财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后EBITDA为16.13亿美元，显示出公司在各种定价和天气环境下的强劲盈利能力[9][24] - 公司将2023年调整后EBITDA指引从36亿至40亿美元上调至39.5亿至41亿美元，调整后自由现金流指引从23.5亿至25亿美元上调至23.5亿至25亿美元[26] - 2024年调整后EBITDA指引为37亿至41亿美元，调整后自由现金流指引为19亿至23亿美元[27] 各条业务线数据和关键指标变化 - 发电业务第三季度调整后EBITDA为14.4亿美元，同比增长近4亿美元[33] - 零售业务第三季度调整后EBITDA为1.73亿美元，尽管夏季价格较高，但仍实现了显著增长[34] - 零售业务在ERCOT市场实现了住宅客户数量的季度增长，商业市场客户量同比增长16%[21][29] 各个市场数据和关键指标变化 - ERCOT市场在第三季度经历了创纪录的高温，需求峰值达到85,000兆瓦，公司发电机组在极端条件下保持了97%的商业可用性[15][19] - ERCOT市场在8月份的实时平均价格为196美元，其中43小时价格超过1,000美元，6:00至8:00 PM时段平均价格为843美元[22] - 非ERCOT市场天气较为温和，公司通过动态仓位管理和发电输出优化，实现了强劲的季度业绩[23] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续推进四大战略重点：高绩效目标、强健的资产负债表、资本回报计划和能源转型目标[12] - 公司计划在2024年春季开始建设三个最大的太阳能和储能项目，同时保持低于3倍的杠杆率[14] - 公司预计在2024年上半年公布新的资本分配计划，包括对Energy Harbor收购后的资本分配策略[13][37] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对ERCOT市场的未来需求持乐观态度，认为公司零售产品和多样化发电机组能够满足不断增长的需求[23] - 管理层对Energy Harbor收购的进展表示满意，预计将在年底前完成交易，并将在2024年公布合并后的业绩预期[30] - 管理层对公司在高成本和利率环境下的项目开发活动表示满意，认为这些项目将继续超过目标回报阈值[41] 其他重要信息 - 公司自2021年11月启动资本分配计划以来，已通过股票回购和股息向股东返还了37.85亿美元[12] - 公司宣布2023年第四季度股息为每股0.213美元，较2021年第四季度增长42%[38] - 公司预计在Energy Harbor收购完成后，2024年净杠杆率将保持在3倍以下[39] 问答环节所有提问和回答 问题: Energy Harbor收购的进展和FERC审批 - 管理层对Energy Harbor收购的进展表示满意，预计将在年底前完成交易，并将在2024年公布合并后的业绩预期[48][49] 问题: 2023年和2024年自由现金流的驱动因素 - 2023年自由现金流改善主要由EBITDA驱动，2024年自由现金流转换率下降主要由于资本支出增加和Energy Harbor的利息成本[51][54] 问题: 资本分配计划的更新 - 管理层将在2024年上半年公布新的资本分配计划，包括对Energy Harbor收购后的资本分配策略[57][60] 问题: 零售业务的趋势和2024年展望 - 零售业务在2024年预计将保持稳定，管理层认为零售业务的强劲表现将持续[66][68] 问题: 2025年和2026年的对冲策略 - 2025年和2026年的对冲策略将根据市场曲线进行调整，管理层预计2026年的曲线将高于2025年[75][77] 问题: 市场力量问题和潜在交易 - 管理层认为公司在ERCOT市场的市场份额仍有增长空间，并对未来交易持开放态度[80][81] 问题: IRA对核能的潜在影响 - 管理层正在等待IRS对核能PTC和氢能的指导，目前未将IRA的潜在收益纳入长期计划[84][85] 问题: 核燃料供应和俄罗斯风险 - 管理层已增加核燃料采购，并对未来几年的供应和价格风险进行了对冲[89][92] 问题: 股票回购的前景 - 管理层认为当前股票价格仍被低估，计划在2024年继续保持或增加股票回购的步伐[94][98] 问题: 零售客户增长的细节 - 零售业务在商业市场实现了16%的客户量增长，主要集中在ERCOT和 Midwest/Northeast市场[99][100]

业绩总结 - 2023年第三季度调整后EBITDA为16.13亿美元[15] - 2023年第三季度净收入为16.76亿美元，相较于2022年第三季度的6.78亿美元增长了147%[115] - 2023年第三季度的利息支出和相关费用为4.5亿美元，较2022年第三季度的7.1亿美元下降了约37%[115] - 2023年第三季度的折旧和摊销费用为11.77亿美元，较2022年第三季度的4.13亿美元增长了约185%[115] - 2023年调整后EBITDA（持续运营）为40.25亿美元，净债务与EBITDA比率为2.4倍[36] 用户数据 - 2023年第三季度零售客户数量为244.9万，较2022年同期的253.5万有所下降[43] - 2023年第三季度德克萨斯州的发电量为27.8 TWh，较2022年同期的24.5 TWh增长[45] - 2023年第三季度东部地区发电量为17.0 TWh，较2022年同期的15.2 TWh增长[45] 未来展望 - 预计2024年调整后EBITDA的指导范围为37亿至41亿美元，较2022年5月分享的中点机会范围（35亿至37亿美元）有所上调[18] - 2024年调整后自由现金流（不含增长）的指导范围为19亿至23亿美元[18] - 预计到2024年，股东将获得至少13亿美元的现金回报[87] 新产品和新技术研发 - 预计到2025年前实现约125百万美元的协同效应[86] - 2023年，Vistra的总发电能力为36,702 MW[66] - 2023年，Vistra在开发中的可再生能源项目总容量为1,176 MW，预计将在2025年投入使用[104] 市场扩张和并购 - 2023年第四季度预计完成与Energy Harbor的交易，交易将结合Energy Harbor的核能和零售业务[20] - Energy Harbor的核能发电能力为4千兆瓦，Vistra的核能发电能力为2.4千兆瓦[20] 负面信息 - 2023年第三季度的冬季风暴影响导致的损失为4400万美元，较2022年第三季度的3100万美元增加了约42%[115] - 2023年第三季度的未实现净损失为8.55亿美元，较2022年第三季度的3.20亿美元增加了约167%[115] 其他新策略和有价值的信息 - 预计2023年调整后自由现金流（不含增长）预期为17.5亿至23.5亿美元，较之前的19亿至23.5亿美元有所上调[15] - 2023年预计资本支出总额为16.45亿美元，2024年预计为16.95亿美元[51] - 预计到2030年，温室气体排放量将比2010年基准减少60%，已实现50%的减排[76]

