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]

财务数据和关键指标变化 - 2022年公司实现调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）16.3亿加元，较2021年增长27%；自由现金流9.61亿加元，合每股3.55加元，较2021年每股增长64% [21] - 公司将EBITDA目标从2.5亿加元上调至3.15亿加元，预计2023年调整后EBITDA在12亿 - 13.2亿加元之间，自由现金流在5.6亿 - 6.6亿加元之间，或每股2.07 - 2.45加元 [8][9] - 2022年公司碳合规现金成本从2021年的1.78亿加元降至7800万加元，自2015年以来碳排放总量减少68%，即2200万吨 [6][23] - 2023年可分配现金预计在2.3亿 - 2.7亿加元之间，与2022年表现基本一致 [14] 各条业务线数据和关键指标变化 水电业务 - 2022年水电业务实现调整后EBITDA 1.33亿加元，约为2021年的两倍；全年实现能源价格197加元/兆瓦时，较平均现货价格溢价21% [11][50] - 自2020年购电协议（PPA）到期后，水电资产为股东带来显著收益，2021年和2022年分别产生超3亿加元和超5亿加元的EBITDA，且能源销售持续实现较现货价格约20%的溢价 [51] 天然气业务 - 第四季度天然气业务表现强劲，带动整体业绩，合并天然气船队调整后EBITDA达2.64亿加元，较去年增长两倍半 [12] - 全年天然气船队实现商户价格194加元/兆瓦时，较平均现货价格溢价20% [49] 风能和太阳能业务 - 风能和太阳能业务调整后EBITDA同比增长19%，主要得益于Windrise和北卡罗来纳州资产全年贡献的更高产量，以及阿尔伯塔省实现的更高现货价格 [30] - 第四季度该业务环比增长21% [50] 能源营销业务 - 能源营销业务全年表现出色，实现调整后EBITDA 1.83亿加元，超过历史平均贡献；第四季度实现EBITDA 6300万加元，远超目标预期 [13][50] 能源转型业务 - 能源转型业务调整后EBITDA同比减少4700万加元，主要因Keephills 1号机组和Sundance 4号机组退役，但Centralia设施表现强劲，较去年改善3000万加元，增幅41% [204] 各个市场数据和关键指标变化 - 2022年阿尔伯塔省电力市场平均池价为162加元/兆瓦时，高于2021年的102加元/兆瓦时，主要因强天气驱动的高电力需求、多家发电机计划外停机以及输电管道故障导致供应能力下降 [202] - 2023年公司预计阿尔伯塔省现货价格在105 - 135加元/兆瓦时之间，价格预期降低主要因天气正常化和新增风能、太阳能供应，但有利的天然气对冲带来的较低燃料成本将部分抵消这一影响 [183] - 年初至今阿尔伯塔省电力价格较远期曲线略疲软，主要因天气较温和，且部分大型天然气设施投产时间推迟至今年晚些时候或明年年初，这对全年电价有积极影响 [38][40] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略是向合同可再生能源发电转型，专注于可再生能源和储能项目，以实现净零排放目标，符合《巴黎协定》将全球变暖限制在1.5摄氏度的目标 [4][6] - 2023年公司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，实现多个项目的商业运营日期（COD），扩大开发管道1500兆瓦，完成Kent Hills风电场修复等 [15] - 公司认为增长是为股东创造价值的主要途径，将继续在资本分配上保持纪律，对项目进行严格风险评估，确保获得适当的风险调整回报 [37][58] - 公司考虑将TAC管道中的项目根据情况逐个资产地转让给TransAlta Renewables [43] - TransAlta Renewables 2023年及以后将主要专注于维持股息，增长机会将集中在现有资产的有机扩张，已确定超700兆瓦的扩张机会 [52] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为其多元化的船队能够有效满足客户需求，为股东创造价值，快速爬坡的水电和转换后的天然气资产可在市场需要时提供具有成本效益的可靠性 [4] - 可再生能源需求在所有运营地区保持强劲，公司看到市场增长机会，但也面临通胀和供应压力，新资产建设成本较一年前启动的项目增加近40% [7][25] - 公司对实现2025年2吉瓦的增长目标充满信心，目前已确保800兆瓦的增长项目，占目标的40%，这些项目全面投产后将贡献约1.45亿加元的合同EBITDA，占五年增量年度EBITDA目标的47% [26] 其他重要信息 - 公司运营安全表现出色，2022年全球运营无一起损失工时伤害事故，整个船队的总可记录伤害频率为0.39，为历史最佳 [178] - 公司ESG评级提升，MSCI将其从BBB级上调至A级，CDP将其从B级上调至A - 级 [179] - 2022年公司新增近2吉瓦可再生能源开发项目，朝着拥有5吉瓦项目管道的长期目标迈进 [180] - 美国《降低通胀法案》和加拿大《秋季经济声明》预计将对行业和公司产生积极影响，推动可再生能源需求增长 [182] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 通胀和电价变化对合同环境的影响，以及2025年目标的时间线和收入确认情况 - 公司表示TransAlta是主要增长载体，在资本分配上保持纪律，对项目进行严格风险评估，确保获得适当的风险调整回报；年初至今电价约119加元，当月约109 - 110加元，远期曲线在130多加元，可再生能源发电增加对全年电价有积极影响 [36][57][59] 