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uredDebt成员Us-gaap:EstimateOfFairValueFairValueDisclosureMember2022-09-300001692819美国-GAAP：SecuredDebt成员Us-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMember2021-12-310001692819美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员美国-GAAP：SecuredDebt成员Us-gaap:EstimateOfFairValueFairValueDisclosureMember2021-12-310001692819Us-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMember美国公认会计准则：不安全债务成员2022-09-300001692819美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员美国公认会计准则：不安全债务成员Us-gaap:EstimateOfFairValueFairValueDisclosureMember2022-09-300001692819Us-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMember美国公认会计准则：不安全债务成员2021-12-310001692819美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员美国公认会计准则：不安全债务成员Us-gaap:EstimateOfFairValueFairValueDisclosureMember2021-12-310001692819Us-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMember美国-公认会计准则：建设贷款成员2022-09-300001692819美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员美国-公认会计准则：建设贷款成员Us-gaap:EstimateOfFairValueFairValueDisclosureMember2022-09-300001692819Us-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMember美国-公认会计准则：建设贷款成员2021-12-310001692819美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员美国-公认会计准则：建设贷款成员Us-gaap:EstimateOfFairValueFairValueDisclosureMember2021-12-310001692819Us-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMember美国-公认会计准则：其他期限债务2022-09-300001692819美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员美国-公认会计准则：其他期限债务Us-gaap:EstimateOfFairValueFairValueDisclosureMember2022-09-300001692819Us-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMember美国-公认会计准则：其他期限债务2021-12-310001692819美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员美国-公认会计准则：其他期限债务Us-gaap:EstimateOfFairValueFairValueDisclosureMember2021-12-310001692819美国-公认会计准则：州和地方法律法规成员2022-01-012022-09-300001692819美国-公认会计准则：州和地方法律法规成员2021-01-012021-09-30
美国
美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549
表格10-Q
| | | | | |
| ☒ | 根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条规定的季度报告 |
截至本季度末2022年9月30日
— OR —
| | | | | |
| ☐ | 根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的过渡报告 |
F或从__到__的过渡期
佣金文件编号001-38086
维斯特拉公司
(注册人的确切姓名载于其章程)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
特拉华州 | | 36-4833255 |
(注册成立或组织的国家或其他司法管辖区) | | (国际税务局雇主身分证号码) |
| | | | | | |
塞拉大道6555号 | 欧文, | 德克萨斯州 | 75039 | | (214) | 812-4600 |
(主要行政办公室地址)(邮政编码) | | (注册人的电话号码，包括区号) |
根据该法第12(B)条登记的证券： | | | | | | | | | | | | | | |
| 每个班级的标题 | | 交易代码 | | 注册的每个交易所的名称 |
| 普通股，每股面值0.01美元 | | VST | | 纽约证券交易所 |
| 认股权证 | | VST.WS.A | | 纽约证券交易所 |
用复选标记表示注册人(1)是否在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短时间内)提交了1934年《证券交易法》第13或15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内是否符合此类提交要求。是☒ No ☐
用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T规则第405条(本章232.405节)要求提交的每个交互数据文件。是 ☒ No ☐
用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小的报告公司或新兴成长型公司。请参阅《交易法》第12b-2条规则中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。
大型加速文件服务器 ☒加速文件管理器☐非加速文件服务器☐规模较小的报告公司☐新兴成长型公司☐
如果是一家新兴的成长型公司，用复选标记表示注册人是否已选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易所法》第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐
用复选标记表示注册人是否是空壳公司(如《交易法》第12b-2条所定义)。是☐不是☒
截至2022年11月1日，有397,953,513普通股，面值0.01美元，为维斯特拉公司的流通股。
目录 | | | | | | | | |
| | 页 |
词汇表 | | II |
| 第一部分： | 财务信息 | |
| 第1项。 | 财务报表(未经审计) | |
| 简明综合业务报表-- 截至2022年和2021年9月30日的三个月和九个月 | 1 |
| 简明综合全面收益(亏损)表- 截至2022年和2021年9月30日的三个月和九个月 | 1 |
| 现金流量表简明表--截至2022年和2021年9月30日止九个月 | 2 |
| 简明综合资产负债表-2022年9月30日和2021年12月31日 | 4 |
| 简明合并财务报表附注 | 6 |
| 第二项。 | 管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析 | 52 |
| 第三项。 | 关于市场风险的定量和定性披露 | 80 |
| 第四项。 | 控制和程序 | 85 |
| 第二部分。 | 其他信息 | 86 |
| 第1项。 | 法律诉讼 | 86 |
| 第1A项。 | 风险因素 | 86 |
| 第二项。 | 未登记的股权证券销售和收益的使用 | 86 |
| 第三项。 | 高级证券违约 | 86 |
| 第四项。 | 煤矿安全信息披露 | 86 |
| 第五项。 | 其他信息 | 87 |
| 第六项。 | 陈列品 | 87 |
签名 | | 89 |
维斯特拉公司的年度报告、季度报告、当前报告以及对这些报告的任何修改都可以在维斯特拉公司的网站上免费获得，网址是：http://www.vistracorp.com在根据修订后的1934年证券交易法第13(A)或15(D)节向证券交易委员会提交或提交后，在合理可行的情况下尽快提交。此外，维斯特拉在其网站上发布重要信息，包括新闻稿、投资者介绍、可持续发展报告和即将举行的活动的通知，并利用其网站作为接触公众投资者的分发渠道和披露重大非公开信息的手段，以遵守FD法规下的披露义务。在维斯特拉网站的“投资者关系”页面上注册电子邮件提醒和RSS提要，即可通知投资者在网站上发帖。维斯特拉网站上的信息不应被视为本10-Q表格季度报告的一部分，或通过引用将其并入本季度报告中。我们已提交作为本季度报告10-Q表格的证物的任何协议中包含的陈述和保证，或我们已经或可能在未来公开提交的任何协议中包含的陈述和保证，可能包含以下陈述和保证：(I)各方当事人在特定日期作出的陈述和保证，(Ii)受单独披露明细表中包含的例外情况和限制的约束，(Iii)代表各方在特定交易中的风险分配，或(Iv)符合可能被视为证券法重大标准的资格。
本季度报告为Form 10-Q，并向美国证券交易委员会提交给美国证券交易委员会的其他文件，在描述其各自子公司的行为、权利或义务时，偶尔会提及Vistra(或“我们”、“我们”、“我们”或“公司”)、光源、TXU Energy、Ambit、Value Based Brands、Dynegy Energy Services、Homefield Energy、TriEagle Energy、Public Power或U.S.Gas&Electric。该等参考资料反映该等附属公司为财务报告目的而与维斯特拉财务报表合并或以其他方式反映于该财务报表内。然而，这些提法不应被解释为暗示母公司实际上正在进行诉讼或拥有相关子公司的权利或义务，反之亦然。
词汇表
当下列术语和缩写出现在本报告正文中时，其含义如下。 | | | | | | | | |
| 2021 Form 10-K | | 维斯特拉于2022年2月25日向美国证券交易委员会提交了截至2021年12月31日的Form 10-K年度报告 |
| 范围 | | Ambit Holdings、LLC和/或其子公司(d/b/a Ambit)，视情况而定 |
| 阿罗 | | 资产报废和采矿复垦义务 |
| CAISO | | 加州独立系统运营商 |
| CARE法案 | | 冠状病毒援助、救济和经济安全法 |
| CCGT | | 联合循环燃气轮机 |
| CCR | | 燃煤残渣 |
| CFTC | | 美国商品期货交易委员会 |
| CME | | 芝加哥商品交易所 |
公司2 | | 二氧化碳 |
| CPUC | | 加州公用事业委员会 |
| 克里乌斯 | | Crius Energy Trust和/或其子公司，视情况而定 |
| 动力学派 | | Dynegy Inc.和/或其子公司，取决于环境 |
| Dynegy能源服务公司 | | Dynegy Energy Services，LLC和Dynegy Energy Services(East)，LLC(每个d/b/a Dynegy，Better Buy Energy，Bright ten Energy，Honor Energy和True Fit Energy)，Vstra的间接全资子公司，分别是MISO和PJM特定领域的代表，从事向住宅和商业客户零售电力。 |
| EBITDA | | 扣除利息、所得税、折旧和摊销前的收益(净收入) |
| 生效日期 | | 2016年10月3日，我们的前身根据美国破产法第11章完成重组的日期 |
| 浮现 | | 我们的前身根据美国破产法第11章进行重组，于生效日期成为新成立的公司维斯特拉的子公司 |
| 环境保护局 | | 美国环保署 |
| ERCOT | | 德克萨斯州电力可靠性委员会。 |
| ESS | | 储能系统 |
| 《交易所法案》 | | 经修订的1934年证券交易法 |
| FERC | | 美国联邦能源管理委员会 |
| 公认会计原则 | | 公认会计原则 |
| 温室气体 | | 温室气体 |
| GWh | | 吉瓦时 |
| 绿色金融框架 | | 公司通过并在其网站上提供的框架，根据该框架，公司可以发行金融工具，为支持可再生能源和能源效率的新项目或现有项目提供资金，并与公司的环境、社会和治理战略保持一致 |
| 主场能源 | | 伊利诺伊州电力营销公司(d/b/a Homefield Energy)是维斯特拉的间接全资子公司，维斯特拉是米索某些地区的代表，从事向市政客户零售电力 |
| 冰 | | 洲际交易所 |
| IEPA | | 伊利诺伊州环境保护局 |
| 国际印刷电路板 | | 伊利诺伊州污染控制委员会 |
| IRC | | 1986年国内收入法，经修订 |
| 美国国税局 | | 美国国税局 |
| ISO | | 独立系统操作员 |
| ISO-NE | | ISO新英格兰公司 |
| 伦敦银行同业拆借利率 | | 伦敦银行间同业拆借利率，银行可以在伦敦银行间市场上从其他银行借入适量资金的利率。 |
| 负荷 | | 对电力的需求 |
| | | | | | | | |
| LTSA | | 工厂维护的长期服务协议 |
| 发光体 | | 维斯特拉的子公司从事竞争性的市场活动，包括发电、能源批发销售和采购以及商品风险管理。 |
| 市场热度 | | 发热率是燃料来源转化为电能的效率的衡量标准。市场热价是批发电价和天然气价格之间的隐含关系，计算方法是根据边际供应商(通常是天然气厂)的报价除以天然气的市场价格。 |
| 合并 | | Dynegy与维斯特拉的合并，维斯特拉是幸存的公司 |
| 合并日期 | | 2018年4月9日，维斯特拉和Dynegy完成协议和合并计划所设想的交易的日期，日期为2017年10月29日，由Vstra和Dynegy完成 |
| 味噌 | | 中大陆独立系统运营商，Inc. |
| MMBtu | | 百万英热单位 |
| 穆迪 | | 穆迪投资者服务公司(一家信用评级机构) |
| MSHA | | 美国矿山安全与健康管理局 |
| 兆瓦 | | 兆瓦 |
| 兆瓦时 | | 兆瓦时 |
| NERC | | 北美电力可靠性公司 |
不是的X | | 氮氧化物 |
| NRC | | 美国核管理委员会 |
| 纽约国际标准化组织 | | 纽约独立系统运营商，Inc. |
| 纽约商品交易所 | | 纽约商品交易所，商品衍生品交易所 |
| 父级 | | 维斯特拉公司 |
| PJM | | PJM互连有限责任公司 |
| 重组计划 | | 第三次修订的联合重组计划由我们的前任的母公司于2016年8月提交，并于2016年8月得到美国特拉华州地区破产法院的确认，仅针对我们的前任 |
| PrefCo | | 维斯特拉首选公司 |
| PrefCo优先股出售 | | 作为从能源未来控股公司(EFH Corp.)免税剥离的一部分，根据我们的前身在生效日期执行的重组计划，Tex Energy LLC的一家子公司将我们的前身及其子公司的某些资产贡献给PrefCo，以换取PrefCo的所有授权优先股，包括70,000股，每股面值0.01美元 |
| 公共权力 | | Public Power，LLC(d/b/a Public Power)，是维斯特拉的间接全资子公司，是PJM、ISO-NE、NYISO和MISO某些领域的代表，从事向住宅和企业客户零售电力 |
| PUCT | | 德克萨斯州公用事业委员会 |
| 雷普 | | 零售电力供应商 |
| RCT | | 德克萨斯州铁路委员会，除其他外，负责监督德克萨斯州的褐煤开采活动，并对石油和天然气勘探和生产、允许和检查州内管道以及监督天然气利用率和合规性拥有管辖权 |
| RTO | | 区域输电组织 |
| 标普(S&P) | | 标准普尔评级(一家信用评级机构) |
| 美国证券交易委员会 | | 美国证券交易委员会 |
| 证券法 | | 经修订的1933年证券法 |
| A系列优先股 | | 维斯特拉8.0%系列固定利率重置累计可赎回永久优先股，面值0.01美元，清算优先股为每股1,000美元 |
| B系列优先股 | | Vistra的7.0%系列B系列固定利率重置累计绿色可赎回永久优先股，面值0.01美元，清算优先股为每股1,000美元 |
所以2 | | 二氧化硫 |
| 《税务协定》 | | EFH Corp.、Energy Future Intermediate Holding Company LLC、EFIH Finance Inc.和EFH Merge Co.LLC之间的税务事项协议，日期为生效日期 |
| | | | | | | | |
| TCEH | | 德克萨斯竞争电力控股公司，能源未来竞争控股公司的直接全资子公司，在生效日期之前，根据情况，是我们的前身的母公司，从事发电以及批发和零售能源市场活动，其主要子公司包括光源能源和TXU能源 |
| TCEQ | | 得克萨斯州环境质量委员会 |
| TRA | | 应收税金协议，包含某些权利(TRA权利)，可从维斯特拉收取与某些税收优惠有关的付款，包括因在出现时进行某些交易而实现的福利(见财务报表附注7) |
| 特雷 | | 德克萨斯可靠性实体公司，是一个独立的组织，为ERCOT地区制定可靠性标准，并监测和执行对NERC标准的遵守，并监测对ERCOT协议的遵守 |
| 三鹰能源 | | TriEagle Energy，LP(d/b/a TriEagle Energy，TriEagle Energy Services，Eagle Energy，Energy Rewards，Power House Energy和Viridian Energy)，是维斯特拉的间接全资子公司，维斯特拉是ERCOT和PJM某些领域的代表，从事向住宅和企业客户零售电力 |
| TXU能源 | | TXU Energy Retail Company LLC(d/b/a TXU)，是维斯特拉的间接全资子公司，是ERCOT竞争领域的代表，从事向住宅和商业客户零售电力 |
| 美国 | | 美利坚合众国 |
| 美国天然气和电力公司 | | 美国天然气和电气公司(d/b/a USG&E，Illinois Gas&Electric和ILG&E)，Vstra的间接全资子公司，在PJM、ISO-NE、NYISO和MISO的某些领域的代表，从事向住宅和企业客户零售电力 |
| 基于价值的品牌 | | Value-Based Brands LLC(d/b/a 4Change Energy、Express Energy和Valian Energy)，是维斯特拉的间接全资子公司，是ERCOT竞争领域的代表，从事向住宅和企业客户零售电力 |
| 维斯特拉 | | 维斯特拉公司和/或其子公司，视情况而定 |
| 维斯特拉中级 | | 维斯特拉中间公司，维斯特拉的直接全资子公司 |
| 维斯特拉行动 | | 维斯特拉营运有限责任公司，是维斯特拉的间接全资附属公司，是某些系列票据的发行人(见财务报表附注10)，也是维斯特拉营运信贷安排下的借款人 |
| 维斯特拉运营信贷协议 | | 信贷协议，日期为2016年10月3日(经不时修订、重述、修订和重述、补充和/或以其他方式修改)，由维斯特拉运营公司、维斯特拉中间公司、贷款方、信用证开证方、行政代理、抵押品代理和其中指定的其他各方签署 |
| 维斯特拉运营信贷安排 | | 维斯特拉业务高级担保融资安排(见财务报表附注10) |
第一部分财务信息
第1项。财务报表
维斯特拉公司。
简明合并业务报表
(未经审计)(百万美元，不包括每股金额) | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至9月30日的三个月， | | 截至9月30日的9个月， |
| 2022 | | 2021 | | 2022 | | 2021 |
| 营业收入(附注4) | $ | 5,146 | | | $ | 2,991 | | | $ | 9,859 | | | $ | 8,763 | |
| 燃料费、购电费和运送费 | (3,139) | | | (1,763) | | | (7,580) | | | (7,827) | |
| 运营成本 | (400) | | | (372) | | | (1,250) | | | (1,173) | |
| 折旧及摊销 | (390) | | | (468) | | | (1,214) | | | (1,355) | |
| 销售、一般和行政费用 | (323) | | | (269) | | | (894) | | | (771) | |
| | | | | | | |
| 长期资产减值(附注17) | — | | | — | | | — | | | (38) | |
| 营业收入(亏损) | 894 | | | 119 | | | (1,079) | | | (2,401) | |
| 其他收入(附注17) | 10 | | | 16 | | | 88 | | | 108 | |
| 其他扣除项目(附注17) | (5) | | | (5) | | | (18) | | | (13) | |
| 利息支出及相关费用(附注17) | (71) | | | (124) | | | (186) | | | (288) | |
| 应收税金协议的影响(附注7) | 86 | | | 35 | | | (29) | | | 31 | |
| | | | | | | |
| 所得税前净收益(亏损) | 914 | | | 41 | | | (1,224) | | | (2,563) | |
| 所得税(支出)福利(附注6) | (236) | | | (31) | | | 262 | | | 569 | |
| 净收益(亏损) | $ | 678 | | | $ | 10 | | | $ | (962) | | | $ | (1,994) | |
| 可归因于非控股权益的净收入 | (10) | | | (3) | | | (19) | | | (6) | |
| 可归因于维斯特拉的净收益(亏损) | $ | 668 | | | $ | 7 | | | $ | (981) | | | $ | (2,000) | |
| 优先股应占累计股息 | (37) | | | — | | | (112) | | | — | |
| 维斯特拉普通股的净收益(亏损) | $ | 631 | | | $ | 7 | | | $ | (1,093) | | | $ | (2,000) | |
| 已发行普通股的加权平均股份： | | | | | | | |
| 基本信息 | 413,762,896 | | | 482,516,965 | | | 431,381,151 | | | 483,150,213 | |
| 稀释 | 417,482,511 | | | 484,494,546 | | | 431,381,151 | | | 483,150,213 | |
| 已发行普通股加权平均每股净收益(亏损)： | | | | | | | |
| 基本信息 | $ | 1.53 | | | $ | 0.01 | | | $ | (2.53) | | | $ | (4.14) | |
| 稀释 | $ | 1.51 | | | $ | 0.01 | | | $ | (2.53) | | | $ | (4.14) | |
请参阅简明合并财务报表附注。
简明综合全面收益表(损益表)
(未经审计)(百万美元) | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至9月30日的三个月， | | 截至9月30日的9个月， |
| 2022 | | 2021 | | 2022 | | 2021 |
| 净收益(亏损) | $ | 678 | | | $ | 10 | | | $ | (962) | | | $ | (1,994) | |
| 扣除税收影响后的其他全面收入： | | | | | | | |
与养恤金和其他退休福利债务有关的影响(扣除税项支出#美元2, $4, $2及$5) | 6 | | | 14 | | | 6 | | | 17 | |
| | | | | | | |
| 其他全面收入合计 | 6 | | | 14 | | | 6 | | | 17 | |
| 综合收益(亏损) | $ | 684 | | | $ | 24 | | | $ | (956) | | | $ | (1,977) | |
| 可归属于非控股权益的全面收益 | (10) | | | (3) | | | (19) | | | (6) | |
| 可归因于维斯特拉的全面收益(亏损) | $ | 674 | | | $ | 21 | | | $ | (975) | | | $ | (1,983) | |
请参阅简明合并财务报表附注。
| | | | | | | | | | | |
维斯特拉公司。
简明合并现金流量表
(未经审计)(百万美元) |
| 截至9月30日的9个月， |
| 2022 | | 2021 |
| 现金流--经营活动： | | | |
| 净亏损 | $ | (962) | | | $ | (1,994) | |
| 对净亏损与经营活动提供(用于)现金的调整： | | | |
