财务数据关键指标变化 - 2021年2月冬季风暴Uri使公司在截至9月30日的九个月里税前收益产生29亿美元负面影响，预计公司将获得约5亿美元收益[259][260] - 截至2021年9月30日，公司总可用流动性为20.71亿美元，由现金和循环信贷额度下的可用额度组成[262] - 2021年10月15日，公司发行100万股A类优先股，净收益约9.9亿美元，用于回购普通股[274] - 2021年10月公司宣布董事会授权一项新的股票回购计划，最高可回购20亿美元流通普通股，该计划于2012年10月11日生效，取代了2020年9月宣布的15亿美元股票回购计划[275] - 2021年第三季度与2020年同期相比，运营收入从35.52亿美元降至29.91亿美元，减少5.61亿美元；净收入从4.42亿美元降至1000万美元，减少4.32亿美元[281] - 2021年前三季度与2020年同期相比，运营收入从89.19亿美元降至87.63亿美元，减少1.56亿美元；净收入从6.51亿美元降至 - 1.994亿美元，减少2.645亿美元[281] - 2021年第三季度运营收入较2020年同期减少5.57亿美元至1.19亿美元，主要是由于2021年商品套期保值交易税前未实现损失5.89亿美元，而2020年为税前未实现收益3.21亿美元，部分被2020年2.72亿美元的长期资产减值所抵消[284] - 2021年第三季度折旧费用包含4500万美元的非重大跨期调整，以纠正前期折旧费用的低估[285] - 2021年第三季度利息费用及相关费用较2020年同期增加2300万美元至1.24亿美元，主要是由于支付/应计利息增加1100万美元和2020年有600万美元的债务清偿收益[286] - 2021年和2020年第三季度，税收应收协议的影响分别为收入3500万美元和5800万美元[287] - 2021年第三季度所得税费用为3100万美元，有效税率为75.6%；2020年同期所得税费用为1.99亿美元，有效税率为31.0%[288] - 2021年前九个月公司净运营亏损24.01亿美元，较2020年同期减少38.44亿美元[292] - 2021年前九个月利息费用及相关费用降至2.88亿美元，较2020年同期减少2.53亿美元[294] - 2021年前九个月税收应收协议影响收入为3100万美元，2020年同期为4400万美元[295] - 2021年前九个月所得税收益为5.69亿美元，有效税率为22.2%；2020年同期所得税费用为2.83亿美元，有效税率为30.3%[296] - 2021年第三季度净收入为1000万美元，2020年同期为4.42亿美元，减少4.32亿美元[301] - 2021年前九个月净亏损19.94亿美元，2020年同期净收入为6.51亿美元，减少26.45亿美元[301] - 2021年第三季度调整前EBITDA为6.54亿美元，2020年同期为11.73亿美元，减少5.19亿美元[301] - 2021年前九个月调整前EBITDA为 - 8.59亿美元，2020年同期为28.16亿美元，减少36.75亿美元[301] - 2021年第三季度调整后EBITDA为11.73亿美元，2020年同期为11.37亿美元，增加3600万美元；2021年前九个月调整后EBITDA为7.44亿美元，2020年同期为28.85亿美元，减少21.41亿美元[301] - 2021年和2020年截至9月30日的三个月，德州部门核燃料摊销分别为2100万美元和2000万美元；九个月分别为6100万美元和5700万美元[303] - 2021年截至9月30日的九个月，公司认为不反映经营业绩的金额包括：ERCOT违约上调费用分配1.94亿美元（按4.25%贴现率计算净现值4500万美元）、科赫或有对价争议金额应计2.86亿美元、与冬季风暴Uri相关的未来账单信用3.86亿美元[303] - 预计未来账单信用应用金额为2021年剩余时间约4300万美元、2022年约1.85亿美元、2023年约8400万美元、2024年约1800万美元、2025年约800万美元[303] - 2021年和2020年截至9月30日的三个月，调整后EBITDA分别为11.73亿美元和11.37亿美元[303] - 2021年截至9月30日的三个月，公司净收入为1000万美元，所得税费用为3100万美元，利息费用及相关费用为1.24亿美元，折旧和摊销为4.89亿美元[304] - 2020年截至9月30日的三个月，公司净收入为4.42亿美元，所得税费用为1.99亿美元，利息费用及相关费用为1.01亿美元，折旧和摊销为4.31亿美元[307] - 2021年截至9月30日的九个月，公司净亏损为19.94亿美元，所得税收益为5.69亿美元，利息费用及相关费用为2.88亿美元，折旧和摊销为14.16亿美元[309] - 2021年截至9月30日的三个月，利息费用及相关费用中包含利率互换未实现按市值计价净收益1300万美元[305] - 2020年截至9月30日的三个月，利息费用及相关费用中包含利率互换未实现按市值计价净收益1100万美元[308] - 2021年截至9月30日的九个月，利息费用及相关费用中包含利率互换未实现按市值计价净收益9200万美元[309] - 公司认为不反映经营业绩的金额包括1.94亿美元的ERCOT违约上调费用分配（按4.25%贴现率计算净现值4500万美元）、2.86亿美元的Koch或有对价争议金额、3.86亿美元与冬季风暴Uri相关的未来账单信用及相关法律费用等[311] - 预计未来账单信用在2021年剩余时间约4300万美元、2022年约1.85亿美元、2023年约8400万美元、2024年约1800万美元、2025年约800万美元[311] - 包含1.81亿美元利率互换未实现按市值计价净损失、德州业务5700万美元核燃料摊销[314] - 2021年第三季度零售业务总收入21.6亿美元，2020年同期为25.21亿美元，减少3.61亿美元；2021年前九个月总收入58.29亿美元，2020年同期为63.85亿美元，减少5.56亿美元[315] - 2021年第三季度零售业务净收入7.79亿美元，2020年同期为1.09亿美元，增加6.7亿美元；2021年前九个月净收入26.77亿美元，2020年同期为4.33亿美元，增加22.44亿美元[315] - 2021年第三季度调整后EBITDA为6500万美元，2020年同期为 - 1.4亿美元，增加2.05亿美元；2021年前九个月调整后EBITDA为3.76亿美元，2020年同期为5.72亿美元，减少1.96亿美元[317] - 2021年第三季度零售电力销售总量277.66亿千瓦时，2020年同期为276.76亿千瓦时，增加0.9亿千瓦时；2021年前九个月销售总量717.73亿千瓦时，2020年同期为701.87亿千瓦时，增加1.586亿千瓦时[317] - 2021年第三季度北德州平均制冷度日数为正常水平的91.2%，2020年同期为89.0%；2021年前九个月为正常水平的86.9%，2020年同期为91.0%[317] - 2021年前九个月北德州平均取暖度日数为正常水平的117.1%，2020年同期为88.0%[317] - 2021年第三季度某些商业头寸变现3000万美元，2021年前九个月为1.45亿美元[320] - 2021年第三季度德州、东部、西部和日落地区运营收入分别为8.43亿美元、5.08亿美元、0.9亿美元和 - 1.22亿美元，2020年同期分别为15.41亿美元、6.44亿美元、0.84亿美元和2.99亿美元[322] - 2021年第三季度德州、东部、西部和日落地区净收入（亏损）分别为400万美元、 - 2.33亿美元、 - 1800万美元和 - 3.75亿美元，2020年同期分别为9.08亿美元、1亿美元、2900万美元和 - 3.68亿美元[322] - 2021年第三季度德州、东部、西部和日落地区调整后EBITDA分别为8.58亿美元、1.93亿美元、0.36亿美元和0.36亿美元，2020年同期分别为9.72亿美元、2.45亿美元、0.23亿美元和0.93亿美元[322] - 2021年天然气设施、褐煤和煤炭设施、核设施、太阳能/电池设施发电量分别为9597GWh、7969GWh、5254GWh和135GWh，2020年分别为10722GWh、7226GWh、5270GWh和133GWh[322] - 2021年CCGT设施、褐煤和煤炭设施、核设施产能利用率分别为52.7%、93.7%、103.5%，2020年分别为58.7%、85.0%、103.8%[322] - 2021年平均ERCOT北电力价格为38.64美元/MWh，2020年为24.87美元/MWh；2021年平均NYMEX亨利中心天然气价格为4.27美元/MMBtu，2020年为1.95美元/MMBtu[325] - 