文章核心观点 - 公司宣布多伦多证券交易所已接受其实施正常发行人要约回购部分普通股的通知，旨在提升股东长期价值 [1][6] 要约回购信息 - 公司可回购最多1400万股普通股，占2024年5月27日已发行和流通普通股的约4.6% [2] - 回购将通过多伦多证券交易所及其他加拿大交易系统的公开市场交易进行，按当时市场价格购买，回购股份将被注销 [2] - 交易取决于未来市场状况，公司保留是否回购、回购时间、数量和可接受价格的决定权，需遵守相关规定 [3] - 回购期从2024年5月31日开始，至2025年5月30日结束，或在达到最大回购数量或公司提前终止时结束 [3] - 根据多伦多证券交易所规则，每日最多回购211,262股，每周允许一次超过每日上限的大宗交易 [4] 过往回购情况 - 公司在2023年5月26日获批的上一次要约回购中，于2023年5月31日起的12个月内，以每股9.50加元的均价回购并注销了856.18万股普通股 [5] 公司概况 - 公司在加拿大、美国和澳大利亚拥有、运营和开发多元化的发电资产，专注于为各类客户提供清洁能源，是加拿大最大的风电生产商和阿尔伯塔省最大的水电生产商 [7] - 公司将企业目标与联合国可持续发展目标和未来适应商业基准相一致，在气候变化管理报告方面遵循相关标准和建议 [7] - 自2015年以来，公司温室气体排放量减少66%，即2130万吨二氧化碳当量，MSCI ESG评级提升至AA [7] 联系方式 - 投资者咨询电话：加拿大和美国境内1 - 800 - 387 - 3598，邮箱：investor_relations@transalta.com [12] - 媒体咨询免费电话：1 - 855 - 255 - 9184，邮箱：ta_media_relations@transalta.com [12]

文章核心观点 - 2024年5月21日，TransAlta宣布位于俄克拉荷马州的200兆瓦Horizon Hill风力项目已实现商业运营，该项目与Meta签订了全面合同，为其提供清洁电力和环境属性，这也是公司第30个风力设施，标志着公司可再生能源业务的重要进展 [1][2] 项目情况 - Horizon Hill风力项目位于俄克拉荷马州洛根县，装机容量200兆瓦，已实现商业运营，设施全部与Meta签约，Meta将从该设施获得清洁电力和环境属性 [1] - 设施包含34台维斯塔斯V162和V136涡轮机，其中33台塔高119米，1台塔高105米 [3] 各方表态 - Meta可再生能源负责人表示自2020年以来，Meta一直用100%风能和太阳能支持全球运营，随着业务拓展，需要强大合作伙伴带来新可再生能源，很高兴与TransAlta合作 [2] - TransAlta总裁兼首席执行官称很高兴将第30个风力设施Horizon Hill投入使用，该项目完成标志着2021年开始的建设计划结束，公司新增800兆瓦合同可再生电力，超60%机队已签约，美国可再生能源机队超1GW，为领先企业能源客户提供清洁能源解决方案 [2] 财务相关 - 2024年2月22日，公司与AA-评级客户签订10年转让协议，出售Horizon Hill约80%预期生产税收抵免（PTCs），其余PTCs预计通过现货交易或后续签约出售 [2] - Horizon Hill与Meta有长期合同收入，与第三方客户有10年约80%PTCs转让协议，PTCs有年度通胀调整因素，剩余20%有签约机会 [3] - Horizon Hill预计将TransAlta可再生能源投资组合加权平均合同期限延长至超12年，估计年平均调整后EBITDA在3100万至3300万美元之间，包括第三方PTCs销售 [3] 公司概况 - TransAlta在加拿大、美国和澳大利亚拥有、运营和开发多元化发电资产，专注长期股东价值，为各类客户提供清洁、经济、高效和可靠电力，是加拿大最大风力发电企业之一和阿尔伯塔省最大水力发电企业 [5] - 公司将企业目标与联合国可持续发展目标和未来适应商业基准保持一致，气候变化管理报告遵循国际财务报告准则（IFRS）S2气候相关披露标准和气候相关财务披露工作组（TCFD）建议，自2015年以来温室气体排放量减少66%（2130万吨CO2e），MSCI ESG评级提升至AA [5]

文章核心观点 - 2024年5月21日，TransAlta宣布位于俄克拉荷马州的200兆瓦Horizon Hill风力项目实现商业运营，该设施已与Meta签订全面合同，为其提供清洁电力和环境属性 [1] 项目情况 - 项目位于俄克拉荷马州洛根县，装机容量200兆瓦，是公司第30个风力发电设施 [1][2] - 设施包含34台维斯塔斯V162和V136涡轮机，其中33台塔高119米，1台塔高105米 [3] 合作情况 - 项目与Meta签订长期合同，Meta将获得100%的可再生电力和环境属性 [1][3] - 2024年2月22日，公司与一家AA-评级客户签订10年转让协议，出售约80%的预期生产税收抵免（PTCs），剩余PTCs预计通过现货交易或后续签约出售 [2][3] 项目意义 - 