财务数据和关键指标变化 - 2025年全年业绩: 公司实现调整后EBITDA 11亿加元，自由现金流4.5亿加元（合每股1.73加元），平均机组可用率为92.3% [5] - 2025年第四季度业绩: 调整后EBITDA为2.47亿加元，较2024年第四季度减少3500万加元，主要原因是阿尔伯塔省和中哥伦比亚地区电价走低以及市场波动性减弱 [15] 自由现金流为9300万加元，较去年同期增加4700万加元，主要得益于前述因素以及整体维持性资本支出减少 [17] - 2026年业绩展望: 预计调整后EBITDA在9.5亿至11亿加元之间，自由现金流在3.5亿至4.5亿加元之间（合每股1.18至1.51加元） [25] - 阿尔伯塔省电价: 2025年现货均价为44加元/兆瓦时，显著低于2024年的63加元/兆瓦时 [19] 2025年第四季度现货均价为43加元/兆瓦时 [22] - 对冲策略表现: 2025年公司实现了约86,000吉瓦时的电力对冲，平均价格为70加元/兆瓦时，较现货均价溢价59% [21] 截至2026年，已对冲约85,000吉瓦时的阿尔伯塔省发电量，平均价格65加元/兆瓦时，远高于当前44加元/兆瓦时的远期曲线 [24] 2027年的对冲头寸已增至约40,000吉瓦时，平均价格71加元/兆瓦时 [24] 各条业务线数据和关键指标变化 - 水电业务: 2025年全年调整后EBITDA为2.85亿加元，符合预期，同比下降主要受现货及辅助服务电价走低影响 [17] 2025年第四季度调整后EBITDA为3900万加元，低于去年同期的5700万加元，原因包括现货电价走低和商业电量减少 [15] - 风电与太阳能业务: 2025年全年调整后EBITDA为3.38亿加元，同比增长7%，主要得益于俄克拉荷马州风电资产全年贡献、环境及税收属性收入增加以及加拿大东部和美国风资源改善 [17] 2025年第四季度调整后EBITDA为1.02亿加元，环比增长，因风资源及机组可用率提高 [15] - 天然气业务: 2025年全年调整后EBITDA为4.38亿加元，同比下降主要因阿尔伯塔省电价走低、燃料及运营成本上升，部分被Heartland资产并表和对冲头寸收益所抵消 [18] 2025年第四季度调整后EBITDA为9600万加元，低于去年同期的1.16亿加元，原因包括阿尔伯塔省实现电价走低及碳价上涨 [15] - 能源转型业务: 2025年全年调整后EBITDA为1亿加元，同比增长因购电成本降低及Centralia电厂可用率提高 [18] 2025年第四季度调整后EBITDA为1600万加元，同比减少1000万加元，主要受中哥伦比亚地区市场价格走低影响 [15] - 能源营销业务: 2025年全年调整后EBITDA为8500万加元，符合预期，业绩受北美天然气和电力市场波动性减弱影响 [18] 2025年第四季度调整后EBITDA为2100万加元，同比减少500万加元，原因同上 [15] - 公司成本: 2025年全年公司成本同比略有上升，主要因支持战略增长举措及Heartland收购相关支出增加，部分被成本节约计划抵消 [18] 2025年第四季度公司成本为2700万加元，低于去年同期，主要因激励成本降低 [15] 各个市场数据和关键指标变化 - 阿尔伯塔省市场表现: 2025年天然气机组平均捕获价格66加元/兆瓦时，较现货均价溢价50% [20] 水电机组平均捕获价格58加元/兆瓦时，溢价32% [20] 商业风电平均捕获价格24加元/兆瓦时 [20] 2025年第四季度，天然气机组平均捕获价格65加元/兆瓦时，溢价51%；水电机组平均捕获价格53加元/兆瓦时，溢价23%；风电平均捕获价格26加元/兆瓦时 [23] - 辅助服务: 2025年提供了约39,000吉瓦时的辅助服务，价格较现货均价有14%的折让 [22] 来自阿尔伯塔省投资组合的辅助服务量同比增长9% [22] 2025年第四季度水电辅助服务平均结算价格为35加元/兆瓦时，较现货均价折让19% [23] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 