2021年与2020年相比，德州、东部、西部和日落地区调整后EBITDA变化分别为 - 1.14亿美元、 - 5200万美元、1300万美元和 - 5700万美元[327] - 2021年与2020年相比，德州、东部、西部和日落地区净收入（亏损）变化分别为 - 9.04亿美元、 - 3.33亿美元、 - 4700万美元和 - 700万美元[327] - 2021年前九个月德州、东部、西部和日落地区运营收入分别为14.58亿美元、17.38亿美元、1.71亿美元和1.09亿美元，2020年同期分别为32.45亿美元、18.45亿美元、2.11亿美元和8.63亿美元[330] - 2021年前九个月德州、东部、西部和日落地区净收入（亏损）分别为-36.51亿美元、-3.32亿美元、-0.62亿美元和-8.41亿美元，2020年同期分别为14.84亿美元、0.119亿美元、0.049亿美元和-4.69亿美元[330] - 2021年前九个月德州、东部、西部和日落地区调整后EBITDA分别为-3.5亿美元、5.73亿美元、0.81亿美元和1.15亿美元，2020年同期分别为14.52亿美元、6.91亿美元、0.59亿美元和2.09亿美元[330] - 2021年天然气设施、褐煤和煤炭设施、核设施、太阳能/电池设施发电量分别为23142GWh、19441GWh、15343GWh、357GWh，2020年分别为27111GWh、18717GWh、15045GWh、341GWh[330] - 2021年CCGT设施、褐煤和煤炭设施、核设施产能利用率分别为43.1%、77.1%、101.8%，2020年分别为50.7%、74.2%、99.8%[330] - 2021年平均ERCOT北电力价格为186.71美元/MWh，2020年为20.25美元/MWh；2021年平均NYMEX亨利中心天然气价格为3.52美元/MMBtu，2020年为1.82美元/MMBtu[333] - 2021年与2020年前九个月相比，德州、东部、西部和日落地区调整后EBITDA变化分别为-18.02亿美元、-1.18亿美元、0.22亿美元、-0.94亿美元[335] - 2021年与2020年前九个月相比，德州、东部、西部和日落地区净收入（亏损）变化分别为-51.35亿美元、-4.51亿美元、-1.11亿美元、-3.72亿美元[335] - 资产关闭部门2021年第三季度和前九个月运营收入为0美元，2020年同期分别为1美元和3美元；2021年前九个月净亏损2000万美元，2020年同期为8900万美元，亏损减少6900万美元[341] - 2021年前九个月商品合同资产和负债未实现净亏损7.71亿美元，2020年同期未实现净收益4.44亿美元[342] - 2021年前九个月经营活动使用现金4.93亿美元，2020年同期提供现金23.5亿美元，不利变化28.43亿美元[346] - 2021年和2020年前九个月投资活动使用现金分别为8.43亿美元和9.27亿美元；资本支出分别为7.9亿美元和8.38亿美元[348] - 2021年前九个月融资活动提供现金12.79亿美元，2020年同期使用现金13.48亿美元[349] - 2021年5月发行12.5亿美元Vistra Operations高级无担保票据；2020年赎回7.47亿美元Vistra无担保高级票据[350] - 截至2021年9月30日，可用流动性为20.71亿美元，较2020年12月31日减少3.28亿美元[351] - 未来12个月预计不支付联邦所得税，预计支付州所得税3100万美元，州税退款900万美元，TRA付款200万美元[358] - 2021年9月30日，基于95%置信水平和60天持有期，月末

August 5, 2021 Second Quarter 2021 RESULTS 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 current expectations, estimates and projections about the industry and markets in which Vistra Corp. ("Vistra") operates and beliefs of and assumptions made by Vistra's management, involve risks ...

Vistra Corp. (NYSE:VST) Q2 2021 Earnings Conference Call August 5, 2021 8:00 AM ET Company Participants Molly Sorg - Head, Investor Relations Curt Morgan - Chief Executive Officer Jim Burke - President and Chief Financial Officer Conference Call Participants Shar Pourreza - Guggenheim Stephen Byrd - Morgan Stanley Steve Fleishman - Wolfe Research Durgesh Chopra - Evercore ISI Operator Good morning, everyone and welcome to the Vistra Second Quarter 2021 Investor Conference Call. [Operator Instructions] Pleas ...

极端天气影响 - 冬季风暴Uri使公司2021年上半年税前收益产生29亿美元负面影响，公司估计在停电高峰时其机队发电量占电网约25 - 30%，而市场份额约18%[233][234] - 2021年上半年冬季风暴Uri影响金额为9亿美元，包括ERCOT默认上调费用分配、科赫业绩奖励争议金额应计和未来账单信用等[272][274] - 2021年上半年冬季风暴Uri影响金额为9亿美元，包含ERCOT违约提升费用分配等多项内容[281][283] - 德州净收入变化为亏损42.33亿美元，主要受冬季风暴Uri影响[301][302] 社会责任与发展计划 - 公司承诺捐赠500万美元帮助德州社区和个人[237] - 公司计划开发高达668兆瓦的太阳能光伏发电设施和260兆瓦的电池储能系统[239] - 公司宣布将在2022年9月1日前退役Joppa发电设施，在2022年5月31日前退役Zimmer煤炭发电设施，并计划在2027年底前退役伊利诺伊州、俄亥俄州和德州部分设施[240] 公司业务板块 - 公司有六个可报告业务板块，分别为零售、德州、东部、西部、日落和资产关闭[230] 公司运营应对 - 公司更新并实施全公司大流行计划，因业务连续性措施，尚未因COVID - 19经历重大运营中断[242] 公司财务目标 - 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[249] 公司流动性情况 - 截至2021年6月30日，公司总可用流动性为23.37亿美元，由现金和循环信贷额度可用容量组成[243] - 2021年6月30日可用流动性较2020年12月31日减少6200万美元，主要因经营使用现金等[318][319] 公司股票回购计划 - 2020年9月，董事会授权新的股票回购计划，可回购高达15亿美元的流通普通股[248] 业务板块对冲水平 - 2021年6月30日，德州、日落、东部、西部等业务板块的核/可再生/煤炭发电和天然气发电在2021年和2022年有不同的估计对冲水平，如德州核/可再生/煤炭发电2021年为95%，2022年为75%[250] 公司运营收入、利润及净收入变化 - 2021年6月30日止三个月，公司运营收入为25.65亿美元，较2020年同期的25.09亿美元增加5600万美元；六个月运营收入为57.72亿美元，较2020年同期的53.67亿美元增加4.05亿美元[254] - 2021年6月30日止三个月，公司运营利润为6200万美元，较2020年同期的3.77亿美元减少3.15亿美元；六个月运营亏损为25.21亿美元，较2020年同期的盈利7.66亿美元减少32.87亿美元[254] - 2021年6月30日止三个月，公司净收入为3500万美元，较2020年同期的1.64亿美元减少1.29亿美元；六个月净亏损为20.04亿美元，较2020年同期的盈利2.09亿美元减少22.13亿美元[254] - 2021年上半年公司合并净运营亏损25.21亿美元，较2020年同期减少32.87亿美元[263] - 2021年和2020年上半年净收入分别为亏损20.04亿美元和盈利2.09亿美元，变化为减少22.13亿美元[272] - 2021年Q2公司净利润为3500万美元，2020年Q2为1.64亿美元[276][279] - 