC逾期欠款2700万美元，其中1520万美元在2023年1 - 2月支付[186] - 截至2022年12月31日，ENEE逾期欠款1390万美元，其中260万美元在2023年2月收回[186] - SCPPA及其市政公用事业成员占公司总收入的21.5%[186] - 2022年公司两大项目McGinness Hills和Olkaria III占电力部门总发电能力约27.6%，占总收入的28.5%[186] - 2022年公司34.1%的总收入来自国际业务，电力部门国际业务毛利率高于美国业务[187] - 2022年电力部门国际业务占公司总收入的25%，占毛利润的43%，占净利润的72%，占EBITDA的36%[188] - 2022年产品部门90%的收入来自国际销售，主要是土耳其[189] 业务风险 - 公司业务面临运营、地质、战略实施、客户集中等多方面风险[26] - 公司业务受政府法规、税收政策变化的不利影响[32] - 公司面临经济和金融状况相关风险，如融资困难、债务负担等[35] - 公司业务受不可抗力事件影响，如公共卫生危机、恐怖主义威胁等[39] - 公司股票面临股权稀释、股价波动等风险[40] - 公司年报包含市场和行业数据及预测，实际结果可能与估计有差异[41] - 电力业务面临地热、其他可再生能源企业竞争，产品业务面临设备制造商、系统集成商等竞争[143][145] - 公司面临运营风险，如设备故障、自然灾害、网络攻击等，可能增加成本、降低发电能力和收入[179] - 公司地热资源勘探、开发和运营面临地质风险，如干井、压力和温度下降等，可能增加成本或降低效率[181] - 公司战略计划实施存在不确定性和风险，如竞争、融资、技术变化等，可能影响公司业务和财务状况[183] - 公司战略计划实施可能涉及各种成本，若计划未成功实施，这些成本可能无法收回，还可能影响声誉和财务状况[184] - 公司战略计划实施后将面临新风险，如客户信用、新市场环境和新技术风险等，计划成功取决于有效管理风险的能力[184] - 若证券、行业分析师或投资者不同意公司战略计划或实施方式，公司普通股交易价格可能下跌[184] - 产品积压持续减少或影响公司充分利用生产设施的能力，对业务产生重大不利影响[191] - 部分地热资源租赁土地未开发，未产出商业数量的地热资源，租赁可能终止，或需签订新租赁协议，可能增加成本[191] - 公司计划对多个运营设施进行升级和改造，但面临无法获得购电协议、融资等诸多风险[193] - 公司依赖他人拥有和运营的输电设施，输电中断、容量不足等情况会对业务产生不利影响[194] - 公司在部分合资企业中持股较少，影响力受限，面临决策僵局、合作伙伴目标不一致等风险[195] - 气候变化可能导致极端天气增加，影响公司电厂发电能力和运营，还可能影响水供应[196] - 监管机构对气候变化的应对措施存在不确定性，公司可能面临合规成本增加等问题[198] - 公司未来计划开发的美国地热项目可能作为“商人”设施运营，面临市场波动风险[200] - 2019年美国西部高温影响公司设施发电能力，第四季度收入受到不利影响[197] - 公司战略是未来继续扩张，包括通过收购增强地热资产组合和加速电力业务增长，但整合收购公司可能面临成本高、无法实现预期结果等风险[201] - 公司在储能市场面临激烈竞争，若无法在实现盈利目标的同时扩大储能资产组合，业务和财务状况可能受重大不利影响[202] - 成本和技术变化可能使公司发电厂和产品竞争力下降，导致电力业务无法签订新的购电协议，产品业务无法签订新的供应和工程采购施工合同[203] - 公司现有知识产权可能不足以保护业务，专利申请过程复杂且结果不确定，第三方可能挑战公司专利，未申请专利的技术也难以得到充分保护[203][204][205] - 2023年初公司实施新的企业资源规划系统，该系统实施和维护复杂，若出现问题可能影响公司运营和财务报告内部控制[206] - 公司运营网络和信息技术系统面临网络攻击、自然灾害等风险，可能对财务状况和运营结果产生重大不利影响，虽有网络责任保险但不能保证完全覆盖损失[207] - 公司需遵守各种网络安全、数据保护和隐私法律法规，若未能遵守可能面临执法行动和声誉损害[208][209] - 公司发电厂受广泛监管，法律和法规变化可能增加合规成本、减少收益，影响公司财务表现[209] - 根据部分购电协议，公司若未能按合同供应电力或满足性能要求，可能需支付罚款，相关发电厂容量也可能永久降低[209] - 若无法确保资产的长期购电协议，公司可能无法以有吸引力的价格出售电力，导致资产减值和经济损失[201] - 国内发电厂若失去合格设施（QF）地位，将受《联邦电力法》（FPA）和州监管，费率或被下调，还可能需退还费用，影响业务和财务状况[210] - 美国联邦能源管理委员会（FERC）有权取消公用事业公司购买QF电力的强制义务，若实施将对公司业务产生重大不利影响[210] - 