TRANSALTA CORPORATION Management's Discussion and Analysis Second Quarter Report for 2022 Management's Discussion and Analysis 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. See the Forward-Looking Statements section of this MD&A for additional information. Table of Contents This MD&A should be read in conjunction with the unaudit ...

财务数据和关键指标变化 - 公司第一季度调整后息税折旧及摊销前利润（EBITDA）为2.66亿加元，自由现金流为1.15亿加元，即每股0.42加元，均与本季度预期大致相符 [9][10] - 第一季度阿尔伯塔省机队发电量略超2500吉瓦时，平均全价为每兆瓦时90加元，略低于2021年第一季度的95加元，产能利用率低于预期 [32][33] - 天然气和能源转型部门实现的价格比现货价格高出14%，每兆瓦时实现的商业价格为103加元，碳合规成本从2021年第一季度的每兆瓦时19加元降至2022年第一季度的每兆瓦时9加元以下 [37] - 水电部门实现的商业价格为每兆瓦时108加元，比平均现货价格高出20%，辅助服务收入因平均电价和波动性降低而减少，导致水电部门EBITDA下降 [38] - 阿尔伯塔省的商业风电部门表现出色，平均商业价格为每兆瓦时58加元 [39] - 2022年第一季度，风电和太阳能机队调整后EBITDA从2021年第一季度的7600万加元增至8900万加元，增长17% [41] - 天然气部门的运营和调整后EBITDA与2021年基本持平，能源转型部门调整后EBITDA同比下降69% [42] - 能源营销团队实现调整后EBITDA 2700万加元，符合预期 [43] - 第一季度EBITDA为2.66亿加元，与预期大致相符，符合2022年EBITDA指引范围；自由现金流为1.15亿加元，即每股0.42加元，也符合预期，与2022年自由现金流指引范围4.55 - 5.55亿加元一致 [44][45] - 第一季度，TransAlta Renewables调整后EBITDA为1.39亿加元，较2021年同期增加1600万加元 [49] 各条业务线数据和关键指标变化 - 风电和太阳能业务：第一季度调整后EBITDA增长17%，从7600万加元增至8900万加元，增长得益于冬季设施和北卡罗来纳太阳能设施的增量贡献以及更高的风力资源，但部分被肯特山的延长停运所抵消 [41] - 天然气业务：运营和调整后EBITDA与2021年基本持平 [42] - 能源转型业务：调整后EBITDA同比下降69%，原因是2021年底Keypills 1号机组退役以及Centralia的产量下降和煤炭成本上升 [42] - 能源营销业务：实现调整后EBITDA 2700万加元，符合预期 [43] 各个市场数据和关键指标变化 - 阿尔伯塔省市场：第一季度平均全价为每兆瓦时90加元，略低于2021年第一季度的95加元，产能利用率低于预期，价格和波动性降低主要由于天气温暖以及该省计划内和计划外停电次数较去年减少 [33] - 美国市场：可再生能源需求强劲，公司有超过750兆瓦的潜在开发场地，且近期新增了一个风电开发场地，并预计在2022年继续增加项目 [27][28] - 澳大利亚市场：西澳大利亚州有增长机会，公司正在推进多个项目，并预计在未来几个月与必和必拓等公司就其他项目达成最终投资决策 [30] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司致力于实现2025年前新增2吉瓦可再生能源产能的目标，计划投入30亿加元资本，目标是到2025年这些项目累计实现年度EBITDA 2.5亿加元 [25] - 公司目前已在加拿大、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1.37亿加元的EBITDA，占五年增量年度EBITDA目标2.5亿加元的55% [26] - 公司专注于可再生能源和储能项目的开发，优化机队调度，以实现峰值定价期间的运营，并通过与投资级对手方签订购电协议（PPA）来确保项目的稳定性 [10][11][12] - 公司已完成加拿大境内煤炭机组的退役，减少了碳排放，符合政府的政策方向，并将重点转向开发符合全球碳目标的可再生能源项目 [15][16] - 公司成立了内部能源创新团队，致力于寻找替代途径以实现可靠性和净零目标，并对Ekona进行投资以推进氢技术平台，还承诺向能源影响伙伴前沿基金投入2500万加元 [17] - 公司在与工业客户的PPA续约方面取得进展，Sarnia工厂已与所有工业客户完成续约，为工厂在2030年代的合同延期奠定了良好基础 [14] - 公司在可再生能源项目的开发和执行方面具有优势，通过与Meta、亚马逊等大型企业合作，提升了市场竞争力 [11][12][21] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对实现2022年400兆瓦的可再生能源增长目标充满信心，目前已获得200兆瓦的项目 [13] - 随着碳成本的上升和其他燃煤机组的退役或改造，预计天然气和电力价格之间的相关性将在近期增强 [36] - 公司认为在未来十年的脱碳竞赛中存在大量机会，将继续推进可再生能源项目的开发和建设 [25] - 公司对2022年剩余时间的阿尔伯塔省电力价格持乐观态度，预计市场价格将因天然气价格上涨而上涨 [69] - 公司预计Centralia在2022年第二季度和第三季度的表现将有所改善，同时随着肯特山的修复工作开始，预计将带来收入增长 [76][78] 其他重要信息 - 公司在3月进行了正常的发行人投标，通过回购140万股普通股向股东返还了1800万加元 [21] - 公司与Meta签订了俄克拉荷马州200兆瓦Horizon Hill风电项目的长期PPA，预计该项目将于2023年下半年实现商业运营，每年EBITDA预计在2700 - 3000万加元之间 [21][22] - 公司宣布西澳大利亚州Mount Keith输电系统的扩建项目，预计该项目将于2023年下半年完成，每年EBITDA预计在600 - 700万澳元之间 [23][24] - 公司与新不伦瑞克电力公司就肯特山风电项目达成原则性协议，预计将在第二季度获得项目贷款人的最终同意并开始建设，修复成本预计超过1.2亿加元 [50][51][52] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司如何考虑资产负债表的配置 - 公司在股票回购方面保持机会主义，当股价下跌时会抓住机会回购股票；公司认为目前项目建设的总支出在15亿加元左右，处于目标范围内，对资本配置感到满意 [65][66] 问题2: 公司是否能在2022年下半年明确Sarnia工厂与ISO的合同是否续签 - 公司预计ISO将在第三季度对容量合同的所有申请人做出回复，公司已申请该合同并对成功获得合同有信心 [68] 问题3: 公司对阿尔伯塔省全年电价的预测上调是因为第一季度电价高于预期还是有其他因素 - 市场对该地区电价的预期在过去一个月左右显著上升，主要是由于天然气价格上涨导致发电机可变成本增加 [69] 问题4: 请分析公司电力定价指引的利弊因素 - 第一季度有一些一次性事件影响了业绩，但预计不会在剩余时间内再次出现；公司对天然气头寸感到满意，预计Centralia在后续季度表现将改善，同时随着肯特山修复工作的开展，预计将带来收入增长 [73][76][78] 问题5: 公司是否会因太阳能供应链挑战而加大风电开发力度并推迟太阳能开发 - 公司在风电开发方面经验更丰富，目前开发管道中风电项目占比较大，但也认为太阳能是具有颠覆性的技术，会继续关注其发展 [79][80] 问题6: 公司的煤炭和天然气转换资产的火花价差在2022年剩余时间内会扩大还是保持平稳 - 公司预计火花价差将比第一季度有所改善，尽管天然气价格高于预期，但团队预计会看到一定程度的扩大 [85] 问题7: 公司是否有超过2023年的天然气重大套期保值安排 - 公司天然气套期保值的最长期限通常为三年，加权平均期限约为一年半，目前主要集中在2022年和2023年上半年 [86][87] 问题8: 请解释水电部门辅助服务业务的情况以及运营和维护成本（OM&A）和竞争情况 - OM&A成本增加的主要原因是保险成本上升，这一趋势将持续全年；辅助服务价格同比下降主要是由于去年价格波动较大，而今年第一季度波动较小，但水电组合在能源和辅助服务方面的交易量同比有所增加 [89][91][92] 问题9: 公司在企业购电协议（PPA）方面相对于其他可再生能源公司的竞争优势是什么 - 公司的竞争优势包括提供高质量的客户服务、拥有广泛的发电和优化交易专业知识以及能够按时交付项目 [97][98][99] 问题10: 公司对美国海上风电有何看法，是否有兴趣参与 - 公司目前没有积极追求海上风电项目，但如果有合适的机会会考虑，不过海上风电不是公司的核心竞争力，可能需要与合作伙伴共同开展 [101][102] 问题11: 公司目前是否看到现场热电联产（co-gen）的需求，是否有意愿在加拿大或美国分配资本进行新的co-gen开发，以及如何看待加拿大co-gen的长期发展 - 公司曾期望co-gen有更多发展机会，但目前该领域的发展有所下降；公司正在参与一些co-gen开发机会，主要是为现有客户服务，并且更关注非天然气燃料的co-gen项目；由于监管环境的不确定性，公司认为在co-gen领域进行大规模投资存在风险 [107][108][109] 问题12: 公司在魁北克的运营站点是否有扩展机会，是否会考虑与当地合作伙伴合作或开展长期绿地项目 - 公司认为在魁北克扩展现有站点规模具有挑战性，目前除现有站点外没有其他项目；如果有机会与当地合作伙伴合资，公司会考虑，但目前不认为自己会参与该地区的招标项目 [111][112] 问题13: 请分析不列颠哥伦比亚省和太平洋西北地区的水位和水文情况以及夏季和秋季的展望 - 目前太平洋西北地区的水位略低于正常年份，阿尔伯塔省情况良好；加利福尼亚州及更南部地区非常干燥；未来情况将取决于春季降雨情况 [116][117] 问题14: 公司在经历了资产负债表改善、煤炭转天然气计划和市场转型后，如何看待自身从过去到现在向增长模式的转变 - 公司正在进行文化转变，注重以客户服务、技术创新和结果为导向；确保增长团队具备所需的能力，包括项目管理和成本控制；利用数据和创新，通过“一个TransAlta”平台优化维护决策 [119][120][123] 问题15: 请解释公司如何确定哪些项目适合转让给TransAlta Renewables（R&W），以及之前提到的三分之二的比例是否仍然适用 - 公司会根据项目的现金流、地理区域和税收影响等因素进行综合评估；目前美国资产更适合留在TransAlta，而加拿大和澳大利亚的项目对R&W更有影响；公司没有确定具体的转让比例，而是根据项目情况进行灵活评估 [128][130][131] 问题16: 根据上述原因，公司管道中的其他美国开发项目是否都不会转让给R&W - 不能绝对地说美国开发项目都不会转让给R&W，短期内R&W将专注于消化现有项目，同时考虑加拿大和澳大利亚项目的税收优势，但不会排除未来有美国项目转让的可能性 [136] 问题17: 请分析公司在阿尔伯塔省市场的利润、市场份额和资本投资的平衡策略 - 公司更关注从机队中获取最大价值，而不是市场份额，重点指标包括EBITDA、自由现金流和与现货价格相比的定价；公司认为市场未来将有大量天然气和可再生能源项目建设，将关注在可再生能源市场份额的增长 [138][139][142] 问题18: 公司是否期望通过并购来填补今年的增长目标缺口 - 公司主要专注于推进自身的项目管道以实现400兆瓦的增长目标，并购是额外的机会，但不是首要执行方式 [147][149] 问题19: 公司是否计划明年重新审视可再生能源产能目标，并可能超出预算但同时提高EBITDA回报 - 目前尚未决定调整目标，公司的重点是增加项目管道，通过评估现有设施的扩展机会、有机增长和潜在收购来实现这一目标 [151][152][153]

财务表现 - Q1 2022调整后EBITDA为2.66亿加元，自由现金流为1.15亿加元或每股0.42加元，股票回购1800万加元，流动性达24亿加元，现金超10亿加元[8] - 2022年Q1可再生能源和储能发电EBITDA占比53%，2020年为35%[9] 项目进展 - 俄克拉荷马州Horizon Hill风电场宣布200兆瓦增长项目，客户为Meta，预计EBITDA为2700 - 3000万美元，2023年下半年开工[12] - 与必和必拓合作的西澳大利亚Mt. Keith输电扩建项目，预计EBITDA为600 - 700万澳元，2023年下半年投入运营，已开工[15] 增长计划 - 清洁电力增长计划目标为到2025年新增2GW可再生能源容量，投资30亿加元，目前40%已落实[16][17][21] - 开发管道包括美国1275兆瓦、加拿大1520 - 2120兆瓦、澳大利亚228兆瓦项目[22][25][27] 阿尔伯塔省业务 - Q1 2022阿尔伯塔省水电平均溢价20%，天然气和能源转型平均溢价14%，75%能源生产已对冲[32][33] 子公司情况 - TransAlta Renewables Q1 2022调整后EBITDA为1.39亿加元，可分配现金为9000万加元[41] 2022年优先事项 - 实现安全绩效和机队可用性目标，推进“One TransAlta”运营和共享服务模式[43] - 交付EBITDA 10.65 - 11.85亿加元，自由现金流4.55 - 5.55亿加元，推进多项项目和合同相关工作[44]

TRANSALTA CORPORATION Management's Discussion and Analysis First 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. See the Forward-Looking Statements section of this MD&A for additional information. | Table of Contents | | | --- | --- | | Forward-Looking Statements | M2 | | Description of the Business | M4 | | ...

财务表现 - 2021年调整后EBITDA为12.63亿加元，较2020年增长36%；自由现金流为5.62亿加元，较2020年增长57%；每股自由现金流为2.07加元，较2020年增长59%[8] - 2021年各业务板块调整后EBITDA：水电增长207%至3.22亿加元，风电和太阳能增长6%至2.62亿加元，天然气增长35%至4.94亿加元，能源转型下降24%至1.33亿加元，能源营销增长21%至1.37亿加元，企业业务增长5%至 - 0.85亿加元[31] - 2022年调整后EBITDA指引为10.65 - 11.85亿加元，自由现金流指引为4.55 - 5.55亿加元[33] 业务发展 - 2021年宣布600兆瓦增长项目，投资机会约10亿加元，完成清洁能源增长计划的30%[13] - 美国、加拿大、澳大利亚均有开发项目，总规模分别为1105兆瓦、1470 - 2070兆瓦、228兆瓦[20][23][25] 战略目标 - 到2025年投资30亿加元实现新增2吉瓦可再生能源容量目标[3] - 到2026年将二氧化碳排放量较2015年水平减少75%[11] 2022年优先事项 - 对400兆瓦清洁能源项目达成最终投资决策，实现花园平原和北金矿太阳能项目商业运营，启动白石项目建设[37] - 实现调整后EBITDA 10.65 - 11.85亿加元，自由现金流4.55 - 5.55亿加元[38]

