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

财务数据和关键指标变化 - 2022年全年调整后EBITDA为4.355亿美元，较2021年的4.014亿美元增长8.5%；第四季度调整后EBITDA为1.247亿美元，较去年同期的1160万美元增长7.5%，增长主要源于三个运营部门的收入增加以及G&A费用因法律成本降低而减少 [6] - 2022年全年净收入为6580万美元，摊薄后每股收益为1.17美元，同比分别增长6%和6.4%；调整后净收入为9220万美元，摊薄后每股收益为1.63美元，同比分别增长7.3%和7.1%，增长得益于资产表现改善和有效税率降低 [57] - 2022年第四季度归属公司股东的净收入为1800万美元，摊薄后每股收益为0.32美元，受Brawley电厂税后非现金减记影响；调整后归属公司股东的净收入为4120万美元，摊薄后每股收益为0.73美元，调整后净收入和摊薄后每股收益分别同比增长80.3%和78% [20] - 截至2022年12月31日，净债务约为18亿美元，现金及现金等价物和受限现金及现金等价物约为2.27亿美元，而2021年底为3.87亿美元 [22] - 2023年预计调整后EBITDA在4.8亿 - 5.1亿美元之间，中点较2022年实际结果增长约14%，为多年来最高增速；预计年度调整后EBITDA中少数股东权益约为3600万美元 [26] - 2023年预计总收入同比中点增长14%，在8.23亿 - 8.58亿美元之间 [63] 各条业务线数据和关键指标变化 电力业务 - 2022年电力业务收入增长7.8%至6.317亿美元，第四季度增长0.6%至1.652亿美元，增长得益于Puna电厂发电量和电价提高、2021年7月收购的电厂以及2022年新投产的电厂，但Heber 1电厂持续关闭部分抵消了增长 [7][71] - 2022年电力业务毛利率为39.8%，第四季度为45.3%，分别下降270和60个基点，主要因2021年Puna业务收到1500万美元保险赔款，而2022年为170万美元 [47] 储能业务 - 2022年储能业务收入全年增长2.1%至3100万美元，第四季度增长27.3%至810万美元，增长主要源于PJM地区电价提高 [21] - 2022年储能业务全年毛利率为21%，低于2021年的33%；第四季度毛利率为11.7%，低于2021年同期的16.4%，主要因2021年Rabbit Hill因德州冬季风暴事件带来的高收入在2022年正常化 [8] 产品业务 - 2022年产品业务收入全年增长52%至7140万美元，第四季度增长58%至3220万美元，增长主要源于新西兰、印度尼西亚和尼加拉瓜新签合同的收入确认 [39] - 2022年产品业务毛利率为15.3%，第四季度为22.8%，分别提高350和1220个基点，第四季度毛利率大幅提高得益于新签合同整体毛利率改善 [58] 各个市场数据和关键指标变化 - PJM市场2022年电价非常高，超过50美元，目前在20 - 25美元区间，电价大幅下降，但该市场与天然气价格相关，具有很大波动性 [98] - 公司在PJM市场约有40兆瓦运营，如果价格回升至2022年水平，储能业务收入预计将增加600 - 800万美元 [99] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司在电力和储能业务的产能扩张计划进展顺利，预计到2025年底新增约700兆瓦产能，以支持营收、EBITDA和净收入进一步增长 [5] - 公司计划继续为新地热发电厂申请PTC，并开展新的税收权益交易，可为新地热发电厂提供超40%的资金；首次可为新储能资产申请30% - 50%的ITC并出售给第三方，以降低税收支出并提高每股收益 [11][62] - 公司认为监管顺风、市场PPA价格上涨，结合自身战略、资产、成本结构优势，将使公司在2023年及以后取得成功并为股东创造价值 [13] - 产品业务方面，公司看到全球需求变化，正在多个项目上参与竞争，预计产品积压订单将随时间增加，尤其看好新西兰和土耳其市场 [93] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为全球可再生能源市场有强劲顺风，《降低通胀法案》带来的PTC和ITC福利将降低资本需求并提高每股收益 [44] - 管理层对2023年充满信心，预计收入和调整后EBITDA增长14%，并将继续投资建设投资组合 [91] 其他重要信息 - 2023年2月22日，公司董事会宣布批准并授权向3月8日登记在册的普通股股东支付每股0.12美元的季度股息，支付日期为3月22日，且预计未来三个季度也将支付相同股息 [60] - 公司在肯尼亚的Olkaria电厂因井场性能不佳限制发电，目前正在进行钻探活动，预计年内增加产能 [24] - 公司决定不重建Heber电厂，已解决火灾相关保险索赔，目前正在通过重新发电项目优化Heber综合体，预计2023年第二季度完成 [50] - 公司认为Brawley电厂以7兆瓦运营更经济，并计划在该项目附近增加太阳能加储能设施，利用现有互连资源 [46] - 公司预计2023年从PTC和ITC福利中获得约1.5亿美元现金，可显著降低整体资本需求 [25] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 2023年预计从IRA获得的1.5亿美元现金税收优惠与IRA前相比有多少增量，以及如何在损益表和现金流量表中体现这些优惠 - 预计2023年1.5亿美元中有1.25亿美元来自美国的两项新税收权益交易，另外1500万美元与新储能项目的ITC相关，将通过税收项目体现；2024年因Bottleneck和Montague项目，ITC部分将带来更多税收返还，提升每股收益 [66][78] 问题: 2023年资本支出的资金来源及项目债务预期比例 - 2023年资金来源包括1.5亿美元税收优惠和运营现金流，还需筹集项目债务；目前预计项目债务利率约为6%，银行债务利率在6%以上，具体取决于市场情况 [67] 问题: 2023年Puna和Olkaria项目的增量产能及达到目标的时间 - Puna项目预计在第二季度初连接已完成钻探的井，开始产生效益，下半年计划再钻一口井，进一步增加产能；Olkaria项目因井深钻探时间长，预计产能增加主要在下半年 [68][81] 问题: 2023年1.5亿美元税收抵免中是否有奖金加成假设，是否需要等待财政部指导确定税收抵免效益 - 未提及相关内容 问题: 2023年和2024年公司的税率假设 - 2023年可假设税率比正常税率32%低10%，即约22%；2024年因预计有大量ITC福利，税率将更低 [83] 问题: 地热资产运营问题在2024年的弥补情况及EBITDA变化 - 2022年部分储能资产商业运营日期推迟至2023年，Olkaria和Puna的钻探活动进展顺利，Heber和North Valley项目正常运营，预计2024年这些项目将额外增加2500 - 3000万美元的EBITDA [87] 问题: 考虑到联邦政策带来的1.5亿美元资本抵消和项目时间线变化，公司股息政策是否会重新评估 - 公司管理层和董事会每季度和每年制定工作计划时会重新评估股息政策，但鉴于全球对地热和储能资产需求大，公司更倾向于将资金投入业务增长，而非提高股息 [88] 问题: 每兆瓦资本支出展望是否因组件成本变化而变动 - 过去两年原材料和钻探成本因石油行业繁荣上涨，现在有所下降，运输价格也类似；由于公司垂直整合，能够管理成本，建设设施成本波动约5%，总体变化不大 [89] 问题: 产品积压订单是否会成为新的运营水平，是否会继续加速增长 - 公司认为产品积压订单会随时间增加，但无法按季度衡量，目前无法确定是否会继续加速增长 [93][95] 问题: 电力市场暴露情况对2023年展望的影响，以及是否会改变套期保值策略 - 公司目前在储能市场不进行套期保值，多数合同为现货合同，除加州的RA合同；2024年Bottleneck项目将有收费协议；PJM市场价格波动大，与天然气价格相关，目前价格较2022年大幅下降 [98] 问题: 公司在PJM市场的运营情况及价格变化对收入的影响 - 公司在PJM市场约有40兆瓦运营，若价格回升至2022年水平，储能业务收入预计增加600 - 800万美元；该市场非常不稳定，但即使价格在25 - 30美元/兆瓦，公司仍有良好投资回报 [99] 问题: North Brawley设施产能下降原因及后续计划 - 主要是多年来的沙子和盐度问题导致产能下降；公司正在与CCA进行深入讨论，计划利用该设施的互连资源建设储能设施，具体项目确定后会更新信息 [103] 问题: 2024年预计增加的2500 - 3000万美元EBITDA是否是相对于原计划2024年投产项目的增量 - 是的，这些资产原计划2022年底投产，推迟至2023年，2023年有一定贡献，2024年在年度基础上额外增加2500 - 3000万美元调整后EBITDA [108] 问题: 产品业务如何增加积压订单，目前情况是否会成为新的运营水平 - 公司看到全球需求变化，正在多个项目上参与竞争，预计产品积压订单将随时间增加，尤其看好新西兰和土耳其市场；目前无法确定是否会成为新的运营水平 [93] 问题: 储能业务供应链情况，是否有足够电池，能否提前推进项目 - 公司展示的8个项目已从不同供应商处确保电池供应，目前主要是交付问题；最近几周电池价格略有下降，公司有3 - 6个项目在寻找电池，一旦以合适价格获得电池，将推进这些项目，以实现2025年底储能超过1吉瓦时的目标 [113] 问题: 2023年产品业务季度收入达到3000万美元以上时，能否回到24% - 28%的毛利率范围，该毛利率是否包含在指导中 - 2022年签订的合同和将影响2023年的合同毛利率已改善，但考虑到供应链仍可能是问题，指导中毛利率预计在18% - 20%，可能会更好，但公司会确保达到预期数字 [116] 问题: Bottleneck项目的最新进展 - 该项目已在1月初获得CPUC批准，合同已完全获批；从2023年第四季度推迟至2024年第一季度主要是电池供应可能放缓以及电网连接和产生收入所需的流程问题；预计2023年完成建设，但连接可能会持续到2024年 [118]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度总营收1.759亿美元，同比增长10.7% [14] - 2022年第三季度总毛利6110万美元，毛利率34.7%，较2021年第三季度调整后的毛利率30%提升475个基点 [15] - 归属于公司股东的净利润为1810万美元，摊薄后每股收益0.32美元；调整后归属于公司股东的净利润为1880万美元，摊薄后每股收益0.33美元，净利润和调整后净利润分别增长5.3%和2.5% [16] - 调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）为1.022亿美元，较去年第三季度的1.016亿美元增长0.6%；剔除1580万美元保险理赔款后，调整后EBITDA增长19.1% [17] - 截至9月30日，净债务为18亿美元，现金、现金等价物及受限现金约为2.63亿美元，较2021年末的3.87亿美元有所减少；总债务约为20亿美元（扣除递延财务成本），平均债务成本降至3.9% [24][25] - 2022年全年营收预计在7.2亿 - 7.35亿美元之间，调整后EBITDA预计在4.3亿 - 4.42亿美元之间 [44] 各条业务线数据和关键指标变化 电力业务 - 营收增长7.1%至5.528亿美元，主要因普纳电厂发电量和电价提高、CD4项目于2022年7月投入商业运营以及钨矿增强项目于2022年4月投入商业运营，但部分被希伯1号电厂持续关闭所抵消 [18] - 毛利率为36.5%，剔除2021年第三季度普纳项目一次性业务中断保险理赔款1550万美元后，2022年第三季度电力业务毛利率增长4.5% [21] - 该业务在第三季度贡献了总调整后EBITDA的95% [23] 产品业务 - 营收增长35.1%至1420万美元，占第三季度总合并营收的8.1%，主要得益于新西兰项目于2022年第三季度开始确认收入 [19] - 毛利率从去年同期的12.8%提升至18%，主要因新协议带来更高的利润率 [22] - 该业务在第三季度贡献了总调整后EBITDA的1% [23] 储能业务 - 营收增长56.2%至880万美元，主要因多数储能资产的能源价格上涨以及加州独立系统运营商（CAISO）新增5兆瓦/20兆瓦时的蒂埃拉布埃纳设施带来的额外产能 [20] - 毛利率从去年第三季度的12.2%提升至31.5%，主要受多数储能资产的电价大幅上涨和可用性提高的积极影响 [22] - 该业务在第三季度贡献了约400万美元的EBITDA，占总调整后EBITDA的近4% [23] 各个市场数据和关键指标变化 文档未提及相关内容 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划构建一个在合同固定收入和市场风险敞口之间取得平衡的储能投资组合，近期签署了一份15年的购电协议（PPA） [12] - 受益于《降低通胀法案》带来的监管顺风以及储能项目的投资税收抵免（ITC），预计储能业务的积极势头将在2023年持续 [13] - 公司预计到2023年底，其地热、储能和太阳能发电组合总容量将达到约15亿瓦，并实现约5亿美元的年度调整后EBITDA [13][47] - 行业面临供应链延迟、原材料（包括电池和太阳能板）短缺以及当地承包商可用性降低等挑战，但公司受益于美国和全球对可再生能源需求的加速增长 [39][45] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司第三季度运营表现和财务业绩显示出强劲增长，各业务板块均实现稳健增长，符合公司战略计划 [9][10] - 尽管全球市场面临供应链中断和原材料短缺等挑战，但公司受益于可再生能源需求的加速增长以及自身运营的改善 [45] - 《降低通胀法案》与近期签署的PPA相结合，有望改善公司地热和储能业务的经济效益，减少美国市场的资本需求 [27] - 公司对实现2023年及以后的增长目标充满信心，将继续推进项目建设和业务发展 [44][47] 其他重要信息 - 2022年11月2日，公司董事会宣布批准并授权向截至2022年11月16日登记在册的普通股股东支付每股0.12美元的季度股息，将于2022年11月30日支付 [32] - 2022年至今，公司已在资本支出上投资近4.08亿美元，拥有7.5亿美元的现金和可用信贷额度，预计2022年最后一个季度的资本支出约为1600万美元 [31] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 新法律下新地热项目每千瓦时获得高达0.3375美元补贴的要求及符合该补贴水平的项目数量 - 公司所有地热项目预计在10年生产期内可获得每兆瓦27.5美元的生产税收抵免（PTC），是监管机构规定最低税率的5倍，原因是公司计划使用符合规定的承包商，并满足相关工资和运营要求 [51][52] - 有两种方式可获得更高的补贴率，但公司认为大多数项目不符合每兆瓦30美元和33美元的补贴标准；预计未来几年启动并在未来五到六年内完成的项目将获得每兆瓦27.5美元的补贴，10年的PTC名义价值超过建设电厂成本的50% [53][55] 问题2: 地热项目的时间安排，是否存在供应链或许可障碍影响2023年底目标的实现 - 公司在地热业务方面未遇到供应链或材料供应问题，与供应商保持良好沟通并确保有足够库存；许可和互联在美国始终是挑战，北谷项目可能会有一些小延迟，但总体计划预计不受供应链问题影响 [57] 问题3: 1亿美元产品积压订单转化为收入的时间线以及产品业务潜在需求和合同管道情况 - 工程采购施工（EPC）项目通常需要18 - 24个月，收入倾向于在前12个月确认；供应合同通常在一年内完成；新西兰的大型项目为EPC项目，收入将在18 - 24个月内确认 [58] - 业务管道中，新西兰和印度尼西亚有较大增长潜力，新西兰项目在疫情后重新进入市场，印度尼西亚预计未来几个月和季度将有更多招标；此外，公司也在关注台湾、日本、洪都拉斯、萨尔瓦多和墨西哥等市场 [59] 问题4: 储能业务2023年底目标处于较低范围的原因，是因为2023年初启动较慢还是供应限制将持续 - 目标处于较低范围主要是由于供应链问题，特别是电池供应；此外，许可也是美国各业务板块面临的主要障碍；瓶颈项目已通过合同确保了所有电池供应，预计在2023年底上线 [64] 问题5: 未来几个季度储能业务利润率的变化情况 - 第三季度储能业务受益于东海岸天然气价格上涨带来的高电价，PGA市场是主要市场，同比收入增长超过50%，资产几乎没有增加；第四季度由于电价不如第三季度高，预计利润率会略有下降 [65][66] - 从长期来看，随着公司储能业务产能的增加，毛利润和EBITDA利润率将总体上升，例如瓶颈项目预计将带来较高的收入和EBITDA [67] 问题6: 储能和太阳能业务延迟对承包商和合作伙伴的影响，是否有恢复或惩罚措施，以及对融资和资本计划的影响 - 目前建设延迟时间较短，约为几周至一两个月，公司能够管理这些延迟，在确保电池供应后才会推进项目；在合同方面，有时会与供应商有一些违约金（LDs），但由于与供应商有长期合作关系，这不是主要问题 [70][71] - 公司仅对一个独立储能项目进行了融资，因此目前未将此视为问题 [72] 问题7: 产品积压订单增长的地区和客户类型 - 目前产品积压订单增长主要来自新西兰和印度尼西亚，短期内新西兰增长更明显，中期来看印度尼西亚潜力较大；此外，公司也在响应台湾、日本、洪都拉斯、萨尔瓦多和墨西哥等地的项目需求，并希望土耳其市场能够复苏 [73] 问题8: 新西兰和印度尼西亚业务扩张的驱动因素 - 新西兰和印度尼西亚业务扩张主要是通过谈判合同和赢得招标实现的，这两个国家拥有资源、土地和开发意愿，融资主要取决于合同谈判或招标响应；新西兰项目在疫情期间等待，现在重新进入市场 [74] 问题9: 《降低通胀法案》对公司核心业务的影响，是否有地热项目的扩建或改造符合ITC或PTC资格 - 对于地热业务，如果是对现有电厂（如Beowawe项目）进行扩建，扩建部分应符合PTC和ITC资格 [75] 问题10: 目前储能业务组合的构成，是100%市场化还是有其他比例 - 目前公司储能业务组合中，仅加利福尼亚州的部分资产有资源充足性（RA）合同，通常覆盖高达40%的收入；其余业务主要基于市场化收入 [77] - 预计到2023年底，公司将向更多合同收入模式转变，瓶颈项目将提供15年的固定收入，有助于平衡市场化收入和固定收入 [78] 问题11: 瓶颈项目获得加州公共事业委员会（CPUC）批准的时间预期 - 公司已开始瓶颈项目的建设，预计将在60 - 90天内获得CPUC批准，该审批已申请加急处理 [79] 问题12: 公司中期（2023年后）并购估值情况，特别是地热和储能业务 - 目前地热市场没有可收购的资产，但公司一直在与业主讨论并购交易；储能业务过去一年估值过高，预计利率上升将使估值回归合理水平，公司将持续关注并寻求收购储能资产的机会 [80][81] 问题13: 第三季度产品业务毛利率回升的驱动因素以及未来产品业务利润率的展望 - 2021年签署的产品业务合同因原材料采购和运输成本增加，导致此前毛利率较低；第三季度这些项目接近尾声，新签署的合同将在2023年产生更高的利润率 [84][85] - 历史上产品业务利润率可达24% - 28%，目前处于较低的20%左右；随着原材料成本略有下降，未来签署新合同时有望受益，利润率有望逐步提高 [85] 问题14: 公司在储能业务中预计能够获得的ITC水平，以及在2023年或2024年能否满足国内含量要求 - 《降低通胀法案》使公司储能业务的ITC从0%提高到30%，但从30%提高到50%更具挑战性，相关详细指南尚未全部发布 [87][88] - 国内含量的定义尚不明确，大多数电池电芯在国外制造；另外10%的ITC与项目位置有关，需要逐个项目进行分析 [87][88] 问题15: 公司预计到年底实现5亿美元调整后EBITDA的目标中是否包含PTC税收抵免的潜在收益，以及是否考虑了储能业务的ITC - 公司一直预计PTC将是业务的一部分，2022年和2023年结束的大多数项目无论新法规如何都符合PTC资格，因此PTC已包含在目标中 [89] - 关于ITC，四大会计公司对其会计处理方式存在差异，不确定是否会通过EBITDA线或计入税收项目，因此目标中未包含与ITC相关的重大金额 [89] 问题16: 公司2026年6.5亿美元EBITDA目标的上行空间，以及《降低通胀法案》对已签约项目的额外价值归属 - 《降低通胀法案》带来的收益将在供应商、开发商和公用事业公司等交易各方之间分配，对于已在开发和建设中的项目，收益更倾向于开发商；而未来项目的市场将随着时间推移在新的价格水平上稳定下来 [93] - 2026年目标是在《降低通胀法案》出台前设定的，当时已预计地热业务的PTC将持续，因此PTC已包含在模型中，但储能业务的ITC是新因素，未包含在目标中 [94] 问题17: 公司何时会对业务机会进行更全面的中期更新，以及是否会加快地热项目的开发 - 公司一直在推动地热项目的勘探和开发，今年在勘探方面的投资超过以往年份，预计明年投资更多；加州对地热资产需求旺盛，公司将继续加大开发力度 [96] - 储能业务在美国发展的主要障碍是互联队列，加州的队列中有大量潜在项目；《降低通胀法案》未改变公司开发储能项目的计划，如有需要，公司将进行详细分析并提供更新 [97] - 《降低通胀法案》将减少公司实现五年计划所需的资本，降低利息成本和杠杆率；目前不确定ITC是否会影响EBITDA，需等待各方就会计处理达成一致后再评估6.5亿美元目标；如果储能业务的部分资金由ITC融资，将显著降低公司的债务成本和债务规模 [98][100]

