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 ...

公司各分部发电设施情况 - 公司东部分部有21个发电设施，总发电容量12,093 MW，计划在伊利诺伊州开发最多300 MW太阳能光伏和最多150 MW电池储能项目，预计2024 - 2025年投入商业运营[43][44] - 公司西部分部有两个发电设施，总发电容量1,130 MW，两个阶段电池储能设施共400 MW，计划在2023年夏季开发第三阶段350 MW电池储能项目[51][52] - 公司日落分部有六个发电设施，总发电容量5,163 MW，部分电厂计划在2022 - 2027年退役[55][56] - 公司在德克萨斯州运营338兆瓦太阳能发电设施，在德克萨斯州和加利福尼亚州分别运营270兆瓦和400兆瓦电池储能系统[83] 电力市场管理机构情况 - PJM管理约185,000 MW发电容量，服务约6500万客户；ISO - NE管理约32,600 MW冬季发电容量，服务约1500万客户；NYISO管理约37,500 MW夏季发电容量，服务约2000万客户[45][47][49] - CAISO管理电力输送，服务约3200万客户，占加州电力负荷约80%[53] - MISO管理约190,000 MW发电容量，服务约4500万客户[57] 电力市场价格规则 - 2022年1月1日起，当ERCOT运营储备降至3,000 MW或以下，ORDC自动将电价调整为5,000美元/MWh；若尖峰净边际利润超过阈值，系统报价上限降至2,000美元/MWh[41] 公司风险管理措施 - 公司商品风险管理组通过优化策略调度发电，还签订电力、天然气等衍生品合约，以减少价格变动风险[61][62] 公司运营季节性特征 - 电力和天然气需求及价格受天气影响，公司运营结果有季节性波动[63] 公司无形资产情况 - 截至2022年12月31日，公司商标等无形资产在资产负债表上约为13.41亿美元[65] 公司员工情况 - 截至2022年12月31日，公司约有4910名全职员工，其中约1295名员工受集体谈判协议约束[67] - 2022年，发电船队开展了超过52000次领导安全活动[68] - 2022年，公司总可记录事故率（TRIR）为0.85，处于爱迪生电气协会（EEI）2021年全公司伤害数据的第二四分位数[69] - 公司董事会11名成员中，4名为女性，2名具有不同种族背景；公司员工中32%为不同种族；女性占公司高级管理职位的25%，不同种族员工占高级管理层的27%[74] - 2022年，超600名员工参加了公司的正式导师计划[78] - 公司为员工提供401(k)计划，并对员工缴款进行最高6%的匹配[79] - 截至2022年12月31日，公司约1295名员工受集体谈判协议覆盖，协议有效期至2023年3月至2025年8月不等[228] 公司碳排放情况及目标 - 2022年，公司发电设施产生约1.04亿短吨的二氧化碳[82] - 公司目标是到2030年，与2010年基线相比，实现范围1和范围2的二氧化碳当量排放减少60%，并在2050年实现净零碳排放[82] - 2022年，公司在康涅狄格州、缅因州、马萨诸塞州、新泽西州、纽约州和弗吉尼亚州的发电设施排放了约900万吨二氧化碳[86] 政府环保目标及法规 - 加州2015年设定新的全州温室气体减排目标，到2030年比1990年水平降低40%，到2050年降低80%[89] - 2021年4月30日，EPA发布最终规则，降低某些州臭氧季节的NOₓ预算[92] - 2023年起，拟议的FIP将适用于25个州，约20%未安装SCR控制装置的大型燃煤电厂从2026年起预算将基于安装SCR控制装置后达到的水平[93] - 