N o v e m b e r 4 , 2 0 2 0 Third Quarter 2020 R E S U L T S SAFE HARBOR STATEMENTS Cautionary Note Regarding Forward-Looking Statements The information presented herein includes forward-looking statements within the meaning of the Private Securities Litigation Reform Act of 1995. These forward-looking statements, which are based on current expectations, estimates and projections about the industry and markets in which Vistra Corp. ("Vistra") operates and beliefs of and assumptions made by Vistra's manageme ...

Vistra Corp (NYSE:VST) Q3 2020 Results Conference Call November 4, 2020 8:00 AM ET Company Participants Molly Sorg - IR Curt Morgan - CEO Scott Hudson - EVP and President-Retail David Campbell - CFO James Burke - COO Conference Call Participants Shahriar Pourreza - Guggenheim Julien Dumoulin - Bank of America Steve Fleishman - Wolfe Research Operator Ladies and gentlemen, thank you for standing by, and welcome to this Vistra Third Quarter 2020 Results Conference Call. After the speakers' presentation, ther ...

公司规则采用与交易情况 - 公司于2020年第一季度采用SEC于2020年3月修订的规则3 - 10，该规则2021年1月4日生效[44] - 2019年11月1日，公司间接全资子公司完成Ambit交易，收购价5.55亿美元[45] - 2019年7月15日，公司间接全资子公司完成Crius交易，收购价4亿美元，承担1.4亿美元债务，获得2600万美元现金[46] - 合并日，Dynegy与公司合并，公司向原Dynegy股东发行94409573股公司普通股，合并结束时公司流通股总数为522932453股[56] 项目开发与建设情况 - 2020年9月，公司宣布在德克萨斯州开发668兆瓦太阳能光伏发电设施和260兆瓦电池储能系统[58] - 2019年6月，公司奥克兰电厂计划开发20兆瓦电池储能系统，后合同修订将容量增至36.25兆瓦，预计2022年1月投入商业运营[60] - 截至2020年9月30日，公司莫斯兰丁一期项目已累计投入约3.56亿美元建设成本，预计2020年12月投入商业运营[61] - 2020年5月，公司宣布莫斯兰丁二期项目，开发100兆瓦电池储能系统，预计2021年第三季度投入商业运营[62] 电厂退役情况 - 2020年9月，公司宣布计划在2027年底前退役伊利诺伊州和俄亥俄州的煤炭发电设施及伊利诺伊州的一座天然气设施，预计产生4300万美元退役费用[63] - 2019年8月宣布计划退役伊利诺伊州4座发电厂，总装机容量2068兆瓦，因伊利诺伊州多污染物标准规则要求退役约2000兆瓦发电容量[65] - 预计电厂退役费用4700万美元，于2019年第三季度计提，主要计入资产关闭部门运营成本[65] - 伊利诺伊州总计2653兆瓦的电厂已或即将退役，包括Coffeen、Duck Creek、Havana、Hennepin和Edwards[65][66] 财务营收数据 - 2019年9月30日止九个月的未经审计合并备考财务信息显示，收入为95.13亿美元，净收入为6.29亿美元[53] - 2020年第三季度总营收35.52亿美元，其中零售能源收费25.07亿美元，其他收入3.14亿美元[67] - 2019年第三季度总营收31.94亿美元，其中零售能源收费21.76亿美元，其他收入 - 8.32亿美元[69] - 2020年前九个月总营收89.19亿美元，其中零售能源收费63.51亿美元，其他收入7.52亿美元[71] - 2019年前九个月，公司总营收为89.49亿美元，其中零售能源收费在ERCOT为3.716亿美元，在东北/中西部为1.239亿美元，批发发电收入为2.739亿美元，容量收入为3500万美元，其他批发合同收入为7630万美元[73] 套期保值和其他收入情况 - 2020年第三季度套期保值和其他收入包含2.87亿美元商品头寸按市值计价的未实现净收益[67] - 2019年第三季度套期保值和其他收入包含0.86亿美元商品头寸按市值计价的未实现净损失[69] - 2020年前九个月套期保值和其他收入包含4.18亿美元商品头寸按市值计价的未实现净收益[71][72] 绩效义务确认情况 - 截至2020年9月30日，公司未来未履行或部分未履行的与容量拍卖或客户合同相关的绩效义务总计1.89亿美元、8.28亿美元、4.86亿美元、1.21亿美元和3800万美元，将分别在2020年、2021年、2022年、2023年和2024年确认，之后还有1800万美元[75] 贸易应收账款情况 - 2020年9月30日，贸易应收账款净额为13.72亿美元，其中与客户合同相关的贸易应收账款净额为12.63亿美元，其他贸易应收账款净额为1.09亿美元；2019年12月31日，贸易应收账款净额为13.65亿美元，其中与客户合同相关的贸易应收账款净额为12.46亿美元，其他贸易应收账款净额为1.19亿美元[76] 商誉与无形资产情况 - 截至2020年9月30日，公司商誉余额为25.83亿美元，较2019年12月31日的25.53亿美元增加3000万美元[78] - 2020年9月30日，可辨认无形资产总额为24.64亿美元，较2019年12月31日的27.48亿美元减少2.84亿美元；可辨认无形资产负债总额为2.91亿美元，较2019年12月31日的2.86亿美元增加500万美元[79][81] - 2020年前九个月，有限寿命可辨认无形资产和负债相关费用为4.43亿美元，2019年同期为3.68亿美元；2020年第三季度为1.43亿美元，2019年同期为1.65亿美元[82] - 截至2020年9月30日，未来五年可辨认无形资产和负债的预计摊销费用分别为2020年3.71亿美元、2021年2.63亿美元、2022年1.7亿美元、2023年1.26亿美元和2024年8000万美元[84] 税前收入与所得税情况 - 2020年第三季度，公司税前收入为6.41亿美元，所得税费用为 - 1.99亿美元，有效税率为31.0%；2019年同期，税前收入为1.59亿美元，所得税费用为 - 4500万美元，有效税率为28.3%[85] - 2020年前九个月，公司税前收入为9.34亿美元，所得税费用为 - 2.83亿美元，有效税率为30.3%；2019年同期，税前收入为9.62亿美元，所得税费用为 - 2.7亿美元，有效税率为28.1%[85] - 2020年第三季度和前九个月有效税率高于美国联邦法定税率21%，主要是由于TRA的不可抵扣影响和州所得税；2019年同期有效税率高于法定税率，主要是由于TRA的不可抵扣影响和州所得税，以及伊利诺伊州部分净营业亏损估值备抵的影响[85][86] 税收相关情况 - 公司预计2020年因加速替代最低税（AMT）退款收到约6400万美元，2019 - 2020年税年利息费用扣除累计增加约3.5亿美元，2021年税年利息费用扣除增加约2.5亿美元，还利用《关怀法案》工资延期机制将约2100万美元付款从2020年推迟到2021年[87] - 截至2020年9月30日和2019年12月31日，不确定税务状况分别为3600万美元和1.26亿美元，2020年第三季度因第163(j)条最终法规调整递延税资产和负债8700万美元[88] - 2020年和2019年前九个月，税收应收协议（TRA）义务期初分别为4.55亿美元和4.2亿美元，期末分别为4.11亿美元和4.43亿美元[91] - 2020年第三季度和前九个月，TRA义务账面价值分别减少7400万美元和9400万美元；2019年第三季度和前九个月，分别增加4800万美元和减少1900万美元[92] - 截至2020年9月30日，TRA义务估计账面价值为4.11亿美元，未折现的联邦和州付款总额估计约为14亿美元，预计超半数将在未来15年支付，最终付款预计在2056年左右[92] 每股收益情况 - 2020年第三季度和前九个月，基本每股收益分别为0.91美元和1.36美元，摊薄后每股收益分别为0.90美元和1.35美元；2019年对应数据分别为0.23美元、1.43美元和0.23美元、1.42美元[95] 应收账款融资安排情况 - 