公司发展目标与规划 - 公司计划到2028年实现1.75GW的扩张目标，目标投资35亿美元，预计年EBITDA达3.5亿美元[5] - 公司预计到2028年将开发管道扩展至10GW[5] - 公司计划到2028年底，可再生能源产生的EBITDA比例提高到70%[5] - 公司目标是到2026年将碳排放量从2015年的水平降低75%，并在2045年实现净零排放[3] - 公司计划在2025年底退役Centralia 2号机组[3] 公司装机容量与项目运营情况 - 公司约57%的总装机容量与投资级或信誉良好的交易对手签订了合同[8] - 公司52%的装机容量位于阿尔伯塔省，其中75%的阿尔伯塔省装机容量可参与电力现货市场[8] - 2024年1月1日，100MW的白石西风力发电场投入商业运营；4月22日，200MW的白石东风力发电场投入商业运营[11] - 2024年第一季度，基思山132kV扩建项目完成[11] - 截至2024年3月31日，公司总装机容量为6864MW，其中水电922MW、风电和太阳能2184MW、天然气3087MW、能源转型671MW[12] - 截至2024年3月31日，公司总签约容量为3896兆瓦，占总容量的57%，加权平均合同期限为10年[15] - 2024年1月1日，100兆瓦白石西风力发电场投入商业运营；4月22日，200兆瓦白石东风力发电场投入运营，美国风力发电组合总装机容量达819兆瓦[54] - 公司在阿尔伯塔省的装机容量占比52%，75%的阿尔伯塔省资产可参与现货市场[84] - 截至2024年3月31日的三个月，风电和太阳能业务总发电量为1498GWh，较2023年同期增长25%，调整后息税折旧摊销前利润（Adjusted EBITDA）为89，较2023年同期增长1%[67] - 截至2024年3月31日的三个月，天然气业务总发电量为3528GWh，较2023年同期增长11%，但收入为354，较2023年同期下降19%，Adjusted EBITDA为134，较2023年同期下降44%[71] - 截至2024年3月31日的三个月，能源转型业务总发电量为801GWh，较2023年同期下降38%，收入为210，较2023年同期下降17%，Adjusted EBITDA为26，较2023年同期下降52%[74] - 截至2024年3月31日的三个月，能源营销业务收入为30，较2023年同期下降43%，Adjusted EBITDA为20，较2023年同期下降49%[77] - 截至2024年3月31日的三个月，公司业务管理、维护及行政费用（OM&A）为28，较2023年同期增长17%，Adjusted EBITDA为 - 28，较2023年同期下降17%[80] - 2024年第一季度总发电量为3173GWh，较2023年同期的3154GWh增加19GWh，增幅1%[88][89][90] - 2024年第一季度套期保值发电量为1908GWh，较2023年同期的2046GWh减少，主要因2024年第一季度执行的战略套期保值减少[88][91] - 公司拥有约5GW的项目储备，分布在加拿大、美国和澳大利亚[106] - 处于后期开发阶段的项目总装机容量418兆瓦，预计总支出1.91 - 2.09亿美元，平均年息税折旧摊销前利润2500 - 2900万美元[109] - 处于早期开发阶段的项目，加拿大、美国和澳大利亚合计装机容量4495 - 5595兆瓦[111] - 在建项目中，美国200兆瓦的Horizon Hill风电项目预计2024年第二季度投入商业运营，澳大利亚的Mount Keith输电网络升级项目预计2025年第二季度完成，总预计支出5.02 - 5.19亿美元[114] 公司财务数据关键指标变化 - 2024年第一季度，公司调整后可用性为92.3%，高于2023年同期的92.0%[19][22][24] - 2024年第一季度，公司总发电量为6178吉瓦时，较2023年同期增加206吉瓦时，增幅3%[19][26] - 2024年第一季度，可再生能源资产发电量较2023年同期增加346吉瓦时，增幅23%，达到长期平均发电量的90%[27] - 2024年第一季度，风能和太阳能发电量增加301吉瓦时，增幅25%；水电发电量增加45吉瓦时，增幅15%；天然气发电量增加356吉瓦时，增幅11%；能源转型部门发电量下降[28][29][31] - 2024年第一季度，阿尔伯塔省现货电价平均低于2023年同期，太平洋西北地区与2023年同期相当，安大略省高于2023年同期；AECO天然气价格低于2023年同期[31] - 2024年第一季度，公司收入为9.47亿加元，较2023年同期减少1.42亿加元，降幅13%[19][34] - 2024年第一季度，公司折旧和摊销为1.24亿加元，较2023年同期减少5200万加元，降幅30%[34] - 2024年第一季度，公司调整后息税折旧摊销前利润为3.28亿加元，较2023年同期减少1.75亿加元[40] - 截至2024年3月31日，公司可用流动性为17.37亿加元，调整后净债务与调整后息税折旧摊销前利润之比为2.8倍[19] - 2024年第一季度调整后EBITDA为3.28亿美元，2023年同期为5.03亿美元[45][61] - 2024年第一季度自由现金流为2.06亿美元，较2023年同期减少5700万美元，降幅22%[47] - 2024年第一季度可持续资本支出为 - 100万美元，2023年同期为2000万美元[50] - 2024年第一季度增长和开发支出为5500万美元，2023年同期为2.7亿美元[51] - 2024年第一季度，公司回购并注销346.03万股普通股，平均价格为每股9.36美元，总成本3200万美元[60] - 2024年第一季度水电业务调整后EBITDA为8700万美元，2023年同期为1.06亿美元，降幅18%[61][62] - 2024年第一季度天然气业务调整后EBITDA为1.34亿美元，2023年同期为2.4亿美元[61] - 2024年第一季度，公司整体Adjusted EBITDA为328，较2023年同期的503下降35%；税前利润为267，较2023年同期的383下降30%[83] - 风电和太阳能业务环境属性收入为18，较2023年同期的13增长38%[67] - 能源转型业务中，Highvale矿场复垦支出为3，较2023年同期增长50%[74] - 2024年第一季度毛利润为2.31亿美元，较2023年同期的3.49亿美元减少1.18亿美元，降幅34%[88][89][90] - 2024年第一季度艾伯塔省平均现货电价为99美元/MWh，较2023年的142美元/MWh下降，主要因天气温和、天然气价格降低和新增风能太阳能供应增加[93][94] - 2024年第一季度已实现的商业电价为119美元/MWh，较2023年的156美元/MWh下降37美元/MWh，主要因平均现货电价降低和套期保值价格降低[93][95] - 2024年第一季度每兆瓦时燃料和购电成本较2023年增加2美元，主要因购买更多电力以履行合同义务，部分被天然气价格降低抵消[93][94] - 2024年第一季度每兆瓦时碳合规成本较2023年增加3美元，主要因碳价从65美元/吨涨至80美元/吨[93][95] - 截至2024年3月31日，公司总资产87.52亿美元，较2023年12月31日增加9300万美元；总负债68.2亿美元，减少1.75亿美元；总权益19.32亿美元，增加2.68亿美元[116] - 截至2024年3月31日，公司净营运资金赤字7.24亿美元，2023年12月31日为盈余1.62亿美元，主要因可交换证券重新分类为流动负债[117] - 截至2024年3月31日，非流动资产71.43亿美元，较2023年12月31日增加6400万美元；非流动负债44.87亿美元，减少7.66亿美元[117][119] - 截至2024年3月31日，总权益增加2.68亿美元，源于净收益2.38亿美元、现金流量套期衍生品净收益8400万美元，部分被股票回购3200万美元和向非控股股东分配1900万美元抵消[120] - 截至2024年3月31日，公司总资本结构中，总合并净债务占比60%（33.84亿美元），可交换优先股占比7%（4亿美元），股东权益占比33%（19.32亿美元）[124] - 2024 - 2026年，公司有7.79亿美元债务到期，其中4亿美元为定期贷款的有追索权债务，7.5亿美元可交换证券最早可在2025年1月1日进行交换[126] - 截至2024年3月31日，公司承诺信贷额度为25.9亿加元，已使用6.73亿加元，现金提款4亿加元，可用额度15.17亿加元；非承诺信贷额度为4亿加元，已使用2.01亿加元，可用额度1.99亿加元[127] - 截至2024年3月31日，TEC Hedland Pty Ltd持有的400万澳元资金无法被其他公司实体使用，仅用于项目实体支付重大维护成本[128] - 截至2024年3月31日，受财务限制的现金为8800万加元（2023年12月31日为7900万加元）[131] - 2024年第一季度利息收入为700万加元，2023年同期为1500万加元；2024年第一季度利息支出为6900万加元，2023年同期为7400万加元[133] - 截至2024年5月2日，公司发行并流通的普通股为3.041亿股；截至2024年3月31日为3.065亿股；截至2023年12月31日为3.086亿股[134] - 截至2024年3月31日，公司拥有TA Cogen 50.01%的股份，拥有Kent Hills Wind LP 83%的股份；2024年第一季度归属于非控股股东的净收益较2023年减少2400万加元[136] - 2024年第一季度末现金及现金等价物较2023年同期减少8.28亿加元；2024年第一季度经营活动现金流量为2.44亿加元，2023年同期为4.62亿加元；投资活动现金流量为 - 5800万加元，2023年同期为 - 1.82亿加元；融资活动现金流量为 - 1.14亿加元，2023年同期为 - 1.65亿加元[137][138] - 截至2024年3月31日，三级金融工具净负债账面价值为8000万加元（2023年12月31日为1.47亿加元）[144] - 截至2024年3月31日的三个月，公司调整后EBITDA为3.28亿美元，2023年同期为5.03亿美元[163][164][167] - 截至2024年3月31日的三个月，公司FFO为2.39亿美元，2023年同期为3.74亿美元[166][167] - 截至2024年3月31日的三个月，公司FCF为2.06亿美元，2023年同期为2.63亿美元[166][167] - 截至2024年3月31日的三个月，公司FFO每股为0.78美元，2023年同期为1.40美元[166] - 截至2024年3月31日的三个月，公司FCF每股为0.67美元，2023年同期为0.98美元[166] - 截至2024年3月31日的三个月，公司营收为9.53亿美元，2023年同期为10.94亿美元[163][164] - 截至2024年3月31日的三个月，公司息税前利润为2.67亿美元，2023年同期为3.83亿美元[163][164] - 截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月，公司加权平均流通普通股分别为3.08亿股和2.68亿股[166] - 截至2024年3月31日和2023年12月31日，调整后净债务分别为40.56亿美元和41.24亿美元，调整后EBITDA分别为14.57亿美元和16.32亿美元，调整后净债务与调整后EBITDA比率分别为2.8倍和2.5倍[170] - 2024年调整后EBITDA目标为11.5 - 13亿美元，2023年实际为16.32亿美元；自由现金流目标为4.5 - 6亿美元，2023年实际为8.9亿美元；每股自由现金流目标为1.47 - 1.96美元，2023年实际为3.22美元；股息为每股0.24美元年化，2023年为每股0.22美元年化[176] - 2024年艾伯塔省现货电价假设为75 - 95美元/MWh，中部现货电价假设为75 - 85美元/MWh，AECO天然气价格假设为1.75 - 2.25美元/GJ；艾伯塔省现货电价每变化1美元/MWh，预计对2024年剩余时间调整后EBITDA产生300万美元影响[177] - 2024年能源营销毛利润预计为1.1 - 1.3亿美元，

