S e p t e m b e r 2 9 , 2 0 2 0 Investor Presentation 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, inv ...

Vistra Corp (NYSE:VST) Q2 2020 Earnings Conference Call August 5, 2020 8:00 AM ET Company Participants Molly Sorg - IR Curt Morgan - CEO David Campbell - CFO Jim Burke - COO Conference Call Participants James Kennedy - Guggenheim Securities Julien Dumoulin-Smith - Bank of America Merrill Lynch Michael Weinstein - Credit Suisse Jonathan Arnold - Vertical Research Partners Operator Ladies and gentlemen, thank you for standing by, and welcome to the Vistra Second Quarter 2020 Results Conference Call. [Operator ...

A u g u s t 5 , 2 0 2 0 Second 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 management, ...

公司规则采用与交易事项 - 公司于2020年第一季度采用SEC修订的Rule 3 - 10规则，该规则2021年1月4日生效，允许提前采用[43] - 2019年11月1日，公司间接全资子公司完成Ambit交易，收购价格5.55亿美元[44] - 2019年7月15日，公司间接全资子公司完成Crius交易，收购价格4亿美元，承担1.4亿美元未偿债务，收购2600万美元现金[45] - 合并日，Dynegy与公司完成合并，Dynegy股东每股普通股兑换0.652股公司普通股，公司向原Dynegy股东发行94409573股普通股，合并后公司流通股总数为522932453股[50][51] 电池ESS项目开发 - 2019年6月，公司奥克兰电厂计划开发20MW电池ESS，2020年4月合同修订将容量增至36.25MW，预计2022年1月投入商业运营[52] - 截至2020年6月30日，公司莫斯兰丁一期300MW电池ESS项目累计投入约3.15亿美元建设成本，预计2020年第四季度投入商业运营[53] - 2020年5月，公司宣布计划开发莫斯兰丁二期100MW电池ESS，预计2021年第三季度投入商业运营[54] 发电厂退役相关 - 2019年8月，公司宣布计划退役伊利诺伊州四座总装机容量2068MW的发电厂，因伊利诺伊州多污染物标准规则要求退役约2000MW发电容量[56] - 2019年9月，公司宣布解决爱德华兹工厂诉讼，该工厂将于2022年底退役[56] - 公司预计工厂退役费用4700万美元，2019年9月30日止三个月计提，主要计入资产关闭部门运营成本；2019年8月重新计量养老金和其他退休后福利计划，使福利义务负债增加2100万美元，税前其他综合损失1800万美元，缩减费用300万美元[56] - 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允许排放量分别降低48%和42%，且要求2019年至少退役2000兆瓦的发电量[137] - 2019年公司为遵守MPS规则，退役了哈瓦那、亨内平、科菲恩和达克克里克四座电厂[137] 营收数据关键指标变化 - 2020年第二季度总营收为25.09亿美元，2019年同期为28.32亿美元，同比下降11.4%[58][59] - 2020年上半年总营收为53.67亿美元，2019年同期为57.55亿美元，同比下降6.7%[60][62] - 2020年第二季度零售能源费用在ERCOT为1.411亿美元，2019年同期为1.091亿美元，同比增长29.3%[58][59] - 2020年上半年零售能源费用在ERCOT为2.665亿美元，2019年同期为2.116亿美元，同比增长25.9%[60][62] - 2020年第二季度批发发电收入从ISO/RTO为1.79亿美元，2019年同期为4.97亿美元，同比下降64.0%[58][59] - 2020年上半年批发发电收入从ISO/RTO为4.43亿美元，2019年同期为13.71亿美元，同比下降67.7%[60][62] - 2020年第二季度容量收入从ISO/RTO为0.29亿美元，2019年同期为1.36亿美元，同比下降78.7%[58][59] - 2020年上半年容量收入从ISO/RTO为0.74亿美元，2019年同期为2.96亿美元，同比下降74.9%[60][62] - 2020年第二季度其他批发合同收入为3.01亿美元，2019年同期为1.9亿美元，同比增长58.4%[58][59] 财务指标数据变化 - 截至2020年6月30日，公司未来未履行或部分未履行的履约义务总计18.82亿美元，将在2020 - 2024年及以后分别确认[63] - 2020年6月30日贸易应收账款净额为12.72亿美元，2019年12月31日为13.65亿美元[64] - 2020年6月30日商誉余额为25.68亿美元，较2019年12月31日的25.53亿美元有所增加[66] - 2020年6月30日可辨认无形资产总额为25.32亿美元，2019年12月31日为27.48亿美元[66] - 2020年6月30日可辨认无形资产负债总额为2.94亿美元，2019年12月31日为2.86亿美元[68] - 2020年第二季度无形资产资产费用为1.55亿美元，2019年同期为0.97亿美元；2020年上半年为3亿美元，2019年同期为2.03亿美元[68] - 截至2020年6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3.69亿美元、2021年2.57亿美元、2022年1.61亿美元、2023年1.16亿美元、2024年0.78亿美元[70] - 2020年第二季度有效税率为29.3%，2019年同期为29.5%；2020年上半年为28.7%，2019年同期为28.0%[71] - 公司预计2020年因加速AMT退款收到约6400万美元，2019 - 2020年税年第163(j)条下利息费用扣除增加约5.5亿美元[76] - 2020年6月30日和2019年12月31日不确定税务状况分别为1.25亿美元和1.26亿美元[77] - 截至2020年6月30日，TRA义务估计账面价值为4.69亿美元，未折现的联邦和州付款总额估计约为14亿美元[80][81] - 2020年和2019年截至6月30日的三个月，基本每股收益分别为0.34美元和0.71美元；六个月分别为0.45美元和1.16美元[85] - 2020年和2019年截至6月30日的三个月，稀释每股收益分别为0.34美元和0.70美元；六个月分别为0.45美元和1.15美元[85] 融资与债务相关 - 应收账款融资安排在2020年7月续约，2020年7 - 8月可借款5.5亿美元，8 - 11月可借款6.25亿美元，11 - 12月可借款5.5亿美元，之后可借款4.5亿美元[87] - 截至2020年6月30日和2019年12月31日，应收账款融资安排下未偿还借款均为4.5亿美元，分别由6.39亿美元和6.29亿美元的应收账款支持[89] - 截至2020年6月30日和2019年12月31日，长期债务（含即期应付金额）分别为95.98亿美元和103.79亿美元[91] - 2020年3月，公司回购1亿美元的定期贷款B - 3，并取消，记录了600万美元的清偿收益[94] - 2020年上半年，公司在循环信贷安排下借款9.25亿美元，偿还7.25亿美元[94] - 2019年6月，公司用高级有担保票据发行所得偿还定期贷款B - 1、B - 2和B - 3共计20.00亿美元，记录了400万美元的清偿损失[95] - 截至2020年6月30日，Vistra Operations信贷安排包括最高53.11亿美元的高级有担保、第一留置权循环信贷承诺和定期贷款，未偿还借款为31.36亿美元，可用额度为12.87亿美元[93][98] - 截至2020年6月30日，公司签订了一系列利率互换协议，名义金额从7亿美元到30亿美元不等，到期日从2023年7月到2026年7月，利率范围在3.20% - 4.79%[105] - 2019年公司签订21.2亿美元新利率互换协议，剩余现有互换协议将持续对冲23亿美元债务敞口直至2026年7月[106] - 2019年12月31日到期的两个备用信用证安排总限额5亿美元，2020年6月30日已开出5亿美元信用证，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[107] - 2019年上半年公司发行20亿美元高级有担保票据，包括12亿美元利率3.550%、2024年到期和8亿美元利率4.300%、2029年到期的票据，净收益19.76亿美元，债务发行及其他费用2000万美元[108] - 2019年上半年公司发行26亿美元高级无担保票据，包括13亿美元利率5.625%、2027年到期和13亿美元利率5.000%、2027年到期的票据，净收益各12.87亿美元，债务发行及其他费用分别为1600万美元和1300万美元[112] - 2018年11月董事会授权最高2亿美元债券回购计划，2019年7月授权最高10亿美元偿还或回购债务，截至2020年4月已回购6.84亿美元债务；2020年4月董事会再次授权最高10亿美元，截至2020年7月31日已回购约6.66亿美元债务[114] - 2020年1月公司赎回8100万美元利率8.000%高级无担保票据，6月赎回5亿美元利率5.875%高级无担保票据，7月赎回1.66亿美元利率8.125%高级无担保票据，分别记录200万美元、300万美元和无收益[115][116][117] - 2019年2月公司使用净收益进行现金要约收购11.93亿美元7.375%高级票据，6月收购8.45亿美元特定票据，分别记录700万美元收益[118][119] - 公司承担的远期容量协议中，买方将在2020 - 2021规划年从PJM获得1.01亿美元容量付款，该交易按隐含利率2.29%计入长期债务[122] - 2020年6月30日公司长期债务到期情况为：2020年剩余时间2.63亿美元、2021年9600万美元、2022年4400万美元、2023年4000万美元、2024年15.4亿美元、之后76.78亿美元，未摊销溢价、折扣和债务发行成本为 - 6300万美元，总计95.98亿美元[125] - 2020年6月30日公司未偿还信用证总计13.91亿美元，未偿还 surety债券总计7100万美元[127] 环保法规相关 - 德克萨斯州区域雾霾规则中，SO₂排放合规义务自2019年1月1日开始，涉及公司39个发电单元[135] - 