| 折旧及摊销 | 1,575 | | | 1,551 | |
| 递延所得税优惠，净额 | (298) | | | (587) | |
| | | |
| 长期资产减值准备 | — | | | 38 | |
| | | |
| | | |
| 商品按市值计价的未实现净亏损 | 2,027 | | | 771 | |
| 利率互换按市值计价的未实现净收益 | (261) | | | (92) | |
| 资产报废债务增值费用 | 26 | | | 27 | |
| 应收税金协议的影响 | 29 | | | (31) | |
| 基于股票的薪酬 | 48 | | | 36 | |
| 坏账支出 | 136 | | | 86 | |
| 其他，净额 | — | | | (7) | |
| 经营性资产和负债变动情况： | | | |
| 保证金存款，净额 | (1,805) | | | (767) | |
| 从ERCOT应收提升证券化收益 | 544 | | | — | |
| 应计利息 | (31) | | | (55) | |
| 应计税 | (46) | | | (63) | |
| 应计员工激励 | (17) | | | (86) | |
| 其他经营性资产和负债 | (873) | | | 680 | |
| 经营活动提供(用于)的现金 | 92 | | | (493) | |
| 现金流--投资活动： | | | |
| 资本支出，包括购买核燃料和LTSA预付款 | (909) | | | (790) | |
| | | |
| 出售核退役信托基金证券所得收益 | 428 | | | 366 | |
| 对核退役信托基金证券的投资 | (446) | | | (382) | |
| 出售环境免税额的收益 | 358 | | | 102 | |
| 购买环境津贴 | (343) | | | (247) | |
| 保险收益 | 15 | | | 74 | |
| 出售资产所得收益 | 21 | | | 7 | |
| 其他，净额 | (10) | | | 27 | |
| 用于投资活动的现金 | (886) | | | (843) | |
| 现金流--融资活动： | | | |
| 发行长期债务 | 1,498 | | | 1,250 | |
| 商品挂钩贷款项下的借款 | 2,750 | | | — | |
| 商品挂钩贷款项下的还款 | (2,750) | | | — | |
| 定期贷款A项下的借款 | — | | | 1,250 | |
| 定期贷款A项下的偿还 | — | | | (1,250) | |
| 远期运力协议收益 | — | | | 500 | |
| 偿还/回购债务 | (232) | | | (234) | |
| 应收账款融资项下借款净额 | 625 | | | 175 | |
| 循环信贷安排下的借款 | 1,500 | | | 1,300 | |
| 循环信贷安排下的还款 | (1,500) | | | (1,300) | |
| 股份回购 | (1,590) | | | (175) | |
| 支付给普通股股东的股息 | (227) | | | (219) | |
| | | | | | | | | | | |
维斯特拉公司。
简明合并现金流量表
(未经审计)(百万美元) |
| 截至9月30日的9个月， |
| 2022 | | 2021 |
| 支付给优先股股东的股息 | (76) | | | — | |
| 债务投标要约和其他融资费用 | (29) | | | (13) | |
| 其他，净额 | 34 | | | (5) | |
| 融资活动提供的现金 | 3 | | | 1,279 | |
| 现金、现金等价物和限制性现金净变化 | (791) | | | (57) | |
| 现金、现金等价物和限制性现金期初余额 | 1,359 | | | 444 | |
| 现金、现金等价物和受限现金期末余额 | $ | 568 | | | $ | 387 | |
请参阅简明合并财务报表附注。
| | | | | | | | | | | |
维斯特拉公司。
简明合并资产负债表
(未经审计)(百万美元) |
| 9月30日，
2022 | | 十二月三十一日，
2021 |
| 资产 | | | |
| 流动资产： | | | |
| 现金和现金等价物 | $ | 535 | | | $ | 1,325 | |
| 受限现金(附注17) | 23 | | | 21 | |
| 应收贸易账款--净额(附注17) | 1,854 | | | 1,397 | |
| 应收所得税 | — | | | 15 | |
| 库存(附注17) | 590 | | | 610 | |
| 商品和其他衍生合同资产(附注14) | 6,786 | | | 2,513 | |
| 与商品合约有关的保证金存款 | 3,066 | | | 1,263 | |
| 从ERCOT应收提升证券化收益(附注1) | — | | | 544 | |
| 预付费用和其他流动资产 | 291 | | | 195 | |
| 流动资产总额 | 13,145 | | | 7,883 | |
| 受限现金(附注17) | 10 | | | 13 | |
| 投资(附注17) | 1,637 | | | 2,049 | |
| | | |
| 财产、厂房和设备--净额(附注17) | 12,550 | | | 13,056 | |
| 经营性租赁使用权资产 | 39 | | | 40 | |
| | | |
| 商誉(附注5) | 2,583 | | | 2,583 | |
| 可确认无形资产--净额(附注5) | 2,002 | | | 2,146 | |
| 商品和其他衍生合同资产(附注14) | 1,062 | | | 250 | |
| 累计递延所得税 | 1,653 | | | 1,302 | |
| 其他非流动资产 | 494 | | | 361 | |
| 总资产 | $ | 35,175 | | | $ | 29,683 | |
| 负债和权益 | | | |
| 流动负债： | | | |
| | | |
| 应收账款融资(附注9) | $ | 625 | | | $ | — | |
| 目前到期的长期债务(附注10) | 38 | | | 254 | |
| 应付贸易帐款 | 1,398 | | | 1,515 | |
| 商品和其他衍生合同负债(附注14) | 8,796 | | | 3,023 | |
| 与商品合约有关的保证金存款 | 37 | | | 39 | |
| 应计所得税 | 6 | | | — | |
| 应计所得税以外的其他税种 | 154 | | | 207 | |
| 应计利息 | 112 | | | 143 | |
| 资产报废债务(附注17) | 121 | | | 104 | |
| 经营租赁负债 | 8 | | | 5 | |
| | | |
| 其他流动负债 | 616 | | | 553 | |
| 流动负债总额 | 11,911 | | | 5,843 | |
| 长期债务，减去当前到期金额(注10) | 11,947 | | | 10,477 | |
| 经营租赁负债 | 33 | | | 38 | |
| | | |
| 商品和其他衍生合同负债(附注14) | 1,803 | | | 804 | |
| | | |
| 应收税金协议债务(附注7) | 423 | | | 394 | |
| 资产报废债务(附注17) | 2,340 | | | 2,346 | |
| | | |
| 其他非流动负债和递延信贷(附注17) | 1,117 | | | 1,489 | |
| 总负债 | 29,574 | | | 21,391 | |
| | | | | | | | | | | |
维斯特拉公司。
简明合并资产负债表
(未经审计)(百万美元) |
| 9月30日，
2022 | | 十二月三十一日，
2021 |
| 承付款和或有事项(附注11) | | | |
| 总股本(附注12)： | | | |
优先股、授权股份数目-100,000,000；A组(清算优先权--#美元1,000；流通股：2022年9月30日和2021年12月31日-1,000,000)；B组(清算优先权--#美元1,000；流通股：2022年9月30日和2021年12月31日-1,000,000) | 2,000 | | | 2,000 | |
普通股(面值-$0.01；授权股份数目-1,800,000,000) (流通股：2022年9月30日-405,444,072; December 31, 2021 — 469,072,597) | 5 | | | 5 | |
库存股，按成本计算(股票：2022年9月30日-131,640,516; December 31, 2021 — 63,856,879) | (3,052) | | | (1,558) | |
| 追加实收资本 | 9,923 | | | 9,824 | |
| 留存赤字 | (3,284) | | | (1,964) | |
| 累计其他综合损失 | (10) | | | (16) | |
| 股东权益 | 5,582 | | | 8,291 | |
| 附属公司的非控股权益 | 19 | | | 1 | |
| 总股本 | 5,601 | | | 8,292 | |
| 负债和权益总额 | $ | 35,175 | | | $ | 29,683 | |
请参阅简明合并财务报表附注。
维斯特拉公司。
简明合并财务报表附注
(未经审计)
1.商业和重大会计政策
业务说明
在本报告中，对“我们”、“我们”、“我们”和“本公司”的提及是指维斯特拉和/或其子公司，这在上下文中是显而易见的。看见词汇表对于已定义的术语。
维斯特拉是一家控股公司，主要在美国各地的市场经营综合零售和发电业务。通过我们的子公司，我们从事具有竞争力的能源市场活动，包括发电、能源批发销售和采购、大宗商品风险管理以及向最终用户零售电力和天然气。
维斯特拉有六可报告的部门：(I)零售、(Ii)德克萨斯、(Iii)东部、(Iv)西部、(V)日落和(Vi)资产关闭。有关我们的可报告业务部门的更多信息，请参见附注16。
冬季风暴URI
2021年2月，一场极端寒冷的冬季风暴影响了包括德克萨斯州在内的美国大部分地区。这种恶劣天气导致电力需求激增、天然气供应短缺、发电机运营面临挑战，以及ERCOT下令从2021年2月15日开始并持续到2021年2月18日的重大减负事件。冬季风暴乌里对我们2021年的运营业绩和运营现金流产生了实质性的不利影响。
提升证券化收益来自ERCOT-作为2021年德克萨斯州立法例会的一部分，以及针对电力市场参与者在冬季风暴URI期间发生的非常成本，德克萨斯州立法机构通过了众议院法案(HB)4492，要求ERCOT获得资金，将其分配给负荷服务实体(LSE)，这些实体在冬季风暴URI期间被提升并支付给ERCOT极高的加价和辅助服务成本。2021年10月，PUCT发布了一项债务命令，批准了#美元。2.110亿美元的融资和将收益分配给伦敦证交所的方法。2021年12月，ERCOT最终确定了拨给LSE的金额，我们收到了#美元5442022年第二季度ERCOT的收益为100万美元。本公司以会计准则汇编(ASC)958-605中的缴费模式为类比，对我们收到的收益进行核算。非营利实体-收入确认和国际会计准则20中的赠与模式，政府补助金的会计核算和政府援助的披露，作为收益拟用于补偿的年度期间业务报表中的费用的减少。我们的结论是，确认应收款的门槛已于2021年12月达到，因为将收到的金额是可以确定的，而且出口管制委员会指示其理事机构--国家技术合作委员会--采取一切必要的行动，以实现#美元。2.1在债务债务令中批准了10亿美元的资金。冬季风暴URI的最终财务影响将继续取决于该事件引发的诉讼结果。
最新发展动态
宣布的股息-2022年10月，董事会宣布季度股息为#美元0.193将于2022年12月支付的每股普通股。2022年10月，董事会宣布每半年派息#美元35.00每股B系列优先股，将于2022年12月支付。
与商品挂钩的循环信贷安排-2022年10月5日，维斯特拉启动了对商品挂钩贷款的修正案，除其他外，(1)将到期日延长至2023年10月，(2)将可用承诺额总额减少至#美元1.25十亿美元。2022年10月21日，对商品挂钩贷款进行了进一步修订，将可用承诺额总额增加到#美元1.35十亿美元。
陈述的基础
简明综合财务报表已根据美国公认会计原则编制，并与我们的2021年Form 10-K中包括的经审计财务报表相同。本文中的简明综合财务信息反映管理层认为为公平陈述所列报的中期业绩所需的所有调整。所有这些调整都是正常的。所有公司间项目和交易已在合并中取消。根据美国证券交易委员会的规则和规定，按照美国公认会计原则编制的年度合并财务报表中通常包含的某些信息和脚注披露已被省略。由于简明合并中期财务报表不包括美国公认会计准则要求的所有信息和脚注，因此它们应与我们的2021年Form 10-K中包含的经审计财务报表和相关附注一起阅读。临时期间的业务结果可能不能真实地反映全年的结果。除非另有说明，财务报表和附注中的表格中的所有美元金额均以百万美元表示。某些前期金额已重新分类，以符合本年度的列报方式。
于2021年第三季度，本公司确定某些物业、厂房及设备资产的折旧费用在前几年计算错误，原因是这些资产的使用年限分配错误，导致对折旧费用和累计折旧的错误陈述。此外，还发现了一个与资产在使用年限结束前错误报废有关的错误。该公司查明，折旧费用和累计折旧少报了#美元。23百万，$39百万美元和美元3截至2018年12月31日、2019年和2020年的年度分别为百万美元，并被夸大了$20在截至2021年6月30日的六个月期间，为纠正错误陈述，公司记录了对折旧费用#美元的期外调整。45截至2021年9月30日的三个月为100万美元。公司对这一期间外调整的影响进行了定性和定量的评估，得出的结论是，这一调整对公司2021年第三季度或之前任何时期的财务状况或经营业绩并不重要。
预算的使用
编制财务报表需要对未来事件的估计和假设，这些事件会影响资产负债表日期的资产和负债的报告以及收入和费用的报告金额，包括公允价值计量、预期债务的估计、与事件潜在时间安排有关的判断和其他估计。如果估计数和/或假设证明与实际数额不同，将在随后的期间进行调整，以反映更多的最新信息。
2. 发电设施的发展
德克萨斯州分部太阳能发电和储能项目
我们已宣布计划发展高达768兆瓦的太阳能光伏发电设施和260德克萨斯州一兆瓦的电池ESS。第一158兆瓦的太阳能发电于2022年1月和2月上线，电池ESS于2022年4月上线。其余设施的商业运营日期估计从2024年夏季到2026年底。截至2022年9月30日，我们积累了大约40这些剩余的德克萨斯州部分太阳能发电项目正在建设中的项目有100万美元。
东段太阳能发电和储能项目
2021年9月，我们宣布计划发展高达300兆瓦的太阳能光伏发电设施和高达150伊利诺伊州退役或即将退役工厂的电池ESS兆瓦，基于伊利诺伊州参议院法案2408，即能源过渡法案的通过。预计这些设施的商业运营日期从2024年到2025年。
西段储能项目
奥克兰-2019年6月，东湾社区能源(EBCE)签署了一项十年从计划的开发中获得资源充足能力的合同20我们位于加利福尼亚州奥克兰发电厂现场的兆瓦电池ESS。2020年4月，该项目获得了EBCE和太平洋天然气和电力公司(PG&E)的必要批准。对合同进行了修改，将计划中的开发项目的容量提高到36.25兆瓦电池ESS。2020年4月，作为奥克兰清洁能源计划的一部分，同时签署了确保电网可靠性的当地可靠性服务(LARS)协议，但需要加州公用事业委员会(CPUC)的批准。截至2021年4月15日，PG&E尚未获得CPUC的批准。2021年4月16日，维斯特拉终止了与PG&E的LARS协议。我们正在继续开发奥克兰电池ESS项目，同时寻求另一项合同安排，以允许投资向前推进。
苔藓落地-2018年6月，我们宣布，经CPUC批准，我们将进入20-与PG&E签订为期一年的资源充足合同，以开发300我们位于加利福尼亚州的Moss Landing发电厂现场(Moss Landing一期)的兆瓦电池ESS。CPUC于2018年11月批准了资源充裕合同。根据合同，PG&E将每月向我们支付固定的资源充足率付款，而我们将获得能源收入，并产生ESS调度和充电的成本。Moss Landing一期于2021年5月开始商业运营。
在2020年5月，我们宣布，如果得到CPUC的批准，我们将进入10-与PG&E签订为期一年的资源充足合同，以开发额外的100Moss Landing发电厂现场的兆瓦电池ESS(Moss Landing二期)。CPUC于2020年8月批准了资源充足合同。莫斯登陆二期于2021年7月开始商业运营。
2022年1月，我们宣布，如果得到CPUC的批准，我们将进入15-与PG&E签订为期一年的资源充足和能源结算合同，以开发额外的350Moss Landing发电厂现场(Moss Landing三期)的兆瓦电池ESS。CPUC于2022年4月批准了资源充裕和能源结算合同。苔藓着陆三期预计将于2023年夏天投入商业运营。截至2022年9月30日，我们积累了大约63Moss Landing第三阶段的在建工程中有100万人。
Moss落地故障-2021年9月，Moss Landing第一阶段发生了影响部分电池ESS的事件。一项审查发现，根本原因来自与电池系统分开的系统。当我们进行必要的工作以使设施恢复服务时，设施处于离线状态。该设施的修复工作于2022年6月完成。苔藓登陆二期和三期不受此次事件影响。
2022年2月，Moss Landing II阶段发生了一起影响部分电池ESS的事件。一项审查发现，根本原因来自与电池系统分开的系统。当我们进行必要的工作以使设施恢复服务时，设施处于离线状态。该设施的修复工作于2022年9月完成。苔藓登陆第一期和第三期不受此次事件影响。
这些事件没有对我们的运营结果产生实质性影响。
3. 发电设施的退役
2020年，我们宣布打算淘汰我们在伊利诺伊州和俄亥俄州的所有剩余燃煤发电设施，一德克萨斯州的燃煤发电设施和一由于经济挑战，包括符合CCR规则和ELG规则(见附注11)的增量支出，以及为了进一步推动我们大幅减少碳足迹的努力，我们将不迟于2027年年底在伊利诺伊州建立天然气设施。正如之前在2021年4月宣布的那样，我们于2022年9月退役了Joppa发电设施，以了结塞拉俱乐部于2018年向伊利诺伊州污染控制委员会(IPCB)提出的投诉。正如之前在2021年7月宣布的那样，由于无法在2021年5月举行的PJM产能拍卖中确保该工厂的产能收入，我们于2022年6月淘汰了齐默尔煤炭发电设施。
已确定退役日期的工厂的运营结果将从宣布退役计划的季度开始计入我们的日落分部，并在预计退役发生的日历年初移至资产关闭分部。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 设施 | | 位置 | | ISO/RTO | | 燃料类型 | | 净发电量(MW) | | 实际或预期退休日期(A) | | 细分市场 |
| 鲍德温 | | 伊利诺伊州鲍德温 | | 味噌 | | 煤，煤 | | 1,185 | | 到2025年底 | | 日落 |
| 科莱托克里克 | | 德克萨斯州戈利亚德 | | ERCOT | | 煤，煤 | | 650 | | 到2027年底 | | 日落 |
| 爱德华兹 | | 伊利诺伊州巴顿维尔 | | 味噌 | | 煤，煤 | | 585 | | 2023年1月1日 | | 日落 |
| 乔帕 | | 伊利诺伊州乔帕 | | 味噌 | | 煤，煤 | | 802 | | 2022年9月1日退休 | | 资产关闭 |
| 乔帕 | | 伊利诺伊州乔帕 | | 味噌 | | 天然气 | | 221 | | 2022年9月1日退休 | | 资产关闭 |
| 金凯德 | | 伊利诺伊州金凯德 | | PJM | | 煤，煤 | | 1,108 | | 到2027年底 | | 日落 |
| 迈阿密要塞 | | 俄亥俄州北本德 | | PJM | | 煤，煤 | | 1,020 | | 到2027年底 | | 日落 |
| 牛顿 | | 伊利诺伊州牛顿 | | MISO/PJM | | 煤，煤 | | 615 | | 到2027年底 | | 日落 |
| 齐默尔 | | 俄亥俄州莫斯科 | | PJM | | 煤，煤 | | 1,300 | | 2022年6月1日退休 | | 资产关闭 |
| 总计 | | | | | | | | 7,486 | | | | |
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(a)如果经济或其他条件允许，发电设施可能会在2027年底之前退役。
4. 收入
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2022年9月30日的三个月 |
| 零售 | | 德克萨斯州 | | 东 | | 西 | | 日落 | | 资产
闭合 | | 淘汰 | | 已整合 |
| 与客户签订合同的收入： | | | | | | | | | | | | | | | |
| 零售能源费用，以ERCOT为单位 | $ | 2,186 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 2,186 | |
| 东北/中西部的零售能源收费 | 491 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 491 | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 来自ISO/RTO的批发发电收入 | — | | | 669 | | | 329 | | | 157 | | | 385 | | | 74 | | | — | | | 1,614 | |
| ISO/RTO的运力收入(A) | — | | | — | | | 14 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 14 | |
| 来自其他批发合同的收入 | — | | | 127 | | | 328 | | | 40 | | | 38 | | | — | | | — | | | 533 | |
| 与客户签订合同的总收入 | 2,677 | | | 796 | | | 671 | | | 197 | | | 423 | | | 74 | | | — | | | 4,838 | |
| 其他收入： | | | | | | | | | | | | | | | |
| 无形摊销 | 2 | | | — | | | — | | | — | | | (1) | | | — | | | — | | | 1 | |
| 套期保值和其他收入(B) | 579 | | | 176 | | | (83) | | | 36 | | | (396) | | | (6) | | | 1 | | | 307 | |
| 关联销售(C) | — | | | 2,655 | | | 538 | | | 3 | | | 254 | | | — | | | (3,450) | | | — | |
| 其他收入合计 | 581 | | | 2,831 | | | 455 | | | 39 | | | (143) | | | (6) | | | (3,449) | | | 308 | |
| 总收入 | $ | 3,258 | | | $ | 3,627 | | | $ | 1,126 | | | $ | 236 | | | $ | 280 | | | $ | 68 | | | $ | (3,449) | | | $ | 5,146 | |
____________
(a)表示在每个ISO/RTO中销售的净容量。东区包括$37销售的百万容量抵消了$23购买了百万的容量。
(b)包括$346大宗商品头寸按市值计价的未实现净收益，包括零售部门未实现净收益#美元217由于在2021年第三季度和2022年第二季度停止对零售电力合同组合的正常购买或正常销售(NPN)进行会计处理，在整个合同期限内不再可能进行实物结算。按分部分列的未实现净收益(亏损)见附注16。
(c)德克萨斯州、东部和日落部分包括$1.213亿，美元80百万美元和美元134零售分部商品仓位按市值计价的附属未实现净收益分别为100万欧元。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2021年9月30日的三个月 |
| 零售 | | 德克萨斯州 | | 东 | | 西 | | 日落 | | 资产
闭合 | | 淘汰 | | 已整合 |
| 与客户签订合同的收入： | | | | | | | | | | | | | | | |
| 零售能源费用，以ERCOT为单位 | $ | 1,896 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 1,896 | |
| 东北/中西部的零售能源收费 | 624 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 624 | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 来自ISO/RTO的批发发电收入 | — | | | 211 | | | 191 | | | 89 | | | 198 | | | 124 | | | — | | | 813 | |
| ISO/RTO的运力收入(A) | — | | | — | | | (13) | | | 1 | | | 39 | | | 12 | | | — | | | 39 | |
| 来自其他批发合同的收入 | — | | | 88 | | | 167 | | | 29 | | | 45 | | | 1 | | | — | | | 330 | |
| 与客户签订合同的总收入 | 2,520 | | | 299 | | | 345 | | | 119 | | | 282 | | | 137 | | | — | | | 3,702 | |
| 其他收入： | | | | | | | | | | | | | | | |