问题2: 2023年股票回购活动水平的看法 - 公司认为当前股价下股票回购活动水平较低，但会在股价较低时积极回购，同时会确保为增长项目合理分配资本 [65][66] 问题3: R&W和TAC发展管道的划分，以及TAC资产是否会转让给R&W - R&W管道约占TAC管道的17% - 20%，现有澳大利亚业务关系自然倾向于TransAlta Renewables，项目转让将根据具体情况逐个资产进行评估 [43][67][68] 问题4: 资本分配倾向，是增加股东回报还是侧重于发展 - 公司认为增长是为股东创造价值的主要途径，目前增长项目需要大量资本投入，因此会优先考虑增长，但也会在合适时进行股票回购 [45][66] 问题5: 保险费用增加情况 - 保险费用在2022年呈逐渐增加趋势，在水电业务中尤为明显 [75][76][79] 问题6: 是否考虑转向可再生能源和天然气的平衡增长战略 - 公司的清洁电力增长计划仍是主要方向，但重视天然气船队的作用，会考虑增加调峰天然气设施，特别是在阿尔伯塔省，但新建天然气项目在北美需求较少 [94][95][97] 问题7: 新抽水蓄能项目的投资门槛回报率和执行风险 - Tent Mountain项目处于早期阶段，公司对回报的要求将基于风险调整视角，不将其视为商户项目；主要风险包括输电互联成本和时间，以及项目的市场价值认可 [100][101][102] 问题8: 客户对可再生能源的兴趣和公司的应对策略 - 客户对锁定电价的兴趣增加，公司C&I团队将关注这一需求；公司不会在现阶段大规模涉足现有风电场的后PPA合同，但会机会性参与 [106][107][108] 问题9: R&W如何考虑收购或资产转让，以及是否进行战略审查 - R&W有一定现金和杠杆空间可用于收购或资产转让，决策需考虑对R&W和TAC股东的公平性、对公司增长计划和信用评级的影响；目前R&W没有进行大规模战略审查的计划 [112][113][131] 问题10: TAC股价表现不佳的原因 - 公司认为TransAlta Renewables的交易情况会对TAC股价产生影响，但公司专注于执行业务计划 [132][133] 问题11: 永久融资完成后是否会启动更有意义的股票回购计划 - 公司表示这是管理层和董事会持续讨论的话题，但目前主要关注现有项目建设和500兆瓦新增长目标，暂不考虑大规模股票回购 [137][138][139] 问题12: 2023年剩余200兆瓦增长项目的来源 - 公司在澳大利亚Southern Cross有近100兆瓦项目正在与BHP合作推进，加上其他项目，有信心实现全年500兆瓦的增长目标 [140] 问题13: 天然气价格下跌对公司业务和阿尔伯塔省电价的影响，以及价格可持续性 - 较低的天然气价格有助于缓和市场电价，天然气仍是市场定价的关键成本因素；公司认为天然气在阿尔伯塔省仍有重要作用，目前价格处于相对稳定的缓和期，但未来不确定 [147][148][162] 问题14: 早期抽水蓄能项目Tent Mountain的时间线和下一步计划 - 项目需要进行大量尽职调查和技术工作，包括水的输送、建设成本和经济评估、监管要求、电网互联以及与利益相关者的沟通等，在提交投资绩效委员会和董事会评估前还有很多工作要做 [163] 问题15: Brazeau项目的情况 - Brazeau项目处于后期阶段，公司对其技术要求有较好了解，会定期更新开发成本；项目资本成本约30亿加元，规模较大 [165][166] 问题16: Garden Plain项目的所有权结构和进展 - Pembina是否行使收购权益的时间临近，但目前暂无更多消息；项目已接入电网，部分涡轮机已调试并发电 [155][156]

公司基本信息 - 公司是加拿大最大的上市发电企业之一，拥有多元化资产组合，包括28个风能和太阳能设施、27个水力设施、1个电池存储设施、1个煤炭设施和19个天然气设施[8][10][11] - 公司企业价值为89亿美元，市值为33亿美元，在多伦多证券交易所和纽约证券交易所上市[12] - 公司装机容量约6600兆瓦，在加拿大、美国和澳大利亚拥有72个发电设施[12] - 公司拥有111年发电经验，超1200名员工，增长管道约4GW以上[12] - 公司美国业务始于华盛顿州森特勒利亚，目前已扩展到包括天然气、水力、太阳能和风能发电，总装机容量1219兆瓦，有10个设施正在运营[10] - 公司加拿大业务始于111年前阿尔伯塔省首个水力设施建设，如今业务遍布全国[10][12] - 公司澳大利亚业务有10个设施正在运营，总装机容量1219兆瓦[10] - 公司1996年首个设施投产，装机容量450兆瓦，有6个设施正在运营[10] - 公司2000年收购首个设施[10] 公司战略与目标 - 公司计划到2045年采用低碳技术实现扩张[4] - 公司计划在2023年实现122MW的新增装机容量，达到90%的利用率[5] - 公司计划在2023年实现2500万美元的净利润，到2024年达到3150万美元[5] - 公司计划在2023年实现500MW的新增装机容量，到2024年达到2GW[5] - 公司计划到2025年实现5GW的增长管道，可再生能源船队增加2倍，先进阶段开发达到374MW [17] - 公司设定2026年温室气体排放量较2015年减少75%的目标，2045年实现净零排放目标 [19] - 公司目标到2030年员工性别多样性方面女性占比达到40%；董事会女性占比到2026年达到50% [19] - 公司目标是维持资本支出在3760万美元左右[26] - 公司从2023年到2025年预计减少相关费用[21] - 公司目标到2025年满足客户需求，实现调整后EBITDA增长，符合ESG标准[76] - 公司计划到2024年将资产从2GW增长到5GW，增幅达250%[76] - 公司计划到2025年投资2GW，增量为41%，新增资产平均EBITDA率达47%，目标为36亿美元[76] - 