2021年上半年公司净利润为 - 20.04亿美元，2020年上半年数据未提及[281] - 2021年Q2公司净亏损11.38亿美元，2020年同期净利润3.06亿美元[1] - 2021年上半年公司净亏损36.56亿美元，2020年同期净利润为5.77亿美元[298] 商品套期保值交易影响 - 2021年6月30日止三个月，公司商品套期保值交易未实现损失税前增加2.76亿美元，导致运营结果变化[256] - 2021年和2020年上半年商品合同资产和负债净变化分别产生1.82亿美元未实现净损失和1.23亿美元未实现净收益[308] 税收应收协议及所得税情况 - 2021年6月30日止三个月和2020年同期，税收应收协议影响分别为费用4100万美元和600万美元[257] - 2021年6月30日止三个月，所得税收益为1.15亿美元，有效税率为143.8%；2020年同期所得税费用为6800万美元，有效税率为29.3%[258] - 2021年和2020年上半年，税收应收协议影响分别为费用400万美元和1400万美元[265] - 2021年上半年所得税收益为6亿美元，有效税率为23.0%；2020年上半年所得税费用为8400万美元，有效税率为28.7%[266] - 未来12个月预计无联邦所得税支付，预计州所得税支付2700万美元，州税退款900万美元，TRA支付300万美元[324] - 2021年上半年无联邦所得税支付，州所得税支付3700万美元，州所得税退款200万美元，无TRA支付[325] 电价及价差对收益影响 - 得克萨斯州核/可再生/煤炭发电电价每兆瓦时增加2.5美元，2021年和2022年实现的税前收益分别增加400万美元和3000万美元；电价每兆瓦时降低2.5美元，2021年和2022年分别减少300万美元和2800万美元[252] - 天然气发电火花价差每兆瓦时增加1美元，得克萨斯州2021年和2022年实现的税前收益分别增加400万美元和3400万美元；东部地区2021年和2022年分别增加100万美元和1500万美元；西部地区2022年增加200万美元[252] PJM容量销售及拍卖情况 - 2022 - 2023规划年，公司在PJM的容量销售净额为7544兆瓦，平均每兆瓦日价格为69.66美元[253] - 2022 - 2023规划年PJM可靠性定价模型（RPM）拍卖中，RTO区域每兆瓦日清算价格为50美元，清算容量为2967兆瓦；ComEd区域每兆瓦日清算价格为68.96美元，清算容量为1904兆瓦等[253] EBITDA相关变化 - 2021年和2020年上半年EBITDA调整前分别为亏损15.13亿美元和盈利16.45亿美元，变化为减少31.58亿美元[272] - 2021年和2020年上半年调整后EBITDA分别为亏损4.3亿美元和盈利17.49亿美元，变化为减少21.79亿美元[272] - 2021年Q2公司调整前EBITDA为5.39亿美元，2020年Q2为8.45亿美元[276][279] - 2021年Q2公司调整后EBITDA为8.11亿美元，2020年Q2为9.16亿美元[276][279] - 2021年上半年公司调整前EBITDA为 - 15.13亿美元，2020年上半年数据未提及[281] - 2021年上半年公司调整后EBITDA为 - 4.3亿美元，2020年上半年数据未提及[281] - 2020年上半年公司合并净收入为2.09亿美元，调整前EBITDA为16.45亿美元，调整后EBITDA为17.49亿美元[285] - 2021年Q2调整后EBITDA为1.44亿美元，2020年同期为2.6亿美元[1] - 2021年上半年调整后EBITDA为亏损12.08亿美元，2020年同期为4.81亿美元[298] 利息费用及相关费用变化 - 2021年上半年利息费用及相关费用降至1.64亿美元，较2020年同期减少2.76亿美元[264] - 2021年和2020年上半年利息费用及相关费用中，利率互换未实现按市值计价净损益分别为收益7900万美元和亏损1.92亿美元[273] - 2021年Q2利息费用及相关费用中包含900万美元利率互换未实现按市值计价净损失[276][277] - 2020年Q2利息费用及相关费用中包含1800万美元利率互换未实现按市值计价净损失[279][280] - 2021年上半年利息费用及相关费用中包含7900万美元利率互换未实现按市值计价净收益[281] 零售业务数据变化 - 2021年Q2零售业务运营收入为19.19亿美元，2020年同期为19.56亿美元，同比减少3700万美元；2021年上半年为36.69亿美元，2020年同期为38.64亿美元，同比减少1.95亿美元[287] - 2021年Q2零售业务净收入为18.1亿美元，2020年同期为2.29亿美元，同比增加15.81亿美元；2021年上半年为18.98亿美元，2020年同期为3.23亿美元，同比增加15.75亿美元[287] - 2021年Q2零售业务调整后EBITDA为5.1亿美元，2020年同期为4.01亿美元，同比增加1090万美元；2021年上半年为3.1亿美元，2020年同期为7.12亿美元，同比减少4.02亿美元[287] 零售电力销售及气候数据变化 - 2021年Q2 ERCOT地区零售电力销售为13636GWh，2020年同期为13184GWh，增加452GWh；2021年上半年为26483GWh，2020年同期为24974GWh，增加1509GWh[288] - 2021年Q2东北/中西部地区零售电力销售为8474GWh，2020年同期为8320GWh，增加154GWh；2021年上半年为17524GWh，2020年同期为17537GWh，减少13GWh[288] - 2021年Q2北德克萨斯平均冷却度日为正常水平的80.6%，2020年同期为92.9%；2021年上半年为79.3%，2020年同期为95.1%[288] - 2021年Q2北德克萨斯平均加热度日为正常水平的127.1%，2020年同期为83.7%；2021年上半年为117.1%，2020年同期为88.0%[288] 零售业务特定因素影响 - 2021年Q2与2020年同期相比，特定商业头寸变现为1.15亿美元，冬季风暴Uri影响为 - 3700万美元，调整后EBITDA变化为1090万美元，净收入变化为15.81亿美元[289] - 2021年上半年与2020年同期相比，特定商业头寸变现为1.15亿美元，冬季风暴Uri影响为 - 5.64亿美元，调整后EBITDA变化为 - 4.02亿美元，净收入变化为15.75亿美元[289] 德州电力销售及相关业务数据变化 - 2021年Q2德州电力销售收入3.4亿美元，2020年同期为1.82亿美元[1] - 2021年上半年德州电力销售收入为10.4亿美元，2020年同期为4.41亿美元[298] 发电设施数据变化 - 2021年天然气设施发电量6698GWh，2020年为7525GWh[1] - 2021年CCGT设施容量因子为37.9%，2020年为42.2%[1] - 2021年上半年天然气设施发电量为13545GWh，2020年同期为16389GWh[298] - 2021年CCGT设施容量因子为38.2%，2020年为46.6%[298] 能源价格变化 - 2021年平均ERCOT北电力价格为35.92美元/MWh，2020年为16.45美元/MWh[2] - 2021年平均NYMEX亨利中心天然气价格为2.88美元/MMBtu，2020年为1.65美元/MMBtu[2] - 2021年平均ERCOT北电力价格为262美元/MWh，2020年为17.92美元/MWh[299] - 2021年平均NYMEX亨利中心天然气价格为3.13美元/MMBtu，2020年为1.76美元/MMBtu[299] 各业务板块净收入变化原因 - 德州净收入变化为 - 1.444亿美元，主要因燃料净收入降低和套期保值未实现损失[4][5] - 东部净收入变化为 - 5100万美元，源于燃料净收入降低和套期保值未实现损失增加[4][5] - 西部净收入变化为 - 2900万美元，受套期保值未实现损失增加和燃料净收入有利变化影响[4][6] - 东部净收入变化为亏损1.05亿美元，受燃料净收入降低等因素影响[301][303] - 日落区净收入变化为亏损3.78亿美元，受套期保值未实现损失等因素影响[301][304] 公司现金流量变化 - 2021年上半年经营活动使用现金10.57亿美元，2020年同期提供现金13.09亿美元，不利变化23.66亿美元[314] - 2021年和2020年上半年投资活动使用现金分别为5.75亿美元和6.53亿美元，资本支出分别为5.46亿美元和5.88亿美元[316] - 2021年上半年融资活动提供现金16.71亿美元，2020年同期使用现金6.98亿美元，主要因2021年发行12.5亿美元高级无抵押票据等[317] 商品套期保值和交易活动现金及信用证情况 - 2021年6月30日商品套期保值和交易活动现金和信用证情况：向交易对手方交付现金5.07亿美元（2020年12月31日为2.57亿美元），收到现金4300万美元（2020年12月31日为3300万美元），交付信用证10.67亿美元（2020年12月31日为8.78亿美元），收到信用证2700万美元（2020年12月31日为1800万美元