项目完成标志着公司自2021年开始的重大建设计划结束，新增800兆瓦合同可再生电力，使公司超过60%的机组按兆瓦计算签订了合同 [2] - 项目使公司美国可再生能源机组合计超过1GW，为公司带来又一重要里程碑，并为主要企业能源客户提供清洁能源解决方案 [2] - 项目将公司可再生能源投资组合的加权平均合同期限延长至超过12年 [3] - 项目估计平均年调整后EBITDA在3100万至3300万美元之间，包括第三方销售PTCs的收入 [3] 公司概况 - TransAlta在加拿大、美国和澳大利亚拥有、运营和开发多元化的发电资产，专注于为各类客户提供清洁、经济、高效和可靠的电力 [5] - 公司是加拿大最大的风力发电生产商之一和阿尔伯塔省最大的水力发电生产商，运营超112年，将企业目标与联合国可持续发展目标和未来适应商业基准保持一致 [5] - 公司自2015年以来温室气体排放量减少66%（2130万吨二氧化碳当量），并获得MSCI ESG评级AA级 [5]

文章核心观点 - 公司此前投资策略未达预期，是价值陷阱，但Q1-2024业绩超预期，且有较好的套期保值策略，未来现金流有保障，公司资产被低估，维持买入评级 [1][6][23] 公司概况 - 公司拥有大量电力资产，在阿尔伯塔省放松管制的能源市场占据重要地位，且专注于煤电厂向天然气电厂的转换 [4] - 截至2024年3月31日，公司总装机容量为6864兆瓦，其中水电922兆瓦、风能和太阳能2184兆瓦、天然气3087兆瓦、能源转型671兆瓦 [5] Q1-2024业绩情况 - 调整后EBITDA为3.28亿加元，超市场共识预期超5%，但同比有所下降，主要因2023年电价异常 [6][7] - 运营方面，调整后可用性为92.3%，发电量为6178GWh；财务方面，收入9.47亿加元、税前利润2.67亿加元、调整后EBITDA 3.28亿加元、归属于普通股股东的净利润2.22亿加元等 [9] - 尽管水电发电量比长期预期平均水平低超10%，但公司凭借出色的套期保值策略仍实现业绩超预期 [10] 套期保值情况 - 公司约40%的套期保值头寸是自有业务，客户采购多为多年期，套期保值合约延长至2025年和2026年 [12] - 2024年套期保值量超过其热力发电组合的发电能力，超过115%套期保值，间接“做空”现货市场，考虑待定收购后套期保值比例低于100%，2024年现金流和自由现金流基本确定，预计每股约1.75加元 [13] 2024年展望 - 调整后EBITDA预计在11.5 - 13亿加元，自由现金流预计在4.5 - 6亿加元，每股自由现金流预计在1.47 - 1.96加元，维持性资本支出预计在1.3 - 1.5亿加元 [14] - 阿尔伯塔省现货电价预计在75 - 95加元/兆瓦时，Mid - C现货电价预计在75 - 85美元/兆瓦时，AECO天然气价格预计在1.75 - 2.25加元/GJ [14] 公司策略与股东回报 - 公司计划在未来5年进行大量资本支出用于清洁能源扩张 [15] - 停止在阿尔伯塔省的绿地开发项目，并推出更大规模的股票回购计划，2024年计划回购1.5亿加元，占市值5%，Q1-2024已执行5300万加元 [16][17] 估值与评级 - 中期来看，电力资产被大幅低估，公司和Capital Power的EV/EBITDA接近7倍 [18] - 若公司EV/EBITDA从6.5倍提升到11.5倍，股价将涨两倍，当前有18%的AFFO收益率 [21] - 公司主要问题是扩张时忽视股东回报，预计会采取更谨慎策略，公司价值至少比当前股价高50%，维持买入评级 [22][23]

财务数据和关键指标变化 - 2024年第一季度，公司实现调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）3.28亿加元，自由现金流2.06亿加元（每股0.67加元），股东净利润2.22亿加元 [56] - 能源营销部门调整后EBITDA为2000万加元，略低于预期，主要因本季度实现的交易量低于上一年 [5] - 第一季度实现自由现金流2.06亿加元，约占2024年指导值5.25亿加元中点的40% [5] 各条业务线数据和关键指标变化 水电业务 - 第一季度，阿尔伯塔省水电船队平均实现价格为每兆瓦时152加元，较现货价格有53%的溢价 [46] - 第一季度，水电部门调整后EBITDA贡献为8700万加元，高于预期，预计2024年全年调整后EBITDA在2.5亿 - 3亿加元之间 [48] 天然气业务 - 第一季度，天然气船队在阿尔伯塔省表现出色，运营可用性高，捕获了每兆瓦时118加元的峰值定价，比现货价格高出19% [93] - 第一季度，天然气部门调整后EBITDA为1.34亿加元，强劲表现得益于高可用性、强劲生产以及来自 merchant 销售和套期保值活动的更高实现价格 [48] 风电和太阳能业务 - 第一季度，风电和太阳能部门EBITDA为8900万加元，低于预期，预计第二季度贡献将增强 [95] 能源转型业务 - 能源转型部门调整后EBITDA为2600万加元，同比下降，原因是Centralia的停电以及由于市场价格下跌导致的经济调度增加 [95] 各个市场数据和关键指标变化 - 2024年第一季度，阿尔伯塔省能源现货价格平均为每兆瓦时99加元，显著低于2023年第一季度的平均价格142加元 [2] - 公司风电船队实现的平均价格为每兆瓦时51加元，符合预期 [3] - 第一季度，公司对冲了1900吉瓦时的产量，平均价格为每兆瓦时88加元 [3] - 预计今年剩余时间阿尔伯塔省天然气价格将低于每吉焦2加元，这将为天然气船队带来更高利润率的机会 [94] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司已基本完成2021年启动的清洁能源增长计划第一阶段的建设项目，包括俄克拉荷马州300兆瓦的White Rock East和West风力发电设施、澳大利亚的Mount Keith输电扩建项目，200兆瓦的Horizon Hill风力发电设施预计近期投入商业运营 [58] - 由于阿尔伯塔省即将进行的市场重新设计带来的短期不确定性，公司决定暂停三个高级阶段的绿地项目开发，包括180兆瓦的水充电器项目、100兆瓦的Tempest项目和44兆瓦的Pinnacle项目，直至市场结构和框架变化对市场价格的影响更加清晰 [42] - 公司将继续推进Heartland发电资产收购交易，该交易将增强公司在阿尔伯塔省的发电能力，以应对能源转型的机遇和挑战，预计临时法规对该交易的经济影响较小 [44][72][73] - 公司将在本月晚些时候续签正常发行人投标计划，继续回购股票，认为当前股价被低估，股票回购计划是对资本的合理和平衡利用 [52] - 公司将专注于有机增长项目，优先考虑在阿尔伯塔省具有有限 merchant 风险敞口的项目，以及位于美国和西澳大利亚的项目，以实现地理多元化、市场稳定和强劲回报 [43] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对船队实现长期平均生产水平的能力充满信心，水电业务的实现价格持续强劲，预计该部门将继续获得高于现货价格的溢价，并在2024年指导预期内表现良好 [6] - 公司认为阿尔伯塔省的临时法规对公司的影响较小，市场价格仍将主要由供需基本面决定 [37] - 基于对冲水平和2025年的价格展望，公司初步估计2025年的现金流与2024年的自由现金流展望大致相符 [76] - 公司对2024年全年实现指导目标充满信心，第一季度的业绩显示了优化和套期保值策略以及多元化船队的价值，公司已为阿尔伯塔省市场条件的疲软做好充分准备 [79] 其他重要信息 - 阿尔伯塔省政府近期宣布了三项关键领域的监管变化，包括对可再生项目和电厂监管审批程序的新要求、两项临时法规（市场权力缓解法规和供应缓冲法规）以及能源市场的重组计划 [32] - 公司已完成约5300万加元的股票回购，约占2024年目标的35%，自去年1月以来，已完成1.4亿加元的股票回购，回购了超过1300万股普通股 [8] - 公司预计2024年阿尔伯塔省的水位情况与2023年大致相同，目前雪包约为平均水平的80%多一点 [162] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 为何推进Heartland交易却暂停Pinnacle项目，是否会对Heartland交易进行价格调整？ - 公司认为Heartland交易价格极具吸引力，远低于在阿尔伯塔省开发和运营Pinnacle资产所需的投资，完成该交易将为股东创造巨大价值，目前不考虑对交易价格进行调整 [102][103][85] 问题: Heartland交易在竞争审查方面的进展和预计完成时间？ - 公司与竞争局保持定期沟通，有信心在上半年完成审查，未来一个月内有望有更清晰的进展 [104] 问题: 2024年400兆瓦的增长目标下，最佳投资机会在哪里，是否会在澳大利亚进行投资决策，阿尔伯塔省的棕地项目情况如何？ - 公司在阿尔伯塔省有一些非 merchant 性质的项目机会，规模较大，但目前无法透露更多细节；西澳大利亚从并购角度来看对公司很重要，公司正在寻求相关机会；公司认为目前一些项目的回报率在两位数，有时甚至是高两位数，但鉴于当前股价，股票回购对股东来说更具价值 [91][110][111][175] 问题: 对于旧的运营天然气机组，需要什么样的短期激励措施来维持其运行？ - 由于市场审查需要时间，现有资产更具价值，且该省负荷持续增长，对发电的需求也在增加，公司认为这些机组在很多情况下仍将是必需的，可能需要某种合同安排来确保其在市场中的可靠性 [112][113][138] 问题: 公司的水电与可再生能源结合，是否有机会为数据中心提供类似Brookfield Renewable Group的服务？ - 公司认为Brookfield的交易令人印象深刻，但公司在这方面还有更多工作要做，正在探讨能否提供可靠且更环保的发电组合，包括风电、低排放天然气或储能，以满足数据中心的需求 [121][122] 问题: 与亚马逊的合作关系如何，是否会带来更多机会？ - 亚马逊对合作感到满意，双方保持持续对话，公司与亚马逊在多个业务领域合作，帮助其满足需求，未来可能有更多合作机会 [142] 问题: 是否会考虑扩大股票回购规模？ - 公司致力于既定的股票回购计划，会持续与董事会讨论资本配置问题，以平衡各种机会和向股东返还资本的方式 [143] 问题: 2025年自由现金流与2024年大致相符的预测中，假设的Heartland发电资产的电力生产水平是怎样的？ - 预测中包含了Heartland交易的收益，预计船队的产能利用率可能会略有下降，公司团队会进一步提供更多信息 [145][147] 问题: 在7月1日新规则生效前，公司是否会对价格上限、供应缓冲目标或参考单位的参数提出修改建议？ - 公司认为价格上限较低，但预计不会产生重大影响；对于供应缓冲法规，公司正在寻求可能的改变，希望价格信号能反映市场供需基本面 [154][156][157] 问题: 如果规则按原样生效，公司是否会考虑提前退役一些锅炉改造机组，还是维持现有维护资本计划？ - 公司会不断评估每个电厂的经济效益及其在市场中的作用，包括潜在的可靠性服务补偿，目前暂未确定是否会提前退役机组 [159] 问题: 暂停的四个阿尔伯塔省项目，什么情况下会重新启动，是否有项目永久搁置？ - Riplinger风电场因位于35公里的禁区内，将永久搁置；其他项目只是暂停，团队正在努力保留这些项目，待监管过程提供足够的清晰度和价格信号的准确性后，部分项目有可能重新启动 [166][183] 问题: 公司目前对阿尔伯塔省碳捕获和储存（CCUS）的看法以及面临的挑战？ - 公司对传统电力类的CCUS投资持谨慎态度，认为从经济角度来看具有挑战性；CCUS在大型工业过程中可能更有应用价值，如石化行业 [168][185] 问题: 考虑到阿尔伯塔省电力市场的变化，如何看待在该省与美国、澳大利亚或加拿大其他地区的投资？ - 西澳大利亚的资产几乎没有 merchant 风险敞口，合同期内的经济回报较为确定；美国市场相对稳定，投资的确定性较高；公司认为不同地区的项目回报率大致相似，但投资决策更看重机会和确定性 [186][191] 问题: 公司能够以每兆瓦时80加元的价格进行对冲，而近期短期远期价格下降，如何解释交易对手愿意接受溢价价格，这对未来价格信号有何意义？ - 公司认为这是一种技巧，对商业和工业（C&I）业务的定价感到满意，尽管市场价格有所下降 [173][174] 问题: 公司专注于美国和澳大利亚资产而非阿尔伯塔省绿地项目，这些项目的回报与股票回购相比如何，近期有何变化？ - 公司有一些回报率在两位数甚至高两位数的项目机会，主要在热力项目方面，但鉴于当前股价，股票回购对股东来说更具价值，这影响了公司的资本配置决策 [175] 问题: 阿尔伯塔省水文情况的谅解备忘录（MoU）如何补偿管理南部供水的机会成本或损失收入，是临时协议还是长期协议？ - MoU没有涉及补偿方面的内容，更像是一个合作协议，公司参与该协议主要是因为作为水的载体，需要支持该省确保用水需求，该协议主要涉及南部的Bow River流域，不包括North Saskatchewan流域 [181][182]

财务表现 - 2024年第一季度自由现金流（FCF）为2.06亿美元或每股0.67美元，约为指引中点的40%[4] - 2024年第一季度调整后息税折旧摊销前利润（Adjusted EBITDA）为3.28亿美元，可再生能源贡献54%[81] - 2024年第一季度与上一季度相比，FCF和Adjusted EBITDA分别增长70%和13%[53] 项目进展 - 阿尔伯塔省绿地增长计划暂停，已完成项目将增加1.15亿美元年度EBITDA[5] - 完成Mount Keith 132kV扩建和White Rock风力设施建设，Horizon Hill风力设施处于后期调试最后阶段[52][60][82] 市场与战略 - 阿尔伯塔省能源市场重组，需低成本、灵活和快速响应的发电以保障电网可靠性[8] - 收购Heartland具有吸引力，成本低且55%收入现金流已签约，完成后TEV/EBITDA倍数为5.5倍[9][10][88] 风险与展望 - 前瞻性陈述受市场价格波动、收购失败、供应链中断等多种风险影响[50] - 2024年指引确认，FCF预计为4.5 - 6亿美元，Adjusted EBITDA预计为11.5 - 13亿美元[94][72] 其他信息 - 公司拥有17亿美元流动性，已通过回购约600万股普通股返还5300万美元资本，占2024年1.5亿美元计划的35%[26][21] - 目标实现机队可用性93.1%，新增1.5GW新项目至增长管道，推进性别多元化至40%[22]