| 无形摊销 | 2 | | | — | | | — | | | — | | | (2) | | | — | | | — | | | — | |
| 套期保值和其他收入(B) | (362) | | | (7) | | | 222 | | | (30) | | | (337) | | | (197) | | | — | | | (711) | |
| 关联销售(C) | — | | | 551 | | | (59) | | | 1 | | | (5) | | | — | | | (488) | | | — | |
| 其他收入合计 | (360) | | | 544 | | | 163 | | | (29) | | | (344) | | | (197) | | | (488) | | | (711) | |
| 总收入 | $ | 2,160 | | | $ | 843 | | | $ | 508 | | | $ | 90 | | | $ | (62) | | | $ | (60) | | | $ | (488) | | | $ | 2,991 | |
____________
(a)表示在每个ISO/RTO中售出(购买)的净容量。东区包括$116购买的百万容量抵消了$103已售出百万容量。西区包括$1已售出百万容量。日落部分包括$40销售的百万容量抵消了$1购买了百万的容量。资产关闭部分包括#美元12已售出百万容量。
(b)包括$861商品仓位按市值计价的未实现净亏损百万美元，包括零售部门未实现净亏损#美元357由于在2021年第三季度停止对零售电力合同组合进行NPNS会计处理，在整个合同期内不再可能进行实物结算。按分部分列的未实现净收益(亏损)见附注16。
(c)德克萨斯州、东部和日落部分包括$527百万，$472百万美元和美元118零售分部商品仓位按市价估值所产生的附属未实现净亏损分别为百万欧元。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2022年9月30日的9个月 |
| 零售 | | 德克萨斯州 | | 东 | | 西 | | 日落 | | 资产
闭合 | | 淘汰 | | 已整合 |
| 与客户签订合同的收入： | | | | | | | | | | | | | | | |
| 零售能源费用，以ERCOT为单位 | $ | 5,349 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 5,349 | |
| 东北/中西部的零售能源收费 | 1,673 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 1,673 | |
| 来自ISO/RTO的批发发电收入 | — | | | 761 | | | 901 | | | 268 | | | 775 | | | 392 | | | — | | | 3,097 | |
| ISO/RTO的运力收入(A) | — | | | — | | | 4 | | | — | | | 63 | | | 20 | | | — | | | 87 | |
| 来自其他批发合同的收入 | — | | | 392 | | | 773 | | | 114 | | | 118 | | | 22 | | | — | | | 1,419 | |
| 与客户签订合同的总收入 | 7,022 | | | 1,153 | | | 1,678 | | | 382 | | | 956 | | | 434 | | | — | | | 11,625 | |
| 其他收入： | | | | | | | | | | | | | | | |
| 无形摊销 | 1 | | | — | | | 1 | | | — | | | (6) | | | — | | | — | | | (4) | |
| 套期保值和其他收入(B) | (147) | | | (275) | | | (70) | | | (4) | | | (1,129) | | | (138) | | | 1 | | | (1,762) | |
| 关联销售(C) | — | | | 1,031 | | | 791 | | | 9 | | | 235 | | | — | | | (2,066) | | | — | |
| 其他收入合计 | (146) | | | 756 | | | 722 | | | 5 | | | (900) | | | (138) | | | (2,065) | | | (1,766) | |
| 总收入 | $ | 6,876 | | | $ | 1,909 | | | $ | 2,400 | | | $ | 387 | | | $ | 56 | | | $ | 296 | | | $ | (2,065) | | | $ | 9,859 | |
____________
(a)表示在每个ISO/RTO中销售的净容量。东区包括$265销售的百万容量抵消了$261购买了百万的容量。日落部分包括$66销售的百万容量抵消了$3购买了百万的容量。资产关闭部分包括#美元20已售出百万容量。
(b)包括$2.101商品头寸按市值计价的未实现净亏损，包括零售部门未实现净亏损#美元780由于在2021年第三季度和2022年第二季度停止对零售电力合同组合进行NPNS会计处理，在整个合同期内不再可能进行实物结算。按分部分列的未实现净收益(亏损)见附注16。
(c)德克萨斯州、东部和日落部分包括$1.715亿，美元580百万美元和美元118零售分部商品仓位按市价估值所产生的附属未实现净亏损分别为百万欧元。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2021年9月30日的9个月 |
| 零售 | | 德克萨斯州 | | 东 | | 西 | | 日落 | | 资产
闭合 | | | | 淘汰 | | 已整合 |
| 与客户签订合同的收入： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 零售能源费用，以ERCOT为单位 | $ | 4,460 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | | | $ | — | | | $ | 4,460 | |
| 东北/中西部的零售能源收费 | 1,715 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | | | — | | | 1,715 | |
| 来自ISO/RTO的批发发电收入 | — | | | 3,585 | | | 442 | | | 158 | | | 1,006 | | | 224 | | | | | — | | | 5,415 | |
| ISO/RTO的运力收入(A) | — | | | — | | | (14) | | | 1 | | | 99 | | | 34 | | | | | — | | | 120 | |
| 来自其他批发合同的收入 | — | | | 2,172 | | | 459 | | | 75 | | | 147 | | | 1 | | | | | — | | | 2,854 | |
| 与客户签订合同的总收入 | 6,175 | | | 5,757 | | | 887 | | | 234 | | | 1,252 | | | 259 | | | | | — | | | 14,564 | |
| 其他收入： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 无形摊销 | (1) | | | — | | | 74 | | | — | | | (10) | | | — | | | | | — | | | 63 | |
| 套期保值和其他收入(B) | (345) | | | (4,457) | | | 418 | | | (66) | | | (1,075) | | | (339) | | | | | — | | | (5,864) | |
| 关联销售(C) | — | | | 158 | | | 359 | | | 3 | | | 21 | | | 1 | | | | | (542) | | | — | |
| 其他收入合计 | (346) | | | (4,299) | | | 851 | | | (63) | | | (1,064) | | | (338) | | | | | (542) | | | (5,801) | |
| 总收入 | $ | 5,829 | | | $ | 1,458 | | | $ | 1,738 | | | $ | 171 | | | $ | 188 | | | $ | (79) | | | | | $ | (542) | | | $ | 8,763 | |
____________
(a)表示在每个ISO/RTO中售出(购买)的净容量。东区包括$346购买的百万容量抵消了$332已售出百万容量。西区包括$1已售出百万容量。日落部分包括$101销售的百万容量抵消了$2购买了百万的容量。资产关闭部分包括#美元34已售出百万容量。
(b)包括$1.146商品头寸按市值计价的未实现净亏损，包括零售部门未实现净亏损#美元357由于在2021年第三季度停止对零售电力合同组合进行NPNS会计处理，在整个合同期内不再可能进行实物结算。按分部分列的未实现净收益(亏损)见附注16。
(c)德克萨斯州、东部和日落部分包括$2.153亿，美元819百万美元和美元272零售分部商品仓位按市价估值所产生的附属未实现净亏损分别为百万欧元。
履约义务
截至2022年9月30日，我们有未履行或部分未履行的未来业绩义务，这些义务与通过ISO/RTO举行的容量拍卖或与客户签订的合同授予的容量拍卖数量有关。因此，自各自的ISO/RTO能力拍卖结果之日或合同执行之日起，就存在一项义务。这些债务总额为$90百万，$483百万，$311百万，$222百万美元和美元111将分别在2022年12月31日终了年度和2023年12月31日终了年度、2024年12月31日终了年度、2025年12月31日终了年度和2026年12月31日终了年度确认的百万美元，以及735之后的百万美元。能力收入确认为相关的ISO/RTO或交易对手可获得的能力。
应收帐款
下表列出了与客户合同和其他活动有关的应收贸易账款(扣除坏账准备)：
| | | | | | | | | | | |
| 9月30日，
2022 | | 2021年12月31日 |
| 与客户签订的合同应收账款--净额 | $ | 1,411 | | | $ | 1,087 | |
| 其他贸易应收账款--净额 | 443 | | | 310 | |
| 应收贸易账款总额--净额 | $ | 1,854 | | | $ | 1,397 | |
5. 商誉和可确认的无形资产和负债
商誉
截至2022年9月30日和2021年12月31日，商誉的账面价值总计为1美元2.583亿美元，其中包括2.461亿美元分配给我们的零售报告部门，并122100万美元分配给我们的德克萨斯一代报告单位。商誉为$1.94410亿美元可扣除超过15在直线基础上的年份。
可确认的无形资产和负债
可确认的无形资产包括以下内容：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022年9月30日 | | 2021年12月31日 |
| 可识别的无形资产 | | 毛收入 携带 金额 | | 累计
摊销 | | 网络 | | 毛收入 携带 金额 | | 累计
摊销 | | 网络 |
| 零售客户关系 | | $ | 2,085 | | | $ | 1,733 | | | $ | 352 | | | $ | 2,083 | | | $ | 1,631 | | | $ | 452 | |
| 软件和其他与技术相关的资产 | | 460 | | | 247 | | | 213 | | | 421 | | | 206 | | | 215 | |
| 零售和批发合同 | | 233 | | | 204 | | | 29 | | | 248 | | | 206 | | | 42 | |
| 订约承办事务协议(A) | | 19 | | | 4 | | | 15 | | | 23 | | | 2 | | | 21 | |
| 其他可识别无形资产(B) | | 60 | | | 8 | | | 52 | | | 95 | | | 20 | | | 75 | |
| 应摊销的可确认无形资产总额 | | $ | 2,857 | | | $ | 2,196 | | | 661 | | | $ | 2,870 | | | $ | 2,065 | | | 805 | |
| 零售商品名称(不受摊销影响) | | | | | | 1,341 | | | | | | | 1,341 | |
| | | | | | | | | | | | |
| 可确认无形资产总额 | | | | | | $ | 2,002 | | | | | | | $ | 2,146 | |
____________
(a)截至2022年9月30日，与合同服务协议有关的金额因无形资产的经济影响摊销而成为负债，已从账面总额和累计摊销中扣除。
(b)包括采矿开发费用和环境津贴(排放津贴和可再生能源证书)。
可确认的无形负债包括以下各项：
| | | | | | | | | | | | | | |
| 可识别的无形负债 | | 9月30日，
2022 | | 2021年12月31日 |
| 订约承办事务协议 | | $ | 129 | | | $ | 125 | |
| 电力和容量的买卖 | | 3 | | | 8 | |
| 燃料和运输采购合同 | | 10 | | | 14 | |
| 可确认的无形负债总额 | | $ | 142 | | | $ | 147 | |
与有限年限的可识别无形资产和负债有关的费用(包括简明合并经营报表中的分类)包括：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 可确认的无形资产和负债 | | 简明综合业务报表 | 截至9月30日的三个月， | | 截至9月30日的9个月， |
| 2022 | | 2021 | | 2022 | | 2021 |
| 零售客户关系 | | 折旧及摊销 | $ | 34 | | | $ | 49 | | | $ | 102 | | | $ | 147 | |
| 软件和其他与技术相关的资产 | | 折旧及摊销 | 17 | | | 20 | | | 53 | | | 58 | |
| 零售和批发合同/采购和销售/燃料和运输合同 | | 运营收入/燃料、购买电力成本和运送费 | (1) | | | 1 | | | 4 | | | (60) | |
| 其他可识别的无形资产 | | 营业收入/燃料、购买的电力成本和传送费/折旧和摊销 | 109 | | | 91 | | | 296 | | | 196 | |
| 无形资产费用总额，净额(A) | $ | 159 | | | $ | 161 | | | $ | 455 | | | $ | 341 | |
___________
(a)在折旧和摊销中记录的金额总计为#美元。52百万美元和美元70截至2022年9月30日和2021年9月30日的三个月分别为百万美元和157百万美元和美元208截至2022年9月30日和2021年9月30日的9个月分别为100万美元。数额不包括合同服务协议。金额包括与环境津贴相关的所有费用，包括为遵守排放津贴计划和可再生投资组合标准而应计的费用，这些费用在我们的精简综合运营报表上以燃料、购买电力成本和交付费用的形式列示。排放津贴债务在产生相关电力时应计，可再生能源证书债务在零售电力供应发生时应计。
可识别无形资产和负债的估计摊销
截至2022年9月30日，未来五个会计年度每年可识别无形资产和负债的估计摊销费用合计如下所示。
| | | | | | | | |
| 年 | | 预计摊销费用 |
| 2022 | | $ | 206 | |
| 2023 | | $ | 151 | |
| 2024 | | $ | 102 | |
| 2025 | | $ | 76 | |
| 2026 | | $ | 51 | |
6. 所得税
所得税费用
我们的实际税率计算如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至9月30日的三个月， | | 截至9月30日的9个月， |
| 2022 | | 2021 | | 2022 | | 2021 |
| 所得税前净收益(亏损) | $ | 914 | | | $ | 41 | | | $ | (1,224) | | | $ | (2,563) | |
| 所得税(费用)福利 | $ | (236) | | | $ | (31) | | | $ | 262 | | | $ | 569 | |
| 实际税率 | 25.8 | % | | 75.6 | % | | 21.4 | % | | 22.2 | % |
截至2022年9月30日的三个月，25.8%高于美国联邦法定利率21%主要是由于TRA和州所得税的不可抵扣影响。截至2022年9月30日的9个月，21.4%高于美国联邦法定利率21%主要是由于TRA和州所得税的不可抵扣影响。
截至2021年9月30日的三个月，75.6%高于美国联邦法定利率21%主要是由于TRA的不可扣除影响、针对某些州净运营亏损的额外估值拨备以及州所得税。截至2021年9月30日的9个月，22.2%高于美国联邦法定利率21%主要是由于TRA和州所得税的不可抵扣影响。
《2022年通货膨胀率削减法案》
2022年8月，美国颁布了《2022年通胀削减法案》(IRA)，其中包括实施大量新的和修改后的能源税收抵免，包括核能生产税收抵免(PTC)、太阳能PTC、首次独立电池存储投资税收抵免、15对某些大公司的账面收入征收%的替代最低税率，以及1净股票回购的消费税为%。预计财政部条例将在未来12个月内在许多重要方面界定立法的范围。公司替代最低税额不适用于我们的下一财政年度，因为它是基于三年平均每年调整后财务报表收入超过#美元。1十亿美元。消费税预计不会对我们的财务报表产生实质性影响。我们在预测法律生效后一段时间的现金税和估计TRA负债时，已经考虑了公司替代最低税和适用于我们直接开发管道中的项目的现有税收抵免的相关延长或扩大。
冠状病毒援助、救济和经济安全法案(CARE法案)和最终第163(J)条条例
为了应对与新冠肺炎相关的全球大流行，CARE法案于2020年3月签署成为法律。CARE法案为公司纳税人提供了许多救济条款，包括修改净营业亏损的使用限制，有利地扩大了IRC第163(J)条(第163(J)条)对企业利息支出的扣除，能够加快可退还替代最低税额(AMT)抵免的时间，以及暂时暂停对社会保障税雇主部分的某些支付要求。此外，《第163(J)条最后条例》于2020年7月发布，对拟议的有关调整后应纳税所得额计算的条例进行了重大修正。截至2022年1月1日，最终的第163(J)条条例中的某些条款已经日落，包括将折旧和摊销加回调整后的应税收入。因此，根据目前起草的法律，维斯特拉在2022纳税年度的可扣除业务利息支出将受到显著限制。维斯特拉仍然积极参与立法监测和宣传工作，以支持立法解决办法，恢复并永久增加调整后应税收入的折旧和摊销。维斯特拉还利用《CARE法案》工资延迟支付机制，推迟支付约#美元。22从2020年到2021年和2022年为100万人。我们在2021年12月支付了之前递延税款的大约一半。
对不确定税务状况的责任
Vistra及其子公司在美国联邦、州和外国司法管辖区提交所得税申报单，有时要接受美国国税局和其他税务当局的审查。2021年2月，维斯特拉接到通知，美国国税局已开始对2018和2019纳税年度进行联邦所得税审计，并对2018纳税年度进行就业纳税审计。2022年第二季度，2018纳税年度用工纳税审计结案，未作调整。Crius目前正在接受美国国税局2015和2016纳税年度的审计。不确定的税收头寸总额为1美元37百万美元和美元38分别为2022年9月30日和2021年12月31日。
7. 应收税金协议债务
在生效日期，维斯特拉代表TCEH的某些前第一留置权债权人与转让代理签订了一项应收税款协议(TRA)。TRA一般规定我们向TRA权利的持有者支付85(A)根据重组计划完成的某些交易(包括因出售PrefCo优先股而提高我们的资产的计税基准)；(B)与收购有关的所有资产的计税基准二于2016年4月于CCGT以天然气为燃料的发电设施，以及(C)与本公司根据TRA支付而被视为已支付的推算利息有关的税务优惠，加上适用报税表到期日应累算的利息。
根据TRA，我们为根据重组计划有权获得该等TRA权利的TCEH的第一留置权担保债权人的利益而发出TRA权利。这类TRA权利有权享有《登记权协议》中更全面描述的某些登记权(见附注15)。
下表汇总了截至2022年9月30日和2021年9月30日的9个月的TRA债务(在我们的精简合并资产负债表中报告为其他流动负债和应收税协议债务)的变化：
| | | | | | | | | | | |
| 截至9月30日的9个月， |
| 2022 | | 2021 |
| 期初的交易记录债务 | $ | 395 | | | $ | 450 | |
| 吸积费用 | 50 | | | 48 | |
| 税收假设的变化对付款时间的影响(A) | (21) | | | (79) | |
| 应收税金协议的影响 | 29 | | | (31) | |
| | | |
| 期末的交易记录债务 | 424 | | | 419 | |
| 目前到期的金额较少 | (1) | | | (3) | |
| 期末非流动TRA债务 | $ | 423 | | | $ | 416 | |
____________
(a)在截至2022年9月30日的三个月内，我们记录了TRA债务的账面价值总计减少了$104由于商品价格预测下降和爱尔兰共和军的影响，对预测的应税收入进行了调整。在截至2022年9月30日的九个月内，我们记录了TRA债务的账面价值总计减少了$21由于受爱尔兰共和军的影响而对预测的应税收入进行了调整，但因商品价格预测的增加而部分抵消。在截至2021年9月30日的三个月内，我们记录了TRA债务的账面价值总计减少了$51由于现行税法对计划中的其他可再生能源开发项目的预期应税收入和预期税收优惠进行了调整，特别是考虑到伊利诺伊州通过了从煤到太阳能的立法，因此产生了600万欧元的收入。在截至2021年9月30日的九个月内，我们记录的TRA债务的账面价值总计减少了$79由于对预测的应税收入进行了调整，包括冬季风暴乌里的财务影响，以及根据现行税法为计划中的其他可再生发展项目提供的预期税收优惠，因此产生了600万美元的税收优惠。
截至2022年9月30日，TRA债务的估计账面价值总计为$424百万美元，这是TRA下预计付款的贴现金额。预计付款是基于某些假设，包括但不限于(A)#年的联邦企业所得税税率。21%，(B)对本年度和未来年度的应税收入的估计，以及(C)Vstra目前运营的其他州，包括每个州的相关税率和分摊系数。我们的应税收入考虑了当前的联邦税法、各种相关的州税法，并反映了我们目前对企业未来业绩的估计。对未来业务业绩的估计包括与维斯特拉计划执行的产生重大税收优惠的可再生发展项目相关的假设。这些福利对支付TRA债务的时间有实质性影响。这些假设可能会发生变化，这些变化可能会对TRA债务的账面价值产生实质性影响。截至2022年9月30日，根据TRA，联邦和州政府未贴现的支付总额估计约为$1.410亿美元，其中一半以上预计将在下一年支付15最后一笔款项预计将在2056年左右支付(如果TRA没有根据其条款提前终止)。
债务的账面价值是用实际利息法与预期债务总额相加。由于TRA付款的时间或金额的变化而导致的这一债务金额的变化在变动期内确认，并使用债务的初始公允价值所固有的贴现率来衡量。
8. 每股收益
普通股股东可获得的基本每股收益以该期间已发行普通股的加权平均数为基础。稀释每股收益采用库存股方法计算，并计入基于股票激励性薪酬安排的所有潜在普通股发行的影响。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至9月30日的三个月， | | 截至9月30日的9个月， |
| 2022 | | 2021 | | 2022 | | 2021 |
| 可归因于维斯特拉的净收益(亏损) | $ | 668 | | | $ | 7 | | | $ | (981) | | | $ | (2,000) | |
| 减去A系列优先股的累计股息 | (20) | | | — | | | (60) | | | — | |
| 减去B系列优先股的累计股息 | (17) | | | — | | | (52) | | | — | |
| 普通股应占净收益(亏损)-基本 | 631 | | | 7 | | | (1,093) | | | (2,000) | |
| 已发行普通股加权平均股份--基本 | 413,762,896 | | | 482,516,965 | | | 431,381,151 | | | 483,150,213 | |
| 已发行普通股加权平均每股净收益(亏损)-基本 | $ | 1.53 | | | $ | 0.01 | | | $ | (2.53) | | | $ | (4.14) | |
| 稀释性证券：股权激励薪酬计划 | 3,719,615 | | | 1,977,581 | | | — | | | — | |
| 已发行普通股加权平均股份--摊薄 | 417,482,511 | | | 484,494,546 | | | 431,381,151 | | | 483,150,213 | |
| 每股已发行普通股加权平均收益(亏损)-摊薄 | $ | 1.51 | | | $ | 0.01 | | | $ | (2.53) | | | $ | (4.14) | |
基于股票的激励性薪酬计划奖励被排除在稀释后每股收益的计算之外，因为它的影响将是反稀释总计1,757,365和12,851,055分别截至2022年和2021年9月30日的三个月的股票，以及8,076,314和15,223,763分别截至2022年和2021年9月30日的9个月的股票。
9. 应收账款融资
应收账款证券化计划
