公司战略与目标 - 公司目标到2030年实现范围1和范围2的CO₂等效排放量较2010年基准减少60%，到2050年实现净零碳排放[264] - 公司目标是降低合并净杠杆，简化和优化资本结构，维持充足流动性，寻求长期债务再融资机会以延长到期日和/或降低持续利息支出[282] 项目开发与建设 - 2022年1月公司宣布若获CPUC批准，将与PG&E签订15年资源充足合同，在莫斯兰丁发电厂开发350MW电池储能系统，该合同于4月获批[264] - 2021年9月公司宣布计划在伊利诺伊州退役或待退役电厂开发成本约5.5亿美元、高达300MW的太阳能光伏发电设施和高达150MW的电池储能系统[264] - 2020年9月公司宣布计划在得克萨斯州开发成本约8.5亿美元、高达768MW的太阳能光伏发电设施和260MW的电池储能系统，其中158MW太阳能发电和260MW电池储能系统于2022年前六个月投入使用[264] 重大事件影响 - 2021年冬季风暴“乌里”对公司运营结果和运营现金流产生重大不利影响，2021年上半年公司税前收益受29亿美元负面影响，2021年全年受22亿美元负面影响，公司获5.44亿美元证券化收益[268][269] 股权融资与回购 - 2021年10月公司发行100万股A系列优先股，净收益约9.9亿美元；12月发行100万股B系列优先股，净收益约9.85亿美元[273][274] - 2021年10月公司董事会授权最高20亿美元的股票回购计划，截至2022年6月30日，已回购4666.116万股，花费约10.86亿美元，剩余约5.05亿美元额度；截至8月2日，已回购7052.1627万股，花费约16亿美元，剩余4亿美元额度；8月4日董事会追加12.5亿美元授权，剩余约16.5亿美元额度[276][277] 产能恢复与套期保值 - 截至2022年6月30日，公司已恢复莫斯兰丁发电厂约393MW（占400MW容量的98%）的产能[266] - 截至2022年6月30日，公司已对2023 - 2025年三年平均预期发电量的60%以上进行套期保值，其中2023年约80%[279] 项目支出调整 - 公司因供应链限制将部分可再生能源项目的计划资本支出从2022年推迟到2023年[280] 信贷协议修订 - 2022年4月和7月，Vistra Operations信贷协议修订，分别设立总计28亿美元和7.25亿美元的新类别延期循环信贷承诺，到期日从2023年6月14日延长至2027年4月29日[283] - 2022年5月，公司修订商品挂钩信贷安排，将总可用承诺从10亿美元增加到20亿美元，并可额外增加10亿美元至30亿美元；随后在5月和6月又将总可用承诺从20亿美元增加到22.5亿美元[285] 业务板块套期保值水平 - 2022年6月30日，德州、日落、东部和西部各业务板块的核/可再生/煤炭发电和天然气发电的预计套期保值水平不同，如德州核/可再生/煤炭发电2022年和2023年分别为95%和85%[287] 拍卖结果 - 2022年6月，公司公布PJM可靠性定价模型（RPM）拍卖结果，总清算容量为6869兆瓦，平均清算价格为37.20美元/兆瓦日[290] 公司整体财务数据关键指标变化 - 2022年第二季度和上半年，公司运营收入分别为15.88亿美元和47.13亿美元，较2021年同期分别减少9.77亿美元和10.59亿美元[293] - 2022年第二季度和上半年，公司燃料、购电成本及交付费用分别为21.62亿美元和44.41亿美元，较2021年同期分别增加8.42亿美元和减少16.24亿美元[293] - 2022年第二季度和上半年，公司运营亏损分别为16.83亿美元和19.72亿美元，较2021年同期分别增加亏损17.45亿美元和减少亏损5.49亿美元[293] - 2022年第二季度和上半年，公司净亏损分别为13.57亿美元和16.41亿美元，较2021年同期分别增加亏损13.92亿美元和减少亏损3.63亿美元[293] - 2022年第二季度综合业绩减少17.45亿美元，运营亏损达16.83亿美元[295] - 2022年第二季度利息费用及相关费用减少2600万美元至1.09亿美元[296] - 