2017年10月，EPA发布最终规则，为德州发电单位的SO₂建立州内排放配额交易计划，该计划包括39个发电单位，合规义务从2019年1月1日开始[95] - 2015年10月，EPA将臭氧NAAQS从75降至70ppb[98] - 2015年10月，EPA的CCR规则生效，规定了CCR填埋场和地表蓄水池的建设、改造、运营和关闭等最低联邦要求[100] - 2020年8月，EPA发布最终规则，规定无衬里CCR蓄水池于2021年4月11日停止接收废物并启动关闭程序[102] - 2022年1月，EPA声称对CCR单位实施更严格的关闭要求，公司与USWAG于2022年4月向哥伦比亚特区巡回上诉法院提交审查请愿书[102] - 2012年，IEPA对公司鲍德温和弗米利恩设施的CCR地表蓄水池发出违反地下水标准的通知，鲍德温设施部分池塘已完成关闭活动[103] - 2018年8月，PRN对DMG提起公民诉讼，2018年11月地区法院驳回诉讼，2021年6月第七巡回上诉法院维持原判[104] - 2012年IEPA对牛顿和科芬工厂CCR地表蓄水池发出违规通知，2018年对子公司DMG旗下已退役的朱红工厂发出违规通知，2021年伊利诺伊州总检察长和朱红县检察官提起诉讼并达成临时同意令[105] - 2019年7月伊利诺伊州颁布煤灰处置和储存立法，2021年4月最终规则生效，要求煤灰蓄水池所有者提交关闭替代分析，公司对部分条款提起上诉，2021年10月提交18个蓄水池运营许可申请，2022年1月和7月分别提交3个和5个场地建设许可申请，2023年将为鲍德温工厂提交一个关闭建设申请[106] - 2015年11月EPA修订蒸汽发电设施的ELGs规则，2017年4月EPA重新考虑该规则并暂停合规日期，2019年4月第五巡回法院撤销并发回部分规则，2020年10月EPA发布最终规则将FGD和底灰运输水合规日期延长至2025年12月，允许2028年12月前退役的设施获得豁免，2021年7月EPA宣布修订ELG规则[109] 公司面临的风险 - 公司面临市场、财务和经济风险，包括批发电力市场价格波动、燃料成本上升、机组退役、资产无法完全对冲、市场竞争、新增发电容量、流动性需求、债务协议限制、收购整合困难、Vistra Zero投资不确定性、税收风险和TRA权利支付等[113] - 公司面临监管和立法风险，包括政府法规和立法影响、环境合规成本、待决或拟议法规、市场结构变化、气候变化法规、诉讼和监管调查、零售业务竞争、信息安全和运营技术风险、核事故风险、CCR相关法规、极端天气和季节性影响、传染病疫情、技术变化、利益相关者ESG期望和股息及回购计划风险等[117] - 公司的收入、经营成果和经营现金流受批发电力市场价格波动和其他不可控市场因素影响，批发和零售业务有一定反周期性，但批发电力头寸受价格变动影响较大[120] - 电力、容量、辅助服务、天然气、煤炭和燃料油市场价格不可预测且波动大，电力因难以储存导致价格受供需失衡影响显著，可再生能源成本下降和政治监管压力也会影响价格[121] - 极端天气事件会影响电力价格，如2021年2月冬季风暴“尤里”和2022年12月冬季风暴“埃利奥特”导致美国批发电力市场波动[122] - 公司多数设施为“贸易商”设施，无长期电力销售协议，营收和盈利能力受电力、容量和燃料市场价格波动影响[123] - 公司采购天然气、煤炭、燃油和核燃料，燃料成本上升、市场波动或供应中断会对公司成本、营收和现金流产生不利影响[124] - 公司为缓解商品价格波动影响，已提前出售未来三年大部分预期电力销售，但仍面临燃料成本波动和供应中断风险[125] - 公司部分发电单元已退役或计划退役，关闭和修复这些单元可能产生高额成本，影响公司运营业绩[130] - 公司资产和头寸无法完全对冲商品价格和市场热率变化，套期保值交易可能无法按计划进行，影响公司业务和财务状况[131] - 