维斯特拉的间接子公司TXU Energy Receivables Company LLC(Recco)拥有由资产担保商业票据发行人和商业银行(买方)提供的应收账款融资工具(Receivables Finance)。应收账款安排于2022年7月续期，将应收账款安排的年期延长至2023年7月，调整购买者在某些期间购买应收账款安排下应收账款权益的承诺，以配合零售旺季，并将承诺额增加$25截至2022年12月的结算期与上年同期相比为100万美元，情况如下：(1)美元625由2022年7月结算日起至2022年8月结算日止；。(Ii)元。750由2022年8月结算日起至2022年11月结算日止的百万元；625自2022年11月结算日起至2022年12月结算日止600自2022年12月结算日起计，以及其后应收账款安排余下年期的应收账款。
就应收账款安排、TXU Energy、Dynegy Energy Services、Ambit Texas、Value Based Brands及TriEagle Energy，各间接附属公司及应收账款安排下的发起人(发起人)各自出售及/或贡献因向其客户出售电力及相关权利(应收款)而产生的所有应收款项(根据应收款项安排条款不包括的任何应收款项除外)及Recco，Recco为TXU Energy的综合、全资拥有、远离破产的直接附属公司。Recco则须遵守若干条件，并可在应收账款机制下支取最高达上述限额的款项，为其从发起人手中收购应收账款提供资金。Recco已就应收账款及所有相关资产授予应收账款及所有相关资产的抵押权益，以使买方受益，而维斯特拉营运公司已同意担保管理应收账款融资的协议下的债务。买方向Recco提供资金的金额在简明综合资产负债表上反映为短期借款。应收账款融资机制项下的收益和偿还在我们的简明综合现金流量表中反映为融资活动的现金流量。转移给买方的应收款仍留在维斯特拉的资产负债表上，维斯特拉反映的负债相当于买方垫付的金额。本公司记录预付款的利息支出。TXU Energy继续代表Recco和买方(视情况而定)服务、管理和收取应收账款。
截至2022年9月30日，应收账款机制下的未偿还借款总额为#美元。625百万美元，并得到了$1.172应收账款总额10亿美元。截至2021年12月31日，有不是应收账款安排项下的未偿还借款。
回购机制
TXU Energy和应收账款融资机制下的其他发起人有一项回购融资(回购融资)，由商业银行作为买方(买方)在未承诺的基础上提供。2022年7月，回购机制续期至2023年7月，同时维持设施规模为#美元125百万美元。回购安排以Recco发行的附属票据(附属票据)作抵押，该附属票据(附属票据)以TXU Energy为受益人而根据应收账款发行，并代表发起人根据应收账款向Recco出售应收账款而支付的购买价格的未偿还余额的一部分。根据回购机制，TXU Energy可要求买方向TXU Energy转移资金，以换取附属票据的转移，同时TXU Energy同意在确定的日期或按要求向买方转移资金，以换取附属票据的返还(统称为交易)。每笔交易的期限预计为一个月，除非TXU Energy按要求提前终止，或在违约事件发生后由买方终止。
TXU Energy和其他发起人各自向买方授予了次级票据的优先担保权益，以确保其根据回购融资协议承担的义务，而Vistra Operations已同意担保回购融资协议下的义务。除非根据管理回购安排的协议提前终止，否则回购安排将与应收账款安排的预定终止同时终止。
有几个不是截至2022年9月30日和2021年12月31日，回购机制下的未偿还借款。
10. 债务
下表中的金额为本公司产生的长期债务类别，包括目前到期的金额。
| | | | | | | | | | | |
| 9月30日，
2022 | | 十二月三十一日，
2021 |
| 维斯特拉运营信贷安排 | $ | 2,522 | | | $ | 2,543 | |
| 维斯特拉运营高级担保票据： | | | |
4.8752024年5月13日到期的高级担保票据百分比 | 400 | | | — | |
3.5502024年7月15日到期的高级担保票据百分比 | 1,500 | | | 1,500 | |
5.1252025年5月13日到期的高级担保票据百分比 | 1,100 | | | — | |
3.7002027年1月30日到期的高级担保票据百分比 | 800 | | | 800 | |
4.3002029年7月15日到期的高级担保票据百分比 | 800 | | | 800 | |
| 维斯特拉运营高级担保票据合计 | 4,600 | | | 3,100 | |
| 维斯特拉运营高级无担保票据： | | | |
5.5002026年9月1日到期的高级无担保票据百分比 | 1,000 | | | 1,000 | |
5.625%高级无担保票据，2027年2月15日到期 | 1,300 | | | 1,300 | |
5.0002027年7月31日到期的高级无担保票据百分比 | 1,300 | | | 1,300 | |
4.3752029年5月15日到期的高级无担保票据百分比 | 1,250 | | | 1,250 | |
| 维斯特拉运营高级无担保票据合计 | 4,850 | | | 4,850 | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| 其他： | | | |
| 远期运力协议 | — | | | 213 | |
| 设备融资协议 | 90 | | | 92 | |
| | | |
| 其他 | — | | | 6 | |
| 其他长期债务总额 | 90 | | | 311 | |
| 未摊销债务溢价、贴现和发行成本 | (77) | | | (73) | |
| 包括当前到期金额在内的长期债务总额 | 11,985 | | | 10,731 | |
| 目前到期的金额较少 | (38) | | | (254) | |
| 长期债务总额减去当前到期金额 | $ | 11,947 | | | $ | 10,477 | |
有几个不是截至2022年9月30日和2021年12月31日，商品挂钩融资和循环信贷融资(如下所述)项下的未偿还短期借款。
维斯特拉运营信贷安排和与商品挂钩的循环信贷安排
维斯特拉运营信贷安排-截至2022年9月30日，维斯特拉运营信贷安排最高可达$6.24710亿美元的优先担保、第一留置权循环信贷承诺和未偿还定期贷款，其中包括高达#美元的循环信贷承诺3.725亿美元(循环信贷安排)和$定期贷款2.52210亿美元(定期贷款B-3贷款)。
于2022年4月29日(2022年4月修订生效日期)及2022年7月18日(2022年7月修订生效日期)，维斯特拉营运作为借款人、维斯特拉中间公司、担保方、瑞士信贷股份公司开曼群岛分行作为行政代理及抵押品代理，以及其中指名的其他各方，对维斯特拉营运信贷协议作出修订(信贷协议修订)。根据信贷协议修正案，将于2027年4月到期的新类别循环信贷承诺总额为#美元。2.810亿美元725分别截至2022年4月修正案生效日期和2022年7月修正案生效日期。在信贷协议修正案生效后，于2027年4月29日到期的循环承诺总额为#美元。3.525亿美元(延长循环信贷安排)，而美元200根据信贷协议修正案，于2023年6月14日到期的循环承诺额(非延期循环信贷安排)保持不变。2022年7月18日对维斯特拉运营信贷协议的修正案还规定，维斯特拉运营将终止至少$350如果维斯特拉运营公司或任何担保人从任何主要目的旨在提高维斯特拉运营公司及其担保人流动性的资本市场交易中获得收益，则在2022年12月30日或更早之前，延长循环信贷安排承诺将达到100万美元。此外，《信用证协议修正案》指定了新的循环信用证发行人，使循环信用证承诺总额等于#美元。3.245在信贷协议修订生效后的10亿美元。与信贷协议修正案有关的费用和开支总计为#美元。7百万美元和美元8在截至2022年9月30日的三个月和九个月分别为100万美元，这些资金被资本化为债务账面金额的减少。
2021年3月，维斯特拉运营公司借入了美元1.0定期贷款A贷款项下的本金金额为10亿美元。2021年4月，维斯特拉运营公司又借入了1美元250定期贷款A贷款项下的本金金额为百万美元。定期贷款所得款项连同手头现金，用来偿还循环信贷安排下的若干未清偿款项。定期贷款A项下的借款在我们的简明综合资产负债表中的短期借款中列报。2021年5月，维斯特拉运营公司使用发行维斯特拉运营公司的收益4.375%2029年到期的优先无担保票据(如下所述)，连同手头现金，以偿还$1.250定期贷款A贷款项下的10亿美元借款。我们录得灭火损失#美元。1在截至2021年9月30日的9个月中，这笔交易的成本为100万美元。
我们截至2022年9月30日的信贷安排和相关可用容量如下所示。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 2022年9月30日 |
| 信贷安排 | | 到期日 | | 设施
限值 | | 现金
借款 | | 未付款信用证 | | 可用
容量 |
| 延长循环信贷安排(A) | | April 29, 2027 | | $ | 3,525 | | | $ | — | | | $ | 2,388 | | | $ | 1,137 | |
| 非延期循环信贷安排(B) | | June 14, 2023 | | 200 | | | — | | | 135 | | | 65 | |
| | | | | | | | | | |
| 定期贷款B-3贷款(C) | | 2025年12月31日 | | 2,522 | | | 2,522 | | | — | | | — | |
| 维斯特拉运营信用贷款总额 | | | | $ | 6,247 | | | $ | 2,522 | | | $ | 2,523 | | | $ | 1,202 | |
| 与商品挂钩的融资机制(D) | | 2022年10月5日 | | $ | 2,250 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 1,701 | |
| 总信贷额度 | | | | $ | 8,497 | | | $ | 2,522 | | | $ | 2,523 | | | $ | 2,903 | |
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(a)用于一般企业用途的扩展循环信贷安排。经延长循环信贷安排项下的现金借款于本公司简明综合资产负债表中以短期借款列报。可利用扩展循环信贷安排的全部可用能力开立信用证。
(b)用于一般企业用途的非延期循环信贷安排。非展期循环信贷融资项下的现金借款在我们的简明综合资产负债表中以短期借款列报。未延长的循环信贷安排的全部可用能力可用于开立信用证。
(c)定期贷款B-3贷款项下的现金借款须按计划每季度支付一次，金额相当于1.00原本金的%，余额在到期时支付。已支付的金额不能再借入。
(d)大宗商品挂钩工具(定义见下文)，用于支持我们的全面对冲战略。截至2022年9月30日，可用产能反映的借款基数低于总承诺额#美元2.25十亿美元。2022年10月修订了与商品挂钩的安排，将总承诺额减少到#美元1.3510亿美元，并将期限延长至2023年10月。商品挂钩融资项下的现金借款在我们的简明综合资产负债表中以短期借款列报。
根据维斯特拉营运信贷协议，适用于延长循环信贷安排的利息以定期担保隔夜融资利率(SOFR)为基础，另加以下利差1.25%至2.00%，基于维斯特拉运营公司的高级担保长期债务证券的评级，与延长循环信贷安排有关的任何未提取金额的费用已修订为17.5基点为35.0基点，基于维斯特拉运营公司的高级担保长期债务证券的评级。截至2022年9月30日，有不是经延长的循环信贷安排下的未偿还借款。根据扩展循环信贷机制签发的信用证利息为1.75%。经延长循环信贷安排的适用利差及与该等经延长承诺有关的未提取款项费用可根据本公司相对于若干与可持续性相关的目标及门槛的表现而不时进一步调整，一如维斯特拉营运信贷协议所进一步描述。
根据维斯特拉营运信贷协议，非展期循环信贷机制下的现金借款以适用的LIBOR利率为基础计息，外加固定利差1.75%。截至2022年9月30日，有不是未延长循环信贷安排项下的未偿还借款。根据非展期循环信贷机制签发的信用证计息为1.75%。在定期贷款B-3贷款下借入的金额根据适用的LIBOR利率加上固定利差计算利息1.75%。截至2022年9月30日，未计入未偿还借款利率互换前的加权平均利率为4.84在定期贷款B-3贷款机制下的%。维斯特拉营运信贷安排亦规定须支付予代理人及贷款人的若干额外费用，包括有关未偿还信用证的预付费用，以及就可用的非延期循环信贷安排的任何未使用部分支付的可获得性费用。
维斯特拉营运信贷安排项下的债务以涵盖维斯特拉营运(及其附属公司)实质上所有综合资产、权利及物业的留置权作抵押，但须受维斯特拉营运信贷安排所载的若干例外情况所规限，前提是维斯特拉营运信贷安排项下可由涵盖本公司若干主要物业的留置权担保的未偿还贷款金额受维斯特拉营运信贷安排的条款明确限制。维斯特拉营运信贷协议包括某些抵押品暂停条款，该条款将在维斯特拉营运公司获得两家评级机构的无担保投资级评级时生效，当时没有未偿还的定期贷款(或其持有人同意解除此类担保权益)(或其持有人同意解除该等担保权益)，且没有到期未偿还的循环信贷承诺(或其持有人同意解除此类担保权益)，此类抵押品暂停条款将继续有效，除非及直至维斯特拉营运公司不再持有至少两家评级机构的无担保投资级评级。抵押品返还条款将在该点生效(受60-日间宽限期)。
维斯特拉营运信贷安排还允许在某些对冲协议符合维斯特拉营运信贷安排中规定的某些标准的情况下，与维斯特拉营运信贷安排在同等基础上获得该等对冲协议的担保。
维斯特拉营运信贷安排就适用于维斯特拉营运(及其受限制附属公司)的正面及负面契诺作出规定，包括要求维斯特拉营运(及其受限制附属公司)向维斯特拉营运信贷安排下的代理商提供财务及其他资料，以及不得更改其业务范围的肯定契诺，以及限制维斯特拉营运(及其受限制附属公司)产生额外债务、进行投资、处置资产、支付股息、授予留置权或采取某些其他行动的能力的负面契诺，但维斯特拉营运信贷安排所准许的除外。维斯特拉运营公司在维斯特拉运营信贷安排下的借款能力取决于满足其中规定的某些惯例条件。
维斯特拉营运信贷安排就某些惯常违约事件作出规定，包括因未能支付到期本金、利息或费用而导致的违约事件、重大违反陈述及保证、在维斯特拉营运信贷安排或附属贷款文件中重大违反契诺、其他协议或文书下的交叉违约，以及对维斯特拉营运作出重大判决。仅针对循环信贷安排，且仅在合规期内(一般适用于循环借款总额和签发的循环信用证(超过#美元))。300百万)超过30循环承诺的%)，该协议包括一项契约，要求综合第一留置权净杠杆率，该比率基于第一留置权债务净额与根据Vstra运营信贷安排条款定义的EBITDA计算的比率，不得超过4.25至1.00(或在抵押品暂停期间，总净杠杆率不超过5.50到1.00)。截至2022年9月30日，我们遵守了这一金融契约。一旦发生违约事件，维斯特拉运营信贷安排规定，根据违约事件到期的所有本金、利息和其他金额将立即到期并支付，无论是自动还是在指定贷款人的选择下。
与商品挂钩的循环信贷安排-为了支持我们的全面对冲战略，2022年2月，维斯特拉运营公司签订了一项1.0由维斯特拉运营公司、维斯特拉中级公司、贷款人、联合牵头安排人和联合簿记管理人方以及作为行政代理和抵押品代理的北卡罗来纳州花旗银行及其之间提供的10亿优先担保商品挂钩循环信贷安排(商品挂钩贷款)。2022年5月，我们签署了一项商品挂钩机制修正案，将可用承诺额总额从1.010亿至3,000美元2.010亿美元，并提供灵活性，在我们有能力获得额外承诺的情况下，将商品挂钩贷款的规模进一步增加额外#美元1.010亿美元的设施规模3.0十亿美元。随后在2022年5月和2022年6月的修正案增加了可用承付款总额，从#美元2.010亿至3,000美元2.25十亿美元。
2022年10月5日，维斯特拉启动了对商品挂钩贷款的修正案，其中包括：(1)将到期日延长至2023年10月4日；(2)将可用承诺额总额减少至1美元1.25十亿美元。2022年10月21日，对商品挂钩贷款进行了进一步修订，将可用承诺额总额增加到#美元1.35十亿美元。
与该设施有关的费用和支出总计零及$4在截至2022年9月30日的三个月和九个月分别为100万美元，这些资金被资本化为债务账面金额的减少。
根据商品挂钩融资机制，借款基数是根据一系列理论交易按周计算的，该等交易近似于某些电力市场的维斯特拉营运及其若干附属公司的对冲组合的一部分，而根据该等交易提供的资金不得超过可用承诺总额，亦不得少于零。维斯特拉运营公司可随时选择借款基数，但如果任何时候未偿还借款超过借款基数，维斯特拉运营公司应进行偿还，以将未偿还借款减少到小于或等于借款基数。维斯特拉营运公司拟利用商品挂钩融资机制项下提供的任何借款，按维斯特拉营运公司及其附属公司所签订的各种商品合约的要求进行现金过帐，以应付电价不时上升的情况，以及用作其他营运资金及一般公司用途。
利率互换-Vistra使用利率掉期来对冲我们对可变利率债务的敞口。截至2022年9月30日，维斯特拉已达成以下一系列利率互换交易。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 名义金额 | | 到期日 | | 费率范围 |
| 已交换到固定 | | $3,000 | | 2023年7月 | | 3.67 | % | - | 3.91% |
| 已交换到变量 | | $700 | | 2023年7月 | | 3.20 | % | - | 3.23% |
| 已交换到固定 | | $720 | | 2024年2月 | | 3.71 | % | - | 3.72% |
| 已交换到变量 | | $720 | | 2024年2月 | | 3.20 | % | - | 3.20% |
| 已交换到固定(A) | | $3,000 | | 2026年7月 | | 4.72 | % | - | 4.79% |
| 已交换到变量 | | $700 | | 2026年7月 | | 3.28 | % | - | 3.33% |
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(a)有效期从2023年7月到2026年7月。
在2019年，维斯特拉签订了$2.1210亿美元的新利率掉期，根据这些利率掉期，维斯特拉将支付浮动利率，并获得固定利率。这些新掉期的条款与某些现有掉期的条款进行了匹配，有效地抵消了现有掉期的对冲，并固定了此类掉期的货币外头寸。这些匹配的掉期将根据最初的合同条款随着时间的推移进行结算。剩余的现有掉期继续对冲我们在美元上的敞口2.30截至2026年7月的债务为10亿美元。
有担保信用证便利
于2020年8月及9月，维斯特拉订立未承诺备用信用证安排，每项安排均以维斯特拉营运(及其附属公司)的几乎所有资产(与维斯特拉营运信贷安排并列)的第一留置权为抵押(每项安排均为一项有担保的LOC安排，以及统称为有抵押的LOC安排)。受保护的LOC设施用于一般企业用途。2021年10月、2022年9月和2022年10月，维斯特拉签订了额外的有担保的LOC设施，用于一般企业用途。截至2022年9月30日，517在有担保的LOC贷款下，有100万份信用证未偿还。
维斯特拉运营高级担保票据
2022年5月，维斯特拉运营公司发行了$1.5优先担保票据本金总额(2022年5月高级担保票据)，包括美元400本金总额为百万美元4.8752024年到期的优先担保票据百分比(4.875高级担保票据百分比)及$1.1十亿美元的本金总额5.1252025年到期的优先担保票据百分比(5.125根据证券法(高级担保票据发售)规则第144A条和规则S向合资格的购买者发售高级担保票据)。2022年5月的高级担保票据是由代表几个初始购买者的维斯特拉运营公司、维斯特拉运营公司的某些直接和间接子公司以及花旗全球市场公司之间的购买协议出售的。这个4.875%高级担保票据将于2024年5月到期，5.1252025年5月到期的高级担保票据的百分比。2022年5月的高级担保票据的利息从2022年11月开始，每半年以现金支付一次，于每年的5月13日和11月13日拖欠。高级担保票据发售所得款项净额合共$1.48510亿美元连同手头的现金被用于偿还商品挂钩贷款项下的借款。与此次发行相关的费用和支出总计为$17在截至2022年9月30日的9个月中，这些资金被资本化为债务账面金额的减少。
2019年，维斯特拉运营公司发行和出售了$3.1根据规则144A和证券法规则S向合格购买者发售的优先担保票据的本金总额为10亿美元。管理的契据(可不时修订或补充的，维斯特拉营运高级担保契约)3.5502024年到期的优先担保票据百分比，3.7002027年到期的优先担保票据百分比，4.3002029年到期的高级担保票据和2022年5月到期的高级担保票据(统称为高级担保票据，每一项均可能不时修订或补充)规定由Vistra Operations的某些现有和未来子公司提供全面和无条件的担保，这些子公司也为Vistra Operations信贷安排提供担保。高级担保票据以同一抵押品的优先抵押权益作为抵押，该抵押品是为维斯特拉营运信贷安排下的贷款人的利益而质押的，该抵押品包括由维斯特拉营运拥有的物业、资产及权利的相当大部分，以及维斯特拉营运作为附属担保人的若干直接及间接附属公司(统称为担保人附属公司)所拥有的大部分物业、资产及权利，以及由维斯特拉中间公司持有的维斯特拉营运股份。如果维斯特拉运营公司的高级无担保长期债务证券获得三家评级机构中的两家的投资级评级，则担保高级担保票据的抵押品将被释放，如果这些评级机构撤回对维斯特拉运营公司的高级无担保长期债务证券的投资级评级或将其评级下调至投资级以下，则可能会被撤销。维斯特拉运营高级担保契约包含某些契约和限制，其中包括对维斯特拉运营及其子公司(视情况而定)创建某些留置权、与另一实体合并或合并以及出售其全部或几乎所有资产的能力的限制。
维斯特拉运营高级无担保票据
2021年5月，维斯特拉运营公司发行并出售了美元1.25十亿美元的本金总额4.375根据证券法第144A条和S条向符合条件的买家发售2029年到期的优先无担保票据的百分比。这个4.3752029年到期的优先无担保票据是由维斯特拉运营公司、担保人子公司和摩根大通证券有限责任公司作为几个初始购买者的代表，根据购买协议出售的。这个4.375%优先无担保票据将于2029年5月到期，利息将于2021年11月1日起于5月1日和11月1日到期，利息应计自2021年5月10日。净收益连同手头现金用于偿还定期贷款A贷款项下的所有未付款项以及支付费用和开支#美元。15与此次发行相关的100万美元。
自2018年以来，维斯特拉运营公司已经发行和出售了4.85根据规则144A和证券法规则S向合格购买者发售的优先无担保票据的本金总额为10亿美元。管理的契约5.5002026年到期的优先无担保票据百分比，5.6252027年到期的优先无担保票据百分比，5.0002027年到期的优先无担保票据和4.375%2029年到期的优先无担保票据(总而言之，每张票据可能不时修订或补充，维斯特拉业务高级无担保契约)规定担保人子公司对准时支付该等票据的本金和利息提供全额和无条件的担保。维斯特拉运营高级无担保契约包含某些契约和限制，其中包括对维斯特拉运营及其子公司(视情况而定)创建某些留置权、与另一实体合并或合并以及出售其全部或几乎所有资产的能力的限制。
债务回购计划
2021年3月，董事会批准了最高可达1.810亿美元自愿偿还或回购未偿债务，该授权于2022年3月到期(事先授权)。一直到2022年9月30日，不是已根据事先授权回购了数额。2022年10月，董事会重新授权自愿偿还或回购至多#美元1.810亿美元的未偿债务，此类授权将于2023年12月31日到期。
其他长期债务
远期运力协议-2021年3月，公司将2021-2022年规划年度清理的部分PJM产能出售给一家金融机构(2021-2022年远期产能协议)。这笔交易的买方在2021-2022年期间从PJM收到了运力付款，金额约为#美元。515百万美元。2022年5月，PJM在规划年度2021-2022年期间支付了最后一笔运力付款，并履行了2021-2022年向前运力的条款。
于合并日期，本公司承担Dynegy协议的责任，根据该协议，于2018-2019、2019-2020及2020-2021年规划年度清理的部分PJM产能出售予一家金融机构(遗留远期产能协议，以及连同2021-2022年远期产能协议，远期产能协议)。2021年5月，PJM在规划年度2020-2021年期间支付了最后一笔运力付款，并履行了遗留向前运力的条款。
到期日
截至2022年9月30日的长期债务到期日如下：
| | | | | |
| 2022年9月30日 |
| 2022年剩余时间 | $ | 19 | |
| 2023 | 40 | |
| 2024 | 1,940 | |
| 2025 | 3,567 | |
| 2026 | 1,006 | |
| 此后 | 5,490 | |
| 未摊销保费、折扣和债务发行成本 | (77) | |
| 长期债务总额，包括目前到期的金额 | $ | 11,985 | |
11. 承付款和或有事项
担保
我们已经签订了合同，其中包含对非关联方的担保，这些担保在某些条件下可能需要履行或付款。物质保证将在下文讨论。
信用证
截至2022年9月30日，我们的未偿还信用证总额为$3.040亿美元，具体如下：
•$2.63510亿美元，用于支持正常业务过程中的商品风险管理抵押品要求，包括场外交易和交易所交易，以及向国际交易组织/实时交易组织提交抵押品；
•$247100万美元，用于支持电池和太阳能开发项目；
•$27100万美元，用于支持未执行的合同和保险协议；
•$74百万美元，用于支持PUCT的代表财务要求，以及
•$57百万美元用于其他信贷支持要求。
担保债券
截至2022年9月30日，我们有未偿还的担保债券，总额为$693用于支持在正常业务过程中履行各种合同和法律义务。
诉讼和监管程序