应收账款融资安排中，2020年7月更新的应收账款融资工具借款额度在不同时间段分别为5.5亿美元、6.25亿美元、5.5亿美元和4.5亿美元，截至2020年9月30日和2019年12月31日，未偿还借款分别为6.25亿美元和4.5亿美元[97][99] 回购协议情况 - 2020年10月，公司签订1.25亿美元回购协议，由商业银行提供[100] 长期债务情况 - 截至2020年9月30日和2019年12月31日，长期债务总额（含即期应付金额）分别为93.8亿美元和103.79亿美元，扣除即期应付金额后分别为92.53亿美元和101.02亿美元[104] - 截至2020年9月30日，Vistra Operations信贷安排包括最高53.04亿美元的高级有担保、第一留置权循环信贷承诺和未偿还定期贷款，其中循环信贷承诺最高27.25亿美元，定期贷款25.79亿美元[106] - 2020年3月，公司以93.875美元的加权平均价格回购1亿美元本金的定期贷款B - 3，并取消，在截至2020年9月30日的九个月记录了600万美元的债务清偿收益[107] - 截至2020年9月30日的九个月，公司在循环信贷安排下借款10.75亿美元，偿还14.25亿美元[107] - 2019年6月，公司用高级有担保票据发行所得净收益偿还定期贷款B - 1的8.89亿美元、定期贷款B - 2的9.77亿美元和定期贷款B - 3的1.34亿美元，并记录了400万美元的债务清偿损失[108] - 2019年3月和5月，公司修订信贷安排，获得2.25亿美元的额外循环信贷安排承诺，信用证子额度增加5000万美元，相关费用200万美元[109] - 截至2020年9月30日，循环信贷安排额度27.25亿美元，无借款，可用额度20.57亿美元；定期贷款B - 3额度25.79亿美元，借款25.79亿美元，无可用额度[111] - 截至2020年9月30日，定期贷款B - 3未考虑利率互换前的加权平均利率为1.90%[112] - 公司承担的远期容量协议中，买方在2020 - 2021规划年将从PJM获得7300万美元的容量付款，该交易按隐含利率1.71%计入长期债务[135] - 截至2020年9月30日，公司承担的长期债务到期情况为：2020年剩余时间5500万美元、2021年9800万美元、2022年4400万美元、2023年4000万美元、2024年15.4亿美元、之后76.76亿美元，未摊销溢价、折扣和债务发行成本为 - 7300万美元，总计93.8亿美元[139] 利率互换协议情况 - 截至2020年9月30日，公司签订了多笔利率互换协议，名义金额从7亿美元到30亿美元不等，利率范围在3.20% - 4.79%之间[118] 备用信用证安排情况 - 2020年8月和9月，公司签订四个364天备用信用证安排，截至9月30日，有1.66亿美元信用证未偿还[120] - 2019年12月31日生效的两个备用信用证安排额度共5亿美元，截至2020年9月30日，有5亿美元信用证未偿还，其中2.5亿美元于2020年12月到期，2.5亿美元于2021年12月到期[121] 债券发行与回购情况 - 2019年前九个月，公司发行20亿美元高级有担保票据和26亿美元高级无担保票据[123][126] - 2018年11月董事会授权最高2亿美元的债券回购计划，2019年7月授权最高10亿美元偿还或回购债务，取代剩余的2亿美元额度；截至2020年4月，已回购6.84亿美元债务；2020年4月又授权最高10亿美元，取代之前剩余的3.16亿美元额度；截至2020年9月30日，已回购约6.66亿美元[128] - 2020年7月，公司赎回全部1.66亿美元的8.125%高级无担保票据，赎回价格为总本金的104.063%，记录了600万美元的债务消除收益[129] - 2020年6月，公司赎回全部5亿美元的5.875%高级无担保票据，赎回价格为总本金的100.979%，记录了300万美元的债务消除收益[130] - 2020年1月，公司赎回全部8100万美元的8.00%高级无担保票据，赎回价格为总本金的104.0%，记录了200万美元的债务消除收益[131] - 2019年6月，公司用净收益进行现金要约收购，购买8.45亿美元特定票据，记录了700万美元的债务消除收益；7月又接受并结算了约100万美元的7.625%高级无担保票据[132] - 2019年2月，公司用净收益进行现金要约收购，购买11.93亿美元的7.375%高级无担保票据，记录了700万美元的债务消除收益[133] 未偿还信用证与 surety 债券情况 - 截至2020年9月30日，公司未偿还信用证总计13.36亿美元，未偿还 surety债券总计9900万美元[141] 法律诉讼与监管程序情况 - 公司面临多起法律诉讼和监管程序，包括天然气指数定价诉讼、铁路运输纠纷等，部分案件结果无法预测，可能对公司产生重大影响[143] 环保规则相关情况 - 修订后的伊利诺伊州多污染物标准（MPS）规则使公司在MISO的SO₂和NOₓ排放量分别降低48%和42%，且要求2019年至少退役2000兆瓦的发电量[152] - 2020年10月EPA最终规则将FGD和底灰运输水的合规日期延长至不晚于2025年12月，允许符合条件的设施申请2028年退役豁免[154] - 2020年8月EPA最终规则规定无衬里CCR蓄水池停止接收废物并启动关闭的截止日期为2021年4月11日，公司已申请合规延期[155] - 2017年10月EPA发布德克萨斯州发电单位BART最终规则，公司蒙蒂塞洛、大布朗和桑多4号电厂的退役增强了其遵守该规则的能力[150] - 2020年2月EPA发布最终规则撤回德克萨斯州SIP Call，同年4月环保组织请愿挑战该行动[151] - 2016年11月EPA确定公司大布朗、蒙蒂塞洛和马丁湖发电厂周边县的SO₂不达标指定，2020年8月发布未提交达标计划的认定[153

S e p t e m b e r 2 9 , 2 0 2 0 Investor Presentation SAFE HARBOR STATEMENTS Cautionary Note Regarding Forward-Looking Statements The information presented herein includes forward-looking statements within the meaning of the Private Securities Litigation Reform Act of 1995. These forward-looking statements, which are based on current expectations, estimates and projections about the industry and markets in which Vistra Corp. ("Vistra") operates and beliefs of and assumptions made by Vistra's management, inv ...

Vistra Corp (NYSE:VST) Q2 2020 Earnings Conference Call August 5, 2020 8:00 AM ET Company Participants Molly Sorg - IR Curt Morgan - CEO David Campbell - CFO Jim Burke - COO Conference Call Participants James Kennedy - Guggenheim Securities Julien Dumoulin-Smith - Bank of America Merrill Lynch Michael Weinstein - Credit Suisse Jonathan Arnold - Vertical Research Partners Operator Ladies and gentlemen, thank you for standing by, and welcome to the Vistra Second Quarter 2020 Results Conference Call. [Operator ...

A u g u s t 5 , 2 0 2 0 Second Quarter 2020 R E S U L T S SAFE HARBOR STATEMENTS Cautionary Note Regarding Forward-Looking Statements The information presented herein includes forward-looking statements within the meaning of the Private Securities Litigation Reform Act of 1995. These forward-looking statements, which are based on current expectations, estimates and projections about the industry and markets in which Vistra Corp. ("Vistra") operates and beliefs of and assumptions made by Vistra's management, ...