公司预计到2025年实现2500万美元的平均年度EBITDA增长[76] - 公司计划到2025年将业务扩展到5GW，实现规模和效率提升[76] 财务数据关键指标变化 - 公司预计未来10年收益为35.5亿美元，较2021年增长64%[4] - 2022年公司实现EBITDA为1.49亿美元，预计2024年保持该水平[5] - 公司预计2023年实现收入增长10%以上，达到5.4亿美元[5] - 2022年调整后EBITDA为12.86亿美元，自由现金流为5.85亿美元，自由现金流每股为3.55美元，税前收益（亏损）为 - 0.96亿美元，经营活动现金流为10.01亿美元[14] - 2022年营收为29.76亿美元，2021年为27.21亿美元，2020年为21.01亿美元[24] - 2022年燃料和购电成本为12.63亿美元，2021年为10.54亿美元，2020年为8.05亿美元[24] - 2022年碳合规成本为7800万美元[24] - 2022年调整后EBITDA为16.34亿美元，2021年为12.86亿美元，2020年为9.17亿美元[24] - 2022年加权平均净收益为4576万美元，2021年为336万美元，2020年未提及[24] - 2022年股息为877万美元，2021年为1001万美元，2020年为702万美元[24] - 2022年运营资金为4937万美元，2021年为3260万美元，2020年为245万美元[24] - 2022年自由现金流为 - 2750万美元，2021年为 - 2735万美元，2020年为1207万美元[24] - 2021年底公司净销售额为3.48亿美元，2022年降至2.09亿美元[25] - 2022年调整后EBITDA为4900万美元，利润率为86.6%，较2021年有所下降[25] - 2021年公司二氧化碳排放量为31.2万吨，2022年目标是降低至10万吨[25] - 2022年“绿色墙”项目收入为2210.5万美元，较2021年有所增长[25] - 2022年“OM&A”项目预计实现收入1000万美元[25] - 2021年第四季度“2EWindS”项目收入为620万美元[25] - 2022年“OM&A”项目包含2800万美元相关交易[25] - 2022年预计库存增加2550万美元[25] - 2022年公司未计利息、税项、折旧及摊销前的利润（EBITDA）增加7.33亿美元，与2021年相比有所增长[26] - 2022年公司普通股股东应占净利润为400万美元[26] - 2022年公司交付金融解决方案收入为5.76亿美元[26] - 2022年公司调整后EBITDA目标为10.65 - 11.85亿美元，实际为9.6 - 10.8亿美元[26] - 2022年公司现金流目标为1.38 - 1.46亿美元，实际为1.2 - 1.3亿美元[26] - 2022年公司成本目标为1.634亿美元，实际为1.286亿美元[26] - 2022年公司运营活动产生的现金流量净额较2021年减少1.24亿美元[26] - 2022年公司资本支出为9610万美元，相比2021年的5850万美元有显著增加[26] - 截至2022年12月31日，公司总资本支出为5700万美元[26] - 2022年水电总装机容量922MW，2021年为925MW，2020年为925MW[30] - 2022年长期协议电量（LTA）为2015GWh，2021年为2030GWh，2020年为2030GWh[30] - 2022年水电设备可用率为96.7%，2021年为92.4%，2020年为93.2%[30] - 2022年合同电量为323GWh，2021年为434GWh，2020年为2056GWh[30] - 2022年现货电量为1665GWh，2021年为1502GWh，2020年为76GWh[30] - 2022年总发电量为1988GWh，2021年为1936GWh，2020年为2132GWh[30] - 2022年辅助服务电量为3124GWh，2021年为2897GWh，2020年为2857GWh[30] - 2022年阿尔伯塔水电资产收入为328，2021年为185，2020年为87[30] - 2022年其他水电资产及其他收入为42，2021年为41，2020年为45[30] - 2022年调整后EBITDA较2021年增加2.05亿美元，主要因阿尔伯塔市场商户价格、产量及辅助服务价格和销量上升[31] - 2022年资本支出为3.93亿美元，高于2021年，因计划内支出增加[31] - 2021年维持性资本支出较2020年高600万美元，因2021年计划内停运增多[31] - 截至2022年12月31日，风电和太阳能总装机容量为1906兆瓦，与2021年持平，高于2020年的1572兆瓦[31] - 2022年长期协议电量为4950吉瓦时，高于2021年的4345吉瓦时和2020年的3916吉瓦时[31] - 2022年风电和太阳能设备可用率为83.8%，低于2021年的91.9%和2020年的95.1%[31] - 2022年合同发电量为3182吉瓦时，高于2021年的2850吉瓦时，但低于2020年的2871吉瓦时[31] - 2022年商户发电量为1066吉瓦时，高于2021年的1048吉瓦时，但低于2020年的1198吉瓦时[31] - 2022年可用性较2020年增加1400万美元，主要因阿尔伯塔市场商户价格上涨[32] - 2022年维持性资本支出较2021年高550万美元，因设备更换和维护需求增加[32] - 2022年天然气总发电量为11448GWh，高于2021年的10565GWh和2020年的10780GWh[33] - 2022年天然气机组可用率为94.6%，高于2021年的85.7%和2020年的87.7%[33] - 2022年调整后EBITDA为629百万美元，高于2021年的488百万美元和2020年的306百万美元[33] - 