Table of Contents UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION Washington, D.C. 20549 Form 10-Q ☑ QUARTERLY REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the quarterly period ended September 30, 2022 ☐ TRANSITION REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the transition period from to Commission file number: 001-32347 ORMAT TECHNOLOGIES, INC. (Exact name of registrant as specified in its charter) Delaware 88-0326081 (State or oth ...

财务数据和关键指标变化 - 第二季度总营收1.691亿美元，同比增长15.1% [12] - 2022年第二季度综合毛利润5760万美元，毛利率34.1%，较2021年第二季度的35.4%略有下降 [12] - 归属于公司股东的净利润为1130万美元，即摊薄后每股0.20美元；去年同期为1300万美元，即摊薄后每股0.23美元 [12] - 调整后归属于公司股东的净利润为1220万美元，即摊薄后每股0.22美元，较去年同期分别下降6.7%和6.4% [13] - 调整后EBITDA为1.007亿美元，较去年第二季度的8450万美元增长19.1%；12个月滚动调整后EBITDA为4.262亿美元 [14] - 截至2022年6月30日，净债务约为17亿美元；总债务约为21亿美元，扣除递延融资成本后，季度末公司平均债务成本降至4% [21][24] - 2022年上半年资本支出近2.65亿美元，预计2022年后两个季度资本支出约2.54亿美元 [25] - 2022年公司预计总收入在7.1 - 7.35亿美元之间，调整后EBITDA在4.3 - 4.5亿美元之间 [36] 各条业务线数据和关键指标变化 电力业务 - 收入增长12.9%，达到1.512亿美元，主要得益于Terra - Gen收购获得的新资产、Tungsten 2电厂的扩建以及Puna电厂运营增加和电价提高，但Heber 1火灾和Dixie Valley电厂运维工作对收入有一定抵消作用 [15] - 本季度毛利率降至36.8%，较去年同期下降60个基点 [18] - 第二季度产生的调整后EBITDA占总调整后EBITDA的96% [20] 产品业务 - 收入增长40%，达到1040万美元，占第二季度总综合收入的6.1% [17] - 本季度毛利率为0.2%，去年同期为20%，主要受2021年签订合同需承担原材料和海运成本快速上涨的影响，预计第三季度完成这些合同后利润率将改善 [18][19] - 第二季度产生的调整后EBITDA占比不到1% [20] 储能业务 - 收入增长32% - 33%，达到750万美元，主要得益于PJM市场Plumsted和Stryker储能资产的更高费率 [17] - 毛利率为25%，去年第二季度为6%，主要受PJM储能资产费率和可用性显著提高的积极影响 [19] - 调整后EBITDA为350万美元，占总调整后EBITDA的近4% [20] 各个市场数据和关键指标变化 - PJM市场储能资产费率提高，使Plumsted和Stryker储能资产收入较去年同期增加240万美元 [17] - 全球能源价格上涨，使Puna地热发电厂PPA价格受到积极影响，预计第三季度这一趋势将持续 [28] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划到2023年将地热、储能和太阳能发电组合增加到约1.5吉瓦，并在2022年底实现年调整后EBITDA达到5亿美元的运行率 [39] - 2022年是重要的建设年，主要包括地热和混合太阳能光伏项目的开发，以支持公司的强劲增长计划 [32] - 储能业务方面，计划到2022年底将现有88兆瓦、196兆瓦时的储能组合增加190 - 270兆瓦或465 - 605兆瓦时 [32] - 公司垂直整合的商业模式使其与其他可再生能源开发商相比具有显著差异化优势 [39] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管全球市场面临供应链中断和原材料短缺等挑战，但公司仍专注于增加产能、实现有意义的收入扩张并加速盈利增长 [37] - 拟议的《降低通胀法案》若通过，将使公司在美国电力和储能领域享受额外税收优惠，提高实现生产税收抵免价值的效率 [37][38] - 公司对地热和储能业务的未来充满信心，当前的投资将在近期和中期带来回报 [64] 其他重要信息 - 自第一季度末以来，公司启动了5个项目的商业运营，为投资组合增加了73兆瓦的容量 [8] - 公司成功签署了内华达州和加利福尼亚州的两个大型组合PPA以及内华达州North Valley电厂的另一个PPA，总计285兆瓦 [10] - 公司以2.5%的优惠票面利率发行了4.31亿美元的可转换绿色债券，部分收益用于再融资高成本债务和回购约26万股股票 [11][22] - 2022年8月3日，公司董事会宣布批准并授权向普通股股东支付每股0.12美元的季度股息 [25] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 新地热项目的平均每兆瓦资本支出通胀趋势以及内部收益率情况 - 虽然通胀上升对运营费用有一定影响，但原材料价格在过去几个月有所下降，新项目的资本支出可能与过去几年相似甚至更低；公司作为垂直整合企业，不断改进产品和开发方式以降低成本；同时，PPA定价在上涨，新的《降低通胀法案》和生产税收抵免的延长将进一步支持项目回报 [43] 问题2: Dixie Valley电厂停机维护提前的原因以及是否计划增加与气候适应能力相关的运营成本 - Dixie Valley电厂的发电机故障，原计划在第四季度进行的维护提前到故障发生时进行；运营成本方面，主要在劳动力市场和劳动力成本上有一定影响，但这是业务运营中需要管理的一部分 [45][46] 问题3: 《降低通胀法案》中生产税收抵免的效率提升是否适用于现有项目组合 - 公司正在等待最终法案以评估是否能将新的生产税收抵免应用于在建项目，新规定允许将生产税收抵免出售给在美国盈利的公司 [52] 问题4: 《降低通胀法案》是否有可能使2024年及以后的项目提前到2023年实施 - 由于项目的主要限制因素是许可和互联过程，而非公司自身，所以在监管环境没有改变的情况下，很难提前推进项目；但储能方面的投资税收抵免对业务有推动作用，公司现有加州资产有相关协议，即使未来开发资本支出降低，也能享受投资税收抵免和更高的内部收益率 [54][55] 问题5: 公司在地热、太阳能和储能方面的供应链情况，包括采购水平和风险缓解措施 - 在地热方面，公司作为领先企业，垂直整合且有全球多个供应商资源，能较好应对供应链问题，项目基本按时推进；在电池和太阳能方面，市场供应链更具挑战性，有几个月的小延迟，但已为已宣布项目准备好相关材料，通过维持战略库存来缓解风险 [59] 问题6: 印尼地热增长机会的最新情况以及是否有额外的增长目标 - 印尼是公司重要的增长市场，除了正在与合作伙伴开发的Sarulla和Ijen项目外，还有Toka Tindung和另一个项目，预计本季度开始在Toka Tindung钻探，年底或明年初在另一个项目钻探；公司与当地开发商和印尼国家电力公司PLN有多个项目讨论，包括独资和合资项目，印尼将在中期成为公司增长计划的重要部分 [61]

业绩总结 - 2022年第二季度总收入为3.528亿美元，同比增长12.6%[20] - 2022年第二季度调整后EBITDA为1.007亿美元，同比增长19.1%[18] - 2022年第二季度每股收益为0.20美元，同比下降13.0%[15] - 2022年第二季度毛利率为36.1%，较上年下降400个基点[21] - 2022年上半年总收入为1.691亿美元，同比增长15.1%[22] - 2022年第二季度归属于公司股东的净收入为1130万美元，同比下降13.1%[108] - 2022年上半年净收入为2970万美元，同比增长4.9%[108] - 2022年调整后的净收入为1220万美元，同比持平[113] 用户数据 - 电力部门的收入为3.137亿美元，同比增长12.5%[26] - 产品部门的收入为2500万美元，同比增长55.9%[27] - 产品订单积压为5490万美元，较上季度增长20.1%[58] 未来展望 - 2022年总收入预期为7.1亿至7.35亿美元，电力收入为6.3亿至6.4亿美元[87] - 调整后的EBITDA预期为4.3亿至4.5亿美元[87] - 预计到2023年，电力和储能部门的MW增长将达到约42%[72] - 2023年目标为约1.5GW的总发电能力[88] 新产品和新技术研发 - 电力部门新增68MW的容量[51] - Puna项目的稳定容量为25-26MW，预计到2023年恢复至38MW[53] - Olkaria电厂当前发电能力为123MW，目标在年末达到127MW[54] 市场扩张和并购 - 2022年第二季度电力部门收入为1.512亿美元，同比增长12.3%[108] - 2022年上半年电力部门收入为3.137亿美元，同比增长12.9%[108] 负面信息 - Dixie Valley电厂因计划外停机和维护工作，第二季度损失收入400万美元[54] 其他新策略和有价值的信息 - 2022年下半年的资本需求预计为2.54亿美元[40] - 2022年总资本支出（CAPEX）为5.20亿美元，其中上半年实际投资为2.66亿美元，下半年预计为2.54亿美元[103] - 2022年6月30日的净债务为16.98亿美元，净债务与资本化比率为46%[117] - 2022年调整后的EBITDA为4.26亿美元，净债务与调整后EBITDA的比率为4.0倍[117]

财务数据关键指标变化：收入 - 公司2022年第二季度总收入为1.69078亿美元，同比增长15.1%，上半年总收入为3.52788亿美元，同比增长12.6%[144] - 公司2022年第二季度总收入为1.691亿美元，同比增长15.1%[157] - 2022年第二季度总营收为3.528亿美元，较2021年同期的3.133亿美元增长12.6%[182] 财务数据关键指标变化：利润与收益 - 公司2022年第二季度总毛利润5760万美元，毛利率为34.1%，低于去年同期的35.4%[154][155] - 公司2022年第二季度运营收入3860万美元，运营利润率为22.8%，高于去年同期的19.5%[154][155] - 公司2022年第二季度归属股东净利润为1130万美元，基本每股收益0.20美元[154] - 2022年第二季度归属于公司股东的净利润为1130万美元，较2021年同期的1300万美元下降170万美元[180] - 2022年上半年归属于公司股东的净利润为2970万美元，较2021年同期的2830万美元增加140万美元[204] - 2022年第二季度及上半年净利润分别为1490万美元和3770万美元，上年同期分别为1520万美元和3300万美元[233] - 2022年第二季度及上半年调整后EBITDA分别为1.007亿美元和2.085亿美元，上年同期分别为8450万美元和1.838亿美元[233] 财务数据关键指标变化：成本和费用 - 公司2022年第二季度总营收成本为1.115亿美元，同比增长17.4%[164] - 2022年第二季度销售及营销费用为400万美元，占总营收比例从去年同期的2.7%降至2.3%[170] - 2022年第二季度一般及行政费用为1350万美元，同比下降470万美元，占总营收比例从去年同期的12.4%降至8.0%[171] - 2022年第二季度净利息费用为2040万美元，同比增加180万美元，主要与收购融资及新银行贷款相关[173] - 2022年上半年电力部门营收成本为1.9亿美元，占其营收比例从去年同期的58.7%升至60.6%[188][190] - 2022年上半年产品部门营收成本为2400万美元，占其营收比例从去年同期的87.2%升至95.8%[188][191] - 2022年上半年一般及行政费用为3110万美元，同比下降570万美元，占总营收比例从去年同期的11.8%降至8.8%[195][196] - 截至2022年6月30日，公司净利息支出为4150万美元，较2021年同期的3760万美元增加390万美元[198] - 2022年上半年衍生品及外汇交易损失为370万美元，较2021年同期的1620万美元损失大幅减少，主要因2021年包含与Rabbit Hill设施相关的1450万美元对冲损失[199] - 2022年上半年出售税收抵免收入为1720万美元，较2021年同期的1380万美元增加350万美元，主要与2021年10月成立的Steamboat