业绩总结 - 2021年第一季度总收入为1.664亿美元，同比下降13.4%[13] - 2021年第一季度毛利率为44.3%，较上年增加169个基点[13] - 2021年第一季度调整后EBITDA为9920万美元，同比下降6.4%[13] - 2021年第一季度每股收益（EPS）为0.27美元，调整后每股收益为0.42美元[13] - 2021年第一季度归属于公司股东的净收入为1530万美元，较2020年的2600万美元下降41.2%[80] - 由于2021年2月德克萨斯州电力危机的单次净支出为880万美元，调整后的归属于公司股东的净收入为2410万美元，较2020年的2600万美元下降7.0%[80] 用户数据 - 2021年第一季度电力部门收入为1.450亿美元，同比增长1.5%[13] - 2021年第一季度产品部门收入为860万美元，同比下降81.8%[13] - 2021年第一季度储能部门收入为1270万美元，同比增长589.1%[13] - 产品订单积压为3700万美元，同比增长193%[29] 未来展望 - 2021年总收入预期为6.45亿至6.8亿美元，电力收入为5.7亿至5.8亿美元[53] - 2021年调整后EBITDA预期为4亿至4.1亿美元[53] - 2023年末的太阳能和地热发电组合目标为1,455MW至1,575MW，预计总MW增长约为50%[36] - 2023年地热和太阳能的MW增长预计为274%至411%[43] - 2023年预计新增电力容量为200MW至300MW[41] 财务状况 - 截至2020年12月31日，净债务为936百万美元[19] - 截至2020年3月31日，公司现金及现金等价物和受限现金总额为4.93亿美元[87] - 截至2020年3月31日，公司总债务为14.28亿美元，其中长期债务为13.41亿美元[87] - 公司净债务与资本化比率为32%[87] - 2020年调整后EBITDA为4.13亿美元，净债务与调整后EBITDA的比率为2.3倍[87] 负面信息 - 由于德克萨斯州二月电力危机，记录了一次性净费用1210万美元[17] - 2021年第一季度稀释后的调整后每股收益为0.42美元，较2020年的0.51美元下降17.6%[80] - 2021年剩余资本需求预计为3.6亿美元[69]

财务数据和关键指标变化 - 2021年第一季度总营收1.66亿美元，较上年下降13.4%，主要因产品业务受新冠疫情影响，产品积压量低 [12] - 2021年第一季度综合毛利润73.6亿美元，毛利率44.3%，较2020年第一季度提高170个基点，主要受储能业务推动 [13] - 2021年第一季度归属于公司股东的净利润1530万美元，即每股0.27美元；去年同期为2600万美元，即每股0.51美元 [13] - 经调整后，考虑到2月份德州电力危机相关的880万美元税后一次性净支出，2021年第一季度归属于公司股东的净利润为2410万美元，即每股摊薄后0.42美元；去年同期为每股摊薄后0.51美元 [14] - 2021年第一季度调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）降至9920万美元，降幅6.4% [21] - 截至2021年3月31日，净债务为9.36亿美元；现金及受限现金为4.65亿美元，2020年12月31日为5.37亿美元；另有2800万美元的有价证券 [25] - 截至2021年3月31日，公司长期和短期债务净额（扣除递延融资成本）为14亿美元，平均债务成本为4.9% [26] 各条业务线数据和关键指标变化 电力业务 - 营收增长1.5%至1.45亿美元，得益于Steamboat Complex新增产能和Puna恢复运营，但被肯尼亚Olkaria综合体发电量下降抵消 [15] - 本季度毛利率同比降至45%，原因是Puna缺乏业务中断保险流程且仍在提升产量，以及肯尼亚Olkaria发电厂收入减少 [18] - 2021年第一季度该业务产生的调整后EBITDA占公司总调整后EBITDA的96% [21] 产品业务 - 营收下降82%至860万美元，占第一季度总营收的5.2%，预计2021年全年营收持续下降 [16] - 本季度毛利率为6.6%，去年同期为22%，2021年受营收大幅减少影响 [19] - 2021年第一季度该业务产生的调整后EBITDA占公司总调整后EBITDA的1.3% [21] 储能业务 - 营收同比增长近600%至1270万美元，占本季度总营收的7.6%；排除2月份德州电力危机带来的540万美元一次性积极影响，同比增长约300%，主要受收购的Pomona Energy资产和Rabbit Hill Texas设施贡献推动 [16][17] - 第一季度报告的毛利率为62.4%，排除德州电力危机一次性影响后的调整后毛利率为34.7%，去年第一季度为负毛利率，主要因收购加州Pomona Storage推动改善 [20] - 2021年第一季度该业务报告的调整后EBITDA为300万美元，占公司总调整后EBITDA的3% [21] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司视2021年为积累之年，为加速电力和快速增长的储能业务板块发展奠定基础，目标是到2023年将发电组合增加50%至约1.5吉瓦，储能业务将做出重大贡献 [9][11] - 公司业务模式具有韧性，垂直整合结构有助于更好地分配制造产能和资源，专注内部举措以支持电力业务增长 [36] - 随着全球疫情缓解，公司预计产品需求将增加，同时储能业务持续发展并变得更具盈利能力 [37][38] - 产品业务方面，主要竞争对手仍为Turboden和Exergy [81] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2021年是积累之年，电力和储能业务板块有望实现增长计划，虽产品业务受疫情影响，但公司有充足流动性、不断增长的储能和电力业务机会以及政府对可再生能源的支持，有信心实现既定目标 [9][11] - 美国新政府对可再生能源提供进一步支持，多项法案提议延长税收抵免，这将鼓励可再生能源开发商在未来十年开展更多项目，有利于公司发展 [39][40][43] 其他重要信息 - 公司董事会于5月5日宣布批准并授权支付每股0.12美元的季度股息，将于6月1日支付给5月18日收盘时登记在册的股东，预计接下来两个季度也将支付每股0.12美元的股息 [27] - 2021年3月2日，公司董事会成立独立董事特别委员会，调查卖空者报告中关于公司遵守反腐败法的某些指控，特别委员会正与外部法律顾问合作调查，公司也按要求向美国证券交易委员会（SEC）和美国司法部（DOJ）提供相关信息，无法进一步讨论或回答相关问题 [52][53][54] - 公司2021年业绩指引为：总营收预计在6.45亿 - 6.8亿美元之间；电力业务营收预计在5.7亿 - 5.8亿美元之间；产品业务营收预计在5000万 - 7000万美元之间；储能业务营收预计在2500万 - 3000万美元之间；调整后EBITDA预计在4亿 - 4.1亿美元之间；预计年度调整后EBITDA中归属于少数股东权益的部分约为3200万美元 [51][52] 问答环节所有提问和回答 问题1：电力业务板块全年指引未变，但Olkaria产量降低，其他部分存在时间安排因素，哪些因素可抵消肯尼亚潜在的产量下降？ - 麦金尼斯山项目的改进比原预期提前；公司相信肯尼亚项目年内能恢复产能，有望弥补部分收入损失；Puna项目进展符合预期，总体上麦金尼斯山项目和Olkaria项目的情况相互平衡 [58] 问题2：Olkaria资源性能下降的原因是什么，如何缓解并提高产量？ - 随着电厂运营，每隔几年需钻补充井，但Olkaria的钻井效果不如预期；分析认为是资源内部温度不同，通过改变钻井方式和开采不同油藏，有望使产能恢复到150兆瓦 [59] 问题3：在发展储能业务组合时，套期保值或其他工具的可用性如何，新项目上线后前3 - 5年的收入可见性如何？ - Rabbit Hill项目套期保值目标是固定储能设施收入，但因设施无法充电未能获得抵消收入；未来RRS和电力市场虽不如其他商品市场成熟，但会有所进展；公司希望构建平衡的业务组合，通过与客户签订收费协议或容量协议来固定收入，同时开展部分商业活动；未来三年套期保值机会可能增多，但市场发展需要时间 [60][61][62] 问题4：肯尼亚项目与客户的关系及应收账款状况如何？ - 与客户的关系在第一季度未变，肯尼亚电力公司（KPLC）已全额支付每月费用，但仍有大约4500万美元的前期款项未支付；公司与客户保持合作，理解肯尼亚的恢复情况不易，KPLC每月全额支付发票令人鼓舞 [67] 问题5：肯尼亚电力公司是否有关于重新协商电价的持续谈判？ - 公司有长期购电协议（PPA），未收到协商邀请；公司关注到相关新闻，但认为地热能源并非最昂贵的能源，且有政府支持，目前没有理由认为协议不会继续执行 [68] 问题6：Olkaria 150兆瓦产能的削减程度如何？ - 削减程度在工作日和周末有所不同，有时可达20%，有时为10%，通常是夜间削减数小时，难以计算平均值；削减对收入影响不大，去年全年削减造成的损失约为300万 - 400万美元，关键是修复资源以恢复150兆瓦的产能 [71][72] 问题7：Puna的PPA暂停后如何运作？ - 现有PPA有效期至2027年底，价格相对较高；新PPA需经PUC批准才能生效，目前延迟实际上短期内增加了收入；公司仍相信新PPA会获批，HELCO已请求PUC重新考虑，目前正在等待结果 [73] 问题8：第一季度产品业务营收加上3700万美元的产品积压量未达到指引下限，公司对全年额外订单的信心如何，新增订单可能来自哪些地区？ - 公司过去几个月正在谈判几份合同，预计未来几周签署，这些合同将影响第四季度的收入确认；基于谈判情况，公司相信能达到指引范围；合同涉及两三个不同国家，目前不包括新西兰 [75] 问题9：原材料价格上涨如何影响公司正在投标的增长项目？ - 原材料价格上涨和运输问题影响了成本，但这是整个行业面临的问题，并非公司特有；公司在投标项目时会根据已知的当前成本定价，竞争对手也面临同样情况 [80] 问题10：市场竞争动态是否有变化，是否有新的初创公司或其他公司变得更激进？ - 在产品业务方面，主要竞争对手仍为Turboden和Exergy，与过去相同 [81]

Table of Contents UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION Washington, D.C. 20549 Form 10-Q ☑ QUARTERLY REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the quarterly period ended March 31, 2021 or ☐ TRANSITION REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the transition period from to Commission file number: 001-32347 ORMAT TECHNOLOGIES, INC. (Exact name of registrant as specified in its charter) (State or other jurisdiction of in ...

