公司战略与目标 - 公司计划以36亿美元资本投资实现2GW增量清洁电力容量，预计带来年均3.65亿美元增量EBITDA[4] - 公司预计到2026年将碳排放量从2015年水平降低75%[4] - 2023年清洁电力增长计划优先事项包括对加拿大、美国和澳大利亚500兆瓦额外清洁能源项目做出最终投资决策，并向项目储备库增加至少1500兆瓦新开发地点[185] - 预计到2025年底，公司可再生能源调整后EBITDA占比将增至70%，长期脱碳目标是到2045年实现净零排放[186] - 公司目标到2025年底交付2GW可再生能源容量，预计资本投资36亿美元，目前678兆瓦可再生能源容量及输电建设项目正在进行中，另有418兆瓦高级阶段项目正推进最终投资决策[187] - 公司拟收购TransAlta Renewables剩余普通股，交易将增加1187兆瓦发电容量并提高合同电量比例[188] - 公司增量年度EBITDA目标为3.15亿美元，累计进展约1.51亿美元[189] - 公司目标到2025年将开发项目储备库扩大到5GW，2023年第二季度收购了160兆瓦水电抽水蓄能和300兆瓦风电开发机会[190] - 公司承诺未来四年向能源影响伙伴前沿基金投资2500万美元，截至2023年6月30日已投资1400万美元[193] 市场价格预测 - 2023年阿尔伯塔省现货电价预计为150 - 170加元/MWh，中哥伦比亚地区为90 - 100美元/MWh，AECO天然气价格为2.50加元/GJ[5] - 2023年阿尔伯塔省现货电价假设更新为150 - 170美元/MWh，原假设为105 - 135美元/MWh；Mid - C现货电价假设更新为90 - 100美元/MWh，原假设为75 - 85美元/MWh；AECO天然气价格假设更新为2.50美元/GJ，原假设为4.60美元/GJ[171] 资本与利润预期 - 2023年维持性资本预计为1.4 - 1.7亿美元，能源营销毛利润预计为1.3 - 1.5亿美元[5] - 2023年上半年公司维持性资本支出为64，预计全年为1.4 - 1.7亿美元，较2022年同期的三、六个月分别高出13和16[177] - 2023年能源营销毛利率预期为1.3 - 1.5亿美元，原预期为0.9 - 1.1亿美元[172] 装机容量与设施情况 - 截至2023年6月30日，公司综合总装机容量为3430MW，设施数量为37个[9] - 阿尔伯塔省装机容量为1484MW，设施数量为19个，加权平均合同期限为2年[9] - 加拿大（除阿尔伯塔省）装机容量为1219MW，设施数量为10个，加权平均合同期限为10年[9] - 美国装机容量为450MW，设施数量为6个，加权平均合同期限为6年[9] - 澳大利亚装机容量为6583MW，设施数量为72个，加权平均合同期限为15年[9] - 公司整体加权平均合同期限为5年[9] - 约52%的总装机容量位于阿尔伯塔省[79] 运营指标变化（整体） - 2023年3月和6月调整后可用率分别为84.6%和88.2%，2022年同期为87.3%和88.2%[13][18] - 2023年3月和6月产量分别为4596GWh和10568GWh，2022年同期为4461GWh和9820GWh[13][19] - 2023年3月和6月收入分别增加1.67亿加元和5.21亿加元[13][20] - 2023年3月燃料和购电成本减少4300万加元，6月增加4400万加元[13][21] - 2023年3月和6月碳合规成本分别增加1600万加元和2900万加元[13][22] - 2023年3月和6月调整后EBITDA分别增加1.08亿加元和3.52亿加元[13][24] - 2023年3月和6月经营活动现金流分别增加1.4亿加元和1.51亿加元[13][26] - 2023年第二季度公司总发电量4596GWh，上年同期为4461GWh；上半年总发电量10568GWh，上年同期为9820GWh[43] - 2023年第二季度公司调整后EBITDA为3.87亿美元，上年同期为2.79亿美元；上半年调整后EBITDA为8.9亿美元，上年同期为5.38亿美元[43] - 截至2023年6月30日的三个月和六个月，公司阿尔伯塔省电力组合分别发电2525吉瓦时和5680吉瓦时，较2022年同期分别减少157吉瓦时和增加422吉瓦时[82] - 截至2023年6月30日的三个月和六个月，毛利润分别为3.02亿美元和6.51亿美元，较2022年同期分别增加1.34亿美元和3.19亿美元[84] - 截至2023年6月30日的三个月和六个月，每兆瓦时已实现的商业电力价格较2022年同期分别增加70美元和68美元[86] - 截至2023年6月30日的三个月和六个月，每兆瓦时的燃料和购电成本较2022年同期分别减少26美元和12美元[87] - 截至2023年6月30日的三个月和六个月，每兆瓦时的碳合规成本较2022年同期均增加7美元，因碳合规价格从2022年的每吨50美元涨至2023年的65美元[88] - 2023年Q2公司收入为6.25亿美元，2022年Q2为4.58亿美元；2023年Q2归属于普通股股东的净利润为6200万美元，2022年Q2净亏损8000万美元[89] - 2023年Q2公司总营收1724，调整后为1713，2022年同期总营收1200，调整后为1250[147][148] - 2023年Q2公司调整后EBITDA为890，2022年同期为538[147][148] - 2023年Q2公司息税前收益为462，2022年同期为220[147][148] - 2023年Q2公司燃料和购电成本为513，调整后为511，2022年同期成本为469，调整后为467[147][148] - 2023年Q2公司碳合规成本为57，2022年同期为28[147][148] - 2023年Q2公司总毛利为1145，2022年同期为755[147][148] - 2023年Q2公司折旧和摊销为349，2022年同期为232[147][148] - 2023年Q2公司净利息支出为115，2022年同期为129[147][148] - 