政府激励措施对公司项目经济可行性至关重要，其减少或取消将对业务、财务和现金流产生不利影响[211] - 公司作为控股公司，现金依赖子公司业绩，子公司债务协议和合作协议可能限制股息分配[211] - 遵守环境法律法规的成本、获取和维护环境许可的能力可能导致负债、成本和建设延迟，影响业务和财务状况[211] - 发电厂使用危险物质，若违反相关法律，公司可能承担重大责任和成本[212] - 美国和国际税法变化的影响不确定，可能对公司业务、财务和股价产生不利影响[212] - 公司面临多起诉讼和监管调查，其结果可能对公司产生重大不利影响[212][213][214] - 公司评估诉讼和法律程序，根据情况建立准备金，但实际结果可能与评估和估计有重大差异[212][213] - 公司外国电厂和制造业务面临汇率波动风险，可能减少利润、影响偿债能力和增加费用[216] - 公司电厂融资依赖公司资金、有限或无追索权项目融资债务及租赁融资，子公司违约可能导致公司承担付款义务和损失电厂[216] - 原材料、大宗商品和钻探成本波动可能对公司业务、财务状况和现金流产生不利影响[216] - 公司开展商品衍生品交易管理储能业务价格风险，但可能限制收益、增加损失和导致收益波动[218] - 票据转换可能稀释现有股东权益并影响普通股市场价格，基本变更条款可能延迟或阻止有益的收购尝试[218] - 公司进行的上限看涨期权交易可能影响票据和普通股价值，且面临交易对手违约风险[219][221] - 公司依赖交叉货币互换合约管理货币风险，交易对手违约可能扰乱套期保值操作[221] - 新冠疫情对公司业务和财务结果产生不利影响，包括许可延迟、需求减少、供应链困难、原材料成本增加等[222] - 2018年5月3日，夏威夷大岛普纳区38兆瓦地热发电厂受基拉韦厄火山喷发影响，现运营功率约23 - 25兆瓦[222] - 未来股权发行可能导致股权稀释，使公司普通股股价下跌[224] - ORIX对公司普通股的集中持股可能影响公司战略决策、延迟或阻止并购等，还可能使股价下跌、影响股票流动性[224] - 公司普通股市场价格可能因经营业绩波动、财务表现与分析师预期差异等多种因素大幅波动[225] - 不可抗力事件或电厂强制停运可能减少公司净收入，对业务、财务状况等产生不利影响[222] - 公司运营和设施可能成为恐怖主义目标，导致收入减少或产生高额重建成本[223] - 公司子公司地热发电厂面临火灾、地震等多种风险，可能影响收入和合同履行[222] - 宏观经济条件受新冠疫情影响，可能冲击金融和资本市场、外汇汇率、商品和利率[222] 业务战略 - 公司业务战略聚焦开发美国和全球可再生地热业务、确立IFM储能市场地位、探索新领域协同增长机会[59] - 公司将通过开发建设新地热电站、扩大地理覆盖范围等多种方式实施战略[60][61][62][63][64][65][66][67][68][69][70][71] - 公司计划扩大客户群，但短期内大部分收入仍将来自传统电力公用事业客户[67] - 公司实施多年战略计划，包括加强美国及全球核心地热业务、在IFM储能市场建立强大市场地位、利用核心竞争力探索新领域机会[182] 研发与技术 - 截至2022年12月31日，公司在全球拥有225项专利和专利申请，其中美国已授权63项，待申请35项[78] - 公司研发聚焦改善电厂性能、降低成本、拓展产品范围，也涉及储能领域[79] - 公司专有技术包括涡轮机、泵和热交换器等原始设计，具有多种优势[76][77] 行业环境 - 2022年底全球地热发电装机容量达16128MW，较2021年增加274MW，印尼和美国增长最多，为152MW[80] - 美国对地热能源兴趣因各级支持性立法和监管持续增长，新墨西哥和科罗拉多有扩张机会[81] - 《2022年降低通胀法案》包含多项促进清洁能源的税收激励措施，公司预计未来五到六年的地热项目有资格获得相关税收抵免[81] - 2022 - 2027年全球可再生能源部署将达2400吉瓦，较前五年增长85%[95] - 截至2022年第三季度，美国新增约1.3吉瓦/4.7吉瓦时电网级储能项目，较2021年第三季度增长26%/48%[95] - Wood Mackenzie预测到2026年年度储能部署将增长到65吉瓦时，其中84%预计为电网级安装[96] - 美国《降低通胀法案》将废能项目的投资税收抵免延长至30%[97] 公司资源 - 公司官网为www.ormat.com，投资者可通过官网获取重要信息[42] - 公司设计、制造和销售用于发电的产品，并提供相关服务，还为第三方提供钻井固井服务[57] - 公司致力于可持续发展战略，参与利益相关者沟通，减少温室气体排放并报告进展[75] - 初始评估费用平均在1万至5万美元之间，美国约1万美元，国际项目约5万美元[100] - 勘探钻井前平均每个场地勘探成本在100万至300万美元之间