公司通过签订合同对冲商品价格波动风险，但风险管理政策和程序可能无法完全消除风险，套期保值活动可能对公司产生不利影响[132] - 自2008年以来信贷市场收紧，监管加强，批发能源商品市场参与者减少，市场流动性下降，影响公司套期保值能力[134] - 公司在套期保值、风险管理和电力购买协议活动中面临交易对手信用风险，交易对手违约可能对公司财务状况产生不利影响[135] - 公司未对商品衍生品交易采用套期会计，导致季度和年度财务结果波动较大[136] - 公司发电和零售业务面临竞争，市场结构变化、补贴发电和监管干预可能对公司财务状况和运营结果产生不利影响[137] - 零售市场竞争影响公司利润率，客户流动性导致的波动和不确定性可能对财务状况产生重大不利影响[142] - 能源市场参与者新建或扩建发电设施，可能导致电力供应过剩和批发电价下降，影响公司经营和财务状况[143] - 经济衰退可能导致能源需求下降、客户欠款增加，对公司销售和现金流产生负面影响[144] - 公司维持非投资级信用评级，可能影响获取资本的能力和条件，增加抵押要求[145][148] - 公司债务可能增加经济和行业风险，限制业务运营、融资和分红能力，增加利率风险[150][151] - LIBOR逐步淘汰或更换参考利率，可能导致公司可变利率债务成本增加，影响信用展期和套期保值[152][154] - 公司债务协议中的限制和违约条款可能影响业务运营，违约可能导致债务加速到期和交叉违约[155] - 若发生所有权变更（即持股5%或以上股东的所有权增加超过50个百分点），公司使用净运营亏损抵减未来应税收入的能力将受到限制[166] - 公司增长战略中的收购策略受识别合适目标和财务资源限制，竞争可能增加收购成本或限制收购能力[158] - 公司可再生能源项目的发展受资本要求、市场需求、政策法规等因素影响，可能导致成本增加、项目延迟或取消[160] - 公司子公司在项目开发过程中可能承担负债，若项目未按计划进行，可能放弃项目并注销相关成本[161] - 公司资产剥离可能面临寻找买家困难、融资问题以及分离运营和人员等风险[162][163] - 美国联邦、州和地方税收法律变化可能对公司财务状况、经营成果和现金流产生重大不利影响[167][169] - 若公司违反TRA重大义务或发生特定控制权变更，可能需提前向TRA权利持有人支付一笔等于预期未来税收利益现值的款项[175] - 公司业务受众多州和联邦法律、政府政策和监管行动约束，法规变化可能对业务、运营结果、流动性、财务状况和现金流产生重大不利影响[179] - 极端天气事件引发政府和监管机构调查，可能导致法律或法规变化，影响公司业务[180] - 监管环境变化可能增加公司资本支出、影响财务状况，导致客户流失和成本上升[182] - 公司需获取和遵守政府许可和批准，无法获取或遵守可能导致运营延迟、暂停或受限，并面临处罚[183] - 公司遵守现有和新环境法律的成本可能产生重大不利影响，环境法规变化可能导致额外成本[185] - 美国环保署的监管行动可能要求公司安装额外控制设备，产生合规成本并影响运营[186] - 公司可能无法获得或维持所有必要的环境监管批准，这可能对运营产生重大不利影响[187] - 公司可能对所收购、租赁、开发或出售设施的环境责任负责，可能面临环境索赔[188] - 诉讼、监管调查或行政程序可能使公司面临重大责任和声誉损害，对公司产生重大不利影响[193] - 公司零售业务受州规则和法规变化影响，REP认证被撤销将无法在当地提供电力服务[196] - 零售业务财务表现受电力供应成本和需求波动影响，供应成本涨幅超收费率会影响收益和现金流[197] - 零售业务面临激烈竞争，若无法竞争成功，客户数量可能下降[198] - 零售业务依赖当地公用事业或独立输电系统运营商的基础设施，故障会影响客户满意度和公司业绩[200] - 公司业务面临网络安全威胁，FERC对违反电力可靠性标准的处罚最高可达每天100万美元[202] - 