2020年6月，EPA签署最终规则确认先前的BART最终规则并包含额外修订，公司预计能够遵守该规则[135] - 2020年2月，EPA发布最终规则撤销德克萨斯州SIP Call；4月，包括塞拉俱乐部在内的环保请愿者向哥伦比亚特区巡回上诉法院提出请愿，质疑EPA的行动[136] - 2019年11月，EPA提议将FGD废水的合规期限延长至不晚于2025年12月31日，维持底灰运输水2023年12月31日的合规日期[139] - 2020年7月，EPA最终确定2019年12月的提案，要求无衬里CCR蓄水池于2021年4月11日开始关闭[142] - 最终规则允许发电厂申请在2023年或2028年退役以达到合规要求，公司可能会采用此合规机制[142] - 2018年8月，哥伦比亚特区巡回上诉法院撤销并发回2015年CCR规则的某些条款，EPA预计将对CCR法规进行进一步修订[142] - 2020年5月，美国俄亥俄州南区地方法院批准同意令，解决2008年、2010年和2014年齐默工厂的违规指控，该同意令对公司经营结果、流动性或财务状况无重大影响[141] 股票回购与股息相关 - 2018年6月公司宣布董事会授权最高5亿美元的股票回购计划，该额度于当年用完；11月又宣布额外最高12.5亿美元的回购计划，累计最高17.5亿美元[154] - 2019年第一季度至6月30日，公司分别回购855.8712万股和1810.0329万股普通股，花费约2.12亿美元和4.48亿美元，均价分别为24.72美元和24.75美元；累计回购5981.7182万股，花费约14.18亿美元，均价23.72美元；截至2020年6月30日，约3.32亿美元可用于额外回购[154] - 2018年11月公司宣布董事会采用股息计划，2019年第一季度开始实施；2019年2 - 10月，董事会宣布每股0.125美元的季度股息；2020年2 - 7月，宣布每股0.135美元的季度股息[156][157] 公司运营分配相关 - 截至2020年6月30日，维斯特拉运营公司根据信贷安排可向母公司分配约61亿美元，无需任何方同意；2020年前6个月分别分配约7.4亿美元和8.5亿美元；2017 - 2019年分别分配约11亿、47亿和39亿美元[158] - 截至2020年6月30日，维斯特拉运营公司不得向母公司分配的受限净资产最高约15亿美元[158] 认股权证相关 - 合并日公司签订协议，原戴纳基认股权证持有人支付35美元行使价（可调整），可获0.652股维斯特拉普通股；截至2020年6月30日，约900万份2024年到期的认股权证流通在外[160] 法律诉讼相关 - 2012年IEPA指控牛顿和科芬工厂CCR地表蓄水池违反地下水标准；2018年6月，指控退休的朱红工厂地表蓄水池有渗漏排放[145] - 2018年12月，塞拉俱乐部向IPCB投诉，称科芬、爱德华兹和乔帕发电设施的煤灰处置和储存导致地下水标准超标[146] - 2019年7月，伊利诺伊州颁布煤灰处置和储存立法；2020年3月，IEPA发布拟议规则，预计2021年初完成规则制定[147] - 2015 - 2016年

公司流动性与资金安排 - 截至2020年3月31日，公司总可用流动性为18.34亿美元，由现金和循环信贷额度下的可用额度组成[247] - 截至2020年3月31日，可用流动性为18.34亿美元，较2019年12月31日的17.26亿美元增加1.08亿美元[303] - 截至2020年3月31日，公司已向交易对手方交付1.37亿美元现金，较2019年12月31日的2.02亿美元减少；已从交易对手方收到0.31亿美元现金，较2019年12月31日的0.08亿美元增加；已向交易对手方开具10.58亿美元信用证，较2019年12月31日的11.50亿美元减少；已从交易对手方收到0.17亿美元信用证，与2019年12月31日持平[307] - 截至2020年3月31日，公司已向PUCT开具8100万美元信用证；已向RTOs/ISOs提供2.74亿美元信用证、1000万美元担保债券和100万美元现金作为抵押支持[312][313] 股票回购计划 - 公司董事会授权了一项总计17.5亿美元的股票回购计划，其中2018年6月授权最多回购5亿美元，11月又授权最多回购12.5亿美元[255] 发电套期保值水平 - 2020年3月31日，ERCOT、PJM、MISO的煤炭/核能/可再生能源发电2020年套期保值水平分别为100%、100%、100%，2021年分别为73%、95%、44%[257] - 2020年3月31日，ERCOT、PJM、NYISO/ISO - NE、CAISO的天然气发电2020年套期保值水平分别为98%、96%、100%、95%，2021年分别为26%、32%、68%、65%[257] 电价及价差变动对收益影响 - ERCOT煤炭/核能/可再生能源发电2020年电价每兆瓦时增加2.5美元，实现税前收益增加100万美元，2021年增加3300万美元[259] - ERCOT煤炭/核能/可再生能源发电2021年电价每兆瓦时降低2.5美元，实现税前收益减少3000万美元[259] - ERCOT天然气发电2020年火花价差每兆瓦时增加1美元，实现税前收益增加200万美元，2021年增加3000万美元[259] - ERCOT天然气发电2021年火花价差每兆瓦时降低1美元，实现税前收益减少2600万美元[259] - ERCOT剩余天然气头寸2020年天然气价格每百万英热单位增加0.25美元，实现税前收益增加200万美元，2021年减少2700万美元[259] - ERCOT剩余天然气头寸2020年天然气价格每百万英热单位降低0.25美元，实现税前收益减少200万美元，2021年增加1400万美元[259] 公司整体财务指标变化 - 2020年第一季度净利润为4500万美元，较2019年同期的2.24亿美元减少1.79亿美元[260][264] - 2020年第一季度运营收入为2.858亿美元，较2019年同期的2.923亿美元减少650万美元[260] - 2020年第一季度销售、一般和行政费用为2520万美元，较2019年同期的1820万美元增加700万美元[260][265] - 2020年第一季度利息费用及相关费用为3000万美元，较2019年同期的2220万美元增加780万美元[260][266] - 2020年第一季度所得税费用为170万美元，有效税率为27.4%；2019年同期所得税费用为770万美元，有效税率为25.6%[268] - 2020年第一季度未调整EBITDA为8亿美元，较2019年同期的9.45亿美元减少1450万美元[272] - 2020年第一季度调整后EBITDA为8.33亿美元，较2019年同期的8.02亿美元增加310万美元[272] - 2020年第一季度套期保值交易未实现净收益减少610万美元[264][272] - 2020年第一季度乔帕/EEI煤矿厂资产减值840万美元[264][272] - 2020年第一季度处置东北能源有限责任公司股权投资损失280万美元[264][272] - 2020年第一季度净收入为4500万美元，2019年同期为2.24亿美元；调整后EBITDA为8.33亿美元，2019年同期为8.02亿美元[275][277] - 2020年第一季度利息费用及相关费用为3亿美元，其中包括1.74亿美元利率互换未实现按市值计价净损失；2019年同期为2.22亿美元，其中包括8000万美元利率互换未实现按市值计价净损失[275][277] - 2020年第一季度折旧和摊销费用为4.38亿美元，其中ERCOT地区包括1900万美元核燃料摊销；2019年同期为4.22亿美元，其中ERCOT地区包括1700万美元核燃料摊销[275][276][277][278] - 2020年第一季度调整后EBITDA增加主要因2019年7月收购Crius和11月收购Ambit带来1.01亿美元更高利润率，以及套期保值活动未实现净损失减少带来4300万美元有利影响等[283] - 2020年第一季度与2019年同期相比，各地区调整后EBITDA变化分别为：ERCOT地区增加1300万美元，PJM地区增加1700万美元，NY/NE地区减少2600万美元，MISO地区减少2900万美元[288] - 2020年第一季度与2019年同期相比，各地区净收入（亏损）变化分别为：ERCOT地区减少4300万美元，PJM地区减少4400万美元，NY/NE地区减少600万美元，MISO地区减少1亿美元[288] - 2020年和2019年第一季度，商品合同资产和负债的净变化（不包括“其他活动”）分别反映了1.25亿美元和1.86亿美元的未实现净收益[293] - 2020年第一季度经营活动提供的现金为5.52亿美元，较2019年第一季度的3.88亿美元增加1.64亿美元[299] - 2020年第一季度投资活动使用的现金为2.84亿美元，较2019年第一季度的1.49亿美元增加1.35亿美元；资本支出为2.61亿美元，较2019年第一季度的1.53亿美元增加1.08亿美元[301] - 2020年第一季度融资活动提供的现金为0.52亿美元，而2019年第一季度融资活动使用的现金为3.44亿美元[302] - 2020年第一季度，公司收到与替代最低税抵免相关的退款3700万美元；无联邦所得税支付，州所得税支付100万美元，无TRA支付[308] - 截至2020年3月31日的三个月，公司收入为27.35亿美元，营业利润为4.44亿美元，净利润为1.01亿美元[324] - 截至2020年3月31日，公司流动资产为39.21亿美元，流动负债为37.96亿美元，非流动资产为216.17亿美元，非流动负债为139.42亿美元，总资产为255.38亿美元，总负债为177.38亿美元[325] - 2020年3月31日，公司基于95%的置信水平和60天的假设持有期，月末平均风险价值（VaR）为3.23亿美元，月末最高VaR为3.61亿美元，月末最低VaR为2.89亿美元；2019年12月31日，月末平均VaR为2.63亿美元，月末最高VaR为5.20亿美元，月末最低VaR为1.03亿美元[337] - 2020年3月31日，若长期债务的浮动利率上升1个百分点（100个基点），公司未来十二个月的年度税前收益预计将减少约1400万美元[338] 零售业务数据变化 - 2020年第一季度零售业务净收入增至9500万美元，较2019年同期增加8000万美元；调整后EBITDA增至3.11亿美元，较2019年同期增加5400万美元[279][282] 地区收入及销量数据变化 - 2020年第一季度ERCOT地区收入为12.71亿美元，较2019年同期增加2.23亿美元；东北部/中西部地区收入为6.4亿美元，较2019年同期增加2.92亿美元[279] - 2020年第一季度燃料、购电成本和配送费总计15.45亿美元，较2019年同期增加3.48亿美元[279] - 2020年第一季度零售电力总销量为20994GWh，较2019年同期增加4661GWh，其中ERCOT地区增加2008GWh，东北部/中西部地区增加2653GWh[279] - 2020年第一季度北德克萨斯平均冷却度日数为正常水平的136.2%，2019年同期为48.1%；加热度日数为正常水平的83.7%，2019年同期为111.2%[279] - 