财务表现 - 2023年调整后EBITDA为16.32亿美元，自由现金流为8.9亿美元，每股2.72美元[6] - 2024年自由现金流指引为4.5 - 6亿美元，调整后EBITDA指引为11.5 - 13亿美元[29][48] - 2024年计划回购5.25亿美元股票，增强股东回报[14] 业务发展 - 2023年有418兆瓦高级阶段开发项目，收购Heartland Generation增加约1.8GW资产[6] - 到2028年战略增长目标是新增最多1.75GW新产能，开发管道达10GW[6][16] - 与Hancock Prospecting达成清洁能源开发联合协议[6] 风险因素 - 前瞻性陈述受市场价格波动、收购失败、供应链中断等多种风险影响[3] - 假设包括法律、监管、价格、利率等无重大变化[10] 排放目标 - 维持二氧化碳排放强度在0.41吨二氧化碳当量/兆瓦时，目标到2026年将排放减少至2015年水平的75%，2045年实现净零排放[6][61] 市场展望 - 2024年阿尔伯塔省现货电价展望为75 - 95加元/兆瓦时，Mid - C现货电价为85 - 95美元/兆瓦时，AECO天然气价格为2.5 - 3加元/吉焦[49]

财务数据和关键指标变化 - 2023年公司产生8.9亿加元自由现金流，即每股3.22加元，创纪录收入34亿加元，调整后EBITDA为16.3亿加元，与去年创纪录结果持平，股东净收益达6.44亿加元，较2022年增加6.4亿加元 [74] - 2023年第四季度，现货价格平均为每兆瓦时82加元，远低于去年同期的214加元，套期保值计划部分缓解了电价下跌影响，该季度天然气和水电船队套期保值电量为1700吉瓦时，平均价格为每兆瓦时92加元 [88] - 2024年公司预计调整后EBITDA在11.5 - 13亿加元之间，自由现金流在4.5 - 6亿加元之间，即每股1.46 - 1.94加元 [6] 各条业务线数据和关键指标变化 - 水电业务调整后EBITDA贡献达4.59亿加元，与2022年相比略有下降，原因是辅助服务量减少、实现价格降低以及水资源低于平均水平，这些结果部分被套期保值和环境属性销售实现的收益所抵消 [4][54] - 能源转型业务调整后EBITDA为1.22亿加元，同比增长42%，主要得益于Centralia工厂可用性提高带来的产量增加和更高的 merchant 销售量，部分被市场价格下跌所抵消 [5] - 风能和太阳能业务EBITDA为2.57亿加元，同比下降17%，主要由于排放信用销售减少、阿尔伯塔省电价降低以及运营船队的风能资源减少，新增资产部分抵消了这些不利因素 [5] - 能源营销业务调整后EBITDA为1.09亿加元，减少7400万加元，主要是由于与上一年相比，当年实现的结算交易减少，该业务结果处于2023年第二季度修订的全年指导范围上限 [89] 各个市场数据和关键指标变化 - 2023年全年，阿尔伯塔省现货电价平均为每兆瓦时134加元，低于2022年的平均价格162加元，第四季度温和天气影响了该省整体需求，导致电价低于预期 [2][3] - 公司预计2024年阿尔伯塔省 merchant 电价将降至每兆瓦时75 - 95加元，这一预测基于市场基本面，包括大量新增燃气发电供应的影响 [6] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略重点包括提高安全绩效、实现93.1%的船队可用性、推进加拿大、美国和澳大利亚总计400兆瓦的清洁能源项目 [8] - 公司将继续推进清洁电力增长计划，预计到2028年，约70%的调整后EBITDA将来自清洁能源发电，同时扩大可再生能源在船队中的占比 [78] - 公司宣布2024年高达1.5亿加元的增强普通股回购计划，预计2024年每股自由现金流约为1.70加元，股票隐含自由现金流收益率约为20%，回购计划与增加的股息一起，将使股东获得2024年自由现金流指导中值约40%的回报 [84] - 公司目标是到2028年底通过投资约35亿加元开发、建设或收购新资产，为公司船队增加高达1.75吉瓦的新容量，并将开发管道扩大到10吉瓦，重点关注以客户为中心的可再生能源存储，同时有选择地扩展灵活发电和可靠性资产 [85] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为当前股价未充分反映公司的重新定位、过去几年强劲的自由现金流结果以及2024年的预期，因此认为回购股票是合理使用资本的方式，同时仍可追求有适当回报的增长机会并保持资产负债表的实力和弹性 [76][77] - 公司对2024年的业绩持乐观态度，预计将受到阿尔伯塔省 merchant 市场演变和Heartland Generation收购完成及整合的影响，在指导范围的中值水平上，预计将产生5.25亿加元的自由现金流，为资本分配提供灵活性 [103][104] 其他重要信息 - 2023年公司安全绩效创纪录，全球运营无工时损失伤害，总可记录伤害频率率为0.3，优于去年的0.39 [1] - 公司船队可用性达88.8%，若剔除Kent Hills的长期停运影响，实际潜在性能为92.8% [1] - 公司与Hancock Prospecting达成联合开发协议，将在澳大利亚定义、开发和运营清洁能源解决方案 [83] - 自4月起，公司股东普通股股息将增加9%，这是连续第五年增加股息，2023年公司还通过股票回购向股东返还8700万加元 [83] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 如何支付增强回购计划和35亿加元资本支出计划的费用，融资选项是否有更新 - 公司清洁电力增长计划是一个为期五年的计划，公司在这段时间内有相当的现金流生成能力，有信心为增长提供资金，2024年资本使用存在一定的时间安排因素，到2025年将重新评估增长和股票回购之间的平衡 [11][12][56] 问题2: 从长期来看，股票回购计划是否合理，自由现金流指导中是否包含回购，回购是否会立即增加指导值 - 自由现金流预测中未考虑股份数量的变化，公司一直在调整投资组合，增加合同资产和发展工商业业务，在每股10加元的价格下，股票回购对股东仍具有增值作用 [13][14][64] 问题3: 清洁电力增长计划中项目的平均自由现金流收益率是多少，近期哪些项目处于较高收益率范围 - 公司更关注选择合适的项目和获得合适的回报，会从投资组合的角度看待项目，不同项目的回报会有所不同，例如澳大利亚的可再生能源项目在合同期内可实现资本的全额回报，高个位数的回报率可能是合理的，对于像Water charger这样的 merchant 电池项目，公司期望获得两位数以上的回报 [15][65][118] 问题4: 目前确定开发项目的最大限制因素是什么，阿尔伯塔省的可再生能源开发是否受到市场变化不确定性的限制 - 公司在降低项目风险方面做了大量工作，但市场演变的确定性对项目推进很重要，预计未来45天左右将从阿尔伯塔省市场获得一些关于可再生能源暂停和后续发展的明确信息，澳大利亚项目的推进与客户的投资决策和市场监管的不确定性有关 [24][25][26] 问题5: 如何看待碳信用组合，以及变现的节奏 - 公司需要权衡碳信用的变现时机，以获取最大价值，同时考虑利用碳信用来满足公司的碳义务和客户需求，预计未来三到五年开始减少排放信用的库存，近期发布的文件显示，联邦政府引入了使用抵消和信用来抵减排放的机制，这使得碳信用在短期和中期内仍具有吸引力 [39][40][43] 问题6: Heartland交易的时间安排和竞争审查流程如何进展 - 公司已获得不列颠哥伦比亚省公用事业委员会的批准，正在等待美国联邦能源监管委员会的批准，最重要的是等待竞争局的审查，公司与竞争局保持良好沟通，乐观预计能在今年上半年晚些时候完成交易 [31][32] 问题7: 如何保护阿尔伯塔省投资组合的经济效益，应对政府可能设立的最后发电实体带来的风险 - 政府设立最后发电实体是在市场可靠性受到严重挑战时的极端情况，在短期内不会影响公司的投资决策和船队优化评估，政府此举是为了确保电网可靠性，类似于一种最后的保险措施 [45][46][47] 问题8: 从排放强度绩效标准向排放限制的转变对公司发电优化和整体利润率有何影响 - 这种转变是积极的，紧急条款比以前更可行，对于未减排的天然气发电，从特定性能因子转向排放范围的规定为调峰机组提供了更多运行空间，有助于确保系统可靠性 [48][50]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后EBITDA为4.53亿加元，自由现金流为2.28亿加元或每股0.87加元，均符合预期 [50] - 今年至今EBITDA已超13亿加元，远超2022年同期的11亿加元；自由现金流为7.69亿加元，较2022年同期增长19% [39] - 公司业绩符合预期，有望实现调整后EBITDA 17 - 18亿加元和自由现金流8.5 - 9.5亿加元的指导目标 [39] 各条业务线数据和关键指标变化 阿尔伯塔省天然气业务 - 今年前九个月，阿尔伯塔省天然气业务实现高电价和辅助服务收入，优化了各燃料类型的产能 [37] - 第三季度现货均价为每兆瓦时152加元，低于去年同期的221加元；天然气业务实现电价为每兆瓦时173加元，较现货均价溢价14% [37] - 2023年剩余时间，约1700吉瓦时的阿尔伯塔省天然气发电量以每兆瓦时89加元的均价进行了套期保值，约95%的天然气需求以每吉焦2.34加元的价格进行了套期保值 [38] - 第三季度天然气业务调整后EBITDA为2.54亿加元，表现超预期，符合2023年第二季度修订后的全年财务指导 [38] 水电业务 - 第三季度水电业务调整后EBITDA为1.5亿加元，受益于高电价和套期保值收益，但受水资源减少影响 [38] - 今年水电业务有望实现调整后EBITDA 5亿加元，长期来看，水电业务能提供稳定现金流 [39] - 第三季度水电业务实现电价为每兆瓦时195加元，较现货均价溢价28% [53] - 2023年第三季度水电产量比平均水平低约10%，辅助服务量同比下降，但辅助服务实现价格仍较高，为现货价格的54% [54] 