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]

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 | | ...