2020年第一季度其他成本中的4000万美元为第三方购电成本，主要与近期Ambit交易有关[279][281] - 2020年第一季度与2019年同期相比，ERCOT地区电力销售收入从3.59亿美元降至2.65亿美元，PJM地区从3.25亿美元降至2.29亿美元，NY/NE地区从2.5亿美元降至7200万美元，MISO地区从1.41亿美元降至7000万美元[284] - 2020年第一季度与2019年同期相比，ERCOT地区净收入从3.01亿美元降至2.58亿美元，PJM地区从1.62亿美元降至1.18亿美元，NY/NE地区从2100万美元降至1500万美元，MISO地区从2100万美元变为亏损7900万美元[284] - 2020年第一季度与2019年同期相比，ERCOT地区调整后EBITDA从2.04亿美元增至2.17亿美元，PJM地区从2.01亿美元增至2.18亿美元，NY/NE地区从8600万美元降至6000万美元，MISO地区从5700万美元降至2800万美元[284] - 2020年第一季度天然气设施产量方面，ERCOT地区为8864GWh（2019年为8391GWh），PJM地区为9430GWh（2019年为9519GWh），NY/NE地区为3718GWh（2019年为4953GWh）[284] - 2020年第一季度褐煤和煤炭设施产量方面，ERCOT地区为5563GWh（2019年为6980GWh），PJM地区为2826GWh（2019年为4940GWh），MISO地区为2868GWh（2019年为4680GWh）[284] - 2020年第一季度CCGT设施容量因子方面，ERCOT地区为51.0%（2019年为48.9%），PJM地区为72.2%（2019年为73.7%），NY/NE地区为36.4%（2019年为48.5%）[284] - 2020年第一季度供暖度日数百分比方面，ERCOT地区为78.0%（2019年为109.5%），PJM地区为82.4%（2019年为100.3%），NY/NE地区为84.2%（2019年为100.7%），MISO地区为84.0%（2019年为100.4%）[284] - 2020年第一季度平均ERCOT北部电力价格为19.39美元/MWh（2019年为24.41美元/MWh），平均NYMEX亨利枢纽天然气价格为1.88美元/MMBTU（2019年为2.89美元/MMBTU）[284] 资产关闭部门数据变化 - 资产关闭部门2020年第一季度运营收入为0美元，较2019年第一季度的85美元减少85美元；净亏损为17美元，较2019年第一季度的24美元减少7美元；调整后EBITDA为-17美元，较2019年第一季度的-22美元增加5美元；产量为0GWh，较2019年第一季度的2476GWh减少2476GWh[292] 信用敞口情况 - 截至2020年3月31日，公司与零售和批发贸易应收账款以及商品合同、套期保值和交易活动产生的净衍生资产相关的总信用敞口（不包括抵押品影响）为13.86亿美元[342] - 截至2020年3月31日，零售部门的信用敞口为9.14亿美元，其中贸易应收账款为8.98亿美元，衍生资产为1600万美元，持有的现金存款和信用证作为抵押品共计5400万美元，净敞口为8.60亿美元[343] - 截至2020年3月31日，ERCOT、PJM、NY/NE和MISO部门的总信用敞口为4.72亿美元，其中衍生资产为4.22亿美元，贸易应收账款为5000万美元；考虑抵押品后，净敞口为4.47亿美元[344][345] - 截至2020年3月31日，三个交易对手方的信用敞口合计为3.10亿美元，占总净敞口的69%[346] 违约风险情况 - 若Vistra Operations或其受限子公司特定指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，贷款人可加速到期未偿余额（截至2020年3月31日约33亿美元，包括循环信贷安排下的7亿美元现金借款）[315] - Vistra Operations或任何担保子公司在借款债务文件下违约，未支付到期本金或导致债务加速到期，累计金额达3亿美元或以上，可能导致交叉违约和相关信贷安排终止[317][319][320] - Vistra Energy在高级无担保契约（同意高级票据除外）下违约，未支付到期本金或导致债务加速到期，累计金额达1亿美元或以上，可能导致交叉违约[317] 公司运营影响因素 - 公司运营受司法和监管当局行动决策、协议条款限制、各级政府政策及监管行动影响[350] - 环境事项可能增加公司成本、导致资产减值、限制或终止部分设施运营及产生负面财务影响[350] - 公司面临法律行政诉讼和解、行业趋势、经济状况、疫情、天气等因素影响[350] - 公司运营受煤炭、燃油、天然气库存及运输存储的充足

各业务线发电设施情况 - 公司ERCOT业务有20个发电设施，总发电容量18356MW，包括7个CCGT天然气发电设施（7838MW）、3个褐煤/煤炭发电设施（4500MW）等[44] - 公司PJM业务有17个发电设施，总发电容量10769MW，包括8个CCGT天然气发电设施（5902MW）、3个煤炭发电设施（3428MW）等[47] - 公司NY/NE业务有8个CCGT天然气发电设施，总发电容量4730MW，分布在马萨诸塞州、康涅狄格州等地[52] - 公司MISO业务有4个发电设施，总发电容量3408MW，位于伊利诺伊州，Edwards和Newton有1200MW与PJM电气连接，2020年3月1日终止[56] - 公司CAISO业务有2个发电设施，总发电容量1185MW，包括1个CCGT天然气发电设施（1020MW）和1个燃油发电设施（165MW），计划开发300MW和20MW的ESS[59] 无形资产与负债情况 - 截至2019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13.91亿美元[64] - 截至2019年12月31日，公司总负债约112亿美元，净负债约109亿美元，债务可能带来多种负面影响[142] - 公司财务报表显示，截至2019年12月31日，与未来TRA付款义务相关的负债为4.55亿美元[162] 发电相关数据 - 2019年公司发电设施产生约1.16亿短吨的二氧化碳[66] - 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，2018年因合并收购15448兆瓦的联合循环燃气轮机[67] - 2018年公司在得克萨斯州退役4167兆瓦褐煤/煤炭发电设施，2019年在伊利诺伊州退役2068兆瓦煤炭发电设施，预计到2022年底在伊利诺伊州再退役585兆瓦煤炭发电设施[75] - 2018年公司180兆瓦的厄普顿2号太阳能设施开始商业运营，同年该设施10兆瓦的电池储能系统投入使用[75] - 2018 - 2019年公司宣布计划在莫斯兰丁设施开发300兆瓦的电池储能系统，在奥克兰设施开发20兆瓦的电池储能系统，2019年开始建设莫斯兰丁电池储能系统[75] - 2019年公司在康涅狄格州、缅因州、马萨诸塞州和纽约州的发电设施排放约780万吨二氧化碳，2019年12月31日运营这些设施所需的区域温室气体倡议（RGGI）配额现货市场价格约为每个配额5.65美元，2020年2月24日为每个配额5.94美元[75] 市场运营规则 - ERCOT实时电力市场中，运营储备降至2000MW或更低时，ORDC自动将电价调整为既定的失负荷价值9000美元/MWh[42] - PJM管理约180000MW装机容量的电力流向约6500万客户[45] - NYISO管理约39000MW装机容量的电力流向约2000万纽约客户，ISO - NE管理约31000MW装机容量的电力流向约1500万客户[48][50] 环保法规相关 - RGGI各州2017年12月发布更新规则，到2030年二氧化碳年度上限较2020年水平额外降低30%，2021年起二氧化碳排放上限每年减少227.5万吨[74] - 马萨诸塞州2017年8月规定21个州内化石燃料发电单位的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[76] - 弗吉尼亚州2019年5月发布最终规则，从2020年起对化石燃料发电单位实施碳排放总量控制与交易计划[77] - 新泽西州2019年6月正式重新加入RGGI，并通过两项规则管理重新进入RGGI拍卖及分配拍卖收益[78] - 加利福尼亚州要求到2030年温室气体排放量比1990年水平降低40%，到2050年降低80%，公司参与季度拍卖或二级市场以获取受影响资产的配额[79] - 2019年8月伊利诺伊州多污染物标准规则变更生效，公司MISO舰队SO2和NOx允许排放量分别降低48%和42%[95] - 2019年公司为遵守MPS规则要求，退休哈瓦那、亨内平、科芬和达克克里克四座电厂，共计2000兆瓦[95] - 2015年10月EPA的CCR规则生效，2018年7月修订，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[99][100] - 2019年12月EPA提议将无衬砌CCR蓄水池的关闭期限从2020年10月31日修订为2020年8月31日[100] - 2015年10月EPA将臭氧NAAQS从75降至70ppb，2019年8月DC巡回法院维持该标准[91] - 2016年11月马里兰州请求EPA对包括公司齐默设施在内的36个发电单位实施额外NOX排放控制要求，2018年10月EPA拒绝该请求[93] - 2018年3月纽约州请求EPA认定九个州的排放导致纽约不达标，2019年10月18日EPA拒绝该请求[94] - 2020年1月美国司法部就齐默设施2008、2010和2014年NOV指控提起诉讼并提出同意令[96] - 2019年11月法院批准爱德华兹电厂CAA公民诉讼和解协议，要求电厂在2022年底前退休[97] - 2019年7月伊利诺伊州颁布煤灰处置和储存立法，预计IEPA将于2020年3月发布拟议规则，2021年初完成规则制定[105] - 公司遵守冷却水取水结构规则的成本估计约为1600万美元，该估计可能因多种因素而发生重大变化[109] - 2015年11月EPA修订蒸汽发电设施的ELG规则，2017年8月将FGD和底灰废水排放限制最早合规日期从2018年11月1日推迟到2020年11月1日，2019年11月提议将FGD废水合规截止日期延长至不晚于2025年12月31日，底灰运输水合规日期维持在2023年12月31日[110] - 2019年7月EPA敲定ACE规则，公司运营煤电厂的州已开始制定合规计划[182] 业务风险相关 - 公司大部分设施作为“商人”设施运营，无长期电力销售协议，依赖市场价格，若未确保长期协议，收入和盈利能力将受价格波动影响[116] - 公司已提前出售未来一到两年大部分预期电力销售以锁定长期价格，并签订燃料采购和交付合同，但部分合同不允许转嫁燃料成本变化或在燃料供应中断时解除义务[118] - 公司也在短期或现货市场购买大量燃料，燃料和电力市场价格波动可能对财务业绩产生重大不利影响，波动因素包括能源需求、经济状况等[119][120] - 公司可能被迫退役或闲置更多表现不佳的发电单元，导致重大成本并对运营结果产生不利影响[120] - 