财务数据和关键指标变化 - 2022年公司实现调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）16.3亿加元，较2021年增长27%；自由现金流9.61亿加元，合每股3.55加元，较2021年每股增长64% [21] - 公司将EBITDA目标从2.5亿加元上调至3.15亿加元，预计2023年调整后EBITDA在12亿 - 13.2亿加元之间，自由现金流在5.6亿 - 6.6亿加元之间，或每股2.07 - 2.45加元 [8][9] - 2022年公司碳合规现金成本从2021年的1.78亿加元降至7800万加元，自2015年以来碳排放总量减少68%，即2200万吨 [6][23] - 2023年可分配现金预计在2.3亿 - 2.7亿加元之间，与2022年表现基本一致 [14] 各条业务线数据和关键指标变化 水电业务 - 2022年水电业务实现调整后EBITDA 1.33亿加元，约为2021年的两倍；全年实现能源价格197加元/兆瓦时，较平均现货价格溢价21% [11][50] - 自2020年购电协议（PPA）到期后，水电资产为股东带来显著收益，2021年和2022年分别产生超3亿加元和超5亿加元的EBITDA，且能源销售持续实现较现货价格约20%的溢价 [51] 天然气业务 - 第四季度天然气业务表现强劲，带动整体业绩，合并天然气船队调整后EBITDA达2.64亿加元，较去年增长两倍半 [12] - 全年天然气船队实现商户价格194加元/兆瓦时，较平均现货价格溢价20% [49] 风能和太阳能业务 - 风能和太阳能业务调整后EBITDA同比增长19%，主要得益于Windrise和北卡罗来纳州资产全年贡献的更高产量，以及阿尔伯塔省实现的更高现货价格 [30] - 第四季度该业务环比增长21% [50] 能源营销业务 - 能源营销业务全年表现出色，实现调整后EBITDA 1.83亿加元，超过历史平均贡献；第四季度实现EBITDA 6300万加元，远超目标预期 [13][50] 能源转型业务 - 能源转型业务调整后EBITDA同比减少4700万加元，主要因Keephills 1号机组和Sundance 4号机组退役，但Centralia设施表现强劲，较去年改善3000万加元，增幅41% [204] 各个市场数据和关键指标变化 - 2022年阿尔伯塔省电力市场平均池价为162加元/兆瓦时，高于2021年的102加元/兆瓦时，主要因强天气驱动的高电力需求、多家发电机计划外停机以及输电管道故障导致供应能力下降 [202] - 2023年公司预计阿尔伯塔省现货价格在105 - 135加元/兆瓦时之间，价格预期降低主要因天气正常化和新增风能、太阳能供应，但有利的天然气对冲带来的较低燃料成本将部分抵消这一影响 [183] - 年初至今阿尔伯塔省电力价格较远期曲线略疲软，主要因天气较温和，且部分大型天然气设施投产时间推迟至今年晚些时候或明年年初，这对全年电价有积极影响 [38][40] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略是向合同可再生能源发电转型，专注于可再生能源和储能项目，以实现净零排放目标，符合《巴黎协定》将全球变暖限制在1.5摄氏度的目标 [4][6] - 2023年公司重点目标包括对加拿大、美国和澳大利亚总计500兆瓦的清洁能源项目做出最终投资决策，实现多个项目的商业运营日期（COD），扩大开发管道1500兆瓦，完成Kent Hills风电场修复等 [15] - 公司认为增长是为股东创造价值的主要途径，将继续在资本分配上保持纪律，对项目进行严格风险评估，确保获得适当的风险调整回报 [37][58] - 公司考虑将TAC管道中的项目根据情况逐个资产地转让给TransAlta Renewables [43] - TransAlta Renewables 2023年及以后将主要专注于维持股息，增长机会将集中在现有资产的有机扩张，已确定超700兆瓦的扩张机会 [52] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为其多元化的船队能够有效满足客户需求，为股东创造价值，快速爬坡的水电和转换后的天然气资产可在市场需要时提供具有成本效益的可靠性 [4] - 可再生能源需求在所有运营地区保持强劲，公司看到市场增长机会，但也面临通胀和供应压力，新资产建设成本较一年前启动的项目增加近40% [7][25] - 公司对实现2025年2吉瓦的增长目标充满信心，目前已确保800兆瓦的增长项目，占目标的40%，这些项目全面投产后将贡献约1.45亿加元的合同EBITDA，占五年增量年度EBITDA目标的47% [26] 其他重要信息 - 公司运营安全表现出色，2022年全球运营无一起损失工时伤害事故，整个船队的总可记录伤害频率为0.39，为历史最佳 [178] - 公司ESG评级提升，MSCI将其从BBB级上调至A级，CDP将其从B级上调至A - 级 [179] - 2022年公司新增近2吉瓦可再生能源开发项目，朝着拥有5吉瓦项目管道的长期目标迈进 [180] - 美国《降低通胀法案》和加拿大《秋季经济声明》预计将对行业和公司产生积极影响，推动可再生能源需求增长 [182] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 通胀和电价变化对合同环境的影响，以及2025年目标的时间线和收入确认情况 - 公司表示TransAlta是主要增长载体，在资本分配上保持纪律，对项目进行严格风险评估，确保获得适当的风险调整回报；年初至今电价约119加元，当月约109 - 110加元，远期曲线在130多加元，可再生能源发电增加对全年电价有积极影响 [36][57][59] 问题2: 2023年股票回购活动水平的看法 - 公司认为当前股价下股票回购活动水平较低，但会在股价较低时积极回购，同时会确保为增长项目合理分配资本 [65][66] 问题3: R&W和TAC发展管道的划分，以及TAC资产是否会转让给R&W - R&W管道约占TAC管道的17% - 20%，现有澳大利亚业务关系自然倾向于TransAlta Renewables，项目转让将根据具体情况逐个资产进行评估 [43][67][68] 问题4: 资本分配倾向，是增加股东回报还是侧重于发展 - 公司认为增长是为股东创造价值的主要途径，目前增长项目需要大量资本投入，因此会优先考虑增长，但也会在合适时进行股票回购 [45][66] 问题5: 保险费用增加情况 - 保险费用在2022年呈逐渐增加趋势，在水电业务中尤为明显 [75][76][79] 问题6: 是否考虑转向可再生能源和天然气的平衡增长战略 - 公司的清洁电力增长计划仍是主要方向，但重视天然气船队的作用，会考虑增加调峰天然气设施，特别是在阿尔伯塔省，但新建天然气项目在北美需求较少 [94][95][97] 问题7: 新抽水蓄能项目的投资门槛回报率和执行风险 - Tent Mountain项目处于早期阶段，公司对回报的要求将基于风险调整视角，不将其视为商户项目；主要风险包括输电互联成本和时间，以及项目的市场价值认可 [100][101][102] 问题8: 客户对可再生能源的兴趣和公司的应对策略 - 客户对锁定电价的兴趣增加，公司C&I团队将关注这一需求；公司不会在现阶段大规模涉足现有风电场的后PPA合同，但会机会性参与 [106][107][108] 问题9: R&W如何考虑收购或资产转让，以及是否进行战略审查 - R&W有一定现金和杠杆空间可用于收购或资产转让，决策需考虑对R&W和TAC股东的公平性、对公司增长计划和信用评级的影响；目前R&W没有进行大规模战略审查的计划 [112][113][131] 问题10: TAC股价表现不佳的原因 - 公司认为TransAlta Renewables的交易情况会对TAC股价产生影响，但公司专注于执行业务计划 [132][133] 问题11: 永久融资完成后是否会启动更有意义的股票回购计划 - 公司表示这是管理层和董事会持续讨论的话题，但目前主要关注现有项目建设和500兆瓦新增长目标，暂不考虑大规模股票回购 [137][138][139] 问题12: 2023年剩余200兆瓦增长项目的来源 - 公司在澳大利亚Southern Cross有近100兆瓦项目正在与BHP合作推进，加上其他项目，有信心实现全年500兆瓦的增长目标 [140] 问题13: 天然气价格下跌对公司业务和阿尔伯塔省电价的影响，以及价格可持续性 - 较低的天然气价格有助于缓和市场电价，天然气仍是市场定价的关键成本因素；公司认为天然气在阿尔伯塔省仍有重要作用，目前价格处于相对稳定的缓和期，但未来不确定 [147][148][162] 问题14: 早期抽水蓄能项目Tent Mountain的时间线和下一步计划 - 项目需要进行大量尽职调查和技术工作，包括水的输送、建设成本和经济评估、监管要求、电网互联以及与利益相关者的沟通等，在提交投资绩效委员会和董事会评估前还有很多工作要做 [163] 问题15: Brazeau项目的情况 - Brazeau项目处于后期阶段，公司对其技术要求有较好了解，会定期更新开发成本；项目资本成本约30亿加元，规模较大 [165][166] 问题16: Garden Plain项目的所有权结构和进展 - Pembina是否行使收购权益的时间临近，但目前暂无更多消息；项目已接入电网，部分涡轮机已调试并发电 [155][156]