财务数据和关键指标变化 - 2021年公司实现调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）12.6亿加元，较2020年增长36%；自由现金流5.62亿加元，合每股2.07加元，较2020年每股增长59%，超过重述后指引区间上限；9月将普通股股息提高11%，年化股息达每股0.20加元 [5] - 2022年EBITDA指引区间为10.65 - 11.85亿加元，基于阿尔伯塔省电价每兆瓦时80 - 90加元的估计；自由现金流预计在4.55 - 5.55亿加元之间，中点相当于每股自由现金流1.86加元 [21][22] - 2021年底公司流动性达22亿加元，其中现金9.47亿加元 [22] 各条业务线数据和关键指标变化 发电业务 - 阿尔伯塔省机队全年发电近13000吉瓦时，Q4平均电价每兆瓦时107加元，全年每兆瓦时102加元，远高于2020年的每兆瓦时47加元；水电平均实现价格每兆瓦时122加元，较平均现货价格溢价19%；水电业务辅助服务量与预期基本一致，阿尔伯塔省水电机队EBITDA超3亿加元；天然气和煤炭机组实现价格每兆瓦时102加元；风电平均价格每兆瓦时63加元，为历年最强之一 [17][18] - 2022年约75%的阿尔伯塔省天然气发电量已按每兆瓦时75加元进行套期保值，约55%的天然气燃料需求按每吉焦2.75加元进行套期保值 [18] 能源营销业务 - 2021年实现调整后EBITDA 1.37亿加元，较2020年增长21% [20] 可再生能源和储能业务 - 可再生能源和储能资产EBITDA贡献从2020年的35%增至2021年的43% [10] - 2021年新增600兆瓦可再生能源项目，代表约10亿加元的资本投资，实现五年目标的30%（按兆瓦计算），全部投产后将贡献近1亿加元EBITDA，实现五年EBITDA目标的40% [9][10] 各业务板块调整后EBITDA变化 - 阿尔伯塔省水电机队调整后EBITDA从2020年的1.05亿加元增至2021年的3.22亿加元，增长两倍 [20] - 新天然气板块调整后EBITDA同比增长35%，从2020年的3.67亿加元增至2021年的4.94亿加元 [20] - 能源转型板块调整后EBITDA同比下降24%，因2020年底Centralia一号机组退役；预计2022年该板块贡献将进一步下降，因2021年底Keypills一号机组和2022年4月Sundance四号机组退役 [20] 各个市场数据和关键指标变化 美国市场 - 可再生能源需求强劲，公司有超800兆瓦潜在开发项目，俄克拉荷马州200兆瓦Horizon Hill项目进展顺利，正推进至最终投资决策阶段；预计2022年将为开发管道增加优质项目 [12] 澳大利亚市场 - 西澳大利亚州为偏远矿业客户提供清洁能源解决方案的机会增加，14兆瓦Mount Keith容量和输电扩建项目进入高级开发阶段，预计未来几个月与必和必拓等达成更多项目的最终投资决策 [15] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司致力于实现2025年2吉瓦清洁能源增长目标，2021年已完成600兆瓦，2022年目标是对另外400兆瓦可再生能源项目做出投资决策 [9][26] - 加拿大业务从商业基载天然气发电转向优化水电和风电资产价值，关注电池储能、风能和太阳能，如提交阿尔伯塔省180兆瓦电池储能项目申请 [13] - 美国业务推进俄克拉荷马州White Rock项目建设，预计2023年下半年实现商业运营，将使美国风电装机容量从375兆瓦增至675兆瓦 [11] - 澳大利亚业务为满足客户ESG目标，开发定制清洁能源解决方案 [15] - 公司注重与购电协议（PPA）匹配开发项目，确保项目经济可行性；持续发展工商业（C&I）业务，平衡合同电量和市场敞口以获取高价收益 [37][39] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对公司实现剩余清洁能源增长计划充满信心，认为公司现金流具有韧性，业务受优质多元化资产组合支撑，在清洁能源领域处于领先地位，有广泛增长机会和强大财务基础 [27][28][29] - 目前未看到供应链和通胀压力对清洁能源增长计划造成重大影响，市场对可再生能源的需求稳定，PPA价格已调整以反映通胀压力 [38] 其他重要信息 - 公司2019年启动的加拿大煤炭发电淘汰三年过渡计划已完成，实现全天然气发电，比政府2030年目标提前九年；自2005年以来，公司已减少2900万吨二氧化碳排放，2021年减少390万吨，同比下降24%；公司设定更宏伟目标，到2026年将二氧化碳排放量较2015年减少75%，是加拿大首家承诺设定科学减排目标的上市电力公司 [7][8] - 公司投资Ekona以推进其氢技术平台商业化，若成功，该技术将生产更清洁、低成本氢气，并可在现有天然气基础设施所在地部署 [9] - TransAlta Renewables 2021年新增四项资产，调整后EBITDA增加；与FMG的合同纠纷解决，FMG重新成为客户；预计2022年调整后EBITDA在4.8 - 5.25亿加元之间，同比增长约9%；因Kent Hills影响、South Headland债务本金偿还和Sarnia停电相关准备金结算，预计2022年资金分配能力（CAFD）中点较2021年下降，股息支付率将在88% - 102%之间，超过80% - 85%的目标范围；Kent Hills修复计划按计划进行，预计第二季度开始施工 [23][24] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：美国开发管道变化的驱动因素是什么，是否与供应链或通胀压力有关？ - 公司表示这是开发团队持续评估项目潜力和优先级的结果，目前并非受供应链或通胀挑战驱动 [32][33] 问题2：2吉瓦清洁能源增长目标是否仍为2025年实现，有无灵活性？ - 公司称目标仍为2025年实现，会在发展过程中重新评估，但目前维持不变 [34] 问题3：影响2吉瓦清洁能源增长计划的主要因素有哪些？ - 公司认为主要关注能否找到匹配项目的PPA客户，若通胀压力或市场需求变化影响企业向可再生能源转型的动力，可能会影响计划进展；目前市场需求稳定，PPA价格已调整以反映通胀压力 [36][38] 问题4：幻灯片中提及的阿尔伯塔省商业机队长期合同指哪些项目，公司如何看待合同现金流与商业现金流的现状和未来目标？ - 公司指的是商业机队，部分对冲头寸基于与工商业客户的多年合同；正在推进Garden Plain剩余商业头寸的合同签订，发展工商业业务是关键；目标是平衡合同头寸和市场敞口，以利用高价机会；Todd补充Sun 5项目有一份2023年开始的长期合同，将提升公司整体合同比例 [39][40] 问题5：如何看待TransAlta Renewables与TransAlta的关系，前者作为融资工具的战略意义是否仍存在？ - 公司认为TransAlta Renewables是持有大量合同天然气和可再生能源资产的工具，可帮助资助增长，会考虑向其注入项目；两家公司战略正在趋同，会持续评估其定位，目前仍是核心支柱 [42][43] 问题6：FMG和解协议对未来EBITDA有何影响？ - 公司称和解协议保密，无法披露具体条款，但很高兴解决纠纷，让FMG重新成为客户；为满足FMG需求，购买了备用发动机，导致维持性资本支出增加 [44] 问题7：太平洋西北地区业务在2025年底第二台机组退役后，有何维持市场地位的计划，有无天然气转换或可再生能源机会？ - 公司认为将二号机组从煤炭转换为天然气具有挑战性，包括天然气供应和许可问题；正在评估在该地区增加可再生能源（如太阳能）、引入替代技术、增加风电项目和考虑储能的可能性 [46][48] 问题8：水充电器项目与Brookfield水电投资的相互作用如何，资本成本和EBITDA计算方式怎样？ - 公司表示开发过程中会与Brookfield沟通，初步认为该项目收入将纳入水电现金流，资本由公司承担，后续会纳入Brookfield的收购计算 [49][50] 问题9：如何考虑不同地区的投资门槛率，阿尔伯塔省核心市场与美国、澳大利亚的投资有何不同？ - 公司称门槛率基于项目风险评估，美国和阿尔伯塔省的项目风险特征相似，澳大利亚项目回报率也相近；投资决策更多受基础回报率、交易对手质量、开发风险、监管确定性和期限等因素影响，而非地理位置 [52][53] 问题10：电池在不同气候条件下（如阿尔伯塔省寒冷天气和澳大利亚炎热天气）的性能如何？ - 公司表示目前在阿尔伯塔省南部的风电充电项目未受天气影响，设备处于合适运行温度范围；澳大利亚北部金矿项目的储能组件在炎热天气下表现正常，但需进一步核实具体情况后回复 [54] 问题11：今年400兆瓦新项目在阿尔伯塔省的情况如何，是注重合同签订还是有商业敞口？ - 公司表示阿尔伯塔省的重要项目中，Ripplinger 300兆瓦风电场和Tempest 100兆瓦风电场将寻求签订合同；水充电器180兆瓦电池项目更倾向于商业运营，可与水电设施协同，提供辅助服务；SunHill 4太阳能项目也将寻求签订合同；约四分之三项目将签订合同，商业项目与水电相关，可通过优化团队实现价值 [56][57] 问题12：在成本压力下，维持项目和投资组合回报的措施有哪些？ - 公司表示项目与PPA挂钩，确保经济可行性；PPA价格已调整以反映建设成本增加；签订PPA时，尽量锁定90%的项目成本，如固定涡轮机价格和签订EPC合同；关注设备供应地，考虑提前交付组件以应对通胀压力和确保项目进度 [58][59] 问题13：今年重新签订合同的时间和EBITDA影响如何？ - 公司称已与一家比特币矿业公司签订合同，另外三家主要工业客户的谈判处于后期阶段，预计上半年完成签约，EBITDA预期与当前相当或略好；ISO方面，安大略省政府RFP流程进展较深入，公司2月底已注册，规则和合同预计4月底确定，8月底授标，预计2026年及之后五年的ISO合同EBITDA会有所减少；工业客户和ISO合同的EBITDA占比约为30% - 40%和60% [62][64] 问题14：今年到期债务的偿还策略是什么？ - 公司预计对到期债务进行再融资，不会等到11月，财务团队已对大部分基础债务进行套期保值 [66] 问题15：White Rock项目资本支出增加，EBITDA预测是否通过PPA完全弥补，有无商业成分，能否抵消资本支出？ - 公司表示EBITDA预测基于PPA合同，会因PPC处理方式有所变化；项目有商业头寸，可补充EBITDA现金流 [67][68]

A c c e l e r a t i n g C l e a n 2 0 2 1 I n t e g r a t e d R e p o r t About This Report Welcome to TransAlta's seventh consecutive Integrated Report, which combines our financial and sustainability goals and results. This is an industry-leading practice and Trans Alta is one of only a few companies to do this in North America. We believe sustainability performance should be evaluated, managed and communicated alongside our financial performance to demonstrate the impact on financial, environmental and s ...