公司资产或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或对手方可能违约[121] - 公司通过签订合同对冲部分商品价格波动风险，但风险管理程序可能无法按计划运行，无法消除所有风险[122] - 自2008年以来信贷市场收紧和金融监管改革，批发能源商品市场参与者数量减少，市场流动性下降，可能影响公司对冲财务风险的能力[124] - 公司进行套期保值和风险管理活动时面临对手方信用风险，若对手方违约，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[125] - 公司未对商品衍生品交易采用套期会计，财务结果会因商品远期价格变化大幅波动[127] - 市场结构变化、补贴发电等因素或对公司财务状况、经营成果和现金流产生重大不利影响[128] - 公司发电和零售业务面临多方面竞争，补贴发电可能导致现有设施提前退役[129][130][131] - 零售营销竞争影响公司利润率，客户流动性带来的不确定性或对财务产生不利影响[132] - 能源市场新增发电产能若导致电力供过于求、批发电价下降，将对公司经营和财务状况产生重大不利影响[133] - 员工未经授权的套期活动可能导致重大损失，风险管理政策无法完全消除商品套期活动风险[134][135] - 经济衰退可能导致能源需求下降、客户欠款增加，还可能引发资产减值损失[136] 税务相关 - 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% [163] - 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[167] - 税法规定，公司若发生所有权变更，每年可使用的净营业亏损（NOLs）可能大幅受限，所有权变更指持股5%以上股东的持股比例增加超过50个百分点[156] - 2017年美国税改法案（TCJA）将企业所得税税率降低，限制企业利息费用扣除，将某些净营业亏损扣除限制为当年应纳税所得额的80% [157] - 由于分拆导致所有权变更，公司在五年内可能无法全额抵扣折旧，这将影响税务负债和TRA义务[171] - 公司作为EFH Corp.合并集团成员，可能需承担该集团所有应税年度的美国联邦所得税负债[170] 业务运营风险 - 公司收购和整合业务可能产生意外费用和损失，且可能无法实现预期收益[150] - 公司出售资产可能面临困难，且分拆过程存在诸多风险，如运营分离困难、需提供过渡支持等[151][155] - 公司因并购业务需遵守多个市场监管要求，可能产生额外合规费用[174] - 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[175] - 公司获取和遵守政府许可及审批的过程复杂，可能影响运营并带来处罚[176] - 公司遵守环境法规可能产生高额成本，环保法规变化会带来不利影响[178] - PJM市场和ISO - NE的机制变化可能导致公司容量收入和非绩效处罚改变[183] - 排放配额的可用性和成本会影响公司运营成本[184] - 未来五年，公司预计花费约3.4亿美元用于褐煤开采复垦活动[186] - 公司面临诉讼、监管调查等法律风险，可能产生重大负债和声誉损害[187] - 公司零售业务受州规则和法规变化影响，REP认证审查可能影响业务竞争力[189] - 美国联邦贸易委员会（FTC）与直销公司达成和解，要求修改补偿计划和商业模式并支付罚款，公司虽确保合规但无法保证监管机构认同[191] - 公司面临私人对直销业务合法性的挑战，独立承包商违规可能损害公司声誉，法院可能追究公司责任[192] - 零售业务受电力供应成本和需求波动影响，若批发成本涨幅高于向客户收费涨幅，或客户实际用电量与预测差异大，将影响收益和现金流[193] - 零售业务面临来自其他零售电力供应商（REP）的激烈竞争，可能导致客户流失和业务受损[194] - 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，基础设施故障会影响客户满意度和公司业绩[196] - 公司业务面临网络安全风险，信息系统受损会影响业务运营、声誉和战略执行，可能增加成本[197] - 美国联邦能源管理委员会（FERC）可对违反电力可靠性标准的行为处以每天最高100万美元的罚款[198] - 零售业务需处理敏感客户数据，数据泄露会损害声誉、导致客户流失和面临法律监管索赔[199] - 公司运营的科曼奇峰核电站存在多种风险，包括设备故障、监管变化和核事故等，可能影响业绩和声誉[200][201] - 发电设施和相关采矿业务资本密集且风险大，包括设施故障、资本不足和环境法规变化等，可能导致收入损失和成本增加[202] 员工相关 - 截至2019年12月31日，公司约1690名员工受集体谈判协议覆盖，其中约670人协议由Dynegy签订并在合并中被公司承接[216] - 从事褐煤开采、褐煤、煤炭和核能发电运营及部分天然气发电运营的员工集体谈判协议在2020年6月至2023年11月间到期[216] 风险价值指标（VaR） - 2019年公司基于95%置信水平和60天持有期，对截至2020年12月的前瞻性期间，月末平均VaR为263美元，月末高VaR为520美元，月末低VaR为103美元[388][389] - 2018年公司基于95%置信水平和60天持有期，对截至2019年12月的前瞻性期间，月末平均VaR为182美元，月末高VaR为267美元，月末低VaR为65美元[388][389] - 2019年VaR风险指标增加主要因与上一年相比，得州电力可靠性委员会（ERCOT）市场波动性增加[389] 能源价格风险管理 - 公司业务受电力、天然气和其他能源相关产品市场价格波动影响，无法完全管理天然气和电力价格长期结构性涨跌的价值影响[384] - 公司通过多种市场交易管理能源价格风险，包括短期和长期实物交付合同、交易所交易和场外金融合同以及与客户的双边合同[385] - 公司使用VaR方法衡量投资组合在各种市场条件下的市场风险，采用参数化流程计算VaR[386][387] 控股公司资金获取 - 公司作为控股公司，获取子公司资金的能力在结构上从属于子公司现有和未来的负债及优先股权益[217] 股息计划 - 2018年11月公司宣布董事会采用股息计划，于2019年第一季度启动，但未来董事会是否宣布或支付普通股股息不确定[218] 债务情况 - 2019年末长期可变利率债务金额为25.65亿美元，平均利率为3.55%；2018年末金额为27.17亿美元，平均利率为4.55%[391] - 2019年末互换为固定利率的债务名义金额为67.2亿美元，平均支付利率为4.77%，平均接收利率为3.21%[391] - 2019年末互换为可变利率的债务名义金额为21.2亿美元，平均支付利率为3.21%，平均接收利率为3.30%[391] - 2019年末，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900万美元[392] 合同与信用敞口 - 截至2019年12月31日，公司与PG&E的资源充足性合同已修订并可执行，无PG&E的应收账款及相关准备金[394][396][397] - 2019年12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敞口为14.07亿美元[398] - 2019年12月31日，零售部门信用敞口为10.24

公司收购情况 - 2019年11月1日，公司完成对Ambit的收购，收购价4.75亿美元外加Ambit的未偿还净营运资金[327] - 2019年7月15日，公司完成对Crius两家子公司股权的收购，收购价约4亿美元（含3.82亿美元未偿还信托单位）[328] 股息与股票回购计划 - 2019年起公司启动年度股息计划，每股约0.5美元，2019年2月、5月和7月分别宣布每股0.125美元的季度股息[332] - 2018年6月和11月，董事会分别授权最高5亿美元和12.5亿美元的股票回购计划[333] 公司杠杆目标 - 公司目标是将综合净杠杆从当前水平降至约2.5倍净债务/EBITDA [334] 发电预估对冲水平 - 2019年9月30日，ERCOT、PJM、MISO的煤炭/核能/可再生能源发电2019年和2020年的预估对冲水平分别为100%、100%、95%和100%、92%、98% [335] - 2019年9月30日，ERCOT、PJM、NYISO/ISO - NE、CAISO的天然气发电2019年和2020年的预估对冲水平分别为94%、95%、100%、98%和59%、65%、78%、83% [335] 电价及价差变化对税前收益影响 - ERCOT煤炭/核能/可再生能源发电2019年10月1日至12月31日和2020年，电价每兆瓦时增加2.5美元，实现的税前收益分别增加100万美元和300万美元[337] - ERCOT天然气发电2019年10月1日至12月31日和2020年，火花价差每兆瓦时增加1美元，实现的税前收益分别增加100万美元和1700万美元[337] - PJM煤炭发电2019年10月1日至12月31日和2020年，电价每兆瓦时增加2.5美元，实现的税前收益分别增加100万美元和500万美元[337] 2019年第三季度财务数据变化 - 2019年第三季度公司净收入为1.14亿美元，较2018年同期减少2.17亿美元[342] - 2019年第三季度公司运营收入为31.94亿美元，较2018年同期的32.43亿美元减少0.49亿美元[340] - 2019年第三季度公司利息费用及相关费用增至2.24亿美元，较2018年同期增加0.7亿美元[343] - 2019年第三季度公司所得税费用为0.45亿美元，有效税率为28.3%；2018年同期所得税费用为1.94亿美元，有效税率为37.0%[345] - 2019年第三季度公司运营现金流为9.41亿美元，较2018年同期的8.92亿美元有所增加[346] - 2019年第三季度公司债务再融资约4亿美元，通过股票回购向股东返还约1.71亿美元[342] - 2019年债务清偿收益总计200万美元，2018年债务清偿损失为2700万美元[343] - 2019年第三季度税收应收协议影响为费用6200万美元，2018年同期为收入1700万美元[344] - 2019年第三季度净收入为1.14亿美元，较2018年的3.31亿美元减少2.17亿美元[358] - 2019年第三季度调整后EBITDA为10.6亿美元，较2018年的11.41亿美元减少0.81亿美元[358] - 2019年第三季度利息费用及相关费用为2.24亿美元，较2018年的1.54亿美元增加0.7亿美元[358] - 2019年第三季度折旧和摊销为4.44亿美元，较2018年的4.46亿美元减少0.02亿美元[358] - 2019年第三季度未实现套期交易净收益为0.79亿美元，较2018年的0.08亿美元增加0.71亿美元[358] 2019年前九个月财务数据变化 - 2019年前三季度公司运营收入为89.49亿美元，较2018年同期的65.81亿美元增加23.68亿美元[340] - 2019年前三季度公司净收入为6.92亿美元，较2018年同期的1.3亿美元增加5.62亿美元[340] - 