财务数据和关键指标变化 - Q2可比EBITDA增长39%，自由现金流每股季度环比增长55%；年初至今可比EBITDA增长40%，自由现金流每股同比增长38% [8][9] - 2021年EBITDA和自由现金流指引分别上调13%和22%，可比EBITDA预计在11 - 12亿美元，自由现金流预计在4.4 - 5.15亿美元 [9][47][48] - 能源营销部门毛利率展望上调至1.7 - 2亿美元，维持资本支出预期上调至2 - 2.25亿美元，阿尔伯塔省年度电价展望调整为80 - 100加元/兆瓦时 [50][51] - 水电部门EBITDA预计接近3亿美元 [52] 各条业务线数据和关键指标变化 阿尔伯塔水电和热力部门 - 水电EBITDA从2020年的2900万美元增至今年的9600万美元，热力EBITDA从2020年的3000万美元增至今年的8500万美元 [27] - 阿尔伯塔热力部门Q2生产约2400吉瓦时，平均实现价格93加元/兆瓦时，因套期保值计划，略低于平均结算池价格 [34] - 预计Q3和Q4各生产约2300吉瓦时，Q3套期保值约1800吉瓦时，Q4套期保值约800吉瓦时 [35] 能源营销部门 - Q2表现出色，与2020年Q2结果相当 [28] 风能和太阳能部门 - 因各地区风力资源减少，产量低于2020年，但Skookumchuck设施的加入部分抵消了影响 [28][29] 北美天然气部门 - Sarnia设施意外停运，EBITDA低于预期，但Ada设施的加入和阿尔伯塔省Fort Saskatchewan工厂更高的实现价格部分抵消了下降 [29] Centralia - EBITDA较2020年同期减少1300万美元，现金流减少1600万美元，主要因Centralia 1号机组退役及计划外停运 [30] 各个市场数据和关键指标变化 - 阿尔伯塔省和其他西部地区Q2电价受高温天气显著影响，6月平均电价达141加元/兆瓦时，Q2平均电价为105加元/兆瓦时 [32][33] - 预计阿尔伯塔省剩余时间现货电价约为80加元/兆瓦时 [40] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司致力于为客户提供定制化清洁能源解决方案，以满足其ESG目标，重点发展可再生能源业务 [20][22][23] - 推进多个可再生能源项目，如与BHP的混合太阳能和电池储能项目、Garden Plain风电项目等 [12][13] - 评估Sundance 5重新发电项目，考虑成本、市场供需动态和监管环境等因素 [17] - 完成Keephills 2的煤改气转换，推进Keephills 3的转换工作，年底前阿尔伯塔省所有设施将使用低碳天然气发电 [16] 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，多元化业务组合持续带来强劲业绩，阿尔伯塔省发电业务潜力得到释放 [8][31] - 公司财务状况良好，流动性充足，有能力为未来增长提供资金 [54] - 公司在减少温室气体排放方面取得显著进展，接近加拿大2030年目标的8% [18] 其他重要信息 - 7月与BHP达成协议，为其提供48兆瓦混合太阳能和电池储能解决方案，10年内减少54万吨二氧化碳排放 [12] - 5月宣布130兆瓦Garden Plain风电项目，与Pembina签订18年协议 [13][22] - 截至6月30日，207兆瓦Windrise项目完成88%，预计秋季实现商业运营 [14] - 6月底完成Pioneer Pipeline出售，获得1.28亿美元收益，将重新投入可再生能源增长计划 [15] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: Sundance 5重新发电项目成本及选项 - 公司继续评估项目，未决定是否推进，考虑供应、监管和碳定价等因素；7月28日宣布结束封存，暂无计划恢复运行；可选择类似Keephills的简单转换；若要在2024年上半年完成，需在今年晚些时候做出正式决定 [66][67][68][70][71] 问题2: 蒸汽中断问题及成本影响 - 三次技术故障导致蒸汽中断，工厂已恢复运行，预计无重大资本成本，清算损失已在财务报表中体现 [73][74] 问题3: 澳大利亚混合太阳能项目在TransAlta Renewables层面的经济情况 - 开发项目的经济情况将汇总到TransAlta Renewables [76] 问题4: 计划外停运详情及下半年风电资产预期 - 三次技术故障为独立事件，工厂已恢复；下半年风电资产预期基于平均生产结果 [80][84] 问题5: Sundance 5不推进时，与Shell的协议及资本分配 - 与Shell的安排不依赖特定机组，可分配到其他发电区域；若不推进Sundance 5，可能增加可再生能源投资；目前股价下，股票回购不是优先事项 [90][92][94] 问题6: Hedland和解进展及EBITDA提升 - 仍在敲定和解协议，将在未来几周完成 [97] 问题7: Sundance 5是否考虑新技术及Kineticor涡轮机销售 - 仍在评估阶段，未决定是否更换涡轮机，暂不评论不推进项目时涡轮机的回收情况 [102][103] 问题8: 9月20日能否获得Sundance 5决策信息 - 公司将努力在投资者日提供更多清晰信息 [104] 问题9: 能源营销部门盈利能力是否有永久性变化 - 该部门依赖市场机会，波动性和可再生能源是关键因素，可能出现结构性向上转变 [107][109] 问题10: Sundance 5项目展望变化原因 - 考虑碳定价、性能标准、负荷增长、拟议发电和CCS技术等多种因素 [116][117][119] 问题11: Sarnia重新签约情况及AESPO报告影响 - 努力扩大Blue Water Energy Park的承购商；已完成与一家主要承购商的重新签约，与其他三家的讨论进展顺利；对与AESO重新签约持乐观态度 [120][121][122] 问题12: 增长管道中其他项目的最佳机会 - 澳大利亚有天然气、太阳能和风电机会；加拿大有工业、机构和商业对可再生能源的需求，推进风电场和太阳能项目；美国伊利诺伊州和PJM有机会 [126][127][128] 问题13: 如何看待碳合规成本与碳价格上涨的紧张关系及清算价格趋势 - 长期来看，碳价格上涨将影响电价，但近期影响较小 [135] 问题14: 阿尔伯塔省可再生能源结构化电力交易机会 - 认为这是一个大机会，目前阿尔伯塔省承购商需求不足，但西澳大利亚矿业社区有需求；公司可利用现有风电和水电资产，考虑增加储能 [137] 问题15: 企业合作是否是可再生能源增长的途径及资源投入 - 公司以客户为中心发展可再生能源，预计项目大多通过合同形式，会加强与客户的合作 [142][143] 问题16: 是否需要多元化开发团队及太阳能和储能的风险回报权衡 - 公司正在开发增量储能项目，认为储能回报前景改善；太阳能竞争激烈，回报压缩，但公司会发展太阳能技术和考虑收购机会 [144][145] 问题17: 阿尔伯塔水电业绩中热浪的影响及未来溢价预期 - 水电价格相对于现货价格的溢价符合预期，Q2高价受高温、互联故障、停运和负荷回升等多种因素影响；通常在冬季和夏季温暖月份可实现溢价 [149][150][154] 问题18: Sundance 5不推进时，天然气供应承诺与内部消费预测的匹配情况 - 目前无法确定是否会违反承诺，公司会评估天然气供应情况，有多余供应时会考虑重新销售；采购天然气确保高峰日供应，本身会有未使用的情况 [157][159]

一季度业绩亮点 - EBITDA增长41%，FCF每股增长23%[7][8] - 130MW Garden Plain风电场与Pembina Pipeline合作启动，207MW Windrise风电场完成84%[7][9] - 获得21亿美元流动性，包括6.5亿美元现金，为增长计划提供资金[14] 财务数据对比 - 2021年Q1 FCF为1.29亿美元，2020年为1.09亿美元；FCF每股2021年为0.48美元，2020年为0.39美元；可比EBITDA 2021年为3.1亿美元，2020年为2.2亿美元[22] - 2021年Q1各业务板块总现金流为2.66亿美元，2020年为1.87亿美元，增长42%[24] 项目进展与规划 - 公司增长管道中有多个风电和水电项目，如Horizon Hill Wind（200MW）、White Rock East Wind（200MW）等[17] - 2021年剩余时间优先事项包括确保美国和澳大利亚的增长项目、完成Windrise等[40] 风险因素 - 前瞻性陈述受COVID - 19、市场价格波动、需求变化等多种风险因素影响[2][3] 公司优势 - 拥有多元化资产组合，推动弹性现金流，是清洁能源领导者，注重ESG[42]