公司环保目标与行动 - 公司目标到2030年实现范围1和范围2的二氧化碳当量排放量较2010年基准减少60%，并在2050年实现净零碳排放[282] - 2022 - 2023年公司分别退役了Zimmer、Joppa和Edwards燃煤发电设施[284] - 2022 - 2023年公司宣布多项太阳能和电池储能项目开发计划，总投资约14亿美元[285] 公司发电套期保值情况 - 截至2023年9月30日，公司已对2023年剩余时间至2025年平均约90%的预期发电量进行了套期保值[287] - 截至2023年9月30日，德州、日落、东部和西部核/可再生/煤炭发电2023年剩余时间的对冲水平分别为99%、100%、无数据和无数据，2024年分别为98%、89%、无数据和无数据；燃气发电2023年剩余时间的对冲水平分别为98%、100%、100%和100%，2024年分别为93%、95%、100%和100%[301] 公司重大事件影响 - 2021年冬季风暴Uri对公司税前收益造成22亿美元负面影响，扣除5.44亿美元证券化收益后仍损失巨大[290] 公司股票回购情况 - 2021 - 2023年董事会多次授权股票回购计划，总授权金额达42.5亿美元[293] - 自2021年10月至2023年11月2日，公司已回购约1.36亿股普通股，花费约32.67亿美元[294] 公司融资情况 - 2023年6月15日，公司与关联方达成4.5亿美元的抵押融资协议[296] 公司债务与流动性管理 - 公司致力于降低合并净杠杆，维持充足流动性并寻求长期债务再融资机会[300] 公司子公司合并情况 - 2023年3月6日，公司子公司与Energy Harbor达成交易协议，将进行合并[280] 电价与火花价差对收益影响 - 2024年，德州核/可再生/煤炭发电电价每兆瓦时增加2.50美元，实现的税前收益增加300万美元；电价每兆瓦时减少2.50美元，实现的税前收益减少200万美元[302] - 2024年，德州燃气发电火花价差每兆瓦时增加1.00美元，实现的税前收益增加400万美元；火花价差每兆瓦时减少1.00美元，实现的税前收益减少300万美元[302] 公司整体财务指标变化（2023年三个和九个月与2022年同期对比） - 2023年三个和九个月，公司运营收入分别为40.86亿美元和117.01亿美元，与2022年同期相比，三个和九个月分别减少10.60亿美元和增加18.42亿美元[304] - 2023年三个和九个月，公司燃料、购电成本和交付费用分别为21.09亿美元和57.54亿美元，与2022年同期相比，三个和九个月分别减少10.30亿美元和18.26亿美元[304] - 2023年三个和九个月，公司运营成本分别为4.11亿美元和12.77亿美元，与2022年同期相比，三个和九个月分别增加0.11亿美元和0.27亿美元[304] - 2023年三个和九个月，公司折旧和摊销分别为3.75亿美元和11.09亿美元，与2022年同期相比，三个和九个月分别减少0.15亿美元和1.05亿美元[304] - 2023年三个和九个月，公司销售、一般和行政费用分别为3.57亿美元和9.53亿美元，与2022年同期相比，三个和九个月分别增加0.34亿美元和0.59亿美元[304] - 2023年三个和九个月，公司运营收入分别为8.34亿美元和25.59亿美元，与2022年同期相比，三个和九个月分别减少0.60亿美元和增加36.38亿美元[304] - 2023年三个和九个月，公司净收入分别为5.02亿美元和16.76亿美元，与2022年同期相比，三个和九个月分别减少1.76亿美元和增加26.38亿美元[304] 公司第三季度财务指标变化 - 2023年第三季度，公司营业收入降至8.34亿美元，较2022年同期减少6000万美元[307] - 2023年第三季度，利息费用及相关费用增至1.43亿美元，较2022年同期增加7200万美元[308] - 2023年和2022年第三季度，TRA影响分别导致费用4900万美元和收入8600万美元[309] - 2023年第三季度，所得税费用为1.69亿美元，有效税率为25.2%；2022年同期所得税费用为2.36亿美元，有效税率为25.8%[310] 公司前九个月财务指标变化 - 2023年前九个月，公司营业收入增至25.59亿美元，较2022年同期增加36.38亿美元[313] - 2023年前九个月，其他收入总计1.74亿美元，主要源于出售德克萨斯州弗里斯通县一处房产获利8900万美元；2022年同期其他收入总计8800万美元，主要源于保险赔款6300万美元[314] - 2023年前九个月，利息费用及相关费用增至4.5亿美元，较2022年同期增加2.64亿美元[315] - 2023年和2022年前九个月，TRA影响分别导致费用1.28亿美元和2900万美元[316] - 2023年前九个月，所得税费用为4.7亿美元，有效税率为21.9%；2022年同期所得税收益为2.62亿美元，有效税率为21.4%[317] 公司非GAAP财务指标使用 - 公司使用EBITDA和调整后EBITDA等非GAAP财务指标来补充分析和规划业务[318] 公司净利润与调整后EBITDA变化 - 2023年前三季度净利润为16.76亿美元，2022年同期为26.38亿美元，减少9.62亿美元[322] - 2023年前三季度调整后EBITDA为31.68亿美元，2022年同期为22.58亿美元，增加9.1亿美元[322] - 2023年第三季度净利润为5.02亿美元，2022年同期为6.78亿美元，减少1.76亿美元[322] - 2023年第三季度调整后EBITDA为15.89亿美元，2022年同期为9.81亿美元，增加6.08亿美元[322] 公司利息费用及相关费用变化 - 2023年前三季度利息费用及相关费用为4.5亿美元，2022年同期为1.86亿美元，增加2.64亿美元[322] - 2023年第三季度利息费用及相关费用为1.43亿美元，2022年同期为7100万美元，增加7200万美元[322] 公司商品套期保值交易情况 - 2023年前三季度商品套期保值交易未实现净损失为8.55亿美元，2022年同期为20.27亿美元，减少28.82亿美元[322] - 2023年第三季度商品套期保值交易未实现净收益为2.83亿美元，2022年同期为净损失3.2亿美元，增加6.03亿美元[322] 公司所得税费用变化 - 2023年前三季度所得税费用为4.7亿美元，2022年同期为7.32亿美元，减少2.62亿美元[322] - 2023年第三季度所得税费用为1.69亿美元，2022年同期为2.36亿美元，减少6700万美元[322] 公司合并净利润与调整后EBITDA（前九个月） - 2023年前九个月公司合并净利润为16.76亿美元，2022年同期为亏损9.62亿美元[330][334] - 2023年前九个月调整后EBITDA为31.68亿美元，2022年同期为22.58亿美元[330][334] 公司运营收入与零售电力销售情况（第三季度和前九个月） - 2023年第三季度运营收入为33.83亿美元，2022年同期为32.58亿美元，增长1.25亿美元[337] - 