风电和太阳能业务 - 第三季度风电和太阳能业务表现不佳，主要因各地区风能和太阳能资源较弱、阿尔伯塔省电价较低以及环境属性销售时间影响 [54] - 第三季度，风电业务实现均价为每兆瓦时103加元，低于去年的136加元；但今年至今，风电业务实现均价为每兆瓦时89加元，高于2022年前九个月 [53] 能源营销业务 - 第三季度能源营销业务实现毛利润2600万加元，调整后EBITDA为1300万加元，受结算时间调整影响，预计后续季度会实现相关收入，仍有望实现1.3 - 1.5亿加元的毛利润指导目标 [54] 各个市场数据和关键指标变化 - 美国市场变化使公司无需税务股权合作伙伴即可自行将生产税收抵免（PTCs）货币化，公司正与多家交易对手讨论长期锁定该收入流 [1] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略目标是为关注可持续增长和脱碳的客户提供清洁能源解决方案，成为首选供应商 [66] - 2023年重点目标包括完成多个项目建设、扩大开发管道、提高阿尔伯塔省电力业务的长期合同比例、实现EBITDA和自由现金流目标、推进高级阶段项目的最终投资决策 [66] - 公司希望增加现金流的多样性和合同比例，未来资产配置将更加平衡，可能更倾向于阿尔伯塔省以外的地区 [5] - 公司认为传统热电站在市场中仍有需求，可能会获得市场外支付以维持运营；水电业务的辅助服务市场有望扩大；收购Heartland的调峰资产将有助于提高系统可靠性和成本效益 [46][61] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为当前市场有新供应进入，2024年市场可能会有所调整，公司正在关注市场变化，为2025年做准备，但目前提供相关指导还为时过早 [14] - 公司对收购Heartland的交易充满信心，预计该交易将在2024年上半年完成，将为公司带来现金流增长和协同效应 [40] - 公司在推进可再生能源项目时保持谨慎，等待供应链和成本条件改善，确保项目有合适的回报 [43] 其他重要信息 - 公司宣布以3.9亿加元收购Heartland Generation及其业务，同时承担2.68亿加元低成本债务，该交易需获得加拿大竞争法批准 [35] - 公司完成了对TransAlta Renewables的收购，简化了公司结构，增强了现金流可预测性 [35] - 公司全面投产了Garden Plain风力发电场，增加了130兆瓦装机容量，该项目与Pembina和PepsiCo签订了长期合同 [35] - 公司大幅推进了Kent Hills风电场的修复工作，预计年底前实现全面商业运营 [35] - 公司在Newsweek的2023年全球最值得信赖公司能源和公用事业类别中排名第一 [35] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 2025年套期保值情况及中期市场看法 - 公司正在关注2025年市场，重点发展工商业业务的固定价格部分，目前提供相关指导还为时过早，可能会在投资者日提供更新 [14][15] 问题2: 水电业务套期保值是否有结构性变化 - 水电业务套期保值没有结构性变化，只是团队会在价格有利时进行机会主义操作，利用套期保值保证预期收益 [17] 问题3: 增加调峰电厂对公司是否有意义 - 公司认为阿尔伯塔省需要更多调峰电厂，收购Heartland的调峰资产将有助于提高系统可靠性和成本效益，这些资产有望在市场价格高时获得收益 [61][62] 问题4: 排放信用对合规成本的保护作用及碳税变化对公司的影响 - 公司将排放信用视为独立资产，预计未来会将部分价值货币化；碳税降低可能会影响市场平均价格，对可再生能源业务的电价产生影响，但对天然气业务的利润率影响不大 [22][23] 问题5: 标普是否会因公司在阿尔伯塔省业务增加而调整信用评级 - 公司在收购Heartland前与评级机构进行了沟通，评级机构认为该交易影响中性，预计不会调整公司信用评级 [24] 问题6: Heartland资产预计EBITDA的计算依据 - 该预测基于资产过去的运营模式，一半以上的收入已签订合同，同时考虑了总部运营成本的协同效应，主要是独立评估，未考虑投资组合层面的分析 [28][29] 问题7: 公司放弃2023年500兆瓦清洁能源最终投资决策目标的原因及如何定义项目去风险 - 公司在推进可再生能源项目时保持谨慎，等待供应链和成本条件改善，确保项目有合适的回报，同时公司仍致力于清洁能源增长计划 [43] 问题8: 公司项目机会与并购机会、股票回购的比较 - 公司认为股票回购是向股东返还资本的合适工具，尤其是在股价被低估时；但增长也很重要，公司会优先考虑能带来长期价值的增长项目 [69] 问题9: 阿尔伯塔省市场改革的倡导方向及水电和调峰资产的适配性 - 公司认为市场改革将继续支持水电业务，辅助服务市场有望扩大；收购Heartland的调峰资产将有助于提高系统可靠性和成本效益 [61]

公司发展规划与目标 - 公司预计通过36亿美元资本投资实现2GW增量清洁电力容量，带来年均3.65亿美元增量EBITDA[4] - 公司计划将早期开发项目管道扩展至5GW，有418MW高级阶段项目[4] - 公司目标到2025年底可再生能源EBITDA占比达一定比例，2026年碳排放量较2015年减少75%，2045年实现净零排放[4] 2023年假设条件与预计数据 - 2023年假设条件包括阿尔伯塔省现货电价150 - 170加元/MWh、中哥伦比亚地区现货电价90 - 100美元/MWh、AECO天然气价格2.5加元/GJ等[5] - 2023年维持性资本预计1.4 - 1.7亿美元，能源营销毛利润预计1.3 - 1.5亿美元[5] 2023年项目投产与装机容量变化 - 2023年第三季度，花园平原风力发电场投产，增加130MW装机容量，与Pembina Pipeline Corporation和PepsiCo Canada签订约17年加权平均合同[11] - 截至2023年9月30日，公司总装机容量6713MW，其中水电922MW、风电和太阳能2036MW、天然气3084MW、能源转型671MW[11] - 2023年8月Garden Plain风力发电场投入运营，增加130兆瓦装机容量，合同期约17年[45] 公司收购与股权变动 - 公司通过多数股权（60.1%）控制并完全合并TransAlta Renewables，收购将增加约1.2GW风电、太阳能和天然气资产[15] - 公司将以3.9亿加元收购Heartland Generation，预计增加1.15亿加元年均EBITDA[36][37][38] - 2023年10月5日公司完成对TransAlta Renewables收购，此前持有60.1%股份，收购剩余股份花费13亿美元，含8亿美元现金和4600万股普通股[40][41] - 2023年4月24日公司以约800万美元收购Tent Mountain项目50%权益，或有额外支付最高1700万美元[49] 2023年关键财务指标同比变化 - 2023年第三季度和前九个月调整后可用率分别为91.9%和89.4%，2022年同期为93.8%和90.1%[16][23] - 2023年第三季度和前九个月产量分别为5678GWh和16246GWh，2022年同期为5432GWh和15253GWh[16][24] - 2023年第三季度和前九个月收入分别增加8800万加元和6.09亿加元[25] - 2023年第三季度和前九个月燃料和购电成本分别减少7900万加元和3500万加元[26] - 2023年第三季度和前九个月碳合规成本分别增加500万加元和3400万加元[27] - 2023年第三季度调整后EBITDA减少1.02亿加元，前九个月增加2.5亿加元[31] - 2023年第三季度和前九个月税前收益分别增加3.27亿加元和5.69亿加元[32] - 2023年第三季度和前九个月经营活动现金流分别增加4.77亿加元和6.28亿加元[33] - 2023年第三季度自由现金流减少1.65亿加元，前九个月增加1.23亿加元[34] 2023年公司荣誉与事件 - 2023年9月14日公司在《新闻周刊》“2023年全球最值得信赖公司”能源和公用事业类别中排名第一[44] 2023年股票回购情况 - 2023年5月26日公司实施正常发行人投标，可回购最多1400万股普通股，占公众流通股约7.29%，期限至2024年5月30日[46] - 2023年3月27日至5月30日公司通过自动股票购买计划回购294.36万股普通股并注销[50] - 2023年前9个月公司共回购注销611.29万股普通股，均价11.62美元，总成本7100万美元[51] 2023年各业务板块发电量与EBITDA变化 - 2023年第三季度水电产量521吉瓦时，前9个月为1443吉瓦时，较2022年同期分别减少217吉瓦时和201吉瓦时[55][59] - 2023年第三季度和前九个月辅助服务量较2022年同期分别减少138吉瓦时和452吉瓦时[59][65] - 2023年第三季度调整后EBITDA较2022年同期减少9500万美元，前九个月较2022年同期增加900万美元[66] - 2023年前九个月运维及行政成本（OM&A）增加，主要因法律费用、保险成本、薪资和激励应计费用增加[66] - 2023年第三季度和前九个月维持性资本支出分别较2022年同期增加300万美元和500万美元[67] - 2023年第三季度风电和太阳能发电量较2022年同期增加23GWh，前九个月减少262GWh[73] - 2023年第三季度和前九个月风电和太阳能调整后EBITDA分别较2022年同期减少500万美元和4400万美元[75] - 2023年第三季度和前九个月天然气发电量较2022年同期分别增加452GWh和908GWh[80] - 2023年第三季度和前九个月天然气调整后EBITDA分别较2022年同期增加5900万美元和2.95亿美元[81] - 2023年第三季度能源转型业务发电量较2022年同期减少12GWh，前九个月增加548GWh[87] - 2023年第三季度能源转型业务调整后EBITDA较2022年同期减少2200万美元，前九个月增加2900万美元[89] - 2023年前九个月能源营销业务调整后EBITDA较2022年同期减少2500万美元[91] - 2023年第三季度和前九个月调整后EBITDA分别较2022年同期减少4000万美元和2500万美元，主要因已实现损益和未实现按市值计价损益的收入调整及激励费用增加[93] - 2023年前九个月维持性资本支出较2022年同期增加1200万美元，主要因总部搬迁相关的租赁改良和信息技术支出增加[96] 阿尔伯塔地区电力业务情况 - 约53%的总装机容量位于阿尔伯塔省，该地区2023年第三季度电力平均池价格从2022年的221美元/MWh降至152美元/MWh[101][102] - 2023年第三季度和前九个月阿尔伯塔电力组合发电量分别为3092GWh和8771GWh，较2022年同期增加226GWh和648GWh[105] - 2023年第三季度和前九个月阿尔伯塔电力组合毛利润分别为3.82亿美元和10.33亿美元，较2022年同期减少4200万美元和增加2.77亿美元[106] - 