财务数据和关键指标变化 - 公司第一季度可比EBITDA增长41%，达3.1亿加元，主要得益于阿尔伯塔业务和能源营销业务的强劲表现；自由现金流每股增长23%，达0.48加元，约1.29亿加元 [10][26][27] - 公司预计年度EBITDA和自由现金流将处于指引范围的上限，因第一季度现金流表现强劲，且预计阿尔伯塔省电价在今年剩余时间将保持强劲 [44] - 公司季度末流动性为21亿加元，包括6.5亿加元现金，高级公司债务水平降至11亿加元，低于目标水平 [44][45] 各条业务线数据和关键指标变化 阿尔伯塔水电业务 - 现金流从去年的2300万加元增至本季度的7200万加元，实现三倍增长，因PPA到期，该业务充分受益于市场高价 [28] - 本季度未直接对冲水电设施电量，平均实现价格为每兆瓦时122加元，较平均现货价格溢价28%，与2019年和2020年冬季月份的溢价相似 [41] 风能和太阳能业务 - 本季度现金流与预期相符，但较2020年同期略有下降，因本季度支付了线路损耗准备金，不过阿尔伯塔省的更高实现价格和Skookumchuck设施的加入部分抵消了这一影响 [29] 北美和澳大利亚天然气业务 - 本季度结果增加约800万加元，即约14%，主要由于Ada设施的加入和阿尔伯塔省Fort Saskatchewan设施的更高实现价格 [30] 能源营销业务 - 第一季度实现4500万加元的现金流，表现出色，通过对实物和金融能源产品的短期不利交易实现盈利 [31] 企业成本 - 本季度企业成本下降，主要由于收到加拿大紧急工资补贴和第一季度与公司股票表现相关的总回报掉期实现收益 [32] TransAlta Renewables - 季度环比可比EBITDA增长4%，主要由于环境信用的时间和确认、较低的间接成本以及澳元的走强，但较低的风能资源导致产量下降，部分抵消了这些收益；AFFO和CAFD每股与去年持平 [35] - 本季度完成了Windrise设施的下拉，并于4月1日完成了Skookumchuck风能和Ada热电联产设施的经济权益转移，这些投资将在2021年为R&W的EBITDA做出贡献 [36] - 公司维持对TransAlta Renewables的CAFD预测，在2.85亿加元至3.15亿加元之间，或约每股1.13加元 [37] 阿尔伯塔业务 - 本季度阿尔伯塔总投资组合发电量约为2700吉瓦时，收入达2.84亿加元 [39] - 阿尔伯塔热力舰队本季度发电量为2100吉瓦时，平均实现价格为每兆瓦时87加元，由于对冲计划的影响，实现价格略低于平均结算池价格；本季度对冲了约1600吉瓦时的基荷容量，平均价格为每兆瓦时64加元，对冲收入和峰值销售的结合使阿尔伯塔热力的收入与2020年大致持平，但产量较低 [40] 各个市场数据和关键指标变化 - 第一季度阿尔伯塔省和其他西部地区的电价受寒冷天气影响显著，2月极端寒冷，该月电价平均为152加元，推动第一季度平均池价格结算为每兆瓦时95加元 [39] - 公司预计今年剩余时间阿尔伯塔省现货价格将稳定在每兆瓦时65至70加元的指引范围上限 [42] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司目标是成为专注于可持续增长和脱碳的客户的首选供应商，专注于推进三个核心运营支柱：TransAlta Renewables、阿尔伯塔水电和热力发电集团，后两个集团支撑着阿尔伯塔业务 [19] - 公司以客户为中心推动增长，通过独特的产品和广泛的投资组合为客户提供清洁能源解决方案，目标是今年推进两个新的风能项目，一个在阿尔伯塔省，另一个来自美国风能开发投资组合 [23] - 公司正在推进煤炭向天然气的转换计划，Sundance 6和Sheerness的转换已于今年早些时候完成，Keephills 2的转换正在进行中，Keephills 3的转换计划于秋季完成，随着Highvale煤矿于12月31日关闭，所有阿尔伯塔省热力设施将不再使用煤炭，仅使用低碳天然气发电 [15] - 公司已基本完成Sundance 5重新发电项目的规划和详细工程设计，预计该工厂的总输出将接近750兆瓦；项目成本已增加，新的估计资本成本范围在9亿加元至9.5亿加元之间；公司还在积极评估碳捕获和储存解决方案，以便该机组最终采用 [15][16] - 公司宣布不会推进与Energy Transfer Canada的Kaybob热电联产设施项目，并已对其提起仲裁程序，指控其错误终止协议 [18] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司第一季度表现出色，对团队的表现和推进优先事项的进展感到满意，预计年度EBITDA和自由现金流将处于指引范围的上限 [10][44] - 公司认为阿尔伯塔省当前的电价水平在每兆瓦时65至70加元的范围内是合理的，与市场的长期边际成本相符，且反映了发电的真实成本 [65][86] - 随着可再生能源在市场中的份额增加，公司认为未来需要有稳定的发电技术，如天然气、电池、抽水蓄能等，以应对可再生能源的间歇性问题 [136][137] 其他重要信息 - 公司将2021年投资者日推迟至今年初秋，届时将与投资者探讨2021年及以后的战略计划 [53] - 公司将联合信贷安排转换为可持续发展挂钩贷款，将借款成本与温室气体减排和性别多样性目标挂钩，进一步强调了公司对ESG目标的承诺 [17] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 新风能项目Garden Plain剩余30兆瓦的合同计划、是否适合下拉至TransAlta Renewables以及1700万加元EBITDA估计的依据 - 公司正在积极营销剩余30兆瓦的电力，认为有很多机会与现有客户和招标项目达成合同；该项目是下拉至TransAlta Renewables的优秀候选项目，剩余的商业部分不会成为下拉的障碍；1700万加元的EBITDA估计是基于现有合同和多种情景，包括合同签订和商业部分以及与风电场相关的环境属性 [58][59][60] 问题2: 与Fortescue的有条件和解何时有具体结果及潜在财务影响 - 公司正在处理与Fortescue的和解事宜，希望在本季度内或夏季初解决所有条件，希望FMG能作为客户重返工厂 [61] 问题3: 阿尔伯塔省当前的电价水平是否会持续到2022年及以后 - 公司认为当前预计的电价水平，特别是今年剩余时间在每兆瓦时69加元左右，与该省电力的正常价格大致相符，2022年的交易价格也大致在这个范围内，当前的电价是合理且有依据的 [65] 问题4: Sundance Unit 5成本估计变化的原因 - 成本增加是由于在推进设施设计工作过程中，对开发成本有了更精确的估计，包括管道增量成本和岩土工程要求等；对高压涡轮机的改进是为了增加工厂的灵活性，以适应市场中可再生能源的增加 [67][68] 问题5: 是否计划对Sun 4和K1进行更多改造 - 目前公司没有计划改变这两个机组的运营参数，预计K1将以约70兆瓦的容量运行，Sun 4将以约110 - 113兆瓦的容量运行，仅使用天然气发电 [71] 问题6: 水电业务本季度辅助市场的情况以及全年预期 - 本季度辅助服务市场竞争激烈，但总体结果与预期相符；公司预计水电业务全年将符合2.25亿加元至2.75亿加元的历史指引 [73][75] 问题7: 阿尔伯塔省第一季度高电价的原因以及市场是否存在供应紧张情况 - 2月寒冷天气导致电价飙升，该省在2月9日创下新的峰值负荷；市场参与者根据长期边际成本调度机组，且碳定价导致部分可变成本增加；从机组的可调度性来看，实际可用容量比人们认为的更紧张；从长期来看，当前的电价水平是合理的 [77][79][80] 问题8: 消费者、零售商或政府是否对高电价表示担忧 - 