公司发展目标与规划 - 公司计划到2028年实现1.75GW的扩张目标，目标投资35亿美元，预计年EBITDA达3.5亿美元[5] - 公司预计到2028年将开发管道扩展至10GW[5] - 公司计划到2028年底，可再生能源产生的EBITDA比例提高到70%[5] - 公司目标是到2026年将碳排放量从2015年的水平降低75%，并在2045年实现净零排放[3] - 公司计划在2025年底退役Centralia 2号机组[3] 公司装机容量与项目运营情况 - 公司约57%的总装机容量与投资级或信誉良好的交易对手签订了合同[8] - 公司52%的装机容量位于阿尔伯塔省，其中75%的阿尔伯塔省装机容量可参与电力现货市场[8] - 2024年1月1日，100MW的白石西风力发电场投入商业运营；4月22日，200MW的白石东风力发电场投入商业运营[11] - 2024年第一季度，基思山132kV扩建项目完成[11] - 截至2024年3月31日，公司总装机容量为6864MW，其中水电922MW、风电和太阳能2184MW、天然气3087MW、能源转型671MW[12] - 截至2024年3月31日，公司总签约容量为3896兆瓦，占总容量的57%，加权平均合同期限为10年[15] - 2024年1月1日，100兆瓦白石西风力发电场投入商业运营；4月22日，200兆瓦白石东风力发电场投入运营，美国风力发电组合总装机容量达819兆瓦[54] - 公司在阿尔伯塔省的装机容量占比52%，75%的阿尔伯塔省资产可参与现货市场[84] - 截至2024年3月31日的三个月，风电和太阳能业务总发电量为1498GWh，较2023年同期增长25%，调整后息税折旧摊销前利润（Adjusted EBITDA）为89，较2023年同期增长1%[67] - 截至2024年3月31日的三个月，天然气业务总发电量为3528GWh，较2023年同期增长11%，但收入为354，较2023年同期下降19%，Adjusted EBITDA为134，较2023年同期下降44%[71] - 截至2024年3月31日的三个月，能源转型业务总发电量为801GWh，较2023年同期下降38%，收入为210，较2023年同期下降17%，Adjusted EBITDA为26，较2023年同期下降52%[74] - 截至2024年3月31日的三个月，能源营销业务收入为30，较2023年同期下降43%，Adjusted EBITDA为20，较2023年同期下降49%[77] - 截至2024年3月31日的三个月，公司业务管理、维护及行政费用（OM&A）为28，较2023年同期增长17%，Adjusted EBITDA为 - 28，较2023年同期下降17%[80] - 2024年第一季度总发电量为3173GWh，较2023年同期的3154GWh增加19GWh，增幅1%[88][89][90] - 2024年第一季度套期保值发电量为1908GWh，较2023年同期的2046GWh减少，主要因2024年第一季度执行的战略套期保值减少[88][91] - 公司拥有约5GW的项目储备，分布在加拿大、美国和澳大利亚[106] - 处于后期开发阶段的项目总装机容量418兆瓦，预计总支出1.91 - 2.09亿美元，平均年息税折旧摊销前利润2500 - 2900万美元[109] - 处于早期开发阶段的项目，加拿大、美国和澳大利亚合计装机容量4495 - 5595兆瓦[111] - 在建项目中，美国200兆瓦的Horizon Hill风电项目预计2024年第二季度投入商业运营，澳大利亚的Mount Keith输电网络升级项目预计2025年第二季度完成，总预计支出5.02 - 5.19亿美元[114] 公司财务数据关键指标变化 - 2024年第一季度，公司调整后可用性为92.3%，高于2023年同期的92.0%[19][22][24] - 2024年第一季度，公司总发电量为6178吉瓦时，较2023年同期增加206吉瓦时，增幅3%[19][26] - 2024年第一季度，可再生能源资产发电量较2023年同期增加346吉瓦时，增幅23%，达到长期平均发电量的90%[27] - 2024年第一季度，风能和太阳能发电量增加301吉瓦时，增幅25%；水电发电量增加45吉瓦时，增幅15%；天然气发电量增加356吉瓦时，增幅11%；能源转型部门发电量下降[28][29][31] - 2024年第一季度，阿尔伯塔省现货电价平均低于2023年同期，太平洋西北地区与2023年同期相当，安大略省高于2023年同期；AECO天然气价格低于2023年同期[31] - 2024年第一季度，公司收入为9.47亿加元，较2023年同期减少1.42亿加元，降幅13%[19][34] - 2024年第一季度，公司折旧和摊销为1.24亿加元，较2023年同期减少5200万加元，降幅30%[34] - 2024年第一季度，公司调整后息税折旧摊销前利润为3.28亿加元，较2023年同期减少1.75亿加元[40] - 截至2024年3月31日，公司可用流动性为17.37亿加元，调整后净债务与调整后息税折旧摊销前利润之比为2.8倍[19] - 2024年第一季度调整后EBITDA为3.28亿美元，2023年同期为5.03亿美元[45][61] - 2024年第一季度自由现金流为2.06亿美元，较2023年同期减少5700万美元，降幅22%[47] - 2024年第一季度可持续资本支出为 - 100万美元，2023年同期为2000万美元[50] - 2024年第一季度增长和开发支出为5500万美元，2023年同期为2.7亿美元[51] - 2024年第一季度，公司回购并注销346.03万股普通股，平均价格为每股9.36美元，总成本3200万美元[60] - 