财务数据和关键指标变化 - 2020年全年总营收7.05亿美元，同比下降5.5%，第四季度营收同比下降6.8%，主要受产品业务受疫情影响 [8] - 2020年全年综合毛利润2.763亿美元，毛利率39.2%，较2019年提高310个基点，第四季度也有相同幅度增长 [8] - 2020年归属于公司股东的净利润8550万美元，摊薄后每股收益（EPS）较去年下降4%，剔除2019年一次性税收优惠后增长13%，第四季度摊薄后EPS增长62.5%至每股0.39美元 [8] - 2020年调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）增长9.3%至4.202亿美元，第四季度同比增长7% [8] - 2020年成功筹集约7.6亿美元，包括发行普通股净收益3.4亿美元、债券系列4利润2.9亿美元和高级无担保贷款收益约1.3亿美元 [13] - 截至2020年12月31日，净债务9.2亿美元，现金及现金等价物和受限现金及现金等价物5.37亿美元，较2019年12月31日的1.53亿美元有所增加 [14] - 2021年2月24日，公司董事会宣布批准并授权支付每股0.12美元的季度股息，预计未来三个季度也将支付相同股息，较2020年第三季度股息增长9% [15] 各条业务线数据和关键指标变化 电力业务 - 2020年电力业务营收较2019年略有增加，主要得益于Steamboat Complex新增产能贡献和其他项目表现提升，但OREG设施发电量下降和Olkaria综合体限电增加部分抵消了增长 [9] - 第四季度电力业务营收增长1.3%至1.46亿美元 [10] - 2020年全年电力业务毛利率同比扩大至44.6%，第四季度为45.2%，主要由于部分电厂效率提高和Puna租赁费用减少 [11] - 2020年电力业务调整后EBITDA占全年总调整后EBITDA的92%，同比增长11% [12] 产品业务 - 2020年产品业务营收下降22.5%，占总营收的21%，预计2021年该业务营收将继续下降 [9] - 第四季度产品业务营收下降37.5%至2700万美元 [10] - 2020年产品业务毛利率为22.4%，低于2019年的23.6%，主要受新西兰Ngawha项目成本增加影响，第四季度毛利率提高160个基点至29.8% [11] - 2020年产品业务调整后EBITDA占全年总调整后EBITDA的7% [12] 储能业务 - 2020年储能业务营收同比增长7.6%至1580万美元，占全年总营收的2%，主要得益于收购Pomona储能资产和德克萨斯州Rabbit Hill项目的贡献 [9] - 第四季度储能业务营收为580万美元，同比增长36% [10] - 2020年储能业务毛利率为11.1%，而2019年为负毛利率，主要得益于收购Pomona储能资产 [12] - 2020年储能业务首次实现全年正调整后EBITDA 320万美元，其中第四季度为170万美元 [12] 各个市场数据和关键指标变化 - 美国市场：2020 - 2021年冬季，美国可再生能源行业迎来利好立法，包括生产税收抵免和投资税收抵免的延期，以及安全港条款的延长，这将鼓励可再生能源开发商在未来十年开展更多项目 [37] - 土耳其市场：新的上网电价政策虽低于之前，但公司预计市场将适应并在未来几个月有新的潜在项目 [20] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划到2023年将发电组合增加50%至约1.5吉瓦，其中储能业务将做出重要贡献，届时地热和太阳能产能将增加约29%，储能资产将增加高达约400% [6][7] - 预计到2022年底实现调整后EBITDA年运行率达到5亿美元，并在2023年及以后继续增长 [7] - 公司是地热行业唯一的垂直整合公司，能够有效从为第三方客户制造组件过渡到为自有项目开发组件，利用内部资源和专业知识更有效地推进项目，同时也有助于扩大储能业务 [22] - 公司计划在2021年进行分析师日活动，届时将详细讨论电力和储能业务的增长目标以及实现调整后EBITDA目标的计划 [40] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司成功应对疫情挑战，电力和储能业务盈利能力同比提升，为长期增长奠定基础，预计2021年是重要的建设年 [5] - 产品业务受疫情影响较大，但公司认为这是短期现象，随着疫情缓解，全球对公司产品的需求将增加 [20][23] - 储能业务持续发展、增长并变得更具盈利能力，公司将继续扩大该业务规模 [24] - 美国可再生能源行业的利好立法将为公司发展提供支持，2021年将加速储能和电力业务的增长 [38] 其他重要信息 - Puna电厂于2020年11月恢复运营，目前发电量逐步提升，公司目标是在2021年年中接近满负荷生产，2020年共获得2910万美元保险理赔款 [17][18] - 公司在肯尼亚完成所有未决税务审计并达成有利和解，涉及2013 - 2019年期间总计2亿美元的税务评估，相关财务影响已在2020年第四季度记录 [19] - 截至2021年2月24日，产品业务积压订单为3300万美元，公司预计该业务积压订单将持续疲软，因此2021年该业务营收指引远低于近年水平 [21] - 2021年2月，德克萨斯州极端天气导致电力供应短缺，Rabbit Hill储能设施无法充电，公司预计第一季度财务结果将记录高达约1100万美元的非经常性损失 [25][26] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：请谈谈储能项目管道在不同地区的风险调整机会，如何看待承担现货与合同风险敞口，以及鉴于储能投资税收抵免可能性，公司关注哪些新的美国市场？ - 公司主要关注加利福尼亚州、德克萨斯州和PGM市场，也开始关注纽约市场 公司拥有33个潜在储能项目，总潜在容量超1吉瓦，预计未来三年可开发200 - 300兆瓦 公司将构建一个包含现货风险、收费协议、RA合同和套期保值合同的平衡投资组合 从整体来看，公司地热业务全部签订合同，整体现货风险占比不高 [42][46] 问题2：能否给出2022年储能业务营收或EBITDA的目标，以及储能业务在整体业务中的占比预期？ - 公司未给出2022年各业务板块的具体目标，但认为储能业务将持续增长，占比也将提高 [48] 问题3：请详细说明产品业务积压订单下降的原因、近期签订合同延迟的具体原因、预计何时恢复正常运营以及正常运营时的营收估计？ - 全球疫情使潜在项目推进放缓，公司参与的招标项目增多，如埃塞俄比亚、印度尼西亚、美国等地 土耳其新上网电价政策出台，市场正在适应，公司希望该市场能复苏 新西兰市场也有所回暖 公司预计随着客户适应疫情形势，业务将逐渐恢复，但由于收入确认采用完工百分比法，对损益表的影响会有延迟 [49] 问题4：2020年收到2900万美元业务中断保险理赔款，2021年展望中是否包含此类款项，预计可收回多少？ - 2021年调整后EBITDA指引4 - 4.1亿美元中包含最多1000万美元的业务中断保险理赔款 根据保险政策，公司总共可收回超3000万美元，若在2021年收到，将提高指引 即使考虑产品业务下滑，2021年业绩仍可能优于2020年 [51] 问题5：若对产品业务营收下降近9000万美元按25%的递减率计算，并考虑保险理赔款的同比逆风因素，其他业务EBITDA增长约8% - 9%，且除Puna电厂外，地热业务新增产能贡献不大，是否正确？ - 公司认为电力和储能业务增长良好，整体业务中可控部分表现出色，有信心到2022年底实现调整后EBITDA年运行率超5亿美元 [53] 问题6：资本支出指引较往年大幅增加，主要用于地热开发，其中勘探和潜在增强方面的支出增加，这是否受生产税收抵免（PTC）续签和加利福尼亚州可能增加地热采购的驱动？ - PTC续签和2021年开始建设的能力是推动勘探的因素之一 2019 - 2020年地热项目上线较少，公司积压了一些勘探项目，现在这些项目在美国及国际市场逐渐落地 [55] 问题7：请详细说明提到的1100万美元费用，该费用与Rabbit Hill储能项目的关系，以及应在损益表和利润表的哪个位置进行建模？ - 该费用与德克萨斯州10兆瓦的Rabbit Hill储能项目有关 公司去年底对该项目80%的电量进行了套期保值，但极端天气导致市场关闭，项目无法运营，潜在损失高达1100万美元，公司正在分析实际影响 由于这是非经常性项目，可能会从调整后EBITDA中剔除，建议在预测中单独列示 [57][58] 问题8：土耳其上网电价政策恢复但有变化，如何看待公司在土耳其的业务敞口，以及土耳其市场反弹后利润率是否与过去相似？ - 公司在土耳其的设施规模较小，目前不是负担 新上网电价政策增加了对土耳其制造产品的补贴，公司设施将受益 公司预计土耳其市场将在未来几周或几个月反弹，但利润率难以预测，希望能与过去相似 [60] 问题9：2023年指引是否包含并购，公司并购管道情况如何，资本筹集后是否会积极开展并购？ - 2023年指引不包括重大并购，但如果收购未建成项目（如Upton）则包含在内 地热业务指引不包括并购 公司在地热和储能领域都有很多潜在交易机会，希望能在一个或两个领域达成交易 [61]

Table of Contents UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION Washington, D.C. 20549 Form 10-K Or ☐ TRANSITION REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 Commission file number: 001-32347 ORMAT TECHNOLOGIES, INC. (Exact name of registrant as specified in its charter) (State or other jurisdiction of incorporation or organization) (I.R.S. Employer Identification Number) 6140 Plumas Street, Reno, Nevada 89519-6075 (Address of principal executive of ices) (Zip Code) Delaw ...

财务数据和关键指标变化 - 第三季度总营收1.59亿美元，同比下降7%；成本1.05亿美元，同比下降9%；毛利润下降3%，但毛利率从去年的32.5%提升至34% [15] - 第三季度运营收入增长33.5%；净利息支出从去年同期的2010万美元增至2180万美元 [25] - 第三季度所得税拨备1540万美元，有效税率39%，去年同期为1000万美元；净利润1570万美元，摊薄后每股收益0.31美元，去年同期为1560万美元，摊薄后每股收益0.30美元 [27][28] - 第三季度调整后EBITDA为1.071亿美元，高于去年的8550万美元；电力业务对总EBITDA的贡献增至92.5% [29] - 截至2020年9月30日，现金及受限现金约2.9亿美元，高于2019年12月31日的1.53亿美元；净债务为12亿美元，债务利率为4.9% [30] - 公司更新2020年全年指引，预计总收入在7.07 - 7.17亿美元之间，调整后EBITDA在4.17 - 4.25亿美元之间 [48][49] 各条业务线数据和关键指标变化 电力业务 - 第三季度营收1.24亿美元，与去年同期持平；成本包含业务中断保险收入260万美元，去年为120万美元 [16][17] - 全年电力业务营收预计在5.5 - 5.55亿美元之间，其中包括Puna电厂预计的60万美元收入 [48] 产品业务 - 第三季度营收较去年减少1340万美元；毛利率下降，主要因新西兰Ngawha项目成本增加 [18][21] - 截至2020年11月，产品业务积压订单为5000万美元，预计2021年业务仍疲软，营收将低于2020年 [40][41] - 全年产品业务营收预计在1.42 - 1.47亿美元之间 [49] 储能与管理服务业务 - 第三季度营收570万美元，同比增长62.5%；毛利率为25.6%，较之前季度的负毛利率有显著改善 [19][22] - 全年储能与需求响应业务营收预计约1500万美元 [49] 各个市场数据和关键指标变化 - 加州仍是公司储能业务的主要增长市场；第三季度签署两份资源充足协议，预计2022年6月开始商业运营，每年将产生120万美元收入 [43][44][45] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划在未来两年增加160 - 180兆瓦的电力产能，高于过去两年的24兆瓦；2021年资本支出将高于往年 [36] - 利用垂直整合能力，将制造产能转向支持电力业务的内部项目；增加国内外勘探活动，开发新的内部项目 [37][38] - 积极寻找美国和全球范围内的并购机会，扩大业务组合；新增一个太阳能项目，复制成功的混合项目经验 [38][39] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司成功应对疫情挑战，盈利能力同比提升，电力和储能业务的增长有助于抵消产品业务的下滑 [10][14] - 肯尼亚业务恢复正常，KPLC已恢复正常付款并开始减少逾期欠款；解决了1.9亿美元的税务评估，预计对第四季度损益表影响有限 [13][32][33] - 储能业务发展缓慢但成本逐渐降低，对可再生能源战略愈发重要；加州停电事件增加了对战略储能解决方案的需求 [42] 其他重要信息 - 2020年11月3日，公司董事会宣布每股0.11美元的股息，将于12月2日支付给11月18日登记在册的股东 [31] - 预计2020年剩余时间的资本支出约为1.27亿美元，包括新项目建设和现有电厂的改进 [47] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 肯尼亚KPLC是否在9月解除不可抗力，目前购电量是否接近疫情前水平？ - 公司表示KPLC在9月底解除不可抗力，目前购电量高于第三季度，但仍略低于去年；肯尼亚业务正逐步恢复正常，预计限电情况将继续改善 [52] 问题2: 截至目前业务中断保险的收入情况，以及第四季度预计收回的金额和未决索赔金额？ - 公司称截至目前保险收入约3000万美元；在1亿美元的保单中，已收回约60%；正在与保险公司协商，第四季度不太可能有新的收入 [53][54] 问题3: 产品业务5000万美元的积压订单能否作为2021年营收的合理指标，是否有可能实现更高营收？ - 公司表示目前未提供2021年的指引；由于收入按完工百分比确认，签约到确认收入有时间延迟，2021年营收将低于2020年；现在签约的合同最早在第二、三季度开始确认收入 [55][56] 问题4: 2021年资本支出预计增长幅度？ - 公司称过去两年增加了24兆瓦的产能，计划在未来两年增加160 - 180兆瓦，2021 - 2022年的增长幅度将超过10% - 20% [58] 问题5: 2020年营收指引下限的驱动因素是什么？ - 公司表示电力业务方面，Puna电厂重启时间推迟是主要因素；产品业务指引范围缩小，无重大变化；储能业务符合预期 [63] 问题6: 肯尼亚税务和解的600万美元应如何在第四季度建模，是计入其他费用还是商品成本？ - 公司建议将其计入税务项目，其中约300万美元为利息和罚款；该费用不会影响EBITDA，仅影响税率；由于第四季度通常是最好的季度，影响不大 [67] 问题7: 第三季度储能业务是否存在异常定价，当前利润率是否可持续？ - 公司称加州停电导致电价异常上涨，但德州夏季电价较为温和；第三季度储能业务表现较好，但对公司整体影响不大，将持续关注并提供更多指引 [68] 问题8: 如何评价过去几年的并购战略，以及目前地热和储能业务的并购管道情况？ - 公司表示地热业务有活跃的潜在收购管道，正在寻找具有协同效应和增值潜力的项目；储能业务已进行一些收购，并正在讨论更多小型收购项目 [70][71] 问题9: 2021年资本支出增加的情况下，如何为大型并购项目融资？ - 公司称有能力为合适的项目融资；本季度发行了3亿美元债券，且有金融机构愿意提供贷款 [72] 问题10: 洪都拉斯的2010万美元是否包含在调整后EBITDA的指引中？ - 公司表示洪都拉斯的款项是现金流事件，未计入损益表；计入损益表的业务中断收入增加了EBITDA，并反映在指引中 [73]

业绩总结 - 2020年第三季度总收入为1.589亿美元，同比下降6.8%[14] - 电力部门收入为1.237亿美元，同比下降0.3%[14] - 产品部门收入为2960万美元，同比下降31.2%[14] - 能源存储管理服务收入为570万美元，同比增长62.5%[14] - 调整后EBITDA为1.071亿美元，同比增长25.3%[14] - 净收入为1570万美元，同比微增0.5%[14] - 2020年第三季度稀释每股收益（EPS）为0.31美元，较2019年第三季度的0.30美元增长3.3%[76] - 2020年第三季度毛利润为5403万美元，较2019年同期的5549万美元下降2.6%[148] - 2020年第三季度运营收入为5169万美元，较2019年同期的3871万美元增长33.4%[148] 现金流与负债 - 