财务数据和关键指标变化 - Q3可比EBITDA为3.81亿加元，较上一时期增长49%，每股自由现金流环比增长79% [9] - 年初至今，可比EBITDA达9.93亿加元，较2020年增长43%，每股自由现金流为1.68加元，同比增长52% [10] - 本季度宣布普通股股息增加11%，年化股息为每股0.20加元 [10] - 上调2021年EBITDA和自由现金流指引，中点分别增加1亿加元和5000万加元 [11] - 预计2021年可比EBITDA在12亿 - 13亿加元之间，中点较Q2指引增加9% [39] - 预计2021年自由现金流在5亿 - 5.6亿加元之间，中点每股自由现金流为1.96加元，较Q2指引增加11% [40] - 调整阿尔伯塔省全年电价展望至95 - 105加元/兆瓦时，Mid - C地区至50 - 60加元/兆瓦时 [41] - 能源营销部门毛利率展望提高至1.95亿 - 2.1亿加元 [41] - 9个月自由现金流已超过2020年全年结果27%，季度末流动性达23亿加元，其中现金11亿加元 [42] 各条业务线数据和关键指标变化 水电业务 - Q3 EBITDA从2020年的2800万加元增至8200万加元，近乎增长两倍 [28] - Q3平均实现价格为114加元/兆瓦时，较平均现货价格溢价14%，总收入超预期 [35] 阿尔伯塔热力业务 - Q3 EBITDA从2020年的4700万加元增至1.04亿加元，同比增长超一倍 [29] - 本季度产量超3300吉瓦时，同比增长6%，实现收入3.81亿加元，Q3平均池价为100加元/兆瓦时，2020年Q3为44加元/兆瓦时 [31] - 本季度热力舰队发电量约2500吉瓦时，平均实现价格101加元/兆瓦时，已对冲近1900吉瓦时基本负荷容量，约占预期热力产量的74%，平均价格76加元 [32] - 预计2021年第四季度热力资产总产量约2300吉瓦时，其中1400吉瓦时（60%）已对冲 [33] 风能和太阳能业务 - EBITDA从2020年的3600万加元增至5500万加元，受益于阿尔伯塔省更高的实现价格和Skookumchuck风力设施的加入 [29] 能源营销业务 - Q3 EBITDA为5800万加元，2020年为4900万加元 [30] 子公司TransAlta Renewables - Q3可比EBITDA增加600万加元，主要因Ada和Skookumchuck设施的加入 [36] - 本季度可分配现金较2020年同期减少1900万加元，主要由于South Hedland融资利息支出增加和备用发动机采购导致的维持性资本增加 [37] - 预计2021年可比EBITDA在4.5亿 - 4.8亿加元之间，可分配现金在2.5亿 - 2.7亿加元之间 [38] 各个市场数据和关键指标变化 - 阿尔伯塔市场因PPA到期和需求复苏，水电和热力业务受益于强劲定价，Q3平均池价为100加元/兆瓦时，2020年Q3为44加元/兆瓦时 [31] - 预计2021年第四季度及2022年天然气价格上涨将对电价产生上行压力，公司约70%的第四季度预期产量和2022年约一半的产量有天然气对冲 [34] - 预计阿尔伯塔省全年电价在95 - 105加元/兆瓦时之间 [35] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 推进2吉瓦增量可再生能源项目，以支持清洁能源增长计划 [12] - 收购122兆瓦北卡罗来纳州太阳能组合，扩大美国太阳能业务版图，预计每年贡献约900万美元EBITDA [17] - 推进多个项目建设，包括Windrise项目、Northern Goldfields太阳能和储能项目、Garden Plain风力项目等 [13] - 完成Keephills 3的煤炭转天然气转换，关闭Highvale煤矿，阿尔伯塔省所有设施将使用低碳天然气发电 [14] - 暂停Sundance 5重新发电项目，退役加拿大剩余煤炭机组 [14] - 参与COP26活动，加入165成员联盟，致力于提供清洁能源解决方案 [15] - 继续推进俄克拉荷马州500兆瓦高级阶段风力项目开发，目标在未来几个月做出最终投资决策 [22] - 调整加拿大业务策略，从商业基本负荷天然气发电转向探索水电和风力舰队与电池储能和太阳能结合的机会 [23] - 在澳大利亚为客户提供定制清洁能源解决方案，重点推进西澳大利亚的机会 [24] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司本季度表现出色，多元化业务组合带来优异成果，有信心实现2021年修订后的EBITDA和自由现金流指引 [9][11] - 能源市场价格波动，公司通过资产优化和运营团队的工作，抓住市场机会，实现了良好的财务表现 [11] - 尽管遇到Kent Hills风力设施塔架倒塌等问题，但公司有能力应对挑战，继续推进业务发展 [16] - 公司在清洁能源转型方面取得显著进展，有望成为低成本、可靠和清洁能源发电的领导者 [48] 其他重要信息 - Kent Hills 2风力设施塔架倒塌，剩余涡轮机已停机进行工程和安全评估，初步发现多个基础存在地下裂缝扩展问题 [16] - 公司与新不伦瑞克电力公司就该事件进行讨论，将在有更多信息时分享恢复服务计划 [16] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 2022年展望及套期保值策略 - 公司有意在2022年增加更多套期保值，目前团队正在努力，认为当前远期曲线价格合理，锁定价格可保障业绩 [50] 问题2: 新不伦瑞克省Kent Hill问题及与政府合作可能性 - 目前与新不伦瑞克电力公司的讨论主要围绕让其了解风电场评估情况和修复方向，确保安全，未来几周需更好了解风电场状况和基础修复计划后，再讨论潜在解决方案 [51][53] 问题3: 维护资本支出展望 - 2021年是维持性资本支出较高的一年，第四季度约8000万加元支出与Keephills 3煤炭转天然气转换有关，未来支出预计会适度降低，可能会增加大坝安全方面的支出，2022年Sarnia工厂也会有相关资本支出 [55][56][58] 问题4: 套期保值的一般理念 - 公司有团队每月评估套期保值情况，不仅考虑电力销售，还包括天然气等输入成本，通过多期建模形成内部价格预期，与远期曲线对比，从概率角度评估，通常关注基本负荷机组的套期保值 [59][60][61] 问题5: Sarnia工厂维护资本支出与合同续约的关系 - 资本支出与合同续约无直接关联，主要是工厂运营到一定阶段需要进行适当检查，2022年和2023年都会有相关支出，ISO合同到2025年底到期，期间及之后都需要维护 [66][67][68] 问题6: 电力和天然气套期保值步伐差异的原因 - 公司基于对天然气价格上涨的预期，提前锁定了部分天然气供应，平均价格在2.70 - 2.75加元/加仑，而电力市场流动性较差，随着电力远期曲线价格上涨，团队开始增加电力套期保值 [71][72][73] 问题7: 未更多锁定2022年天然气套期保值对AECO价格的预期 - 预计北美天然气价格将维持在高位，但峰值电力销售价格与天然气价格无直接关联，公司认为可以承受峰值时段较高的天然气成本 [75][76] 问题8: 2022年指导意见发布时间及不确定性 - 公司倾向于12月完成预算流程，但Kent Hill问题是目前最大的不确定性，尚未确定指导意见发布时间，若能确定数据，希望尽早公布 [79][80] 问题9: 美国俄克拉荷马州风力项目合同签订情况 - 今年可能签订一份合同，明年可能签订一到两份，目前正在努力锁定价格，降低供应链和项目交付风险 [83] 问题10: South Hedland项目进展及EBITDA预期 - 与FMG的合同纠纷解决已进入最终审批阶段，预计圣诞节前完成，希望FMG重新成为客户 [85][86] 问题11: Kent Hills与新不伦瑞克电力公司的合同义务及保险情况 - 目前评论合同义务和保险情况还为时过早，合同中有补救计划的相关条款，公司不担心与新不伦瑞克电力公司的PPA [87] 问题12: 2022年债务到期的处理方式 - 公司会关注增长项目的推进情况，根据2022年的流动性决定如何处理到期债务，目前有多种选择和灵活性 [88] 问题13: 如何看待合并和非合并杠杆 - 公司希望利用现有资金推动增长项目，关注公司债务水平，目标保持在10亿加元左右，目前现金充裕，债务到期时可能会减少，但仍会优先推动增长项目 [89] 问题14: 阿尔伯塔省企业PPA市场变化 - 由于电价上涨，工商业对电力合同的兴趣有所增加，为公司带来了签约机会，可再生能源PPA市场中，虽然部分合同规模较小，但市场参与者众多，公司在Garden Plain项目的签约上有良好体验，Ripplinger项目需要创新和合作伙伴来寻找合适的承购方 [92][93][96] 问题15: 俄克拉荷马州风力项目的互联进程及潜在时间限制 - 公司对项目的许可和监管审批有信心，部分审批会在签订PPA后的九个月内完成，目前项目处于高级阶段，与设备供应商、EPC承包商进行了深入讨论，正在就500兆瓦的电力承购进行独家谈判 [98][99] 问题16: 能源营销业务指导意见及未来表现预期 - 今年能源营销业务表现出色，得益于美国市场的特殊动态，但难以预测未来机会，团队会在制定2022年指导意见时考虑合适的水平，预计业务的基础表现会比五年前有所提升，但仍持保守态度 [101][102][105] 问题17: 未来一年的资本部署及资产注入RMW的可能性 - 公司将重点推进俄克拉荷马州三个风力农场的签约，加速其他风力、太阳能和储能项目的开发，扩大项目管道，认为当前阿尔伯塔省的价格环境有利于公司转型 [108][109][110] 问题18: 今年的表现对5 - 10年计划的影响 - 