财务数据和关键指标变化 - 第三季度总营收15.88亿美元，与去年同期基本持平，反映了Terra - Gen收购的贡献，但被产品销售额同比下降所抵消 [11] - 2021年第三季度合并毛利6310万美元，毛利率39.8%，高于2020年第三季度的34% [11] - 该季度归属于公司股东的净利润为1490万美元，即每股摊薄收益0.26美元，而去年同期为1570万美元，即每股0.31美元，分别下降5%和16.1%，主要是由于一般及行政费用增加900万美元导致营业收入降低 [12] - 调整后归属于公司股东的净利润为1780万美元，即每股摊薄收益0.32美元，去年同期为每股0.31美元 [13] - 第三季度有效税率为9.2%，低于2020年第三季度的38.8%，预计2021年全年有效税率约在30% - 34%之间 [14] - 调整后EBITDA降至1.016亿美元，较去年第三季度下降5.1%，但与2021年第二季度相比增长20.2%，同比下降是由于业务中断收入减少约460万美元和一般及行政成本增加约470万美元 [15] - 截至9月30日，净债务为15亿美元，现金、现金等价物、按公允价值计量的可交易证券以及受限现金和现金等价物约为4.02亿美元，而截至2020年12月31日为5.37亿美元 [21] - 公司平均债务成本降至4.4%，上一季度为4.9%，第三季度筹集了2.75亿美元的新公司债务 [22] 各条业务线数据和关键指标变化 电力业务 - 电力业务收入增长15.4%，达到1.427亿美元，新增产能、Puna恢复运营和内华达州新收购电厂有贡献，但Olkaria和Bouillante电厂因资源性能下降和泄漏问题部分抵消了增长 [16] - 电力业务毛利率同比增至42.8%，主要得益于1580万美元的业务中断保险，排除业务中断影响后，毛利润较去年同期增长2.8% [18] - 电力业务在第三季度产生了公司总调整后EBITDA的96% [20] 产品业务 - 产品业务收入下降64.5%，从101亿美元降至10.5亿美元，占第三季度总收入的6.6%，由于年初积压订单较低，预计2021年全年同比下降趋势将持续 [17] - 产品业务毛利率为12.8%，去年同期为18.9% [19] - 产品业务产生了公司总调整后EBITDA的2% [20] 储能业务 - 储能业务收入与去年同期持平，为570万美元，本季度储能运营设施收入增长26%，但需求响应收入减少约67%，预计未来几个季度需求响应收入减少情况将缓解 [17] - 储能业务毛利率为12.2%，去年第三季度为25.6%，下降主要是由于需求响应及相关利润减少 [19] - 储能业务调整后EBITDA为200万美元，占总调整后EBITDA的2% [20] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司在内华达州拥有10座运营电厂，总发电量443兆瓦，约占内华达州总发电量的7% [32] - 截至11月3日，产品业务积压订单连续第三个季度增加，达到约6700万美元，8月初为5600万美元 [34] - 储能业务管道规模达2.1吉瓦，目前包括30个潜在项目，主要分布在加利福尼亚州、得克萨斯州和新泽西州 [44] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将2021年视为重要的积累年，主要围绕地热项目展开，积累工作支持其强劲的增长计划，预计到2023年底总投资组合将增长近50% [39] - 公司计划到2022年底在储能业务组合中增加200 - 300兆瓦的规模，到2023年底在电力业务中额外增加240 - 260兆瓦的发电量 [40] - 公司期望到2022年底实现调整后EBITDA年运行率超过5亿美元，并在2023年及以后继续增长 [41] - 全球政府对可再生能源的支持持续增加，美国众议院发布的草案法案若通过，将延长生产税收抵免（PTC）和投资税收抵免（ITC）至2026年底，储能也有资格获得ITC，且允许纳税人选择以现金形式获得税收抵免，公司预计将在可再生能源增长中处于前沿地位 [36][37][38] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为2021年是积累年，尽管面临运营挑战和产品业务缓慢的问题，但电力业务持续增长，使收入与去年同期基本持平，预计2022年随着短期挑战的解决将实现增长 [9][10] - 管理层对肯尼亚Olkaria电厂、瓜德罗普岛Bouillante电厂和Brawley综合体的运营挑战解决持乐观态度，预计到2022年上半年逐步恢复 [8][16][27] - 产品业务虽受年初积压订单影响，但已出现复苏迹象，新合同的签订和积压订单的增加增强了管理层对该业务短期复苏的信心 [33][34] - 储能业务在公司综合业绩中的重要性不断提高，尽管需求响应活动的贡献有所减少，但储能设施的贡献有所增加 [35] 其他重要信息 - 公司董事会于2021年11月3日宣布批准并授权支付每股0.12美元的季度股息，将于2021年12月3日支付给截至2021年11月17日收盘时登记在册的股东 [22] - 公司正在加强ESG承诺，基于水资源管理、税收、供应商和采购政策以及政治沟通四个重要问题制定方法和政策，并计划在未来几周发布企业可持续发展报告 [45] - 公司预计2021年总收入在6.52亿 - 6.75亿美元之间，电力业务收入在5.85亿 - 5.95亿美元之间，产品业务收入在4000万 - 5000万美元之间，储能业务收入在2700万 - 3000万美元之间，调整后EBITDA在4亿 - 4.1亿美元之间，年度调整后EBITDA归属于少数股东权益约为3100万美元 [46][47] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 项目投产时间是否因许可延迟而推迟 - 公司表示存在不同类型的延迟，部分项目延迟跨年度，如Heber综合体原计划2021年底至2022年初投产，现推迟到2022年底；Dixie Meadows原计划2022年投产，现更新为2023年 [51] 问题2: 成本上升对项目内部收益率（IRR）的影响 - 公司称原材料、劳动力和运输成本上升，但部分项目去年已完成大部分制造，使用了成本较低的原材料，且当前地热需求和定价上升，税收抵免政策的延长也将支持盈利能力，因此预计项目IRR不会有显著变化 [53][54] 问题3: 美国新电力购买协议（PPA）的定价趋势 - 公司表示过去几周CPUC要求新增1000兆瓦可用性高于80%的可再生能源，地热是唯一符合要求的可再生能源，公司已收到多家社区选择聚合商（CCAs）和公用事业公司的洽谈，预计未来几个月新PPA定价将回升至较高水平 [55] 问题4: 第四季度法律费用是否会继续维持高位 - 公司称独立顾问已提交调查结果，预计未来不会再产生与过去两个季度相同水平的费用 [57] 问题5: 肯尼亚PPA谈判及价格情况 - 公司表示目前未收到关于PPA重新谈判的要求，总统特别工作组报告显示公司在肯尼亚的PPA费率虽比KenGen高约10% - 12%，但KenGen是国有实体，享有公司无法获得的资金和优惠政策，两者不具直接可比性 [66][67] 问题6: 肯尼亚KPLC应收账款情况 - 公司称KPLC的逾期账款已减少至3300万美元，此后又支付了1420万美元，目前延迟约两个月，公司对此表示认可 [68] 问题7: 肯尼亚Olkaria资源恢复延迟的原因及新时间表的确定性 - 公司解释延迟是由于钻井遇到潜在复杂情况和全球运输问题，肯尼亚需从国外进口钻井所需材料，运输时间和成本增加，公司有详细计划，预计发电量将逐步增加，到明年年中恢复到正常水平 [69][70] 问题8: 2023年1.5 - 1.6吉瓦产能目标的缓冲空间 - 公司认为该目标可以实现，尽管地热项目受许可延迟影响，但仍会努力达成 [72] 问题9: 公司在加利福尼亚州的土地状况及内华达州与加利福尼亚州之间输电线路的容量 - 公司在加利福尼亚州和内华达州均有多个土地项目正在进行勘探，预计这些项目成熟后可向两地供应电力，Terra - Gen收购中获得的Coyote Canyon土地潜力大，Beowawe和Dixie也计划扩大发电规模 [76][77] 问题10: PPA定价恢复正常的范围 - 公司表示过去几个月PPA定价降至60多美元，CPUC决定后价格下降趋势停止并有望回升，预计新PPA定价在60多美元至70多美元之间 [80] 问题11: Heber二期重新发电项目的招标情况及印度尼西亚市场情况 - 公司已发布招标，收到大量需求，正在就PPA进行谈判，希望在未来几周内签署协议；在印度尼西亚，除了Sarulla的12.75%股权，公司与Ijen的合资企业正在钻探，预计2023年底投产，与一家大型矿业公司的合资企业也有前景，预计2022年印度尼西亚将有一些招标项目，有望推动产品业务发展 [83][85][86] 问题12: 与KenGen相比，公司在肯尼亚PPA谈判中成本结构差异及谈判机会 - 公司称成本结构与KenGen不同，包括特许权使用费等，任务组报告显示希望公司略微降低电价，公司愿意与客户进行谈判，寻求双赢解决方案，但目前尚未开始谈判 [91][93][94] 问题13: 未来24 - 36个月公司可用于解决加利福尼亚州资源充足性赤字的资源量 - 到2023年底，公司大部分资产可投入使用，可能还有一两个项目处于最后阶段；2024 - 2025年，公司在加利福尼亚州和内华达州的多个勘探项目将有更多资源投入，以满足需求 [100][101] 问题14: 上述一两个额外项目的互联和输电进展情况 - 公司希望能够完成这些项目，但加利福尼亚州和内华达州的许可问题是一大挑战，需要立法支持以确保可再生能源项目的开发和建设，公司正在努力争取在2023 - 2024年取得最佳进展 [102]