零售业务需处理敏感客户数据，数据隐私和保护法规变化或违规会影响业务和财务结果[203] - 公司拥有并运营的科曼奇峰核电站存在运营、监管和核事故风险[205] - 发电设施和相关采矿业务资本密集且风险大，可能影响运营结果、流动性和财务状况[208] - 环境和安全法律法规变化等可能导致意外的大额资本支出，影响公司业绩[209] - 发电设施意外停机通常会增加运营和维护费用，减少收入，若流动性不足会面临重大损失[210] - 发电业务面临自然和人为风险，可能导致人身伤害、财产损失、运营中断等[212] - 公司虽有保险，但不能保证足以应对所有风险，未覆盖损失可能影响财务状况[213] - 公司受CCR相关联邦和州法规影响，可能增加支出、关闭部分发电设施[214] - EPA审查多项环境规则，可能影响公司现有煤电和燃气机组，加速电厂关闭[216] - 排放配额的可用性和成本可能影响公司运营成本[218] - 极端天气和季节性变化可能影响公司发电设施、燃料供应、客户服务和收入[219][220] - 疫情等公共卫生事件可能扰乱公司业务和运营计划，影响财务状况[223] - 技术进步、节能和可持续发展努力可能降低公司发电设施价值[224][225] - 新兴技术可能影响能源市场和公司业务，使部分电力设施提前淘汰[226] - 公司能源转型和减少碳足迹计划可能无法按时完成，无法实现目标，会对业务、财务结果和股价产生负面影响[231] - 公司面临市场风险，包括商品价格、利率和交易对手信用变化导致的价值损失，通过利率互换等工具管理风险[417] 公司财务数据 - 截至2022年12月31日，公司总负债约为130亿美元，净负债（扣除现金）约为126亿美元[150] - 部分贷款人承诺金额为2亿美元，将于2023年6月14日到期，若不延期，届时所有循环信贷安排将基于SOFR[152] - 公司定期贷款B - 3设施到期日为2025年12月31日，仍基于LIBOR，可能面临LIBOR过渡风险[152] - 公司财务报表显示，截至2022年12月31日，与未来TRA付款义务相关的负债为5.22亿美元[170] - TRA规定公司需向TRA权利持有人支付实际实现的美国联邦、州和地方所得税现金节省金额的85%[171] - 公司在2022年第四季度对商誉和非摊销无形资产进行年度评估，未发现重大减值[165] 公司股权及股息情况 - 2021年10月董事会批准最高20亿美元的普通股回购计划，2022年8月追加12.5亿美元，使总授权达到32.5亿美元[233] - 公司章程允许发行最多1亿股优先股，截至2022

Vistra Corp. (NYSE:VST) Q3 2022 Earnings Conference Call November 4, 2022 9:00 AM ET Company Participants Meagan Horn - VP, IR Jim Burke - President and CEO Kris Moldovan - EVP and CFO Scott Hudson - President, Vistra Retail Conference Call Participants Michael Sullivan - Wolfe Research Paul Zimbardo - Bank of America Angie Storozynski - Seaport Operator Good day, and welcome to the Vistra Third Quarter Earnings Call. All participants will be in a listen-only mode. [Operator Instructions] After today's pres ...