2023年前九个月运营收入为81.61亿美元，2022年同期为68.76亿美元，增长12.85亿美元[337] - 2023年第三季度零售电力销售总量为30578GWh，2022年同期为28449GWh，增加2129GWh[337] - 2023年前九个月零售电力销售总量为74676GWh，2022年同期为76917GWh，减少2241GWh[337] 公司北德州气候指标变化 - 2023年第三季度北德州平均冷却度日为正常水平的121.7%，2022年同期为108.1%[337] - 2023年前九个月北德州平均冷却度日为正常水平的115.2%，2022年同期为112.1%[337] - 2023年前九个月北德州平均加热度日为正常水平的81.7%，2022年同期为111.8%[337] 公司第三季度净收入变化 - 2023年第三季度净收入为2.45亿美元，2022年同期亏损12.27亿美元，增长14.72亿美元[337] 公司各地区第三季度业务指标变化 - 2023年第三季度德州运营收入为15.17亿美元，2022年为36.27亿美元；东部为6.51亿美元，2022年为11.26亿美元；西部为3.44亿美元，2022年为2.36亿美元；日落地区为2.24亿美元，2022年为2.53亿美元[343] - 2023年第三季度德州净收入为4.38亿美元，2022年为21.56亿美元；东部为2900万美元，2022年亏损1.19亿美元；西部为2.64亿美元，2022年为7200万美元；日落地区亏损4400万美元，2022年为3100万美元[343] - 2023年第三季度德州调整后EBITDA为9.5亿美元，2022年为8.73亿美元；东部为3.15亿美元，2022年为1.38亿美元；西部为8700万美元，2022年为4500万美元；日落地区为1.02亿美元，2022年亏损600万美元[343] - 2023年天然气设施产量为15635GWh，2022年为12654GWh；褐煤和煤炭设施为6743GWh，2022年为6643GWh；核设施为5210GWh，2022年为5009GWh；太阳能设施为247GWh，2022年为250GWh[343] - 2023年CCGT设施容量因子为77.2%，2022年为69.6%；褐煤和煤炭设施为79.3%，2022年为78.1%；核设施为98.3%，2022年为94.5%[343] - 2023年平均ERCOT北电力价格为109.32美元/MWh，2022年为100.54美元/MWh；平均NYMEX亨利中心天然气价格为2.58美元/MMBtu，2022年为7.96美元/MMBtu[346] - 2023年与2022年相比，德州调整后EBITDA变化为7700万美元，净收入变化为亏损17.18亿美元；东部调整后EBITDA变化为1.77亿美元，净收入变化为1.48亿美元；西部调整后EBITDA变化为4200万美元，净收入变化为1.92亿美元；日落地区调整后EBITDA变化为1.08亿美元，净收入变化为亏损7500万美元[348] 公司各地区业务业绩变化原因 - 德州业绩不利变化是因2023年第三季度远期电价上涨导致未实现套期保值损失，部分被高资产可用性带来的净燃料收入增加抵消[348] - 东部业绩有利变化是因2023年第三季度净燃料收入增加，主要由于电厂运营表现强劲和能源利润率提高[349] - 西部业绩有利变化是因2023年第三季度净燃料收入增加，主要由于2023年上线的电池ESS资产产出增加，以及远期电价下降带来的未实现套期保值收益增加[350] 公司各地区前九个月业务指标变化 - 2023年前九个月德州、东部、西部和日落地区运营收入分别为30.61亿美元、33.05亿美元、7.99亿美元和13.66亿美元，2022年同期分别为19.09亿美元、24.00亿美元、3.87亿美元和0.55亿美元[352] - 2023年前九个月德州、东部、西部和日落地区净收入分别为3.96亿美元、10.49亿美元、4.81亿美元和4.42亿美元，2022年同期分别亏损14.55亿美元、9.10亿美元、0.036亿美元和5.25亿美元[352] - 2023年前九个月德州、东部、西部和日落地区调整后EBITDA分别为15.40亿美元、5.26亿美元、1.96亿美元和3.05亿美元，2022年同期分别为12.21亿美元、4.50亿美元、1.10亿美元和0.16亿美元[352] - 2023年前九个月天然气设施产量为32809GWh，2022年同期为26304GWh；褐煤和煤炭设施产量为17903GWh，2022年同期为18376GWh；核设施产量为14471GWh，2022年同期为14369GWh；太阳能设施产量为638GWh，2022年同期为679GWh[352] - 2023年前九个月CCGT设施产能利用率为57.1%，2022年同期为49.3%；褐煤和煤炭设施产能利用率为71.0%，2022年同期为72.9%；核设施产能利用率为92.0%，2022年同期为91.4%[352] - 2023年前九个月平均ERCOT北电力价格为56.26美元/MWh，2022年同期为67.08美元/MWh；平均NYMEX亨利中心天然气价格为2.46美元/MMBtu，2022年同期为6.66美元/MMBtu[354] - 2023年前九个月与2022年同期相比，德州、东部、西部和日落地区调整后EBITDA变化分别为

业绩总结 - 2023年第二季度的调整后EBITDA为10.08亿美元，较2022年第二季度增长1.57亿美元[15] - 零售业务的调整后EBITDA为7.56亿美元，较2022年第二季度增长9500万美元[22] - 预计2023年调整后EBITDA指导范围为36亿至40亿美元，较初始指导范围有所收窄[15] - 2023年第二季度的商业可用性约为95%[15] - 2023年第二季度的零售业务净收入为812百万美元，德克萨斯州业务净亏损为626百万美元[7] - 2023年上半年EBITDA调整前为2,559百万美元，较2022年同期的1,297百万美元增长97%[109] - 2023年净收入预期为2,170百万至2,560百万美元[116] - 2023年调整后EBITDA预期为3,500百万至4,000百万美元[116] 用户数据 - 截至2023年8月4日，公司已向股东返还33.5亿美元，符合77.5亿美元的资本回报承诺[12] - 自2021年11月至2023年8月4日，公司已执行约29亿美元的股票回购，2023年1月至8月4日回购约6.41亿美元[24] - 截至2023年8月4日，股票数量约为3.675亿，较计划宣布时减少约24%[24] 未来展望 - 预计到2024年底将使用剩余约13.5亿美元的回购授权，计划在2021年至2026年间回购总额为62.5亿美元[24] - 公司目标在2024至2025年实现净杠杆率低于3倍[13] - 预计到2025年底，Vistra将实现约1.25亿美元的年度协同效应[97] - 预计到2025年，Vistra将每年向股东返还至少13亿美元的现金[83] 新产品和新技术研发 - Moss Landing Phase III的能源存储设施于2023年6月上线，总存储容量达到750MW[14] - Vistra的核电和零碳发电能力将通过收购Energy