2023年第三季度和前九个月已实现的每兆瓦时商业电力价格较2022年同期分别下降74美元和增加12美元[109] - 2023年第三季度和前九个月每兆瓦时生产的燃料和购电成本较2022年同期分别下降20美元和14美元，主要因天然气价格降低[110] 公司企业部分财务指标 - 2023年第三季度和前九个月公司企业部分的OM&A分别为3000万美元和8600万美元，2022年同期分别为3000万美元和7100万美元[94] - 2023年第三季度和前九个月公司企业部分调整后EBITDA分别为 - 3000万美元和 - 8600万美元，2022年同期分别为 - 3100万美元和 - 7200万美元[94] - 2023年第三季度和前九个月公司企业部分维持性资本分别为500万美元和2100万美元，2022年同期分别为400万美元和900万美元[94] 碳合规成本情况 - 2023年前9个月，每兆瓦时生产的碳合规成本较2022年同期增加5美元，碳合规价格从2022年的每吨50美元涨至2023年的每吨65美元[111] 2023年各季度营收、利润与现金流情况 - 2023年Q1、Q2、Q3营收分别为10.89亿美元、6.25亿美元、10.17亿美元，2022年同期分别为7.35亿美元、4.58亿美元、9.29亿美元[114] - 2023年Q1、Q2、Q3税前利润分别为3.83亿美元、7900万美元、4.53亿美元，2022年同期分别为2.42亿美元、亏损2200万美元、1.26亿美元[114] - 2023年Q1、Q2、Q3经营活动现金流分别为4.62亿美元、1100万美元、6.81亿美元，2022年同期分别为4.51亿美元、亏损1.29亿美元、2.04亿美元[114] 公司资产、负债与权益情况 - 截至2023年9月30日，公司总资产为95.2亿美元，较2022年12月31日的107.41亿美元减少12.21亿美元[119] - 截至2023年9月30日，公司总负债为68.57亿美元，较2022年12月31日的87.52亿美元减少18.95亿美元[119] - 截至2023年9月30日，公司股东权益为18.92亿美元，较2022年12月31日的11.1亿美元增加7.82亿美元[119] 公司债务情况 - 截至2023年9月30日，公司净高级无担保债务为4.07亿美元，占比7%，2022年12月31日为4.76亿美元，占比11%[130] - 截至2023年9月30日，公司总合并净债务为26.51亿美元，占比47%，2022年12月31日为28.54亿美元，占比55%[130] - 截至2023年9月30日，公司总资本为57.14亿美元，2022年12月31日为52.43亿美元[130] - 2023 - 2025年公司有7.03亿美元债务到期，其中包括与定期贷款安排相关的4亿美元有追索权债务[133] 公司融资与信贷情况 - 2023年9月14日，公司完成约3900万美元的无追索权债券融资，年利率6.145%，2043年5月8日到期[134] - 截至2023年9月30日，公司总承诺信贷额度25.9亿美元，已使用10.1亿美元，可用15.8亿美元；非承诺信贷额度4亿美元，已使用1.9亿美元，可用2.1亿美元[135] - 2023年6月，公司联合信贷安排和可再生能源联合信贷安排到期日延至2027年6月30日，双边信贷安排到期日延至2025年6月30日[136] - 2023年10月5日，公司可再生能源交易完成后，联合信贷安排整合，公司联合信贷安排增加7亿美元至约20亿美元[137] 公司现金情况 - 截至2023年9月30日，因财务限制有7400万美元现金无法分配（2022年12月31日为5000万美元）[138] 公司利息支出情况 - 2023年第三和九个月，公司净利息支出分别为5300万美元和1.68亿美元，低于2022年同期[140] 公司股权结构情况 - 截至2023年11月6日，公司发行并流通的普通股为3.099亿股，优先股为3900万股[141] - 截至2023年9月30日，公司拥有可再生能源60.1%股权和热电联产50.01%股权[142] 公司合同承诺情况 - 2023年前九个月，公司新增传输相关合同承诺，未来总支付约6800万美元[147] 2023年前三季度现金流量情况 - 2023年前三季度经营活动产生的现金为11.54亿美元，2022年同期为5.26亿美元，同比增加6.28亿美元[156] - 2023年前三季度投资活动使用的现金为5.91亿美元，2022年同期为3.41亿美元，同比增加2.5亿美元[156] - 2023年前三季度融资活动使用的现金为4.55亿美元，2022年同期为3.15亿美元，同比增加1.4亿美元[156] 公司金融工具情况 - 2023年9月30日，三级金融工具的净负债账面价值为3.3亿美元，2022年12月31日为7.82亿美元[161] 公司过往项目情况 - 2017年7月South Hedland设施投产时，公司预付约7400万美元的电力传输和分配成本[169] - 2020年第四季度，公司收购Skookumchuck风力发电场49%的股权[171] 2023年第三季度各业务板块财务数据 - 2023年第三季度各业务板块调整后EBITDA：水电1.5亿美元、风电和太阳能0.37亿美元、天然气2.54亿美元、能源转型0.29亿美元、能源营销0.13亿美元、公司层面 - 0.3亿美元，总计4.53亿美元[182] - 2023年第三季度各业务板块收入：水电1.63亿美元、风电和太阳能0.62亿美元、天然气5.22亿美元、能源转型1.88亿美元、能源营销0.86亿美元，总计10.21亿美元[182] - 2023年第三季度各业务板块燃料和购电成本：水电0.04亿美元、风电和太阳能0.06亿美元、天然气1.11亿美元、能源转型1.48亿美元，总计2.69亿美元[182] - 2023年第三季度各业务板块毛利润：水电1.59亿美元、风电和太阳能0.6亿美元、天然气2.92亿美元、能源转型0.45亿美元、能源营销0.26亿美元，总计5.82亿美元[182] 2022 - 2023年营收、利润等综合对比 - 2022年第三季度公司总营收932，调整后营收1058，调整后EBITDA为555，税前利润126[185] - 2023年前九个月公司总营收2745，调整后营收2591，调整

财务数据和关键指标变化 - 二季度调整后EBITDA为3.87亿加元，较2022年Q2增长39%；自由现金流为2.78亿加元，即每股1.05加元，较2022年Q2每股增长94%，均超季度预期 [95] - 提高2023年财务指引，预计阿尔伯塔省电力价格年底结算在150 - 170加元/兆瓦时，较Q1指引提高约25加元/兆瓦时；调整后EBITDA预期提高至17 - 18亿加元，较之前指引中点增长17%；自由现金流预计在8.5 - 9.5亿加元，较Q1指引中点增长29% [142] - 二季度公司完成3500万加元股票回购，上半年通过回购610万股普通股向股东返还资本7100万加元，平均购买价格为11.62加元/股 [119] 各条业务线数据和关键指标变化 水电业务 - 二季度水电资产产生1.47亿加元EBITDA，有望今年实现超5亿加元，2022年超5亿加元，2021年超3亿加元 [5] - 二季度水电调整后EBITDA为1.47亿加元，较2022年同期增长67%，产量较2022年增长20% [127] 天然气业务 - 二季度天然气业务调整后EBITDA为1.66亿加元，较去年提高155%，得益于更高实现价格和更低投入成本 [144] 能源营销业务 - 二季度能源营销业务实现4900万加元毛利润和4300万加元调整后EBITDA [107] 各个市场数据和关键指标变化 - 阿尔伯塔省和太平洋西北地区电价持续走强，阿尔伯塔省因供应紧张、发电中断、新资产进入延迟和输电限制，剩余时间的远期电价上涨 [104] - 2023年二季度阿尔伯塔省现货电价为160加元/兆瓦时，高于2022年的122加元/兆瓦时；年初至今平均电价为151加元/兆瓦时，预计全年平均在150 - 170加元/兆瓦时 [126] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2023年重点目标包括在加拿大、美国和澳大利亚对相当于500兆瓦的清洁能源项目做出最终投资决策，实现7500 - 1亿加元的增量EBITDA；实现Garden Plain风电场、Northern Goldfield太阳能和Mount Keith输电项目的商业运营；将开发管道扩大1500兆瓦，专注可再生能源和储能；完成Kent Hills风电场的修复 [7] - 公司致力于提供清洁能源解决方案，成为专注可持续增长和脱碳客户的首选供应商，采用更雄心勃勃的二氧化碳减排目标，董事会已批准到2045年实现净零排放的承诺 [131][150] - 收购TransAlta Renewables将简化公司结构，增强战略地位，实现资本效率，提高现金流可预测性和多元化 [97] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司现金流强劲，资产组合优质且多元化，收购TransAlta Renewables将进一步增加现金流的多元化和合约性；财务基础稳固，资产负债表强劲，有充足流动性追求增长 [8][9] - 阿尔伯塔省可再生能源建设快速发展带来挑战，如发电波动性增加，需要天然气和煤炭（部分将转换为天然气）提供可靠和经济的电力支持；监管部门暂停新的风能和太阳能申请是为确保能源系统清洁、可靠和经济的平衡发展 [24][25] - 公司对阿尔伯塔省的发展持长期观点，认为目前的暂停不会对其项目产生重大影响，仍将推进现有项目；预计未来电价将上涨，水电资产的价值和可靠性将随着可再生能源的增加而提高 [11][40] 其他重要信息 - 公司正在推进Kent Hills风电场修复，27台涡轮机已完全重新组装，10台已投入运营，预计修复成本将增至约1.4亿加元 [98] - 130兆瓦的Garden Plain风电场接近完工，23台机组已投入运营，预计一周左右完成调试并宣布商业运营，预计每年贡献1500万加元的合约EBITDA [100] - 澳大利亚Northern Goldfields太阳能项目接近完工，预计下半年实现商业运营，每年将带来约900万加元的调整后EBITDA [101][121] - 俄克拉荷马州Horizon Hill风电场建设进展顺利，但输电线路建设延迟，预计2024年上半年实现商业运营 [122] - Mount Keith 132kV扩建项目正在推进，预计下半年实现商业运营，每年将贡献约700万加元的调整后EBITDA [123] - 公司将Pinnacle 1和2项目加入高级开发管道，预计2025年下半年投入使用，该项目将利用现有基础设施和互连，提供快速响应的调峰能力 [124] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 全年更新指引下，若剩余时间业绩超预期，是否可能提高RNW收购的现金出资？ - 与TransAlta Renewables的交易已确定，对价构成不会有任何变化 [1] 问题: 阿尔伯塔委员会暂停新的风能和太阳能申请对公司项目和长期发展计划有何影响？ - 公司认为这是为确保能源系统平衡发展的举措，对其待建项目影响不大；公司对阿尔伯塔省发展持长期观点，将继续推进现有项目；同时，公司也在考虑能源系统未来所需的其他属性，如快速响应电池和调峰能力 [11][136][137] 问题: 阿尔伯塔电力市场价格波动、碳价上涨等因素对公司套期保值计划和利润率有何影响？ - 公司的套期保值计划旨在为业务提供稳定性，锁定大部分现金流，同时抓住约25%市场的波动机会；公司认为Tent Mountain等抽水蓄能项目回报将显著更高 [13][16] 问题: RNW收购对排放信用额度的数量或策略有何影响？ - 变化不大，TransAlta Renewables通常每年出售其产生的信用额度，无库存余额；排放信用额度的管理和策略由TransAlta Corp层面负责，公司将继续优化库存水平 [17] 问题: 公司是否有其他公司结构优化机会以保持估值增长？ - 公司仍在关注并购市场机会，但认为资产价格较高，将保持谨慎和纪律性，确保投资对股东有意义 [23] 问题: 过去几年阿尔伯塔省提出的可再生能源项目对市场有何影响？ - 可再生能源项目增加了市场的波动性，在有风或阳光充足时发电量高，而在风力减弱或日落时发电量大幅下降，需要天然气和煤炭（部分将转换为天然气）提供支持，以确保电力供应的可靠性和经济性 [24] 问题: 公司在提出可再生能源项目时，从农村土地所有者那里听到了哪些担忧，如何解决？ - 土地所有者的担忧包括对鸟类和蝙蝠迁徙的影响以及景观视野问题，公司会倾听这些担忧，并在选址和项目规划中加以考虑 [48] 问题: 公司在风能和太阳能储能方面的风险调整后回报如何，如何加速太阳能储能项目的发展？ - 公司投资仍以绿色能源为主，将继续推进可再生能源项目，并在认为能增加价值的天然气投资上保持机会主义；公司认为各类项目都能获得可接受的风险调整后回报 [36] 问题: 水电业务的EBITDA运行率是否仍为2亿加元左右，考虑当前市场动态是否会大幅提高？ - 随着电网中可再生能源的增加，水电的价值和可靠性以及提供的辅助服务支持预计将增加，公司认为水电业务表现良好 [40] 问题: 假设阿尔伯塔省可再生能源发展在六个月后放缓，对公司下阶段企业PPA的商业紧张局势有何影响，是否有机会利用该省未签约的可再生能源产能？ - 阿尔伯塔省是加拿大唯一真正的放松管制市场，有需求的企业会来此获取能源供应，但增量建设不一定基于省内的基本供需平衡，需要进行平衡；公司认为一些已通过审批的项目，如Tempest项目，在签订PPA方面处于有利地位，也希望能为部分风电项目签订更长期的合约 [42][165] 问题: Keephills调峰电厂的投资预期是什么？ - 随着电网中可再生能源渗透率的提高，对快速响应、灵活供应的需求将增加，Keephills调峰电厂将利用现有基础设施和互连，满足电网可靠性需求，并为股东创造价值 [63] 问题: 2024年和2025年增加套期保值与远期曲线的权衡，以及如何保持期权性？ - 公司套期保值团队对2024年的定价感到满意，正在逐步增加套期保值；公司还通过C&I业务提供多年期套期保值；公司将继续进行内部建模，在降低风险的同时，保留足够的敞口以捕捉市场波动 [65][66] 问题: 阿尔伯塔省可再生能源发展放缓对价格或辅助服务前景有何影响，对Riplinger、SunHills等项目有何影响，是否能在现有场地建设新项目？ - 短期内对价格和辅助服务前景影响不大，有许多项目正在建设中，且有大型天然气电厂即将投入使用；Riplinger和SunHills项目的审批可能会延迟；公司发展管道还包括美国和澳大利亚的项目，可调整增长重点；从长期来看，预计变化不大 [71][73][74] 问题: 公司增长目标在阿尔伯塔省项目延迟、供应链和成本限制下如何推进？ - 公司认为收购TransAlta Renewables是一次重要的发电资产收购，但在推进增量项目时将保持高度纪律性，在充分降低风险并对合同条款满意后才会开展项目；公司会根据项目的风险特征评估项目，不同项目的回报预期不同 [76][77][78] 问题: 阿尔伯塔省的雪情和其他地区的干旱情况是否只是区域差异，如何看待Q2资源预测疲软以及对项目承保的影响？ - 今年Q2出现早期融雪和大量降水，导致Q2水电产量增加，但影响了辅助服务销售；如果Q3水量减少，公司有机会在辅助服务市场提供更多服务；公司对长期水文情况有信心，对水电设施的长期平均产量没有担忧 [82] 问题: 高级阶段项目的回报如何，Pinnacle 1和2项目与其他高级阶段项目的回报对比如何？ - 由于通胀和利率上升，公司对标准全合约风电设施的回报预期有所提高；Pinnacle 1和2等项目的回报预期比合约可再生能源项目高出数百个基点，远高于10% [88][89]

公司战略与目标 - 公司计划以36亿美元资本投资实现2GW增量清洁电力容量，预计带来年均3.65亿美元增量EBITDA[4] - 公司预计到2026年将碳排放量从2015年水平降低75%[4] - 2023年清洁电力增长计划优先事项包括对加拿大、美国和澳大利亚500兆瓦额外清洁能源项目做出最终投资决策，并向项目储备库增加至少1500兆瓦新开发地点[185] - 预计到2025年底，公司可再生能源调整后EBITDA占比将增至70%，长期脱碳目标是到2045年实现净零排放[186] - 公司目标到2025年底交付2GW可再生能源容量，预计资本投资36亿美元，目前678兆瓦可再生能源容量及输电建设项目正在进行中，另有418兆瓦高级阶段项目正推进最终投资决策[187] - 公司拟收购TransAlta Renewables剩余普通股，交易将增加1187兆瓦发电容量并提高合同电量比例[188] - 公司增量年度EBITDA目标为3.15亿美元，累计进展约1.51亿美元[189] - 公司目标到2025年将开发项目储备库扩大到5GW，2023年第二季度收购了160兆瓦水电抽水蓄能和300兆瓦风电开发机会[190] - 公司承诺未来四年向能源影响伙伴前沿基金投资2500万美元，截至2023年6月30日已投资1400万美元[193] 市场价格预测 - 2023年阿尔伯塔省现货电价预计为150 - 170加元/MWh，中哥伦比亚地区为90 - 100美元/MWh，AECO天然气价格为2.50加元/GJ[5] - 2023年阿尔伯塔省现货电价假设更新为150 - 170美元/MWh，原假设为105 - 135美元/MWh；Mid - C现货电价假设更新为90 - 100美元/MWh，原假设为75 - 85美元/MWh；AECO天然气价格假设更新为2.50美元/GJ，原假设为4.60美元/GJ[171] 资本与利润预期 - 2023年维持性资本预计为1.4 - 1.7亿美元，能源营销毛利润预计为1.3 - 1.5亿美元[5] - 2023年上半年公司维持性资本支出为64，预计全年为1.4 - 1.7亿美元，较2022年同期的三、六个月分别高出13和16[177] - 2023年能源营销毛利率预期为1.3 - 1.5亿美元，原预期为0.9 - 1.1亿美元[172] 装机容量与设施情况 - 截至2023年6月30日，公司综合总装机容量为3430MW，设施数量为37个[9] - 阿尔伯塔省装机容量为1484MW，设施数量为19个，加权平均合同期限为2年[9] - 加拿大（除阿尔伯塔省）装机容量为1219MW，设施数量为10个，加权平均合同期限为10年[9] - 美国装机容量为450MW，设施数量为6个，加权平均合同期限为6年[9] - 澳大利亚装机容量为6583MW，设施数量为72个，加权平均合同期限为15年[9] - 公司整体加权平均合同期限为5年[9] - 约52%的总装机容量位于阿尔伯塔省[79] 运营指标变化（整体） - 2023年3月和6月调整后可用率分别为84.6%和88.2%，2022年同期为87.3%和88.2%[13][18] - 2023年3月和6月产量分别为4596GWh和10568GWh，2022年同期为4461GWh和9820GWh[13][19] - 2023年3月和6月收入分别增加1.67亿加元和5.21亿加元[13][20] - 2023年3月燃料和购电成本减少4300万加元，6月增加4400万加元[13][21] - 2023年3月和6月碳合规成本分别增加1600万加元和2900万加元[13][22] - 2023年3月和6月调整后EBITDA分别增加1.08亿加元和3.52亿加元[13][24] - 2023年3月和6月经营活动现金流分别增加1.4亿加元和1.51亿加元[13][26] - 2023年第二季度公司总发电量4596GWh，上年同期为4461GWh；上半年总发电量10568GWh，上年同期为9820GWh[43] - 2023年第二季度公司调整后EBITDA为3.87亿美元，上年同期为2.79亿美元；上半年调整后EBITDA为8.9亿美元，上年同期为5.38亿美元[43] - 截至2023年6月30日的三个月和六个月，公司阿尔伯塔省电力组合分别发电2525吉瓦时和5680吉瓦时，较2022年同期分别减少157吉瓦时和增加422吉瓦时[82] - 截至2023年6月30日的三个月和六个月，毛利润分别为3.02亿美元和6.51亿美元，较2022年同期分别增加1.34亿美元和3.19亿美元[84] - 截至2023年6月30日的三个月和六个月，每兆瓦时已实现的商业电力价格较2022年同期分别增加70美元和68美元[86] - 截至2023年6月30日的三个月和六个月，每兆瓦时的燃料和购电成本较2022年同期分别减少26美元和12美元[87] - 截至2023年6月30日的三个月和六个月，每兆瓦时的碳合规成本较2022年同期均增加7美元，因碳合规价格从2022年的每吨50美元涨至2023年的65美元[88] - 2023年Q2公司收入为6.25亿美元，2022年Q2为4.58亿美元；2023年Q2归属于普通股股东的净利润为6200万美元，2022年Q2净亏损8000万美元[89] - 2023年Q2公司总营收1724，调整后为1713，2022年同期总营收1200，调整后为1250[147][148] - 2023年Q2公司调整后EBITDA为890，2022年同期为538[147][148] - 2023年Q2公司息税前收益为462，2022年同期为220[147][148] - 2023年Q2公司燃料和购电成本为513，调整后为511，2022年同期成本为469，调整后为467[147][148] - 2023年Q2公司碳合规成本为57，2022年同期为28[147][148] - 2023年Q2公司总毛利为1145，2022年同期为755[147][148] - 2023年Q2公司折旧和摊销为349，2022年同期为232[147][148] - 2023年Q2公司净利息支出为115，2022年同期为129[147][148] - 2023年Q2公司外汇损失为5，2022年同期外汇收益为11[147][148] - 2023年Q2公司资产出售及其他收益为5，2022年同期为2[147][148] - 3个月和6个月运营现金流分别为11和473，2022年同期为 - 129和322[149] - 3个月和6个月FFO分别为391和765，2022年同期为220和399；FCF分别为278和541，2022年同期为145和253[149] - 