冬季风暴Uri影响 - 2021年2月冬季风暴Uri使公司在截至3月31日的三个月里税前收益产生29亿美元负面影响，公司估计在停电高峰时其船队发电量占电网约25 - 30%，而市场份额约为18%[231][232] - 公司为应对冬季风暴Uri计划采取多种措施改善未来风险状况，包括加强煤炭燃料处理能力等[236] - 2021年第一季度冬季风暴Uri影响为934万美元，2020年无此项影响[261] - 调整后EBITDA变化主要受冬季风暴Uri导致的利润率下降4.89亿美元和其他因素导致的2100万美元影响[278] - 德州业务结果变化受冬季风暴Uri影响，包括天然气供应问题致电厂产量降低、燃料成本高致利润率降低、运营挑战及套期保值未实现损失[284] 公司社会责任与业务规划 - 公司承诺捐赠500万美元帮助德州社区和个人[235] - 2020年9月宣布计划在德州开发高达668兆瓦的太阳能光伏发电设施和260兆瓦的电池储能系统[237] - 计划在2027年底前退役伊利诺伊州、俄亥俄州和德州的部分煤炭和天然气发电设施[238] 公司财务关键指标变化 - 截至2021年3月31日，公司总可用流动性为23.5亿美元，由现金和循环信贷额度下的可用额度组成[241] - 2020年9月董事会授权新的股票回购计划，最高可回购15亿美元的流通普通股，2021年4月公司宣布暂停2021年剩余时间的额外股票回购[246] - 2021年第一季度公司净亏损20.40亿美元，较2020年同期减少20.85亿美元[251][253] - 2021年第一季度运营收入32.07亿美元，较2020年同期的28.58亿美元增加3.49亿美元[251] - 2021年第一季度燃料、购电成本和交付费用为47.45亿美元，较2020年同期的13.33亿美元增加34.12亿美元[251] - 2021年第一季度利息费用及相关费用降至2900万美元，较2020年同期减少2.71亿美元[251][254] - 2021年第一季度税收应收协议影响为收入3700万美元，2020年同期为费用800万美元[251][255] - 2021年第一季度所得税收益为4.85亿美元，有效税率为19.2%；2020年同期所得税费用为1700万美元，有效税率为27.4%[256] - 2021年第一季度净亏损2040万美元，较2020年的45万美元减少2085万美元[261] - 2021年第一季度调整后EBITDA为净亏损1241万美元，较2020年的833万美元减少2074万美元[261] - 2021年第一季度利息费用及相关费用为29万美元，较2020年的300万美元减少271万美元[261] - 2021年第一季度折旧和摊销为443万美元，较2020年的438万美元增加5万美元[261] - 2021年第一季度净收入减少700万美元至8800万美元，调整后EBITDA减少5.1亿美元至净亏损1990万美元[277] - 2021年和2020年第一季度，商品合同资产和负债未实现净收益分别为9600万美元和1.25亿美元[288] - 2021年和2020年第一季度，经营活动使用现金分别为16.53亿美元和提供现金5.52亿美元，不利变化22.05亿美元[293] - 2021年和2020年第一季度，投资活动使用现金分别为1.29亿美元和2.84亿美元，资本支出分别为1.92亿美元和2.61亿美元[295] - 2021年和2020年第一季度，融资活动提供现金分别为19.39亿美元和5200万美元[296] - 截至2021年3月31日，可用流动性较2020年12月31日减少4900万美元[297] - 2021年4月，公司在A类定期贷款安排下额外借款2.5亿美元，偿还循环信贷安排下3亿美元未偿借款，截至4月19日，总可用流动性约27.84亿美元[299] - 未来12个月，预计无需支付联邦所得税，预计支付州所得税4400万美元，获得州税退款900万美元，支付TRA款项300万美元[304] - 2021年3月31日，基于95%置信水平和60天持有期，月末平均VaR为449美元，月末高VaR为585美元，月末低VaR为359美元；2020年12月31日对应数据分别为234美元、361美元、164美元[330] - 2021年3月31日，长期债务浮动利率上升1个百分点，未来十二个月年度税前收益预计减少约2300万美元[331] 各业务板块发电产量及套期保值情况 - 2021年3月31日，德州、日落、东部和西部等业务板块的发电产量估计套期保值水平不同，如德州核/可再生/煤炭发电2021年为93%，2022年为62%[248] - 2021年第一季度天然气设施产量6847GWh，2020年为8861GWh；褐煤和煤炭设施2021年为5892GWh，2020年为5479GWh；核设施2021年为5210GWh，2020年为5224GWh；太阳能/电池设施2021年为96GWh，2020年为79GWh[279] - 2021年第一季度CCGT设施容量因子38.5%，2020年为51.0%；褐煤和煤炭设施2021年为70.9%，2020年为65.9%；核设施2021年为104.9%，2020年为105.1%[279] - 2021年第一季度资产关闭部门产量为0GWh，2020年为3GWh[287] 各业务板块财务数据关键指标变化 - 德州核电/可再生能源/煤炭发电电价每兆瓦时增加2.50美元，2021年余额为7美元，2022年为45美元[250] - 德州天然气发电火花价差每兆瓦时增加1.00美元，2021年余额为7美元，2022年为33美元[250] - 东部天然气发电火花价差每兆瓦时增加1.00美元，2021年余额为4美元，2022年为32美元[250] - 日落地区煤炭发电电价每兆瓦时增加2.50美元，2021年余额为4美元，2022年为34美元[250] - 2021年第一季度零售电力总销量为21897GWh，较2020年的20994GWh增加903GWh[273] - 2021年第一季度北德克萨斯平均制冷度日数为正常水平的58.9%，较2020年的136.2%降低[273] - 2021年第一季度北德克萨斯平均取暖度日数为正常水平的116.4%，较2020年的83.7%升高[273] - 2021年第一季度德州运营收入1083美元，2020年为861美元；东部2021年为724美元，2020年为734美元；西部2021年为33美元，2020年为82美元；日落地区2021年为279美元，2020年为346美元[279] - 2021年第一季度德州净亏损2518美元，2020年净利润273美元；东部2021年净利润1美元，2020年为65美元；西部2021年净亏损31美元，2020年净利润4美元；日落地区2021年净亏损43美元，2020年净亏损25美元[279] - 2021年第一季度德州调整后EBITDA亏损1352美元，2020年为223美元；东部2021年为220美元，2020年为238美元；西部2021年为24美元，2020年为21美元；日落地区2021年为82美元，2020年为63美元[279] - 2021年第一季度平均ERCOT北电力价格490.52美元/MWh，2020年为19.39美元/MWh；平均NYMEX亨利中心天然气价格3.38美元/MMBtu，2020年为1.88美元/MMBtu[282] - 与2020年第一季度相比，2021年第一季度德州调整后EBITDA变化为亏损1575美元，净收入（亏损）变化为亏损2791美元；东部调整后EBITDA变化为亏损18美元，净收入（亏损）变化为亏损64美元；西部调整后EBITDA变化为3美元，净收入（亏损）变化为亏损35美元；日落地区调整后EBITDA变化为19美元，净收入（亏损）变化为亏损18美元[284] - 资产关闭部门2021年第一季度运营成本为亏损7美元，2020年为亏损10美元；运营亏损2021年为亏损16美元，2020年为亏损17美元；净亏损2021年为0美元，2020年为亏损18美元；调整后EBITDA2021年为亏损14美元，2020年为亏损18美元[287] 公司信用与风险相关 - 截至2021年3月31日，公司为商品套期保值和交易活动向PUCT开具7400万美元信用证[303] - 截至2021年3月31日，公司为参与市场运营向ISOs/RTOs提供3.38亿美元信用证、1000万美元担保债券和100万美元现金作为抵押支持[309] - 