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TransAlta (TAC) - 2023 Q4 - Annual Report
2024-02-23 20:13AI Processing
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TransAlta (TAC) - 2023 Q3 - Earnings Call Transcript
2023-11-08 04:24
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]
TransAlta (TAC) - 2023 Q3 - Quarterly Report
2023-11-07 20:01
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
TransAlta (TAC) - 2023 Q2 - Earnings Call Transcript
2023-08-05 16:15
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]
TransAlta (TAC) - 2023 Q2 - Quarterly Report
2023-08-04 19:05
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
TransAlta (TAC) - 2023 Q1 - Earnings Call Transcript
2023-05-06 05:38
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]
TransAlta (TAC) - 2023 Q1 - Quarterly Report
2023-05-05 19:06
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
TransAlta (TAC) - 2022 Q4 - Earnings Call Presentation
2023-02-24 05:54
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]
TransAlta (TAC) - 2022 Q4 - Earnings Call Transcript
2023-02-24 05:53
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]
TransAlta (TAC) - 2022 Q4 - Annual Report
2023-02-23 20:21
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