战略收购与整合: 2025年以9500万加元收购Far North Power，增加315兆瓦可调度发电能力，预计每年贡献约3000万加元调整后EBITDA，约68%的毛利已签约至2031年 [13][14] 成功将2024年底收购的Heartland资产完全整合，实现协同效应 [7] - 资产优化: 战略性封存Sundance 6号和Sheerness 1号机组，以保持长期灵活性并降低近期成本 [6] - 数据中心机遇: 与CPP Investments和Brookfield签署谅解备忘录，在阿尔伯塔省Keephills厂址开发数据中心，公司将成为独家场地和电力供应商，初期长期购电协议约230兆瓦，后续阶段评估总需求可达1吉瓦 [10] - Centralia电厂改造: 与Puget Sound Energy签署长期收费协议，将Centralia 2号机组从燃煤改造为天然气发电，预计资本支出约6亿加元，目标商业运营日期为2028年底，改造后排放量降低约50%，合约期至2044年 [11][12] - 天然气发电项目: 在阿尔伯塔省推进三个天然气发电项目，以支持未来数据中心需求和电网可靠性 [7] 已推进Keephills 1号、Sundance 6号机组重新供电以及Flippy项目的监管和许可工作，以在现有框架下获得资格 [61] - 财务灵活性: 修订并延长了总计21亿加元的承诺信贷额度，显著增强了财务灵活性 [6] 董事会批准将普通股股息提高8%至每股0.28加元（年化），为连续第七年提高股息 [8] - 行业竞争与市场展望: 管理层认为当前远期电价未完全反映可再生能源指令（REM）或即将上线的1.2吉瓦数据中心负荷的影响，预计负荷增长将在本十年后期重新平衡该省当前发电过剩局面 [24] 公司认为2030年代将需要新建发电机组以满足需求并替代退役机组 [63] 并购市场依然活跃，公司看到可再生能源和热电资产的机会，目前收购比新建更具成本效益 [52][54] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 经营环境挑战: 2025年运营环境受到阿尔伯塔省电价走低、市场波动性减弱以及风资源减少的影响 [5] - 未来前景与指引信心: 对2026年EBITDA和自由现金流指引的信心，源于合同机组的表现以及覆盖约80%预期发电收入的对冲和优化策略 [27] 2026年业绩展望受Centralia电厂停运、阿尔伯塔省现货电价承压（预计在40-60加元/兆瓦时区间）以及Sarnia合同电价阶梯式下降和Ada设施退役等因素影响 [26] - 减排成就: 提前实现了2026年减排目标 [30] - 跨省互联机遇: 管理层对阿尔伯塔省加强与邻近电力市场的互联持乐观态度，认为这为公司创造了重大机遇，可能成为西部互联电网的可靠性支持者 [105][106] 其他重要信息 - 管理层变更: John Kousinioris即将退休，Joel Hunter将接任总裁兼首席执行官 [8][9] - 投资者日: 公司将于3月23日在多伦多举行投资者日，介绍战略重点、长期计划、财务展望和增长机会 [27] - 安全绩效: 2025年创下安全纪录，总可记录伤害频率率为0.12，低于2024年的0.56及目标值0.37 [6] - ERP系统: 成功按时按预算完成了ERP系统实施 [7] - Centralia电厂临时运行令: 美国能源部发布临时命令，要求Centralia 2号机组在需要时保持可用至2026年3月16日，公司正在遵守该命令并推进改造工作 [12][113] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 关于数据中心谅解备忘录的更多细节，包括负荷爬坡时间、风险分担结构和购电协议条款 [33][35][39] - 回答: 由于谅解备忘录条款限制，无法提供具体细节，但表示“快速获得电力”是客户优先事项，预计将在年内完成最终文件签署 [33] 商业框架被认为是合适的，反映了Keephills资产的价值 [35] 协议包含长期购电协议，锁定了商业现金流 [36] 购电协议的关键要素已在谅解备忘录中列出 [39] 问题: 关于从谅解备忘录到具有约束力协议的进展、关键制约因素和时间安排 [48][59] - 回答: 谅解备忘录内容广泛，已就关键商业要素达成一致，但需完成多项最终协议 [49] 预计最终协议将在年内完成，希望在接下来几个月内完成签署 [59] 问题: 关于阿尔伯塔省电力系统运营商（AESO）第二阶段流程的澄清时间，以及利用现有燃气资产作为过渡 [40][43] - 回答: 预计在上半年获得澄清，公司积极参与该流程，认为依赖未充分利用的发电机组作为“自带电源”对阿尔伯塔省数据中心产业发展至关重要 [41][43] 封存的Sundance 6号和Sheerness 1号机组为满足谅解备忘录中考虑的1吉瓦需求提供了清晰路径 [42] 问题: 关于并购市场看法以及燃气与可再生能源资产的收购机会 [52] - 回答: 并购市场依然非常活跃，公司看到各种规模的可再生能源（风电、太阳能）和热电资产机会 [52] 目前收购比新建成本显著更低，特别是在项目上线时间方面 [54] 问题: 关于三个天然气发电项目与数据中心谅解备忘录第二阶段的关系，以及是否服务于其他客户 [72] - 回答: 项目旨在为Keephills合作伙伴的长期需求提供灵活性，同时公司也在探索阿尔伯塔省内其他数据中心机会和负荷增长 [73][74] 利用K1和S6现有基础设施可降低新建成本 [74] 问题: 关于谅解备忘录是否包含终止费，以及对其约束力的看法 [75][76] - 回答: 无法透露具体条款，但认为该谅解备忘录是各方推进意向的真实体现，对合作伙伴CPP Investments和Brookfield的执行能力充满信心 [76][77] 问题: 关于数据中心、Centralia改造等项目的资金需求及融资能力 [78] - 回答: 第一阶段（230兆瓦）资金需求很小 [79] 第二阶段可能涉及资金，但考虑利用现有机组作为过渡，资本支出需求也不大 [79] Centralia改造的资本支出将分摊至2027和2028年，预计可通过现有自由现金流和债务能力管理 [79] 公司拥有多种融资手段，包括资产轮换，对为增长提供资金充满信心 [80] 问题: 关于Brookfield债务和混合证券转换为水电资产股权的预期 [81] - 回答: Brookfield拥有在2028年底前选择将持股比例增至最高49%的期权，行权后将为公司带来现金注入，但这是Brookfield的期权 [81] 问题: 关于数据中心第一阶段是否需要资本支出 [86] - 回答: 从公司角度看，执行第一阶段的资本投资需求“可忽略不计”，主要是连接电网的变电站和输电线路建设，且靠近现有设施 [86] 问题: 关于选择与CPP Investments和Brookfield合作而非直接与超大规模企业合作的过程和考量 [88] - 回答: 公司进行了全面的流程，CPP Investments和Brookfield的负荷增长预期与公司对省内发展路径的判断相符，且两者都是经验丰富、资本雄厚、执行能力强的全球基础设施投资者 [89][90][91] 问题: 关于投资者日长期财务计划的预期内容，是否会包含谅解备忘录的执行假设 [98] - 回答: 计划提供至2029年的展望，反映对阿尔伯塔省电价的假设及其对商业投资组合的影响，并考虑数据中心第一阶段和Centralia改造项目 [99] 还将包括对市场演变和定价的总体预期 [100] 问题: 关于阿尔伯塔省加强与邻省电网互联的看法及公司的参与机会 [104][105] - 回答: 对此持乐观态度，认为创造了重大机遇，更关注南北向互联，公司可能成为西部互联电网的可靠性支持者 [105][106] 省内强有力的政策支持也提供了机会 [110] 问题: 关于Centralia电厂90天运行令的最新情况，以及是否可能影响最终投资决定 [112] - 回答: 初始90天命令于3月中旬到期，公司完全遵守，且有权收回相关成本 [113] 燃煤改燃气转换工作得到华盛顿州和美国能源部的支持，预计不会受到运行令的阻碍，正按计划全力推进 [114][115][117]