现金及现金等价物增加至2.895亿美元，较上季度增长1364万美元[17] - 截至2020年9月30日，Ormat的现金及现金等价物为2.318亿美元[92] - 截至2020年9月30日，Ormat的总债务为14.744亿美元，平均利率为4.90%[95] 未来展望 - 预计到2022年将增加160-180兆瓦的地热和太阳能容量，约18%的增长[17] - 2020年预计电力收入在550-555百万美元之间[134] - 2020年预计总收入在707-717百万美元之间[137] 订单与市场表现 - 产品部门的订单积压为4960万美元，截至2020年11月3日[17] - 2020年第三季度，Ormat的电力发电量同比下降3.5%[107] - 2020年九个月净收入为7827万美元，较2019年同期的7941万美元下降1.4%[145] - 2020年九个月EBITDA为3.029亿美元，较2019年同期的2.760亿美元增长9.7%[145] - 2020年九个月调整后EBITDA为3.109亿美元，较2019年同期的2.821亿美元增长10.3%[145]

财务数据和关键指标变化 - 2020年第二季度总营收1.75亿美元，同比下降5%；收入成本降至1.1亿美元，同比下降8%；毛利润略降20万美元 [12] - 2020年第二季度综合毛利率为37.4%，高于2019年同期的35.4%；运营收入为4810万美元，同比增长2.5% [16][19] - 2020年第二季度净利息支出为1980万美元，较去年减少170万美元；所得税拨备为1180万美元，有效税率为33.3% [20][21] - 2020年第二季度归属公司股东的净利润为2300万美元，摊薄后每股收益0.45美元；调整后EBITDA为9790万美元，高于去年同期的9490万美元 [23][24] - 截至6月30日，现金及受限现金为2.5亿美元，高于2019年12月31日的1.53亿美元；长期和短期债务净额为13.5亿美元，平均利率为5.03%；净债务为11亿美元 [24][25] - 公司董事会宣布每股0.11美元的季度股息，将于9月1日支付给8月18日登记在册的股东 [26] 各条业务线数据和关键指标变化 电力业务 - 2020年第二季度电力业务收入为1.29亿美元，占总收入的74%，略低于去年同期的1.291亿美元和70% [13] - 该季度Olkaria园区收入受客户削减影响，但其他电厂发电量提升抵消了部分损失；收入成本减少主要因Puna租赁交易终止和其他电厂运维费用降低 [14] - 电力业务毛利率同比扩大至44.1%，主要因运营电厂表现改善 [16] 产品业务 - 2020年第二季度产品业务收入降至4370万美元，同比下降16%，占总收入的25% [15] - 产品业务毛利率为20.6%，与去年持平，预计2020年全年该业务利润率与本季度一致 [17] 储能与管理服务业务 - 2020年第二季度该业务收入为250万美元，低于去年的300万美元，主要受COVID - 19对频率调节市场价格的影响 [15] - 该业务利润率有所改善，但仍为负毛利 [17] 各个市场数据和关键指标变化 - 2020年第二季度公司电厂发电量降至144万兆瓦时，同比下降4.7%，主要因肯尼亚Olkaria电厂发电受限和旧设施因天然气管道需求降低导致发电量下降 [26] - 截至8月3日，产品业务积压订单为6600万美元，预计2021年该业务收入将显著降低 [32] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续发展更具盈利能力的电力业务，计划到2022年底增加160 - 180兆瓦的发电量，并为2023年及以后的增长奠定基础 [10][31] - 公司垂直整合的业务模式使其能够将制造产能转向支持电力业务增长，第二季度内部收入约5000万美元，为过去5年季度间最高水平 [32] - 公司继续扩大储能业务组合，目标是到2022年底使100 - 150兆瓦的项目投入运营 [34] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司团队在COVID - 19环境下运营表现出色，电力业务盈利能力的提升带动了第二季度的业绩 [8] - 疫情导致大型项目合同授予延迟，但产品业务仍有望实现2020年全年收入预测 [10] - 公司采取的措施和电力业务稳定的长期合同组合减轻了COVID - 19的影响，公司正按计划扩大电力业务 [37] 其他重要信息 - 公司在肯尼亚收到肯尼亚税务局3项2013 - 2017年税务审计评估，其中第三项已从1700万美元降至不到300万美元，另外两项因COVID - 19讨论进度放缓 [27] - 公司在洪都拉斯有一笔2000万美元的逾期发票，目前正与客户商讨分期支付事宜 [28] - Puna电厂的重新调试工作正在进行，预计第三季度末完成变电站相关工作，第四季度开始发电，年底发电量逐步增至29兆瓦 [28][29] - 公司预计2020年剩余时间的资本支出约为2.07亿美元，包括新项目建设、现有电厂升级等 [35] - 公司缩小了2020年全年业绩指引上限，预计总收入在7.1 - 7.25亿美元之间，调整后EBITDA在4 - 4.1亿美元之间 [36] 问答环节所有提问和回答 问题1: 在当前环境下，项目开发加速的机会在哪里，是更侧重于美国国内还是国际？ - 2021 - 2022年的增长主要集中在美国，新项目有望符合生产税收抵免（PTC）资格；全球方面，公司对印度尼西亚和挪威的项目感兴趣，若勘探顺利，这些项目将成为2022年后的增长点 [42][43] 问题2: 肯尼亚税务解决方案中，是否是将一项评估从1700万美元降至300万美元，另外两项评估情况如何？ - 是的，第三项评估已从1700万美元降至不到300万美元；另外两项评估的讨论因COVID - 19放缓，公司认为自身税务立场符合肯尼亚税法，随着肯尼亚8月开放边境，讨论有望加速 [27][44][45] 问题3: 与肯尼亚电力公司关于合同的讨论情况如何，长期合同有无变化？ - 公司与肯尼亚电力公司（KPLC）的长期合同受不可抗力影响不大，KPLC认同这一观点，双方未就购电协议（PPA）价格进行讨论 [47][48] 问题4: 是否仍从肯尼亚和洪都拉斯的交易对手方收到付款，应收账款天数（DSOs）上升的原因及未来预期？ - 公司在肯尼亚和洪都拉斯都有持续收款；KPLC付款速度在过去两年有所放缓，但仍在付款，洪都拉斯付款正常，2000万美元逾期款项有望分期支付 [50] 问题5: 电力业务收入预期略降的主要原因是什么？ - 主要是由于COVID - 19的不确定性、肯尼亚的发电削减以及管道天然气供应不足 [51] 问题6: 产品订单延迟的具体项目情况，是融资延迟、监管延迟还是其他原因，为何地热行业受影响更严重？ - 决策过程延迟是主要原因，在新西兰、菲律宾和墨西哥等运营地区，并非监管问题；土耳其存在监管延迟，该国原计划年初发布新法规，但因COVID - 19推迟，若法规出台将有更多项目 [54] 问题7: 储能业务的项目管道情况如何，与其他公司相比的竞争优势是什么？ - 公司在多个市场活跃，有多个项目正在进行互联工作，完成后可参与招标；储能市场需求大，尽管竞争激烈，但招标数量众多 [56] 问题8: 请回顾Puna电厂29兆瓦产能在2021年的情况，过去运营时的收入和EBITDA情况，以及与未来预期的可比性？ - 过去Puna电厂38兆瓦产能时，收入约3800 - 4000万美元，EBITDA约2000万美元；若降至29兆瓦，收入和EBITDA会相应降低，前25兆瓦的定价与HELCO的避免成本相关，目前避免成本与2018年初相近 [57] 问题9: 全球其他电力设施的购电协议是否为照付不议，有无其他可变因素？ - 洪都拉斯、危地马拉和瓜德罗普的所有设施购电协议均为照付不议 [59] 问题10: 洪都拉斯发出的不可抗力信函有无后续进展？ - 没有后续讨论，对方继续购买电力并支付账单 [60] 问题11: 肯尼亚另外两项税务评估的未偿还本金和罚款情况如何？ - 另外两项评估本金约1.57亿美元，加上相关费用约1.6亿美元，还有一定的罚款和利息，具体金额待进一步讨论 [63]

业绩总结 - 2020年第二季度总收入为1.749亿美元，同比下降5.0%[14] - 第二季度净利润为2300万美元，同比下降32.1%[14] - 每股摊薄收益为0.45美元，同比下降32.8%[14] - 2020年净收入为25,270千美元，较2019年的36,197千美元下降30.3%[161] - 2020年调整后的净收入为23.0千美元，较2019年的20.6千美元增长6.8%[166] 收入构成 - 电力部门收入为1.287亿美元，同比下降0.3%[14] - 产品部门收入为4370万美元，同比下降16.0%[14] - 能源存储管理服务部门收入为250万美元，同比下降15.0%[14] - 2020年电力收入预期为$550-$560百万，产品收入预期为$140-$150百万，总收入预期为$710-$725百万[148][152] 毛利与EBITDA - 总毛利为6540万美元，同比增长0.4%[14] - 调整后EBITDA为9790万美元，同比增长3.2%[14] - 2020年调整后EBITDA预期为$400-$410百万[153] - 2020年EBITDA为96,391千美元，较2019年的92,095千美元增长4.8%[161] 部门表现 - 电力部门毛利率为44.1%，较去年同期的42.8%有所上升[14] - 产品部门毛利率保持在20.6%不变[14] - 2020年第二季度电力部门的调整后EBITDA为$4.4百万，下降5.1%[94] - 2020年第二季度产品部门的调整后EBITDA为-$2.3百万，下降26.9%[94] - 2020年第二季度能源存储管理服务部门的调整后EBITDA为$0.9百万，下降137.9%[94] 资本支出与债务 - 截至2020年6月30日，公司总债务为$1,370.8百万，其中长期非追索债务占51.6%[115] - 2020年资本支出需求总计为$207百万，包括建设与增强$120百万[138][145] 订单与市场展望 - 截至2020年8月3日，产品部门的订单积压为$66百万，95.5%为地热合同[131] 其他信息 - 2020年折旧和摊销费用为36,812千美元，较2019年的35,751千美元增加2.9%[161] - 2020年合并和收购交易成本为618千美元，较2019年的500千美元增加23.6%[161] - 2020年来自衍生品会计的公允价值变动损失为(1,482)千美元，较2019年的(370)千美元增加300%[161] - 2020年未合并公司的投资调整为3,199千美元，较2019年的2,579千美元增长24.0%[161] - 2020年结算费用为89千美元，2019年无此费用记录[161]