公司环保目标 - 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[264] 公司项目开发计划 - 2022年1月公司宣布若获CPUC批准，将与PG&E签订15年资源充足合同，在莫斯兰丁发电厂开发350兆瓦电池储能系统，该合同于4月获批[264] - 2021年9月公司宣布计划斥资约5.5亿美元，在伊利诺伊州退役或即将退役的电厂场地开发多达300兆瓦的太阳能光伏发电设施和多达150兆瓦的电池储能系统[264] - 2020年9月公司宣布计划斥资约8.5亿美元，在得克萨斯州开发多达768兆瓦的太阳能光伏发电设施和260兆瓦的电池储能系统，其中158兆瓦太阳能发电和260兆瓦电池储能系统于2022年前九个月投入使用[264] 冬季风暴对公司的影响 - 2021年冬季风暴“乌里”对公司运营结果和运营现金流产生重大不利影响，在截至2021年9月30日的九个月里，该事件对公司税前收益造成29亿美元的负面影响，在截至2021年12月31日的年度里造成22亿美元的负面影响[270][271] 公司优先股发行情况 - 2021年10月公司发行100万股A系列优先股，净收益约9.9亿美元；12月发行100万股B系列优先股，净收益约9.85亿美元[275][276] 公司股票回购计划 - 2021年10月董事会授权最高20亿美元的股票回购计划，2022年8月4日又授权增加12.5亿美元，预计到2023年底完成当前32.5亿美元的股票回购计划[278] - 在截至2022年9月30日的九个月里，公司根据股票回购计划回购63459123股普通股，花费约14.93亿美元，平均每股23.52美元[279] - 2022年10月1日至11月1日，公司根据股票回购计划回购7076619股普通股，花费1.56亿美元，平均每股22.04美元[280] - 自2021年10月股票回购计划生效以来，公司共回购89866107股普通股，花费约20.58亿美元，平均每股22.90美元[281] 公司套期保值情况 - 截至2022年9月30日，公司已对2023 - 2025年三年期间预计发电总量平均约70%进行套期保值，其中2023年约为90%[285] - 2022年9月30日，德州、日落、东部和西部各发电类型的套期保值水平不同，如德州核/可再生/煤炭发电2022年为95%，2023年为92%[294] 公司信贷协议情况 - 2022年4月和7月，Vistra Operations信贷协议修订，分别设立到期日为2027年4月的新类别循环信贷承诺，金额分别为28亿美元和7.25亿美元[289] - 2022年2月，Vistra Operations签订商品挂钩循环信贷协议，5月将总可用承诺从10亿美元增加到20亿美元，后续又增加到22.5亿美元，10月将到期日延长至2023年10月，总可用承诺先降至12.5亿美元后又增至13.5亿美元[290][291][292] 拍卖情况 - 2022年6月PJM可靠性定价模型拍卖中，各区域有不同的清算价格和清算容量，总清算容量为6869兆瓦，平均清算价格为37.20美元/兆瓦日[298] 价格变动对收益的影响 - 电力价格和天然气价格变动对各区域实现的税前收益有不同影响，如德州核/可再生/煤炭发电电力价格每兆瓦时增加2.50美元，2022年收益增加200万美元，2023年增加1000万美元[297] 业务风险影响 - 公司预计能源价格波动导致的违约服务合同损失可能对东部业务部门产生负面影响，直至2023年年中合同结束[284] - 供应链限制导致某些燃料和设备可用性降低、成本增加，公司将部分可再生能源项目计划资本支出从2022年推迟到2023年及以后[286] - 公司2022年换料未受俄乌冲突影响，预计未来几年有足够核燃料，若限制从俄罗斯进口，美国商运核电机组未来换料操作可能受挑战[287] 公司资本结构目标 - 公司目标是降低合并净杠杆，简化和优化资本结构，维持充足流动性并寻求长期债务再融资机会[288] 2022年第三季度财务数据对比 - 2022年第三季度公司合并运营收入为8.94亿美元，较2021年同期的1.19亿美元增加7.75亿美元[300][302] - 2022年第三季度公司燃料、购电成本和配送费为 - 31.39亿美元，较2021年同期的 - 17.63亿美元减少13.76亿美元[300] - 2022年第三季度公司折旧和摊销费用为 - 3.9亿美元，较2021年同期的 - 