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Vistra Operations信贷安排交叉违约，截至2021年3月31日，该安排未偿余额约38.64亿美元[311] - 应收账款融资安排交叉违约条款触发条件为子公司未支付至少3亿美元本金或利息，或TXU Energy等未支付至少5000万美元本金或利息等[315] - 回购安排交叉违约条款触发条件为应收账款融资安排或Vistra运营信贷安排发生违约事件[316] - 备用信用证安排和有担保信用证安排在Vistra运营或担保子公司未支付到期本金或加速到期债务总额达3亿美元以上时可能终止[317][318] - 2021年3月31日，公司零售和批发贸易应收账款及商品合同等产生的净衍生资产的总信用风险敞口（不包括抵押品影响）为14.07亿美元[333] - 2021年3月31日，零售部门信用风险敞口为10.27亿美元，其中贸易应收账款10.24亿美元，衍生资产300万美元；现金存款和信用证抵押品为8900万美元，净敞口为9.38亿美元[334] - 2021年3月31日，德州、东部和日落部门信用风险敞口总计3.8亿美元，其中衍生资产3.07亿美元，贸易应收账款7300万美元；考虑抵押品后净敞口为3.45亿美元[335][336] - 2021年3月31日，三个交易对手方信用风险敞口合计1.48亿美元，占总净敞口的43%[337] 公司面临的风险与期望 - 前瞻性陈述涉及公司财务或运营预测等多方面，但实际结果可能因司法和监管当局行动、政府政策、环境事项等因素与预测有重大差异[340][341] - 公司面临贸易应收款回收、客户服务、零售定价等多方面风险[343] - 市场中批发电价、能源商品价格、天然气运输价格等会发生变化[343] - 公司需应对供应商供货能力变化、补贴政策影响等情况[343] - 公司要有效对冲不利商品价格、利率等风险[343] - 市场供需、人口、市场热度率等因素会发生改变[343] - 公司需减轻强制停电风险、改善母线电价[343] - 公司面临运营费用、流动性需求和资本支出的变化[343] - 公司要维持财务杠杆、实现资本分配和成本节约目标[343] - 公司期望继续按季度支付可比现金股息[343] - 公司需完成业务整合、实现预期协同效应[343] 公司业务板块构成与财务报表编制 - 公司有六个可报告业务板块，分别为零售、德州、东部、西部、日落和资产关闭[228] - 公司基于历史经验和其他因素进行财务报表编制估计，关键会计政策在2020年Form 10 - K中披露[226]

财务数据和关键指标变化 - 2020年全年EBITDA为37.7亿美元 自由现金流为26亿美元 转化率接近70% [58] - 公司偿还超过15亿美元债务 净债务与调整后EBITDA比率维持在2.5倍目标水平 [75] - 零售业务EBITDA接近10亿美元 较2019年增长1.76亿美元 [55][69] - 截至2021年2月25日 流动性为15亿美元 低于2020年底的24亿美元 [73][74] 各条业务线数据和关键指标变化 - 零售业务因Crius和Ambit收购及ERCOT利润率提升表现强劲 但受温和天气部分抵消 [69] - 发电业务各板块利润率提升 其中德州、东部和日落板块贡献1.97亿美元增长 [70] - 燃煤机组因运输冻结和湿煤问题导致70%容量因子 低于预期 [163][164] - 可再生能源和储能项目继续推进 但西德州一项目因拥堵成本暂停 [77] 各个市场数据和关键指标变化 - ERCOT市场遭遇历史性寒潮 峰值负荷达74,000兆瓦 远超67,000兆瓦的极端情景 [16] - 可再生能源容量因子仅5%-15% 天然气压力不足导致发电量短缺 [24][44] - 寒潮期间电价达到9,000美元/兆瓦时上限 但周一出现定价异常导致价格低于上限 [37][38] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 强调电网可靠性改革 建议增加备用容量或引入容量市场 [45][46] - 坚持综合模式 但将通过项目融资等方式优化资本分配 [120][134] - 继续推进可再生能源投资 但可能通过资产货币化支持股票回购 [133][135] - 零售业务可能通过并购或供应商破产整合获得新客户 [121][127] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 寒潮为百年一遇事件 但暴露了天然气与电力系统协同不足的问题 [14][50] - 相信德州市场长期竞争力 但需在竞争性与可靠性间寻求平衡 [47][94] - 2021年业绩受寒潮冲击 但2022年及以后将恢复正常 [107][128] - 评级机构沟通积极 公司无流动性危机 [110][141] 其他重要信息 - 寒潮期间投入1000万美元进行防寒准备 并派遣200名额外承包商 [20] - 捐赠500万美元援助受影响的客户 [64] - 寒潮导致发电与负荷错配 公司发电量占电网25%-30% 高于18%的市场份额 [40] - 董事会维持每股0.6美元股息 认为寒潮影响为一次性事件 [106][107] 问答环节所有提问和回答 问题: 天然气供应商未履行义务是否可能提起诉讼 - 公司表示存在潜在诉讼可能 正在分析合同条款 但未最终决定 [83][84] 问题: ERCOT周一定价异常是否可能调整 - 公司认为EEA3状态下电价应维持上限 将挑战追溯定价决定 [87][89] 问题: 寒潮期间天然气发电商面临的困境 - 公司确认存在燃料成本与电价错配 同时承担保障供电的社会责任 [91][92] 问题: 为何在寒潮后仍提高股息 - 公司认为寒潮属一次性事件 且股息上调金额较小(1000万美元) [106][107] 问题: 2022年及以后的发电与零售策略 - 发电业务将继续减少煤电 增加可再生能源 零售业务可能通过整合扩张 [118][122] 问题: 资本分配计划是否会调整 - 可能通过项目级融资支持股票回购 但不会低价出售资产 [133][139] 问题: 德州电力市场改革概率 - 管理层认为改革概率超过50% 因政策制定者高度重视可靠性问题 [146][151] 问题: 奥克格罗夫电厂燃煤供应问题细节 - 铁路运输中断与湿煤导致设备故障 电厂容量因子降至70% [156][163] 问题: 寒潮损失的具体成因分析 - 主要因天然气成本飙升(2000美元/MMBtu)及供应不足 叠加燃煤机组故障 [164][177]

公司各分部发电设施情况 - 公司东部分部有21个发电设施，分布在10个州，总发电容量为12093兆瓦[47] - 公司西部分部有两个发电设施，总发电容量为1185兆瓦，还有一个300兆瓦的电池储能系统，均位于加州[54] - 公司日落分部有10个发电设施，总发电容量为7486兆瓦，相关电厂计划在2022 - 2027年退役[58] 公司电池储能系统开发情况 - 公司正在开发约136兆瓦的电池储能系统，预计2021 - 2022年投入商业运营[55] - 2018 - 2020年公司宣布计划在加利福尼亚州开发约436兆瓦的各种电池储能系统（ESS），预计2021 - 2022年投入商业运营；2020年9月宣布计划在得克萨斯州开发260兆瓦的ESS，预计2022年投入商业运营[86] 公司无形资产情况 - 截至2020年12月31日，公司因商标名称在资产负债表上反映的无形资产约为13.74亿美元[68] 公司员工情况 - 截至2020年12月31日，公司约有5365名全职员工，其中约1640名员工签订了集体谈判协议[70] - 公司28%的员工具有不同种族背景，女性占高级管理职位的26%，不同种族背景的员工占高级管理职位的23%；董事会中女性占30%，不同种族背景的成员占20%[77] - 公司为员工提供401(k)计划，公司匹配员工缴款比例最高达6%[81] - 截至2020年12月31日，公司约有1640名员工受集体谈判协议覆盖[239] - 褐煤开采、褐煤、煤炭和核能发电运营以及部分天然气发电运营的集体谈判协议在2021年5月至2023年11月间到期[239] - 公司正在两家天然气发电设施协商首份合同条款[239] 公司发电团队安全活动情况 - 2020年，公司发电团队进行了超过57000次领导安全活动[71] 电力市场规则情况 - ERCOT实时电力市场中，当运营储备降至2000兆瓦或以下时，电价自动调整为既定的负荷损失价值9000美元/兆瓦时[45] - 2019年3月和2020年3月，ERCOT在负荷损失概率计算中实施了0.25个标准差的偏移[45] 其他电力市场情况 - PJM管理约180000兆瓦装机容量的电力流向约6500万客户[48] 公司安全指标情况 - 公司2020年总可记录事故率（TRIR）为0.61，优于爱迪生电气协会（EEI）2019年全公司伤害数据的第一四分位数[72] 