公司规则采用与交易事项 - 公司于2020年第一季度采用SEC修订的Rule 3 - 10规则，该规则2021年1月4日生效，允许提前采用[43] - 2019年11月1日，公司间接全资子公司完成Ambit交易，收购价格5.55亿美元[44] - 2019年7月15日，公司间接全资子公司完成Crius交易，收购价格4亿美元，承担1.4亿美元未偿债务，收购2600万美元现金[45] - 合并日，Dynegy与公司完成合并，Dynegy股东每股普通股兑换0.652股公司普通股，公司向原Dynegy股东发行94409573股普通股，合并后公司流通股总数为522932453股[50][51] 电池ESS项目开发 - 2019年6月，公司奥克兰电厂计划开发20MW电池ESS，2020年4月合同修订将容量增至36.25MW，预计2022年1月投入商业运营[52] - 截至2020年6月30日，公司莫斯兰丁一期300MW电池ESS项目累计投入约3.15亿美元建设成本，预计2020年第四季度投入商业运营[53] - 2020年5月，公司宣布计划开发莫斯兰丁二期100MW电池ESS，预计2021年第三季度投入商业运营[54] 发电厂退役相关 - 2019年8月，公司宣布计划退役伊利诺伊州四座总装机容量2068MW的发电厂，因伊利诺伊州多污染物标准规则要求退役约2000MW发电容量[56] - 2019年9月，公司宣布解决爱德华兹工厂诉讼，该工厂将于2022年底退役[56] - 公司预计工厂退役费用4700万美元，2019年9月30日止三个月计提，主要计入资产关闭部门运营成本；2019年8月重新计量养老金和其他退休后福利计划，使福利义务负债增加2100万美元，税前其他综合损失1800万美元，缩减费用300万美元[56] - 修订后的伊利诺伊州多污染物标准（MPS）规则使公司在MISO的SO₂和NOₓ允许排放量分别降低48%和42%，且要求2019年至少退役2000兆瓦的发电量[137] - 2019年公司为遵守MPS规则，退役了哈瓦那、亨内平、科菲恩和达克克里克四座电厂[137] 营收数据关键指标变化 - 2020年第二季度总营收为25.09亿美元，2019年同期为28.32亿美元，同比下降11.4%[58][59] - 2020年上半年总营收为53.67亿美元，2019年同期为57.55亿美元，同比下降6.7%[60][62] - 2020年第二季度零售能源费用在ERCOT为1.411亿美元，2019年同期为1.091亿美元，同比增长29.3%[58][59] - 2020年上半年零售能源费用在ERCOT为2.665亿美元，2019年同期为2.116亿美元，同比增长25.9%[60][62] - 2020年第二季度批发发电收入从ISO/RTO为1.79亿美元，2019年同期为4.97亿美元，同比下降64.0%[58][59] - 2020年上半年批发发电收入从ISO/RTO为4.43亿美元，2019年同期为13.71亿美元，同比下降67.7%[60][62] - 2020年第二季度容量收入从ISO/RTO为0.29亿美元，2019年同期为1.36亿美元，同比下降78.7%[58][59] - 2020年上半年容量收入从ISO/RTO为0.74亿美元，2019年同期为2.96亿美元，同比下降74.9%[60][62] - 2020年第二季度其他批发合同收入为3.01亿美元，2019年同期为1.9亿美元，同比增长58.4%[58][59] 财务指标数据变化 - 截至2020年6月30日，公司未来未履行或部分未履行的履约义务总计18.82亿美元，将在2020 - 2024年及以后分别确认[63] - 2020年6月30日贸易应收账款净额为12.72亿美元，2019年12月31日为13.65亿美元[64] - 2020年6月30日商誉余额为25.68亿美元，较2019年12月31日的25.53亿美元有所增加[66] - 2020年6月30日可辨认无形资产总额为25.32亿美元，2019年12月31日为27.48亿美元[66] - 2020年6月30日可辨认无形资产负债总额为2.94亿美元，2019年12月31日为2.86亿美元[68] - 2020年第二季度无形资产资产费用为1.55亿美元，2019年同期为0.97亿美元；2020年上半年为3亿美元，2019年同期为2.03亿美元[68] - 截至2020年6月30日，未来五年可辨认无形资产和负债的预计摊销费用分别为2020年3.69亿美元、2021年2.57亿美元、2022年1.61亿美元、2023年1.16亿美元、2024年0.78亿美元[70] - 2020年第二季度有效税率为29.3%，2019年同期为29.5%；2020年上半年为28.7%，2019年同期为28.0%[71] - 公司预计2020年因加速AMT退款收到约6400万美元，2019 - 2020年税年第163(j)条下利息费用扣除增加约5.5亿美元[76] - 2020年6月30日和2019年12月31日不确定税务状况分别为1.25亿美元和1.26亿美元[77] - 截至2020年6月30日，TRA义务估计账面价值为4.69亿美元，未折现的联邦和州付款总额估计约为14亿美元[80][81] - 2020年和2019年截至6月30日的三个月，基本每股收益分别为0.34美元和0.71美元；六个月分别为0.45美元和1.16美元[85] - 2020年和2019年截至6月30日的三个月，稀释每股收益分别为0.34美元和0.70美元；六个月分别为0.45美元和1.15美元[85] 融资与债务相关 - 应收账款融资安排在2020年7月续约，2020年7 - 8月可借款5.5亿美元，8 - 11月可借款6.25亿美元，11 - 12月可借款5.5亿美元，之后可借款4.5亿美元[87] - 截至2020年6月30日和2019年12月31日，应收账款融资安排下未偿还借款均为4.5亿美元，分别由6.39亿美元和6.29亿美元的应收账款支持[89] - 截至2020年6月30日和2019年12月31日，长期债务（含即期应付金额）分别为95.98亿美元和103.79亿美元[91] - 2020年3月，公司回购1亿美元的定期贷款B - 3，并取消，记录了600万美元的清偿收益[94] - 2020年上半年，公司在循环信贷安排下借款9.25亿美元，偿还7.25亿美元[94] - 2019年6月，公司用高级有担保票据发行所得偿还定期贷款B - 1、B - 2和B - 3共计20.00亿美元，记录了400万美元的清偿损失[95] - 截至2020年6月30日，Vistra Operations信贷安排包括最高53.11亿美元的高级有担保、第一留置权循环信贷承诺和定期贷款，未偿还借款为31.36亿美元，可用额度为12.87亿美元[93][98] - 截至2020年6月30日，公司签订了一系列利率互换协议，名义金额从7亿美元到30亿美元不等，到期日从2023年7月到2026年7月，利率范围在3.20% - 4.79%[105] - 2019年公司签订21.2亿美元新利率互换协议，剩余现有互换协议将持续对冲23亿美元债务敞口直至2026年7月[106] - 2019年12月31日到期的两个备用信用证安排总限额5亿美元，2020年6月30日已开出5亿美元信用证，其中2.5亿美元于2020年12月到期，2.5亿美元于2021年12月到期[107] - 2019年上半年公司发行20亿美元高级有担保票据，包括12亿美元利率3.550%、2024年到期和8亿美元利率4.300%、2029年到期的票据，净收益19.76亿美元，债务发行及其他费用2000万美元[108] - 2019年上半年公司发行26亿美元高级无担保票据，包括13亿美元利率5.625%、2027年到期和13亿美元利率5.000%、2027年到期的票据，净收益各12.87亿美元，债务发行及其他费用分别为1600万美元和1300万美元[112] - 2018年11月董事会授权最高2亿美元债券回购计划，2019年7月授权最高10亿美元偿还或回购债务，截至2020年4月已回购6.84亿美元债务；2020年4月董事会再次授权最高10亿美元，截至2020年7月31日已回购约6.66亿美元债务[114] - 2020年1月公司赎回8100万美元利率8.000%高级无担保票据，6月赎回5亿美元利率5.875%高级无担保票据，7月赎回1.66亿美元利率8.125%高级无担保票据，分别记录200万美元、300万美元和无收益[115][116][117] - 2019年2月公司使用净收益进行现金要约收购11.93亿美元7.375%高级票据，6月收购8.45亿美元特定票据，分别记录700万美元收益[118][119] - 