4.68亿美元增加0.78亿美元[300] - 2022年第三季度公司销售、一般和行政费用为 - 3.23亿美元，较2021年同期的 - 2.69亿美元减少0.54亿美元[300] - 2022年第三季度公司利息费用及相关费用为 - 7100万美元，较2021年同期的 - 1.24亿美元减少5300万美元[300][304] - 2022年第三季度公司税收应收协议影响收入为8600万美元，2021年同期为3500万美元[300][305] - 2022年第三季度公司所得税费用为2.36亿美元，有效税率为25.8%；2021年同期所得税费用为3100万美元，有效税率为75.6%[306] - 2022年第三季度公司商品套期保值交易产生3.2亿美元税前未实现按市值计价收益，2021年同期为5.89亿美元税前未实现按市值计价损失[302] 2022年前三季度财务数据对比 - 2022年前三季度公司运营收入为98.59亿美元，较2021年同期的87.63亿美元增加10.96亿美元[300] - 2022年前三季度公司净亏损为9.62亿美元，较2021年同期的19.94亿美元减少10.32亿美元[300] - 2022年前九个月运营亏损降至10.79亿美元，较2021年减少13.22亿美元，主要受2021年第一季度冬季风暴Uri造成的29亿美元已实现损失影响，2022年还受12.56亿美元税前未实现按市值计价损失影响[309] - 2022年前九个月利息费用及相关费用降至1.86亿美元，较2021年减少1.02亿美元，主要因2022年利率互换未实现按市值计价收益达2.61亿美元，部分被2022年平均借款增加导致的7500万美元利息支出增加抵消[311] - 2022年和2021年前九个月，税收应收协议影响分别为费用2900万美元和收入3100万美元[312] - 2022年前九个月所得税收益为2.62亿美元，有效税率为21.4%；2021年前九个月所得税收益为5.69亿美元，有效税率为22.2%[313] - 2022年前九个月净亏损为9620万美元，较2021年的1.994亿美元减少1.032亿美元[317] - 2022年前九个月EBITDA调整前为2.39亿美元，较2021年的 - 8.59亿美元增加10.98亿美元[317] - 2022年前九个月商品套期保值交易未实现净损失为20.27亿美元，较2021年的7.71亿美元增加12.56亿美元[317] - 2022年前九个月调整后EBITDA为22.58亿美元，较2021年的7.44亿美元增加15.14亿美元[317] - 2022年和2021年前九个月，德州地区核燃料摊销分别为6300万美元和6100万美元[319] - 2022年和2021年前九个月，利率互换未实现按市值计价净收益分别为2.61亿美元和9200万美元[318] 不同时间段财务数据对比 - 2022年和2021年截至9月30日的三个月，公司商品和套期保值交易的税前净未实现收益分别为2.17亿美元和3.57亿美元亏损；2022年和2021年截至9月30日的九个月，净未实现亏损分别为7.8亿美元和3.57亿美元[320] - 2022年和2021年截至9月30日的三个月及2022年截至9月30日的九个月，调整后EBITDA因账单信用应用分别减少3200万美元、3300万美元和9800万美元；2022年截至9月30日的三个月和九个月，因ERCOT违约提升费用分配减少，调整后EBITDA分别减少0和5600万美元[320] - 2022年和2021年截至9月30日的三个月，公司净收入分别为6.78亿美元和1000万美元[323][324] - 2022年和2021年截至9月30日的九个月，公司净收入分别亏损9.62亿美元和19.94亿美元[326][332] - 2022年和2021年截至9月30日的三个月，公司调整后EBITDA分别为9.81亿美元和11.73亿美元[323][324] - 2022年和2021年截至9月30日的九个月，公司调整后EBITDA分别为22.58亿美元和7.44亿美元[326][332] - 2022年截至9月30日的三个月、九个月及2021年截至9月30日的三个月，利率互换未实现按市值计价净收益分别为1300万美元、2.61亿美元和9200万美元[323][326][330] - 2022年截至9月30日的三个月、九个月及2021年截至9月30日的九个月，德州分部核燃料摊销分别为2100万美元、6300万美元和6100万美元[324][327][330] 