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]