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