财务数据和关键指标变化 - 公司第一季度可比EBITDA增长41%，达3.1亿加元，主要得益于阿尔伯塔业务和能源营销业务的强劲表现；自由现金流每股增长23%，达0.48加元，约1.29亿加元 [10][26][27] - 公司预计年度EBITDA和自由现金流将处于指引范围的上限，因第一季度现金流表现强劲，且预计阿尔伯塔省电价在今年剩余时间将保持强劲 [44] - 公司季度末流动性为21亿加元，包括6.5亿加元现金，高级公司债务水平降至11亿加元，低于目标水平 [44][45] 各条业务线数据和关键指标变化 阿尔伯塔水电业务 - 现金流从去年的2300万加元增至本季度的7200万加元，实现三倍增长，因PPA到期，该业务充分受益于市场高价 [28] - 本季度未直接对冲水电设施电量，平均实现价格为每兆瓦时122加元，较平均现货价格溢价28%，与2019年和2020年冬季月份的溢价相似 [41] 风能和太阳能业务 - 本季度现金流与预期相符，但较2020年同期略有下降，因本季度支付了线路损耗准备金，不过阿尔伯塔省的更高实现价格和Skookumchuck设施的加入部分抵消了这一影响 [29] 北美和澳大利亚天然气业务 - 本季度结果增加约800万加元，即约14%，主要由于Ada设施的加入和阿尔伯塔省Fort Saskatchewan设施的更高实现价格 [30] 能源营销业务 - 第一季度实现4500万加元的现金流，表现出色，通过对实物和金融能源产品的短期不利交易实现盈利 [31] 企业成本 - 本季度企业成本下降，主要由于收到加拿大紧急工资补贴和第一季度与公司股票表现相关的总回报掉期实现收益 [32] TransAlta Renewables - 季度环比可比EBITDA增长4%，主要由于环境信用的时间和确认、较低的间接成本以及澳元的走强，但较低的风能资源导致产量下降，部分抵消了这些收益；AFFO和CAFD每股与去年持平 [35] - 本季度完成了Windrise设施的下拉，并于4月1日完成了Skookumchuck风能和Ada热电联产设施的经济权益转移，这些投资将在2021年为R&W的EBITDA做出贡献 [36] - 公司维持对TransAlta Renewables的CAFD预测，在2.85亿加元至3.15亿加元之间，或约每股1.13加元 [37] 阿尔伯塔业务 - 本季度阿尔伯塔总投资组合发电量约为2700吉瓦时，收入达2.84亿加元 [39] - 阿尔伯塔热力舰队本季度发电量为2100吉瓦时，平均实现价格为每兆瓦时87加元，由于对冲计划的影响，实现价格略低于平均结算池价格；本季度对冲了约1600吉瓦时的基荷容量，平均价格为每兆瓦时64加元，对冲收入和峰值销售的结合使阿尔伯塔热力的收入与2020年大致持平，但产量较低 [40] 各个市场数据和关键指标变化 - 第一季度阿尔伯塔省和其他西部地区的电价受寒冷天气影响显著，2月极端寒冷，该月电价平均为152加元，推动第一季度平均池价格结算为每兆瓦时95加元 [39] - 公司预计今年剩余时间阿尔伯塔省现货价格将稳定在每兆瓦时65至70加元的指引范围上限 [42] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司目标是成为专注于可持续增长和脱碳的客户的首选供应商，专注于推进三个核心运营支柱：TransAlta Renewables、阿尔伯塔水电和热力发电集团，后两个集团支撑着阿尔伯塔业务 [19] - 公司以客户为中心推动增长，通过独特的产品和广泛的投资组合为客户提供清洁能源解决方案，目标是今年推进两个新的风能项目，一个在阿尔伯塔省，另一个来自美国风能开发投资组合 [23] - 公司正在推进煤炭向天然气的转换计划，Sundance 6和Sheerness的转换已于今年早些时候完成，Keephills 2的转换正在进行中，Keephills 3的转换计划于秋季完成，随着Highvale煤矿于12月31日关闭，所有阿尔伯塔省热力设施将不再使用煤炭，仅使用低碳天然气发电 [15] - 公司已基本完成Sundance 5重新发电项目的规划和详细工程设计，预计该工厂的总输出将接近750兆瓦；项目成本已增加，新的估计资本成本范围在9亿加元至9.5亿加元之间；公司还在积极评估碳捕获和储存解决方案，以便该机组最终采用 [15][16] - 公司宣布不会推进与Energy Transfer