公司发电设施二氧化碳排放情况 - 2020年公司发电设施产生约1.03亿短吨二氧化碳[85] - RGGI参与州到2030年将二氧化碳年度上限在2020年水平基础上再降低30%；公司在康涅狄格州、缅因州、马萨诸塞州、新泽西州和纽约的发电设施2020年排放约700万吨二氧化碳，2020年12月31日运营这些设施所需RGGI配额现货市场价格约为8.11美元/配额，2021年2月23日为8.34美元/配额[89] 公司太阳能设施开发情况 - 2018年公司180兆瓦的厄普顿2号太阳能设施开始商业运营；2020年9月宣布计划在得克萨斯州开发668兆瓦的太阳能发电设施，预计2021 - 2022年投入商业运营[86] 公司联合循环燃气轮机收购情况 - 2016 - 2017年公司在得克萨斯州收购4042兆瓦的联合循环燃气轮机（CCGT）；2018年在合并中收购15448兆瓦的CCGT[86] 公司煤炭发电设施退役情况 - 2018年公司在得克萨斯州退役4167兆瓦的褐煤/煤炭发电设施；2019年在伊利诺伊州退役2068兆瓦的煤炭发电设施；预计到2027年底在伊利诺伊州、俄亥俄州和得克萨斯州再退役7486兆瓦的煤炭发电设施[86] 州二氧化碳排放总量上限情况 - 马萨诸塞州化石燃料发电单位二氧化碳排放总量上限从2018年的896万公吨降至2050年的180万公吨[89] 公司MISO机队排放规定变化情况 - 2019年修订的伊利诺伊州多污染物标准（MPS）规则实施后，公司MISO机队的SO₂和NOₓ允许排放量分别降低48%和42%[98] 公司为遵守MPS规则电厂退休情况 - 2019年公司为遵守MPS规则要求，退休了哈瓦那、亨内平、科芬和鸭溪四座发电厂，共计至少2000兆瓦发电容量[98] EPA臭氧相关规则情况 - 2015年10月，EPA将臭氧国家环境空气质量标准（NAAQS）从75降至70亿分之一[101] - 2017年11月，EPA发布2015年臭氧NAAQS的首轮区域指定，公司位于俄亥俄州、伊利诺伊州和得克萨斯州的部分设施所在区域被指定为臭氧边际不达标区域[101] EPA得克萨斯州发电单位规则情况 - 2017年10月，EPA发布得克萨斯州发电单位的最佳可用改造技术（BART）最终规则，该规则下的二氧化硫排放许可交易计划涉及39个发电单位，合规义务于2019年1月1日开始[96] EPA得克萨斯州二氧化硫不达标指定情况 - 2016年11月，EPA确定了得克萨斯州大布朗、蒙蒂塞洛和马丁湖发电厂周边县的二氧化硫不达标指定，若2019年8月提出的错误纠正规则最终确定，这些区域将被指定为无法分类[100] EPA关于超标排放豁免条款规则情况 - 2015年5月，EPA最终确定一项规则，要求包括得克萨斯州、伊利诺伊州和俄亥俄州在内的36个州取消或替换超标排放的豁免或肯定性辩护条款；2020年2月，EPA发布最终规则撤回得克萨斯州的相关要求[97] 纽约州向EPA请愿情况 - 2018年3月，纽约州向EPA请愿，称包括伊利诺伊州、俄亥俄州等九个州的数百个排放源导致纽约州不达标；2020年7月，哥伦比亚特区巡回上诉法院撤销EPA的驳回决定并将案件发回重审[104] 马里兰州向EPA请愿情况 - 2016年11月，马里兰州向EPA请愿，要求对包括公司齐默设施在内的五个上游州的36个发电单位实施额外的NOₓ排放控制要求；2020年5月，哥伦比亚特区巡回上诉法院基本维持EPA的驳回决定，但将部分问题发回重审[103] EPA煤燃烧残余物（CCR）规则情况 - 2015年10月生效的EPA煤燃烧残余物（CCR）规则，为现有和新的CCR垃圾填埋场和地表蓄水池的建设、改造、运营和关闭等设定了最低联邦要求[106] - 2018年7月EPA发布最终规则，8月生效，将与含水层位置限制和地下水监测要求相关的关闭期限延长至2020年10月31日[107] - 2020年8月EPA发布规则，确定无衬里CCR蓄水池停止接收废物并启动关闭的截止日期为2021年4月11日[107] 公司CCR地表蓄水池违规情况 - 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违规通知，该通知仍未解决[108] 伊利诺伊州煤灰处置和储存立法情况 - 2019年7月伊利诺伊州颁布煤灰处置和储存立法，预计规则制定过程将于2021年初完成，规则将于2021年3月最终确定[112] 公司遵守冷却水 intake 结构规则成本情况 - 公司估计伊利诺伊州工厂遵守冷却水 intake 结构规则的成本因计划在2027年前退役而极小[116] EPA关于FGD和底灰运输水合规日期规则情况 - 2020年10月EPA发布最终规则，将FGD和底灰运输水的合规日期延长至不迟于2025年12月[117] 公司经营受市场因素影响情况 - 公司收入、运营结果和运营现金流受批发市场价格波动和其他不可控市场因素影响[123] - 公司购买的燃料成本高于预期或燃料市场中断，可能对成本、收入、运营结果、财务状况和现金流产生不利影响[123] - 公司营收、运营结果和运营现金流受批发市场价格和零售电价影响，且批发和零售业务有一定反周期性[128] - 电力、天然气等市场价格不可预测且波动大，可再生能源成本近年大幅下降，极端天气会影响电力价格[129][130] - 多数设施为“商人”设施，无长期电力销售协议，依赖市场价格，若无法套期保值或签订长期协议，营收和盈利能力将受影响[132] - 公司购买多种燃料，燃料成本波动、供应中断会对成本、营收等产生不利影响[133] - 公司已提前出售未来一到两年大部分预期电力销售，为对冲义务签订燃料购买合同，但燃料成本波动和供应中断可能带来问题[134] 公司退休发电单元影响情况 - 公司已退休或计划退休部分发电单元，关闭和修复可能产生大量成本，影响财务和运营表现[139] 公司套期保值相关情况 - 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[140] - 公司为管理商品价格波动风险进行套期保值，但相关政策和控制可能无法消除所有风险[141] - 自2008年信贷市场收紧和金融改革后，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[143] - 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因远期商品价格变化而大幅波动[145] 公司面临竞争情况 - 公司面临多方面竞争，包括市场结构变化、补贴发电等，或对财务状况、经营成果和现金流产生重大不利影响[146][147][148][149] - 零售营销竞争影响公司盈利空间，客户流动性带来的不确定性或对财务产生不利影响[150] - 能源市场参与者持续建设新发电设施或扩大现有设施，若导致电力供过于求使批发电价下降，公司经营和财务状况将受重大不利影响[151] 经济衰退对公司影响情况 - 经济衰退可能导致电力、天然气价格下降，能源需求减少，客户欠款增加，还可能产生资产减值费用[152] 公司信用评级及债务情况 - 公司维持非投资级信用评级，可能影响获取资本的条件，增加抵押要求，评级下调会使借款成本上升、潜在投资者减少[154][157][158] - 截至2020年12月31日，公司总负债约96亿美元，净负债约92亿美元，债务可能对财务状况产生负面影响[160] - LIBOR逐步淘汰或替换可能影响公司未来筹集资金的能力，增加利率风险，限制应对经济和行业变化的能力[159][161] - 债务协议中的限制和约束可能影响公司业务运营、流动性和经营成果，违反规定可能导致违约[162] - 公司部分义务需用信用证或现金担保，若无法提供可能限制业务开展，未来现金抵押要求可能增加[163] - 公司获取资本的能力和成本受多种因素影响，包括经济和资本市场状况、监管发展、利率变化等[158] 公司TRA相关情况 - 公司财务报表显示，截至2020年12月31日，与未来TRA付款义务相关的负债为4.5亿美元[180] - 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额的85% [181] - 若公司违反TRA重大义务或发生特定控制权变更，需按LIBOR加100个基点的折现率支付预期未来税收优惠的现值[185] 公司税收相关风险情况 - 若发生IRC§382定义的“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），公司使用联邦净营业亏损抵减未来应税收入的能力将受限[172] - 拜登提出的税收提案包括将美国企业所得税税率提高和实施15%的全球账面收入最低税[175] 公司商誉和无形资产评估情况 - 公司2020年第四季度对商誉和非摊销无形资产进行年度评估，未发现减值情况，但未来评估可能产生重大减值损失[171] 公司战略计划风险情况 - 公司增长战略中的收购计划受识别合适目标和财务资源限制，收购整合可能产生意外费用和损失[164] - 公司可再生资产投资计划受项目需求、融资、政策等因素影响，可能导致成本增加、项目延迟或取消[165] - 公司太阳能和储能项目开发面临选址、融资、施工等风险，可能导致成本上升和项目延迟[166] - 公司资产剥离可能面临寻找买家困难、分离运营和人员困难等风险，影响经营业绩和财务状况[168][169] 公司税务责任情况 - 公司可能对EFH Corp.