2019年前九个月公司净收入为6.92亿美元，较2018年同期增加5.62亿美元[350] - 2019年前九个月公司再融资约45亿美元债务，并通过股票回购向股东返还约6.19亿美元[350] - 2019年前九个月利息费用及相关费用增至7.2亿美元，较2018年同期增加4.29亿美元[351] - 2019年债务清偿收益总计1200万美元，2018年债务清偿损失为2700万美元[351] - 2019年前九个月和2018年前九个月，税收应收协议影响费用分别为2600万美元和6500万美元[352] - 2019年前九个月所得税费用总计2.7亿美元，有效税率为28.1%；2018年前九个月所得税费用总计3100万美元，有效税率为19.3%[353] - 2019年前九个月零售业务运营收入为50.14亿美元，2018年前九个月为42.39亿美元[347] - 2019年前九个月燃料、购电成本及交付费用为42.87亿美元，2018年前九个月为34.92亿美元[347] - 2019年前九个月运营成本为11.53亿美元，2018年前九个月为9.26亿美元[347] - 2019年前九个月折旧和摊销费用为12.13亿美元，2018年前九个月为9.67亿美元[347] - 2019年前九个月净收入为6.92亿美元，较2018年的1.3亿美元增加5.62亿美元[358] - 2019年前九个月调整后EBITDA为25.54亿美元，较2018年的20.4亿美元增加5.14亿美元[358] - 2019年前九个月利息费用及相关费用为7.2亿美元，较2018年的2.91亿美元增加4.29亿美元[358] - 2019年前九个月折旧和摊销为12.66亿美元，较2018年的10.27亿美元增加2.39亿美元[358] - 2019年前九个月未实现套期交易净损失为6.25亿美元，较2018年的2.07亿美元增加4.18亿美元[358] - 2019年前九个月公司净利润为6.92亿美元，2018年同期为1.3亿美元[366][370] - 2019年前九个月公司所得税费用为2.7亿美元，2018年同期为3100万美元[366][370] - 2019年前九个月公司利息费用及相关费用为7.2亿美元，2018年同期为2.91亿美元[366][370] - 2019年前九个月公司折旧和摊销费用为12.66亿美元，2018年同期为10.27亿美元[366][370] - 2019年前九个月公司调整前EBITDA为29.48亿美元，2018年同期为14.79亿美元[366][370] - 2019年前九个月公司套期交易未实现净损益为 - 6.25亿美元，2018年同期为2.07亿美元[366][370] 2019年前九个月零售业务数据变化 - 2019年前九个月零售业务总收入为50.14亿美元，2018年同期为42.39亿美元[373] - 2019年前九个月零售业务净收入从3.97亿美元降至300万美元，调整后EBITDA从5.95亿美元降至4.63亿美元[373][376] - 2019年前九个月零售电力总销量为574.83亿千瓦时，2018年同期为476.77亿千瓦时[373] - 2019年前九个月北德州平均制冷度日数为正常水平的96%，制热度日数为正常水平的111%[373] 2019年第三季度调整后EBITDA与净收入变化 - 2019年第三季度调整后EBITDA变化为-2.28亿美元，净收入变化为6.59亿美元；前九个月调整后EBITDA变化为-1.32亿美元，净收入变化为-3.94亿美元[377] 2019年第三季度各区域电力业务数据变化 - 2019年第三季度与2018年同期相比，ERCOT电力销售运营收入从4.94亿美元降至3.21亿美元，PJM从2.55亿美元增至3亿美元，NY/NE从2.16亿美元降至1.75亿美元，MISO从1.3亿美元增至1.58亿美元[378] - 2019年第三季度与2018年同期相比，ERCOT净收入从6.43亿美元降至-0.1亿美元，PJM从6200万美元降至-6200万美元，NY/NE从4700万美元降至2100万美元，MISO从-300万美元降至-8800万美元[378] - 2019年第三季度与2018年同期相比，ERCOT天然气设施产量从11992GWh增至12924GWh，PJM从10097GWh增至10532GWh，NY/NE从6030GWh降至4953GWh[380] - 2019年第三季度与2018年同期相比，ERCOT CCGT设施容量因子从67.9%增至69.5%，PJM从68.3%增至76.3%，NY/NE从55.2%降至47.4%[380] - 2019年第三季度与2018年同期相比，ERCOT冷却度日百分比从99%增至108%，PJM从118%降至116%，NY/NE从120%降至105%，MISO从121%降至119%[380] - 2019年第三季度与2018年同期相比，ERCOT平均电力价格从34.67美元/MWh增至71.13美元/MWh，PJM West Hub从39.98美元/MWh降至31.17美元/MWh，AEP Dayton Hub从40.25美元/MWh降至32.28美元/MWh[380] - 2019年第三季度与2018年同期相比，ERCOT调整后EBITDA变化为2.26亿美元，净收入变化为-6.53亿美元；PJM调整后EBITDA变化为-1800万美元，净收入变化为-1.24亿美元；NY/NE调整后EBITDA变化为-3000万美元，净收入变化为-2600万美元；MISO调整后EBITDA变化为-2800万美元，净收入变化为-8500万美元[385] - ERCOT业务结果变化是由于扣除燃料后的收入增加2.41亿美元，反映出实际电价上涨[385] - PJM业务结果变化是由于扣除燃料后的收入减少2000万美元，反映出电价降低和产量减少1012GWh（7%）；NY/NE业务结果变化是由于扣除燃料后的收入减少2600万美元，反映出电价降低和产量减少1077GWh（22%）；MISO业务结果变化是由于扣除燃料后的收入减少3800万美元，反映出电价降低和产量减少1242GWh（18%）[386][387] 2019年前九个月各区域电力业务数据变化 - 2019年前九个月运营收入方面，ERCOT为33.56亿美元，2018年为21.9亿美元；PJM为18.33亿美元，2018年为11.04亿美元；NY/NE为8.13亿美元，2018年为4.87亿美元；MISO为6.97亿美元，2018年为4.88亿美元[388] - 2019年前九个月净收入方面，ERCOT为13.46亿美元，2018年为2.36亿美元；PJM为2.83亿美元，2018年为0.86亿美元；NY/NE为1.22亿美元，2018年为0.41亿美元；MISO亏损0.42亿美元，2018年盈利0.29亿美元[389] - 2019年前九个月调整后EBITDA方面，ERCOT为11.83亿美元，2018年为8.09亿美元；PJM为5.9亿美元，2018年为3.94亿美元；NY/NE为2.58亿美元，2018年为1.85亿美元；MISO为0.59亿美元，2018年为0.57亿美元[389] - 2019年天然气设施发电量，ERCOT为30255GWh，2018年为26413GWh；PJM为27989GWh，2018年为17969GWh；NY/NE为13593GWh，2018年为9795GWh[389] - 2019年褐煤和煤炭设施发电量，ERCOT为20613GWh，2018年为21257GWh；PJM为11535GWh，2018年为8717GWh；MISO为19321GWh，2018年为14633GWh[389] - 2019年CCGT设施容量因子，ERCOT为55.9%，2018年为59.6%；PJM为70.2%，2018年为66.7%；NY/NE为43.9%，2018年为48.0%[389] - 2019年平均ERCOT North电力价格为40.38美元/MWh，2018年为29.31美元/MWh；2019年PJM West Hub平均市场高峰电力价格为31.22美元/MWh，2018年为42.59美元/MWh[389] - 2019年调整后EBITDA变化方面，ERCOT增加3.74亿美元，PJM增加1.96亿美元，NY/NE增加0.73亿美元，MISO增加0.02亿美元[392] - 2019年净收入变化方面，ERCOT增加11.1亿美元，PJM增加1.97亿美元，NY/NE增加0.81亿美元，MISO减少0.71亿美元[392] - ERCOT业绩变化因发电净收入增加3.65亿美元，PJM和NY/NE因并购业务分别贡献2.01亿美元和0.86亿美元，MISO因净收入减少7600万美元但并购业务贡献4700万美元[393][394]

公司收购与业务匹配率 - 公司于2019年7月15日完成对Crius的收购，交易价格约4亿美元，承担其净债务约1.11亿美元，使公司发电与负荷匹配率提升至约45%[300][301][302] 股息与股票回购 - 2018年11月公司宣布年度股息约0.5美元/股，2019年2月和5月分别宣布季度股息0.125美元/股[306] - 2018年6月授权的5亿美元股票回购计划于2018年10月19日完成，累计回购2142.1925万股，均价23.36美元/股；2018年11月授权的12.5亿美元股票回购计划，截至2019年6月30日，已回购3017.342万股，花费7.26亿美元，均价24.05美元/股，剩余5.24亿美元额度；截至2019年7月31日，累计回购3356.9321万股，花费8.01亿美元，均价23.86美元/股，剩余4.49亿美元额度[307][308] 债券发行与债务偿还 - 2019年6月，公司子公司Vistra Operations发行20亿美元高级有担保票据，包括12亿美元2024年到期、利率3.55%的票据和8亿美元2029年到期、利率4.30%的票据，净收益19.76亿美元[311] - 2019年6月，Vistra Operations发行13亿美元2027年到期、利率5.00%的高级无担保票据，净收益约12.87亿美元，用于支付2019年6月要约收购及赎回部分票据[313] - 2019年6月，公司进行现金要约收购，购买8.45亿美元合并中承担的特定票据[314] - 2019年6月，Vistra Operations用高级有担保票据发行净收益偿还8.89亿美元Term Loan B - 1、9.77亿美元Term Loan B - 2和1.34亿美元Term Loan B - 3[315] - 2019年3月和5月，Vistra Operations信贷安排协议修订，循环信贷额度从25亿美元增至27.25亿美元，信用证子额度从23亿美元增至23.5亿美元[316] - 2019年7月，董事会授权最高10亿美元用于偿还或回购公司及其子公司的未偿债务[320] - 循环信贷安排下的总承贷额从8.6亿美元增至25亿美元，信用证子额度从7.15亿美元增至23亿美元，到期日从2021年8月4日延长至2023年6月14日，定价条款从伦敦银行同业拆借利率加2.25%的适用利差降至加1.75%[327] - 定期贷款B - 1安排的定价条款从伦敦银行同业拆借利率加2.50%的适用利差降至加2.00%[327] - 新的定期贷款B - 