公司承担的远期容量协议中，买方将在2020 - 2021规划年从PJM获得1.01亿美元容量付款，该交易按隐含利率2.29%计入长期债务[122] - 2020年6月30日公司长期债务到期情况为：2020年剩余时间2.63亿美元、2021年9600万美元、2022年4400万美元、2023年4000万美元、2024年15.4亿美元、之后76.78亿美元，未摊销溢价、折扣和债务发行成本为 - 6300万美元，总计95.98亿美元[125] - 2020年6月30日公司未偿还信用证总计13.91亿美元，未偿还 surety债券总计7100万美元[127] 环保法规相关 - 德克萨斯州区域雾霾规则中，SO₂排放合规义务自2019年1月1日开始，涉及公司39个发电单元[135] - 2020年6月，EPA签署最终规则确认先前的BART最终规则并包含额外修订，公司预计能够遵守该规则[135] - 2020年2月，EPA发布最终规则撤销德克萨斯州SIP Call；4月，包括塞拉俱乐部在内的环保请愿者向哥伦比亚特区巡回上诉法院提出请愿，质疑EPA的行动[136] - 2019年11月，EPA提议将FGD废水的合规期限延长至不晚于2025年12月31日，维持底灰运输水2023年12月31日的合规日期[139] - 2020年7月，EPA最终确定2019年12月的提案，要求无衬里CCR蓄水池于2021年4月11日开始关闭[142] - 最终规则允许发电厂申请在2023年或2028年退役以达到合规要求，公司可能会采用此合规机制[142] - 2018年8月，哥伦比亚特区巡回上诉法院撤销并发回2015年CCR规则的某些条款，EPA预计将对CCR法规进行进一步修订[142] - 2020年5月，美国俄亥俄州南区地方法院批准同意令，解决2008年、2010年和2014年齐默工厂的违规指控，该同意令对公司经营结果、流动性或财务状况无重大影响[141] 股票回购与股息相关 - 2018年6月公司宣布董事会授权最高5亿美元的股票回购计划，该额度于当年用完；11月又宣布额外最高12.5亿美元的回购计划，累计最高17.5亿美元[154] - 2019年第一季度至6月30日，公司分别回购855.8712万股和1810.0329万股普通股，花费约2.12亿美元和4.48亿美元，均价分别为24.72美元和24.75美元；累计回购5981.7182万股，花费约14.18亿美元，均价23.72美元；截至2020年6月30日，约3.32亿美元可用于额外回购[154] - 2018年11月公司宣布董事会采用股息计划，2019年第一季度开始实施；2019年2 - 10月，董事会宣布每股0.125美元的季度股息；2020年2 - 7月，宣布每股0.135美元的季度股息[156][157] 公司运营分配相关 - 截至2020年6月30日，维斯特拉运营公司根据信贷安排可向母公司分配约61亿美元，无需任何方同意；2020年前6个月分别分配约7.4亿美元和8.5亿美元；2017 - 2019年分别分配约11亿、47亿和39亿美元[158] - 截至2020年6月30日，维斯特拉运营公司不得向母公司分配的受限净资产最高约15亿美元[158] 认股权证相关 - 合并日公司签订协议，原戴纳基认股权证持有人支付35美元行使价（可调整），可获0.652股维斯特拉普通股；截至2020年6月30日，约900万份2024年到期的认股权证流通在外[160] 法律诉讼相关 - 2012年IEPA指控牛顿和科芬工厂CCR地表蓄水池违反地下水标准；2018年6月，指控退休的朱红工厂地表蓄水池有渗漏排放[145] - 2018年12月，塞拉俱乐部向IPCB投诉，称科芬、爱德华兹和乔帕发电设施的煤灰处置和储存导致地下水标准超标[146] - 2019年7月，伊利诺伊州颁布煤灰处置和储存立法；2020年3月，IEPA发布拟议规则，预计2021年初完成规则制定[147] - 2015 - 2016年

公司流动性与资金安排 - 截至2020年3月31日，公司总可用流动性为18.34亿美元，由现金和循环信贷额度下的可用额度组成[247] - 截至2020年3月31日，可用流动性为18.34亿美元，较2019年12月31日的17.26亿美元增加1.08亿美元[303] - 截至2020年3月31日，公司已向交易对手方交付1.37亿美元现金，较2019年12月31日的2.02亿美元减少；已从交易对手方收到0.31亿美元现金，较2019年12月31日的0.08亿美元增加；已向交易对手方开具10.58亿美元信用证，较2019年12月31日的11.50亿美元减少；已从交易对手方收到0.17亿美元信用证，与2019年12月31日持平[307] - 截至2020年3月31日，公司已向PUCT开具8100万美元信用证；已向RTOs/ISOs提供2.74亿美元信用证、1000万美元担保债券和100万美元现金作为抵押支持[312][313] 股票回购计划 - 公司董事会授权了一项总计17.5亿美元的股票回购计划，其中2018年6月授权最多回购5亿美元，11月又授权最多回购12.5亿美元[255] 发电套期保值水平 - 2020年3月31日，ERCOT、PJM、MISO的煤炭/核能/可再生能源发电2020年套期保值水平分别为100%、100%、100%，2021年分别为73%、95%、44%[257] - 2020年3月31日，ERCOT、PJM、NYISO/ISO - NE、CAISO的天然气发电2020年套期保值水平分别为98%、96%、100%、95%，2021年分别为26%、32%、68%、65%[257] 电价及价差变动对收益影响 - ERCOT煤炭/核能/可再生能源发电2020年电价每兆瓦时增加2.5美元，实现税前收益增加100万美元，2021年增加3300万美元[259] - ERCOT煤炭/核能/可再生能源发电2021年电价每兆瓦时降低2.5美元，实现税前收益减少3000万美元[259] - ERCOT天然气发电2020年火花价差每兆瓦时增加1美元，实现税前收益增加200万美元，2021年增加3000万美元[259] - ERCOT天然气发电2021年火花价差每兆瓦时降低1美元，实现税前收益减少2600万美元[259] - ERCOT剩余天然气头寸2020年天然气价格每百万英热单位增加0.25美元，实现税前收益增加200万美元，2021年减少2700万美元[259] - ERCOT剩余天然气头寸2020年天然气价格每百万英热单位降低0.25美元，实现税前收益减少200万美元，2021年增加1400万美元[259] 公司整体财务指标变化 - 2020年第一季度净利润为4500万美元，较2019年同期的2.24亿美元减少1.79亿美元[260][264] - 2020年第一季度运营收入为2.858亿美元，较2019年同期的2.923亿美元减少650万美元[260] - 2020年第一季度销售、一般和行政费用为2520万美元，较2019年同期的1820万美元增加700万美元[260][265] - 2020年第一季度利息费用及相关费用为3000万美元，较2019年同期的2220万美元增加780万美元[260][266] - 2020年第一季度所得税费用为170万美元，有效税率为27.4%；2019年同期所得税费用为770万美元，有效税率为25.6%[268] - 2020年第一季度未调整EBITDA为8亿美元，较2019年同期的9.45亿美元减少1450万美元[272] - 2020年第一季度调整后EBITDA为8.33亿美元，较2019年同期的8.02亿美元增加310万美元[272] - 2020年第一季度套期保值交易未实现净收益减少610万美元[264][272] - 2020年第一季度乔帕/EEI煤矿厂资产减值840万美元[264][272] - 2020年第一季度处置东北能源有限责任公司股权投资损失280万美元[264][272] - 2020年第一季度净收入为4500万美元，2019年同期为2.24亿美元；调整后EBITDA为8.33亿美元，2019年同期为8.02亿美元[275][277] - 2020年第一季度利息费用及相关费用为3亿美元，其中包括1.74亿美元利率互换未实现按市值计价净损失；2019年同期为2.22亿美元，其中包括8000万美元利率互换未实现按市值计价净损失[275][277] - 2020年第一季度折旧和摊销费用为4.38亿美元，其中ERCOT地区包括1900万美元核燃料摊销；2019年同期为4.22亿美元，其中ERCOT地区包括1700万美元核燃料摊销[275][276][277][278] - 