3个月和6个月调整后EBITDA分别为387和890，2022年同期为279和538[150] - 截至6月30日，3个月和6个月实际发电量分别为4596GWh和10568GWh，2022年同期为4461GWh和9820GWh[152][153] - 6月30日和12月31日调整后净债务分别为3652和3525，调整后EBITDA分别为1986和1634，调整后净债务与调整后EBITDA比率分别为1.8倍和2.2倍[155] - 公司调整后净债务与调整后EBITDA目标为3.0 - 3.5倍，6月30日比率低于12月31日[157] - 3个月和6个月去合并调整后EBITDA分别为295和693，2022年同期为175和329[160] - 3个月和6个月FFO每股分别为1.48和2.88，2022年同期为0.81和1.47；FCF每股分别为1.05和2.03，2022年同期为0.54和0.93[149] - 3个月和6个月税前收益分别为79和462，2022年同期为 - 22和220[152][153] - 3个月和6个月TransAlta Renewables调整前发电量分别为1772GWh和3795GWh，2022年同期为1965GWh和4210GWh[152][153] - 2023年第二季度，公司拆分后运营资金前的运营现金流为419，FFO为391，拆分后FFO为303；2022年同期分别为131、220、159[161] - 2023年上半年，公司拆分后运营资金前的运营现金流为839，FFO为765，拆分后FFO为566；2022年同期分别为298、399、242[162] - 截至2023年6月30日，拆分后净债务为2202，拆分后调整EBITDA为1517，拆分后净债务与拆分后调整EBITDA比率为1.5倍；2022年12月31日分别为2135、1153、1.9倍[164] 业务线运营指标变化（水电业务） - 2023年上半年水电业务调整后EBITDA为2.53亿美元，上年同期为1.49亿美元，主要因阿尔伯塔市场能源和辅助服务价格上涨及产量增加[46][51] - 2023年上半年水电业务产量较上年同期增加17GWh，风电和太阳能业务产量较上年同期减少285GWh[48][57] - 2023年上半年水电业务辅助服务量较上年同期减少314GWh，公司将部分辅助服务量转移至天然气业务[49][50] - 2023年上半年水电业务维持性资本支出较上年同期增加200万美元，风电和太阳能业务维持性资本支出与上年同期持平[53][59] 业务线运营指标变化（风电和太阳能业务） - 2023年上半年风电和太阳能业务调整后EBITDA为1.38亿美元，上年同期为1.77亿美元，主要因风力资源减少导致产量降低等因素[54][58] - 2023年上半年水电业务产量较上年同期增加17GWh，风电和太阳能业务产量较上年同期减少285GWh[48][57] - 2023年上半年水电业务维持性资本支出较上年同期增加200万美元，风电和太阳能业务维持性资本支出与上年同期持平[53][59] 业务线运营指标变化（天然气业务） - 2023年3月和6月截止的三个月和六个月，天然气业务可用性分别下降8.1%和2.8%[61] - 2023年3月和6月截止的三个月和六个月，天然气业务产量分别减少51GWh和增加456GWh[62] - 2023年3月和6月截止的三个月和六个月，天然气业务调整后EBITDA分别增加1.01亿美元和2.36亿美元[63] 业务线运营指标变化（能源转型业务） - 2023年3月和6月截止的三个月和六个月，能源转型业务调整后可用性增加[67] - 2023年3月和6月截止的三个月和六个月，能源转型业务产量分别增加316GWh和560GWh[68] - 2023年3月和6月截止的三个月和六个月，能源转型业务调整后EBITDA分别增加200万美元和5100万美元[69] 业务线运营指标变化（能源营销业务） - 2023年3月和6月截止的三个月和六个月，能源营销业务调整后EBITDA分别减少700万美元和增加1500万美元[72] 业务线运营指标变化（公司整体业务） - 2023年3月和6月截止的三个月和六个月，公司业务调整后EBITDA分别减少900万美元和1500万美元[74] 阿尔伯塔省市场情况 - 2023年第二季度阿尔伯塔省电力价格高于2022年同期，需求较2022年同期下降约0.6%[80] - 2023年平均池价格从2022年的每兆瓦时122美元涨至160美元[81] 财务状况 - 截至2023年6月30日，公司现金及现金等价物为9.52亿美元，较2022年12月31日减少1.82亿美元[91] - 截至2023年6月30日，公司应付账款及应计负债为6.61亿美元，较2022年12月31日减少6.85亿美元[91] - 截至2023年6月30日，归属于股东的权益为14.75亿美元，较2022年12月31日增加3.65亿美元[91] - 截至2023年6月30日，流动资产从2022年12月31日的37.14亿美元降至25.77亿美元，减少了11.37亿美元；流动负债从28.88亿美元降至15.50亿美元，减少了13.38亿美元[92][93] - 截至2023年6月30日，营运资金为10.27亿美元，较2022年12月31日的8.26亿美元有所增加，主要因应付账款减少6.85亿美元和风险管理负债减少5.02亿美元[94] - 截至2023年6月30日，非流动资产为70.05亿美元，较2022年12月31日的70.27亿美元减少2200万美元；非流动负债为57.59亿美元，较2022年12月31日的58.64亿美元减少1.05亿美元[95][96] - 截至2023年6月30日，总

财务数据和关键指标变化 - 2023年第一季度调整后息税折旧及摊销前利润（EBITDA）为5.03亿加元，较2022年第一季度增长94%；自由现金流为2.63亿加元，即每股0.98加元，较2022年第一季度每股增长145%，两项指标均超季度预期 [9] - 上调2023年调整后EBITDA财务指引约2.5亿加元，预计达到14.5 - 15.5亿加元，中点较之前指引增长19%；预计自由现金流在6.5 - 7.5亿加元，中点较之前指引增长15%；能源营销毛利率预计在1.3 - 1.5亿加元，中点较之前指引增长40% [27][28] 各条业务线数据和关键指标变化 天然气业务 - 第一季度调整后EBITDA为2.4亿加元，较去年增长129%，受益于阿尔伯塔省产量和价格上升、天然气价格下降以及煤炭业务成本降低 [36] - 阿尔伯塔省天然气船队产量较去年同期增长40%，产能利用率提高，与较低的天然气价格共同推动投资组合毛利率上升 [11][12] 水电业务 - 第一季度调整后EBITDA为1.06亿加元，较2022年同期增长74%，虽因计划外停电和结冰导致产量下降，但能源销售和辅助服务的现货及对冲价格上涨，以及环境信用收入增加，抵消了产量下降的影响 [37] 风能和太阳能业务 - 第一季度表现与去年同期相似，虽新增资产，但因风力资源较弱和部分站点可用性降低，产量有所下降，不过实现价格和环境属性收入的增加抵消了产量下降的影响 [38] 能源营销业务 - 第一季度实现毛利润5300万加元，调整后EBITDA为3900万加元，较2022年同期增长129%，超过目标预期 [39] 能源转型业务 - 第一季度Centralia设施调整后EBITDA较2022年同期增加4900万加元，受益于Mid - C地区价格上升、供应紧张导致产量增加以及可用性提高 [40] 企业成本 - 企业成本增加600万加元，主要由于去年实现的保险赔偿以及战略和增长计划支出增加，同时劳动力成本受通胀压力影响上升 [41] TransAlta Renewables - 第一季度调整后EBITDA为1.28亿加元，较2022年同期减少1100万加元，主要由于风力资源减少、环境信用销售时间、部分站点可用性降低以及保险成本和长期服务协议费用增加 [44] 各个市场数据和关键指标变化 阿尔伯塔市场 - 第一季度现货价格为每兆瓦时142加元，高于去年的90加元，公司阿尔伯塔船队实现了更高的电力销售价格 [32] - 水电船队实现能源价格为每兆瓦时168加元，较平均现货价格溢价18%，通过套期保值实现综合价格为每兆瓦时258加元 [33] - 天然气船队实现商业价格为每兆瓦时156加元，较平均现货价格溢价10%，包括套期保值后平均电力价格为每兆瓦时136加元，较2022年第一季度增长62% [34] - 风电船队实现平均价格为每兆瓦时89加元，较去年同期增长53% [34] - 预计2023年剩余时间内，阿尔伯塔省电力价格将比初始指引高出每兆瓦时15加元，达到每兆瓦时125 - 145加元 [27] 太平洋西北地区 - 电力价格持续强劲，Mid - C地区价格高于年初预期，导致阿尔伯塔省电力出口需求增加 [26][81] 公司战略和发展方向和行业竞争 公司战略和发展方向 - 2023年主要目标是为关注可持续增长和脱碳的客户提供清洁能源解决方案，成为其首选供应商 [47] - 2023年重点目标包括对加拿大、美国和澳大利亚总计500兆瓦的清洁能源项目做出最终投资决策，实现7500 - 1亿加元的增量EBITDA；完成多个项目的商业运营日期（COD）；将开发管道扩大1500兆瓦；完成Kent Hills风电场修复；推进新技术路线图；提高阿尔伯塔能源投资组合的长期合同比例；为增长项目提供永久融资；实现调整后EBITDA和自由现金流在提高后的指引范围内；推进ESG目标 [48] 行业竞争 - 行业面临项目审批时间延长、供应链成本上升（如钢铁成本增加）、劳动力可用性不稳定以及购电协议（PPA）价格与成本存在差距等挑战 [71][72][73] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司第一季度业绩出色，受益于阿尔伯塔和Mid - C地区持续强劲的电力价格、船队的强劲运营表现以及资产优化和套期保值策略的成功实施 [9][10] - 对2023年剩余时间的市场预期改善，上调了财务指引，显示出对未来业绩的信心 [27] - 认为在实现净零排放电网的过程中，阿尔伯塔省面临技术挑战和成本挑战，需要政府支持和技术进步 [170][171][173] 其他重要信息 - 第一季度发展团队新增286兆瓦可再生能源增长项目，Kent Hills风电场修复进展顺利，已开始调试活动 [14] - 第一季度通过回购320万股股票向股东返还3600万加元资本，4月继续回购，额外返还2900万加元资本，计划在当前正常发行人投标（NCIB）计划到期前与多伦多证券交易所（TSX）续签该计划 [15][16] - 截至目前，公司已在加拿大、美国和澳大利亚确保800兆瓦的增长项目，占2025年2吉瓦目标的40%；目前有678兆瓦的项目处于建设阶段，预计2023年底前上线，这些项目全面投产后将贡献约1.49亿加元的合同EBITDA，约占五年增量年度EBITDA目标3.15亿加元的47% [17] - 多个项目进展顺利，如阿尔伯塔省130兆瓦的Garden Plain风电场即将完工，预计本月完成调试并实现COD，每年将贡献1500万加元的合同EBITDA；Northern Goldfields项目预计第二季度末实现商业运营，将带来约900万加元的调整后EBITDA；俄克拉荷马州的两个风电场预计年底完工，每年将贡献超过1亿加元的调整后EBITDA；Mount Keith 132kV扩建项目按计划进行，预计2023年下半年完成，每年将贡献约600万加元的调整后EBITDA [18][19][20][21] - 公司目标是今年通过绿地项目和潜在并购活动对500兆瓦的增长项目做出投资决策，目前开发管道中有374兆瓦的高级阶段发电和输电项目正在推进，代表约6亿加元的额外增长资本 [22] - 第一季度收购了320兆瓦Tent Mountain抽水蓄能项目50%的权益，为阿尔伯塔市场提供15小时的长时零排放储能能力 [25] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：更新后的指引中，阿尔伯塔省现货价格和EBITDA大幅上涨，是否意味着公司在价格强劲时捕捉利润的能力存在不对称性？ - 公司认为确实存在向上的不对称性，市场价格的提升以及船队在市场条件允许时的灵活性，使得公司能够在第一季度实现这种不对称的利润增长，并且公司在过去几个月进行了约6500万加元的股票回购 [55][56][57] 问题2：如何平衡加强资产负债表、投资新项目和向股东返还现金的资本分配优先级？ - 公司有资本分配框架，40% - 50%的非合并资金流（FFO）用于增长资本、债务偿还和股票回购。目前资产负债表强劲，主要通过股票回购和为增长做好准备来分配资本 [61][62] 问题3：公司通常不对冲水电资产，但本季度从中受益，能否说明更广泛的对冲策略和锁定上行空间的方法？ - 公司通常让水电资产比天然气船队更开放，但本季度出于机会主义考虑进行了对冲。当时12月后的第一季度远期曲线因寒冷冬季和价格波动而高于250加元，团队认为部分价格已充分体现价值，决定锁定部分风险，事实证明这是明智的决策 [66][67][68] 问题4：在当前发展环境下，实现今年500兆瓦增长目标面临哪些挑战？ - 公司在推进高级阶段项目时会保持高度纪律性，确保项目定价和成本合理。行业面临审批时间延长、供应链成本上升（如钢铁成本增加）、劳动力可用性不稳定以及购电协议（PPA）价格与成本存在差距等挑战 [70][71][73] 问题5：RNW在澳大利亚的高级阶段项目中扮演什么角色，是否更关注近期增长以缓解现金税逆风？ - 目前推进的太阳能项目将有助于缓解现金税逆风，RNW预计会行使澳大利亚的优先购买权（ROFO）项目，但公司也在加拿大寻找更多选择以推迟税收期限 [75] 问题6：第一季度阿尔伯塔省天然气产量增加，是归因于向Mid - C地区的出口销售吗？更新后的计划中是否考虑了未来几个季度的出口增长？ - 是的，Mid - C地区价格高于年初预期，且阿尔伯塔省独立系统运营商（ISO）限制了进口容量，导致电力出口需求增加。预计这种进口减少和Mid - C地区高价格的情况将持续到今年甚至2024年 [81][82] 问题7：Tent Mountain项目是否包含在2023年500兆瓦最终投资决策（FID）目标中？目前讨论该项目的目标回报和资本是否过早？近期联邦预算是否增加了对该项目融资的信心？ - 该项目仍处于早期阶段，预计2026年或更晚实现。联邦政府在税收抵免和财政支持方面的政策总体上对项目推进有利，但目前还无法确定具体细节 [86][87] 问题8：第一季度公司从低天然气价格中受益，未来天然气采购策略是否会改变？是否有兴趣收购天然气田？ - 公司超过90%的预计天然气消耗已在2023年以较低价格锁定，2024年情况类似。公司不考虑收购天然气田，对确保天然气供应的能力有信心 [91] 问题9：可再生能源资本支出与签订合同之间存在差距，这主要是美国的情况吗？预算支持措施如何影响这一思路？公司对今年500兆瓦目标是否仍有信心？ - 公司设定的目标是具有挑战性的，对高级阶段项目管道有信心，团队正在积极推进。市场动态存在风险，项目开发需要谨慎和纪律性。以美国为例，PPA价格在过去一年上涨约10%。公司对天然气价格有预期，认为最好的策略是在金融市场或与交易对手进行套期保值，而不是整合上游供应链 [95][96][98] 问题10：公司将在未来几周续签NCIB，是否会提高回购规模？ - 公司将在本月底前续签NCIB，通常会申请规则允许的最大回购额度，预计约占总流通股的5%以上 [103][104] 问题11：公司提到并购是潜在的增长来源，目前对并购交易的兴趣如何？如何看待当前的机会和估值？ - 公司团队积极参与并购活动，关注两类机会：一是能够增加价值的现有运营资产；二是开发商平台和开发商。公司会谨慎对待价格，确保交易符合预期回报 [105][106][107] 问题12：在向更多合同可再生能源转型的过程中，天然气或热力资产在并购中的定位如何？ - 公司优先考虑合同可再生能源项目，但如果有合适的天然气项目，如具有合同保障、与现有船队匹配、能够优化运营且符合公司排放目标，也会考虑 [108] 问题13：鉴于太平洋西北地区的价格动态和供应紧张，如何看待Centralia站点的机会和价值提取？ - 公司正在探讨多种可能性，如太阳能、电池安装、风能等，也在与FFI合作研究氢能前景。但由于天然气供应和管道容量限制，不太可能继续采用热力发电。预计短期内不会有实质性进展，主要关注2025 - 2026年 [109][110][112] 问题14：公司在实现2025年增长目标时是否会引入长期合作伙伴？合作伙伴除了资本还应带来什么？ - 公司目前不认为自己存在资本约束，但会不时讨论引入合作伙伴。合作伙伴应带来能够扩大业务规模、提供公司缺乏的能力或专注于公司较弱的地理区域的优势。此外，在大型资本项目中，引入合作伙伴还可以分散风险 [117][118][120] 问题15：清洁电力法规（CR）对阿尔伯塔省天然气船队有何影响？ - 公司需等待法规最终细节公布，团队积极参与相关过程。目前来看，法规的时间框架与公司煤改气机组的使用寿命相匹配，预计不会对运营产生重大影响。公司希望法规能提供更多关于热电联产（cogen）的明确信息，预计法规最迟在第三季度公布 [121][125][127] 问题16：如果加拿大和美国有经济情况相同的项目，公司会如何分配资本？除政府激励措施外，还有哪些因素会影响资本分配？ - 两国政府的财政激励措施都很有力，但美国存在输电问题。公司更关注项目购电协议（PPA）后的商业运营期，会评估市场的后端确定性和合同期内部收益率（IRR）。此外，公司在当地的业务规模、对当地的了解程度、影响监管结果的能力、客户关系以及交易团队的专业知识等因素也会影响资本分配 [132][133][134] 问题17：公司在互联队列（interconnection Qs）中的定位如何，特别是在美国？ - 目前公司的高级阶段项目更多集中在加拿大和澳大利亚，美国项目进展相对较慢。互联时间在美国成为越来越重要的考虑因素，一些项目从规划到实现的时间超过五年且仍在延长。《降低通胀法案》（IRA）刺激了需求，但在输电方面存在不足 [137][138] 问题18：如何加速有机增长项目的开发？是否会通过并购来填补兆瓦目标？ - 项目有其自身的发展周期，公司专注于项目准备就绪时推进。目前公司有开发管道项目可加速以实现500兆瓦目标。公司会在并购方面保持机会主义，但会谨慎对待，确保符合公司和股东的利益。如果没有合适的收购机会，不会为了达到目标而进行并购 [143][144][145] 问题19：在项目进展不顺利的情况下，是否会增加股票回购资本分配？是否有股票回购的最大额度？ - 公司没有设定年度股票回购的固定额度，股票回购是资本分配的重要因素。公司会综合考虑资产负债表状况、股东回报、股价等因素。目前公司现金充裕，有能力抓住机会。如果股价下跌，公司会积极回购股票 [148][152][153] 问题20：碳税上调至65加元，公司的碳抵消策略、信用库存情况、采购策略以及对阿尔伯塔省CTG机组利用率的影响如何？ - 公司碳信用库存充足，能够应对未来几年的碳排放风险。目前主要讨论的是何时以及如何变现这些信用。公司每年产生约75万个可再生能源证书（RECs），会根据市场情况适时变现。预计在本十年后期，碳价格和RECs价值可能会出现脱钩 [158][162][163] 问题21：公司是否考虑整合阿尔伯塔省的CTG机组并剥离高现金流的商业热力资产以实现股东价值？ - 公司阿尔伯塔优化团队是公司的优势之一，不排除扩大资产组合的可能性，无论是在公司内部还是通过剥离。公司正在推进一些项目，如商业调峰低资本成本机组项目 [165][166] 问题22：实现阿尔伯塔省到2035年净零电网面临哪些挑战和成本？ - 目前无法确定实现净零电网的具体成本，但接近净零目标时成本会呈指数级增长。阿尔伯塔省在脱碳方面已取得显著进展，但实现最终目标在技术和成本上都具有挑战性。公司认为在追求脱碳的同时，还需确保能源的可负担性和系统的可靠性 [170][171][173] 问题23：到2035年实现净零目标存在哪些关键不确定性和未知因素？ - 包括可再生能源的引入规模、输电和配送基础设施需求、交通和石油行业电气化的成本和可行性、碳捕获和储存（CCSP）的有效性、技术进步（如氢能和储能技术）等方面的不确定性 [178][179][180]

公司发展规划 - 公司清洁电力增长计划目标为新增2GW可再生能源装机容量，预计资本投资36亿美元，带来年均3.15亿美元增量EBITDA[4] - 公司计划到2026年将碳排放从2015年水平降低75%[4] - 公司计划在2023年推进374MW高级阶段项目达成最终投资决策[4] - 2023年公司清洁电力增长计划的优先事项包括对500兆瓦的清洁能源项目做出最终投资决定，并向项目管道中增加至少1500兆瓦的新开发场地[167] - 公司计划到2025年底使可再生能源调整后EBITDA占比达到70%[168] - 公司正在建设678兆瓦的可再生能源项目，预计2023年晚些时候投入商业运营，累计实现增量EBITDA目标约1.49亿美元[169][170] - 公司承诺未来四年向能源影响伙伴前沿基金投资2500万美元，2022年已投资1000万美元（800万美元）[175] 市场价格预测 - 2023年公司预计阿尔伯塔省现货电价为125 - 145加元/MWh，中哥伦比亚地区为90 - 100美元/MWh，AECO天然气价格为2.5加元/GJ[5] - 2023年艾伯塔省现货电价假设更新为125 - 145美元/MWh，原假设为105 - 135美元/MWh；Mid - C现货电价假设更新为90 - 100美元/MWh，原假设为75 - 85美元/MWh；AECO天然气价格假设更新为2.50美元/GJ，原假设为4.60美元/GJ[151] - 2023年安大略省电价预计低于2022年，艾伯塔省和太平洋西北地区电价预计上涨[156] 资本支出与利润预期 - 2023年公司维持性资本支出预计为1.4 - 1.7亿美元，能源营销毛利润预计为1.3 - 1.5亿美元[5] - 2023年能源营销毛利率预期为1.3 - 1.5亿美元，原预期为0.9 - 1.1亿美元[152] - 截至2023年3月31日的三个月，公司维持性资本支出为2000万美元，较2022年同期增加300万美元，2023年预计支出为1.4 - 1.7亿美元[158] 装机容量与合同期限 - 截至2023年3月31日，公司综合装机容量为3430MW，其中水电834MW、风电和太阳能636MW、天然气1960MW[9] - 截至2023年3月31日，公司在阿尔伯塔省装机容量为1484MW，加权平均合同期限为2年[9] - 