2024年第一季度水电业务调整后EBITDA为8700万美元，2023年同期为1.06亿美元，降幅18%[61][62] - 2024年第一季度天然气业务调整后EBITDA为1.34亿美元，2023年同期为2.4亿美元[61] - 2024年第一季度，公司整体Adjusted EBITDA为328，较2023年同期的503下降35%；税前利润为267，较2023年同期的383下降30%[83] - 风电和太阳能业务环境属性收入为18，较2023年同期的13增长38%[67] - 能源转型业务中，Highvale矿场复垦支出为3，较2023年同期增长50%[74] - 2024年第一季度毛利润为2.31亿美元，较2023年同期的3.49亿美元减少1.18亿美元，降幅34%[88][89][90] - 2024年第一季度艾伯塔省平均现货电价为99美元/MWh，较2023年的142美元/MWh下降，主要因天气温和、天然气价格降低和新增风能太阳能供应增加[93][94] - 2024年第一季度已实现的商业电价为119美元/MWh，较2023年的156美元/MWh下降37美元/MWh，主要因平均现货电价降低和套期保值价格降低[93][95] - 2024年第一季度每兆瓦时燃料和购电成本较2023年增加2美元，主要因购买更多电力以履行合同义务，部分被天然气价格降低抵消[93][94] - 2024年第一季度每兆瓦时碳合规成本较2023年增加3美元，主要因碳价从65美元/吨涨至80美元/吨[93][95] - 截至2024年3月31日，公司总资产87.52亿美元，较2023年12月31日增加9300万美元；总负债68.2亿美元，减少1.75亿美元；总权益19.32亿美元，增加2.68亿美元[116] - 截至2024年3月31日，公司净营运资金赤字7.24亿美元，2023年12月31日为盈余1.62亿美元，主要因可交换证券重新分类为流动负债[117] - 截至2024年3月31日，非流动资产71.43亿美元，较2023年12月31日增加6400万美元；非流动负债44.87亿美元，减少7.66亿美元[117][119] - 截至2024年3月31日，总权益增加2.68亿美元，源于净收益2.38亿美元、现金流量套期衍生品净收益8400万美元，部分被股票回购3200万美元和向非控股股东分配1900万美元抵消[120] - 截至2024年3月31日，公司总资本结构中，总合并净债务占比60%（33.84亿美元），可交换优先股占比7%（4亿美元），股东权益占比33%（19.32亿美元）[124] - 2024 - 2026年，公司有7.79亿美元债务到期，其中4亿美元为定期贷款的有追索权债务，7.5亿美元可交换证券最早可在2025年1月1日进行交换[126] - 截至2024年3月31日，公司承诺信贷额度为25.9亿加元，已使用6.73亿加元，现金提款4亿加元，可用额度15.17亿加元；非承诺信贷额度为4亿加元，已使用2.01亿加元，可用额度1.99亿加元[127] - 截至2024年3月31日，TEC Hedland Pty Ltd持有的400万澳元资金无法被其他公司实体使用，仅用于项目实体支付重大维护成本[128] - 截至2024年3月31日，受财务限制的现金为8800万加元（2023年12月31日为7900万加元）[131] - 2024年第一季度利息收入为700万加元，2023年同期为1500万加元；2024年第一季度利息支出为6900万加元，2023年同期为7400万加元[133] - 截至2024年5月2日，公司发行并流通的普通股为3.041亿股；截至2024年3月31日为3.065亿股；截至2023年12月31日为3.086亿股[134] - 截至2024年3月31日，公司拥有TA Cogen 50.01%的股份，拥有Kent Hills Wind LP 83%的股份；2024年第一季度归属于非控股股东的净收益较2023年减少2400万加元[136] - 2024年第一季度末现金及现金等价物较2023年同期减少8.28亿加元；2024年第一季度经营活动现金流量为2.44亿加元，2023年同期为4.62亿加元；投资活动现金流量为 - 5800万加元，2023年同期为 - 1.82亿加元；融资活动现金流量为 - 1.14亿加元，2023年同期为 - 1.65亿加元[137][138] - 截至2024年3月31日，三级金融工具净负债账面价值为8000万加元（2023年12月31日为1.47亿加元）[144] - 截至2024年3月31日的三个月，公司调整后EBITDA为3.28亿美元，2023年同期为5.03亿美元[163][164][167] - 截至2024年3月31日的三个月，公司FFO为2.39亿美元，2023年同期为3.74亿美元[166][167] - 截至2024年3月31日的三个月，公司FCF为2.06亿美元，2023年同期为2.63亿美元[166][167] - 截至2024年3月31日的三个月，公司FFO每股为0.78美元，2023年同期为1.40美元[166] - 