财务数据和关键指标变化 - 2020年第一季度总营收1.921亿美元，同比下降3.5%；收入成本降至1.103亿美元，降幅11.7%，毛利润增加760万美元 [15] - 2020年第一季度调整后EBITDA为1.06亿美元，高于2019年第一季度的1.018亿美元 [26] - 2020年第一季度净利息支出为1730万美元，减少400万美元；所得税拨备为1810万美元，有效税率37.2%；归属于公司股东的净利润为2600万美元，摊薄后每股收益0.51美元 [24][25][26] - 截至2020年3月31日，现金及现金等价物和受限现金及现金等价物为3.198亿美元，高于2019年12月31日的1.531亿美元；长期和短期债务净额为14亿美元，平均利率4.7%，净债务为11亿美元 [27][28] 各条业务线数据和关键指标变化 电力业务 - 2020年第一季度营收1.429亿美元，占总营收74.4%，与2019年同期持平；成本收入下降620万美元，毛利率从2019年第一季度的45.7%扩大至50% [16][19] - 2020年第一季度发电厂发电量降至165万兆瓦时，降幅2.7%，主要因肯尼亚的削减和NV Energy的输电线路升级 [44] 产品业务 - 2020年第一季度营收降至4740万美元，降幅9%，占总营收24.7%；毛利率从2019年第一季度的19.2%提升至22% [17][20] 储能和管理服务业务 - 2020年第一季度营收180万美元，低于2019年的400万美元，主要因2019年第一季度有一次性EPC项目收入；该业务毛利率为负 [17][21] 各个市场数据和关键指标变化 文档未提及相关内容 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划在2022年底前实现180 - 200兆瓦的增长目标，继续推进美国的项目，并投资有资格获得PTC的项目 [51][52] - 公司更新未来发展目标，计划在2020 - 2022年投产100 - 150兆瓦的储能项目 [57] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为尽管面临COVID - 19疫情，但凭借稳定的长期合同组合和采取的措施，能够缓解疫情影响；公司对自身业务模式、地理和收入多样性以及团队有信心，相信能顺利度过困难时期 [11][13][103] 其他重要信息 - 公司CEO Isaac Angel将于7月1日退休，总裁Doron Blachar将接任CEO；Assi Ginzburg成为新的首席财务官 [14] - 公司董事会批准并授权支付每股0.11美元的季度股息，将于6月2日支付给5月21日收盘时登记在册的股东 [30] - 公司预计2020年剩余时间的资本支出约为2.42亿美元，包括新项目建设、现有电厂升级、勘探开发等 [58][59] - 公司更新2020年全年指引，预计总营收在7.1 - 7.4亿美元之间，电力业务营收在5.5 - 5.7亿美元之间，产品业务营收在1.4 - 1.5亿美元之间，储能和需求响应业务营收在1500 - 2000万美元之间；调整后EBITDA预计在4 - 4.15亿美元之间，少数股东权益调整后EBITDA约为2600万美元 [60][61] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 请详细说明洪都拉斯和奥卡里亚项目对EBITDA的影响，以及洪都拉斯项目哪些方面包含在指引中 - 肯尼亚项目中，容量付款占电厂收入的绝大部分，容量付款不受削减影响，仅能源付款受影响，公司预计最终该项目收入下降不显著；洪都拉斯项目仅收到不可抗力通知，目前无索赔，影响尚不清楚 [65][66] 问题2: 肯尼亚和洪都拉斯两个客户的应收账款同比大幅增加，且似乎早于COVID - 19，能否说明与这两个客户的总体业务动态 - 肯尼亚客户过去五六年付款一直滞后，但最终会付款，此次COVID - 19预计仅影响能源付款；洪都拉斯客户在管理层变更后付款及时，但有2000万美元债务逾期一年多，公司正在仲裁，客户称等待IMF资金来偿还 [68][69] 问题3: 未来18个月计划部署的项目是否有被取消的风险，能否量化风险 - 大部分项目属于SCPPA1投资组合，预计按时上线；去年底宣布的PTC项目，除非找到其他投资组合项目，否则将按市场价格出售，这些项目均按计划进行 [71][73] 问题4: 关于生产税收抵免（PTC）规则可能修改，公司今年为使项目符合PTC资格的勘探工作和资本支出预期如何，延长时间线对公司有何帮助 - 相关信息主要涉及太阳能、储能和风力项目，公司希望也适用于地热项目；公司有一批今年准备申请PTC的项目，目前资金状况良好，若PTC延长，将有更多项目符合资格 [77][78] 问题5: 印尼110兆瓦地热扩建项目的可行性研究进展如何，何时完成，下一步计划是什么 - Ijen项目进展好于预期，第一口井钻探资源发现时间早于预期，原计划2022 - 2023年完成，预计按时或提前完成 [79] 问题6: 普纳项目的输电升级何时完成，公用事业工作是否已实质性开始，COVID - 19对时间表有何影响 - 预计HELCO将于8月架设电线杆和输电线路，若顺利，公司将开始供电；目前未预计到因COVID - 19导致的施工延误 [80][82] 问题7: 肯尼亚项目除削减和应收账款问题外，历史税务诉讼情况如何，能否更新相关信息 - 公司收到肯尼亚税务局（KRA）的评估，但根据公司理解、审计师和法律建议，这些评估与公司在肯尼亚的业务无关或不正确，公司将按肯尼亚流程处理，先进行替代性纠纷解决，必要时走法律程序 [88][89] 问题8: 能否详细说明肯尼亚项目容量付款与能源付款的情况，以及削减风险的程度 - 容量付款与能源付款比例约为90% : 10%；容量付款不受实际发电量削减影响，实际每兆瓦时价格在90多美元，特定季度因削减或维护等因素，平均价格可能会有所上升 [92][94] 问题9: 保险方面，已收到2780万美元，总保额约1亿美元，后续保险金支付节奏如何 - 4月收到一些小额款项，公司正在与其他保险公司协商和解，但有一家保险公司不愿协商，公司已起诉，后续需视法律程序进展而定 [96] 问题10: 今年的指引是否包含保险收入 - 指引包含类似普纳项目的业务中断收入，但并非全部计入收入，有少量金额可能影响指引 [97] 问题11: 如何看待今年的税率情况 - 本季度税率约为37%，由于公司特定的税收状况和估值备抵的变化，很难准确预测税率，通常以最近一期记录的税率作为未来的最佳估计，但不同国家和年份税率会有所不同 [98]