合并集团所有应税年度的美国所得税承担责任，若EFH Corp.或其他成员未依法纳税，公司或子公司可能承担短缺部分[187] 公司分拆对税务影响情况 - 分拆导致公司所有权变更，预计未来五年内公司在申报部分折旧扣除方面的能力可能受限，这可能对税务负债和TRA权利义务产生重大影响[188] 公司受法规影响情况 - 公司业务受政府法规和立法影响，若未能及时适应变化，可能对业务、运营结果、流动性、财务状况和现金流产生不利影响[189] - 公司收到德州总检察长的民事调查要求和ERCOT的信息请求，相关调查可能导致行业法规变化，但目前无法估计对公司业务的影响[191] - 过去几年监管环境变化大，若监管机构实施相关变化，公司可能失去客户、增加成本或难以获取新客户[192] - 公司需获取并遵守政府许可和批准，若未能获取或遵守，可能导致运营延迟、暂停或受限，并面临处罚[193] - 公司遵守现有和新环境法规的成本可能产生重大不利影响，EPA的监管行动可能要求公司安装额外控制设备，增加合规成本[195][196] - 公司可能无法获得或维持所有必要的环境监管批准，这可能导致发电设施运营受阻或增加成本[197] - 若出台应对全球气候变化的新法规或公司因温室气体排放面临诉讼，可能对公司产生重大不利影响[199] 电力市场容量机制对公司影响情况 - PJM市场的容量绩效产品和ISO - NE的绩效付费机制可能导致容量收入和非绩效处罚大幅变化，对公司运营结果、财务状况和现金流产生重大不利影响[200] 公司采矿及复垦情况 - 公司在得克萨斯州拥有并运营或正在复垦12座露天褐煤矿，在宾夕法尼亚州拥有或租赁并复垦两座垃圾发电露天设施[201] - 未来五年，Vistra预计将花费约3.01亿美元实现复垦目标[202] FERC罚款规定情况 - FERC可对违反强制电力可靠性标准的行为处以每天每违规高达100万美元的罚款[214] 公司零售业务风险情况 - 零售业务批发电力供应成本上涨速度超过向客户收取的费率，会对公司收益和现金流产生不利影响[207] - 零售业务客户实际用电量与预测用电量显著不同，会对公司收益和现金流产生不利影响[208] - 零售业务面临来自其他REP的激烈竞争，可能导致现有客户流失和无法吸引新客户[209] - 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

N o v e m b e r 4 , 2 0 2 0 Third Quarter 2020 R E S U L T S 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 current expectations, estimates and projections about the industry and markets in which Vistra Corp. ("Vistra") operates and beliefs of and assumptions made by Vistra's manageme ...

Vistra Corp (NYSE:VST) Q3 2020 Results Conference Call November 4, 2020 8:00 AM ET Company Participants Molly Sorg - IR Curt Morgan - CEO Scott Hudson - EVP and President-Retail David Campbell - CFO James Burke - COO Conference Call Participants Shahriar Pourreza - Guggenheim Julien Dumoulin - Bank of America Steve Fleishman - Wolfe Research Operator Ladies and gentlemen, thank you for standing by, and welcome to this Vistra Third Quarter 2020 Results Conference Call. After the speakers' presentation, ther ...

公司规则采用与交易情况 - 公司于2020年第一季度采用SEC于2020年3月修订的规则3 - 10，该规则2021年1月4日生效[44] - 2019年11月1日，公司间接全资子公司完成Ambit交易，收购价5.55亿美元[45] - 2019年7月15日，公司间接全资子公司完成Crius交易，收购价4亿美元，承担1.4亿美元债务，获得2600万美元现金[46] - 合并日，Dynegy与公司合并，公司向原Dynegy股东发行94409573股公司普通股，合并结束时公司流通股总数为522932453股[56] 项目开发与建设情况 - 2020年9月，公司宣布在德克萨斯州开发668兆瓦太阳能光伏发电设施和260兆瓦电池储能系统[58] - 2019年6月，公司奥克兰电厂计划开发20兆瓦电池储能系统，后合同修订将容量增至36.25兆瓦，预计2022年1月投入商业运营[60] - 截至2020年9月30日，公司莫斯兰丁一期项目已累计投入约3.56亿美元建设成本，预计2020年12月投入商业运营[61] - 2020年5月，公司宣布莫斯兰丁二期项目，开发100兆瓦电池储能系统，预计2021年第三季度投入商业运营[62] 电厂退役情况 - 2020年9月，公司宣布计划在2027年底前退役伊利诺伊州和俄亥俄州的煤炭发电设施及伊利诺伊州的一座天然气设施，预计产生4300万美元退役费用[63] - 2019年8月宣布计划退役伊利诺伊州4座发电厂，总装机容量2068兆瓦，因伊利诺伊州多污染物标准规则要求退役约2000兆瓦发电容量[65] - 预计电厂退役费用4700万美元，于2019年第三季度计提，主要计入资产关闭部门运营成本[65] - 伊利诺伊州总计2653兆瓦的电厂已或即将退役，包括Coffeen、Duck Creek、Havana、Hennepin和Edwards[65][66] 财务营收数据 - 2019年9月30日止九个月的未经审计合并备考财务信息显示，收入为95.13亿美元，净收入为6.29亿美元[53] - 2020年第三季度总营收35.52亿美元，其中零售能源收费25.07亿美元，其他收入3.14亿美元[67] - 2019年第三季度总营收31.94亿美元，其中零售能源收费21.76亿美元，其他收入 - 8.32亿美元[69] - 2020年前九个月总营收89.19亿美元，其中零售能源收费63.51亿美元，其他收入7.52亿美元[71] - 2019年前九个月，公司总营收为89.49亿美元，其中零售能源收费在ERCOT为3.716亿美元，在东北/中西部为1.239亿美元，批发发电收入为2.739亿美元，容量收入为3500万美元，其他批发合同收入为7630万美元[73] 套期保值和其他收入情况 - 2020年第三季度套期保值和其他收入包含2.87亿美元商品头寸按市值计价的未实现净收益[67] - 2019年第三季度套期保值和其他收入包含0.86亿美元商品头寸按市值计价的未实现净损失[69] - 2020年前九个月套期保值和其他收入包含4.18亿美元商品头寸按市值计价的未实现净收益[71][72] 绩效义务确认情况 - 截至2020年9月30日，公司未来未履行或部分未履行的与容量拍卖或客户合同相关的绩效义务总计1.89亿美元、8.28亿美元、4.86亿美元、1.21亿美元和3800万美元，将分别在2020年、2021年、2022年、2023年和2024年确认，之后还有1800万美元[75] 贸易应收账款情况 - 2020年9月30日，贸易应收账款净额为13.72亿美元，其中与客户合同相关的贸易应收账款净额为12.63亿美元，其他贸易应收账款净额为1.09亿美元；2019年12月31日，贸易应收账款净额为13.65亿美元，其中与客户合同相关的贸易应收账款净额为12.46亿美元，其他贸易应收账款净额为1.19亿美元[76] 商誉与无形资产情况 - 截至2020年9月30日，公司商誉余额为25.83亿美元，较2019年12月31日的25.53亿美元增加3000万美元[78] - 