公司没有收到相关反馈，认为从长期来看，每兆瓦时60 - 70加元的电价在加拿大和全球范围内都具有竞争力，反映了发电的真实成本 [86] 问题9: 公司在澳大利亚是否有可再生能源机会，如抽水蓄能或风能 - 公司继续评估澳大利亚东部的机会，主要关注太阳能和风能开发；在西澳大利亚，公司希望与客户合作开展一些混合发电项目，将可再生能源与储能相结合 [88] 问题10: Sundance 5投资的预期回报如何变化 - 尽管项目开发成本增加，但模型显示该项目仍有强劲的回报；工厂的灵活性和效率在市场中表现良好，天然气供应策略和碳处理方式也将是项目价值的关键组成部分 [90] 问题11: 公司对一些峰值机组的对冲策略 - 公司每周、每季度评估对冲策略，由于市场流动性有限，倾向于在大约一到两个季度内进行对冲；团队会根据预期发电量、市场预期和对冲信号来决定是否增加或减少对冲；一般来说，水电业务更倾向于保持开放 [92] 问题12: Brazeau抽水蓄能项目的进展以及需要哪些条件才能推进 - 公司继续与客户和政府就该项目进行讨论，认为该项目在脱碳和应对发电间歇性方面具有重要作用，但在商业环境下建设该项目具有挑战性，需要有收入确定性或可预测性才能推进 [96] 问题13: 政府对CCS和氢技术的支持是否有限，以及公司是否需要立即将这些技术集成到Sun 5重新发电项目中 - 公司正在积极考虑Sun 5的CCS或CCUS战略，但成本高昂，目前正在与政府进行讨论；由于Sun 5将是一个高效的设施，短期内碳定价的增量成本相对较小，预计5 - 6年后碳定价接近100加元时，这些技术可能更具经济性；公司也在评估氢技术，但目前成本较高，且存在基础设施建设和排放减少非线性等挑战 [99][101][103] 问题14: 为未来集成CCS技术，Sun 5的规划是否需要改变 - 目前公司认为不需要在当前规划中考虑可能的技术，CCS技术不会影响工厂的设计 [105] 问题15: 未来是否计划保持水电资产基本开放 - 公司一般认为水电业务更具动态性，从对冲角度更关注热力舰队，水电业务的基础发电量约为125 - 150兆瓦 [106] 问题16: Garden Plain项目合同中碳信用的处理方式 - 30兆瓦商业部分的能源和环境属性归公司所有；Pembina签订的部分，他们不仅获得能源，还获得相关的所有环境属性，且能源和环境属性的混合价格是固定的，碳信用价值的变化由Pembina承担 [107][108] 问题17: 信用设施转换为可持续发展挂钩贷款的具体情况以及公司对绿色或可持续融资的看法 - 可持续发展挂钩贷款与公司年终可持续发展报告中设定的目标相匹配，只要公司达到或超过目标，就能享受更低的融资成本；公司尚未发行绿色债券，但曾为风电场和其他可再生资产发行融资，投资者认为这些融资属于绿色融资 [110][111] 问题18: 公司资本状况改善是否会改变资本分配优先级，是否有回购或并购计划 - 公司有NCIB计划，并计划将其延长至明年；目前资本分配计划没有重大变化，但可用于其他活动的FFO正在增加；公司一直在寻找并购机会，开发团队也有很多项目在筹备中，希望今年能再转化一个风电场 [112] 问题19: 与Brookfield的战略投资和合作有哪些经验教训，对公司运营和发展有何影响 - 公司与Brookfield的关系良好，Brookfield的代表在公司董事会上积极参与讨论，从公司的独特战略和机会出发提供建议；在水电业务方面，双方的讨论具有建设性，但没有改变公司的运营方式 [115][116] 问题20: 公司未来出售环境信用的策略以及每年预计出售的数量 - 公司有环境属性的战略，会综合考虑未来价格预期、公司排放概况等因素进行优化；市场流动性有限，公司会根据自身需求和市场情况机会性地出售环境信用；公司生产的可再生能源证书（RECs）部分用于内部消费，部分在有过剩或有额外价值时出售 [118][119][121] 问题21: FMG的业务是否会在2021年恢复或有变更协议的可能 - 公司仍在处理与FMG的和解事宜，目前无法提供具体信息，希望后续能有更明确的结果 [124] 问题22: 公司未来是否需要更多合作伙伴，以及这对公司增长和简化结构有何影响 - 公司认为阿尔伯塔省的脱碳需要更多电气化，将带来更多合作机会，特别是在项目开发和碳捕获方面；项目开发的合作主要是合同和客户关系，有助于减少公司的商业部分；碳捕获方面的合作可能会增加复杂性，但也是行业面临的普遍问题 [127][128] 问题23: 鉴于Sun 5的高资本支出，是否考虑寻找合作伙伴分担成本 - 目前公司没有就该设施进行合作讨论，无法预测未来是否会有相关合作 [130] 问题24: 公司预计未来合作趋势是否会放缓，以及更多可再生能源对市场和公司项目的影响 - 公司预计未来会有更多合作，因为市场需求和风险分配需要各方合作；随着可再生能源的增加，市场将出现更多间歇性，需要稳定的发电技术来应对；公司将参与相关政策讨论，这也是公司的发展机会 [134][136][137] 问题25: 公司希望从联邦税收抵免中看到什么，以使CCUS项目对Sundance 5重新发电项目具有吸引力 - 税收抵免将有助于提高项目的可行性，但最终还是要考虑经济因素；公司认为政府可以像美国一样，投入资金进行研发，以创造具有成本效益的解决方案，使私营部门能够在保证电力可靠和低成本的前提下，帮助国家实现温室气体排放目标 [139][140]

2020年业绩亮点 - 完成森丹斯首台锅炉改造，6号机组排放降低50%，年底停止海伊谷煤矿开采和艾伯塔省燃煤发电，新增净67兆瓦电力[8] - 可比息税折旧摊销前利润（EBITDA）达9.27亿美元，与2019年持平；自由现金流（FCF）为3.58亿美元，每股1.30美元，高于指引中点[9] - 减少420万吨温室气体排放，比2019年下降20%，有望到2022年将二氧化碳当量排放量从2005年水平降低超70%[8] 财务状况 - 拥有21亿美元流动性，包括7亿美元现金，偿还4亿美元债券，回购6100万美元股票[9] 市场价格与展望 - 2021年远期市场价格在年初下跌后近期走强，当前强劲价格受极端天气推动[18] - 2021年可比EBITDA预计在9.6 - 10.8亿美元，中点较2020年增长10%；FCF预计在3.4 - 4.4亿美元，中点较2020年增长9%[23][24] 战略重点 - 成功完成转型战略，引领环境、社会和治理（E2SG）政策发展，优化艾伯塔省现货市场业务，拓展以客户为中心的清洁能源解决方案业务[32] 增长机会 - 有大量处于不同阶段的增长项目，总装机容量约2.5GW，包括多个风电、热电联产和抽水蓄能水电项目[34] 碳转型 - 自2005年起，公司有望到2022年每年减少约2400万吨加拿大温室气体排放，为加拿大实现《巴黎协定》目标贡献约10%的减排量，目标是到2050年实现碳中和[38]

财务数据和关键指标变化 - 2020年公司产生9.27亿加元的EBITDA和3.58亿加元的自由现金流，均与2019年结果一致且在原指引范围内 [28] - 2021年预计可比EBITDA在9.6亿至10.8亿加元之间，中点较2020年结果增长约10% [39] - 2021年公司预计维持性资本在1.75亿至2.1亿加元的较高区间，较2020年水平有所增加 [42] - 2021年公司设定的自由现金流指引在3.4亿至4.4亿加元之间，中点较2020年结果增长9% [44] 各条业务线数据和关键指标变化 风电和太阳能业务 - 2020年风电和太阳能业务受益于各地区强劲风力资源带来的更高产量，以及三个新资产的投入使用 [28] 能源营销业务 - 能源营销业务连续第二年超出预期，2020年产生1.14亿加元的现金流 [30] 水电业务 - 2020年水电业务能源和辅助销售实现收入1.53亿加元，容量付款收入6000万加元 [37] - 2021年预计水电业务综合收入与2020年相似，预计平均煤炭价格为每兆瓦时58 - 68加元，中点较2020年高30% [38] 各个市场数据和关键指标变化 电力市场 - 2020年电力需求显著低于预期，全年电价最终稳定在平均每兆瓦时47加元，远低于年初预期的58加元 [33] - 2021年1月电价稳定在73加元，2月稳定在100加元以上，主要由极端寒冷时期的高需求和极少的风力发电推动 [36] - 2021年剩余时间的远期曲线目前为每兆瓦时62加元 [37] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2021年公司将成功完成向天然气转换的战略，进行三次锅炉转换 [52] - 推进桑德森5号机组的重新发电项目，预计2023年底全面投入运营 [53] - 继续积极参与政策制定，确保满足客户需求，让消费者获得清洁、低成本和可靠的电力 [53] - 优化阿尔伯塔省业务，成立单独团队服务批发、商业和工业客户 [54] - 扩大可再生能源业务，目标是今年推进两个新的风电场项目 [56] - 扩大现场发电业务，目标是在2022 - 2023年在加拿大和澳大利亚获得新的热电联产或混合能源机会 [56] - 为各司法管辖区的工业和商业客户提供电力供应和环境属性解决方案 [56] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2020年是公司非凡的一年，团队专注执行，实现了强劲的财务和运营表现，推进了公司战略 [8] - 公司多元化的投资组合、对可再生能源的投资以及向天然气的转型，为公司在ESG和E²SG方面奠定了良好基础 [9] - 公司认为2021年可比EBITDA将因多种因素而增强，包括电力调度优化、PPA到期、新资产的全年贡献以及冬季项目的完成 [39] - 公司现金流量具有弹性，由高质量和高度多元化的投资组合支持，是清洁能源领导者，拥有强大的增长机会和财务基础，有望成为低成本、可靠和清洁电力生产的领导者 [62] 其他重要信息 - 2021年初桑德森6号机组完成向天然气的转换并接入电网，二氧化碳排放量减半 [11] - 决定于2021年12月31日关闭海瓦尔煤矿，使公司提前四年实现加拿大无热煤的目标 [12] - 2020年第四季度执行了桑德森5号机组重新发电的设备供应协议，项目预计成本在8亿至8.25亿加元之间，计划于2023年底上线 [13] - 2020年12月31日，公司退役了中城的第一座煤炭机组，目前中城仅运营一座机组，直至2025年寿命结束 [13] - 完成对华盛顿Skookumchuck风力发电场49%权益的投资，增加净容量67兆瓦 [14] - 推进阿尔伯塔省207兆瓦Windrise风力发电场的建设，截至2020年底完成约80% [14] - 2021年完成了Summerview的第一个电池储能项目，取得了良好的财务和运营表现 [14] - 与澳大利亚必和必拓合作，为其业务提供低强度电力解决方案，新合同延长至2038年 [15] - 2020年公司温室气体排放量减少420万吨，同比减少20%，自2005年以来减少超过60%，目标是到2022年底降至1200万吨以下 [16] - 公司批准了股权多样性和包容性承诺，并在CDP评估中获得A分，跻身可持续发展领导行列 [18] - 2020年公司自由现金流为3.58亿加元，每股1.30加元，年底流动性超过20亿加元，银行现金7亿加元 [19] - 宣布将RNW的303兆瓦资产剥离，并为股东宣布股息增加6% [20] - 经过多年去杠杆化，公司实现了净追索债务目标 [20] - 公司采用了到2050年实现碳中和的目标，认为其清洁能源战略与长期碳中和目标一致 [60] 问答环节所有提问和回答 问题1: 关于2020年水电EBITDA及2021年调整、碳抵消认证及相关问题 - 公司目前不准备提供水电业务更详细的表现信息，其表现取决于市场波动和竞争反应 [73] - 幻灯片未包含碳抵消价值，且极不可能在2021年实现碳抵消价值，公司会综合考虑自身发电需求和市场情况来处理碳抵消 [74] - 公司在财务报表中披露了全球能源信用库存水平，并在过去几年积极收购和储备了大量可再生能源信用库存 [76] 问题2: 2021年维持性资本较高，2022年情况如何 - 预计2022年维持性资本支出将显著减少，2021年约9000万至1亿加元用于煤炭转天然气转换，未来这部分支出将大幅下降，同时各业务板块也会有相应变化 [80] 问题3: 碳价格上涨和阿尔伯塔省电力定价趋势对公司投资、回购、转换及所有权的影响 - 布鲁克菲尔德融资转换为公司权益的交易计算有较长时间范围，若价格和信用持续上涨，可能减少其转换的权益数量 [84] - 从内部工作假设来看，对公司而言可能是静态或略有积极影响 [87] - 公司认为天然气在阿尔伯塔省发电中仍将发挥关键作用，同时会在E²SG目标和碳减排承诺的背景下考虑天然气机会 [88] 问题4: 阿尔伯塔省水电资产辅助服务收入及能源营销业务相关问题 - 目前辅助服务价格大致符合预期，与市场价格走势一致，市场健康，交易量较去年下半年有所增加 [92] - 历史上辅助服务收入价格约为能源价格的一半至60%，水电业务辅助服务交易量约为能源销售的两倍 [94] - 能源营销业务过去两年表现强劲，市场波动为其提供了机会，公司基于此提高了预期范围，且认为市场趋势将持续支持其表现 [100] 问题5: 可再生能源业务的并购机会及目标 - 开发团队位于TransAlta Corporation内部，历史上并购活动通常先由公司收购，再转移至TransAlta可再生能源公司，但也可直接收购 [103] - 公司在加拿大、美国和澳大利亚都在寻找并购机会，目前投资委员会更多关注美国和澳大利亚 [104] 问题6: 桑德森5号机组重新发电及氢气燃烧相关问题 - 目前桑德森5号机组重新发电项目仅考虑使用天然气，但有潜力燃烧高达30%的氢气，不过还需更多工作，且目前氢气供应不足 [107] - 公司也考虑过在煤炭转天然气机组中以较低比例燃烧氢气，但同样面临技术和供应问题 [108] - 燃烧氢气需要考虑成本、碳排放等因素，与碳捕获和储存等其他碳中和机会进行比较 [109] 问题7: 能源市场毛利率指导及碳市场参与机会 - 能源市场指导的EBITDA范围为6000万至8000万加元，扣除2500万至3000万加元的运营和管理成本后与2020年结果一致 [113] - 公司主要关注运营地区的碳政策和环境属性管理，全球碳定价仍需观察政府对话的发展 [114] 问题8: 公司债务目标及信用评级相关问题 - 公司在合并基础上的长期债务与EBITDA目标为3 - 3.5，目前约为4，未来几年随着桑德森5号项目完成，该指标将改善 [117] - 公司对当前信用评级感到满意，融资方面没有明显挑战，团队正在考虑其他融资方式以加速增长 [119] 问题9: 美国业务增长及阿尔伯塔省风电开发相关问题 - 公司仍在研究德克萨斯州事件的影响，关注拜登政府在可再生能源方面的政策，美国项目将通过PPA进行合同保障 [122] - 公司专注于为阿尔伯塔省风电项目签订合同，不倾向于建设商业风电项目，市场对碳足迹的关注为公司创造了机会 [126] - 桑德森6号机组转换后表现良好，热效率和整体性能略超预期，为K2和K3项目提供了一定信心 [127] 问题10: 碳税及新技术引入相关问题 - 公司在煤炭转天然气转换时考虑了碳价格上涨的因素，对未来前景感到舒适，同时公司拥有多元化的舰队和储备的信用，可应对碳价格上涨 [129] - 公司将继续与政府讨论，确保投资回报，并关注技术发展，如CCS等 [131] - 公司在阿尔伯塔省考虑K1机组的重新发电、热电联产和Brazeau抽水蓄能项目等机会，同时认为随着可再生能源的发展，市场将有大量信用，碳价格可能不会达到170加元/吨 [138] 问题11: 公司今年的项目计划及K1决策时间 - 公司今年专注于推进阿尔伯塔省的Garden Plain和Tempest风电场以及俄克拉荷马州的三个风电场中的一个 [145] - K1机组的决策时间预计在2022年，需先完成煤炭转天然气转换和桑德森5号机组重新发电项目，再根据市场情况决定 [146] 问题12: 关于减少公司在R&W的股份并重新投资的想法 - 公司目前对持有TransAlta可再生能源公司的股权比例感到满意，没有讨论或考虑减少持股 [149] 问题13: 公司2050年净零目标是目标还是有实现途径 - 这是公司的一个有抱负的目标，但公司从排放概况来看，有明确的轨迹接近碳中和，现有舰队的寿命和风电、水电设施的环境属性为实现目标提供了途径 [151] - 公司将投资于碳中和，帮助客户实现绿色转型，为加拿大的碳中和目标做出贡献 [156] 问题14: 公司实现目标需要政府提供什么支持 - 加拿大需要在未来10年投资约2000 - 220亿加元用于真正的碳减排技术，公司希望联邦政府能在当前预算中为阿尔伯塔省提供资金用于碳捕获和储存等项目 [159] - 阿尔伯塔省需要三个交通枢纽来推广氢气的使用和碳的运输 [162] 问题15: 碳价格轨迹对公司信用策略的影响 - 公司专注于减少碳支付成本，有团队负责交易和优化信用，具体策略需综合考虑公司需求、碳定价和信用价值等因素，且每月进行评估 [167] 问题16: 联邦政府输出标准审查对公司未来发电计划和信用利用策略的影响 - 公司将积极参与输出标准审查，表达自己的想法 [172] - 煤炭转天然气转换显著降低了公司的碳排放，未来投资将考虑碳定价的影响，且公司主要关注合同发电，碳定价通常会转嫁给客户 [173] - 阿尔伯塔省的标准比联邦更严格，未来可能会有相关讨论 [176]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度EBITDA为2.56亿加元，同比增长3%，自由现金流为1.06亿加元 [39] - 年初至今，自由现金流达3.06亿加元，较2019年可比基础上增加近5000万加元，每股自由现金流为1.11加元，较2019年前九个月增长22% [40] - 季度末流动性为16亿加元，第四季度有所增加，10月完成4亿加元的Brookfield投资第二批款项和8亿澳元的South Hedland电站融资 [48][49] - 现货市场价格本季度平均为每兆瓦44加元，2019年为47加元，2021年远期曲线从每兆瓦51加元上涨约10%至56加元 [51][53] 各条业务线数据和关键指标变化 - 各业务板块对EBITDA和自由现金流有贡献，显示出运营、对冲和能源营销能力以及投资组合多元化的韧性 [39] - 各业务板块现金流本季度与去年持平，年初至今表现显著领先，主要因Centralia板块表现出色弥补了阿尔伯塔省业务的疲软，风能和太阳能板块以及北美天然气板块的投资带来预期现金流 [41][42] - 能源营销团队第三季度表现出色，其能源营销能力是公司的重要资产，但阿尔伯塔省热力船队现金流预期下降部分抵消了这一强劲表现 [43][44] - 阿尔伯塔省热力船队板块现金流减少4700万加元，部分原因是Sundance 6号机组天然气转换期间维持性资本支出增加，该业务向关闭煤矿过渡时面临毛利率压力 [45] - 公司板块季度环比持平，年初至今增加900万加元，调整总回报互换影响后，公司成本年初至今下降近10% [47] 各个市场数据和关键指标变化 - 2021年阿尔伯塔省电价有积极因素，包括PPA到期、需求复苏、设施停运和煤改气导致的稀缺定价以及碳税增加，2021年远期曲线已上涨约10% [52][53] - 公司增加了第四季度和第一季度的对冲头寸，第四季度阿尔伯塔省热力基本负荷发电约90%以每兆瓦时53加元的价格对冲，2021年第一季度对冲水平超过40%，平均对冲价格为60加元 [54][55] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司目标是成为加拿大领先的清洁电力供应商，计划到2021年底在加拿大完全使用天然气发电，提前四年实现无热煤目标，仅保留Centralia煤电厂至2025年 [8][9] - 对Sundance Unit 5进行最终投资决策，该730兆瓦项目预计成本在8 - 8.25亿加元之间，将于2023年第四季度在阿尔伯塔省投产 [10] - 天然气转换项目按计划进行，Sun 6号机组即将完成调试，K2和K3转换计划于明年完成 [11] - 到2022年底，温室气体排放量将低于1150万吨，较2005年减少近70%，已为加拿大实现2030年减排目标贡献10% [11][12] - 公司在可再生技术部署方面处于领先地位，新增风充电器电池储能系统商业运营，这是阿尔伯塔省首个公用事业规模电池储能项目 [15] - 董事会批准了多元化和包容性承诺，目标是到2030年女性员工占比达40% [16] - 公司有超过500兆瓦的增长项目处于不同开发阶段，目标是每年开发200 - 400兆瓦的项目 [22][23] - 公司正在研究碳捕获和储存以及Brazeau抽水蓄能项目的潜力，与客户合作提供绿色电力，并计划在未来对液流电池公司进行投资 [31][32] - 公司希望成为首批将氢气纳入设施的电力公司之一，正在与潜在合作伙伴探讨相关机会 [33] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司财务状况良好，有望实现自由现金流指导范围的高端，有足够现金支持增长和向股东返还资本 [37][48] - 公司在减少温室气体排放方面表现出色，是加拿大可再生电力的主要供应商，未来将专注于稳定绿色电力供应 [34][35] - 公司拥有多元化投资组合，能源营销团队表现出色，在市场中具有竞争力，是有吸引力的投资选择 [56][57] 其他重要信息 - 公司与Tidewater与ATCO达成协议，以2.55亿加元出售Pioneer Pipeline，预计2021年第二季度完成交易 [14] - TC团队获得NGTL 2021扩建项目的监管批准，扩大了天然气供应选择并有助于管理未来价格波动 [14] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: Q3业绩强劲却重申全年指导，Q3是否符合预期，Q4关注哪些因素促使重申指导范围 - 公司对实现自由现金流指导范围高端很有信心，Q4仍有Sundance 6号机组的维持性资本支出，且K2和K3转换的部分资本支出推迟到2021年 [62][63] 问题2: 资本分配和机会，27亿加元资金情况下，ESG项目的成本、回报、潜在合作伙伴以及对合同项目与商业项目增长的偏好 - 11月有4亿加元债券到期，Skookumchuck项目在Q4也有资本支出 公司倾向于合同资产，如Sun 5项目有与壳牌的良好对冲 公司看到可再生项目机会，会继续保持投资纪律，考虑项目的合同期限和商业风险 公司不排斥引入合作伙伴，认为客户也是重要合作伙伴，如与西澳大利亚的BHP有合作潜力 [66][69][73] 问题3: 确认自由现金流指导的中点还是高端 - 公司预计自由现金流在指导范围中点和高端之间，更接近高端，同时考虑到明年K2和K3的停机，团队可能会在Q4增加一些资本预购以确保准备就绪 [77][78] 问题4: 有了Headland融资、Pioneer出售和潜在未来分拆，公司资金充裕，如何考虑未来项目投资、近期资金闲置和股票回购 - 公司到明年年底将成为天然气和可再生能源公司，会根据项目是否适合RNW或TransAlta以及税收等因素考虑资本分配，同时会更谨慎考虑股息增长和股票回购 [79][80][81] 问题5: 2021年初增加对冲披露，但后续对冲减少，是否希望看到远期曲线上升以反映基本电价 - 阿尔伯塔省对冲流动性提前一个季度或半年开放，后续流动性低导致对冲减少 公司认为随着价格形成，有更多机会，团队会把握时机调整对冲，且会根据市场基本面谨慎选择对冲价格 [82][83][85] 问题6: Keephills 1和Sundance机组降额后，需要运行多少才能盈亏平衡，是基本封存还是会活跃运行 - 公司将机组作为投资组合运营，资产优化人员会根据不同情况制定策略，目前认为机组以天然气运行对投资组合有益 [87] 问题7: 明年的电力价格对冲、天然气运输和燃料成本对冲情况 - 明年第一季度基本完全对冲，第二至四季度对冲水平约60%，第一季度价格约290，其余时间在250 - 260左右波动 [89] 问题8: 公司的再发电项目高效、低排放，是否会产生大量碳税收入，是否会重新审视分级方案和最佳天然气标准 - 这是阿尔伯塔省政府和联邦政府的政策问题，公司倾向于多元化投资组合，认为平均而言投资组合会表现良好 新的天然气调峰机组有运行限制，公司转换后的机组类似调峰机组，会根据情况运行 [90][91][94] 问题9: 与合作伙伴是否有最新讨论 - 暂无更新，角色也无变化 [96] 问题10: 不将阿尔伯塔省部分机组退役而是降额的决策过程，以及降额后是否有增加产能的可能性 - 降额是因为机组未进行天然气转换，而非天然气供应问题 明年将对Sundance 4号机组和K1进行研究，确定是否适合天然气转换 第二个再发电项目有可能，但需考虑气候变化政策，可能需要碳捕获和储存等技术，预计会推迟到2026 - 2027年 [102][103][106] 问题11: 