2021年调整后EBITDA较2020年增加121百万美元，主要因阿尔伯塔市场商用电价提高等因素[34] - 2022年合同发电量为3609GWh，低于2021年的3622GWh和2020年的7280GWh[33] - 2022年现货发电量为7927GWh，高于2021年的7084GWh和2020年的3698GWh[33] - 2022年购入电量为 - 88GWh，高于2021年的 - 141GWh和2020年的 - 198GWh[33] - 2022年毛利润率为159，低于2021年的236和2020年的290[34] - 2022年OM&A费用为69，低于2021年的97和2020年的106[34] - 2022年Highvale矿场复垦支出为12，高于2021年的6和2020年的7[34] - 2022年调整后EBITDA较2021年减少1700万美元，主要因激励应计费用增加[36] - 2021年调整后EBITDA较2020年减少400万美元，主要因激励支付、员工成本、保险成本和法律费用增加[36] - 2022年维持性资本支出较2021年增加1600万美元，主要因总部搬迁的租赁改良支出增加[36] - 2021年维持性资本支出与2020年持平，2021年较2020年低300万美元，因计划内停运工作减少[35][36] - 2022年公司运营区域设施调整后EBITDA表现：水电、风电和太阳能、天然气、能源转型、能源营销等板块有不同数据[37] - 2021 - 2022年阿尔伯塔省年度需求增长约1.7%[38] - 2021 - 2022年现货电价从102美元/MWh涨至162美元/MWh[38][39] - 2022年公司实现的商业电价较2021年每兆瓦时增加35美元[39] - 2021 - 2022年天然气价格从3.39美元/GJ涨至5.08美元/GJ[39] - 2021 - 2022年碳合规价格从40美元/吨涨至50美元/吨[39] - 截至2022年12月31日年度毛利润为1.221377亿美元，较2021年增加3190万美元[38] - 2021年12月31日Kipps Hill Unit 2退役，2022年3月31日Sundance Unit 4退役[38] - 2022年公司生产和采购的燃料和电力成本较2021年每兆瓦时增加22美元[39] - 2022年公司碳合规成本较2021年每兆瓦时增加9美元[39] - 2022年公司长期合同中年度碳合规成本每兆瓦时减少7美元[39] - 2022年第四季度调整后可用性为89.5%，高于2021年的83.8%[40] - 2022年第四季度产量为6005GWh，高于2021年的5823GWh[40] - 2022年第四季度调整后EBITDA为659400万美元，高于2021年的124300万美元[40] - 2022年第四季度FFO每股为31500万美元，高于2021年的7900万美元[40] - 2022年第四季度FCF每股为35100万美元，高于2021年的5400万美元[40] - 2022年第四季度运营成本增加1.63亿美元，达到7800万美元[41] - 2022年第四季度EBITDA增加2.44亿美元，达到659400万美元[41] - 2022年第四季度现金流增加1200万美元，达到29700万美元[41] - 2022年第四季度电力成本增加2700万美元，达到2000万美元[41] - 2022年第四季度调整后电力组合表现改善，价值增加29800万美元[41] - 2022年第四季度调整后EBITDA为5.41亿美元，较2021年的2.43亿美元增加2.98亿美元[42] - 2022年第四季度税前收益为700万美元，2021年同期亏损3200万美元[42] - 2022年各季度每股收益分别为0.69美元、-0.30美元、0.2

财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后EBITDA为5.55亿加元，较上一时期增长38%，主要得益于阿尔伯塔省电力投资组合的出色表现 [7] - 第三季度自由现金流为3.93亿加元，即每股1.45加元，环比增长87%；年初至今，调整后EBITDA为11亿加元，较2021年增长5%，每股自由现金流为2.38加元，同比增长28% [8] - 公司上调2022年财务指引，调整后EBITDA和自由现金流指引中点分别增加2.95亿加元和2.45亿加元 [8] - 董事会批准普通股股息增加10%，从2023年1月起，年化股息率将提高0.02加元至每股0.22加元 [9] 各条业务线数据和关键指标变化 阿尔伯塔省业务 - 第三季度，水电、天然气和风力发电设施组合发电量近2900吉瓦时 [17] - 天然气船队约84%的产量以每兆瓦时80加元的价格进行了套期保值，其余现货产量实现价格为每兆瓦时264加元，天然气业务总收入达2.9亿加元，综合实现价格为每兆瓦时146加元 [20] - 水电船队实现现货价格为每兆瓦时246加元，比平均现货价格高出11%；辅助服务实现价格从去年第三季度的每兆瓦时46加元增至本季度的每兆瓦时128加元；现货船队实现平均价格为每兆瓦时136加元 [21] - 水电业务调整后EBITDA从2021年第三季度的8200万加元增至本季度的2.45亿加元，近乎增长两倍；天然气业务调整后EBITDA增长26%；能源转型业务调整后EBITDA同比减少400万加元；能源营销团队实现EBITDA 5300万加元 [23][24] TransAlta Renewables业务 - 第三季度调整后EBITDA为8800万加元，可分配现金为4600万加元，业绩低于预期，主要受各地区低风力资源、肯特山1号和2号风力发电场长时间停运以及环境信用销售时机的影响 [32] 各个市场数据和关键指标变化 阿尔伯塔省市场 - 第三季度，该省电力需求旺盛，受创纪录高温影响，特别是在8月和9月初 [18] - 