截至2024年3月31日的三个月，公司FCF每股为0.67美元，2023年同期为0.98美元[166] - 截至2024年3月31日的三个月，公司营收为9.53亿美元，2023年同期为10.94亿美元[163][164] - 截至2024年3月31日的三个月，公司息税前利润为2.67亿美元，2023年同期为3.83亿美元[163][164] - 截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月，公司加权平均流通普通股分别为3.08亿股和2.68亿股[166] - 截至2024年3月31日和2023年12月31日，调整后净债务分别为40.56亿美元和41.24亿美元，调整后EBITDA分别为14.57亿美元和16.32亿美元，调整后净债务与调整后EBITDA比率分别为2.8倍和2.5倍[170] - 2024年调整后EBITDA目标为11.5 - 13亿美元，2023年实际为16.32亿美元；自由现金流目标为4.5 - 6亿美元，2023年实际为8.9亿美元；每股自由现金流目标为1.47 - 1.96美元，2023年实际为3.22美元；股息为每股0.24美元年化，2023年为每股0.22美元年化[176] - 2024年艾伯塔省现货电价假设为75 - 95美元/MWh，中部现货电价假设为75 - 85美元/MWh，AECO天然气价格假设为1.75 - 2.25美元/GJ；艾伯塔省现货电价每变化1美元/MWh，预计对2024年剩余时间调整后EBITDA产生300万美元影响[177] - 2024年能源营销毛利润预计为1.1 - 1.3亿美元，

财务表现 - 2023年调整后EBITDA为16.32亿美元，自由现金流为8.9亿美元，每股2.72美元[6] - 2024年自由现金流指引为4.5 - 6亿美元，调整后EBITDA指引为11.5 - 13亿美元[29][48] - 2024年计划回购5.25亿美元股票，增强股东回报[14] 业务发展 - 2023年有418兆瓦高级阶段开发项目，收购Heartland Generation增加约1.8GW资产[6] - 到2028年战略增长目标是新增最多1.75GW新产能，开发管道达10GW[6][16] - 与Hancock Prospecting达成清洁能源开发联合协议[6] 风险因素 - 前瞻性陈述受市场价格波动、收购失败、供应链中断等多种风险影响[3] - 假设包括法律、监管、价格、利率等无重大变化[10] 排放目标 - 维持二氧化碳排放强度在0.41吨二氧化碳当量/兆瓦时，目标到2026年将排放减少至2015年水平的75%，2045年实现净零排放[6][61] 市场展望 - 2024年阿尔伯塔省现货电价展望为75 - 95加元/兆瓦时，Mid - C现货电价为85 - 95美元/兆瓦时，AECO天然气价格为2.5 - 3加元/吉焦[49]

财务数据和关键指标变化 - 2023年公司产生8.9亿加元自由现金流，即每股3.22加元，创纪录收入34亿加元，调整后EBITDA为16.3亿加元，与去年创纪录结果持平，股东净收益达6.44亿加元，较2022年增加6.4亿加元 [74] - 2023年第四季度，现货价格平均为每兆瓦时82加元，远低于去年同期的214加元，套期保值计划部分缓解了电价下跌影响，该季度天然气和水电船队套期保值电量为1700吉瓦时，平均价格为每兆瓦时92加元 [88] - 2024年公司预计调整后EBITDA在11.5 - 13亿加元之间，自由现金流在4.5 - 6亿加元之间，即每股1.46 - 1.94加元 [6] 各条业务线数据和关键指标变化 - 水电业务调整后EBITDA贡献达4.59亿加元，与2022年相比略有下降，原因是辅助服务量减少、实现价格降低以及水资源低于平均水平，这些结果部分被套期保值和环境属性销售实现的收益所抵消 [4][54] - 能源转型业务调整后EBITDA为1.22亿加元，同比增长42%，主要得益于Centralia工厂可用性提高带来的产量增加和更高的 merchant 销售量，部分被市场价格下跌所抵消 [5] - 风能和太阳能业务EBITDA为2.57亿加元，同比下降17%，主要由于排放信用销售减少、阿尔伯塔省电价降低以及运营船队的风能资源减少，新增资产部分抵消了这些不利因素 [5] - 能源营销业务调整后EBITDA为1.09亿加元，减少7400万加元，主要是由于与上一年相比，当年实现的结算交易减少，该业务结果处于2023年第二季度修订的全年指导范围上限 [89] 各个市场数据和关键指标变化 - 2023年全年，阿尔伯塔省现货电价平均为每兆瓦时134加元，低于2022年的平均价格162加元，第四季度温和天气影响了该省整体需求，导致电价低于预期 [2][3] - 公司预计2024年阿尔伯塔省 merchant 电价将降至每兆瓦时75 - 95加元，这一预测基于市场基本面，包括大量新增燃气发电供应的影响 [6] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略重点包括提高安全绩效、实现93.1%的船队可用性、推进加拿大、美国和澳大利亚总计400兆瓦的清洁能源项目 [8] - 公司将继续推进清洁电力增长计划，预计到2028年，约70%的调整后EBITDA将来自清洁能源发电，同时扩大可再生能源在船队中的占比 [78] - 公司宣布2024年高达1.5亿加元的增强普通股回购计划，预计2024年每股自由现金流约为1.70加元，股票隐含自由现金流收益率约为20%，回购计划与增加的股息一起，将使股东获得2024年自由现金流指导中值约40%的回报 [84] - 公司目标是到2028年底通过投资约35亿加元开发、建设或收购新资产，为公司船队增加高达1.75吉瓦的新容量，并将开发管道扩大到10吉瓦，重点关注以客户为中心的可再生能源存储，同时有选择地扩展灵活发电和可靠性资产 [85] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为当前股价未充分反映公司的重新定位、过去几年强劲的自由现金流结果以及2024年的预期，因此认为回购股票是合理使用资本的方式，同时仍可追求有适当回报的增长机会并保持资产负债表的实力和弹性 [76][77] - 公司对2024年的业绩持乐观态度，预计将受到阿尔伯塔省 merchant 市场演变和Heartland Generation收购完成及整合的影响，在指导范围的中值水平上，预计将产生5.25亿加元的自由现金流，为资本分配提供灵活性 [103][104] 其他重要信息 - 2023年公司安全绩效创纪录，全球运营无工时损失伤害，总可记录伤害频率率为0.3，优于去年的0.39 [1] - 公司船队可用性达88.8%，若剔除Kent Hills的长期停运影响，实际潜在性能为92.8% [1] - 公司与Hancock Prospecting达成联合开发协议，将在澳大利亚定义、开发和运营清洁能源解决方案 [83] - 自4月起，公司股东普通股股息将增加9%，这是连续第五年增加股息，2023年公司还通过股票回购向股东返还8700万加元 [83] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 如何支付增强回购计划和35亿加元资本支出计划的费用，融资选项是否有更新 - 公司清洁电力增长计划是一个为期五年的计划，公司在这段时间内有相当的现金流生成能力，有信心为增长提供资金，2024年资本使用存在一定的时间安排因素，到2025年将重新评估增长和股票回购之间的平衡 [11][12][56] 问题2: 从长期来看，股票回购计划是否合理，自由现金流指导中是否包含回购，回购是否会立即增加指导值 - 自由现金流预测中未考虑股份数量的变化，公司一直在调整投资组合，增加合同资产和发展工商业业务，在每股10加元的价格下，股票回购对股东仍具有增值作用 [13][14][64] 问题3: 清洁电力增长计划中项目的平均自由现金流收益率是多少，近期哪些项目处于较高收益率范围 - 公司更关注选择合适的项目和获得合适的回报，会从投资组合的角度看待项目，不同项目的回报会有所不同，例如澳大利亚的可再生能源项目在合同期内可实现资本的全额回报，高个位数的回报率可能是合理的，对于像Water charger这样的 merchant 电池项目，公司期望获得两位数以上的回报 [15][65][118] 问题4: 目前确定开发项目的最大限制因素是什么，阿尔伯塔省的可再生能源开发是否受到市场变化不确定性的限制 - 公司在降低项目风险方面做了大量工作，但市场演变的确定性对项目推进很重要，预计未来45天左右将从阿尔伯塔省市场获得一些关于可再生能源暂停和后续发展的明确信息，澳大利亚项目的推进与客户的投资决策和市场监管的不确定性有关 [24][25][26] 问题5: 如何看待碳信用组合，以及变现的节奏 - 公司需要权衡碳信用的变现时机，以获取最大价值，同时考虑利用碳信用来满足公司的碳义务和客户需求，预计未来三到五年开始减少排放信用的库存，近期发布的文件显示，联邦政府引入了使用抵消和信用来抵减排放的机制，这使得碳信用在短期和中期内仍具有吸引力 [39][40][43] 问题6: Heartland交易的时间安排和竞争审查流程如何进展 - 公司已获得不列颠哥伦比亚省公用事业委员会的批准，正在等待美国联邦能源监管委员会的批准，最重要的是等待竞争局的审查，公司与竞争局保持良好沟通，乐观预计能在今年上半年晚些时候完成交易 [31][32] 问题7: 如何保护阿尔伯塔省投资组合的经济效益，应对政府可能设立的最后发电实体带来的风险 - 政府设立最后发电实体是在市场可靠性受到严重挑战时的极端情况，在短期内不会影响公司的投资决策和船队优化评估，政府此举是为了确保电网可靠性，类似于一种最后的保险措施 [45][46][47] 问题8: 从排放强度绩效标准向排放限制的转变对公司发电优化和整体利润率有何影响 - 这种转变是积极的，紧急条款比以前更可行，对于未减排的天然气发电，从特定性能因子转向排放范围的规定为调峰机组提供了更多运行空间，有助于确保系统可靠性 [48][50]

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