2020年9月30日，可辨认无形资产总额为24.64亿美元，较2019年12月31日的27.48亿美元减少2.84亿美元；可辨认无形资产负债总额为2.91亿美元，较2019年12月31日的2.86亿美元增加500万美元[79][81] - 2020年前九个月，有限寿命可辨认无形资产和负债相关费用为4.43亿美元，2019年同期为3.68亿美元；2020年第三季度为1.43亿美元，2019年同期为1.65亿美元[82] - 截至2020年9月30日，未来五年可辨认无形资产和负债的预计摊销费用分别为2020年3.71亿美元、2021年2.63亿美元、2022年1.7亿美元、2023年1.26亿美元和2024年8000万美元[84] 税前收入与所得税情况 - 2020年第三季度，公司税前收入为6.41亿美元，所得税费用为 - 1.99亿美元，有效税率为31.0%；2019年同期，税前收入为1.59亿美元，所得税费用为 - 4500万美元，有效税率为28.3%[85] - 2020年前九个月，公司税前收入为9.34亿美元，所得税费用为 - 2.83亿美元，有效税率为30.3%；2019年同期，税前收入为9.62亿美元，所得税费用为 - 2.7亿美元，有效税率为28.1%[85] - 2020年第三季度和前九个月有效税率高于美国联邦法定税率21%，主要是由于TRA的不可抵扣影响和州所得税；2019年同期有效税率高于法定税率，主要是由于TRA的不可抵扣影响和州所得税，以及伊利诺伊州部分净营业亏损估值备抵的影响[85][86] 税收相关情况 - 公司预计2020年因加速替代最低税（AMT）退款收到约6400万美元，2019 - 2020年税年利息费用扣除累计增加约3.5亿美元，2021年税年利息费用扣除增加约2.5亿美元，还利用《关怀法案》工资延期机制将约2100万美元付款从2020年推迟到2021年[87] - 截至2020年9月30日和2019年12月31日，不确定税务状况分别为3600万美元和1.26亿美元，2020年第三季度因第163(j)条最终法规调整递延税资产和负债8700万美元[88] - 2020年和2019年前九个月，税收应收协议（TRA）义务期初分别为4.55亿美元和4.2亿美元，期末分别为4.11亿美元和4.43亿美元[91] - 2020年第三季度和前九个月，TRA义务账面价值分别减少7400万美元和9400万美元；2019年第三季度和前九个月，分别增加4800万美元和减少1900万美元[92] - 截至2020年9月30日，TRA义务估计账面价值为4.11亿美元，未折现的联邦和州付款总额估计约为14亿美元，预计超半数将在未来15年支付，最终付款预计在2056年左右[92] 每股收益情况 - 2020年第三季度和前九个月，基本每股收益分别为0.91美元和1.36美元，摊薄后每股收益分别为0.90美元和1.35美元；2019年对应数据分别为0.23美元、1.43美元和0.23美元、1.42美元[95] 应收账款融资安排情况 - 应收账款融资安排中，2020年7月更新的应收账款融资工具借款额度在不同时间段分别为5.5亿美元、6.25亿美元、5.5亿美元和4.5亿美元，截至2020年9月30日和2019年12月31日，未偿还借款分别为6.25亿美元和4.5亿美元[97][99] 回购协议情况 - 2020年10月，公司签订1.25亿美元回购协议，由商业银行提供[100] 长期债务情况 - 截至2020年9月30日和2019年12月31日，长期债务总额（含即期应付金额）分别为93.8亿美元和103.79亿美元，扣除即期应付金额后分别为92.53亿美元和101.02亿美元[104] - 截至2020年9月30日，Vistra Operations信贷安排包括最高53.04亿美元的高级有担保、第一留置权循环信贷承诺和未偿还定期贷款，其中循环信贷承诺最高27.25亿美元，定期贷款25.79亿美元[106] - 2020年3月，公司以93.875美元的加权平均价格回购1亿美元本金的定期贷款B - 3，并取消，在截至2020年9月30日的九个月记录了600万美元的债务清偿收益[107] - 截至2020年9月30日的九个月，公司在循环信贷安排下借款10.75亿美元，偿还14.25亿美元[107] - 2019年6月，公司用高级有担保票据发行所得净收益偿还定期贷款B - 1的8.89亿美元、定期贷款B - 2的9.77亿美元和定期贷款B - 3的1.34亿美元，并记录了400万美元的债务清偿损失[108] - 2019年3月和5月，公司修订信贷安排，获得2.25亿美元的额外循环信贷安排承诺，信用证子额度增加5000万美元，相关费用200万美元[109] - 截至2020年9月30日，循环信贷安排额度27.25亿美元，无借款，可用额度20.57亿美元；定期贷款B - 3额度25.79亿美元，借款25.79亿美元，无可用额度[111] - 截至2020年9月30日，定期贷款B - 3未考虑利率互换前的加权平均利率为1.90%[112] - 公司承担的远期容量协议中，买方在2020 - 2021规划年将从PJM获得7300万美元的容量付款，该交易按隐含利率1.71%计入长期债务[135] - 截至2020年9月30日，公司承担的长期债务到期情况为：2020年剩余时间5500万美元、2021年9800万美元、2022年4400万美元、2023年4000万美元、2024年15.4亿美元、之后76.76亿美元，未摊销溢价、折扣和债务发行成本为 - 7300万美元，总计93.8亿美元[139] 利率互换协议情况 - 截至2020年9月30日，公司签订了多笔利率互换协议，名义金额从7亿美元到30亿美元不等，利率范围在3.20% - 4.79%之间[118] 备用信用证安排情况 - 2020年8月和9月，公司签订四个364天备用信用证安排，截至9月30日，有1.66亿美元信用证未偿还[120] - 2019年12月31日生效的两个备用信用证安排额度共5亿美元，截至2020年9月30日，有5亿美元信用证未偿还，其中2.5亿美元于2020年12月到期，2.5亿美元于2021年12月到期[121] 债券发行与回购情况 - 2019年前九个月，公司发行20亿美元高级有担保票据和26亿美元高级无担保票据[123][126] - 2018年11月董事会授权最高2亿美元的债券回购计划，2019年7月授权最高10亿美元偿还或回购债务，取代剩余的2亿美元额度；截至2020年4月，已回购6.84亿美元债务；2020年4月又授权最高10亿美元，取代之前剩余的3.16亿美元额度；截至2020年9月30日，已回购约6.66亿美元[128] - 2020年7月，公司赎回全部1.66亿美元的8.125%高级无担保票据，赎回价格为总本金的104.063%，记录了600万美元的债务消除收益[129] - 2020年6月，公司赎回全部5亿美元的5.875%高级无担保票据，赎回价格为总本金的100.979%，记录了300万美元的债务消除收益[130] - 2020年1月，公司赎回全部8100万美元的8.00%高级无担保票据，赎回价格为总本金的104.0%，记录了200万美元的债务消除收益[131] - 2019年6月，公司用净收益进行现金要约收购，购买8.45亿美元特定票据，记录了700万美元的债务消除收益；7月又接受并结算了约100万美元的7.625%高级无担保票据[132] - 2019年2月，公司用净收益进行现金要约收购，购买11.93亿美元的7.375%高级无担保票据，记录了700万美元的债务消除收益[133] 未偿还信用证与 surety 债券情况 - 截至2020年9月30日，公司未偿还信用证总计13.36亿美元，未偿还 surety债券总计9900万美元[141] 法律诉讼与监管程序情况 - 公司面临多起法律诉讼和监管程序，包括天然气指数定价诉讼、铁路运输纠纷等，部分案件结果无法预测，可能对公司产生重大影响[143] 环保规则相关情况 - 修订后的伊利诺伊州多污染物标准（MPS）规则使公司在MISO的SO₂和NOₓ排放量分别降低48%和42%，且要求2019年至少退役2000兆瓦的发电量[152] - 2020年10月EPA最终规则将FGD和底灰运输水的合规日期延长至不晚于2025年12月，允许符合条件的设施申请2028年退役豁免[154] - 2020年8月EPA最终规则规定无衬里CCR蓄水池停止接收废物并启动关闭的截止日期为2021年4月11日，公司已申请合规延期[155] - 2017年10月EPA发布德克萨斯州发电单位BART最终规则，公司蒙蒂塞洛、大布朗和桑多4号电厂的退役增强了其遵守该规则的能力[150] - 2020年2月EPA发布最终规则撤回德克萨斯州SIP Call，同年4月环保组织请愿挑战该行动[151] - 2016年11月EPA确定公司大布朗、蒙蒂塞洛和马丁湖发电厂周边县的SO₂不达标指定，2020年8月发布未提交达标计划的认定[153