3安排借款20.5亿美元用于偿还公司在合并中从戴纳基承接的信贷协议下的借款[327] - 用5亿美元现金偿还定期贷款C安排的5亿美元借款[327] 市场对冲情况 - 截至2019年6月30日，公司在ERCOT市场对2019年和2020年天然气价格暴露的有效对冲比例分别为98%和100%，热率暴露的有效对冲比例分别为95%和70%；PJM、NYISO/ISO - NE、MISO/CAISO在2019年和2020年的发电交易量对冲比例分别为93%和78%、100%和53%、79%和55%[325] 天然气价格对收益影响 - 2019年8月1日至12月31日，ERCOT地区天然气价格每百万英热单位上涨0.5美元，预计税前收益约增加2000万美元；2020年预计约增加5000万美元[329] 公司整体财务指标变化 - 2019年第二季度运营收入为28.32亿美元，2018年同期为25.74亿美元，增加2.58亿美元；2019年上半年运营收入为57.55亿美元，2018年同期为33.38亿美元，增加24.17亿美元[333] - 2019年第二季度燃料、购电成本和交付费用为11.39亿美元，2018年同期为12.16亿美元，减少7700万美元；2019年上半年为26亿美元，2018年同期为18.66亿美元，增加7.34亿美元[333] - 2019年第二季度运营成本为3.7亿美元，2018年同期为3.86亿美元，减少1600万美元；2019年上半年为7.55亿美元，2018年同期为5.8亿美元，增加1.75亿美元[333] - 2019年第二季度净收入为3.54亿美元，2018年同期为1.05亿美元，增加2.49亿美元；2019年上半年为5.78亿美元，2018年同期亏损2.01亿美元，增加7.79亿美元[333] - 截至2019年6月30日的三个月，公司合并净收入增至3.54亿美元，较2018年同期增加2.49亿美元[335] - 截至2019年6月30日的三个月，利息费用及相关费用增至2.74亿美元，较2018年同期增加1.28亿美元[336] - 2019年第二季度，税收应收协议影响为收入3300万美元，2018年同期为费用6400万美元[337] - 截至2019年6月30日的三个月，所得税费用为1.48亿美元，有效税率为29.5%；2018年同期所得税收益为7400万美元，有效税率为 - 238.7%[338] - 2019年上半年，公司零售业务运营收入为28.06亿美元，ERCOT为26.25亿美元，PJM为13.91亿美元等[339] - 2019年上半年，公司合并运营收入为57.55亿美元[339] - 2019年上半年公司净收入为5.78亿美元，较2018年同期增加7.79亿美元[341] - 2019年上半年公司对约42亿美元债务进行再融资，并通过股票回购向股东返还约7.26亿美元[341] - 2019年上半年公司利息费用及相关费用增至4.95亿美元，较2018年同期增加3.58亿美元[342] - 2019年上半年税收应收协议影响为收入3600万美元，2018年同期为费用8200万美元[343] - 2019年上半年所得税费用为2.25亿美元，有效税率为28.0%；2018年上半年所得税收益为1.63亿美元，有效税率为44.8%[344] - 2019年上半年公司运营收入增加主要源于ERCOT和零售部门净收入增加7.09亿美元及PJM、NY/NE和MISO部门因合并增加净收入4.43亿美元[341] - 2019年上半年利息费用增加反映利率互换未实现按市值计价损失增加2.85亿美元及因合并承担长期债务导致利息支付/应计增加8900万美元，部分被债务清偿收益1000万美元抵消[342] - 2019年上半年税收应收协议收入源于对预测应税收入调整和合并中获得更高净运营亏损带来的6700万美元收益，部分被3100万美元增值费用抵消[343] - 2018年上半年税收应收协议费用源于合并导致估计付款时间变化和新多州税收影响带来的4600万美元损失及3600万美元增值费用[343] - 2019年Q2净利润为3.54亿美元，2018年同期为1.05亿美元，同比增加2.49亿美元[348] - 2019年上半年净利润为5.78亿美元，2018年同期亏损2.01亿美元，同比增加7.79亿美元[348] - 2019年Q2调整前EBITDA为11.75亿美元，2018年同期为5.86亿美元，同比增加5.89亿美元[348] - 2019年上半年调整前EBITDA为21.22亿美元，2018年同期为3.55亿美元，同比增加17.67亿美元[348] - 2019年Q2调整后EBITDA为6.92亿美元，2018年同期为6.58亿美元，同比增加0.34亿美元[348] - 2019年上半年调整后EBITDA为14.94亿美元，2018年同期为8.99亿美元，同比增加5.95亿美元[348] - 2019年Q2 ERCOT部门核燃料摊销为1500万美元，2018年同期为2000万美元[350] - 2019年上半年ERCOT部门核燃料摊销为3400万美元，2018年同期为4000万美元[350] - 2019年Q2利息费用及相关费用为2.74亿美元，2018年同期为1.46亿美元，同比增加1.28亿美元[348] - 2019年上半年利息费用及相关费用为4.95亿美元，2018年同期为1.37亿美元，同比增加3.58亿美元[348] - 2018年上半年合并净亏损为2.01亿美元，调整前EBITDA为3.55亿美元，调整后EBITDA为8.99亿美元[356] - 2019年第二季度调整后EBITDA增至6.92亿美元，较2018年同期增加3400万美元；2019年上半年调整后EBITDA增至14.94亿美元，较2018年同期增加5.95亿美元[357] - 2019年上半年调整后EBITDA为30美元，净利润为15美元；2019年第二季度调整后EBITDA为 - 17美元，净利润为4美元[385] - 2019年上半年商品合同资产和负债净变化产生未实现净收益7.03亿美元，2018年为未实现净损失1.99亿美元[388] - 2019年上半年经营活动提供现金8.82亿美元，2018年使用现金2900万美元，有利变化9.11亿美元[395] - 2019年和2018年上半年融资活动使用现金分别为1.7亿美元和14.43亿美元[397] - 2019年上半年投资活动使用现金3.99亿美元，2018年提供现金2.42亿美元[397] - 2019年6月30日可用流动性为31.37亿美元，较2018年12月31日增加13.66亿美元[399] 零售业务数据变化 - 2019年第二季度零售业务运营亏损5.81亿美元，ERCOT地区运营收入为10.47亿美元[333] - 2018年第二季度，公司零售业务运营收入为14.54亿美元，ERCOT为13.27亿美元，PJM为4.85亿美元等[335] - 2018年第二季度，公司零售业务运营亏损为3.03亿美元，ERCOT运营收入为6.8亿美元，PJM为2400万美元等[335] - 2018年第二季度，公司净亏损为2880万美元，ERCOT净收入为6790万美元，PJM为230万美元等[335] - 2019年第二季度零售业务净亏损增至5.85亿美元，较2018年同期增加2970万美元；2019年上半年零售业务净亏损为5.71亿美元，较2018年同期减少10.54亿美元[362] - 2019年第二季度零售业务调整后EBITDA增至2.93亿美元，较2018年同期增加3300万美元；2019年上半年零售业务调整后EBITDA增至5.5亿美元，较2018年同期增加9600万美元[362] - 2019年第二季度零售业务总运营收入为14.21亿美元，较2018年同期减少3300万美元；2019年上半年零售业务总运营收入为28.06亿美元，较2018年同期增加3.8亿美元[360] - 2019年第二季度零售电力总销量为167.05亿千瓦时，较2018年同期减少4.75亿千瓦时；2019年上半年零售电力总销量为330.39亿千瓦时，较2018年同期增加66.67亿千瓦时[360] - 2019年第二季度北德州平均制冷度日数为正常水平的81.0%，较2018年同期的117.0%有所下降；2019年上半年为79.0%，较2018年同期的117.0%有所下降[360] - 2019年第二季度北德州平均取暖度日数为正常水平的107.0%，较2018年同期的209.0%有所下降；2019年上半年为111.0%，较2018年同期的106.0%有所上升[360] ERCOT业务板块数据变化 - ERCOT 业务板块 2019 年二季度净收入为 10.56 亿美元，较 2018 年同期增加 3.77 亿美元；2019 年上半年净收入为 13.56 亿美元，较 2018 年同期增加 17.63 亿美元[365][366] - ERCOT 业务板块 2019 年二季度调整后 EBITDA 为 1.56 亿美元，较 2018 年同期增加 1300 万美元；2019 年上半年调整后 EBITDA 为 3.6 亿美元，较 2018 年同期增加 1.48 亿美元[365][366] - ERCOT 业务板块 2019 年二季度运营收入为 16.71 亿美元，较 2018 年同期增加 3.44 亿美元；2019 年上半年运营收入为 26.25 亿美元，较 2018 年同期增加 18.31 亿美元[365] - ERCOT 业务板块 2019 年二季度核设施产能因子为 80.8%，较 2018 年同期的 105.1%有所下降；2019 年上半年为 86.9%，较 2018 年同期的 105.6%有所下降[365] - ERCOT 业务板块 2019 年二季度褐煤和煤炭设施产能因子为 59.0%，较 2018 年同期的 71.8%有所下降；2019 年上半年为 65.4%，较 2018 年同期的 68.8%有所下降[365] PJM业务板块数据变化 - PJM 业务板块 2019 年二季度净收入为 1.83 亿美元，较 2018 年同期增加 1.6 亿美元；2019 年上半年净收入为 3.46 亿美元，较 2018 年同期增加 3.23 亿美元[36