确认自由现金流指导是坚持MD&A中的中点，还是有达到高端的可能性 - 公司预计自由现金流将超过中点，目标是达到指导范围的高端 [108] 问题12: 20年前PPA开始时有不确定性，现在结束也有不确定性，理想情况下市场稳定后，公司希望在阿尔伯塔省市场的对冲水平是多少，与信用评级指标有何关系 - 随着PPA到期，预计会出现更多对冲合同和工具，市场信号将更透明 公司的对冲水平会根据市场价格和情况变化，不会盲目设定固定水平 [111][112][113] 问题13: 随着进入全能源市场，公司的财务报告是否会因营销团队职能变化而改变 - 过去10年公司按燃料类型报告，现在考虑按阿尔伯塔省投资组合报告，但尚未做出决定，预计明年可能会有相关变化 [115][116] 问题14: 在加利福尼亚州波动背景下，能源营销取得好成绩，在太平洋西北地区提供稳定供应的机会，如Centralia的天然气转换或其他投资 - 该地区未来五年会有多个招标，开始会倾向绿色和间歇性电力，之后关注基本负荷供应 公司受到当地客户和公用事业公司鼓励参与招标，可能提供运营储备等服务，也考虑Centralia的煤改气或安装小型调峰机组 [118][119][122] 问题15: Sheerness的双燃料计划，未来煤炭与天然气燃料使用情况，碳排放和ESG因素如何影响业主对煤炭未来的看法，以及公司对TA Cogen在Sheerness股份的看法 - 公司与合作伙伴CKI关于Sheerness设施的所有权暂无讨论 预计Heartland会向天然气发电过渡，2021年可能会有双燃料燃烧，但最终将主要使用天然气 [124] 问题16: Brazeau抽水蓄能项目需要多少产出签订合同才能推进，其辅助价值对签订合同的必要性有何影响 - 项目产出需签订70% - 80%的合同才能进行投资，若有合作伙伴承担更多商业风险，情况可能改变 该项目更多涉及环境许可和吸引资本，与电力对冲关系较小 [126][127] 问题17: RNW方面，Southern Cross上季度重新签约有进展，Sarnia合同的下一个里程碑是什么 - 公司对Southern Cross合同延长15年感到兴奋，Sarnia的下一个里程碑是与客户的签约工作，预计明年上半年全面完成 [129] 问题18: 提前关闭煤矿的战略原因是否与Brookfield投资有关 - 与Brookfield投资无关，主要是因为阿尔伯塔省煤炭发电的经济性受碳税影响下降，且天然气转换后的电厂在市场中更具灵活性 [132] 问题19: 关闭煤矿和其他业务对员工的影响 - 到明年年底，煤矿员工将从1500人减至40 - 50人从事复垦工作，公司会确保员工工作到明年年底，并为他们举办庆祝活动 [135] 问题20: 2022年加拿大无煤电厂后，对Centralia资产的最新看法，以及完全从投资组合中去除煤炭需要什么条件 - Centralia有360兆瓦的对冲合同，现金流强劲，有助于公司绿色战略再投资 公司需将其出售给私人买家才能完全去除煤炭，目前根据净现值考虑继续运营至2025年 [138][139] 问题21: 随着更多资产转换为天然气，RNW的分拆策略是否改变，是否会将更多合同资产放入RNW，在TransAlta层面希望维持的最低合同比例是多少 - 这是个难题，不同项目在TransAlta和RNW有不同的税收和绿色属性优势 公司需要更多时间向投资者展示两个公司的投资政策，会根据项目情况合理分配资本以实现经济和ESG目标 [140][141][142]

财务表现 - 2020年第三季度自由现金流（FCF）为1.06亿美元，每股0.39美元，与2019年持平；年初至今FCF为3.06亿美元，每股1.11美元，增长22%[8] - 2020年第三季度可比息税折旧摊销前利润（EBITDA）为1.7亿美元，2019年为1.14亿美元[30] - 2020年第三季度各业务板块现金流表现不一，总现金流为2.03亿美元，2019年为2.64亿美元[33] 清洁能源投资 - 多个清洁能源项目推进，如Sundance 6转换、Sundance 5重新发电、Skookumchuck Wind等，部分项目预计2021 - 2023年投入商业运营[11][13] - 到2022年有望将二氧化碳当量排放量较2005年减少超70%，提前四年在加拿大实现无煤发电[8][21] 发展战略 - 有强大的发展项目储备，包括多个风电、热电联产和抽水蓄能项目，总开发机会约2.5GW[15] - 制定长期战略，通过购买可再生电力、建设新的风能/太阳能、发展长时液流电池、碳捕获与储存、抽水蓄能和氢能等满足客户减碳需求[23] 市场与风险 - 艾伯塔省电力价格在2020年第三季度随着经济重启适度回升，2021年远期市场价格近期走强[46][49] - 前瞻性陈述受多种因素影响，如COVID - 19、市场价格波动、监管审批等，可能导致实际结果与预期有重大差异[3][5] 投资亮点 - 资产组合多元化、低碳，有望到2022年减少约3200万吨温室气体排放，拥有艾伯塔省最大水电船队和高回报营销业务[52] - 资产负债表和流动性增强，现金流强劲，在能源转型中处于领先地位，能帮助客户实现减碳目标[53]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度EBITDA为2.17亿加元，与2019年同期持平；自由现金流为9100万加元，较去年同期增加4200万加元，每股自由现金流为0.33加元，较2019年高出94% [15][34][35] - 年初至今，自由现金流为2亿加元，每股0.72加元，较2019年上半年增长41% [36] - 第二季度末流动性为16亿加元，其中现金约2.5亿加元；第四季度将从Brookfield投资的第二笔融资中获得4亿加元 [61] - 年初至今已实现4.37亿加元的EBITDA，与2019年持平；2020年全年约90%的EBITDA已实现或已签约/对冲 [64] 各条业务线数据和关键指标变化 发电业务 - 整个机队第二季度平均可用性为90.7%，高于去年的83.8%；年初至今安全总伤害频率率为1.4 [15] - 各燃料板块现金流表现良好，风能和太阳能板块贡献约30%的板块现金流；美国煤炭板块恢复正常，结果远高于2019年第二季度；艾伯塔省热力机队现金流与2019年持平，占总板块现金流的11% [50][51][52] 能源营销业务 - 能源营销板块季度业绩超过去年1000万加元，通过各地区电力和天然气市场的短期策略实现 [58] 企业业务 - 企业板块因运营成本降低，季度环比产生500万加元的有利影响；计入总回报掉期影响后，现金流量较2019年减少1200万加元 [59] 各个市场数据和关键指标变化 艾伯塔省电力市场 - 第二季度现货市场平均电价为每兆瓦时30加元，远低于2019年第二季度的57加元；但艾伯塔省热力的 merchant 机组因财务对冲和调度优化，仍实现了50多加元的收入 [37] - 第二季度电力需求受COVID - 19和低油价影响，负荷减少峰值约1100兆瓦，目前趋势在500 - 600兆瓦之间；随着经济重启，需求每周都在恢复 [39] - 艾伯塔省煤炭基荷发电第三季度已完全对冲，第四季度部分对冲；预计2021年市场价格将因多种因素回升 [41][43] 公司战略和发展方向和行业竞争 战略重点 - 继续推进艾伯塔省的煤炭转天然气、风能和热电联产项目；9月启动Sundance 6转换，Keephills转换按计划于2021年进行；K 3机组将于明年第三季度完全转换为天然气 [20][21] - 推进Sundance 5的重新发电，预计秋季收到EPC合同投标提案；2020年7月31日宣布退役Sundance 3燃煤机组 [22] - 完成美国首个热电联产设施Ada的收购；Kaybob项目按计划于初秋开工；可再生能源项目如Windrise、Skookumchuck等正在建设中 [24][25][26] 行业竞争 - 随着PPA资产所有权回归，市场竞争将基于成本结构和回报；公司认为应确保成本回收和资本回报，以适应能源市场 [75][77] - 关注大型商业和工业客户，尤其是有ESG需求的客户；认为在艾伯塔省和美国有很多机会 [79][80][81] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管面临COVID - 