Harbor增加约4,000 MW的核发电资产和约100万零售客户[81] - 预计Vistra的核电生产税收抵免机制为每MWh提供最高15美元的支持，当毛收入低于25美元时[4] 市场扩张和并购 - Energy Harbor收购预计将为调整后EBITDA贡献约9亿美元，预计在2023年第四季度完成交易[16] - 通过HB 1500法案，ERCOT市场的净成本限制为$10亿[63] - SB 2627法案为新建最多10GW的可调度发电分配$50亿，贷款利率为3%[63] 负面信息 - 2023年第二季度的资产关闭相关费用为67百万美元[7] - 由于冬季风暴Uri的影响，2023年第二季度的调整后EBITDA减少了38百万美元[109] - 2023年第二季度的冬季风暴影响导致的调整为5百万美元的净损失[7] 其他新策略和有价值的信息 - 2023年资本支出预计为17.22亿美元，调整后资本支出为9.11亿美元[45] - 2023年自由现金流预期为3,152百万至3,702百万美元[116] - 2023年工作资本和保证金存款预计为2,400百万美元[116] - 2023年利息支出和相关费用预计为700百万美元[116]

财务数据和关键指标变化 - 公司第二季度实现调整后EBITDA为10.08亿美元，表现强劲，预计全年调整后EBITDA将在36亿至40亿美元之间，较之前的34亿至40亿美元区间有所收窄[8][9][20] - 调整后自由现金流指引也进行了更新，公司对全年业绩充满信心[20] 各条业务线数据和关键指标变化 - 发电业务第二季度调整后EBITDA为5.1亿美元，较2022年同期有所增长，主要得益于综合对冲策略带来的更高能源利润[24] - 零售业务第二季度调整后EBITDA为4.98亿美元，尽管受到天气影响，但通过持续强劲的客户数量和利润表现，抵消了不利因素[24] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司在ERCOT市场的表现尤为突出，由于高温和供应紧张，ERCOT市场的价格曲线在2024年和2025年有所上升，增强了公司对未来业绩的信心[49][50] - PJM市场的价格曲线在2026年有所下降，但公司仍保持灵活性，并继续寻找对冲机会[46][49] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司继续推进四大战略重点，包括发电、零售、商业团队执行以及资本分配，强调这些重点对长期价值创造的重要性[12] - 公司在零碳发电领域的扩展取得进展，Moss Landing能源存储设施新增350兆瓦容量，总容量达到750兆瓦，成为全球最大的同类设施[11][16] - 公司计划通过综合对冲策略和市场机会，为股东提供持续且可预测的资本回报[10] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对2023年全年业绩充满信心，预计将在之前指引的上半部分实现，并更新了调整后EBITDA和自由现金流的指引范围[8][20] - 管理层认为，尽管市场条件复杂，但公司通过综合对冲策略和团队执行力，能够在各种电力价格和天气条件下实现稳健的收益[13] - 管理层对Energy Harbor交易的完成持乐观态度，预计将在第四季度完成，并认为该交易将为公司带来显著的协同效应和长期收益[21][22] 其他重要信息 - 公司已通过股票回购和分红向股东返还了33.5亿美元，较原计划提前了约2.5亿美元，并计划继续执行剩余的13.5亿美元回购授权[14][26] - 公司通过P-Cap交易和保证金存款的返还，增强了资产负债表的流动性，预计将用于Energy Harbor交易的融资，减少债务发行[15] - 公司计划在未来几个月内启动首个非追索项目或组合级融资，以支持公司的增长资本支出需求[28] 问答环节所有提问和回答 问题: 零售业务利润的可持续性 - 管理层解释了零售业务利润的来源，包括市场动态、客户合同的多年期性质以及公司在ERCOT市场的多品牌策略，强调了利润的可持续性[35][36][38][39][40][41] - 管理层指出，零售业务的利润在不同季度之间会有波动，主要受电力采购成本的月度变化影响[41] 问题: 2024-2025年EBITDA展望 - 管理层更新了2024-2025年的EBITDA展望，预计Vistra独立业务的调整后EBITDA将在37亿至38亿美元之间，加上Energy Harbor的贡献，整体EBITDA有望达到45亿美元[43][44][45] - 管理层对2026年的展望较为开放，认为ERCOT市场的价格曲线有所上升，但PJM市场的价格曲线有所下降，公司将继续寻找对冲机会[46][49] 问题: Energy Harbor交易的债务融资 - 管理层解释了Energy Harbor交易的融资计划，预计通过保证金存款的返还和P-Cap交易，将债务融资需求从26亿美元降至10亿至15亿美元之间，并计划通过非追索融资进一步降低债务负担[54][56][57][58] - 管理层预计，合并后的公司债务水平将略高于3倍，但通过债务回购和EBITDA增长，有望在2024年或2025年达到3倍以下的目标[59] 问题: ERCOT市场的未来展望 - 管理层讨论了ERCOT市场的供需紧张状况，指出尽管风能和太阳能的增加缓解了部分压力，但晚间时段的供应仍然紧张，可能导致价格上涨[60][61][62][63][64] - 管理层认为，ERCOT市场的价格曲线在2024-2025年有所上升，反映了市场供需的紧张状况，但仍需观察新资源的建设和政策变化[65][66] 问题: 对冲策略和未来展望 - 管理层解释了对冲策略的进展，指出公司在2023-2025年期间的平均对冲比例为86%，并已在对冲2025年的部分发电量，但对2026年的对冲仍保持灵活性[89][90][91][93] - 管理层认为，尽管市场条件变化，公司仍有机会通过综合对冲策略实现稳健的收益，并对未来的对冲机会保持积极态度[91][93] 问题: 资本分配和股票回购 - 管理层讨论了资本分配策略，强调公司将继续执行股票回购计划，并认为当前股价仍未完全反映公司的内在价值，计划在股价低于管理层内部估值时继续回购[94][95][96][97][99] - 管理层指出，尽管股价上涨，公司仍将保持资本分配计划的灵活性，并根据市场条件和业绩表现调整回购节奏[97][99] 问题: 太阳能和储能项目的资本支出 - 管理层解释了太阳能和储能项目资本支出的变化，指出部分项目推迟至2024-2025年，主要由于供应链挑战和市场条件变化，但公司仍保持对这些项目的纪律性管理[102][103][104][105] - 管理层认为，尽管资本支出有所减少，公司仍将通过非追索项目融资支持增长，并保持资本分配的灵活性[107][108] 问题: 零售业务利润的结构性变化 - 管理层讨论了零售业务利润的结构性变化，指出ERCOT市场的稀缺性驱动了成本上升，而其他市场的天然气价格下降则带来了利润扩张的机会[109][110][111][112][113] - 管理层认为，零售业务的利润表现与市场条件密切相关，但公司通过综合对冲策略和资产支持，能够在不同市场条件下保持稳健的收益[112][113] 问题: 潜在的并购交易和融资 - 管理层讨论了潜在的并购交易，指出公司将继续关注市场机会，但目前的主要焦点是完成Energy Harbor交易，并保持资本分配计划的灵活性[115][116][117][118][119] - 管理层认为，尽管融资成本上升，公司仍具备足够的资本灵活性，可以通过多种方式支持未来的增长和股东回报[118][119]