2020年第一季度调整后EBITDA增加主要因2019年7月收购Crius和11月收购Ambit带来1.01亿美元更高利润率，以及套期保值活动未实现净损失减少带来4300万美元有利影响等[283] - 2020年第一季度与2019年同期相比，各地区调整后EBITDA变化分别为：ERCOT地区增加1300万美元，PJM地区增加1700万美元，NY/NE地区减少2600万美元，MISO地区减少2900万美元[288] - 2020年第一季度与2019年同期相比，各地区净收入（亏损）变化分别为：ERCOT地区减少4300万美元，PJM地区减少4400万美元，NY/NE地区减少600万美元，MISO地区减少1亿美元[288] - 2020年和2019年第一季度，商品合同资产和负债的净变化（不包括“其他活动”）分别反映了1.25亿美元和1.86亿美元的未实现净收益[293] - 2020年第一季度经营活动提供的现金为5.52亿美元，较2019年第一季度的3.88亿美元增加1.64亿美元[299] - 2020年第一季度投资活动使用的现金为2.84亿美元，较2019年第一季度的1.49亿美元增加1.35亿美元；资本支出为2.61亿美元，较2019年第一季度的1.53亿美元增加1.08亿美元[301] - 2020年第一季度融资活动提供的现金为0.52亿美元，而2019年第一季度融资活动使用的现金为3.44亿美元[302] - 2020年第一季度，公司收到与替代最低税抵免相关的退款3700万美元；无联邦所得税支付，州所得税支付100万美元，无TRA支付[308] - 截至2020年3月31日的三个月，公司收入为27.35亿美元，营业利润为4.44亿美元，净利润为1.01亿美元[324] - 截至2020年3月31日，公司流动资产为39.21亿美元，流动负债为37.96亿美元，非流动资产为216.17亿美元，非流动负债为139.42亿美元，总资产为255.38亿美元，总负债为177.38亿美元[325] - 2020年3月31日，公司基于95%的置信水平和60天的假设持有期，月末平均风险价值（VaR）为3.23亿美元，月末最高VaR为3.61亿美元，月末最低VaR为2.89亿美元；2019年12月31日，月末平均VaR为2.63亿美元，月末最高VaR为5.20亿美元，月末最低VaR为1.03亿美元[337] - 2020年3月31日，若长期债务的浮动利率上升1个百分点（100个基点），公司未来十二个月的年度税前收益预计将减少约1400万美元[338] 零售业务数据变化 - 2020年第一季度零售业务净收入增至9500万美元，较2019年同期增加8000万美元；调整后EBITDA增至3.11亿美元，较2019年同期增加5400万美元[279][282] 地区收入及销量数据变化 - 2020年第一季度ERCOT地区收入为12.71亿美元，较2019年同期增加2.23亿美元；东北部/中西部地区收入为6.4亿美元，较2019年同期增加2.92亿美元[279] - 2020年第一季度燃料、购电成本和配送费总计15.45亿美元，较2019年同期增加3.48亿美元[279] - 2020年第一季度零售电力总销量为20994GWh，较2019年同期增加4661GWh，其中ERCOT地区增加2008GWh，东北部/中西部地区增加2653GWh[279] - 2020年第一季度北德克萨斯平均冷却度日数为正常水平的136.2%，2019年同期为48.1%；加热度日数为正常水平的83.7%，2019年同期为111.2%[279] - 2020年第一季度其他成本中的4000万美元为第三方购电成本，主要与近期Ambit交易有关[279][281] - 2020年第一季度与2019年同期相比，ERCOT地区电力销售收入从3.59亿美元降至2.65亿美元，PJM地区从3.25亿美元降至2.29亿美元，NY/NE地区从2.5亿美元降至7200万美元，MISO地区从1.41亿美元降至7000万美元[284] - 2020年第一季度与2019年同期相比，ERCOT地区净收入从3.01亿美元降至2.58亿美元，PJM地区从1.62亿美元降至1.18亿美元，NY/NE地区从2100万美元降至1500万美元，MISO地区从2100万美元变为亏损7900万美元[284] - 2020年第一季度与2019年同期相比，ERCOT地区调整后EBITDA从2.04亿美元增至2.17亿美元，PJM地区从2.01亿美元增至2.18亿美元，NY/NE地区从8600万美元降至6000万美元，MISO地区从5700万美元降至2800万美元[284] - 2020年第一季度天然气设施产量方面，ERCOT地区为8864GWh（2019年为8391GWh），PJM地区为9430GWh（2019年为9519GWh），NY/NE地区为3718GWh（2019年为4953GWh）[284] - 2020年第一季度褐煤和煤炭设施产量方面，ERCOT地区为5563GWh（2019年为6980GWh），PJM地区为2826GWh（2019年为4940GWh），MISO地区为2868GWh（2019年为4680GWh）[284] - 2020年第一季度CCGT设施容量因子方面，ERCOT地区为51.0%（2019年为48.9%），PJM地区为72.2%（2019年为73.7%），NY/NE地区为36.4%（2019年为48.5%）[284] - 2020年第一季度供暖度日数百分比方面，ERCOT地区为78.0%（2019年为109.5%），PJM地区为82.4%（2019年为100.3%），NY/NE地区为84.2%（2019年为100.7%），MISO地区为84.0%（2019年为100.4%）[284] - 2020年第一季度平均ERCOT北部电力价格为19.39美元/MWh（2019年为24.41美元/MWh），平均NYMEX亨利枢纽天然气价格为1.88美元/MMBTU（2019年为2.89美元/MMBTU）[284] 资产关闭部门数据变化 - 资产关闭部门2020年第一季度运营收入为0美元，较2019年第一季度的85美元减少85美元；净亏损为17美元，较2019年第一季度的24美元减少7美元；调整后EBITDA为-17美元，较2019年第一季度的-22美元增加5美元；产量为0GWh，较2019年第一季度的2476GWh减少2476GWh[292] 信用敞口情况 - 截至2020年3月31日，公司与零售和批发贸易应收账款以及商品合同、套期保值和交易活动产生的净衍生资产相关的总信用敞口（不包括抵押品影响）为13.86亿美元[342] - 截至2020年3月31日，零售部门的信用敞口为9.14亿美元，其中贸易应收账款为8.98亿美元，衍生资产为1600万美元，持有的现金存款和信用证作为抵押品共计5400万美元，净敞口为8.60亿美元[343] - 截至2020年3月31日，ERCOT、PJM、NY/NE和MISO部门的总信用敞口为4.72亿美元，其中衍生资产为4.22亿美元，贸易应收账款为5000万美元；考虑抵押品后，净敞口为4.47亿美元[344][345] - 截至2020年3月31日，三个交易对手方的信用敞口合计为3.10亿美元，占总净敞口的69%[346] 违约风险情况 - 若Vistra Operations或其受限子公司特定指定债务违约金额超过3亿美元，可能导致Vistra Operations信贷安排交叉违约，贷款人可加速到期未偿余额（截至2020年3月31日约33亿美元，包括循环信贷安排下的7亿美元现金借款）[315] - Vistra Operations或任何担保子公司在借款债务文件下违约，未支付到期本金或导致债务加速到期，累计金额达3亿美元或以上，可能导致交叉违约和相关信贷安排终止[317][319][320] - Vistra Energy在高级无担保契约（同意高级票据除外）下违约，未支付到期本金或导致债务加速到期，累计金额达1亿美元或以上，可能导致交叉违约[317] 公司运营影响因素 - 公司运营受司法和监管当局行动决策、协议条款限制、各级政府政策及监管行动影响[350] - 环境事项可能增加公司成本、导致资产减值、限制或终止部分设施运营及产生负面财务影响[350] - 公司面临法律行政诉讼和解、行业趋势、经济状况、疫情、天气等因素影响[350] - 公司运营受煤炭、燃油、天然气库存及运输存储的充足