Hills税务股权合伙项目有关[200] - 2022年上半年所得税拨备为1630万美元，有效税率为29.6%，高于2021年同期的730万美元和18.6%的有效税率[202] 各条业务线表现：电力业务部门 - 电力业务部门在2022年第二季度贡献了公司总收入的89.4%[121] - 截至2021年9月30日的九个月内，电力业务部门几乎所有收入均来自长期合同[125] - 公司当前发电组合总装机容量约为1.1吉瓦[123] - 公司发电组合包括美国、肯尼亚、危地马拉、洪都拉斯、瓜德罗普岛和印度尼西亚的地热发电厂[123] - 公司发电组合还包括美国的储能设施、废热发电和太阳能光伏发电厂[123] - 公司估计，Heber 1地热电厂（40 MW）因火灾导致的停机将使每月收入减少约150万美元[135] - 在截至2022年6月30日的六个月内，电力部门收入的90.7%来自采用固定电价的购电协议[137] - 电力部门收入在2022年第二季度为1.51195亿美元，同比增长12.9%，占总收入比例从去年同期的91.1%降至89.4%[144] - 电力部门收入1.512亿美元，同比增长12.9%，主要由于新收购电厂及Puna电厂复产[157][158] - 电力部门营收3.137亿美元，同比增长12.5%[182] - 2022年上半年发电量达3,321,312兆瓦时，较2021年同期的3,156,062兆瓦时增长5.2%[184] - 电力部门营收成本9550万美元，同比增长14.1%，成本占收入比从62.6%升至63.2%[164][166] 各条业务线表现：产品业务部门 - 产品业务部门在2022年第二季度贡献了公司总收入的6.1%[126] - 截至2022年8月3日，产品部门订单积压为5490万美元，较2021年8月4日的5910万美元有所下降[130] - 产品部门收入在2022年第二季度为1039.2万美元，同比大幅增长40.2%，上半年收入为2502万美元，同比增长55.9%[144] - 产品部门收入1040万美元，同比增长40.2%，主要得益于尼加拉瓜和印尼新项目[157][160] - 产品部门营收2500万美元，同比增长55.9%[182] - 产品部门营收成本1040万美元，同比大增75.0%，成本占收入比从79.9%恶化至99.8%[164][167] 各条业务线表现：储能业务部门 - 储能业务部门在2022年第二季度贡献了公司总收入的4.4%[126] - 储能部门收入在2022年第二季度为749.1万美元，同比增长33.1%，但上半年收入为1404.8万美元，同比下降23.4%[144] - 储能部门收入750万美元，同比增长33.1%，主要因PJM设施高电价推动[157][161] - 储能部门营收1400万美元，同比下降23.4%[182] 各地区表现：美国市场 - 2022年第二季度，电力业务部门收入的69.6%来自美国运营，30.4%来自世界其他地区[121] - 2022年第二季度，产品业务部门收入的10.9%来自美国运营，89.1%来自世界其他地区[126] - 2022年第二季度，储能业务部门收入全部来自美国运营[126] - 电力部门美国市场收入在2022年第二季度为1.05193亿美元，同比增长20.1%，占该部门收入比例从去年同期的65.4%提升至69.6%[146] - 储能部门收入全部来自美国市场[146][148] 各地区表现：海外市场 - 产品部门海外市场收入在2022年上半年为2335.1万美元，同比增长72.3%，占该部门收入比例从去年同期的84.4%提升至93.3%[146][148] - 公司上半年总收入中约33%来自海外市场，海外运营利润率显著高于美国运营[146] - 在电力部门，海外运营贡献了2022年上半年总毛利润的45%和净利润（假设大部分公司费用记在美国）的74%[147] 管理层讨论和指引：运营与项目进展 - 公司于2022年6月宣布5 MW/20 MWh Tierra Buena电池储能系统投入商业运营，预计自2022年7月起产生收入[134] - 公司于2022年7月宣布CD4 30 MW地热电厂投入商业运营，其中14 MW供应给两家社区选择聚合商，16 MW供应给南加州公共电力管理局[130] - 公司于2022年4月宣布Tungsten Mountain 2地热电厂投入商业运营，新增13 MW产能出售给南加州公共电力管理局，使Tungsten地热综合体总产能增至42 MW[134] - 公司于2022年6月与加州社区电力签署了一份为期20年、容量高达125 MW的购电协议，能源交付预计于2024年第二季度开始[134] - 公司于2022年5月宣布与NV Energy签署两份购电协议，其中一份协议NV Energy将购买公司新及现有地热电厂组合产生的高达135 MW电力[134] - Wister Solar光伏项目已建成，容量为20MW AC，正等待CAISO批准后按PPA向San Diego Gas & Electric售电[240] - Dixie Meadows地热电厂容量为12MW，建设已因ESA咨询流程暂停[241] - Steamboat Solar光伏项目预计容量为10MW AC，首期5MW已建成，二期5MW预计2023年上半年投运[242] - Zunil地热电厂升级将增加5MW容量，预计2023年上半年投运[243] - North Valley地热电厂容量为25MW，已与NV Energy签订长期PPA，预计2023年上半年投运[244] - 公司已为新建项目和现有电厂升级预算资本支出约5.5亿美元，截至2022年6月30日已投资2.79亿美元，预计2022年剩余时间投资1.32亿美元，此后投资1.39亿美元[251] - 公司预计2022年额外资本支出约1.22亿美元，其中约5100万美元用于储能项目建设[252] - 公司预计2022年最后两个季度总资本支出约为2.54亿美元[253] 管理层讨论和指引：财务与资本 - 公司于2022年6月发行了总额为4.3125亿美元的2.5%可转换优先票据，初始转股价约为每股90.27美元，较2022年6月22日股价溢价约30%[130] - 公司使用可转换票据发行所得净收益中的约2.219亿美元提前偿还了其第三系列债券[132] - 公司2022年剩余时间预计资本需求包括2.54亿美元用于新项目资本支出，以及7290万美元用于长期债务偿还[208] - 2022年上半年经营活动净现金流入为1.153亿美元，同比增长16.4%[228][229] - 2022年上半年投资活动净现金流出为2.250亿美元，主要用于支持增长计划的在建设施资本支出2.634亿美元[228][230] - 2022年上半年融资活动净现金流入为1.230亿美元，主要来自可转换票据和Mizrahi贷款发行所得净收益4.204亿美元和7500万美元[228][231] 其他没有覆盖的重要内容：债务与融资结构 - 截至2022年6月30日，公司拥有2.634亿美元现金及现金等价物，以及3.869亿美元未使用的公司信贷额度[207] - 