公司环保目标与能源设施调整 - 公司目标到2030年实现范围1和范围2的二氧化碳当量排放量较2010年基准减少60%，到2050年实现净零碳排放[281] - 2022年9月、2022年1月和2023年1月，公司分别退役了Zimmer、Joppa和Edwards燃煤发电设施[283] - 2022年10月，公司提交了Comanche Peak核电站两个机组的许可证续期申请，当前许可证分别到2030年和2033年，申请续期至2050年和2053年[284] 公司发电量套期保值情况 - 截至2023年6月30日，公司已对2023年剩余时间至2025年平均约86%的预期发电量进行了套期保值，其中2023年剩余时间约98%，2024年约95%[286] - 截至2023年6月30日，德州、日落、东部和西部核/可再生/煤炭发电2023年套期保值水平分别为99%、96%、无数据、无数据，2024年分别为97%、61%、无数据、无数据；燃气发电2023年套期保值水平分别为100%、96%、97%，2024年分别为92%、96%、88%[300] 公司历史事件财务影响 - 2021年冬季风暴Uri对公司税前收益造成22亿美元的负面影响，公司获得约5.44亿美元的证券化收益[289] 公司股票回购计划 - 2021年10月公司宣布董事会授权最高20亿美元的股票回购计划，2022年8月和2023年3月分别追加12.5亿美元和10亿美元，总授权达42.5亿美元，预计2024年底完成[292] - 2021年10月至2023年8月4日，公司已回购约1.2442亿股普通股，花费约28.86亿美元，平均每股23.20美元[293] 公司信托证券交易 - 2023年6月15日，公司与信托签订协议，信托出售45万份可赎回信托证券，初始购买价4.5亿美元[295] 公司财务战略目标 - 公司目标是降低合并净杠杆，维持充足流动性并寻求长期债务再融资机会以延长到期日[299] 公司税收政策影响 - 2022年8月美国颁布IRA法案，实施新的和修改后的能源税收抵免政策，公司2023年不适用15%的企业最低税[285] 电价变动对公司收益影响 - 德州核/可再生/煤炭发电电价每兆瓦时增加2.5美元，2023年和2024年实现的税前收益分别增加100万美元和400万美元；电价每兆瓦时降低2.5美元，2024年减少300万美元[301] 公司运营收入与成本对比 - 2023年第二季度运营收入为31.89亿美元，2022年同期为15.88亿美元，增加16.01亿美元；2023年上半年运营收入为76.14亿美元，2022年同期为47.13亿美元，增加29.01亿美元[303] - 2023年第二季度运营成本为4.45亿美元，2022年同期为4.35亿美元，增加100万美元；2023年上半年运营成本为8.66亿美元，2022年同期为8.51亿美元，增加150万美元[303] - 2023年第二季度运营收入为5.91亿美元，2022年同期亏损16.83亿美元，增加22.74亿美元；2023年上半年运营收入为17.22亿美元，2022年同期亏损19.72亿美元，增加36.94亿美元[303] - 2023年上半年运营收入为17.22亿美元，较2022年同期增加36.94亿美元[312] 公司净收入对比 - 2023年第二季度净收入为4.76亿美元，2022年同期亏损13.57亿美元，增加18.33亿美元；2023年上半年净收入为11.74亿美元，2022年同期亏损16.41亿美元，增加27.48亿美元[303] - 2023年和2022年截至6月30日的三个月，净收入分别为47600万美元和 - 13.57亿美元；上半年分别为11.74亿美元和 - 16.41亿美元[322] - 2023年Q2公司净收入为476万美元，2022年Q2净亏损为1357万美元[326][328] - 2023年上半年公司净收入为1174万美元，所得税费用为301万美元[331] - 2022年上半年公司净亏损16.41亿美元，调整后EBITDA为12.78亿美元[335] - 2023年Q2与2022年Q2相比，总运营收入增加6.35亿美元，净收入减少8600万美元，调整后EBITDA增加9500万美元[340] - 2023年上半年与2022年上半年相比，总运营收入增加11.6亿美元，净收入减少3.109亿美元，调整后EBITDA减少9700万美元[340] 公司其他收入对比 - 2023年第二季度其他收入为1.24亿美元，主要来自德州弗里斯通县一处房产出售收益8900万美元；2022年同期为7100万美元，主要来自保险赔款6200万美元[306] - 2023年上半年其他收入总计14400万美元，主要源于出售德克萨斯州弗里斯通县一处房产获得8900万美元收益；2022年同期其他收入总计7700万美元，主要源于6300万美元保险赔款[313] 公司利息费用及相关费用对比 - 2023年第二季度利息费用及相关费用为1亿美元，2022年同期为1.09亿美元，减少900万美元[307] - 2023年上半年利息费用及相关费用增至3.07亿美元，较2022年同期增加1.91亿美元[314] - 2023年和2022年截至6月30日的三个月，利息费用中利率互换未实现按市值计价净收益分别为6300万美元和4500万美元；上半年分别为2200万美元和1.71亿美元[323] - 2023年Q2利息费用及相关费用为100万美元，其中包括63万美元利率互换未实现按市值计价净收益[326] - 2023年上半年利息费用及相关费用为307万美元，其中包括22万美元利率互换未实现按市值计价净收益[331] 公司衍生品头寸收益对比 - 2023年第二季度因电力和天然气远期市场曲线略有下降，衍生品头寸未实现按市值计价税前收益为5400万美元；2022年同期因市场曲线大幅上升，商品衍生品头寸未实现按市值计价税前损失为19.87亿美元[305] 公司套期保值对运营结果影响 - 公司认为剩余的长期套期保值将使公司在2023年剩余时间及以后显著受益于运营结果，支持继续执行股票回购和整体资本配置战略[302] 公司TRA影响费用对比 - 2023年和2022年截至6月30日的三个月，TRA影响分别导致费用1400万美元和3400万美元[308] - 2023年和2022年上半年，TRA影响分别导致费用7900万美元和1.15亿美元[315] 公司所得税费用及有效税率对比 - 2023年截至6月30日的三个月，所得税费用总计1.23亿美元，有效税率为20.5%；2022年同期所得税收益总计4.07亿美元，有效税率为23.1%[309] - 2023年上半年所得税费用总计3.01亿美元，有效税率为20.4%；2022年同期所得税收益总计4.98亿美元，有效税率为23.3%[316] 