我们的重大法律程序和影响我们业务的监管程序如下所述。我们认为，我们对下文所述的法律程序有有效的辩护理由，并打算积极辩护。我们还打算参与下文所述的监管过程。当现有信息显示可能发生损失，且损失金额或损失范围能够合理估计时，我们记录与这些事项相关的估计损失准备金。在适用的情况下，我们已为下文讨论的事项建立了充足的准备金。此外，法律费用在发生时计入费用。管理层已根据当前信息评估了以下每一项法律事项，并考虑了索赔的性质、所寻求的损害赔偿的金额和性质以及胜诉的可能性，就其潜在结果做出了判断。除非以下特别说明，否则我们无法预测这些事项的结果或合理估计任何相关成本和潜在负债的范围或金额，但它们可能对我们的运营结果、流动资金或财务状况产生重大影响。随着获得更多信息，我们会相应地调整我们对此类或有事件的评估和估计。由于诉讼和规则制定程序受到内在不确定性和不利裁决或事态发展的影响，这些问题的最终解决金额可能与我们目前记录的储备不同，而且这种差异可能是实质性的。
天然气指数定价诉讼-2000年至2002年，我们通过我们的子公司和其他公司被列为诉讼的被告，要求赔偿因向各种指数出版物虚假报告天然气价格、清洗交易和波动交易而被指控的价格操纵造成的损害。这些案件的原告声称，被告参与了反垄断阴谋，在相关时间段内抬高天然气价格，并根据各自的州反垄断法规寻求损害赔偿。我们现在仍然是被告，只在一诉讼，这是一起在威斯康星州联邦法院待决的综合推定集体诉讼，在那里，一个类别已得到认证，并已向美国第七巡回上诉法院(第七巡回法院)提出中间上诉。
伊利诺伊州总检察长对伊利诺伊州天然气和电力公司(IG&E)的投诉-2022年5月，伊利诺伊州总检察长对IG&E提起诉讼，IG&E是我们在2019年7月收购Crius时收购的子公司。提交给伊利诺伊州法院的起诉书称，IG&E参与了不正当的营销行为，并向客户收取了过高的费用。绝大多数有问题的行为发生在我们收购IG&E之前。2022年7月，我们采取行动驳回申诉，2022年10月，地区法院部分批准了我们驳回我们的动议，禁止伊利诺伊州总检察长声称的所有超出5年诉讼时效期限的索赔，现在5年诉讼时效期限限制为从2017年5月开始，而不是像伊利诺伊州总检察长在起诉书中声称的那样延长到2013年。
冬季风暴乌里的法律诉讼
重新定价的挑战-2021年3月，我们向德克萨斯州奥斯汀的第三上诉法院(第三上诉法院)提起上诉，挑战PUCT关于ERCOT在减负荷活动期间确定批发电价的2021年2月15日和2月16日命令。我们于2021年6月提交了开庭简报，并于2021年9月提交了回应简报。口头辩论于2022年4月举行。在我们的简报中，我们辩称，之前的PUCT匆忙通过了一项规则，大幅提高了ERCOT的电价，但这样做没有遵循PUCT进行紧急规则制定所需的任何规则制定程序，我们已要求法院撤销这一规则。其他各方也提交了简报，支持我们对PUCT命令的挑战。此外，我们还在冬季风暴URI期间与ERCOT提交了关于电价等问题的和解纠纷。在对PUCT于2021年3月5日的口头命令和PUCT所作的其他声明提出上诉后，德克萨斯州总检察长代表其客户PUCT在提交给第三上诉法院的一份信函协议中表示，我们和其他各方可以通过ERCOT程序继续对冬季风暴URI期间的定价提出争议，只要该程序的结果提交PUCT进行审查，PUCT尚未就该问题预先裁决或做出最终决定。
科赫纠纷-2021年3月，我们在得克萨斯州法院对Odessa-Ector Power Partners，L.P.，Koch Resources，LLC，Koch AG&Energy Solutions，LLC和Koch Energy Services，LLC(Koch)提起诉讼，寻求公平救济，在诉讼中，我们根据2017年与Koch达成的资产购买协议(APA)的条款，对2021年2月的分红付款金额提出了异议。科赫随后向特拉华州衡平法院提起了自己的相关诉讼，特拉华州衡平法院裁定，所有与APA纠纷有关的索赔(包括我们的衡平法索赔)都将在特拉华州进行。我们对科赫提出的索要#美元提出异议。2862021年2月的分红付款为100万美元，这是一笔不公平的意外之财，与各方在2017年签订《行政程序法》时的意图不一致。在截至2021年3月31日的三个月中，我们录得286在我们的简明综合资产负债表中，其他非流动负债和递延信贷中的百万负债。2021年3月，我们还在纽约州法院对科赫公司提起诉讼，指控其违反合同，以及因科赫公司未能在冬季暴风期间交付合同约定数量的天然气而发出的不可抗力通知无效，科赫公司将其转移到联邦法院。2021年11月，我们与科赫公司的纠纷得到了双方的满意解决，所有诉讼都被驳回。这件事在预留的金额内得到解决，并于2022年第二季度支付。
布拉索斯电气合作公司(布拉索斯)破产-由于PUCT在冬季风暴URI期间行政地实施了漫长的高峰期定价，ERCOT内的某些市场参与者无法全额支付ERCOT的义务。因此，ERCOT被“短付”了大约#美元。2.9其中大部分与Braos有关，这是一家总部位于德克萨斯州的非营利性电力合作公司，向其成员提供批发电力，后者又向德克萨斯州的消费者提供零售电力。2021年3月，Braos在德克萨斯州南区美国破产法院根据破产法第11章提起破产诉讼。作为Braos破产程序的一部分，ERCOT提交了一项索赔，要求追回大约$1.9来自布拉索斯的10亿美元。作为回应，布拉索斯对ERCOT提起了敌对诉讼，试图拒绝或大幅减少ERCOT的索赔。ERCOT和Braos随后进行了调解，寻求解决争端，作为ERCOT强制执行其市场违约协议的替代方案，该协议规定通过向所有市场参与者开具违约提货发票来追回这些损失。在这一短期支付追回过程中，增加的短期支付金额按月根据市场份额分配给所有市场参与者，直到收回全部短期支付金额。ERCOT协议将ERCOT可以提升到整个市场的短期支付金额限制在$。2.5每月百万美元，这将花费大约63数年来追回布拉索斯的全部短薪索赔。作为应用这些标准ERCOT市场默认协议的结果，我们确认了大约$1892021年第一季度，基于我们的市场份额，违约提升负债达到100万美元，随后在2021年第二季度减少到美元124由于ERCOT通过其他方式(主要是通过证券化)向某些违约实体收取欠款，因此产生了100万美元的债务。这一美元124100万剩余违约提升责任完全与我们估计随着时间的推移向ERCOT支付Braos短期付款的份额有关。
经过广泛的谈判，Braos和ERCOT于2022年9月达成和解，该和解协议被纳入Braos提交给破产法院的拟议重组计划中。根据和解协议，Braos将在ERCOT摆脱破产后向其支付两笔款项：第一，大约1美元600第一，支付100万美元，ERCOT将用这笔钱补充其拥堵收益权(CCR)储备账户，并偿还立法机构为电力合作社和市政公用事业通过的证券化计划中自己的一部分，第二，大约美元554为ERCOT向市场参与者进行的初始分配提供资金的百万美元付款，根据每个市场参与者的付款选择，对Braos Short-Pay提出索赔。布拉索斯还将支付某些分期付款(最高为#美元)。13.8每年超过百万美元12年)，并贡献其发电资产出售所得收益的一部分(约#美元117100万美元)，为ERCOT向适用的市场参与者分发的付款提供资金。重要的是，和解协议禁止ERCOT从市场参与者那里收取任何Braos(BRA.N：行情)所欠债务的违约上调.即，它取代了向市场参与者提出短薪索赔的程序)，如果获得批准，将允许维斯特拉消除剩余的美元124由于布拉索斯工资过低，对ERCOT的100万违约责任上升。2022年9月，Braos向破产法院提交了重组计划，拟议的ERCOT和解协议有待Braos破产计划投票和确认程序，预计将于2022年11月完成。
监管调查和其他诉讼事项-在冬季风暴URI事件发生后，包括ERCOT、ERCOT独立市场监测机构、德克萨斯州总检察长、FERC和NRC在内的各种监管机构启动了调查，或要求各方提供与事件期间发生的重大负荷卸载事件以及事件给发电机带来的运营挑战有关的信息，包括性能、燃料和供应问题。我们回应了所有这些调查请求。此外，许多与冬季风暴URI有关的人身伤害和不当死亡诉讼已经在德克萨斯州的各个法院提起，这些诉讼针对我们和许多发电机、输电和配电公用事业公司、零售和电力供应商以及ERCOT。我们和其他被告要求合并这些人身伤害案件的所有预审程序，并移交给单一的多地区诉讼(MDL)预审法官。2021年6月，MDL小组批准了将所有这些案件合并为MDL进行预审程序的请求。此外，2022年1月，Over向奥斯汀州法院提起了保险代位权诉讼一百保险公司起诉ERCOT、维斯特拉和其他几名被告。这起诉讼要求追回这些保险公司为与冬季风暴乌里有关的索赔向各种投保人支付的保险资金，该案现在也已与MDL诉讼合并。2022年夏天，多个被告团体提出动议，要求驳回五起所谓的领头羊案件，法院于2022年10月听取了对这些动议的口头辩论。我们相信我们对这些诉讼有很强的抗辩能力，并打算对这些案件进行有力的抗辩。
气候变化
2021年1月，拜登政府发布了一系列行政命令，其中一项题为保护公众健康和环境恢复科学应对气候危机(环境行政命令)，指示包括环境保护局在内的各机构审查上届政府期间颁布的各种机构行动，并在上届政府的行动与国家目标相冲突时采取行动。下面讨论的环境保护局机构的几项行动现在受到这一审查的影响。
温室气体排放
2019年7月，美国环保局敲定了一项规则，废除了2015年敲定的清洁电力计划(CPP)，并建立了新的法规，解决现有燃煤发电机组的温室气体排放问题，称为可负担得起的清洁能源(ACE)规则。ACE规则制定了排放指南，各州在制定计划监管现有燃煤发电机组的温室气体排放时必须使用这些指南。为了回应环保组织和某些州提出的挑战，美国哥伦比亚特区巡回上诉法院(DC巡回法院)于2021年1月撤销了ACE规则，包括废除CPP，并将该规则发回EPA采取进一步行动。2021年10月，美国最高法院批准了四份关于华盛顿特区巡回法院裁决的移送请愿书，并合并了案件进行审查。2022年6月，美国最高法院发布了一项意见，推翻了哥伦比亚特区巡回法院的裁决，认定环保局超越了《清洁空气法》第111条的授权，当时环保局在CPP中基于发电转移设定了排放要求。2022年10月，两党根据美国最高法院的裁决提出了执政动议。此外，环保局还开放了一份议程，征求对与第111(D)条规定的温室气体监管有关的问题的意见。
跨州空气污染法规(CSAPR)
2022年4月，环保局提出了CSAPR的修订版，以解决2015年臭氧国家环境空气质量标准(NAAQS)。该规则将适用于25美国从2023年臭氧季节开始。维斯特拉运营发电机组的州将受到这项拟议规则的约束，这些州包括伊利诺伊州、新泽西州、纽约州、俄亥俄州、宾夕法尼亚州、德克萨斯州、弗吉尼亚州和西弗吉尼亚州。修订后的第三组交易计划(之前在修订后的CSAPR更新规则中建立)将包括排放预算，环保局表示，这些预算可以通过安装在发电厂的现有控制措施实现。从2026年开始，预算将以通过安装选择性催化还原(SCR)控制实现的水平为基础，20目前没有这种控制措施的大型燃煤发电厂中，有30%是这样的。从2025年开始，预算将每年更新，以考虑到来源退休。从2024年开始，该规定还将对已有控制措施的燃煤机组实施日排放量限制，并将在2027年对安装新控制措施的机组实施此类限制。我们与包括ERCOT、PJM和MISO在内的许多其他公司、行业组织、州和ISO一起，在2022年6月对EPA的提案提出了回应意见，对提案的某些内容表示担忧，特别是那些在某些条件下可能会对电力可靠性构成挑战的内容。环保局预计将在2023年初敲定一项规则。我们无法预测最终规则的结果，也无法预测最终规则对我们这一代舰队运营的影响。
区域雾霾-得克萨斯州合理的进展和最佳可用的改装技术(BART)
2017年10月，环保局发布了一项针对德克萨斯州发电机组BART的最终规则，该规则是对德克萨斯州2009年州实施计划(SIP)和部分联邦实施计划(FIP)的部分批准。因为这样2，该规则建立了德克萨斯州内部的排放限额交易计划，作为“BART替代方案”，其运作方式类似于CSAPR交易计划。该计划包括39发电机组(包括Martin Lake、Big Brown、Monticello、Sandow 4、Coleto Creek、Stryker 2和Graham 2厂)。该计划的合规义务于2019年1月1日开始。不是的X，该规则采用了CSAPR的臭氧计划作为BART，对于颗粒物，该规则批准了德克萨斯州的SIP，该规则确定任何发电机组都不受BART颗粒物的限制。2020年8月，环保局发布了一项最终规则，确认了之前的BART最终规则，但也包括了2019年11月提出的额外修订。对2017年规则和2020年规则的挑战都在哥伦比亚特区巡回法院进行了整合，我们在那里进行了干预，以支持EPA。我们遵守了这一规定，蒙蒂塞洛、大布朗和桑多4工厂的退休增强了我们的遵守能力。BART规则受上文讨论的环境行政命令的约束，环境保护局已表示正在启动对BART规则的重新审议程序。哥伦比亚特区巡回法院的质疑已被搁置，等待环境保护局采取复议行动。
德克萨斯州的二氧化硫排放标准
2016年11月，美国环保局最终确定了马丁湖发电厂周围县以及现已退休的Big Brown和Monticello工厂的未达标县。最终的指定要求德克萨斯州为这些地区制定非达标计划。2017年2月，德克萨斯州和发光体向美国第五巡回上诉法院(第五巡回法院)对不达标的指定提出了挑战。随后，2017年10月，第五巡回法院批准了环保局搁置此案的动议，考虑到环保局的陈述，即它打算重新审查不达标规则。2017年12月，TCEQ向环保局提交了复议请愿书。2019年8月，环保局发布了一项针对所有三个地区的拟议纠错规则，如果最终敲定，该规则将修改其之前的未达到标准，每个有争议的地区将被指定为不可分类。2020年8月，环保局发布了德克萨斯州未能提交实现目标计划的调查结果。2021年5月，环保局最终确定了退役的Big Brown和Monticello工厂周围地区的“清洁数据”，根据支持达标指定的监测数据将这些地区重新指定为达标。2021年6月，美国环保局发布了两份通知；一份是撤回2019年8月的错误纠正规则，另一份是单独的通知，拒绝了发光体和德克萨斯州要求重新考虑最初的不达标指定的请愿书。我们与德克萨斯州一起对环保局的这一行动提出了质疑，并将其与第五巡回法院悬而未决的挑战合并，该案于2022年7月在第五巡回法院进行了辩论。2021年9月，TCEQ审议了一项关于马丁湖地区未达到的SIP修订的提案和一项商定的减少这样做的命令2工厂排出的废气。与SIP提案相关的拟议商定命令自2022年1月起降低了排放限制。所要求的减排量是指证明达到NAAQS标准所需的减排量。TCEQ的SIP行动于2022年2月敲定，并已提交给EPA审查和批准。
排污限制指引(ELG)
2015年11月，环保局修订了蒸汽发电设施的ELGs，将对废水流实施更严格的标准(随着个人许可证的更新)，如烟气脱硫(FGD)、飞灰、底灰和烟气汞控制废水。各方提交请愿书，要求审查ELG规则，请愿书在第五巡回法院合并。2017年4月，环保局批准了要求重新审议ELG规则的请愿书，并在行政上推迟了该规则的遵守日期截止日期。2017年8月，环保局宣布，其对ELG规则的重新审议将仅限于审查适用于FGD和底灰废水的流出物限制，该机构随后推迟了ELG规则中适用于FGD和底灰废水的流出物限制的最早遵守日期。基于这些行政事态发展，第五巡回法院同意搁置对这些污水排放限制的质疑。案件的其余部分继续进行，2019年4月，第五巡回法院腾出并发回了环境保护局ELG规则中有关遗留废水和渗滤液的出水限制的部分。美国环保局于2020年10月发布了一项最终规则，将与州许可机构谈判达成的FGD和底灰运输水的合规日期延长至不迟于2025年12月。此外，最终规则允许退休豁免，免除证明机组将在2028年12月之前退役的设施，前提是满足某些排放限制。2020年11月，环保组织请愿审查新的ELG修订版本，维斯特拉子公司于2020年12月提交了一项干预动议，以支持EPA。2021年7月, 环保局宣布打算修改ELG规则，并采取行动搁置2020年ELG修订诉讼，等待EPA完成其复议规则制定。在监管截止日期2021年10月13日之前，已就适用燃煤电厂的退休豁免向德克萨斯州、伊利诺伊州和俄亥俄州机构发出通知。
燃煤残渣(CCR)/地下水
2018年8月，哥伦比亚特区巡回法院发布了一项裁决，腾出并发回2015年CCR规则的某些条款，包括对遗留蓄水的适用性豁免。2020年8月，美国环保局发布了一项最终规则，将2021年4月11日定为停止接收废物并开始关闭无衬砌的CCR蓄水池的最后期限。最终规则允许，如果没有替代处置能力可用，并且正在进行符合CCR规则的转换，或者将在2023年或2028年之前退役(取决于有争议的蓄水池的规模)，发电厂可以寻求环境保护局的批准来延长这一最后期限。在2020年11月的最后期限之前，我们向环保局提交了申请，要求在转换和退役情况下延长合规性。2020年11月，环保团体向哥伦比亚特区巡回法院请愿，要求对这一规则进行审查，维斯特拉的子公司于2020年12月提交了一项动议，要求进行干预，以支持EPA。此外，在2020年11月，环保局敲定了一项规则，允许对某些合格设施进行替代班轮演示。2020年11月，我们提交了马丁湖一个CCR装置的备用班轮演示。2021年8月，在宣布齐默将于2022年5月31日关闭后，我们提交了一份请求，将我们对齐默设施的转换申请转移到退休申请。2022年1月，环保局确定我们的CCR设施的转换和退役申请已经完成，但尚未提出对其中任何申请采取行动。此外，2022年1月，环保局还发表了一系列公开声明，包括在一份新闻稿中，声称要强制实施新的, 对连续重整装置的关闭要求更加繁重。环保局在没有事先通知的情况下，也没有遵循通过新规则的法律要求，就发布了这些据称的新要求。环保局宣布的这些新的所谓要求违反了现有的法规和环保局之前的立场。2022年4月，我们与公用事业固体废物活动集团(Uswg)一起，这是一个由超过130公用事业运营公司、能源公司和某些其他行业协会向哥伦比亚特区巡回法院提交了复审请愿书，并打算要求法院裁定环境保护局不能实施或执行新的据称的要求，因为环境保护局没有遵循所需的程序。德克萨斯州和TCEQ进行了干预，以支持维斯特拉子公司和Uswg提出的请愿书，各种环保组织也代表EPA进行了干预。
味噌-2012年，伊利诺伊州环境保护局(IEPA)发布违规通知，指控我们的Baldwin和Vermilion设施的CCR地表蓄水池现场违反了地下水标准。这些违规通知仍未解决；然而，2016年，IEPA批准了我们对鲍德温老东区、东区和西区飞灰CCR地表蓄水池的关闭和关闭后护理计划。我们已经完成了鲍德温工厂那些池塘的关闭活动。
在我们退役的朱砂工厂，在2018年8月上述哥伦比亚特区巡回法院的裁决之前，我们不可能受到环境保护局2015年CCR规则的约束，我们提交了拟议的纠正行动计划，涉及关闭二CCR地表蓄水(即我们于2012年向IEPA提交了修订后的计划，并于2014年提交了修订后的计划。2017年5月，应IEPA要求提供有关关闭朱砂地表蓄水池的更多信息的要求，我们同意执行额外的地下水采样和关闭方案以及河岸稳定方案。2018年5月，Prairie Rivers Network(PRN)向伊利诺伊州联邦法院提起公民诉讼，指控DMG违反了清洁水法，称其未经授权排放。2018年8月，我们提出驳回诉讼的动议。2018年11月，地区法院批准了我们的驳回动议，并做出了有利于我们的判决。2021年6月，第七巡回法院确认了地区法院驳回诉讼的决定，但表示PRN可能重新提起诉讼。2019年4月，PRN还向IPCB提起了对DMG的申诉，声称据称与朱砂地点的火山灰蓄水池相关的地下水流动导致地表水标准和伊利诺伊州地下水标准都超过了1992年的标准。我们在2021年7月答复了这一投诉，此事仍处于非常早期的阶段。
2012年，IEPA发布了违规通知，指控牛顿和科芬设施的CCR地表蓄水池违反了地下水标准。我们正在根据联邦CCR规则解决这些CCR地表蓄水问题。2018年6月，IEPA发布了一份违规通知，原因是据称渗漏排放来自我们子公司DMG拥有的已退休朱砂设施的地表蓄水池，该通知已提交给伊利诺伊州总检察长。2021年6月，伊利诺伊州总检察长和朱砂县州检察官向伊利诺伊州法院提起诉讼，达成一致的临时同意令，法院随后进入。鉴于违规通知和执法行动，该地点的独特特征，以及该地点靠近伊利诺伊州唯一的国家风景名胜河，我们同意签订临时同意令来解决这一问题。根据商定的临时同意令的条款，DMG必须根据新实施的伊利诺伊州火山灰法规(讨论如下)的要求评估关闭替代方案，并通过移除关闭现场。此外，临时同意令规定，在关闭蓄水池的过程中，受影响的地下水在离开现场或进入附近的朱砂河之前将被收集，如有必要，如果河流在蓄水池一定距离内迁移，DMG将被要求安装临时河岸保护措施。该等建议关闭成本已反映在我们简明综合资产负债表的ARO中(见附注17)。
2019年7月，伊利诺伊州颁布了火山灰处置和储存立法。这项立法涉及伊利诺伊州适当关闭煤灰池的州要求。这项法律要求IEPA和IPCB制定一系列关闭灰池的指导方针、规则和许可要求。根据最终确定并于2021年4月生效的规则，火山灰蓄水池所有者将被要求向IEPA提交关闭备选分析报告，以选择在特定地点进行火山灰修复的最佳方法。该规则不强制要求在任何地点通过移除来关闭。2021年5月，我们向伊利诺伊州第四司法区就最终规则的某些条款提出上诉。我们在2021年10月提交了开庭陈词。其他各方也对最终规则的某些条款提出了上诉。2021年10月，我们提交了运营许可申请18根据伊利诺伊州火山灰规则的要求进行蓄水，并提交了施工许可申请三我们的网站在2022年1月六我们的网站在2022年7月。一我们的鲍德温工厂将于2023年提交额外的关闭建设申请。
对于上述所有事项，如果我们的任何燃煤设施需要采取某些纠正措施，包括地下水处理或除灰，我们可能会产生重大成本，这可能会对我们的财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。伊利诺伊州的火山灰规则于2021年4月敲定，不需要删除。然而，该规则要求我们根据每个项目的要求进行进一步的现场评估。在许可申请获得IEPA批准之前，我们不会知道伊利诺伊州规则最终可能要求的全部退役成本，包括地下水补救(如果有的话)。然而，目前预期的CCR地表蓄水和垃圾填埋场关闭成本，反映在我们现有的ARO负债中，反映了我们的运营和环境服务团队认为适合每个地点并保护环境的关闭方法的成本。
MISO 2015-2016规划资源拍卖
In May 2015, 三针对MISO进行的2015-2016年规划资源拍卖(PRA)的第四区结果，向FERC提出了投诉。Dynegy是一个指定的派对在一投诉的内容。原告公众公民公司、伊利诺伊州总检察长和西南电力合作社公司(原告)质疑PRA的结果是不公正和不合理的，要求减免差饷/退款，并要求今后改变MISO规划资源拍卖结构。申诉人还声称，Dynegy可能在第4区从事经济或实物扣留，构成PRA的市场操纵。负责监督PRA的MISO独立市场监测机构(MISO IMM)确定，所有报价都是竞争性的，没有发生实物或经济扣留。MISO移民局还在一份答复申诉的文件中指出，申诉人所寻求的补救措施没有任何依据。我们提交了对这些投诉的答复，解释说我们完全遵守了与PRA有关的MISO关税条款，并对指控提出了异议。2015年6月，伊利诺伊州工业能源消费者向FERC提交了一份针对MISO的相关申诉，要求预期改变MISO关税。Dynegy还就该申诉中所称的Dynegy的行为对该申诉作出了回应。
2015年10月，FERC发布了一项非公开、正式的调查命令(调查)，调查市场操纵或其他潜在违反FERC命令、规则和法规的行为是否发生在PRA之前或期间。
2015年12月，FERC发布了一项关于投诉的命令，要求对自2016-2017年规划资源拍卖起生效的MISO关税条款进行一些预期的修改。该命令没有处理投诉人关于PRA的论点，并表示这些问题仍在审议中，将在今后的命令中予以处理。
2019年7月，FERC发布了一项命令，否认了投诉提出的剩余问题，并指出对Dynegy的调查已经结束。FERC认为，Dynegy的行为不构成市场操纵，PRA的结果是公正和合理的，因为PRA是根据MISO的关税进行的。2020年3月，FERC拒绝了重新审理的请求。该命令于2020年5月由Public Citizen，Inc.向华盛顿特区巡回法院提出上诉，维斯特拉、Dynegy和伊利诺伊州电力营销公司于2020年6月介入此案。2021年8月，哥伦比亚特区巡回法院发布了一项裁决，驳回了Public Citizen，Inc.的论点，即FERC未能履行其确保公平合理价格的义务，因为它没有在这些价格生效之前审查拍卖产生的价格，而且FERC专断和反复无常，未能充分解释其结束对Dynegy是否参与市场操纵的调查的决定。哥伦比亚特区巡回上诉法院批准了Public Citizen，Inc.的请愿书，部分裁定FERC关于拍卖结果完全因为拍卖过程符合提交的关税而是公正和合理的决定是不合理的，并将案件发回FERC，就该问题进行进一步的诉讼。2022年2月4日，伊利诺伊州总检察长和公众公民公司向FERC提交了一项动议，要求FERC撤销其先前的决定，要么认为拍卖结果不公正和合理，要么命令Dynegy向伊利诺伊州支付退款，或者启动证据听证会和证据发现。我们对这项动议作出了回应，并将继续大力捍卫我们的立场。2022年6月, FERC发布了一项关于还押建立纸面听证程序的命令，并指示执行办公室在90提供执行办公室对Dynegy在2015-2016年规划资源拍卖方面的行动的评估的天数。尽管FERC指示执行办公室提交还押报告，但FERC在2022年6月的命令中表示，它不会重新启动执行调查办公室。2022年9月，执行办公室提交了还押报告，称执行工作人员办公室在调查中发现，Dynegy故意从事操纵行为，以设定2015-2016年PRA的4区价格。本公司打算在2023年3月1日之前根据FERC的调度命令对这份意见书做出实质性答复，并大力捍卫自己的立场。
其他事项
我们在正常业务过程中涉及各种法律和行政诉讼以及其他纠纷，管理层认为，这些纠纷的最终解决预计不会对我们的运营结果、流动资金或财务状况产生实质性影响。
12. 股权
共享回购计划
当前股票回购计划-2021年10月，我们宣布董事会批准了一项股份回购计划(股份回购计划)，根据该计划，最高可达$2.0010亿股我们的普通股流通股可能会被回购。股票回购计划于2021年10月11日生效，届时它将取代2020年的股票回购计划(如下所述)和截至该日期剩余的任何授权。2022年8月4日，董事会批准了一笔增量美元1.25亿美元用于回购，使股份回购计划下的授权总额达到$3.25十亿美元。
在截至2022年9月30日的三个月和九个月内，根据股份回购计划回购的普通股股份总数为16,797,963和63,459,123，分别约为$407百万美元和美元1.493分别为10亿美元，普通股平均每股价格为24.21及$23.52，分别为。回购的股份包括850,349以$回购的未结清股份18截至2022年9月30日。截至2022年9月30日，约为1.348在授权的总额为#亿美元3.25根据股票回购计划，10亿美元可用于额外的回购。