19带来的电力需求下降、电价波动等挑战，但公司第二季度业绩依然强劲，得益于多元化的投资组合、员工的韧性和出色的风险管理 [10][12] - 对2020年自由现金流指引有信心，若一切按预期发展，预计达到EBITDA指引的低端 [27] - 认为公司业务模式和运营实践在第二季度表现出色，有信心应对未来挑战和机遇，战略可按计划推进 [69][70] 其他重要信息 - 因COVID - 19对艾伯塔省公司股价的负面影响，公司利用NCIB以平均每股7.51加元的价格回购股票，年初至今已向股东返还约2100万加元 [18] - 艾伯塔省ISO线路损耗争议已确认2000万加元准备金，预计今年解决约三分之一，其余部分在2021年解决，不影响自由现金流指引 [54][133] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 2021年平衡池机组调度及投标情况 - 公司认为PPA结构与市场回归所有者后的经济信号不同，未来市场将基于成本结构和回报进行投标，以实现成本回收和资本回报 [74][75][77] 问题2: 资本部署思路 - 公司关注大型商业和工业客户，尤其是有ESG需求的客户；认为艾伯塔省和美国有很多机会，会根据回报情况选择投资项目 [79][80][81] 问题3: 能否利用与微软等的关系加速清洁能源转型及资本引入 - 公司认为艾伯塔省的绿色电力资产有优势，可作为现有客户的机会；但微软等科技行业回报竞争激烈，公司更关注能带来高回报的项目，如工业客户 [85][86][87] 问题4: 艾伯塔省merchant贡献对去杠杆比率的影响及资本分配计划 - 公司表示资本分配计划不变，目前煤炭转天然气项目占用部分资本，明年初水电PPA到期后，去杠杆化自由现金流将增加 [90][91] 问题5: 水电PPA到期后生产及套期保值情况 - 水电有多种收入来源，资产优化团队会根据风险概率评估决定套期保值比例；部分预期发电量会作为基荷考虑在套期保值工作中 [95][96][97] 问题6: 储备抽水蓄能项目进展 - 公司认为该项目对未来能源转型有重要意义，但面临吸引关注和竞争的挑战；公司正在幕后推进，考虑与现有资产结合，并关注其他能源技术 [101][103][104] 问题7: 未来7 - 10年市场供需及能源结构变化 - 公司认为未来应谨慎投资天然气项目，考虑碳捕获和储存；预计2020年代末将重点关注储能选项，可再生能源将更丰富，但需要客户合作 [110][112][113] 问题8: K1和Sun 4近期决策情况 - 公司看好K1和Sun 4作为重新发电选项，认为它们可替代部分供应；同时会考虑碳市场因素，通过投资CCS等实现绿色资产回报 [118][119][121] 问题9: 项目建模的电价基础 - 公司认为目前60加元/兆瓦时的电价包含的回报较低，考虑碳价格后可能会上升；行业应努力将电价保持在60 - 70加元之间，以提供低成本电力 [123][124][126] 问题10: 向TransAlta Renewables的资产剥离情况 - 公司与TransAlta Renewables继续讨论资产剥离可能性，认为可再生能源和现场发电资产都有价值，会根据情况选择合适项目 [130][177] 问题11: 线路损耗结算对现金流和指引的影响 - 公司表示已将部分结算纳入计划，预计今年解决约三分之一，其余在2021年解决，不影响自由现金流指引 [133] 问题12: 能源营销业务在市场转型中的变化 - 公司认为能源营销业务将继续为资产优化提供价值，通过交易资产和提供优化服务；该业务已多元化，艾伯塔省业务占比约15% [138][139][145] 问题13: Kaybob项目的风险管理及市场机会 - 公司认为热电联产机会源于高蒸汽和加工需求；会向有需求的客户提供服务，包括澳大利亚市场；澳大利亚市场有每年4.5 - 5亿加元的投资机会 [148][149][155] 问题14: 联邦清洁能源刺激对Sun 5项目的影响 - 公司认为Sun 6作为天然气项目回报良好，不受价格波动影响；煤炭转天然气项目在市场波动中，调峰机组可获利；更多可再生能源会增加市场波动性，有利于调峰机组 [162][164][167] 问题15: 经济 withholding相关准则及投标框架稳定性 - 公司预计不会有新的指导，但进入纯市场后可能会收到MSA的更多原则；市场已确认有公平、高效、开放的竞争监管，可稳定运行 [170] 问题16: TransAlta Renewables估值对资产剥离的影响 - 公司表示在资产剥离方面较为机会主义，会考虑可再生能源和现场发电资产的价值，根据情况选择合适项目 [177] 问题17: 新建联合循环电厂对煤炭转天然气计划的影响 - 公司表示计划不受影响，按原计划推进 [179][180] 问题18: 能否调整计划停机或提前锅炉转换 - 公司认为这需要市场整体协调，且涉及大量规划和物流工作，不易调整；随着疫情缓解，需求将回升，目前的计划安排合理 [181][182][183] 问题19: 旧资产重新发电的考虑 - 公司认为重新发电通常是在原场地新建风电场，需考虑与土地所有者的合同延期和设备再利用；同时公司还有其他可开发的土地资源 [188][189][190] 问题20: 重新发电的资本投资目标和回报预期 - 公司会根据投资回报情况决定投资方向，目标是每年稳定投资4.5 - 5亿加元 [194][195] 问题21: 风充电器电池存储项目建设、成本及成功关键 - 项目基本完成，正在进行变压器测试，成本和时间符合预期；项目旨在将储能与可再生能源发电结合，关键在于能否创造市场价值，需约一年时间验证 [201][204][211] 问题22: 电池存储的潜力和局限性 - 电池存储的局限性在于成本、资本投入和时间持续问题；艾伯塔省因系统负载因子高，对电池存储有挑战；随着可再生能源增加，情况可能改善 [212][214][215]

前瞻性声明 - 公司预计2020年获得4亿美元资金用于债券到期兑付，2020年完成Sun 6煤改气项目，2021年完成K2和K3项目[2] - 前瞻性声明受COVID - 19、运营风险、行业竞争等因素影响，实际结果可能与预期有重大差异[3] 2020年第二季度亮点 - 自由现金流9100万美元，即每股0.33美元，较上年同期增长94%，机队可用性90.7%，总伤害频率1.40[5] - 回购1200万美元股票，流动性达16亿美元，含约2.5亿美元现金，已落实第四季度4亿美元债券到期资金[5] 清洁能源投资计划 - 按计划2020年完成Sun 6煤改气项目，2021年完成K2和K3项目，确保长期天然气输送接入NGTL网络[6] 增长项目进展 - 多个项目在建，如Skookumchuck Wind、Windrise Wind等，预期回报从高个位数到高两位数不等[9] 财务亮点 - 2020年FFO为2.17亿美元，FCF为9100万美元，Comparable EBITDA为2.15亿美元[12] - 每股自由现金流较2019年增长94%[13] 阿尔伯塔省电价 - 受COVID - 19和石油活动减少影响，Q2及全年电价下降，预计经济重启后价格适度回升[16] 分段现金流 - 2020年Q2各运营部门现金流表现良好，能源营销表现出色，企业部门受总回报股权互换影响[17][18] 流动性和资本分配 - 可获得16亿美元流动性，含约2.5亿美元现金，股息可持续，有机会进行股票回购[21] 资本结构 - 有追索权债务 - 调整资产负债表，持续减少公司有追索权债务，预计2020年进一步减少，有望实现12亿美元净有追索权债务目标[24] 多元化资产基础 - 约90 - 95%的2020年EBITDA通过长期合同、套期保值和实际业绩产生，2020年FCF预期在3.25 - 3.75亿美元之间[27]