2022年和2021年第二季度，税收应收协议影响分别为3400万美元和4100万美元费用[297] - 2022年第二季度所得税收益为4.07亿美元，有效税率为23.1%；2021年同期为1.15亿美元，有效税率为143.8%[298] - 2022年上半年运营亏损减少5.49亿美元至19.72亿美元[302] - 2022年上半年利息费用及相关费用减少4800万美元至1.16亿美元[303] - 2022年和2021年上半年，税收应收协议影响分别为1.15亿美元和400万美元费用[304] - 2022年上半年所得税收益为4.98亿美元，有效税率为23.3%；2021年同期为6亿美元，有效税率为23.0%[305] - 2022年Q2净亏损13.57亿美元，2021年Q2净利润3500万美元，同比减少13.92亿美元[309] - 2022年上半年净亏损16.41亿美元，2021年上半年净亏损20.04亿美元，同比减少3.63亿美元[309] - 2022年Q2调整后EBITDA为7.37亿美元，2021年Q2为8.11亿美元，同比减少7400万美元[309] - 2022年上半年调整后EBITDA为12.78亿美元，2021年上半年为 - 4.3亿美元，同比增加17.08亿美元[309] - 2022年Q2利息费用及相关费用为1.09亿美元，2021年Q2为1.35亿美元，同比减少2600万美元[309] - 2022年上半年利息费用及相关费用为1.16亿美元，2021年上半年为1.64亿美元，同比减少4800万美元[309] - 2022年Q2商品套期保值交易未实现净亏损19.87亿美元，2021年Q2为2.78亿美元，同比增加17.09亿美元[309] - 2022年上半年商品套期保值交易未实现净亏损23.47亿美元，2021年上半年为1.82亿美元，同比增加21.65亿美元[309] - 2022年Q2德州地区核燃料摊销为1800万美元，2021年Q2为2000万美元[312] - 2022年上半年德州地区核燃料摊销为4000万美元，与2021年上半年持平[312] - 2022年上半年公司净亏损16.41亿美元，2021年同期净亏损20.04亿美元[320][327] - 2022年上半年调整后EBITDA为12.78亿美元，2021年同期为 - 4.3亿美元[320][327] 零售业务线数据关键指标变化 - 2022年上半年零售业务调整后EBITDA为5.66亿美元，2021年同期为3.1亿美元[328] - 2022年上半年零售电力总销量为48468GWh，2021年同期为44007GWh，增加4461GWh[328] - 2022年上半年ERCOT市场营收为34.65亿美元，2021年同期为26.04亿美元，增加8.61亿美元[328] - 2022年上半年东北/中西部市场营收为11.9亿美元，2021年同期为10.91亿美元，增加0.99亿美元[328] - 2022年6月止三个月零售业务未实现套期活动净损失6.67亿美元，2021年同期为0.17亿美元[328] - 2022年上半年零售业务未实现套期活动净损失10.37亿美元，2021年同期为0.23亿美元[328] - 2022年6月止三个月北德州平均冷却度日数为正常水平的139.8%，2021年同期为80.6%[328] - 2022年上半年北德州平均冷却度日数为正常水平的136.2%，2021年同期为79.3%[328] 地区业务线数据关键指标变化 - 2022年第二季度德州、东部、西部和日落地区净亏损分别为16.38亿美元、6.62亿美元、2500万美元和1.68亿美元，2021年同期分别为11.38亿美元、1亿美元、1300万美元和2.46亿美元[335] - 2022年第二季度德州、东部、西部和日落地区调整后EBITDA分别为1.81亿美元、1.64亿美元、4000万美元和 - 1600万美元，2021年同期分别为1.44亿美元、1.6亿美元、2100万美元和2500万美元[335] - 2022年天然气、褐煤和煤炭、核能、太阳能设施发电量分别为7749GWh、5363GWh、4137GWh、263GWh，2021年分别为6698GWh、5580GWh、4879GWh、126GWh[335] - 