从2022年10月1日到2022年11月1日，7,076,619我们的普通股已根据股票回购计划以#美元的价格回购156百万美元，普通股每股平均价格为$22.04，到2022年11月1日，约为1美元1.192在授权的总额为#亿美元3.25根据股票回购计划，有10亿可供回购。
根据股票回购计划，公司普通股的股票可以在公开市场交易中以当时的市场价格回购，也可以在私下协商的交易中回购，也可以根据符合《交易法》的计划回购，或通过其他方式根据联邦证券法回购。根据股份回购计划或其他方式回购股份的实际时间、数量和价值将由我们酌情决定，并将取决于许多因素，包括我们的资本分配优先顺序、我们股票的市场价格、一般市场和经济状况、适用的法律要求以及对我们债务协议条款的遵守以及A系列优先股和B系列优先股的指定证书。
被取代的股票回购计划-2020年9月，我们宣布董事会批准了一项股份回购计划(2020股份回购计划)，根据该计划，最高可达1.510亿股我们的普通股流通股可能会被回购。2020年股票回购计划于2021年1月1日生效。不是在截至2021年9月30日的三个月里，股票被回购。在截至2021年9月30日的9个月中，8,658,153根据2020年的股票回购计划，我们的普通股回购了大约$175百万，平均价格为$20.21每股普通股。2020年股份回购计划于2021年10月被上述股份回购计划取代。
优先股
2021年10月15日(首轮发行日期)，我们发行了1,000,000A系列优先股非公开发行(A系列发行)的股份。首次公开募股的净收益约为美元。990百万美元，扣除承销佣金和发行费用后。根据股票回购计划(如上所述)，我们打算使用A系列发行的净收益回购我们已发行普通股的股票。
2021年12月10日(B系列发行日期)，我们发行了1,000,000B系列优先股在非公开发行(B系列发行)中的股份。B系列股票发行的净收益约为1美元985百万美元，扣除承销佣金和发行费用后。我们打算使用B系列产品的净收益来支付或偿还现有和新的符合条件的可再生能源和电池ESS开发项目。
A系列优先股和B系列优先股不能转换为本公司的任何其他证券或互换，并具有有限的投票权。A系列优先股可在A系列首次重置日期(定义见下文)之后以及在A系列首次重置日期之前的某些其他情况下，根据公司的选择权随时赎回。B系列优先股可在B系列首次重置日期(定义见下文)之后以及在B系列首次重置日期之前的某些其他情况下，根据公司的选择权随时赎回。
分红
普通股-2018年11月，维斯特拉宣布董事会通过了我们在2019年第一季度启动的股息计划。该计划下的每项股息均须经董事会宣布，因此可能受宣布时已存在的众多因素影响，包括但不限于当时的市况、维斯特拉的经营业绩、财务状况及流动资金、特拉华州法律及任何合约限制。
2021年2月、2021年4月、2021年7月和2021年10月，董事会宣布季度股息为#美元0.15分别在2021年3月、2021年6月、2021年9月和2021年12月支付的每股普通股。
2022年2月、2022年5月和2022年7月，董事会宣布季度股息为#美元0.17, $0.177、和$0.184分别于2022年3月、2022年6月和2022年9月支付的每股普通股。2022年10月，董事会宣布季度股息为#美元0.193将于2022年12月支付的每股普通股。
优先股-A系列优先股每股的年度股息率为8.0从发行日期到2026年10月15日(A系列第一次重置日期)的百分比。在A系列第一个重置日期及之后，A系列优先股的每股股息率应等于最近重置股息决定日期的五年期美国国债利率(以下限为限1.07%)，外加6.93年利率。A系列优先股的清算优先权为#美元。1,000每股，外加累积但未支付的股息。A系列优先股的累计现金股息每半年支付一次，从2022年4月15日董事会宣布时开始，每年4月15日和10月15日到期支付。
2022年2月和2022年7月，董事会宣布半年度股息为#美元40.00分别于2022年4月和2022年10月支付的A系列优先股的每股。
B系列优先股每股的年度股息率为7.0从B系列发行日期到2026年12月15日(B系列第一次重置日期)的百分比。在B系列第一个重置日期及之后，B系列优先股每股的股息率应等于最近重置股息决定日期的五年期美国国债利率(以下限为限1.26%)，外加5.74年利率。B系列优先股的清算优先权为#美元。1,000每股，外加累积但未支付的股息。B系列优先股的累计现金股息每半年支付一次，从2022年6月15日董事会宣布时开始，每年6月15日和12月15日到期支付。
2022年5月，董事会宣布每半年派息#美元35.97(包括2021年12月10日至2021年12月15日的应计金额)2022年6月支付的每股B系列优先股。2022年10月，董事会宣布每半年派息#美元35.00每股B系列优先股，将于2022年12月支付。
股息限制
维斯特拉运营信贷协议一般限制维斯特拉运营公司向任何直接或间接母公司进行分配的能力，除非该协议明确允许此类分配。截至2022年9月30日，维斯特拉运营公司可以分发大约$5.0在未经任何一方同意的情况下，根据维斯特拉运营信贷协议向母公司支付10亿美元。维斯特拉运营公司可以分配给母公司的金额部分减少了，因为维斯特拉运营公司向母公司分配的金额约为$400百万美元和美元75在截至2022年和2021年9月30日的三个月内分别为100万美元和1.35010亿美元405截至2022年9月30日和2021年9月30日的9个月分别为100万美元。此外，维斯特拉营运公司可向母公司作出分配，金额足以让母公司支付TRA或税务事宜协议所规定的任何款项，或在母公司拥有或经营维斯特拉营运业务所产生的范围内，支付任何税款或一般营运或公司管理费用。截至2022年9月30日，维斯特拉运营的所有受限净资产可能会分配给母公司。
除了《维斯特拉运营信贷协议》的限制外，根据适用的特拉华州法律，我们只能从“盈余”(定义为我们的净资产超过我们的资本(我们股票的所有流通股的总和)的净资产)或从宣布分配的财年或上一财年的净利润中进行分配。
根据A系列优先股及B系列优先股的条款，除非已支付或同时支付全部累积股息，并已拨出足够款项支付所有未偿还的A系列优先股(及任何平价证券)及B系列优先股(及任何平价证券)的股息，否则(I)不得宣布、支付或拨备任何初级证券的股息(只就股息及本行事务的清盘、清盘及解散而以初级证券支付的股息除外)，在任何情况下，吾等不得赎回、购买或以其他方式获得任何平价证券或初级证券，包括我们的普通股，除非A系列优先股和B系列优先股的指定证书中分别说明了某些例外情况。
认股权证
于合并日期，本公司订立一项协议，根据该协议，Dynegy先前发行的每份未偿还认股权证持有人于支付行使价$时，将有权收取35.00(可不时调整)，如果该股东在合并结束时持有一股Dynegy普通股，该持有人将有权获得的Vistra普通股数量，或0.652维斯特拉普通股的股份。因此，在行使时，权证持有人实际上将支付#美元。53.68(视行权价格不时调整而定)每股收到的维斯特拉普通股。2022年1月，根据认股权证协议的条款，每份认股权证的行权价下调至1美元。34.00(可不时作进一步调整)，或$52.15(视行权价格不时调整而定)每股收到的维斯特拉普通股。截至2022年9月30日，900万2024年到期的认股权证尚未结清。该等认股权证按其于合并日期的公允价值计入股本。
权益
下表列出了截至2022年9月30日的三个月的股本变化：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 优先股 | | 普普通通
股票(A) | | 库存股 | | 额外实收资本 | | 留存收益(亏损) | | 累计其他综合收益(亏损) | | 股东权益总额 | | 附属公司的非控股权益 | | 总股本 |
余额为
June 30, 2022 | $ | 2,000 | | | $ | 5 | | | $ | (2,645) | | | $ | 9,890 | | | $ | (3,842) | | | $ | (16) | | | $ | 5,392 | | | $ | 11 | | | $ | 5,403 | |
| 股票回购 | — | | | — | | | (407) | | | — | | | — | | | — | | | (407) | | | — | | | (407) | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 普通股宣布的股息 | — | | | — | | | — | | | — | | | (75) | | | — | | | (75) | | | — | | | (75) | |
| 优先股宣布的股息 | — | | | — | | | — | | | — | | | (37) | | | — | | | (37) | | | — | | | (37) | |
| 股权激励薪酬计划的效果分析 | — | | | — | | | — | | | 29 | | | — | | | — | | | 29 | | | — | | | 29 | |
| 净收益(亏损) | — | | | — | | | — | | | — | | | 668 | | | — | | | 668 | | | 10 | | | 678 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 累计其他综合收益变动(亏损) | | | | | | | | | | | 6 | | | 6 | | | — | | | 6 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 其他 | — | | | — | | | — | | | 4 | | | 2 | | | | | 6 | | | (2) | | | 4 | |
2022年9月30日的余额 | $ | 2,000 | | | $ | 5 | | | $ | (3,052) | | | $ | 9,923 | | | $ | (3,284) | | | $ | (10) | | | $ | 5,582 | | | $ | 19 | | | $ | 5,601 | |
下表列出了截至2022年9月30日的9个月的股本变化：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 优先股(A) | | 普普通通
库存(B) | | 库存股 | | 额外实收资本 | | 留存收益(亏损) | | 累计其他综合收益(亏损) | | 股东权益总额 | | 附属公司的非控股权益 | | 总股本 |
2021年12月31日的余额 | $ | 2,000 | | | $ | 5 | | | $ | (1,558) | | | $ | 9,824 | | | $ | (1,964) | | | $ | (16) | | | $ | 8,291 | | | $ | 1 | | | $ | 8,292 | |
| 股票回购 | — | | | — | | | (1,493) | | | — | | | — | | | — | | | (1,493) | | | — | | | (1,493) | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 普通股宣布的股息 | — | | | — | | | — | | | — | | | (227) | | | — | | | (227) | | | — | | | (227) | |
| 优先股宣布的股息 | — | | | — | | | — | | | — | | | (113) | | | — | | | (113) | | | — | | | (113) | |
| 股权激励薪酬计划的效果分析 | — | | | — | | | — | | | 87 | | | — | | | — | | | 87 | | | — | | | 87 | |
| 净收益(亏损) | — | | | — | | | — | | | | | (981) | | | — | | | (981) | | | 19 | | | (962) | |
| 采用会计准则 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 累计其他综合收益变动(亏损) | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 6 | | | 6 | | | — | | | 6 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 其他 | — | | | — | | | (1) | | | 12 | | | 1 | | | — | | | 12 | | | (1) | | | 11 | |
2022年9月30日的余额 | $ | 2,000 | | | $ | 5 | | | $ | (3,052) | | | $ | 9,923 | | | $ | (3,284) | | | $ | (10) | | | $ | 5,582 | | | $ | 19 | | | $ | 5,601 | |
(a)授权股份合计100,000,0002022年9月30日。A系列优先股的流通股总数1,000,000在2022年9月30日和2021年12月31日，B系列优先股和流通股总数1,000,0002022年9月30日和2021年12月31日。
(b)授权股份合计1,800,000,0002022年9月30日。已发行普通股总数405,444,072和469,072,597分别于2022年9月30日和2021年12月31日。国库股总计131,640,516和63,856,879分别于2022年9月30日和2021年12月31日。
下表列出了截至2021年9月30日的三个月的股本变化：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 普普通通
股票(A) | | 库存股 | | 额外实收资本 | | 留存收益(亏损) | | 累计其他综合收益(亏损) | | 股东权益总额 | | 非控股权益 | | 总股本 |
| 2021年6月30日的余额 | $ | 5 | | | $ | (1,148) | | | $ | 9,816 | | | $ | (2,552) | | | $ | (45) | | | $ | 6,076 | | | $ | (8) | | | $ | 6,068 | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 普通股宣布的股息 | — | | | — | | | — | | | (72) | | | — | | | (72) | | | — | | | (72) | |
| 股权激励薪酬计划的效果分析 | — | | | — | | | 12 | | | — | | | — | | | 12 | | | — | | | 12 | |
| 净收益(亏损) | — | | | — | | | — | | | 7 | | | — | | | 7 | | | 3 | | | 10 | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 累计其他综合收益变动(亏损) | — | | | — | | | — | | | — | | | 14 | | | 14 | | | — | | | 14 | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 其他 | — | | | — | | | 1 | | | (2) | | | — | | | (1) | | | — | | | (1) | |
2021年9月30日的余额 | $ | 5 | | | $ | (1,148) | | | $ | 9,829 | | | $ | (2,619) | | | $ | (31) | | | $ | 6,036 | | | $ | (5) | | | $ | 6,031 | |
下表列出了截至2021年9月30日的9个月的股本变化：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 普普通通
股票(A) | | 库存股 | | 额外实收资本 | | 留存收益(亏损) | | 累计其他综合收益(亏损) | | 股东权益总额 | | 附属公司的非控股权益 | | 总股本 |
余额为 2020年12月31日 | $ | 5 | | | $ | (973) | | | $ | 9,786 | | | $ | (399) | | | $ | (48) | | | $ | 8,371 | | | $ | (10) | | | $ | 8,361 | |
| 股票回购 | — | | | (175) | | | — | | | — | | | — | | | (175) | | | — | | | (175) | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 普通股宣布的股息 | — | | | — | | | — | | | (219) | | | — | | | (219) | | | — | | | (219) | |
| 股权激励薪酬计划的效果分析 | — | | | — | | | 39 | | | | | — | | | 39 | | | — | | | 39 | |
| 净收益(亏损) | — | | | — | | | — | | | (2,000) | | | — | | | (2,000) | | | 6 | | | (1,994) | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 累计其他综合收益变动(亏损) | — | | | — | | | — | | | — | | | 17 | | | 17 | | | — | | | 17 | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 其他 | — | | | — | | | 4 | | | (1) | | | — | | | 3 | | | (1) | | | 2 | |
2021年9月30日的余额 | $ | 5 | | | $ | (1,148) | | | $ | 9,829 | | | $ | (2,619) | | | $ | (31) | | | $ | 6,036 | | | $ | (5) | | | $ | 6,031 | |
(a)授权股份合计1,800,000,0002021年9月30日。已发行普通股总数482,551,344和489,305,888分别于2021年9月30日和2020年12月31日。国库股总计49,701,377和41,043,224分别于2021年9月30日和2020年12月31日。
13. 公允价值计量
我们使用多种不同的估值技术来计量资产和负债的公允价值，主要依赖于市场方法，即对按经常性基础计量的相同和/或可比资产和负债使用价格和其他市场信息。我们使用中端市场估值惯例(出价和要价之间的中间价)作为衡量我们大部分资产和负债的公允价值的实际权宜之计，并使用估值技术最大限度地利用可观察到的投入，最大限度地减少使用不可观察到的投入。我们的估值政策和程序是由一个向维斯特拉首席财务官报告的中央风险管理小组制定、维护和验证的。
衍生资产和负债的公允价值计量包含了对与信用相关的非履约风险的调整。该等不良表现风险调整已考虑主要净额结算安排、信用提升以及与我们的信用状况及我们交易对手的信用状况相关的信用风险(有关与我们的衍生工具相关的信用风险的额外资料，请参阅附注14)。我们利用信用评级和违约率系数来计算这些公允价值计量调整。
我们根据以下公允价值等级对按公允价值记录的资产和负债进行分类：
•一级估值使用活跃市场上相同资产或负债的报价，这些资产或负债在计量日期可获得。我们的一级资产和负债包括通过结算经纪商交易的CME或ICE(电子商品衍生品交易所)期货和期权，这些期货和期权的报价都很活跃。我们报告芝加哥商品交易所和洲际交易所交易的公允价值时不考虑保证金存款，但与某些芝加哥商品交易所交易公允价值变化相关的某些保证金金额除外，这些交易在法律上被描述为衍生品合约而不是抵押品的结算。
•二级估值使用场外经纪商报价、经相关性或其他数学方法证实的类似资产或负债的报价，以及其他估值输入，如利率和收益率曲线，可按通常报价的间隔观察。我们试图从我们参与的市场中活跃的经纪人那里获得多个报价，并要求两个经纪人至少提供一个报价，以确定定价输入是可观察到的。根据交易市场的深度、每个经纪商的公布政策、最近的交易量趋势和各种其他因素，收到的某些定价输入的经纪商报价数量有所不同。
•3级估值使用资产或负债的不可观察的投入。无法观察到的投入被使用到没有可观察到的投入的程度，从而允许在计量日期资产或负债的市场活动很少(如果有的话)的情况下使用。我们使用从市场获得的最有意义的信息，结合内部开发的估值方法来制定我们对公允价值的最佳估计。用于开发估值模型的重要不可观察的输入包括波动率曲线、相关性曲线、非流动性定价交货期和地点以及与信贷相关的非履约风险假设。这些投入和估值模型是由在市场运作和公允价值计量方面经过培训和经验的员工开发和维护的，并由公司的风险管理小组进行验证。
关于下列公允价值层次表中列示的金额，资产或负债的公允价值计量(例如：合同)必须根据对公允价值计量有重要意义的最低级别投入，将其整体归入一个级别。
按公允价值按经常性基础计量的资产和负债在各自的资产负债表日构成如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022年9月30日 | | 2021年12月31日 |
| 水平
1 | | 水平
2 | | 水平
3 (a) | | 重新分类
(b) | | 总计 | | 水平
1 | | 水平
2 | | 水平
3 (a) | | 重新分类
(b) | | 总计 |
| 资产： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 商品合同 | $ | 5,152 | | | $ | 1,321 | | | $ | 1,157 | | | $ | 65 | | | $ | 7,695 | | | $ | 1,408 | | | $ | 889 | | | $ | 442 | | | $ | 5 | | | $ | 2,744 | |
| 利率互换 | — | | | 153 | | | — | | | — | | | 153 | | | — | | | 19 | | | — | | | — | | | 19 | |
| 核退役信托--股权证券(C) | 530 | | | — | | | — | | | — | | | 530 | | | 724 | | | — | | | — | | | | | 724 | |
| 核退役信托--债务证券(C) | — | | | 592 | | | — | | | | | 592 | | | — | | | 679 | | | — | | | | | 679 | |
| 小计 | $ | 5,682 | | | $ | 2,066 | | | $ | 1,157 | | | $ | 65 | | | 8,970 | | | $ | 2,132 | | | $ | 1,587 | | | $ | 442 | | | $ | 5 | | | 4,166 | |
| 以资产净值(D)计量的资产： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 核退役信托--股权证券(C) | | | | | | | | | 425 | | | | | | | | | | | 557 | |
| 总资产 | | | | | | | | | $ | 9,395 | | | | | | | | | | | $ | 4,723 | |
| 负债： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 商品合同 | $ | 6,678 | | | $ | 1,578 | | | $ | 2,188 | | | $ | 65 | | | $ | 10,509 | | | $ | 2,153 | | | $ | 650 | | | $ | 802 | | | $ | 5 | | | $ | 3,610 | |
| 利率互换 | — | | | 90 | | | — | | | — | | | 90 | | | — | | | 217 | | | — | | | — | | | 217 | |
| 总负债 | $ | 6,678 | | | $ | 1,668 | | | $ | 2,188 | | | $ | 65 | | | $ | 10,599 | | | $ | 2,153 | | | $ | 867 | | | $ | 802 | | | $ | 5 | | | $ | 3,827 | |
___________
(a)3级资产和负债说明见下表。
(b)公允价值是在合同基础上确定的，但某些合同导致流动资产和非流动负债，反之亦然，如我们的精简合并资产负债表所示。
(c)核退役信托投资包括在我们精简的综合资产负债表中的其他投资项目中。见附注17。
(d)本项目所列示的公允价值金额旨在使公允价值层次与我们的简明综合资产负债表中所列示的金额相一致。使用每股资产净值(或其等价物)按公允价值计量的某些投资并未在公允价值层次结构中分类。
商品合同主要包括天然气、电力、煤炭和排放协议，包括为经济对冲目的订立的金融工具，以及未被指定为NPN的实物合同。利率互换被用来通过将浮动利率转换为固定利率来减少对利率变化的敞口。有关衍生工具的进一步讨论，见附注14。
核退役信托资产是为资助我国核电设施未来退役和退役而持有的证券。这些投资包括股票、债务和其他符合NRC和PUCT制定的投资规则的固定收益证券。