公司调整后EBITDA对比 - 2023年和2022年截至6月30日的三个月，调整后EBITDA分别为10.67亿美元和7.37亿美元；上半年分别为15.8亿美元和12.78亿美元[322] - 2023年Q2公司调整后EBITDA为1067万美元，2022年Q2为737万美元[326][328] - 2023年上半年公司调整后EBITDA为1580万美元[331] - 2023年Q2和上半年调整后EBITDA分别减少500万美元和3900万美元的账单信用应用[325] - 2022年Q2和上半年调整后EBITDA分别减少1200万美元和5600万美元的违约提升费用[325] - 2022年Q2和上半年调整后EBITDA分别减少5300万美元和6600万美元的账单信用应用[325] - 预计2023年剩余时间、2024年和2025年分别应用约1400万美元、1100万美元和2500万美元的账单信用[333] 公司零售电力销售情况 - 2023年Q2与2022年Q2相比，零售电力销售总量减少1863GWh，上半年减少4370GWh[340] 公司地区气候指标 - 2023年Q2北德州平均冷却度日百分比为101.9%，上半年为103.7%；加热度日百分比Q2为67.4%，上半年为81.7%[340] 公司各地区Q2运营数据 - 2023年Q2德州净亏损6.26亿美元，调整后EBITDA为2.07亿美元；东部净收入2.75亿美元，调整后EBITDA为2.11亿美元[344] - 2023年Q2天然气设施产量10949GWh，褐煤和煤炭设施产量6189GWh，核设施产量4034GWh，太阳能设施产量237GWh[344] - 2023年Q2联合循环燃气轮机（CCGT）设施容量因子为58.8%，褐煤和煤炭设施为73.6%，核设施为77.0%[344] - 2023年Q2平均ERCOT北电力价格为36.53美元/MWh，平均NYMEX亨利中心天然气价格为2.12美元/MMBtu[346] - 2023年Q2与2022年Q2相比，调整后EBITDA变化主要受季节性、天气、套期保值活动等因素影响，净收入变化受套期保值活动、折旧摊销等因素影响[342] - 2023年第二季度，德州、东部、西部和日落地区调整后EBITDA变化分别为26美元、47美元、23美元和61美元[348] - 2023年第二季度，德州、东部、西部和日落地区净收入（亏损）变化分别为1012美元、937美元、139美元和217美元[348] 公司各地区上半年运营数据 - 2023年上半年，德州、东部、西部和日落地区运营收入分别为1544美元、2655美元、455美元和1142美元，2022年分别为 - 1718美元、1274美元、151美元和 - 197美元[353] - 2023年上半年，德州、东部、西部和日落地区净收入（亏损）分别为 - 42美元、1020美元、216美元和486美元，2022年分别为 - 3610美元、 - 791美元、 - 36美元和 - 556美元[353] - 2023年上半年，CCGT设施产能利用率在德州、东部和西部分别为47.0%、59.6%和51.3%，2022年分别为38.9%、54.7%和45.8%[353] - 2023年上半年，褐煤和煤炭设施产能利用率在德州和东部分别为66.7%和31.8%，2022年分别为70.2%和52.9%[353] - 2023年上半年，核设施产能利用率为88.8%，2022年为89.8%[353] - 2023年上半年，平均ERCOT北电力价格为29.29美元/MWh，2022年为50.07美元/MWh；平均NYMEX亨利中心天然气价格为2.40美元/MMBtu，2022年为6.01美元/MMBtu[354] - 2023年上半年，德州、东部、西部和日落地区调整后EBITDA变化分别为239美元、 - 100美元、43美元和181美元[356] - 2023年上半年，德州、东部、西部和日落地区净收入（亏损）变化分别为3568美元、1811美元、252美元和1042美元[356] 公司资产关闭部门运营数据 - 资产关闭部门2023年第二季度和上半年运营收入为0美元，2022年同期分别为1.17亿美元和2.02亿美元，同比减少1.17亿美元和2.02亿美元；净收入分别为6700万美元和4000万美元，2022年同期分别亏损5800万美元和1.7亿美元，同比增加1.25亿美元和2.1亿美元[361] 公司商品合同资产和负债净变化 - 2023年和2022年上半年商品合同资产和负债净变化中，未实现净收益分别为11.39亿美元和未实现净亏损23.47亿美元[362] 公司现金流量情况 - 2023年上半年经营活动提供现金30.12亿美元，2022年同期使用现金7.23亿美元，有利变化37.35亿美元，主要因净保证金存款减少[367] - 2023年和2022年上半年投资活动使用现金分别为9.67亿美元和6.09亿美元，增加3.58亿美元，主要因资本支出和环境津贴净购买增加[369] - 2023年上半年融资活动使用现金18.72亿美元，2022年同期提供现金18.8亿美元，现金使用增加37.52亿美元，主要因短期债务净偿还和2022年发行高级担保票据[371] 公司商品合同净负债情况 - 2023年6月30日商品合同净负债为20.48亿美元，2022年同期为31.76亿美元[363] 公司可利用流动性情况 - 2023年6月30日可利用流动性为24.72亿美元，较2022年12月31日的24.99亿美元减少2700万美元[374] 公司折旧和摊销费用差异 - 2023年和2022年上半年折旧和摊销费用在现金流量表和运营表中的差异分别为2.06亿美元和2.3亿美元[368] 公司资本支出情况 - 2023年上半年资本支出为9.26亿美元，2022年同期为6.13亿美元，增加3.13亿美元[370] 公司流动性预期 - 公司认为未来至少12个月有足够流动性

First Quarter 2023 Results May 9, 2023 ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● � � ０００００００００００００００００００００００００００ ● ● ● ● ００００００００００００００００００ ● ● � � � � ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ０００００００００００００００００００００００００００ ● ● ● ● ● ● ● ● � � Safe Harbor Statements Cautionary Note Regarding Forward-Looking Statements The information presented herein includes forward-looking statements within the meaning of the Private Securities Litigation Reform Act of 1995. These forward-looking statements, which are based on ...