各业务线发电设施情况 - 公司ERCOT业务有20个发电设施，总发电容量18356MW，包括7个CCGT天然气发电设施（7838MW）、3个褐煤/煤炭发电设施（4500MW）等[44] - 公司PJM业务有17个发电设施，总发电容量10769MW，包括8个CCGT天然气发电设施（5902MW）、3个煤炭发电设施（3428MW）等[47] - 公司NY/NE业务有8个CCGT天然气发电设施，总发电容量4730MW，分布在马萨诸塞州、康涅狄格州等地[52] - 公司MISO业务有4个发电设施，总发电容量3408MW，位于伊利诺伊州，Edwards和Newton有1200MW与PJM电气连接，2020年3月1日终止[56] - 公司CAISO业务有2个发电设施，总发电容量1185MW，包括1个CCGT天然气发电设施（1020MW）和1个燃油发电设施（165MW），计划开发300MW和20MW的ESS[59] 无形资产与负债情况 - 截至2019年12月31日，公司因商标名称在资产负债表上反映的无形资产约为13.91亿美元[64] - 截至2019年12月31日，公司总负债约112亿美元，净负债约109亿美元，债务可能带来多种负面影响[142] - 公司财务报表显示，截至2019年12月31日，与未来TRA付款义务相关的负债为4.55亿美元[162] 发电相关数据 - 2019年公司发电设施产生约1.16亿短吨的二氧化碳[66] - 2016 - 2017年公司在得克萨斯州收购4042兆瓦的联合循环燃气轮机，2018年因合并收购15448兆瓦的联合循环燃气轮机[67] - 2018年公司在得克萨斯州退役4167兆瓦褐煤/煤炭发电设施，2019年在伊利诺伊州退役2068兆瓦煤炭发电设施，预计到2022年底在伊利诺伊州再退役585兆瓦煤炭发电设施[75] - 2018年公司180兆瓦的厄普顿2号太阳能设施开始商业运营，同年该设施10兆瓦的电池储能系统投入使用[75] - 2018 - 2019年公司宣布计划在莫斯兰丁设施开发300兆瓦的电池储能系统，在奥克兰设施开发20兆瓦的电池储能系统，2019年开始建设莫斯兰丁电池储能系统[75] - 2019年公司在康涅狄格州、缅因州、马萨诸塞州和纽约州的发电设施排放约780万吨二氧化碳，2019年12月31日运营这些设施所需的区域温室气体倡议（RGGI）配额现货市场价格约为每个配额5.65美元，2020年2月24日为每个配额5.94美元[75] 市场运营规则 - ERCOT实时电力市场中，运营储备降至2000MW或更低时，ORDC自动将电价调整为既定的失负荷价值9000美元/MWh[42] - PJM管理约180000MW装机容量的电力流向约6500万客户[45] - NYISO管理约39000MW装机容量的电力流向约2000万纽约客户，ISO - NE管理约31000MW装机容量的电力流向约1500万客户[48][50] 环保法规相关 - RGGI各州2017年12月发布更新规则，到2030年二氧化碳年度上限较2020年水平额外降低30%，2021年起二氧化碳排放上限每年减少227.5万吨[74] - 马萨诸塞州2017年8月规定21个州内化石燃料发电单位的二氧化碳排放总量上限从2018年的896万公吨降至2050年的180万公吨[76] - 弗吉尼亚州2019年5月发布最终规则，从2020年起对化石燃料发电单位实施碳排放总量控制与交易计划[77] - 新泽西州2019年6月正式重新加入RGGI，并通过两项规则管理重新进入RGGI拍卖及分配拍卖收益[78] - 加利福尼亚州要求到2030年温室气体排放量比1990年水平降低40%，到2050年降低80%，公司参与季度拍卖或二级市场以获取受影响资产的配额[79] - 2019年8月伊利诺伊州多污染物标准规则变更生效，公司MISO舰队SO2和NOx允许排放量分别降低48%和42%[95] - 2019年公司为遵守MPS规则要求，退休哈瓦那、亨内平、科芬和达克克里克四座电厂，共计2000兆瓦[95] - 2015年10月EPA的CCR规则生效，2018年7月修订，将与含水层位置限制和地下水监测要求相关的关闭期限延长至2020年10月31日[99][100] - 2019年12月EPA提议将无衬砌CCR蓄水池的关闭期限从2020年10月31日修订为2020年8月31日[100] - 2015年10月EPA将臭氧NAAQS从75降至70ppb，2019年8月DC巡回法院维持该标准[91] - 2016年11月马里兰州请求EPA对包括公司齐默设施在内的36个发电单位实施额外NOX排放控制要求，2018年10月EPA拒绝该请求[93] - 2018年3月纽约州请求EPA认定九个州的排放导致纽约不达标，2019年10月18日EPA拒绝该请求[94] - 2020年1月美国司法部就齐默设施2008、2010和2014年NOV指控提起诉讼并提出同意令[96] - 2019年11月法院批准爱德华兹电厂CAA公民诉讼和解协议，要求电厂在2022年底前退休[97] - 2019年7月伊利诺伊州颁布煤灰处置和储存立法，预计IEPA将于2020年3月发布拟议规则，2021年初完成规则制定[105] - 公司遵守冷却水取水结构规则的成本估计约为1600万美元，该估计可能因多种因素而发生重大变化[109] - 2015年11月EPA修订蒸汽发电设施的ELG规则，2017年8月将FGD和底灰废水排放限制最早合规日期从2018年11月1日推迟到2020年11月1日，2019年11月提议将FGD废水合规截止日期延长至不晚于2025年12月31日，底灰运输水合规日期维持在2023年12月31日[110] - 2019年7月EPA敲定ACE规则，公司运营煤电厂的州已开始制定合规计划[182] 业务风险相关 - 公司大部分设施作为“商人”设施运营，无长期电力销售协议，依赖市场价格，若未确保长期协议，收入和盈利能力将受价格波动影响[116] - 公司已提前出售未来一到两年大部分预期电力销售以锁定长期价格，并签订燃料采购和交付合同，但部分合同不允许转嫁燃料成本变化或在燃料供应中断时解除义务[118] - 公司也在短期或现货市场购买大量燃料，燃料和电力市场价格波动可能对财务业绩产生重大不利影响，波动因素包括能源需求、经济状况等[119][120] - 公司可能被迫退役或闲置更多表现不佳的发电单元，导致重大成本并对运营结果产生不利影响[120] - 公司资产或头寸无法完全对冲商品价格和市场热率变化，套期保值交易可能无法按计划进行或对手方可能违约[121] - 公司通过签订合同对冲部分商品价格波动风险，但风险管理程序可能无法按计划运行，无法消除所有风险[122] - 自2008年以来信贷市场收紧和金融监管改革，批发能源商品市场参与者数量减少，市场流动性下降，可能影响公司对冲财务风险的能力[124] - 公司进行套期保值和风险管理活动时面临对手方信用风险，若对手方违约，可能对公司财务状况、经营成果和现金流产生重大不利影响[125] - 公司未对商品衍生品交易采用套期会计，财务结果会因商品远期价格变化大幅波动[127] - 市场结构变化、补贴发电等因素或对公司财务状况、经营成果和现金流产生重大不利影响[128] - 公司发电和零售业务面临多方面竞争，补贴发电可能导致现有设施提前退役[129][130][131] - 零售营销竞争影响公司利润率，客户流动性带来的不确定性或对财务产生不利影响[132] - 能源市场新增发电产能若导致电力供过于求、批发电价下降，将对公司经营和财务状况产生重大不利影响[133] - 员工未经授权的套期活动可能导致重大损失，风险管理政策无法完全消除商品套期活动风险[134][135] - 经济衰退可能导致能源需求下降、客户欠款增加，还可能引发资产减值损失[136] 税务相关 - 公司需向TRA权利持有人支付实际实现的美国联邦、州和地方所得税现金节省额的85% [163] - 若公司违反TRA重大义务或发生特定控制权变更，需按LIBOR加100个基点的折现率支付预期未来税收优惠的现值[167] - 税法规定，公司若发生所有权变更，每年可使用的净营业亏损（NOLs）可能大幅受限，所有权变更指持股5%以上股东的持股比例增加超过50个百分点[156] - 2017年美国税改法案（TCJA）将企业所得税税率降低，限制企业利息费用扣除，将某些净营业亏损扣除限制为当年应纳税所得额的80% [157] - 由于分拆导致所有权变更，公司在五年内可能无法全额抵扣折旧，这将影响税务负债和TRA义务[171] - 公司作为EFH Corp.