企业并购 - 公司拟以约3.78亿美元现金及承担约1.08亿美元净债务收购Crius Energy Trust，超98%的Crius单位持有人投票赞成，预计二季度完成交易[274] 股息与股票回购 - 公司2019年2月宣布季度股息为每股0.125美元，3月29日支付给3月15日登记在册的股东[278] - 公司2018年6月授权的5亿美元股票回购计划于10月19日完成，累计回购2142.1925万股，均价23.36美元/股[279] - 公司2018年11月授权的12.5亿美元股票回购计划，截至2019年3月31日，已回购2161.4708万股，花费5.14亿美元，均价23.78美元/股，剩余7.36亿美元额度；截至4月30日，累计回购2332.6595万股，花费5.59亿美元，均价23.96美元/股，剩余6.91亿美元额度[280] 杠杆率目标 - 公司目标是将杠杆率降至约2.5倍净债务/EBITDA [282] 信贷额度调整 - 2019年3月，公司循环信贷额度从25亿美元增至26.75亿美元，信用证子额度从23亿美元增至23.5亿美元[283] - 2019年4月，公司应收账款融资额度从3.5亿美元增至4.5亿美元[287] 债务发行与收购 - 2019年2月，公司发行13亿美元2027年到期的5.625%高级无抵押票据，净收益约12.87亿美元用于多项债务支付[284] - 2019年2月，公司用上述票据净收益进行现金要约收购，购买约11.93亿美元2022年到期的7.375%高级无抵押票据[285] 风险对冲情况 - 截至2019年3月31日，公司在ERCOT市场有效对冲2019年和2020年天然气价格暴露风险的比例为100%，2019年和2020年热率暴露风险的对冲比例分别为94%和52% [291] 第一季度财务总结 - 2019年第一季度公司 refinanced 约13亿美元债务，并通过股票回购向股东返还约2.36亿美元[298] 关键财务指标变化 - 2019年3月31日止三个月净收入为2.24亿美元，较2018年同期增加5.3亿美元[297][298] - 2019年3月31日止三个月利息费用及相关费用增至2.22亿美元，较2018年同期增加2.31亿美元[297][299] - 2019年3月31日止三个月 Tax Receivable Agreement 影响为收入300万美元，2018年同期为 accretion 费用1800万美元[300] - 2019年3月31日止三个月所得税费用为7700万美元，有效税率为25.6%；2018年同期所得税收益为8900万美元，有效税率为22.5%[301] - 2019年3月31日止三个月 EBITDA 调整前为9.45亿美元，较2018年同期增加11.76亿美元[305] - 2019年3月31日止三个月调整后 EBITDA 为8.02亿美元，较2018年同期增加5.61亿美元[305] - 2019年第一季度调整后EBITDA增至8.02亿美元，较2018年同期增加5.61亿美元[309] 各部门运营收入变化 - 2019年 PJM、NY/NE 和 MISO 部门因合并增加运营收入1.92亿美元[298] - 2019年 ERCOT 和 Retail 部门运营收入增加6.36亿美元，其中未实现收益增加5.02亿美元[298] - 2019年利息费用增加2.31亿美元，所得税费用增加1.66亿美元部分抵消了收入增长[298] 零售业务数据 - 零售业务2019年第一季度净收入降至1500万美元，较2018年同期减少7.56亿美元；调整后EBITDA增至2.57亿美元，较2018年同期增加6300万美元[310][312] - 零售业务2019年第一季度总运营收入为13.86亿美元，较2018年同期增加4.14亿美元；燃料、购电成本和配送费为11.97亿美元，较2018年同期增加11.61亿美元[310] - 零售业务2019年第一季度总零售电力销量为163.33亿千瓦时，较2018年同期增加71.4亿千瓦时[310] - 零售业务2019年第一季度北德克萨斯平均制冷度日数为正常水平的48.1%，较2018年同期的124.9%有所下降；供暖度日数为正常水平的111.2%，较2018年同期的99.5%有所上升[310] ERCOT业务数据 - ERCOT业务2019年第一季度净收入增至3.01亿美元，较2018年同期增加13.87亿美元；调整后EBITDA增至2.04亿美元，较2018年同期增加1.34亿美元[313][314] - ERCOT业务2019年第一季度运营收入为9.54亿美元，较2018年同期增加14.87亿美元；燃料、购电成本和配送费为3.33亿美元，较2018年同期增加4300万美元[313] - ERCOT业务2019年第一季度核能设施产量为46.18亿千瓦时，较2018年同期减少6.5亿千瓦时；褐煤和煤炭设施产量为69.8亿千瓦时，较2018年同期增加15.44亿千瓦时；天然气设施产量为83.91亿千瓦时，较2018年同期增加20亿千瓦时；太阳能设施产量为0.86亿千瓦时，2018年同期无产量[313] - ERCOT业务2019年第一季度核能设施容量因子为93.0%，较2018年同期的103.8%有所下降；褐煤和煤炭设施容量因子为71.8%，较2018年同期的64.0%有所上升；CCGT设施容量因子为48.9%，较2018年同期的72.2%有所下降[313] - ERCOT业务2019年第一季度平均ERCOT北电力价格为24.41美元/兆瓦时，较2018年同期的25.40美元/兆瓦时有所下降[313] PJM、NY/NE和MISO部门数据 - 2019年第一季度PJM、NY/NE和MISO部门净收入分别为1.62亿美元、0.21亿美元和0.11亿美元，调整后EBITDA分别为2.01亿美元、0.86亿美元和0.48亿美元[318] 资产关闭部门数据 - 2019年第一季度与2018年同期相比，资产关闭部门净亏损减少800万美元，调整后EBITDA增加900万美元，产量减少1070GWh[319] 商品合同净收益变化 - 2019年第一季度商品合同资产和负债净变化产生未实现净收益1.86亿美元，2018年同期为未实现净损失4.15亿美元[321] 现金流量情况 - 2019年第一季度经营活动提供现金3.88亿美元，2018年同期使用现金2200万美元，有利变化4.1亿美元[325] - 2019年和2018年第一季度折旧和摊销费用在现金流量表和损益表中的差异分别为5600万美元和2700万美元[326] - 2019年和2018年第一季度融资活动使用现金分别为3.44亿美元和900万美元[327] - 2019年和2018年第一季度投资活动使用现金分别为1.49亿美元和7700万美元，资本支出分别为1.31亿美元和5000万美元[328] 可用流动性情况 - 截至2019年3月31日，可用流动性增加至23.24亿美元，较2018年12月31日增加5.53亿美元[330] 税务情况 - 2019年2月公司收到2100万美元的2017年联邦税返还，预计未来12个月缴纳约3500万美元州所得税[334] 流动性预期 - 公司认为基于当前内部财务预测，至少未来12个月有足够流动性满足预期现金需求[331] 信贷协议合规情况 - 信贷协议规定，综合第一留置权净杠杆比率不得超过4.25:1.00，适用于循环信贷额度且总循环借款和已发行循环信用证超过3亿美元（占循环承诺的30%以上）的合规期，2019年3月31日虽非合规期，但公司仍符合该财务契约[335] 抵押债券交付情况 - 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；截至2019年3月31日，公司向交易对手方交付3.31亿美元现金（2018年12月31日为3.61亿美元）、10.8亿美元信用证（2018年12月31日为11.85亿美元），收到800万美元现金（2018年12月31日为400万美元）、400万美元信用证（2018年12月31日为1200万美元）[337] 信用证与担保债券交付情况 - 截至2019年3月31日，公司向PUCT交付5500万美元信用证，向RTOs/ISOs交付2.51亿美元信用证、1000万美元担保债券和100万美元现金[338][339] 债务违约风险 - 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，未偿还余额约58亿美元（2019年3月31日）[341] - Vistra Energy高级票据和TEUs契约规定，特定债务违约金额超过1亿美元，可能导致交叉违约，持有至少25%本金的受托人或持有人可加速到期[344] 风险价值（VaR）情况 - 基于95%置信水平和60天持有期，截至2019年3月31日的三个月，基础发电资产和能源相关合同的月平均VaR为4.52亿美元、月最高VaR为5.2亿美元、月最低VaR为4亿美元；2018年12月31日财年分别为1.82亿美元、2.67亿美元和6500万美元[360][361] 利率变动影响 - 2019年3月31日，长期债务浮动利率上升1个百分点，未来十二个月公司年度税前收益预计减少约1600万美元[362] 信用敞口情况 - 2019年3月31日，公司与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相关的总信用敞口为9.17亿美元[366] - 2019年3月31日，零售部门信用敞口为6.36亿美元，净敞口为6亿美元；ERCOT、PJM、NY/NE和MISO部门信用敞口为2.81亿美元，净敞口为2.78亿美元，其中80%（2.23亿美元）集中于四个投资级交易对手方[367][368][369][370] - 2019年3月31日，公司企业及其他非部门的利率互换敞口为200万美元，交易对手信用评级为投资级[372] 前瞻性陈述 - 报告包含前瞻性陈述，涉及财务或运营预测、资本配置等未来活动[374] 公司面临的风险 - 司法和监管当局的行动决策可能影响公司实际结果[375] - 公司运营受联邦、州和地方政府政策及监管行动影响，包括价格、市场结构等方面[375] - 环境事项可能增加公司成本、导致资产减值或产生负面财务影响[375] - 公司面临法律和行政诉讼及和解、行业趋势、经济条件等多种风险[375] - 市场设计、电力和容量采购流程的变化会影响公司[377] - 公司需有效对冲不利商品价格、利率等风险[377] - 公司要应对人口增长、市场供需和人口结构变化带来的挑战[377] - 公司需具备维持财务杠杆、产生现金流偿还债务的能力[377] - 公司要成功完成业务整合并实现预计协同效应[377]

公司运营机组变动 - 2018年公司退休了Monticello、Sandow 4、Sandow 5、Big Brown、Killen、Stuart和Northeastern机组[123] 商品市场套期保值情况 - 公司参与的用于对冲电价和热率风险的商品市场，在两到三年后流动性有限；利用天然气套期保值工具进行跨商品套期保值策略的期限一般限制在四到五年[124] - 公司资产或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或交易对手可能违约[124] 公司运营模式及风险 - 公司大部分设施作为“商人”设施运营，无长期电力销售协议，依赖市场价格，未锁定协议时营收和盈利能力将受价格波动影响[118] - 公司已提前出售未来一到两年大部分预期电力销售以锁定长期价格，并签订燃料采购和交付合同，但部分合同无法转嫁燃料成本变化或在燃料供应中断时解除义务[121] - 公司购买天然气、煤炭、石油和核燃料，燃料成本高于预期或市场波动会对成本、营收、运营结果、财务状况和现金流产生不利影响[119] 套期会计处理影响 - 公司不采用套期会计处理商品衍生品交易，会导致季度和年度财务结果波动增加[130] 信贷市场及监管影响 - 信贷市场收紧和监管加强使批发能源商品市场参与者减少、流动性降低，影响公司对冲财务风险的能力[127] 套期保值信用风险 - 公司从事套期保值和风险管理活动面临交易对手信用风险，若对手违约可能需重新安排套期或按当前市场价格履行承诺[128] 市场竞争及结构影响 - 公司发电和零售业务依赖竞争激烈的批发市场，市场结构变化、补贴发电等因素可能对财务状况、运营结果和现金流产生不利影响[131] 零售竞争影响 - 零售竞争使居民客户易更换电力供应商，影响公司财务状况、运营结果和现金流[136] 电力市场供需影响 - 能源市场参与者持续建设或扩建发电设施，可能导致电力供过于求，降低批发电价，影响公司业绩[137] 