同期，多家发电机的计划和非计划停运以及输电线路故障，导致整体供应能力下降，推动电价上涨，第三季度平均电价为每兆瓦时221加元，而2021年第三季度为每兆瓦时100加元 [19] 美国市场 - 公司在支持实现五年增长目标方面取得进展，新增项目包括怀俄明州225兆瓦的特拉珀谷风电场扩建项目、内布拉斯加州152兆瓦的纪念碑路风电场、俄克拉荷马州242兆瓦的多斯里奥斯风电场和100兆瓦的太阳能项目 [14] 加拿大市场 - 公司在增长方面保持谨慎，Tempest和WaterCharger项目处于开发后期，并将阿尔伯塔省100兆瓦的红岩风电场纳入开发管道 [15] 澳大利亚市场 - 公司在西澳大利亚州看到了支持偏远矿业客户的更多机会，目标是与必和必拓就额外项目做出最终投资决策，并增加了金矿场和南十字能源扩建项目的预期规模 [16] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司目标是继续为客户提供清洁电力解决方案，成为专注于可持续增长和脱碳客户的首选供应商 [36] - 2022年重点目标包括在加拿大、美国和澳大利亚就相当于400兆瓦的清洁电力项目做出最终投资决策、实现花园平原风电场和北部金矿场太阳能项目的商业运营日期、推进美国怀特岩和霍里森希尔风电场的建设、推进西澳大利亚州基思山输电扩建项目等 [36] - 公司注重扩大可再生能源和储能的开发管道，推进肯特山风力发电场的修复工作，实现调整后EBITDA和自由现金流在修订后的指引范围内，并推进ESG目标 [37] - 公司认为自身现金流具有韧性，拥有高质量和高度多元化的投资组合，是清洁电力领域的领导者，具有广泛的增长机会，财务基础稳健，员工是公司的最大资产 [38][39][40] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对第三季度的业绩表现非常满意，认为这证明了其在阿尔伯塔省战略多元化船队的价值 [7] - 管理层对市场在今年剩余时间的预期持乐观态度，预计2023年将是建设性的一年，阿尔伯塔省电力市场前景良好 [48] - 公司认为能源市场的波动性将持续，但公司的资产负债表和流动性依然强劲，有能力为未来的增长管道提供资金 [28] 其他重要信息 - 公司发展团队在本季度为增长管道增加了约550兆瓦的开发机会，使总开发管道达到3.5 - 4.7吉瓦 [10] - 公司宣布在安大略省的萨尼亚热电联产和梅兰克森风力发电场获得了新的五年ISO容量合同，与今年早些时候在萨尼亚执行的工业客户合同延期一起，延长了萨尼亚设施的使用寿命 [11] - 公司在本季度通过回购130万股普通股，向股东返还了1600万加元，2022年至今已完成3400万加元的股票回购，并预计将继续进行 [12] - 公司已确保在加拿大、美国和澳大利亚获得800兆瓦的增长项目，占2025年2吉瓦目标的40%，这些项目全面投产后将贡献约1.49亿加元的EBITDA，占五年增量年度EBITDA目标2.5亿加元的59% [12] - 公司预计RNW全年的CIF - T将接近2022年指引范围的低端，肯特山风力发电场的修复工作正在顺利进行，目标是在2023年下半年完成 [33] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司如何分配今年大幅增加的现金流 - 公司从合并基础上考虑资本分配，已增加股息，有大量在建项目，会继续寻找机会增加股票回购，预计本季度会有相当大的金额用于回购 [44] - 股息主要基于公司长期稳定性的基本预测，而非单季度业绩；公司的NCIB计划还有很大空间，目前的股价具有吸引力 [45] - 公司对当前的债务水平感到满意，已建立信贷安排并专注于债券再融资 [47] 问题2: 如何看待2023年阿尔伯塔省电力市场的价格走势和政治干预风险 - 公司认为2023年看起来是建设性的一年，远期曲线显示全年平均价格约为119加元，第一季度和第三季度表现良好 [48] - 公司认为应从长期角度看待电价，能源市场运行良好，消费者可以通过签订合同锁定较低的电力成本 [49][50] 问题3: 公司如何实现2025年的增长目标，是依靠内部开发管道还是并购 - 公司对内部开发管道实现目标有信心，并购可以作为补充，但更鼓励团队关注能补充增长管道的交易 [56] - 公司正在重新评估目标，由于建设成本上升，30亿加元的目标可能会有所提高，但回报仍在预期范围内，EBITDA数字可能会相应调整 [57] 问题4: 项目的回报是增加还是保持不变，是否会转嫁成本 - 项目回报基本保持不变，100%的生产税收抵免待遇使项目有所提升，但公司承诺与涡轮机供应商分享部分潜在收益 [58] 问题5: 对Tier和CS审查结果的看法及其对市场的影响 - 公司正在等待结果，预计不会有意外情况，碳价格预计在2023年继续上涨至60加元左右，绩效标准可能会随时间下降 [59] - 公司过去几年一直在努力减轻Tier或环境标准变化的影响，可再生能源信用组合可能具有更大价值，可用于抵消碳排放设施的碳负债 [60][61] 问题6: 如何看待阿尔伯塔省的碳捕获和储存机会 - 公司认为为实现电网脱碳目标，需要综合解决方案，包括碳捕获和储存，但目前该技术的成本和技术确定性是需要评估的因素 [66][67] 问题7: TransAlta Renewables的下一个里程碑是什么，肯特山风力发电场何时恢复运营 - 首要任务是让肯特山风力发电场的涡轮机恢复运行，预计明年年中左右第一台涡轮机将重新上线，团队正在努力优化修复流程以加速部分涡轮机的恢复时间 [69][70] - 公司还在关注与必和必拓在澳大利亚的项目，作为RNW的增长途径 [73] 问题8: 如何看待TransAlta和RNW两家公司的合作和增长，何时提供相关信息 - 公司正在积极与两家公司的董事会合作，预计在提供两家公司的指引时提供更清晰的信息，目标是在12月左右完成 [77] - 届时也将提供关于RNW资产转让的信息 [78] 问题9: 第三季度水电业务辅助服务定价有利的原因及是否会持续 - 价格差异主要受市场波动性驱动，市场紧张时辅助服务价值更高，第三季度公司交付了约800吉瓦时的辅助服务，高于正常水平 [81][84] - 可再生能源对市场波动性的影响将越来越大，这对辅助服务的需求和水电船队的价值是积极的，过去七个季度平均52%的价格可能会持续 [85][87] 问题10: 请介绍布鲁克菲尔德交易中对水电厂的所有权比例条款 - 水电船队按13倍EBITDA估值，扣除每年1500万加元的维持性资本，布鲁克菲尔德的7.5亿加元投资占该估值的一定比例 [92] - 布鲁克菲尔德有两个追加投资选项，当TransAlta股价超过14加元时可追加10%，超过17加元时可将所有权比例提高至49%，若所有权比例过低也可提高至25% [93] - 今年水电设施的EBITDA预计将接近5亿加元，若布鲁克菲尔德行使期权，所有权比例将相应变化 [94] 问题11: 若加拿大和美国边境两侧的设施回报相同，公司会如何分配资本 - 公司认为加拿大联邦政府的经济更新具有建设性，有助于平衡竞争环境，目前主要考虑机会集，政策环境更侧重于增加需求而非直接提高回报 [96][97] 问题12: 阿尔伯塔省商船队的长期合同是指中期客户合同还是一次性PPA - 两者都包括，公司的C&I业务是套期保值的重要组成部分，同时也会考虑与客户签订中期或长期合同，如与拉法基的合作 [101][102] 问题13: 水电的承购是否可行 - 由于水电的稀缺性和在市场中的重要作用，它是一种优质产品，承购价格需要足够高才能达成交易，公司会保留部分水电资产以获取更高收益 [103] 问题14: 安大略省ISO采购容量，公司有何投资考虑 - 公司的增长主要集中在可再生能源，但会考虑与现有客户（如ISO）的天然气投资机会，目前正在积极讨论，尚未确定具体方案 [105] 问题15: 不同市场的内部收益率（IRR）情况如何，对投资决策有何影响 - 公司关注合同期内的IRR，尽管市场存在短期通胀压力，但回报基本保持稳定，各地区（加拿大、美国和澳大利亚）的回报环境相似 [110][111] - 公司认为绿地和现场开发项目的回报最佳，M&A市场价格尚未因利率和通胀变化而调整，因此更倾向于绿地开发 [112][113] - 公司从风险调整的角度评估回报，考虑合同期限、客户信用、市场动态等因素 [114] 问题16: 是否会更新2023年的展望和增量EBITDA目标 - 公司不确定是否会在12月的指引中重新评估2025年2吉瓦增长计划的2.5亿加元EBITDA目标 [116] - 预计该目标会增加，因为回报保持稳定，但建设成本上升 [117] 问题17: 股价上涨是否会影响公司的股票回购策略 - 公司会在股价低于一定水平时进行机会主义的股票回购，目前股价下仍可能进行更多回购 [119][121] 问题18: 花园平原项目的期权行使情况及时间范围 - 期权在商业运营日期（COD）行使，涉及风电场130兆瓦中的30兆瓦（或100兆瓦中的50兆瓦，约占设施的40%），目前暂无最新进展 [122][123][124] 问题19: 阿尔伯塔省天然气投资组合是否有更多与工业电力消费者签订长期固定价格合同的机会 - 公司的C&I业务积极寻找交易，有一些长期合同，包括明年11月开始的220兆瓦合同，但目前客户对可再生能源的兴趣远高于天然气 [130][131] 问题20: 若布鲁克菲尔德最终持有水电资产25%的所有权，公司是否会出售额外的5% - 10%股权 - 目前没有讨论或考虑这样做，公司对资产负债表的实力和业务现金流感到满意，且清洁电力增长计划进展顺利 [133] - 布鲁克菲尔德的期权还有几年才可行使，目前还为时尚早 [134] 问题21: 公司对碳捕获项目的审查情况如何，其在公司战略中的定位 - 公司在2021年7月决定不推进桑德森5号项目，原因包括监管方向、供需动态、成本上升和技术不确定性等，目前碳捕获和储存不是公司的核心重点，公司更专注于可再生能源 [138] 问题22: 公司希望加拿大和阿尔伯塔省政府在COP 27气候会议上采取哪些措施，关注哪些方面 - 公司希望联邦政府继续致力于加拿大的碳减排和排放目标，关注国内政策的发展，如秋季经济更新中的声明对行业至关重要 [139] - 从阿尔伯塔省的角度，公司关注该省如何发展电网以实现绿色转型，同时为石油和天然气开发创造空间，以及跨境信用交易等方面的政策 [140] 问题23: 秋季经济更新中的绿色信贷规定是否会影响公司在加拿大与美国、澳大利亚的投资决策 - 这些规定使加拿大的投资更具竞争力，但公司更关注机会的成熟度，目前开发管道主要集中在阿尔伯塔省，其次是澳大利亚，政府政策对公司的投资决策有帮助 [143]

TRANSALTA CORPORATION Management's Discussion and Analysis Third Quarter Report for 2022 This Management's Discussion and Analysis ("MD&A") contains forward-looking statements. These statements are based on certain estimates and assumptions and involve risks and uncertainties. Actual results may differ materially. Refer to the Forward-Looking Statements section of this MD&A for additional information. | Table of Contents | | --- | | Forward-Looking Statements | M2 | | --- | --- | | Description of the Busine ...