下表列出了按主要合同类型分列的3级资产和负债的公允价值，以及在2022年9月30日和2021年12月31日的估值中使用的重大不可观察投入：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022年9月30日 |
| | 公允价值 | | | | | | | | | | |
| 合同类型(A) | | 资产 | | 负债 | | 总计 | | 估价技术 | | 无法观察到的重要输入 | | 范围(B) | | 平均值(B) |
| 购电和售电 | | $ | 912 | | | $ | (1,467) | | | $ | (555) | | | 收益法 | | 小时价格曲线形状(C) | | $ | — | | 至 | $70 | | $36 |
| | | | | | | | | 兆瓦时 | | |
| | | | | | | | | | 枢纽电价和热价的非流动性交付期(D) | | $ | 50 | | 至 | $120 | | $84 |
| | | | | | | | | | | 兆瓦时 | | |
| 选项 | | — | | | (500) | | | (500) | | | 期权定价模型 | | 气-电关联(E) | | 15 | % | 至 | 100% | | 57% |
| | | | | | | | 电力和天然气波动性(E) | | 5 | % | 至 | 615% | | 311% |
| 金融转播权 | | 159 | | | (49) | | | 110 | | | 市场方法(F) | | 结算点之间的非流动性价差(G) | | $ | (35) | | 至 | $10 | | $(11) |
| | | | | | | | | 兆瓦时 | | |
| 天然气 | | 47 | | | (162) | | | (115) | | | 收益法 | | 气基和非液体输送周期(H) | | $ | — | | 至 | $30 | | $13 |
| | | | | | | | | MMBtu | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| 煤，煤 | | 29 | | | — | | | 29 | | | 收益法 | | 违约概率(一) | | —% | 至 | 40% | | 20 | % |
| | | | | | | | 回收率(J) | | —% | 至 | 40% | | 20 | % |
| 其他(K) | | 10 | | | (10) | | | — | | | | | | | | | | | |
| 总计 | | $ | 1,157 | | | $ | (2,188) | | | $ | (1,031) | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2021年12月31日 |
| | 公允价值 | | | | | | | | | | |
| 合同类型(A) | | 资产 | | 负债 | | 总计 | | 估价技术 | | 无法观察到的重要输入 | | 范围(B) | | 平均值(B) |
| 购电和售电 | | $ | 204 | | | $ | (470) | | | $ | (266) | | | 收益法 | | 小时价格曲线形状(C) | | $ | — | | 至 | $60 | | $30 |
| | | | | | | | | 兆瓦时 | | |
| | | | | | | | | | 枢纽电价和热价的非流动性交付期(D) | | $ | 20 | | 至 | $140 | | $80 |
| | | | | | | | | | | 兆瓦时 | | |
| 选项 | | 1 | | | (209) | | | (208) | | | 期权定价模型 | | 气-电关联(E) | | 10 | % | 至 | 100% | | 56% |
| | | | | | | | 电力和天然气波动性(E) | | 5 | % | 至 | 490% | | 248% |
| 金融转播权 | | 122 | | | (34) | | | 88 | | | 市场方法(F) | | 结算点之间的非流动性价差(G) | | $ | (30) | | 至 | $10 | | $(9) |
| | | | | | | | | 兆瓦时 | | |
| 天然气 | | 29 | | | (86) | | | (57) | | | 收益法 | | 气基(H) | | $ | (1) | | 至 | $16 | | $8 |
| | | | | | | | | MMBtu | | |
| 煤，煤 | | 61 | | | — | | | 61 | | | 收益法 | | 违约概率(一) | | —% | 至 | 40% | | 20 | % |
| | | | | | | | 回收率(J) | | —% | 至 | 40% | | 20 | % |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| 其他(K) | | 25 | | | (3) | | | 22 | | | | | | | | | | | |
| 总计 | | $ | 442 | | | $ | (802) | | | $ | (360) | | | | | | | | | | | |
____________
(a)电力购买和销售合同包括ERCOT、PJM、ISO-NE、NYISO和MISO地区的电力和热价职位。用于对冲结算点之间电价差异的远期购买合同(掉期和期权)在ERCOT中被称为阻塞收益权(CRR)，在PJM、ISO-NE、NYISO和MISO地区被称为金融输电权(FTR)。期权包括实物电力期权、价差期权、掉期期权和天然气期权。
(b)投入的范围可能会受到一天中的时间、投递期、季节和地点等因素的影响。平均值代表基础投入的算术平均值，不按相关公允价值或名义金额加权。
(c)主要基于ERCOT北枢纽每小时远期平均价格的历史范围。
(d)主要基于ERCOT和PJM的历史远期电价和ERCOT热价的可变性。
(e)主要基于ERCOT和PJM内部的历史远期相关性和波动性。
(f)虽然我们使用市场方法，但没有足够的市场数据来考虑估值流动性。
(g)主要基于ERCOT枢纽和负荷区内的结算点之间的历史价格差异。
(h)主要依据的是历史远期PJM和东北天然气基础价格和固定价格。
(i)根据过去的经验、合同期限以及公司和交易对手的信用评级来估计违约概率的范围。
(j)基于历史公司利率的违约回收率估计。
(k)其他包括环境补贴合同。
有关截至2022年9月30日和2021年9月30日的三个月和九个月的2级和3级之间转移的讨论，请参阅下表。
下表显示截至2022年9月30日及2021年9月30日止三个月及九个月的3级资产及负债的公允价值变动。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至9月30日的三个月， | | 截至9月30日的9个月， |
| 2022 | | 2021 | | 2022 | | 2021 |
| 期初净资产(负债)余额 | $ | (1,015) | | | $ | 46 | | | $ | (360) | | | $ | 22 | |
| 未实现估值损失总额(A) | (235) | | | (174) | | | (1,256) | | | — | |
| 购买、发行和结算(B)： | | | | | | | |
| 购买 | 44 | | | 33 | | | 139 | | | 73 | |
| 发行 | (6) | | | (12) | | | (48) | | | (22) | |
| 聚落 | 257 | | | (72) | | | 431 | | | (238) | |
| 转入3(C)级 | (44) | | | (28) | | | (5) | | | (26) | |
| 调出第3级(C) | (32) | | | (17) | | | 68 | | | (33) | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| 净变化(D) | (16) | | | (270) | | | (671) | | | (246) | |
| 期末净负债余额 | $ | (1,031) | | | $ | (224) | | | $ | (1,031) | | | $ | (224) | |
| 与期末持有的票据有关的未实现估值亏损 | $ | (234) | | | $ | (224) | | | $ | (797) | | | $ | (240) | |
____________
(a)包括净亏损#美元101百万美元和美元263截至2022年9月30日和2021年9月30日的三个月分别为百万美元和967百万美元和美元263分别在截至2022年和2021年9月30日的9个月确认，原因是2021年第三季度和2022年第二季度停止对零售电力合同组合进行NPNS会计处理，在整个合同期限内不再可能进行实物结算。
(b)和解反映了先前在净收入中确认的未实现按市值计价估值的逆转。购买和发行反映支付或收到的期权溢价，包括CRR和FTR。
(c)包括因重大投入的可观测性发生变化而产生的转移。截至2022年9月30日的三个月和九个月内，转入第三级的主要是电力和煤炭衍生品，其中远期定价输入已变得不可见，而转出第三级的主要是电力、天然气和煤炭衍生品，其中远期定价输入已变得可见。在截至2021年9月30日的三个月和九个月里，转出3级的资金主要包括天然气和电力衍生品，这些衍生品的远期定价投入已经可以观察到。
(d)活动不包括持仓结算当月的公允价值变动。商品合同价值的几乎所有变动都在我们的简明综合经营报表中作为营业收入报告。
14.商品和其他衍生产品合同资产和负债
衍生品的战略性使用
我们从事期权、掉期、期货和远期合约等衍生工具的交易，以管理大宗商品价格和利率风险。有关衍生品公允价值的讨论，见附注13。
商品套期保值和交易活动-我们利用天然气和电力衍生品来减少对电价变化的敞口，主要是为了对冲我们发电资产未来的电力销售收入，以及为我们的零售业务对冲未来购买的电力成本。我们还利用短期电力、天然气、煤炭和排放衍生工具进行燃料对冲和其他目的。这些交易的交易对手包括能源公司、金融机构、电力公用事业公司、独立发电商、燃油和天然气生产商、当地配电公司和能源营销公司。衍生工具公允价值变动所产生的未实现损益以及工具结算时的已实现损益在我们的简明综合经营报表中列报，包括营业收入和燃料、购买的电力成本和交付费用。
利率互换-利率互换协议用于通过将浮动利率转换为固定利率来减少利率变化的风险敞口，从而对冲未来的利息成本和相关现金流。掉期公允价值变动所产生的未实现损益以及掉期结算时的已实现损益在我们的简明综合经营报表的利息、支出和相关费用中列报。在2019年，维斯特拉签订了$2.1210亿美元的新利率掉期，根据这些利率掉期，维斯特拉将支付浮动利率，并获得固定利率。这些新掉期的条款与某些现有掉期的条款进行了匹配，有效地抵消了现有掉期的对冲，并固定了此类掉期的货币外头寸。这些匹配的掉期将根据最初的合同条款随着时间的推移进行结算。剩余的现有掉期继续对冲我们在美元上的敞口2.30截至2026年7月的债务为10亿美元。
衍生工具的财务报表效应
几乎所有衍生品合同资产和负债都按照与衍生品工具和套期保值活动有关的会计准则按市值计价。下表提供了截至2022年9月30日和2021年12月31日在我们的精简综合资产负债表中报告的衍生品合同资产和负债的详细信息。衍生资产和负债总额代表合同的净值，而资产负债表的总额代表合同的总值。在截至2022年9月30日和2021年9月30日的9个月中，净亏损为780百万美元和美元357由于在2021年第三季度和2022年第二季度停止对零售电力合同组合进行NPNS会计处理，在整个合同期内不再可能进行实物结算，因此分别在营业收入中确认了100万欧元。这些金额反映在2022年9月30日和2021年12月31日的大宗商品合约衍生品负债中。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022年9月30日 |
| 衍生资产 | | 衍生负债 | | |
| 商品合同 | | 利率互换 | | 商品合同 | | 利率互换 | | 总计 |
| 流动资产 | $ | 6,697 | | | $ | 80 | | | $ | 9 | | | $ | — | | | $ | 6,786 | |
| 非流动资产 | 966 | | | 73 | | | 23 | | | — | | | 1,062 | |
| 流动负债 | (33) | | | — | | | (8,723) | | | (40) | | | (8,796) | |
| 非流动负债 | — | | | — | | | (1,753) | | | (50) | | | (1,803) | |
| 净资产(负债) | $ | 7,630 | | | $ | 153 | | | $ | (10,444) | | | $ | (90) | | | $ | (2,751) | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2021年12月31日 |
| 衍生资产 | | 衍生负债 | | |
| 商品合同 | | 利率互换 | | 商品合同 | | 利率互换 | | 总计 |
| 流动资产 | $ | 2,496 | | | $ | 14 | | | $ | 3 | | | $ | — | | | $ | 2,513 | |
| 非流动资产 | 244 | | | 5 | | | 1 | | | — | | | 250 | |
| 流动负债 | — | | | — | | | (2,964) | | | (59) | | | (3,023) | |
| 非流动负债 | (1) | | | — | | | (645) | | | (158) | | | (804) | |
| 净资产(负债) | $ | 2,739 | | | $ | 19 | | | $ | (3,605) | | | $ | (217) | | | $ | (1,064) | |
截至2022年9月30日和2021年12月31日，没有衍生品头寸计入现金流或公允价值对冲。
下表列出了衍生收益(亏损)对净收入的税前影响，包括已实现和未实现的影响。金额指期内衍生工具投资组合内持仓的公允价值变动，因为与已结算仓位相关的已实现金额被假设为相等于先前记录的未实现金额的逆转。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 衍生品(简明综合业务报表列报) | 截至9月30日的三个月， | | 截至9月30日的9个月， |
| 2022 | | 2021 | | 2022 | | 2021 |
| 商品合同(营业收入) | $ | (658) | | | $ | (919) | | | $ | (3,665) | | | $ | (1,017) | |
| 商品合同(燃料、购买电费和送货费) | 131 | | | 333 | | | 472 | | | 448 | |
| 利率互换(利息支出及相关费用) | 89 | | | (1) | | | 238 | | | 53 | |
| 净亏损 | $ | (438) | | | $ | (587) | | | $ | (2,955) | | | $ | (516) | |
衍生工具的资产负债表列报
我们选择在简明综合资产负债表中按总额报告衍生产品资产和负债，而不考虑我们与该等衍生产品交易对手之间的净额结算安排。我们与某些交易对手保持标准化的总净额结算协议，允许抵销资产、负债和抵押品的权利，以减少我们与交易对手之间的信贷风险。这些协议包含与保证金要求、月度结算净额结算、跨商品净额结算和提前终止净额结算有关的具体措辞，这些净额结算是与合同交易对手谈判的。
一般而言，合约抵销这些衍生工具的保证金存款在我们的简明综合资产负债表中单独列报，但与芝加哥商品交易所交易公允价值变动有关的某些保证金金额除外，该等交易的法律特征为结算远期风险而非抵押品。来自交易对手的保证金存款主要用于营运资金或其他一般公司用途。
下表在考虑了与交易对手和金融抵押品的净额安排后，将我们在合同基础上的衍生资产和负债与净额进行了核对：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022年9月30日 | | 2021年12月31日 |
| | 衍生资产
和负债 | | 抵销工具(A) | | 现金抵押品(收到)质押(B) | | 净额 | | 衍生资产
和负债 | | 抵销工具(A) | | 现金抵押品(收到)质押(B) | | 净额 |
| 衍生资产： | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 商品合同 | | $ | 7,630 | | | $ | (6,726) | | | $ | (25) | | | $ | 879 | | | $ | 2,739 | | | $ | (2,051) | | | $ | (27) | | | $ | 661 | |
| 利率互换 | | 153 | | | (70) | | | — | | | 83 | | | 19 | | | (19) | | | — | | | — | |
| 衍生工具资产总额 | | 7,783 | | | (6,796) | | | (25) | | | 962 | | | 2,758 | | | (2,070) | | | (27) | | | 661 | |
| 衍生负债： | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 商品合同 | | (10,444) | | | 6,726 | | | 1,552 | | | (2,166) | | | (3,605) | | | 2,051 | | | 784 | | | (770) | |
| 利率互换 | | (90) | | | 70 | | | — | | | (20) | | | (217) | | | 19 | | | — | | | (198) | |
| 衍生负债总额 | | (10,534) | | | 6,796 | | | 1,552 | | | (2,186) | | | (3,822) | | | 2,070 | | | 784 | | | (968) | |
| 净额 | | $ | (2,751) | | | $ | — | | | $ | 1,527 | | | $ | (1,224) | | | $ | (1,064) | | | $ | — | | | $ | 757 | | | $ | (307) | |
____________
(a)列报的数额不包括与已结算金融工具有关的应收和应付贸易账款。
(b)指根据主要净额结算安排收到或质押的现金金额，包括以公允价值为基础的保证金要求，以及较少程度的初始保证金要求。
导数体积
下表列出了2022年9月30日和2021年12月31日的衍生品交易量名义总额：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022年9月30日 | | 2021年12月31日 | | |
| 派生型 | | 名义体积 | | 计量单位 |
| 天然气(A) | | 6,577 | | | 4,701 | | | 百万MMBtu |
| 电 | | 743,035 | | | 440,236 | | | GWh |
| 金融转播权(B) | | 221,681 | | | 224,876 | | | GWh |
| 煤，煤 | | 50 | | | 25 | | | 百万美国吨 |
| 燃料油 | | 97 | | | 87 | | | 百万加仑 |
| | | | | | |
| 排放物 | | 69 | | | 18 | | | 百万吨 |
| 可再生能源证书 | | 29 | | | 32 | | | 百万张证书 |
| | | | | | |
| 利率互换--浮动/固定(C) | | $ | 6,720 | | | $ | 6,720 | | | 百万美元 |
| 利率互换--固定/可变(C) | | $ | 2,120 | | | $ | 2,120 | | | 百万美元 |
____________
(a)代表名义远期销售、购买和期权交易、位置基差互换和其他天然气交易总额。
(b)代表与用于对冲区域内结算点之间电价差异的工具相关的远期采购总额。
(c)包括到期日至2026年7月的利率掉期名义金额。
衍生产品与信用风险相关的或有特征
我们的衍生品合约可能包含某些与信用风险相关的或有特征，这些特征可能会以现金抵押品、信用证或其他形式的信用增强的形式触发流动性要求。其中一些协议规定，如果我们的信用评级被一家或多家信用评级机构下调，则需要提供抵押品，或者包括交叉违约合同条款，如果在与付款条款或其他契约有关的其他融资安排下出现违约，可能导致此类合同的结算。
下表列出了未完全抵押的受信用风险相关或有特征约束的商品衍生负债：
| | | | | | | | | | | |
| 9月30日，
2022 | | 十二月三十一日，
2021 |
| 衍生合同负债的公允价值(A) | $ | (2,658) | | | $ | (1,200) | |
| 净额结算安排下的公允价值抵销(B) | 1,532 | | | 660 | |
| 现金抵押品和信用证 | 377 | | | 95 | |
| 流动性敞口 | $ | (749) | | | $ | (445) | |
____________
(a)不包括包含或有特征的合同的公允价值，这些特征不提供在触发特征时应公布的具体金额，包括一般规定有权要求额外抵押品的条款(重大不利变化、履约保证和其他条款)。
(b)金额包括现金衍生工具合约的抵销公允价值及主要净额结算安排下的应收账款净额。
与衍生品相关的信用风险集中
我们与衍生品合约的交易对手有集中的信用风险。截至2022年9月30日，与衍生品合约相关的所有交易对手的信用风险敞口总额为#美元。8.22910亿美元(包括相关应收账款)。对这些交易对手的净敞口总额为#美元。1.100截至2022年9月30日，在净额结算安排、抵销准备金和抵押品生效后，净敞口为10亿美元，最大净敞口总计为#美元168百万美元。截至2022年9月30日，银行和金融业的信贷风险敞口为82占总信用风险敞口的百分比，以及24净曝光量的%。
对银行和金融部门交易对手的敞口被认为在可接受的风险容忍水平内，因为所有这些敞口都是对具有投资级信用评级的交易对手的敞口。然而，这种集中增加了这样的风险，即任何这些交易对手的违约将对我们的财务状况、运营结果和流动性产生实质性影响。与这些交易对手的交易包含某些条款，要求交易对手在信用评级大幅下调的情况下提供抵押品。
我们对我们的交易对手维持信用风险政策，以最大限度地减少总体信用风险。这些政策授权了具体的风险缓解工具，包括但不限于使用标准化的主协议，允许对与单一交易对手相关的积极和消极风险敞口进行净额结算。信用增强，如父母担保、信用证、担保债券、资产留置权和保证金存款也被利用。交易对手的付款历史或财务状况的预期重大变化或其信用质量的降级导致对该交易对手的信用额度进行重新评估。这一过程可能导致随后降低信贷限额或要求提供额外的财务保证。一个或多个交易对手的违约事件可能随后导致与终止相关的和解付款，如果与衍生品合同相关的金额被拖欠给交易对手，则可用流动资金减少，或者如果交易对手欠我们的金额，预期结算的收到延迟。
15.关联方交易
关于Emerence，我们与我们的某些附属公司以及获得普通股和TRA权利的各方签订了协议，以换取他们的索赔。
注册权协议
根据重组计划，于生效日期，吾等与若干出售股东订立注册权协议(RRA)。根据RRA，我们在表格S-3中保存了一份登记声明，规定登记该等出售股东所持有的维斯特拉普通股的转售。此外，根据RRA的条款，除其他事项外，如果我们建议根据证券法就股权证券的发行提交某些类型的登记声明，我们将被要求尽我们合理的最大努力向RRA的其他各方提供机会，根据RRA规定的条款和条件登记其全部或部分股份。
应收税金协议
在生效日期，维斯特拉与代表TCEH的某些前第一留置权债权人的转让代理签订了TRA。关于TRA的讨论见注7。
16.细分市场信息
维斯特拉的业务与六可报告的业务部门：(I)零售、(Ii)德克萨斯州、(Iii)东部、(Iv)西部、(V)日落和(Vi)资产关闭。
我们的首席执行官是首席运营决策者(CODM)。我们的CODM分别审查这些细分市场的结果，并将资源分配给各个细分市场，作为我们战略运营的一部分。不适用资产衡量标准，因为CODM不定期审查分部资产以评估业绩或分配资源。
零售部门从事面向住宅、商业和工业客户的电力和天然气零售。基本上所有这些活动都是由TXU Energy、Ambit、Value Bands、Dynegy Energy Services、Homefield Energy、TriEagle Energy、Public Power和U.S.Gas&Electric开展的19美国各州
德克萨斯州和东区从事发电、能源批发销售和采购、大宗商品风险管理活动、燃料生产和燃料物流管理。德克萨斯州部分代表Vistra在ERCOT市场的发电业务的结果，不包括现在属于日落或资产关闭部分的资产。东段指的是维斯特拉在美国电网东部互联的发电业务的结果，不包括现在分别属于日落或资产关闭部分的资产，包括在PJM、ISO-NE和NYISO市场的业务。我们认为，将这些市场的结果汇总到一可报告部门，东部，考虑到类似的经济特征。
西部部分代表CAISO市场的结果，包括我们在Moss Landing和Oakland发电厂场地的电池ESS项目(见附注2)。
日落部分由宣布退役日期在2022年12月31日之后的发电厂组成。单独报告日落部门，将已宣布退休计划的运营工厂与我们在德克萨斯州、东部和西部地区的其他运营工厂区分开来。我们已将商品风险管理活动的未实现损益计入日落部分，用于已宣布退休日期在2022年12月31日之后的发电厂。
资产关闭部分从事退役和回收已退役的工厂和矿山(见附注3)。资产关闭部分还包括我们计划在截至2022年12月31日的一年中退役的发电厂的业绩。单独报告资产关闭分部为管理层提供了更好的有关维斯特拉持续运营的业绩和盈利能力的信息，并有助于管理层专注于将与退役和回收退役工厂和矿山相关的成本降至最低。我们已分配了可归因于计划于2022年退役的工厂的大宗商品风险管理活动的未实现损益。