截至2023年3月31日，公司在加拿大（除阿尔伯塔省）装机容量为1219MW，加权平均合同期限为10年[9] - 截至2023年3月31日，公司在美国装机容量为450MW，加权平均合同期限为6年[9] - 截至2023年3月31日，公司在澳大利亚装机容量为6583MW，加权平均合同期限为16年[9] - 公司约52%的总装机容量位于阿尔伯塔省[65] 财务指标季度对比 - 2023年3月31日止三个月调整后可用率为92.0%，2022年同期为89.1%[13][17] - 2023年3月31日止三个月产量为5972GWh，2022年同期为5359GWh[13][18] - 2023年3月31日止三个月收入为10.89亿加元，较2022年同期增加3.54亿加元[13][19] - 2023年3月31日止三个月调整后EBITDA为5.03亿加元，较2022年同期增加2.44亿加元[13][23] - 2023年3月31日止三个月归属普通股股东的净利润为2.94亿加元，2022年同期为1.86亿加元[13][25] - 2023年3月31日止三个月经营活动现金流为4.62亿加元，较2022年同期增加0.11亿加元[13][26] - 2023年3月31日止三个月自由现金流为2.63亿加元，较2022年同期增加1.55亿加元[13][27] - 2023年第一季度水电总能源产量为306GWh，较2022年同期减少66GWh；调整后EBITDA为1.06亿美元，较2022年同期增加4500万美元[38][40][42] - 2023年第一季度风电和太阳能总发电量为1197GWh，较2022年同期减少72GWh；调整后EBITDA为8800万美元，较2022年同期减少100万美元[44][46][47] - 2023年第一季度天然气总发电量为3172GWh，较2022年同期增加507GWh；调整后EBITDA为2.4亿美元，较2022年同期增加1.35亿美元[48][50][51] - 2023年第一季度能源转型业务总产量为1297GWh，较2022年同期增加244GWh；调整后EBITDA为5400万美元，较2022年同期增加4900万美元[53][55][56] - 2023年第一季度能源营销业务调整后EBITDA为3900万美元，较2022年同期增加2200万美元[57][58] - 2023年第一季度企业业务调整后EBITDA为 - 2400万美元，较2022年同期减少600万美元[59][60] - 2023年第一季度水电可用性为94.1%，较2022年同期下降2.6个百分点[38] - 2023年第一季度风电和太阳能可用性为82.9%，较2022年同期上升4.2个百分点[44] - 2023年第一季度天然气可用性为96.4%，较2022年同期上升2.6个百分点[48][49] - 2023年第一季度能源转型业务调整后可用性为94.5%，较2022年同期上升6个百分点[53][54] - 2023年第一季度调整后EBITDA为5.03亿美元，2022年同期为2.59亿美元[62] - 2023年第一季度税前收益为3.83亿美元，2022年同期为2.42亿美元[62] - 2023年第一季度阿尔伯塔省电力需求同比增长约0.2%[66] - 阿尔伯塔省平均电价从2022年的90美元/MWh涨至2023年的142美元/MWh[67] - 2023年第一季度阿尔伯塔省电力组合发电量为3154GWh，较2022年同期增加578GWh[68] - 2023年第一季度毛利润为3.49亿美元，较2022年同期增加1.85亿美元[69] - 2023年第一季度每MWh已实现的商业电价较2022年同期增加49美元[71] - 2023年第一季度每MWh燃料和购电成本较2022年同期减少8美元[72] - 2023年第一季度每MWh碳合规成本较2022年同期增加3美元[73] - 2023年第一季度净利息支出为5900万美元，低于2022年同期的6700万美元，主要因较高的资本化利息和利息收入，部分被信贷额度借款利息等抵消[90] - 2023年第一季度总权益增加2.44亿美元，归因于2.94亿美元的净收益和6900万美元的现金流套期衍生工具收益，部分被向非控股股东分配等项目抵消[83] - 2023年第一季度，归属于非控股股东的净收益较2022年同期增加2000万美元，其中TA Cogen增加1600万美元，TransAlta Renewables增加400万美元[95][96] - 2023年第一季度末现金及现金等价物为12.47亿美元，较2022年同期的12.21亿美元增加2600万美元，期初为11.34亿美元，较2022年同期的9.47亿美元增加1.87亿美元[103] - 2023年第一季度经营活动现金流量为4.62亿美元，较2022年同期增加1100万美元；投资活动现金流量为 - 1.82亿美元，较2022年同期减少1.1亿美元；融资活动现金流量为 - 1.65亿美元，较2022年同期减少5900万美元[103] - 2023年3月31日止季度，公司调整后EBITDA为503，2022年同期为259[130][131][133] - 2023年3月31日止季度，公司FFO为374，2022年同期为179[132][133] - 2023年3月31日止季度，公司FCF为263，2022年同期为108[132][133] - 2023年3月31日止季度，公司FFO每股为1.40，2022年同期为0.66[132] - 2023年3月31日止季度，公司FCF每股为0.98，2022年同期为0.40[132] - 2023年3月31日止季度，公司经营活动现金流为462，2022年同期为451[132] - 2023年3月31日止季度，公司加权平均流通普通股数量为268，2022年同期为271[132] - 截至3月31日，公司综合发电量2023年为5972GWh，2022年为5359GWh；调整后EBITDA 2023年为5.03亿美元，2022年为2.59亿美元；税前利润2023年为3.83亿美元，2022年为2.42亿美元[136] - 3月31日，拆分后调整后EBITDA 2023年为3.98亿美元，2022年为1.54亿美元[143] - 3月31日，拆分后FFO 2023年为2.63亿美元，2022年为0.83亿美元[144] 资产负债情况 - 截至2023年3月31日，总资产为98.57亿加元，总合并净债务为27.22亿加元[13] - 截至2023年3月31日，公司总资产为98.57亿美元，较2022年12月31日的107.41亿美元减少8.84亿美元；总负债为76.24亿美元，较2022年12月31日的87.52亿美元减少11.28亿美元；总权益为22.33亿美元，较2022年12月31日的19.89亿美元增加2.44亿美元[76] - 2023年3月31日，流动资产为27.64亿美元，较2022年12月31日的37.14亿美元减少9.5亿美元；流动负债为18.31亿美元，较2022年12月31日的28.88亿美元减少10.57亿美元[76][77][78] - 非流动资产从2022年12月31日的70.27亿美元增加6600万美元至2023年3月31日的70.93亿美元，主要因物业、厂房及设备增加2.84亿美元；非流动负债从2022年12月31日的58.64亿美元减少7100万美元至2023年3月31日的57.93亿美元[81][82] - 截至2023年3月31日，公司净高级无抵押债务为5.45亿美元，占比10%；总净债务为27.22亿美元，占比51%；总资本为53.55亿美元[85] - 2023 - 2025年，公司有8.08亿美元债务到期，其中包括4亿美元与定期贷款安排相关的有追索权债务[86] - 截至2023年3月31日，公司承诺信贷额度总计25.9亿美元，已使用5.69亿美元，现金提款4.48亿美元，可用额度15.73亿美元；非承诺信贷额度总计4亿美元，已使用2.03亿美元，可用额度1.97亿美元[87] - 2023年第一季度，除肯特山风力发电有限责任公司和TAPC控股有限责任公司外，其他非追索权债券实体均满足债务偿付覆盖率；截至2023年3月31日，6700万美元现金受财务限制[89] - 截至2023年3月31日，公司为净负债头寸的衍生工具提供1.18亿美元现金抵押品（2022年12月31日为3.04亿美元）；持有净资产头寸衍生工具相关的4200万美元现金抵押品（2022年12月31日为2.6亿美元）[77][79] - 3月31日和12月31日，调整后净债务分别为33.94亿美元和35.25亿美元，调整后EBITDA分别为18.78亿美元和16.34亿美元，调整后净债务与调整后EBITDA比率分别为1.8倍和2.2倍[138] - 公司调整后净债务与调整后EBITDA目标为3.0 - 3.5倍，3月31日该比率优于目标下限且较12月31日改善[140] - 3月31日和12月31日，拆分后净债务分别为19.91亿美元和21.35亿美元，拆分后调整后EBITDA分别为13.98亿美元和11.53亿美元，拆分后净债务与拆分后调整后EBITDA比率分别为1.4倍和1.9倍[146] - 公司拆分后净债务与拆分后调整后EBITDA目标为2.5 - 3.0倍，3月31日该比率较12月31日改善[147] 股权与股份情况 - 截至2023年5月4日、3月31日和2022年12月31日，普通股发行及流通数量分别为2.631亿股、2.66亿股和2.681亿股，优先股发行及流通数量均为3900万股[91] - 截至2023年3月31日，公司持有TransAlta Renewables Inc. 60.1%的股份，与2022年3月31日持平[92] - 公司持有TransAlta Cogeneration, LP 50.01%的股份，与2022年3月31日持平[93] 其他业务事项 - 2023年3月27日公司签订自动股票购买计划，可在2022年5月31日至2023年5月30

项目进展 - 多个项目处于建设中，包括加拿大的Willow Creek 1和2、美国的Big Timber和Trapper Valley、澳大利亚的Northern Goldfields Solar等[2] - 目前在阿尔伯塔省和西澳大利亚有374兆瓦项目处于高级阶段开发，开发管道扩张有望实现2025年目标[13] 财务目标 - 2023年调整后EBITDA目标为12 - 13.2亿美元，自由现金流目标为5.6 - 6.6亿美元[3,20,21,51] - 2022年总调整后EBITDA为16.34亿美元，较2021年的12.86亿美元有所增长[31] 能源结构与排放 - 54%的发电EBITDA来自可再生能源，目标到2025年底70%的EBITDA来自可再生和储能资产[27] - 自2015年以来二氧化碳排放量减少75%，目标到2026年将排放量从2015年水平加速减少至75%，2045年实现净零排放[10,51] 战略举措 - 扩大管道增加1500兆瓦，为阿尔伯塔省商船队确保长期合同[3] - 推进40%性别多样性目标，开展美国和澳大利亚的原住民文化意识培训[3] 市场表现 - 2022年阿尔伯塔省水电平均实现能源价格是现货价格的120%，辅助服务平均实现价格是现货价格的49%，能源平均实现价格是现货价格的118%[23,37]