未来账单信用预计 - 公司预计未来期间应用的账单信用金额为2022年剩余时间约3500万美元、2023年约5200万美元、2024年约4100万美元、2025年约100万美元[328] 2021年业绩影响因素 - 2021年九个月的业绩包含冬季风暴Uri的影响，如ERCOT违约提升费用分配、Koch或有对价应计额、未来账单信用及相关法律费用等[320][325][331] 2022年不同时间段运营及收入数据对比 - 2022年第三季度总运营收入为32.58亿美元，2021年同期为21.60亿美元，增长10.98亿美元；前九个月总运营收入为68.76亿美元，2021年同期为58.29亿美元，增长10.47亿美元[333] - 2022年第三季度净收入为亏损12.27亿美元，2021年同期为盈利7.79亿美元，减少20.06亿美元；前九个月净收入为20.99亿美元，2021年同期为26.77亿美元，减少5.78亿美元[333] - 2022年第三季度调整后EBITDA为亏损0.02亿美元，2021年同期为0.65亿美元，减少0.67亿美元；前九个月调整后EBITDA为5.64亿美元，2021年同期为3.76亿美元，增长1.88亿美元[333] 2022年不同时间段零售电力销售数据对比 - 2022年第三季度ERCOT地区零售电力销售 volumes为197.20亿千瓦时，2021年同期为177.32亿千瓦时，增长19.88亿千瓦时；前九个月为507.56亿千瓦时，2021年同期为442.15亿千瓦时，增长65.41亿千瓦时[333] - 2022年第三季度东北部/中西部地区零售电力销售 volumes为87.29亿千瓦时，2021年同期为100.34亿千瓦时，减少13.05亿千瓦时；前九个月为261.61亿千瓦时，2021年同期为275.58亿千瓦时，减少13.97亿千瓦时[333] - 2022年第三季度总零售电力销售 volumes为284.49亿千瓦时，2021年同期为277.66亿千瓦时，增长6.83亿千瓦时；前九个月为769.17亿千瓦时，2021年同期为717.73亿千瓦时，增长51.44亿千瓦时[333] 2022年不同时间段气候数据对比 - 2022年第三季度北德克萨斯平均冷却度日为正常水平的108.1%，2021年同期为93.2%；前九个月为112.1%，2021年同期为89.6%[333] - 2022年前九个月北德克萨斯平均加热度日为正常水平的111.8%，2021年同期为118.1%[333] 2022年与2021年调整后EBITDA及净收入变化对比 - 2022年第三季度与2021年相比，调整后EBITDA变化为减少0.67亿美元，净收入变化为减少20.06亿美元；前九个月调整后EBITDA变化为增长1.88亿美元，净收入变化为减少5.78亿美元[337] 2022年前九个月相关业务影响因素 - 2022年前九个月，2021年同期包含1.62亿美元对大型商业和工业客户的未来账单信用[335] 2022年第三季度各地区运营及收入数据对比 - 2022年第三季度德州、东部、西部和日落地区运营收入分别为36.27亿美元、11.26亿美元、2.36亿美元和2.8亿美元，2021年同期分别为8.43亿美元、5.08亿美元、0.9亿美元和 - 0.62亿美元[339] - 2022年第三季度德州、东部、西部和日落地区净收入分别为21.56亿美元、 - 1.19亿美元、0.72亿美元和0.36亿美元，2021年同期分别为0.04亿美元、 - 2.33亿美元、 - 0.18亿美元和 - 2.48亿美元[339] - 2022年第三季度德州、东部、西部和日落地区调整后EBITDA分别为8.73亿美元、1.38亿美元、0.45亿美元和 - 0.08亿美元，202

Third Quarter 2022 Results November 4, 2022 ００００００００００００００００００ ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● � � ０００００００００００００００００００００００００００ ● ● ● ● ● ● ● ● � � � � ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● 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 base ...