合并集团成员，可能需承担该集团所有应税年度的美国联邦所得税负债[170] 业务运营风险 - 公司收购和整合业务可能产生意外费用和损失，且可能无法实现预期收益[150] - 公司出售资产可能面临困难，且分拆过程存在诸多风险，如运营分离困难、需提供过渡支持等[151][155] - 公司因并购业务需遵守多个市场监管要求，可能产生额外合规费用[174] - 监管环境变化可能增加公司资本支出、影响财务状况、导致客户流失和成本上升[175] - 公司获取和遵守政府许可及审批的过程复杂，可能影响运营并带来处罚[176] - 公司遵守环境法规可能产生高额成本，环保法规变化会带来不利影响[178] - PJM市场和ISO - NE的机制变化可能导致公司容量收入和非绩效处罚改变[183] - 排放配额的可用性和成本会影响公司运营成本[184] - 未来五年，公司预计花费约3.4亿美元用于褐煤开采复垦活动[186] - 公司面临诉讼、监管调查等法律风险，可能产生重大负债和声誉损害[187] - 公司零售业务受州规则和法规变化影响，REP认证审查可能影响业务竞争力[189] - 美国联邦贸易委员会（FTC）与直销公司达成和解，要求修改补偿计划和商业模式并支付罚款，公司虽确保合规但无法保证监管机构认同[191] - 公司面临私人对直销业务合法性的挑战，独立承包商违规可能损害公司声誉，法院可能追究公司责任[192] - 零售业务受电力供应成本和需求波动影响，若批发成本涨幅高于向客户收费涨幅，或客户实际用电量与预测差异大，将影响收益和现金流[193] - 零售业务面临来自其他零售电力供应商（REP）的激烈竞争，可能导致客户流失和业务受损[194] - 零售业务依赖当地公用事业或独立输电系统运营商的基础设施，基础设施故障会影响客户满意度和公司业绩[196] - 公司业务面临网络安全风险，信息系统受损会影响业务运营、声誉和战略执行，可能增加成本[197] - 美国联邦能源管理委员会（FERC）可对违反电力可靠性标准的行为处以每天最高100万美元的罚款[198] - 零售业务需处理敏感客户数据，数据泄露会损害声誉、导致客户流失和面临法律监管索赔[199] - 公司运营的科曼奇峰核电站存在多种风险，包括设备故障、监管变化和核事故等，可能影响业绩和声誉[200][201] - 发电设施和相关采矿业务资本密集且风险大，包括设施故障、资本不足和环境法规变化等，可能导致收入损失和成本增加[202] 员工相关 - 截至2019年12月31日，公司约1690名员工受集体谈判协议覆盖，其中约670人协议由Dynegy签订并在合并中被公司承接[216] - 从事褐煤开采、褐煤、煤炭和核能发电运营及部分天然气发电运营的员工集体谈判协议在2020年6月至2023年11月间到期[216] 风险价值指标（VaR） - 2019年公司基于95%置信水平和60天持有期，对截至2020年12月的前瞻性期间，月末平均VaR为263美元，月末高VaR为520美元，月末低VaR为103美元[388][389] - 2018年公司基于95%置信水平和60天持有期，对截至2019年12月的前瞻性期间，月末平均VaR为182美元，月末高VaR为267美元，月末低VaR为65美元[388][389] - 2019年VaR风险指标增加主要因与上一年相比，得州电力可靠性委员会（ERCOT）市场波动性增加[389] 能源价格风险管理 - 公司业务受电力、天然气和其他能源相关产品市场价格波动影响，无法完全管理天然气和电力价格长期结构性涨跌的价值影响[384] - 公司通过多种市场交易管理能源价格风险，包括短期和长期实物交付合同、交易所交易和场外金融合同以及与客户的双边合同[385] - 公司使用VaR方法衡量投资组合在各种市场条件下的市场风险，采用参数化流程计算VaR[386][387] 控股公司资金获取 - 公司作为控股公司，获取子公司资金的能力在结构上从属于子公司现有和未来的负债及优先股权益[217] 股息计划 - 2018年11月公司宣布董事会采用股息计划，于2019年第一季度启动，但未来董事会是否宣布或支付普通股股息不确定[218] 债务情况 - 2019年末长期可变利率债务金额为25.65亿美元，平均利率为3.55%；2018年末金额为27.17亿美元，平均利率为4.55%[391] - 2019年末互换为固定利率的债务名义金额为67.2亿美元，平均支付利率为4.77%，平均接收利率为3.21%[391] - 2019年末互换为可变利率的债务名义金额为21.2亿美元，平均支付利率为3.21%，平均接收利率为3.30%[391] - 2019年末，长期债务浮动利率上升1个百分点，未来十二个月年度税前收益预计减少约900万美元[392] 合同与信用敞口 - 截至2019年12月31日，公司与PG&E的资源充足性合同已修订并可执行，无PG&E的应收账款及相关准备金[394][396][397] - 2019年12月31日，公司零售和批发贸易应收账款及商品合同等产生的净衍生资产的总信用敞口为14.07亿美元[398] - 2019年12月31日，零售部门信用敞口为10.24

公司收购情况 - 2019年11月1日，公司完成对Ambit的收购，收购价4.75亿美元外加Ambit的未偿还净营运资金[327] - 2019年7月15日，公司完成对Crius两家子公司股权的收购，收购价约4亿美元（含3.82亿美元未偿还信托单位）[328] 股息与股票回购计划 - 2019年起公司启动年度股息计划，每股约0.5美元，2019年2月、5月和7月分别宣布每股0.125美元的季度股息[332] - 2018年6月和11月，董事会分别授权最高5亿美元和12.5亿美元的股票回购计划[333] 公司杠杆目标 - 公司目标是将综合净杠杆从当前水平降至约2.5倍净债务/EBITDA [334] 发电预估对冲水平 - 2019年9月30日，ERCOT、PJM、MISO的煤炭/核能/可再生能源发电2019年和2020年的预估对冲水平分别为100%、100%、95%和100%、92%、98% [335] - 2019年9月30日，ERCOT、PJM、NYISO/ISO - NE、CAISO的天然气发电2019年和2020年的预估对冲水平分别为94%、95%、100%、98%和59%、65%、78%、83% [335] 电价及价差变化对税前收益影响 - ERCOT煤炭/核能/可再生能源发电2019年10月1日至12月31日和2020年，电价每兆瓦时增加2.5美元，实现的税前收益分别增加100万美元和300万美元[337] - ERCOT天然气发电2019年10月1日至12月31日和2020年，火花价差每兆瓦时增加1美元，实现的税前收益分别增加100万美元和1700万美元[337] - PJM煤炭发电2019年10月1日至12月31日和2020年，电价每兆瓦时增加2.5美元，实现的税前收益分别增加100万美元和500万美元[337] 2019年第三季度财务数据变化 - 2019年第三季度公司净收入为1.14亿美元，较2018年同期减少2.17亿美元[342] - 2019年第三季度公司运营收入为31.94亿美元，较2018年同期的32.43亿美元减少0.49亿美元[340] - 2019年第三季度公司利息费用及相关费用增至2.24亿美元，较2018年同期增加0.7亿美元[343] - 2019年第三季度公司所得税费用为0.45亿美元，有效税率为28.3%；2018年同期所得税费用为1.94亿美元，有效税率为37.0%[345] - 2019年第三季度公司运营现金流为9.41亿美元，较2018年同期的8.92亿美元有所增加[346] - 2019年第三季度公司债务再融资约4亿美元，通过股票回购向股东返还约1.71亿美元[342] - 2019年债务清偿收益总计200万美元，2018年债务清偿损失为2700万美元[343] - 2019年第三季度税收应收协议影响为费用6200万美元，2018年同期为收入1700万美元[344] - 2019年第三季度净收入为1.14亿美元，较2018年的3.31亿美元减少2.17亿美元[358] - 2019年第三季度调整后EBITDA为10.6亿美元，较2018年的11.41亿美元减少0.81亿美元[358] - 2019年第三季度利息费用及相关费用为2.24亿美元，较2018年的1.54亿美元增加0.7亿美元[358] - 2019年第三季度折旧和摊销为4.44亿美元，较2018年的4.46亿美元减少0.02亿美元[358] - 2019年第三季度未实现套期交易净收益为0.79亿美元，较2018年的0.08亿美元增加0.71亿美元[358] 2019年前九个月财务数据变化 - 2019年前三季度公司运营收入为89.49亿美元，较2018年同期的65.81亿美元增加23.68亿美元[340] - 2019年前三季度公司净收入为6.92亿美元，较2018年同期的1.3亿美元增加5.62亿美元[340] - 2019年前九个月公司净收入为6.92亿美元，较2018年同期增加5.62亿美元[350] - 