员工违规风险 - 员工未经授权的套期保值活动可能导致重大损失[138] 经济衰退影响 - 经济衰退可能导致能源需求下降和客户欠款增加，影响公司销售和现金流[140] 信用评级影响 - 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[141] 债务影响 - 截至2018年12月31日，公司总负债约111亿美元，净现金负债约104亿美元[144] - 债务可能增加公司对经济和行业状况的脆弱性，限制公司运营和融资能力[144] 合并效益风险 - 2018年12月31日，合并Dynegy的初步收购价格约为23亿美元[154] - 合并Dynegy可能无法实现预期效益，包括成本节约和收入增长[150] 收购风险 - 收购Crius可能无法按时完成，整合不成功会影响公司未来业绩[155] TRA相关负债及规定 - 公司财务报表显示，截至2018年12月31日，与未来TRA付款义务相关的负债为4.2亿美元[167] - 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% [168] - 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[172] 税收政策及所有权变更影响 - 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或替代最低税抵免的能力可能受限[161] - 2017年12月22日签署的TCJA法案将企业所得税税率降低，限制净营业亏损扣除至当年应纳税所得额的80% [162] - 公司因PrefCo优先股出售和分拆可能需承担美国联邦和州所得税负债，赔偿义务无最高金额限制[163][166] - 分拆导致公司所有权变更，预计未来五年内公司申报部分折旧扣除的能力可能受限[176] 法律法规及监管影响 - 公司业务受众多州和联邦法律、政府政策和监管行动约束，法律和法规的变化可能产生重大不利影响[178] - 因合并，公司需遵守新市场的监管要求，可能产生重大额外费用[179] - 公司需获取并遵守政府许可和批准，无法获取或遵守可能对公司产生重大不利影响[180] 复垦活动费用 - 未来五年，Vistra Energy预计花费约3.4亿美元用于复垦活动[190] 监管罚款风险 - 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[201] 采矿复垦义务资产留置权 - Luminant的采矿复垦义务资产第一留置权在Vistra Operations资产清算时，最高9.75亿美元优先支付[189] 环境监管影响 - EPA最终确定或提议多项监管行动，可能使公司发电部门产生潜在合规成本[183] - 公司可能无法获得或维持所有必要的环境监管批准，影响发电设施运营并产生额外成本[184] - 公司可能需为收购、租赁或开发设施的现场环境负债负责[185] - 若应对全球气候变化的法规实施或新法规通过，公司可能受到重大不利影响[186] 容量收入及处罚变化 - 容量性能产品整合和按绩效付费机制可能导致容量收入和非绩效处罚大幅变化[187] 排放配额影响 - 排放配额的可用性和成本可能对公司运营成本产生不利影响[188] 零售业务法规影响 - 公司零售业务受州规则和法规变化影响，可能影响盈利能力[193] 员工集体谈判协议 - 截至2018年12月31日，公司约2030名员工受集体谈判协议覆盖，其中约945人是合并中承接戴纳基的协议员工，相关协议有效期至2019年3月至2022年3月，之后逐年延续[214] 股息计划 - 2018年11月公司宣布董事会通过股息计划，预计2019年第一季度起每年每股派息约0.5美元，按季度支付，但未来是否派息不确定[216] 股东情况 - 布鲁克菲尔德实体、橡树资本实体和阿波罗实体等三大股东集团目前共持有公司约26%的流通普通股[217] - 少数股东可能对公司业务和事务产生重大影响，大股东有权在持有至少2250万股普通股时指定一名董事[217] 核电站许可证风险 - 科曼奇峰核电站两个运营单元的NRC运营许可证分别将于2030年和2033年到期，许可证变更或延期可能大幅增加资本支出或运营、退役成本[205] 发电设施运营风险 - 公司运营发电设施面临多种风险，如设备故障、维护不足、人为错误、自然灾害等，可能导致重大损失和费用增加[203][204][205] 极端天气影响 - 极端天气可能导致发电设施停电、资产受损、资本支出和维护成本增加，还可能影响电力销售和供应[209][210] 技术进步及节约措施影响 - 技术进步和电力节约措施可能降低公司发电设施价值，减少电力需求，对公司产生不利影响[211][212] 控股公司资金获取风险 - 公司作为控股公司，获取子公司资金的能力在结构上从属于子公司现有和未来的负债及优先股权益[215] 工会员工风险 - 公司可能面临工会员工罢工或停工的风险，这可能导致发电减少或停电，影响公司运营[214] VaR数据 - 2018年和2017年年底月平均VaR分别为182美元和92美元，月最高VaR分别为267美元和140美元，月最低VaR分别为65美元和62美元，置信水平为95%，假设持有期为60天[430][431] 长期可变利率债务情况 - 2018年年底长期可变利率债务总额为58.13亿美元，平均利率为4.55%；债务互换为固定利率的名义金额为77.17亿美元，平均支付利率为4.38%，平均接收利率为4.53%[434] 利率上升影响 - 2018年年底，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潜在减少约1400万美元[435] 信用风险敞口情况 - 2018年年底，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（不包括抵押品影响）为9.75亿美元[439] - 2018年年底，零售部门信用风险敞口为6.83亿美元，其中贸易应收账款为6.76亿美元，衍生资产为700万美元，净敞口为6.45亿美元[440] - 2018年年底，ERCOT、PJM、NY/NE和MISO部门总信用风险敞口为2.92亿美元，考虑抵押品后净敞口为2.81亿美元[441][442] - 2018年年底，四个交易对手的信用风险敞口合计1.95亿美元，占总净敞口的70%[443] - 2018年年底，公司企业及其他非部门的利率互换风险敞口为5100万美元，交易对手信用评级为投资级[445] VaR方法及信用风险降低措施 - 公司使用VaR方法衡量投资组合在不同市场条件下的市场风险，采用参数化过程计算VaR[428][429] - 公司通过评估潜在交易对手、监控持续交易对手风险和评估整体投资组合风险来降低信用风险[436] 财务关键指标变化 - 2018年和2017年运营收入分别为91.44亿美元和54.30亿美元，2016年10月3日至12月31日为11.91亿美元，2016年1月1日至10月2日为39.73亿美元[461] - 2018年和2017年净亏损分别为5600万美元和2.54亿美元，2016年10月3日至12月31日为1.63亿美元，2016年1月1日至10月2日净利润为22.851亿美元[461] - 2018年和2017年归属于Vistra Energy的净亏损分别为5400万美元和2.54亿美元，2016年10月3日至12月31日为1.63亿美元[461] - 2018年和2017年基本和摊薄后普通股加权平均股数分别为5.04954371亿股和4.2776146亿股，2016年10月3日至12月31日为4.2756062亿股[461] - 2018年和2017年基本和摊薄后普通股每股净亏损分别为0.11美元和0.59美元，2016年10月3日至12月31日为0.38美元[461] - 2016年10月3日至12月31日每股普通股宣布股息为2.32美元，2018年和2017年为0美元[461] - 2018 - 2017年公司净收入（损失）分别为 - 5600万美元、 - 25400万美元，2016年10月3日 - 12月31日为 - 16300万美元，2016年1月1日 - 10月2日为22.851亿美元[463] - 2018 - 2017年公司综合收入（损失）分别为 - 6100万美元、 - 27700万美元，2016年10月3日 - 12月31日为 - 15700万美元，2016年1月1日 - 10月2日为22.852亿美元[463] - 2018 - 2017年经营活动提供（使用）的现金分别为14.71亿美元、13.86亿美元，2016年10月3日 - 12月31日为8100万美元，2016年1月1日 - 10月2日为 - 2.38亿美元[466] - 2018 - 2017年融资活动提供（使用）的现金分别为 - 27.23亿美元、 - 2.01亿美元，2016年10月3日 - 12月31日为6000万美元，2016年1月1日 - 10月2日为10.59亿美元[469] - 2018 - 2017年投资活动使用的现金分别为1.01亿美元、7.27亿美元，2016年10月3日 - 12月31日为9300万美元，2016年1月1日 - 10月2日为14.2亿美元[469] - 2018 - 2017年现金、现金等价物和受限现金净变化分别为 - 13.53亿美元、4.58亿美元，2016年10月3日 - 12月31日为 - 600万美元，2016年1月1日 - 10月2日为 - 5.99亿美元[469] - 2018 - 2017年现金、现金等价物和受限现金期初余额分别为20.46亿美元、15.88亿美元，2016年10月3日 - 12月31日为15.94亿美元，2016年1月1日 - 10月2日为14亿美元[469] - 2018 - 2017年现金、现金等价物和受限现金期末余额分别为6.93亿美元、20.46亿美元，2016年10月3日 - 12月31日为15.88亿美元，2016年1月1日 - 10月2日为8.01亿美元[469] - 2018年发行长期债务10亿美元，偿还/回购债务30.75亿美元[466] - 2018年资本支出（包括LTSA预付款）为3.78亿美元，核燃料采购为1.18亿美元[469] - 2018年末总资产为260.24亿美元，2017年末为146亿美元，同比增长78.25%[471] - 2018年末总负债为181.57亿美元，2017年末为82.58亿美元，同比增长119.87%[471] - 2018年末总权益为78.67亿美元，2017年末为63.42亿美元，同比增长24.05%[473] - 2018年末普通股数量为4.93215309亿股，2017年末为4.28398802亿股，同比增长15.13%[473] - 2018年额外实收资本为93.29亿美元，2017年为77.65亿美元，同比增长20.14%[473] - 2018年留存亏损为14.49亿美元，2017年为14.1亿美元，同比增长2.77%[473] - 2018年累计其他综合收益（损失）为 - 2200万美元，2017年为 - 1700万美元，同比下降29.41%[473] 公司业务部门情况 - 公司有六个可报告业务部门，包括零售、ERCOT、PJM、NY/NE、MISO