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