截至2022年6月30日，公司总股本为19.793亿美元，权益与总资产比率为43.6%，净债务与调整后EBITDA比率为4.0[213] - 截至2022年6月30日，长期债务、租赁义务及融资负债的未来最低支付总额为21.58033亿美元，其中2022年下半年需支付8948.7万美元[217] - 截至2022年6月30日，公司非追索权及有限追索权第三方债务未偿还余额为5.814亿美元[219] - 公司有追索权第三方债务总额为9.313亿美元，截至2022年6月30日未偿还金额为8.188亿美元[221] - 与Terra-Gen地热资产收购相关的融资负债，截至2022年6月30日未偿还金额为2.491亿美元，年固定利率2.5%，2033年3月到期[224] - 可转换优先票据截至2022年6月30日未偿还总额为4.313亿美元，年利率2.5%，2027年7月到期[225] - 截至2022年6月30日，与未确认税收优惠相关的负债约为620万美元[226] - Sarulla联合体融资截至2022年6月30日信贷额度未偿还余额为9.074亿美元，公司按比例份额为1.157亿美元[235] - 截至2022年6月30日，公司98.5%的长期债务为固定利率，1.5%为浮动利率，约3070万美元长期债务面临利率风险[257] - 公司于2020年7月发行了总额10亿新谢克尔（约合2.9亿美元）的第四系列高级无担保债券[262] 其他没有覆盖的重要内容：风险与客户集中度 - 公司收入存在季节性，预计第一和第四季度收入通常高于第二和第三季度[149] - 通货膨胀导致整体运营及其他成本上升，尤其在美国，并对产品部门运营利润率及自建发电厂和储能资产成本构成压力[269] - 美国电力购买协议(PPA)均不直接与消费者价格指数(CPI)挂钩，通货膨胀可能增加项目运营费用，从而增加整体运营成本并降低利润和毛利率[270] - 部分电力购买协议(PPA)包含年度价格上涨机制，例如Brady、Steamboat 2和3以及McGinness Complex电厂，直至协议期末，但涨幅不直接与CPI或其他通胀指数挂钩[270] - 产品部门中，通货膨胀直接影响第三方电厂建设的固定和可变成本，从而降低该部门的利润率[270] - 截至2022年6月30日，肯尼亚电力与照明公司(KPLC)逾期应收账款为2720万美元，其中960万美元已于2022年7月支付[273] - 截至2022年6月30日，洪都拉斯国家电力公司(ENEE)逾期应收账款总额为2140万美元，其中90万美元已于2022年7月支付[273] - 公司主要客户收入占总收入百分比：Sierra Pacific Power Company和Nevada Power Company在2022年第二季度占17.7%，2022年上半年占20.3%[273] - 公司主要客户收入占总收入百分比：南加州公共电力管理局(SCPPA)在2022年第二季度占21.3%，2022年上半年占25.2%[273] - 公司主要客户收入占总收入百分比：肯尼亚电力与照明公司(KPLC)在2022年第二季度占15.5%，2022年上半年占14.8%[273] - 信用风险集中于主要客户：Sierra Pacific Power Company、Nevada Power Company、SCPPA和KPLC，若其未能支付PPA款项将对公司财务状况产生重大不利影响[272]

业绩总结 - 2022年第一季度，ORMAT的总收入为1.837亿美元，同比增长10.4%[12] - 电力部门收入为1.625亿美元，同比增长12.1%[13] - 产品部门收入为1460万美元，同比增长69.2%[13] - 季度净收入为1840万美元，较2021年第一季度的530万美元显著增长[14] - 调整后每股收益为0.35美元，同比下降17.0%[12] - 2022年第一季度的毛利率为38.1%，较上年下降620个基点[12] - 2022年第一季度的调整后EBITDA为1.021亿美元，同比增长7.3%[16] 用户数据 - 2022年第一季度能源存储收入为660万美元，同比下降48.5%[80] - 产品订单积压为4570万美元，同比增长23%[31] 未来展望 - 2023年末目标总发电能力为1.5GW至1.6GW，相较于2021年增长约38%至45%[44] - 地热和太阳能发电能力预计在2023年达到1,202至1,213MW，能源存储能力预计达到313至373MW[46] - 2022年总收入预期为7.1亿至7.35亿美元，电力收入为6.3亿至6.4亿美元[60] - 2022年调整后EBITDA预期为4.3亿至4.5亿美元[60] 财务状况 - 2022年第一季度的现金及现金等价物为130百万美元，市场证券为43百万美元，限制性现金为111百万美元，总计284百万美元[96] - 2022年第一季度的总债务为1,863百万美元，其中长期债务为1,460百万美元[96] - 2022年第一季度的净债务为1,579百万美元，净债务与资本化比率为44%[96] - 2022年第一季度的调整EBITDA为410百万美元，净债务与调整EBITDA比率为3.9倍[96] - 2022年第一季度的利息支出为20,739千美元，较2021年的18,753千美元增长11%[86] 负面信息 - 由于德克萨斯州二月电力危机的影响，2022年第一季度的坏账准备金为115千美元，较2021年的2,980千美元大幅下降[86]

财务数据关键指标变化：收入 - 公司2022年第一季度总营收为1.837亿美元，同比增长10.4%[117] - 公司2022年第一季度总营收为1.837亿美元，同比增长10.4%[128] - 电力板块营收为1.625亿美元，占总营收88.5%，同比增长12.1%[117] - 电力板块营收为1.625亿美元，同比增长12.1%，主要由于收购及油价上涨[128][129] - 产品板块营收为1462.8万美元，占总营收8.0%，同比增长69.2%[117] - 产品板块营收为1460万美元，同比大幅增长69.2%[128][131] - 储能板块营收为655.7万美元，占总营收3.6%，同比下降48.5%[117] - 储能板块营收为660万美元，同比下降48.5%[128][132] 财务数据关键指标变化：成本和费用 - 公司2022年第一季度总营收成本为1.138亿美元，同比增长22.8%，营收成本率从55.7%上升至61.9%[134] - 电力板块营收成本为9450万美元，同比增长18.4%，成本率从55.1%上升至58.2%[134][135] - 产品板块营收成本为1360万美元，同比增长68.6%，成本率稳定在93%左右[134][136] 财务数据关键指标变化：利润和现金流 - 公司2022年第一季度运营收入为4500万美元（占营收24.5%），低于去年同期的5000万美元（占营收30.0%）[127] - 公司2022年第一季度归属于股东的净利润为1843万美元，基本每股收益为0.33美元[126] - 