Vistra Corp. (NYSE:VST) Q1 2023 Earnings Conference Call May 9, 2023 9:00 AM ET Company Participants Meagan Horn - Vice President, Investor Relations Jim Burke - President and Chief Executive Officer Kris Moldovan - Executive Vice President and Chief Financial Officer Steve Muscato - President, Wholesale Operations and Development Conference Call Participants Shahriar Pourreza - Guggenheim Partners Julien Dumoulin-Smith - Bank of America Michael Sullivan - Wolfe Research David Arcaro - Morgan Stanley Durges ...

碳排放目标与举措 - 公司目标到2030年实现范围1和范围2的二氧化碳当量排放量较2010年基准减少60%，到2050年实现净零碳排放[260] - 2022 - 2023年公司分别退役了Zimmer、Joppa和Edwards煤炭发电设施以减少碳排放[262] - 2022 - 2023年公司宣布多项太阳能和电池储能项目开发计划，总投资约14亿美元[263] 发电套期保值情况 - 截至2023年3月31日，公司已对2023 - 2025年预计发电总量平均约86%进行套期保值，其中2023年剩余时间约99%，2024年约96%[265] - 2023年3月31日公司德州、东部、西部和日落等业务板块发电套期保值水平在61% - 100%之间[275] 冬季风暴影响 - 2021年冬季风暴Uri对公司税前收益造成22亿美元负面影响，扣除5.44亿美元证券化收益后仍损失巨大[268] - 预计2023 - 2025年因冬季风暴Uri需向大型商业和工业客户应用的剩余账单信用额度分别约为2100万美元、900万美元和2500万美元[298] 股票回购情况 - 董事会授权的股票回购计划总金额达42.5亿美元，预计2024年底完成，截至2023年5月4日已回购约26.86亿美元[271][272] - 2023年第一季度公司回购13308465股，平均每股价格23.11美元，支付金额3.08亿美元[272] - 2023年4月1日至5月4日公司回购5555721股，平均每股价格24.04美元，支付金额1.33亿美元[272] - 2023年1月1日至5月4日公司回购18864186股，平均每股价格23.38美元，支付金额4.41亿美元[272] 第一季度财务关键指标变化 - 2023年第一季度运营收入44.25亿美元，较2022年同期的31.25亿美元增加13亿美元[279] - 2023年第一季度运营收入成本21.7亿美元，较2022年同期的22.79亿美元减少1.09亿美元[279] - 2023年第一季度运营收入11.31亿美元，较2022年同期的亏损2.88亿美元增加14.19亿美元[279] - 2023年第一季度净收入6.98亿美元，较2022年同期的亏损2.84亿美元增加9.82亿美元[279] - 2023年第一季度利息费用及相关费用2.07亿美元，较2022年同期的700万美元增加2亿美元[279] - 2023年第一季度所得税费用1.78亿美元，有效税率20.3%；2022年第一季度所得税收益9100万美元，有效税率24.3%[285] - 2023年第一季度EBITDA为14.72亿美元，较2022年同期的8400万美元增加13.88亿美元[289] - 2023年第一季度调整后EBITDA为5.13亿美元，较2022年同期的5.41亿美元减少2800万美元[289] - 2023年第一季度商品套期保值交易未实现净收益10.85亿美元，2022年同期为未实现净亏损3.6亿美元[282] - 2023年第一季度长期资产减值4900万美元，2022年同期无此项[279] - 2023年第一季度公司净利润为6.98亿美元，2022年同期为 - 2.84亿美元，同比减少3.023亿美元[296][300][303] - 2023年第一季度调整后EBITDA为5.13亿美元，2022年同期为5.41亿美元，同比减少1920万美元[296][300][303] - 2023年第一季度总运营收入为23.5亿美元，2022年同期为18.25亿美元，同比增加5.25亿美元[303] - 2023年第一季度燃料、购电成本和配送费总计 - 26.9亿美元，2022年同期为8.64亿美元，同比减少35.54亿美元[303] - 2023年第一季度零售电力总销量为20812GWh，2022年同期为23319GWh，同比减少2507GWh[303] - 2023年第一季度ERCOT地区收入为17.23亿美元，2022年同期为15.51亿美元，同比增加1.72亿美元[303] - 2023年第一季度东北/中西部地区收入为4.87亿美元，2022年同期为6.43亿美元，同比减少1.56亿美元[303] - 2023年第一季度利息费用及相关费用中包含4100万美元利率互换未实现按市值计价净损失，2022年同期包含1.26亿美元利率互换未实现按市值计价净收益[297][300] - 2023年第一季度北德克萨斯平均供暖度日数为正常水平的82.8%，2022年同期为118.1%[303] - 2023年第一季度确认了与金凯德发电设施相关的4900万美元资产减值[317] - 资产关闭部门2023年第一季度净亏损2700万美元，较2022年同期的1.12亿美元减少8500万美元[318] - 2023年第一季度商品合约资产和负债未实现净收益10.85亿美元，2022年同期未实现净亏损3.6亿美元[319] - 2023年第一季度经营活动提供现金14.35亿美元，2022年同期为5.91亿美元，有利变化8.44亿美元[326] - 2023年第一季度投资活动使用现金5.13亿美元，2022年同期为4.8亿美元，增加3300万美元[328] - 2023年第一季度融资活动使用现金8.74亿美元，2022年同期为4.13亿美元，增加4.61亿美元[330] 各业务地区第一季度数据变化 - 2023年第一季度德州、东部、西部和日落地区运营收入分别为13.53亿美元、18.09亿美元、2.31亿美元和8.28亿美元，2022年同期分别为-10.95亿美元、9.55亿美元、0.72亿美元和-1.18亿美元[308] - 