财务数据和关键指标变化 - 第二季度调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）为2.79亿加元，年初至今为5.38亿加元，符合预期且处于2022年指导范围内 [10][11][37] - 第二季度自由现金流为1.45亿加元，合每股0.54加元，年初至今为2.53亿加元，合每股0.93加元，符合预期且处于2022年指导范围4.55 - 5.55亿加元内 [11][37] - 能源营销团队第二季度调整后EBITDA为5000万加元，预计该部门全年毛利润在1.1 - 1.3亿加元之间 [36] - 第二季度TransAlta Renewables调整后EBITDA为1.26亿加元，较2021年同期增加2900万加元 [41] 各条业务线数据和关键指标变化 阿尔伯塔电力组合 - 第二季度发电量约2700吉瓦时，平均电价为每兆瓦时122加元，2021年同期为每兆瓦时106加元 [28] - 天然气和能源转型业务受机组退役、调度优化和高对冲比例影响，表现不佳 [32] 风能和太阳能业务 - 调整后EBITDA从2021年第二季度的5500万加元增至8800万加元，增长60%，主要受新设施贡献、强风资源、高电价和环境信用销售增加推动，但部分被肯特山的长期停运抵消 [34][35] 能源营销业务 - 第二季度调整后EBITDA为5000万加元，预计全年毛利润在1.1 - 1.3亿加元之间 [36] 各个市场数据和关键指标变化 阿尔伯塔市场 - 第二季度天然气价格约为每吉焦7加元，2021年同期约为每吉焦3加元 [29] - 辅助服务市场竞争加剧，价格下降，预计随着天然气价格正常化，竞争将缓和 [60][61] 美国市场 - 可再生能源需求强劲，公司积极寻找增长机会，包括收购早期开发场地和小型开发组合，以及勘探新场地 [24] 公司战略和发展方向和行业竞争 公司战略 - 计划到2025年交付2吉瓦新可再生能源产能，投资约30亿加元，目标是到2025年增长项目累计年EBITDA达到2.5亿加元 [21] - 2022年重点是在加拿大、美国和澳大利亚达成400兆瓦清洁能源项目的最终投资决策，目前已宣布200兆瓦，有望再获得200兆瓦 [14][17][46] - 扩大可再生能源和储能开发管道，目标是今年在管道中增加超过1吉瓦的机会 [16] - 提高可再生能源资产的EBITDA贡献，目标是到2025年底达到70%，本季度已达到58% [19] 行业竞争 - 辅助服务市场竞争加剧，主要由于天然气价格高，更多燃气机组参与市场 [60] - 可再生能源市场竞争激烈，但公司凭借多元化的资产组合和强大的资产优化及能源营销能力具有竞争力 [50] 管理层对经营环境和未来前景的评论 经营环境 - 能源市场价格波动导致现金抵押品增加，影响应收账款和应付账款余额，预计第三季度余额仍将较高，第四季度和2023年初开始逆转 [38] - 新项目面临通胀压力，但企业购电协议（PPA）需求强劲，价格也有所上涨 [25] 未来前景 - 对实现2吉瓦清洁能源增长计划充满信心，目前已确保800兆瓦增长项目，占2025年目标的40% [17][22] - 美国可再生能源市场需求强劲，有很多增长机会 [24] - 阿尔伯塔省企业PPA需求持续强劲，公司有信心为股东提供适当的风险调整回报 [25] 其他重要信息 - 公司宣布与Meta合作开发200兆瓦的Horizon Hill风力项目 [14] - 与BHP推进西澳大利亚的Mount Keith输电扩建项目 [15] - 承诺向Energy Impact Partners的深度脱碳基金投资2500万加元 [15] - 已与Sarnia的三家工业客户延长产能承诺，预计本季度晚些时候收到独立系统运营商（ISO）的招标结果 [18] - 与新不伦瑞克电力公司签订了肯特山风力设施的10年合同延期协议，并获得债券持有人的豁免，已开始修复工作 [18][42] - 6月推出新品牌和视觉形象以及“Energizing the Future”活动 [20] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 辅助服务市场价格疲软的动态及是否会逆转 - 由于天然气价格高，更多燃气机组参与辅助服务市场，导致竞争加剧和价格下降，预计随着天然气价格正常化，竞争将缓和 [57][60][61] 问题2: 清洁电力标准咨询框架对公司船队和阿尔伯塔省供应的影响 - 目前未看到监管举措对该省增量供应有重大影响，可再生能源增长主要由客户的ESG要求驱动，公司认为政府在推进清洁电力标准时会兼顾脱碳和可靠性 [64][65] 问题3: 清洁电力标准和层级等效审查对阿尔伯塔省热电联产机组的影响 - 难以预测政府如何处理热电联产机组，但认为政府要实现该行业的目标，可能需要将其纳入考虑范围 [69][70] 问题4: 阿尔伯塔省长期合同签订情况，包括签约比例、企业客户对现有资产和新资产的偏好以及合同期限 - 公司看到企业客户对现有风能和水能资产的签约兴趣，特别是能源行业客户对额外性的关注较少，更关注满足ESG要求和获得更有利的定价。传统上，企业对工业客户的合同期限为三到四年，10年合同较难实现 [74][75][78] 问题5: 美国债券到期的处理方式和优化资本结构的机会 - 公司计划通过类似债券发行进行展期，并已对大部分债券再融资进行了预对冲。