今年的表现为未来的5 - 10年计划奠定了更坚实的基础，公司将努力执行计划，同时保持投资纪律，确保获得目标回报 [111] 问题19: 是否有现有农场或设施的扩展或重新发电机会 - 公司正在关注宾夕法尼亚州Big Timber、怀俄明州风力项目的扩展以及阿尔伯塔省的储能机会，利用现有基础设施提高回报 [112][113] 问题20: 现金余额和资本分配对并购的影响 - 公司持续评估并购机会，有专门团队负责，通常关注1 - 400兆瓦的单一资产或小型投资组合，收购规模下限约为1亿加元，同时也会偶尔考虑股票回购 [115][119][120] 问题21: Sarnia工厂合同续约情况 - 重新签约协议签署后即可生效，公司会根据市场情况重新评估协议的经济性，工厂与ISO的合同到2025年到期，公司团队正在参与安大略省中长期电力采购的讨论 [122] 问题22: Kent Hills财产保险索赔预期及时间线 - 目前提供保险赔偿的可靠指导还为时过早，公司已通知保险公司，预计会有一定的保险赔偿，但无法确定范围、规模和时间 [124] 问题23: Kent Hills其他涡轮机工程评估的时间 - 预计还需要六到八周完成评估工作，主要包括了解基础现状和制定修复计划，以及确定故障根本原因，最早年底能有更清晰的结果 [125][126] 问题24: Sundance 5重新发电项目是否会重启 - 公司认为Sundance 5项目不会以原计划形式重启，更关注氢能机会和相关技术发展，已完成资本分配的转变 [128][129][130] 问题25: 与Brookfield的关系对脱碳机会的影响 - 目前与Brookfield在机会开发方面保持一定距离，主要关注阿尔伯塔省的水电业务，公司增长团队主要采取独立方式开展业务，但不排除未来合作的可能性 [132][133]

财务表现 - Q3可比EBITDA达3.81亿美元，同比增长49%；自由现金流为1.89亿美元，同比增长78%；每股自由现金流为0.7美元，同比增长79%[7][29] - 2021年全年可比EBITDA指引上调至12 - 13亿美元，自由现金流指引上调至5 - 5.6亿美元[35] 项目进展 - 收购122兆瓦北卡罗来纳州太阳能项目组合，预计年发电量约19.5万兆瓦时[11] - 206兆瓦Windrise风电项目处于调试最后阶段，预计本月投入商业运营[8][15] - 130兆瓦Garden Plain风电项目已开工建设，预计2022年下半年投入运营[8][18] 发展规划 - 宣布清洁电力增长计划，目标到2025年新增2吉瓦可再生能源装机容量，投资30亿美元[2] - 到2025年将项目储备扩大至5吉瓦，到本十年末使可再生能源船队规模翻倍[2] 风险因素 - 前瞻性陈述受诸多风险影响，如COVID - 19、供应链中断、市场价格波动等[3] 年度剩余优先事项 - 完成Windrise项目，推进Garden Plain风电项目建设，开展北金矿项目建设规划[42] - 实现修订后的EBITDA和自由现金流指引，安排Windrise项目融资[43]

前瞻性声明 - 报告包含前瞻性声明，涉及花园平原风电项目、Windrise风电项目等多方面，受COVID - 19、市场价格波动等因素影响[2][3] Q2业绩成果 - 可比EBITDA增长39%达3.02亿美元，自由现金流（FCF）增长52%达1.38亿美元，FCF每股增长55%至0.51美元[10][36] - 完成Keephills 2 CTG、先锋管道出售，207 MW Windrise风电项目完成88% [10][12][16] - 与BHP合作启动48 MW北金矿区太阳能与储能项目，与Pembina启动130 MW花园平原风电项目[11][13] 增长管道项目 - 高级阶段开发项目共500 MW，包括Horizon Hill等风电项目；早/中期阶段前景项目规模在2.3GW - 2.9GW [29] 财务亮点 - 各业务板块Q2 2021 EBITDA和现金流有不同表现，总EBITDA增长39%，现金流增长19% [37] - 阿尔伯塔电力组合各能源类型有不同产量、对冲比例和价格情况 [39] 展望更新 - 可比EBITDA展望上调至11 - 12亿美元，上调约13%，每股上调约22%；FCF展望上调至4.4 - 5.15亿美元 [43] 财务实力 - FCF和FCF每股数据近年有变化，2021年更新指引分别为4.4 - 5.15亿美元和1.63 - 1.91美元 [47] - 高级公司债务近年下降，2021 Q2为11亿美元；流动性近年有波动，2021 Q2为14亿美元 [49][51] 年度剩余时间优先事项 - 注重安全、可靠性和可用性，推进增长和客户解决方案战略举措，实现修订后的EBITDA和FCF指引 [53] 投资吸引力 - 资产组合多元化，推动稳健现金流；是清洁能源领导者，注重ESG [55] - 拥有约3 GW的强大且多元化项目管道 [56]