Canada的Kaybob热电联产设施项目，并已对其提起仲裁程序，指控其错误终止协议 [18] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司第一季度表现出色，对团队的表现和推进优先事项的进展感到满意，预计年度EBITDA和自由现金流将处于指引范围的上限 [10][44] - 公司认为阿尔伯塔省当前的电价水平在每兆瓦时65至70加元的范围内是合理的，与市场的长期边际成本相符，且反映了发电的真实成本 [65][86] - 随着可再生能源在市场中的份额增加，公司认为未来需要有稳定的发电技术，如天然气、电池、抽水蓄能等，以应对可再生能源的间歇性问题 [136][137] 其他重要信息 - 公司将2021年投资者日推迟至今年初秋，届时将与投资者探讨2021年及以后的战略计划 [53] - 公司将联合信贷安排转换为可持续发展挂钩贷款，将借款成本与温室气体减排和性别多样性目标挂钩，进一步强调了公司对ESG目标的承诺 [17] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 新风能项目Garden Plain剩余30兆瓦的合同计划、是否适合下拉至TransAlta Renewables以及1700万加元EBITDA估计的依据 - 公司正在积极营销剩余30兆瓦的电力，认为有很多机会与现有客户和招标项目达成合同；该项目是下拉至TransAlta Renewables的优秀候选项目，剩余的商业部分不会成为下拉的障碍；1700万加元的EBITDA估计是基于现有合同和多种情景，包括合同签订和商业部分以及与风电场相关的环境属性 [58][59][60] 问题2: 与Fortescue的有条件和解何时有具体结果及潜在财务影响 - 公司正在处理与Fortescue的和解事宜，希望在本季度内或夏季初解决所有条件，希望FMG能作为客户重返工厂 [61] 问题3: 阿尔伯塔省当前的电价水平是否会持续到2022年及以后 - 公司认为当前预计的电价水平，特别是今年剩余时间在每兆瓦时69加元左右，与该省电力的正常价格大致相符，2022年的交易价格也大致在这个范围内，当前的电价是合理且有依据的 [65] 问题4: Sundance Unit 5成本估计变化的原因 - 成本增加是由于在推进设施设计工作过程中，对开发成本有了更精确的估计，包括管道增量成本和岩土工程要求等；对高压涡轮机的改进是为了增加工厂的灵活性，以适应市场中可再生能源的增加 [67][68] 问题5: 是否计划对Sun 4和K1进行更多改造 - 目前公司没有计划改变这两个机组的运营参数，预计K1将以约70兆瓦的容量运行，Sun 4将以约110 - 113兆瓦的容量运行，仅使用天然气发电 [71] 问题6: 水电业务本季度辅助市场的情况以及全年预期 - 本季度辅助服务市场竞争激烈，但总体结果与预期相符；公司预计水电业务全年将符合2.25亿加元至2.75亿加元的历史指引 [73][75] 问题7: 阿尔伯塔省第一季度高电价的原因以及市场是否存在供应紧张情况 - 2月寒冷天气导致电价飙升，该省在2月9日创下新的峰值负荷；市场参与者根据长期边际成本调度机组，且碳定价导致部分可变成本增加；从机组的可调度性来看，实际可用容量比人们认为的更紧张；从长期来看，当前的电价水平是合理的 [77][79][80] 问题8: 消费者、零售商或政府是否对高电价表示担忧 - 公司没有收到相关反馈，认为从长期来看，每兆瓦时60 - 70加元的电价在加拿大和全球范围内都具有竞争力，反映了发电的真实成本 [86] 问题9: 公司在澳大利亚是否有可再生能源机会，如抽水蓄能或风能 - 公司继续评估澳大利亚东部的机会，主要关注太阳能和风能开发；在西澳大利亚，公司希望与客户合作开展一些混合发电项目，将可再生能源与储能相结合 [88] 问题10: Sundance 5投资的预期回报如何变化 - 尽管项目开发成本增加，但模型显示该项目仍有强劲的回报；工厂的灵活性和效率在市场中表现良好，天然气供应策略和碳处理方式也将是项目价值的关键组成部分 [90] 问题11: 公司对一些峰值机组的对冲策略 - 公司每周、每季度评估对冲策略，由于市场流动性有限，倾向于在大约一到两个季度内进行对冲；团队会根据预期发电量、市场预期和对冲信号来决定是否增加或减少对冲；一般来说，水电业务更倾向于保持开放 [92] 问题12: Brazeau抽水蓄能项目的进展以及需要哪些条件才能推进 - 公司继续与客户和政府就该项目进行讨论，认为该项目在脱碳和应对发电间歇性方面具有重要作用，但在商业环境下建设该项目具有挑战性，需要有收入确定性或可预测性才能推进 [96] 问题13: 政府对CCS和氢技术的支持是否有限，以及公司是否需要立即将这些技术集成到Sun 5重新发电项目中 - 公司正在积极考虑Sun 5的CCS或CCUS战略，但成本高昂，目前正在与政府进行讨论；由于Sun 5将是一个高效的设施，短期内碳定价的增量成本相对较小，预计5 - 6年后碳定价接近100加元时，这些技术可能更具经济性；公司也在评估氢技术，但目前成本较高，且存在基础设施建设和排放减少非线性等挑战 [99][101][103] 问题14: 为未来集成CCS技术，Sun 5的规划是否需要改变 - 目前公司认为不需要在当前规划中考虑可能的技术，CCS技术不会影响工厂的设计 [105] 问题15: 未来是否计划保持水电资产基本开放 - 公司一般认为水电业务更具动态性，从对冲角度更关注热力舰队，水电业务的基础发电量约为125 - 150兆瓦 [106] 问题16: Garden Plain项目合同中碳信用的处理方式 - 30兆瓦商业部分的能源和环境属性归公司所有；Pembina签订的部分，他们不仅获得能源，还获得相关的所有环境属性，且能源和环境属性的混合价格是固定的，碳信用价值的变化由Pembina承担 [107][108] 问题17: 信用设施转换为可持续发展挂钩贷款的具体情况以及公司对绿色或可持续融资的看法 - 可持续发展挂钩贷款与公司年终可持续发展报告中设定的目标相匹配，只要公司达到或超过目标，就能享受更低的融资成本；公司尚未发行绿色债券，但曾为风电场和其他可再生资产发行融资，投资者认为这些融资属于绿色融资 [110][111] 问题18: 公司资本状况改善是否会改变资本分配优先级，是否有回购或并购计划 - 公司有NCIB计划，并计划将其延长至明年；目前资本分配计划没有重大变化，但可用于其他活动的FFO正在增加；公司一直在寻找并购机会，开发团队也有很多项目在筹备中，希望今年能再转化一个风电场 [112] 问题19: 与Brookfield的战略投资和合作有哪些经验教训，对公司运营和发展有何影响 - 公司与Brookfield的关系良好，Brookfield的代表在公司董事会上积极参与讨论，从公司的独特战略和机会出发提供建议；在水电业务方面，双方的讨论具有建设性，但没有改变公司的运营方式 [115][116] 问题20: 公司未来出售环境信用的策略以及每年预计出售的数量 - 公司有环境属性的战略，会综合考虑未来价格预期、公司排放概况等因素进行优化；市场流动性有限，公司会根据自身需求和市场情况机会性地出售环境信用；公司生产的可再生能源证书（RECs）部分用于内部消费，部分在有过剩或有额外价值时出售 [118][119][121] 问题21: FMG的业务是否会在2021年恢复或有变更协议的可能 - 公司仍在处理与FMG的和解事宜，目前无法提供具体信息，希望后续能有更明确的结果 [124] 问题22: 公司未来是否需要更多合作伙伴，以及这对公司增长和简化结构有何影响 - 公司认为阿尔伯塔省的脱碳需要更多电气化，将带来更多合作机会，特别是在项目开发和碳捕获方面；项目开发的合作主要是合同和客户关系，有助于减少公司的商业部分；碳捕获方面的合作可能会增加复杂性，但也是行业面临的普遍问题 [127][128] 问题23: 鉴于Sun 5的高资本支出，是否考虑寻找合作伙伴分担成本 - 目前公司没有就该设施进行合作讨论，无法预测未来是否会有相关合作 [130] 问题24: 公司预计未来合作趋势是否会放缓，以及更多可再生能源对市场和公司项目的影响 - 公司预计未来会有更多合作，因为市场需求和风险分配需要各方合作；随着可再生能源的增加，市场将出现更多间歇性，需要稳定的发电技术来应对；公司将参与相关政策讨论，这也是公司的发展机会 [134][136][137] 问题25: 公司希望从联邦税收抵免中看到什么，以使CCUS项目对Sundance 5重新发电项目具有吸引力 - 税收抵免将有助于提高项目的可行性，但最终还是要考虑经济因素；公司认为政府可以像美国一样，投入资金进行研发，以创造具有成本效益的解决方案，使私营部门能够在保证电力可靠和低成本的前提下，帮助国家实现温室气体排放目标 [139][140]