2023年Q2公司外汇损失为5，2022年同期外汇收益为11[147][148] - 2023年Q2公司资产出售及其他收益为5，2022年同期为2[147][148] - 3个月和6个月运营现金流分别为11和473，2022年同期为 - 129和322[149] - 3个月和6个月FFO分别为391和765，2022年同期为220和399；FCF分别为278和541，2022年同期为145和253[149] - 3个月和6个月调整后EBITDA分别为387和890，2022年同期为279和538[150] - 截至6月30日，3个月和6个月实际发电量分别为4596GWh和10568GWh，2022年同期为4461GWh和9820GWh[152][153] - 6月30日和12月31日调整后净债务分别为3652和3525，调整后EBITDA分别为1986和1634，调整后净债务与调整后EBITDA比率分别为1.8倍和2.2倍[155] - 公司调整后净债务与调整后EBITDA目标为3.0 - 3.5倍，6月30日比率低于12月31日[157] - 3个月和6个月去合并调整后EBITDA分别为295和693，2022年同期为175和329[160] - 3个月和6个月FFO每股分别为1.48和2.88，2022年同期为0.81和1.47；FCF每股分别为1.05和2.03，2022年同期为0.54和0.93[149] - 3个月和6个月税前收益分别为79和462，2022年同期为 - 22和220[152][153] - 3个月和6个月TransAlta Renewables调整前发电量分别为1772GWh和3795GWh，2022年同期为1965GWh和4210GWh[152][153] - 2023年第二季度，公司拆分后运营资金前的运营现金流为419，FFO为391，拆分后FFO为303；2022年同期分别为131、220、159[161] - 2023年上半年，公司拆分后运营资金前的运营现金流为839，FFO为765，拆分后FFO为566；2022年同期分别为298、399、242[162] - 截至2023年6月30日，拆分后净债务为2202，拆分后调整EBITDA为1517，拆分后净债务与拆分后调整EBITDA比率为1.5倍；2022年12月31日分别为2135、1153、1.9倍[164] 业务线运营指标变化（水电业务） - 2023年上半年水电业务调整后EBITDA为2.53亿美元，上年同期为1.49亿美元，主要因阿尔伯塔市场能源和辅助服务价格上涨及产量增加[46][51] - 2023年上半年水电业务产量较上年同期增加17GWh，风电和太阳能业务产量较上年同期减少285GWh[48][57] - 2023年上半年水电业务辅助服务量较上年同期减少314GWh，公司将部分辅助服务量转移至天然气业务[49][50] - 2023年上半年水电业务维持性资本支出较上年同期增加200万美元，风电和太阳能业务维持性资本支出与上年同期持平[53][59] 业务线运营指标变化（风电和太阳能业务） - 2023年上半年风电和太阳能业务调整后EBITDA为1.38亿美元，上年同期为1.77亿美元，主要因风力资源减少导致产量降低等因素[54][58] - 2023年上半年水电业务产量较上年同期增加17GWh，风电和太阳能业务产量较上年同期减少285GWh[48][57] - 2023年上半年水电业务维持性资本支出较上年同期增加200万美元，风电和太阳能业务维持性资本支出与上年同期持平[53][59] 业务线运营指标变化（天然气业务） - 2023年3月和6月截止的三个月和六个月，天然气业务可用性分别下降8.1%和2.8%[61] - 2023年3月和6月截止的三个月和六个月，天然气业务产量分别减少51GWh和增加456GWh[62] - 2023年3月和6月截止的三个月和六个月，天然气业务调整后EBITDA分别增加1.01亿美元和2.36亿美元[63] 业务线运营指标变化（能源转型业务） - 2023年3月和6月截止的三个月和六个月，能源转型业务调整后可用性增加[67] - 2023年3月和6月截止的三个月和六个月，能源转型业务产量分别增加316GWh和560GWh[68] - 2023年3月和6月截止的三个月和六个月，能源转型业务调整后EBITDA分别增加200万美元和5100万美元[69] 业务线运营指标变化（能源营销业务） - 2023年3月和6月截止的三个月和六个月，能源营销业务调整后EBITDA分别减少700万美元和增加1500万美元[72] 业务线运营指标变化（公司整体业务） - 2023年3月和6月截止的三个月和六个月，公司业务调整后EBITDA分别减少900万美元和1500万美元[74] 阿尔伯塔省市场情况 - 2023年第二季度阿尔伯塔省电力价格高于2022年同期，需求较2022年同期下降约0.6%[80] - 2023年平均池价格从2022年的每兆瓦时122美元涨至160美元[81] 财务状况 - 截至2023年6月30日，公司现金及现金等价物为9.52亿美元，较2022年12月31日减少1.82亿美元[91] - 截至2023年6月30日，公司应付账款及应计负债为6.61亿美元，较2022年12月31日减少6.85亿美元[91] - 截至2023年6月30日，归属于股东的权益为14.75亿美元，较2022年12月31日增加3.65亿美元[91] - 截至2023年6月30日，流动资产从2022年12月31日的37.14亿美元降至25.77亿美元，减少了11.37亿美元；流动负债从28.88亿美元降至15.50亿美元，减少了13.38亿美元[92][93] - 截至2023年6月30日，营运资金为10.27亿美元，较2022年12月31日的8.26亿美元有所增加，主要因应付账款减少6.85亿美元和风险管理负债减少5.02亿美元[94] - 截至2023年6月30日，非流动资产为70.05亿美元，较2022年12月31日的70.27亿美元减少2200万美元；非流动负债为57.59亿美元，较2022年12月31日的58.64亿美元减少1.05亿美元[95][96] - 截至2023年6月30日，总