2022年CCGT、褐煤和煤炭、核能设施容量因子分别为43.7%、63.8%、82.3%，2021年分别为37.9%、66.4%、97.1%[335] - 2022年平均ERCOT北电力价格为63.08美元/MWh，2021年为35.91美元/MWh；2022年平均NYMEX亨利中心天然气价格为7.40美元/MMBtu，2021年为2.88美元/MMBtu[338] - 2022年与2021年相比，德州、东部、西部和日落地区调整后EBITDA变化分别为3700万美元、400万美元、1900万美元和 - 4100万美元[340] - 2022年与2021年相比，德州、东部、西部和日落地区净收入（亏损）变化分别为 - 5亿美元、 - 5.62亿美元、3800万美元和7800万美元[340] - 德州和东部地区业绩变化主要因2022年前三季度远期电价大幅上涨，导致未实现套期保值损失增加[340] - 西部地区业绩变化得益于2022年前三季度CAISO实现的能源利润率提高[341] - 日落地区业绩变化是由于2022年前三季度远期褐煤和煤炭采购未实现收益，部分抵消了燃料净收入的有利变化[342] - 2022年上半年德州、东部、西部和日落地区运营收入分别为-17.18亿美元、12.74亿美元、1.51亿美元和-2.23亿美元，2021年同期分别为6.15亿美元、12.30亿美元、0.81亿美元和2.49亿美元[344] - 2022年上半年德州、东部、西部和日落地区净亏损分别为-36.10亿美元、-7.91亿美元、-0.36亿美元和-6.19亿美元，2021年同期分别为-36.56亿美元、-0.99亿美元、-0.44亿美元和-2.41亿美元[344] - 2022年上半年德州、东部、西部和日落地区调整后EBITDA分别为3.51亿美元、3.12亿美元、0.66亿美元和0.33亿美元，2021年同期分别为-12.08亿美元、3.80亿美元、0.45亿美元和1.27亿美元[344] - 2022年上半年天然气设施、褐煤和煤炭设施、核设施和太阳能设施发电量分别为13650GWh、11733GWh、9360GWh和429GWh，2021年同期分别为13545GWh、11472GWh、10089GWh和222GWh[344] - 2022年CCGT设施、褐煤和煤炭设施、核设施产能利用率分别为38.9%、70.2%、93.7%，2021年分别为38.2%、68.6%、101.0%[344] - 2022年平均ERCOT北电力价格为50.07美元/MWh，2021年为262.05美元/MWh；2022年平均NYMEX亨利中心天然气价格为6.01美元/MMBtu，2021年为3.13美元/MMBtu[345] - 2022年与2021年相比，德州、东部、西部和日落地区调整后EBITDA变化分别为15.59亿美元、-6800万美元、2100万美元和-9400万美元[347] - 2022年与2021年相比，德州、东部、西部和日落地区净收入（亏损）变化分别为4600万美元、-6.92亿美元、800万美元和-3.78亿美元[347] - 德州业务变化主要受2021年冬季风暴Uri影响，部分被2022年上半年更高的未实现套期保值损失抵消[347] - 东部业务变化由2022年上半年更高的未实现套期保值损失驱动，部分被2021年上半年有利的冬季风暴Uri影响抵消[348] 季度运营与现金流数据关键指标变化 - 2022年和2021年第二季度末三个月运营收入分别为1.21亿美元和-4100万美元，变化为1.62亿美元；六个月运营收入分别为2.28亿美元和-1900万美元，变化为2.47亿美元[351] - 2022年和2021年第二季度末六个月商品合同资产和负债净变化（不包括“其他活动”）分别产生23.47亿美元和1.82亿美元未实现净亏损[355] - 2022年和2021年第二季度末六个月运营活动使用的现金分别为7.23亿美元和10.57亿美元，有利变化为3.34亿美元[360] - 2022年和2021年第二季度末六个月投资活动使用的现金分别为6.09亿美元和5.75亿美元[362] - 2022年和2021年第二季度末六个月融资活动提供的现金分别为18.8亿美元和16.71亿美元[363