2019年前九个月公司再融资约45亿美元债务，并通过股票回购向股东返还约6.19亿美元[350] - 2019年前九个月利息费用及相关费用增至7.2亿美元，较2018年同期增加4.29亿美元[351] - 2019年债务清偿收益总计1200万美元，2018年债务清偿损失为2700万美元[351] - 2019年前九个月和2018年前九个月，税收应收协议影响费用分别为2600万美元和6500万美元[352] - 2019年前九个月所得税费用总计2.7亿美元，有效税率为28.1%；2018年前九个月所得税费用总计3100万美元，有效税率为19.3%[353] - 2019年前九个月零售业务运营收入为50.14亿美元，2018年前九个月为42.39亿美元[347] - 2019年前九个月燃料、购电成本及交付费用为42.87亿美元，2018年前九个月为34.92亿美元[347] - 2019年前九个月运营成本为11.53亿美元，2018年前九个月为9.26亿美元[347] - 2019年前九个月折旧和摊销费用为12.13亿美元，2018年前九个月为9.67亿美元[347] - 2019年前九个月净收入为6.92亿美元，较2018年的1.3亿美元增加5.62亿美元[358] - 2019年前九个月调整后EBITDA为25.54亿美元，较2018年的20.4亿美元增加5.14亿美元[358] - 2019年前九个月利息费用及相关费用为7.2亿美元，较2018年的2.91亿美元增加4.29亿美元[358] - 2019年前九个月折旧和摊销为12.66亿美元，较2018年的10.27亿美元增加2.39亿美元[358] - 2019年前九个月未实现套期交易净损失为6.25亿美元，较2018年的2.07亿美元增加4.18亿美元[358] - 2019年前九个月公司净利润为6.92亿美元，2018年同期为1.3亿美元[366][370] - 2019年前九个月公司所得税费用为2.7亿美元，2018年同期为3100万美元[366][370] - 2019年前九个月公司利息费用及相关费用为7.2亿美元，2018年同期为2.91亿美元[366][370] - 2019年前九个月公司折旧和摊销费用为12.66亿美元，2018年同期为10.27亿美元[366][370] - 2019年前九个月公司调整前EBITDA为29.48亿美元，2018年同期为14.79亿美元[366][370] - 2019年前九个月公司套期交易未实现净损益为 - 6.25亿美元，2018年同期为2.07亿美元[366][370] 2019年前九个月零售业务数据变化 - 2019年前九个月零售业务总收入为50.14亿美元，2018年同期为42.39亿美元[373] - 2019年前九个月零售业务净收入从3.97亿美元降至300万美元，调整后EBITDA从5.95亿美元降至4.63亿美元[373][376] - 2019年前九个月零售电力总销量为574.83亿千瓦时，2018年同期为476.77亿千瓦时[373] - 2019年前九个月北德州平均制冷度日数为正常水平的96%，制热度日数为正常水平的111%[373] 2019年第三季度调整后EBITDA与净收入变化 - 2019年第三季度调整后EBITDA变化为-2.28亿美元，净收入变化为6.59亿美元；前九个月调整后EBITDA变化为-1.32亿美元，净收入变化为-3.94亿美元[377] 2019年第三季度各区域电力业务数据变化 - 2019年第三季度与2018年同期相比，ERCOT电力销售运营收入从4.94亿美元降至3.21亿美元，PJM从2.55亿美元增至3亿美元，NY/NE从2.16亿美元降至1.75亿美元，MISO从1.3亿美元增至1.58亿美元[378] - 2019年第三季度与2018年同期相比，ERCOT净收入从6.43亿美元降至-0.1亿美元，PJM从6200万美元降至-6200万美元，NY/NE从4700万美元降至2100万美元，MISO从-300万美元降至-8800万美元[378] - 2019年第三季度与2018年同期相比，ERCOT天然气设施产量从11992GWh增至12924GWh，PJM从10097GWh增至10532GWh，NY/NE从6030GWh降至4953GWh[380] - 2019年第三季度与2018年同期相比，ERCOT CCGT设施容量因子从67.9%增至69.5%，PJM从68.3%增至76.3%，NY/NE从55.2%降至47.4%[380] - 2019年第三季度与2018年同期相比，ERCOT冷却度日百分比从99%增至108%，PJM从118%降至116%，NY/NE从120%降至105%，MISO从121%降至119%[380] - 2019年第三季度与2018年同期相比，ERCOT平均电力价格从34.67美元/MWh增至71.13美元/MWh，PJM West Hub从39.98美元/MWh降至31.17美元/MWh，AEP Dayton Hub从40.25美元/MWh降至32.28美元/MWh[380] - 2019年第三季度与2018年同期相比，ERCOT调整后EBITDA变化为2.26亿美元，净收入变化为-6.53亿美元；PJM调整后EBITDA变化为-1800万美元，净收入变化为-1.24亿美元；NY/NE调整后EBITDA变化为-3000万美元，净收入变化为-2600万美元；MISO调整后EBITDA变化为-2800万美元，净收入变化为-8500万美元[385] - ERCOT业务结果变化是由于扣除燃料后的收入增加2.41亿美元，反映出实际电价上涨[385] - PJM业务结果变化是由于扣除燃料后的收入减少2000万美元，反映出电价降低和产量减少1012GWh（7%）；NY/NE业务结果变化是由于扣除燃料后的收入减少2600万美元，反映出电价降低和产量减少1077GWh（22%）；MISO业务结果变化是由于扣除燃料后的收入减少3800万美元，反映出电价降低和产量减少1242GWh（18%）[386][387] 2019年前九个月各区域电力业务数据变化 - 2019年前九个月运营收入方面，ERCOT为33.56亿美元，2018年为21.9亿美元；PJM为18.33亿美元，2018年为11.04亿美元；NY/NE为8.13亿美元，2018年为4.87亿美元；MISO为6.97亿美元，2018年为4.88亿美元[388] - 2019年前九个月净收入方面，ERCOT为13.46亿美元，2018年为2.36亿美元；PJM为2.83亿美元，2018年为0.86亿美元；NY/NE为1.22亿美元，2018年为0.41亿美元；MISO亏损0.42亿美元，2018年盈利0.29亿美元[389] - 2019年前九个月调整后EBITDA方面，ERCOT为11.83亿美元，2018年为8.09亿美元；PJM为5.9亿美元，2018年为3.94亿美元；NY/NE为2.58亿美元，2018年为1.85亿美元；MISO为0.59亿美元，2018年为0.57亿美元[389] - 2019年天然气设施发电量，ERCOT为30255GWh，2018年为26413GWh；PJM为27989GWh，2018年为17969GWh；NY/NE为13593GWh，2018年为9795GWh[389] - 2019年褐煤和煤炭设施发电量，ERCOT为20613GWh，2018年为21257GWh；PJM为11535GWh，2018年为8717GWh；MISO为19321GWh，2018年为14633GWh[389] - 2019年CCGT设施容量因子，ERCOT为55.9%，2018年为59.6%；PJM为70.2%，2018年为66.7%；NY/NE为43.9%，2018年为48.0%[389] - 2019年平均ERCOT North电力价格为40.38美元/MWh，2018年为29.31美元/MWh；2019年PJM West Hub平均市场高峰电力价格为31.22美元/MWh，2018年为42.59美元/MWh[389] - 2019年调整后EBITDA变化方面，ERCOT增加3.74亿美元，PJM增加1.96亿美元，NY/NE增加0.73亿美元，MISO增加0.02亿美元[392] - 2019年净收入变化方面，ERCOT增加11.1亿美元，PJM增加1.97亿美元，NY/NE增加0.81亿美元，MISO减少0.71亿美元[392] - ERCOT业绩变化因发电净收入增加3.65亿美元，PJM和NY/NE因并购业务分别贡献2.01亿美元和0.86亿美元，MISO因净收入减少7600万美元但并购业务贡献4700万美元[393][394]