尽管债券市场近期受到通胀报告和利率上升的干扰，但公司有多种融资渠道，有信心在市场窗口打开时进行再融资 [79][80] 问题6: 能源营销指导增加但整体指导不变的原因，以及未来是否会调整套期保值策略 - 能源营销指导增加约1500万加元毛利润，相当于EBITDA增加约1000万加元，整体指导不变是因为对下半年天然气船队表现存在不确定性，且公司大部分电力生产已套期保值。公司目前不会改变套期保值策略，将根据市场情况进行调整 [83][86][91] 问题7: 公司与TransAlta Renewables关系的审查进展 - 公司正在努力明确两家公司的战略和发展路径，目标是在今年剩余时间内提供更清晰的信息 [93] 问题8: 阿尔伯塔省热重建机会的具体情况和推进条件 - 公司正在考虑在Centralia和Alberta Thermal进行太阳能和储能开发，以及潜在的氢能项目。这些项目具有地理位置和基础设施优势，但属于长期机会 [100][101] 问题9: 萨尼亚输电项目搁置对公司前景和再签约的影响 - 公司认为该项目搁置对萨尼亚的再签约没有影响，ISO的决策主要基于核翻新计划的进展，预计ISO将在本月底或9月初宣布结果 [106][107][109] 问题10: 阿尔伯塔省电力价格高于预期的驱动因素以及2023年每兆瓦时95加元价格的合理性 - 电力价格上涨主要受天然气价格上涨导致的可变成本增加和需求恢复的影响。预计2023年碳价格上涨和天然气价格仍相对较高，将推动电力价格维持在较高水平 [113][114][117] 问题11: 公司套期保值策略是否应更开放，仅对冲燃料成本 - 公司的优化团队会根据供需基本面、市场动态和可变成本等因素评估价格走势，然后决定是否套期保值以保护现金流。随着燃气机组逐渐向调峰方向转变，套期保值比例可能需要调整 [119][120][122] 问题12: 公司开发管道集中在特定地理区域的原因以及俄克拉荷马州的机会大小 - 公司有意专注于特定地理区域，因为这些地区有资源、团队技能和客户需求。俄克拉荷马州有增长机会，但公司会保持适当的地理多元化 [132][133][136] 问题13: 市场波动和利率上升对开发商的影响 - 市场存在通胀压力，一些开发商在项目执行上遇到困难，但公司的PPA价格已根据成本增加进行调整，供应链问题有所缓解，但运输成本大幅上升 [139][140][141] 问题14: 阿尔伯塔省Tempest风力项目EBITDA预期调整但资本支出未变的原因 - 尽管资本成本上升，但PPA价格也有所上涨，公司认为该项目仍能实现目标回报 [148][149] 问题15: 美国监管环境改善是否会促使公司加速增长和进行更多收购 - 公司持续关注收购机会，对现有发电资产、开发管道或有特定技能的团队感兴趣。美国监管环境积极，但税收抵免市场复杂，需要税收股权融资 [150][151][152] 问题16: 公司是否会通过合作进入加拿大其他省份的可再生能源市场 - 公司不排除与其他方合作进入加拿大其他省份的可再生能源市场，但目前主要专注于阿尔伯塔省，因为该市场是公司熟悉的后院 [156] 问题17: 联邦政府推进加拿大清洁电力标准的最大担忧和挑战 - 最大担忧是政府可能只关注清洁目标而忽视可靠性和可负担性，需要平衡三者关系。此外，技术解决方案的成本和有效性存在不确定性，政府应保持技术中立 [160][161][163] 问题18: 到2035年实现净零电网是否可行 - 公司认为可以通过现有技术大幅降低电网碳排放，但最后10%的减排难度大且成本高，特别是在阿尔伯塔省和萨斯喀彻温省等以煤炭和天然气发电为主的省份，需要“全能源”解决方案 [167][168][169] 问题19: 对阿尔伯塔省政府层级审查的主要建议 - 建议省政府制定政策，确保碳定价的实施细节由省内控制，同时符合联邦政府的要求，以平衡可靠性、可负担性和清洁性 [170][171]

财务业绩 - Q2 2022调整后EBITDA为2.79亿加元，2021年同期为3.19亿加元；YTD 2022为5.38亿加元，2021年同期为6.41亿加元[21] - 2022年自由现金流（FCF）指引为4.55 - 5.55亿加元，YTD 2022为2.53亿加元[23] - 2022年调整后EBITDA指引为10.65 - 11.85亿加元，YTD 2022为5.38亿加元[23] 项目进展 - 在建项目总投资约13亿加元，包括北卡罗来纳太阳能、花园平原风电等项目[6][10] - 美国、加拿大、澳大利亚开发管道项目总规模分别为1650 - 1900MW、1820 - 2670MW、298MW[11][14][15] 战略目标 - 清洁能源增长计划目标是新增2GW可再生能源容量，预计资本投资30亿加元，带来年均2.5亿加元EBITDA增量[2] - 到2026年将碳排放从2015年水平降低75%[2] 市场表现 - 阿尔伯塔省电力组合Q2 2022水电平均溢价7%，天然气和能源转型平均溢价4%[18] - 能源套期保值量3063GWh，平均套期保值价格约76加元/MWh；天然气套期保值比例95%，价格3.72加元/GJ[20] 2022年优先事项 - 实现强劲安全绩效和机队可用性，确保400MW增长[28] - 交付调整后EBITDA 10.65 - 11.85亿加元和FCF 4.55 - 5.55亿加元[29]