2023年第一季度德州、东部、西部和日落地区净收入分别为5.84亿美元、7.45亿美元、0.52亿美元和4.24亿美元，2022年同期分别为-19.72亿美元、-1.28亿美元、-0.61亿美元和-4亿美元[308] - 2023年第一季度德州、东部、西部和日落地区调整后EBITDA分别为3.83亿美元、0.01亿美元、0.46亿美元和1.64亿美元，2022年同期分别为1.71亿美元、1.48亿美元、0.25亿美元和0.44亿美元[308] - 2023年第一季度天然气设施、褐煤和煤炭设施、核设施、太阳能设施发电量分别为6225GWh、4971GWh、5227GWh、154GWh，2022年同期分别为5901GWh、6370GWh、5223GWh、166GWh[308] - 2023年第一季度CCGT设施、褐煤和煤炭设施、核设施产能利用率分别为35%、59.8%、100.9%，2022年同期分别为34.1%、76.6%、100.8%[308] - 2023年第一季度平均ERCOT北电力价格为21.98美元/MWh，2022年同期为36.91美元/MWh；2023年第一季度平均NYMEX亨利中心天然气价格为2.68美元/MMBtu，2022年同期为4.6美元/MMBtu[311] - 2023年第一季度与2022年同期相比，德州、东部、西部和日落地区调整后EBITDA变化分别为2.12亿美元、-1.47亿美元、0.21亿美元和1.2亿美元[313] - 2023年第一季度与2022年同期相比，德州、东部、西部和日落地区净收入变化分别为25.56亿美元、8.73亿美元、1.13亿美元和8.24亿美元[313] - 2023年第一季度德州、东部、西部和日落地区收入扣除燃料后的有利/不利变化分别为2.38亿美元、-1.37亿美元、0.22亿美元和1.31亿美元[313] 流动性与税务情况 - 截至2023年3月31日，可用流动性为26.79亿美元，较2022年12月31日增加1.8亿美元[333] - 未来12个月，公司预计无需支付联邦所得税，预计支付州所得税约2900万美元，州税退款600万美元，TRA付款900万美元[340] - 2023年第一季度无联邦所得税支付，州所得税支付100万美元，州所得税退款700万美元，无TRA付款[340] - 公司认为未来至少12个月有足够流动性满足预期现金需求，运营现金流有季节性，下半年较多[336] 财务契约与抵押情况 - 截至2023年3月31日，公司遵守维斯塔运营信贷协议和商品挂钩信贷协议的财务契约[341] - 2016年9月，RCT同意最高9.75亿美元的抵押债券以支持Luminant的复垦义务[343] - 截至2023年3月31日，公司向PUCT提交了金额为8700万美元的信用证[344] - 截至2023年3月31日，公司向ISOs/RTOs提交了总额为5.36亿美元的信用证、3000万美元的担保债券和200万美元的现金作为抵押支持[345] - 截至2023年3月31日，公司与交易对手方的现金抵押为19.19亿美元，低于2022年12月31日的31.37亿美元；收到交易对手方现金4800万美元，高于2022年12月31日的3900万美元；提交的信用证为18.26亿美元，低于2022年12月31日的23.14亿美元；收到的信用证为1.22亿美元，高于2022年12月31日的7400万美元[345] - 截至2023年3月31日，Vistra Operations信贷安排下的未偿余额约为25.07亿美元，若Vistra Operations或其受限子公司特定债务违约金额超过3亿美元，可能导致交叉违约[347] 风险指标情况 - 2023年第一季度末平均VaR为2.79亿美元，最高为4.23亿美元，最低为1.94亿美元；2022年末平均VaR为4.89亿美元，最高为6.86亿美元，最低为2.83亿美元，2023年月末最高VaR风险指标低于上一年[366] - 截至2023年3月31日，长期债务浮动利率上升1个百分点（100个基点），考虑利率互换后，未来十二个月年度税前收益潜在减少约200万美元[367] 信用风险情况 - 截至2023年3月31日，公司零售和批发贸易应收账款及商品合同、套期保值和交易活动产生的净衍生资产的总信用风险敞口（不包括抵押影响）为17.89亿美元[369] - 截至2023年3月31日，零售部门信用风险敞口约为10.8亿美元，净敞口为10.29亿美元；德州、东部、日落和资产关闭部门信用风险敞口为7.09亿美元，净敞口为5.85亿美元[370][371][373] - 截至2023年3月31日，公司对两个交易对手方存在重大（10%或以上）信用风险集中，合计2.74亿美元，占总净敞口的46%[374] 公司面临的风险与挑战 - 公司收购Energy Harbor的能力存在不确定性[378] - 公司运营受司法和监管当局行动决策影响[378] - 公司面临环境事项相关成本增加、资产减值等风险[378] - 公司存在合同履行索赔风险及应收账款回收风险[380] - 公司吸引、保留和服务客户的能力面临挑战[380] - 批发电力价格和能源商品价格变化影响公司[380] - 公司需应对市场设计和采购流程变化[380] - 公司股份回购计划可能无法实现预期收益或被暂停[380] - 公司战略和增长举措的实施和执行存在不确定性[380] 股息期望 - 公司期望持续支付普通股和优先股现金股息[380]

Vistra Corp. (NYSE:VST) Q4 2022 Results Conference Call March 1, 2023 9:00 AM ET Company Participants Meagan Horn - VP, IR Jim Burke - President and CEO Kris Moldovan - EVP and CFO Conference Call Participants Shar Pourreza - Guggenheim Partners David Arcaro - Morgan Stanley Durgesh Chopra - Evercore ISI Angie Storozynski - Seaport Operator Good morning, and welcome to the Vistra's Fourth Quarter and Full Year Results Conference Call. [Operator Instructions] Please note, this event is being recorded. I woul ...