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]

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]