公司2022年第一季度归属于股东的净利润为1840万美元，同比增长20.9%[148] - 2022年第一季度净利润为2280万美元，同比增长28.0%至1780万美元[175] - 2022年第一季度调整后EBITDA为1.079亿美元，同比增长8.8%至9920万美元[175] - 2022年第一季度经营活动现金流为8180万美元，同比增长12.9%至6890万美元，主要由于应付账款和应计费用增加1310万美元（2021年同期为增加380万美元）[171] 各条业务线表现 - 2022年第一季度总收入中，电力部门贡献了88.5%[106] - 2022年第一季度总收入中，产品部门贡献了8.0%[106] - 2022年第一季度总收入中，储能部门贡献了3.6%[106] - 电力部门收入几乎全部来自长期合同，且多数合同为固定电价[107] - 公司电力板块营收的92.1%来自固定电价购电协议，不受能源商品价格波动影响[112] - 产品部门利润率受原材料和海运成本上涨挤压[107] - 截至2022年5月1日，产品积压订单为4570万美元，而2021年5月5日为3700万美元[107][108] 各地区表现 - 2022年第一季度电力部门收入中，71.4%来自美国，28.6%来自世界其他地区[106] - 2022年第一季度产品部门收入中，3.7%来自美国，96.3%来自世界其他地区[106] - 美国市场电力板块营收为1.161亿美元，占该板块营收71.4%，同比增长17.3%[118] - 海外市场电力板块营收为4641.6万美元，占该板块营收28.6%，同比增长0.9%[118] - 海外业务贡献了总毛利的45%和净收入的72%（假设大部分公司运营费用和融资计入国内）[119] 管理层讨论和指引：运营与项目进展 - Heber 1地热电厂火灾后目前以约20兆瓦运行，预计每月减少营收约150万美元[112] - Heber Complex（加州）改造项目预计增加净容量11兆瓦，使综合体容量达92兆瓦，Heber 2和Heber 1分别预计2022年下半年和2023年上半年投入商业运营[179] - CD 4项目（加州）为30兆瓦项目，已签署总计30兆瓦的PPA，建设接近完成，预计2022年第二季度投入商业运营[180] - 能源存储领域多个设施在建，包括预计2022年第二季度投入运营的Tierra Buena（5兆瓦/20兆瓦时）和Upton（25兆瓦/25兆瓦时）项目[191] - 多个太阳能和地热项目预计2022年至2023年投入运营，包括Wister Solar（20兆瓦AC，2022年第二季度）、Steamboat Solar（首5兆瓦2022年第二季度）及North Valley（25兆瓦，2023年上半年）[181][184][186] 管理层讨论和指引：资本支出与财务计划 - 公司2022年剩余时间预计资本需求包括3.79亿美元用于新项目资本支出，以及3.466亿美元用于长期债务偿还[151] - 公司2022年资本支出预算总额约为6.4亿美元，截至2022年3月31日已投资3.9亿美元，预计2022年剩余时间投资约1.7亿美元，其余约8000万美元在此之后投资[192] - 公司预计2022年将有约2.1亿美元的额外资本支出，其中1.2亿美元用于新项目的勘探、钻井和开发及现有电厂未全面开工的改进，3000万美元用于运营电厂的维护资本支出，5500万美元用于储能项目建设开发，500万美元用于生产设施改进[193] - 公司预计2022年最后三个季度的资本支出总额约为3.79亿美元[194] - 2022年第一季度投资活动现金流为-1.393亿美元，资本支出为1.372亿美元，主要用于支持增长计划的在建设施[172] - 2022年第一季度融资活动现金流为-4470万美元，主要包括3910万美元长期债务偿还、670万美元现金股息支付及340万美元支付给非控制性权益的现金[173] 其他重要内容：资产与债务状况 - 截至2022年3月31日，公司拥有1.3亿美元现金及现金等价物，其中6290万美元由海外子公司持有[150] - 截至2022年3月31日，公司拥有4290万美元有价证券及3.901亿美元未使用的企业信贷额度[150] - 截至2022年3月31日，公司总权益为20.148亿美元，权益占总资产比率为45.6%[158] - 截至2022年3月31日，公司12个月净债务与调整后EBITDA比率为4.1[158] - 截至2022年3月31日，长期债务未来最低还款总额为18.79665亿美元，其中2022年需偿还3.46618亿美元[161] - 截至2022年3月31日，公司非追索权及有限追索权第三方债务未偿还余额为5.974亿美元[163] - 截至2022年3月31日，公司完全追索权第三方债务未偿还余额为10.333亿美元[166] - 截至2022年3月31日，与Dixie Valley相关的融资负债未偿还余额为2.491亿美元，利率2.5%[167] - 截至2022年3月31日，Sarulla联合体通过SOL的信贷融资未偿还余额为9.074亿美元，公司按比例份额为1.157亿美元[176] - 2022年4月12日，公司与Mizrahi Bank签订7500万美元贷款协议，利率4.1%，期限8年[153] - 公司于2020年7月发行了总额10亿新谢克尔（约合2.9亿美元）的第四系列高级无担保债券，并通过交叉货币互换交易转换为美元[202] 其他重要内容：风险与不确定性 - 供应链限制和俄乌冲突可能继续推高原材料和商品成本[111] - 公司预计通胀在短期内不会构成重大风险，但近期原材料成本上涨、供应链延迟可能对产品部门运营利润率造成压力，并增加自建电厂成本[209] - 公司大部分长期购电协议具有固定或递增电价条款，限制了电价波动风险，但储能项目主要在“商业”基础上销售，面临电力市场价格变动风险[196] - 截至2022年3月31日，公司98%的合并长期债务为固定利率，2%为浮动利率，3280万美元的长期债务面临利率风险[198] - 敏感性分析显示，截至2022年3月31日，假设汇率上升10%，外汇远期合约公允价值将减少514万美元；假设汇率下降10%，则增加628.2万美元[206] - 公司主要客户收入占比：Sierra Pacific Power Company和Nevada Power Company占19.5%，Southern California Public Power Authority占21.9%，Kenya Power and Lighting Co. Ltd.占14.1%[213] - 截至2022年3月31日，肯尼亚KPLC逾期账款为1980万美元，其中940万美元已于2022年4月支付；洪都拉斯ENEE逾期账款为2050万美元，其中480万美元已于2022年4月收到[213] 其他重要内容：公司基础信息 - 公司总发电装机容量约为1.1吉瓦[104] - 公司2022年第一季度有效税率为31.4%，显著高于去年同期的14.8%[146]