财务数据和关键指标变化 - 2020年第一季度公司实现EBITDA 2.2亿加元，与2019年同期持平；自由现金流同比增长15%，达到1.09亿加元，每股自由现金流为0.39加元，比2019年高出18% [11][21] - 公司第一季度末流动性为17亿加元，其中包括约3.4亿加元现金；预计2020年第四季度将从布鲁克菲尔德投资的第二笔融资中获得4亿加元 [12][30] - 预计2020年全年电价将在45 - 53加元/兆瓦时之间，低于1月份的预期；EBITDA预计处于指导范围的下半部分，但维持全年自由现金流在预期中点的信心 [37] 各条业务线数据和关键指标变化 - 发电业务板块现金流同比增长17%，主要得益于美国煤炭业务和2019年底投产的Big Level和Antrim风电资产的强劲表现；加拿大煤炭业务EBITDA较2019年减少1900万加元 [25] - 加拿大煤炭业务每兆瓦时收入增至65加元，毛利率约为24加元，与2019年相近；美国煤炭业务本季度恢复正常，且受益于美元兑加元升值，预计全年表现强劲 [26] - 加拿大和澳大利亚天然气业务以及水电业务与2019年持平；风电和太阳能业务较2019年同期增加600万加元；能源营销业务结果低于去年，但符合预期 [27] - 公司业务板块因总回报互换产生2200万加元的不利影响，调整后公司业务板块成本较2019年减少200万加元 [28] 各个市场数据和关键指标变化 - 第一季度阿尔伯塔省平均电价为67加元/兆瓦时，与2019年第一季度持平；1月平均电价为120加元/兆瓦时，2月和3月平均为39加元/兆瓦时 [23] - 预计2020年第二季度电价疲软，公司第二季度已完全对冲，第三和第四季度部分对冲；若电价回升，现金流可能处于预期范围的高端 [24] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略不变，增长团队继续推进煤炭转天然气、风电和热电联产项目；计划2020年完成Sun 6转换，2021年完成Keephills转换；已开始Windrise和WindCharger项目建设 [13] - 公司宣布出售Pioneer Pipeline，以加强天然气供应战略，增加对NGTL网络的接入 [14] - 公司在热电联产领域寻求两位数回报，认为该领域是公司的优势所在，且当前市场环境可能带来更多机会 [68] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 第一季度业绩符合预期，展示了公司运营、合同和投资组合多元化的优势；公司有信心实现2020年自由现金流指导，并认为股息有充足资金支持 [10][15] - 受COVID - 19和全球油价下跌影响，行业对债务水平和流动性更加关注，但公司流动性强劲，能够满足债券到期、煤炭转天然气项目和可再生能源项目的资金需求 [30] - 公司预计经济重启后电力需求将回升，将谨慎对待2021年的套期保值策略 [61] 其他重要信息 - 公司因COVID - 19新增“保护员工安全和韧性”的目标，3月9日启动疫情计划，3月16日让近650人在家工作，目前公司无确诊病例 [17][40] - 公司预计在未来18个月内采用分布式工作安排，员工适应良好，未出现明显的生产率变化；建设和检修工作受供应链中断影响较小 [42] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 2020年剩余时间的成本杠杆和其他利好因素 - 公司可以在维持性资本和部分生产力资本方面采取措施，推迟或取消一些非关键项目；维持性资本预计处于1月份提供范围的低端 [54] 问题2: 能源营销业务的毛利率指导以及总回报互换对Q2 EBITDA的影响 - 能源营销业务进展顺利，符合全年预期；股权互换方面，股价从3月31日水平有所回升，将随时间恢复正常 [55] 问题3: 是否考虑推迟资本支出或调整资本支出策略 - 煤炭转天然气项目和可再生能源项目是公司的优先项目，除因供应链问题导致的Keephills单位推迟外，没有讨论推迟其他项目 [56] 问题4: 如何看待2021年的套期保值和阿尔伯塔省需求恢复情况 - 2021年远期曲线反映了一定的恢复预期，公司将谨慎对待套期保值，关注客户对运输需求回升的反应；目前有少量2021年的套期保值 [61][63] 问题5: 密歇根和美国热电联产战略的资本回报率、机会规模以及2020 - 2021年的额外机会 - 公司寻求热电联产项目的两位数回报，该领域项目高度签约，是公司的优势领域；当前市场环境可能为公司带来更多机会，但难以确定市场规模 [68] 问题6: 布鲁克菲尔德持股比例上升对公司股票回购计划的影响以及水电协议中的所有权限制 - 公司将根据市场价格灵活执行8000万加元的股票回购计划；布鲁克菲尔德在公司的持股上限略高于19% [72][74] 问题7: 2022年债券的还款或再融资计划以及恢复投资级评级的计划 - 公司计划提前对部分2022年到期债券进行再融资，具体细节将在2021年确定；未来几年公司计划减少对额外债务的依赖 [76][77] 问题8: Pioneer Pipeline出售的时间、利弊以及是否NPV中性 - 出售需经CER批准，时间取决于审批进度；出售后管道将接入NOVA系统，增加公司对阿尔伯塔省和不列颠哥伦比亚省各盆地的天然气接入；出售基本NPV中性，公司获得了收益并可重新配置资金 [81][84] 问题9: 公司未来是否会继续提供套期保值信息 - 公司将根据是否影响竞争力来评估是否继续提供套期保值信息，此次提供信息是为了让市场了解需求破坏不会影响公司全年业绩 [86] 问题10: 煤炭转天然气过渡过程中对未来天然气价格曲线的担忧 - 公司战略基于碳定价的长期上升趋势，短期天然气价格上涨可能提高煤炭电厂的利润率，长期来看，即使天然气价格上涨，天然气战略仍更具经济性；天然气市场具有竞争力，高价将带来更多供应 [87][90] 问题11: 是否有兴趣为2020年剩余时间增加更多套期保值 - 随着套期保值市场流动性增加，公司将在不同价格水平增加套期保值 [94] 问题12: Windrise和Skookumchuck项目延迟对与RNW潜在下拉安排时间的影响 - 公司将与RNW董事会合作，确定合适的下拉时间表，延迟可能会稍有影响，但不改变整体路径 [95] 问题13: 阿尔伯塔省新发电项目推迟是否会延长市场过渡时间以及对煤炭转天然气转换回报的影响 - 公司将继续加速市场过渡；新发电项目推迟对公司有利，可能会使电价每兆瓦时增加几美元，但需几个季度观察COVID - 19后的过渡情况才能量化价值 [99][101] 问题14: COVID - 19对煤炭转天然气转换项目的劳动力成本、生产率和进度的影响 - 项目增加了一些成本，但强化了安全文化，提高了生产率；目前未看到额外成本对生产率产生负面影响，甚至通过IT技术提高了办公人员的生产率 [102][104] 问题15: Keephills 1重新发电项目延迟的原因以及最终投资决策时间 - 项目时间未变，公司尚未决定是进行简单转换还是将其改造为联合循环电厂；最终投资决策时间不确定，预计2021年开始讨论相关决策 [108][112] 问题16: 热电联产战略是否仍计划每年进行一到两笔交易以及可投入的资本 - 公司将根据回报情况灵活进行热电联产项目收购，有能力每年进行一到两笔交易；预计ESG框架将推动热电联产需求增加 [119][121] 问题17: 是否有其他资产可以机会性货币化 - 目前公司没有明显表现不佳或不符合战略的资产，但有评估资产回报的流程，如有合适机会会考虑出售 [123] 问题18: 天然气转换项目的进展、是否有意外情况以及成本和性能预期 - 首个项目将于今年晚些时候进行，目前预计不会有问题；锅炉转换相对简单，多数项目为固定价格合同，预计成本不会有重大变化 [127][129] 问题19: 如何将COVID - 19风险纳入与RNW下拉安排的讨论 - 双方会通过顾问评估风险，目前认为风险影响没有最初预期的大，评估过程与以往类似 [134][135] 问题20: Skookumchuck和Windrise项目PPAs未达到原COD日期是否有问题 - 目前没有影响项目经济的问题，可再生能源需求持续增加，PPAs对各方都有利 [136] 问题21: 安大略省合同审查过程的进展 - 安大略省情况仍不确定，公司对与ISO的Sarnia合同持乐观态度，合同2025年到期，预计未来几个月会有建设性结果 [138] 问题22: 阿尔伯塔省电力需求最近几周是否反弹以及2020年剩余时间的展望 - 电力需求在3月下降，上周进一步下降，预计第二季度需求继续下降，夏季开始回升，6月起更多公司计划让25% - 50%的员工返岗将促进需求回升 [141] 问题23: 员工在家工作成功后，公司是否考虑减少办公空间并让员工永久在家工作 - 公司将采用混合模式，部分工程师和程序员在家工作可提高生产率，但面对面交流对领导和工作组织很重要；IT技术的应用为未来工作提供了新方式 [142][145]