公司及其他指其余非分部业务，主要包括一般公司开支、利息、税项及其他与我们为营运分部提供共享服务的支援职能有关的开支。
各业务部门的会计政策与我们的2021年10-K报表附注1中的重要会计政策摘要中描述的政策相同。我们的CODM使用不止一种衡量标准来评估部门业绩，但主要侧重于调整后的EBITDA。虽然我们认为这是评估经营业绩的有用指标，但它不是由美国GAAP定义的指标，可能无法与其他公司提出的非GAAP指标相比较。调整后的EBITDA与根据美国公认会计原则编制的综合净收益(亏损)最接近。我们对部门间销售和转让进行会计处理，就好像销售或转让是以市场价格卖给第三方一样。将某些共享服务成本分配给各个细分市场。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至三个月 | | 零售 | | 德克萨斯州 | | 东 | | 西 | | 日落 | | 资产关闭 | | 公司及其他(C) | | 淘汰 | | 已整合 |
| 营业收入(A)： | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
2022年9月30日 | | $ | 3,258 | | | $ | 3,627 | | | $ | 1,126 | | | $ | 236 | | | $ | 280 | | | $ | 68 | | | $ | 1 | | | $ | (3,450) | | | $ | 5,146 | |
2021年9月30日 | | 2,160 | | | 843 | | | 508 | | | 90 | | | (62) | | | (60) | | | — | | | (488) | | | 2,991 | |
| 折旧和摊销(B)： | | | | | | | | | | | | | | | | |
2022年9月30日 | | $ | (36) | | | $ | (135) | | | $ | (187) | | | $ | 4 | | | $ | (19) | | | $ | 1 | | | $ | (18) | | | $ | — | | | $ | (390) | |
2021年9月30日 | | (53) | | | (179) | | | (164) | | | (15) | | | (27) | | | (13) | | | (17) | | | — | | | (468) | |
| 营业收入(亏损)： | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
2022年9月30日 | | $ | (1,220) | | | $ | 2,147 | | | $ | (120) | | | $ | 70 | | | $ | 36 | | | $ | 6 | | | $ | (25) | | | $ | — | | | $ | 894 | |
2021年9月30日 | | 782 | | | (4) | | | (228) | | | (19) | | | (248) | | | (138) | | | (26) | | | — | | | 119 | |
| 净收益(亏损)(C)： | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
2022年9月30日 | | $ | (1,227) | | | $ | 2,156 | | | $ | (119) | | | $ | 72 | | | $ | 36 | | | $ | 11 | | | $ | (251) | | | $ | — | | | $ | 678 | |
2021年9月30日 | | 779 | | | 4 | | | (233) | | | (18) | | | (248) | | | (133) | | | (141) | | | — | | | 10 | |
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
九个月结束 | | 零售 | | 德克萨斯州 | | 东 | | 西 | | 日落 | | 资产关闭 | | 公司及其他(C) | | 淘汰 | | 已整合 |
| 营业收入(A)： | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
2022年9月30日 | | $ | 6,876 | | | $ | 1,909 | | | $ | 2,400 | | | $ | 387 | | | $ | 56 | | | $ | 296 | | | $ | 1 | | | $ | (2,066) | | | $ | 9,859 | |
2021年9月30日 | | 5,829 | | | 1,458 | | | 1,738 | | | 171 | | | 188 | | | (79) | | | — | | | (542) | | | 8,763 | |
| 折旧和摊销(B)： |
2022年9月30日 | | $ | (109) | | | $ | (404) | | | $ | (545) | | | $ | (26) | | | $ | (56) | | | $ | (22) | | | $ | (52) | | | $ | — | | | $ | (1,214) | |
2021年9月30日 | | (160) | | | (462) | | | (553) | | | (30) | | | (78) | | | (21) | | | (51) | | | — | | | (1,355) | |
| 营业收入(亏损)： | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
2022年9月30日 | | $ | 2,121 | | | $ | (1,538) | | | $ | (908) | | | $ | 33 | | | $ | (582) | | | $ | (107) | | | $ | (98) | | | $ | — | | | $ | (1,079) | |
2021年9月30日 | | 2,689 | | | (3,726) | | | (321) | | | (71) | | | (492) | | | (398) | | | (82) | | | — | | | (2,401) | |
| 净收益(亏损)(C)： | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
2022年9月30日 | | $ | 2,099 | | | $ | (1,455) | | | $ | (910) | | | $ | 36 | | | $ | (583) | | | $ | (96) | | | $ | (53) | | | $ | — | | | $ | (962) | |
2021年9月30日 | | 2,677 | | | (3,651) | | | (332) | | | (62) | | | (488) | | | (373) | | | 235 | | | — | | | (1,994) | |
| 资本支出，包括核燃料，不包括LTSA预付款以及发展和增长支出： |
2022年9月30日 | | $ | — | | | $ | 320 | | | $ | 33 | | | $ | 74 | | | $ | 26 | | | $ | — | | | $ | 37 | | | $ | — | | | $ | 490 | |
2021年9月30日 | | 1 | | | 214 | | | 39 | | | 7 | | | 25 | | | 4 | | | 62 | | | — | | | 352 | |
__________________
(a)下列商品仓位按市值计价的未实现净收益(亏损)计入营业收入：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至三个月 | | 零售业(1) | | 德克萨斯州 | | 东 | | 西 | | 日落 | | 资产关闭 | | 公司和其他 | | 淘汰(2) | | 已整合 |
2022年9月30日 | | $ | 225 | | | $ | 1,485 | | | $ | (103) | | | $ | 56 | | | $ | 49 | | | $ | 62 | | | $ | — | | | $ | (1,428) | | | $ | 346 | |
2021年9月30日 | | (383) | | | (697) | | | (303) | | | (46) | | | (395) | | | (154) | | | — | | | 1,117 | | | $ | (861) | |
九个月结束 | | 零售业(1) | | 德克萨斯州 | | 东 | | 西 | | 日落 | | 资产关闭 | | 公司和其他 | | 淘汰(2) | | 已整合 |
2022年9月30日 | | $ | (812) | | | $ | (2,139) | | | $ | (951) | | | $ | (23) | | | $ | (677) | | | $ | 92 | | | $ | — | | | $ | 2,409 | | | $ | (2,101) | |
2021年9月30日 | | (406) | | | (2,354) | | | (486) | | | (135) | | | (724) | | | (285) | | | — | | | 3,244 | | | $ | (1,146) | |
___________________(1)零售部门包括未实现的净收益$217百万美元和未实现净亏损$357截至2022年9月30日和2021年9月30日的三个月分别为100万美元，未实现净亏损1美元780百万美元和美元357分别为截至2022年9月30日和2021年9月30日的9个月，原因是2021年第三季度和2022年第二季度停止对零售电力合同组合进行NPNS会计处理，在整个合同期限内不再可能进行实物结算。
(2)应占发电分部的金额抵销了零售分部的燃料、购买电力成本和送货费用，对综合业绩没有影响。
(b)关于2021年第三季度为纠正与前期有关的折旧费用和累计折旧而记录的非实质性期外调整的资料，见附注1。截至2018年12月31日、2019年和2020年12月31日的年度，几乎所有少报的折旧费用都与德克萨斯部门有关，而截至2021年6月30日的六个月期间，多报的折旧费用完全与东部门有关。
(c)所得税(费用)收益通常不反映在各部门的净收益(亏损)中，但几乎全部反映在公司和其他净收益(亏损)中。
17.补充财务信息
长期资产减值准备
在2021年第二季度，我们确认了减值亏损$38由于我们在俄亥俄州的齐默尔发电设施的预计使用寿命大幅下降，反映出该设施的经济预测下降，以及无法在2021年5月举行的PJM产能拍卖中确保该工厂的产能收入，因此我们的齐默尔发电设施相关的百万美元。减值在我们的资产关闭部分报告，包括减记财产、厂房和设备#美元。33库存百万美元和减记#美元5百万美元。
利息支出及相关费用
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至9月30日的三个月， | | 截至9月30日的9个月， |
| 2022 | | 2021 | | 2022 | | 2021 |
| 已支付/应计利息 | $ | 156 | | | $ | 124 | | | $ | 429 | | | $ | 354 | |
| 利率互换未实现按市值计价的净收益 | (90) | | | (13) | | | (261) | | | (92) | |
| 债务发行成本、折价和溢价摊销 | 7 | | | 9 | | | 20 | | | 23 | |
| 债务清偿(收益)损失 | (1) | | | — | | | (1) | | | 1 | |
| 资本化利息 | (8) | | | (4) | | | (22) | | | (22) | |
| 其他 | 7 | | | 8 | | | 21 | | | 24 | |
| 利息支出及相关费用合计 | $ | 71 | | | $ | 124 | | | $ | 186 | | | $ | 288 | |
在计及附注10所述的利率掉期后，适用于维斯特拉营运信贷安排的加权平均利率为4.18%和3.892022年9月30日和2021年9月30日。
其他收入和扣除
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至9月30日的三个月， | | 截至9月30日的9个月， |
| 2022 | | 2021 | | 2022 | | 2021 |
| 其他收入： | | | | | | | |
| 保险结算(A) | $ | — | | | $ | 9 | | | $ | 63 | | | $ | 74 | |
| 解决铁路运输纠纷的收益(B) | — | | | — | | | — | | | 15 | |
| 卖地(B) | 3 | | | 1 | | | 8 | | | 2 | |
| 利息收入 | 2 | | | — | | | 4 | | | — | |
| 所有其他 | 5 | | | 6 | | | 13 | | | 17 | |
| 其他收入合计 | $ | 10 | | | $ | 16 | | | $ | 88 | | | $ | 108 | |
| 其他扣减项目： | | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| 所有其他 | 5 | | | 5 | | | 18 | | | 13 | |
| 其他扣除项目合计 | $ | 5 | | | $ | 5 | | | $ | 18 | | | $ | 13 | |
____________
(a)截至2022年9月30日的9个月，62在德克萨斯部门报告的百万美元和1在公司和其他非分部报告的百万美元。截至2021年9月30日的三个月，美元5日落分部报告的百万美元和4据报道，德克萨斯地区有100万人。截至2021年9月30日的9个月，67德克萨斯部门报告的百万美元，$5日落分部报告的百万美元和美元2在公司和其他非分部报告的百万美元。
(b)在资产关闭部分报告。
受限现金
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022年9月30日 | | 2021年12月31日 |
| 流动资产 | | 非流动资产 | | 流动资产 | | 非流动资产 |
| | | | | | | |
| 与补救托管帐户相关的金额 | $ | 23 | | | $ | 10 | | | $ | 21 | | | $ | 13 | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| 受限现金总额 | $ | 23 | | | $ | 10 | | | $ | 21 | | | $ | 13 | |
应收贸易账款
| | | | | | | | | | | |
| 9月30日，
2022 | | 十二月三十一日，
2021 |
| 批发和零售贸易应收账款 | $ | 1,945 | | | $ | 1,442 | |
| 坏账准备 | (91) | | | (45) | |
| 应收贸易账款--净额 | $ | 1,854 | | | $ | 1,397 | |
截至2022年9月30日和2021年12月31日的应收贸易账款总额包括未开账单的零售收入#美元。587百万美元和美元426分别为100万美元。
应收账款坏账准备
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至9月30日的9个月， |
| | | | | 2022 | | 2021 |
| 期初应收账款坏账准备 | | | | | $ | 45 | | | $ | 45 | |
| 坏账支出增加 | | | | | 136 | | | 86 | |
| 帐目注销减少额 | | | | | (90) | | | (72) | |
| | | | | | | |
| 期末应收账款坏账准备 | | | | | $ | 91 | | | $ | 59 | |
按主要类别分列的库存
| | | | | | | | | | | |
| 9月30日，
2022 | | 十二月三十一日，
2021 |
| 材料和用品 | $ | 272 | | | $ | 260 | |
| 燃料库存 | 258 | | | 314 | |
| 储存中的天然气 | 60 | | | 36 | |
| 总库存 | $ | 590 | | | $ | 610 | |
投资
| | | | | | | | | | | |
| 9月30日，
2022 | | 十二月三十一日，
2021 |
| 核电站退役信托基金 | $ | 1,547 | | | $ | 1,960 | |
| 与员工福利计划相关的资产 | 40 | | | 42 | |
| 土地 | 41 | | | 44 | |
| 其他杂项 | 9 | | | 3 | |
| 总投资 | $ | 1,637 | | | $ | 2,049 | |
核退役信托基金
一家信托基金的投资将用于支付科曼切峰核电站退役的费用，该信托基金的投资按公允价值计价。退役成本正在从Oncor Electric Delivery Company LLC(Oncor)的客户那里收回，作为工厂整个生命周期内的送货费附加费，并由Vistra(在生效日期之前，TCEH的子公司)存入信托基金。收入和支出，包括与信托基金资产和退役负债相关的收益和损失，由监管资产/负债(目前是在其他非流动资产中报告的监管资产)的相应变化抵消，最终将通过改变Oncor的递送费率来结算。如果信托基金中持有的从Oncor客户那里收回的资金被确定不足以使科曼切峰核电站退役，Oncor将被要求从客户那里收取所有额外的款项，Vistra没有义务，前提是Vistra遵守PUCT关于退役信托的规则和条例。基金投资的公平市场价值摘要如下：
| | | | | | | | | | | |
| 9月30日，
2022 | | 2021年12月31日 |
| 债务证券(A) | $ | 592 | | | $ | 679 | |
| 股权证券(B) | 955 | | | 1,281 | |
| 总计 | $ | 1,547 | | | $ | 1,960 | |
____________
(a)债务证券的投资目标是投资于多元化的税收效率投资组合，其整体投资组合评级为AA级或穆迪Aa2级以上。债务证券的权重较大，包括政府和市政债券以及投资级公司债券。债务证券的平均票面利率2.71%和2.54分别于2022年9月30日及2021年12月31日到期，平均到期日为11年和10年分别为2022年9月30日和2021年12月31日。
(b)股票证券的投资目标是提高税收效率，并与美国股票投资的标准普尔500指数和非美国股票投资的摩根士丹利资本国际EAFE指数的表现相匹配。
2022年9月30日到期的债务证券如下：208一到五年内达到100万美元，151在5到10年内达到100万美元，23310年后的100万美元。
下表汇总了出售证券和投资新证券的收益。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至9月30日的三个月， | | 截至9月30日的9个月， |
| 2022 | | 2021 | | 2022 | | 2021 |
| 出售证券所得收益 | $ | 94 | | | $ | 99 | | | $ | 428 | | | $ | 366 | |
| 证券投资 | $ | (101) | | | $ | (105) | | | $ | (446) | | | $ | (382) | |
物业、厂房及设备
| | | | | | | | | | | |
| 9月30日，
2022 | | 十二月三十一日，
2021 |
| 发电和结构 | $ | 16,734 | | | $ | 16,195 | |
| 土地 | 587 | | | 608 | |
| 办公室和其他设备 | 191 | | | 183 | |
| 总计 | 17,512 | | | 16,986 | |
| 减去累计折旧 | (5,683) | | | (4,801) | |
| 累计折旧净额 | 11,829 | | | 12,185 | |
| 融资租赁使用权资产(累计折旧净额) | 173 | | | 173 | |
核燃料(累计摊销净额#美元)129百万美元和美元125百万美元) | 284 | | | 212 | |
| 正在进行的建筑工程 | 264 | | | 486 | |
| 财产、厂房和设备--净额 | $ | 12,550 | | | $ | 13,056 | |
折旧费用总计为$338百万美元和美元398截至2022年9月30日和2021年9月30日的三个月分别为百万美元和1.05710亿美元1.147截至2022年9月30日和2021年9月30日的9个月分别为10亿美元。关于由于对前几个期间的非实质性修正而进行的期间外调整的信息，见附注1。
资产报废和采矿复垦债务(ARO)
这些负债主要涉及核电站退役、与褐煤开采相关的土地开垦、灰烬盆地的修复或关闭以及发电厂的处置成本。核电站退役负债的变化对收益没有影响，因为所有成本都可以通过监管程序收回，作为Oncor收取的运送费的一部分。截至2022年9月30日和2021年12月31日，石棉清除负债总额为零及$3分别为100万美元。我们还确定了用于石棉清除和处置的有条件芳烃，这些条件芳烃是特定于某些发电资产的。
截至2022年9月30日，我们与核电站退役相关的ARO账面价值总计为$1.67410亿美元，高于核退役信托基金所载资产的公允价值。由于最终退役该工厂的成本可通过制定监管费率的过程作为Oncor的送货费的一部分收回，因此相应的监管资产已计入我们浓缩的综合资产负债表#127百万美元的其他非流动资产。
下表汇总了截至2022年9月30日和2021年9月30日的9个月这些债务的变化，在我们的简明合并资产负债表中报告为ARO(流动和非流动负债)。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2022年9月30日的9个月 | | 截至2021年9月30日的9个月 |
| 核电站拆卸-
任务执行 | | 矿业用地复垦 | | 火山灰和其他 | | 总计 | | 核电站拆卸-
任务执行 | | 矿业用地复垦 | | 火山灰和其他 | | 总计 |
| 期间开始时的法律责任 | $ | 1,635 | | | $ | 320 | | | $ | 495 | | | $ | 2,450 | | | $ | 1,585 | | | $ | 359 | | | $ | 492 | | | $ | 2,436 | |
| 新增内容： | | | | | | | | | | | | | | | |
| 吸积 | 39 | | | 11 | | | 15 | | | 65 | | | 38 | | | 12 | | | 15 | | | 65 | |
| 根据估计数的变化进行调整 | — | | | (11) | | | 23 | | | 12 | | | — | | | (16) | | | 10 | | | (6) | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 削减： | | | | | | | | | | | | | | | |
| 付款 | — | | | (54) | | | (12) | | | (66) | | | — | | | (48) | | | (11) | | | (59) | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 期满时的法律责任 | 1,674 | | | 266 | | | 521 | | | 2,461 | | | 1,623 | | | 307 | | | 506 | | | 2,436 | |
| 目前到期的金额较少 | — | | | (95) | | | (26) | | | (121) | | | — | | | (88) | | | (22) | | | (110) | |
| 期末非流动负债 | $ | 1,674 | | | $ | 171 | | | $ | 495 | | | $ | 2,340 | | | 1,623 | | | 219 | | | 484 | | | 2,326 | |
其他非流动负债和递延贷项
其他非流动负债和递延信贷余额包括：
| | | | | | | | | | | |
| 9月30日，
2022 | | 十二月三十一日，
2021 |
| 退休及其他雇员福利 | $ | 268 | | | $ | 276 | |
| 冬季风暴URI的影响(A) | 169 | | | 261 | |
可确认的无形负债(附注5) | 142 | | | 147 | |
| 监管责任(B) | — | | | 325 | |
| 融资租赁负债 | 238 | | | 235 | |
| 不确定的税务状况，包括应计利息 | 14 | | | 13 | |
| 第三方补救责任 | 16 | | | 17 | |
| | | |
| 应计遣散费 | 36 | | | 39 | |
| 其他应计费用 | 234 | | | 176 | |
| 其他非流动负债和递延信贷总额 | $ | 1,117 | | | $ | 1,489 | |
____________
(a)包括分配ERCOT默认提升费用和未来与冬季风暴URI期间削减的大型商业和工业客户相关的账单信用。
(b)截至2022年9月30日，我们与核电站退役相关的ARO的账面价值高于核退役信托中包含的资产的公允价值，并记录为监管资产#美元。127百万美元的其他非流动资产。截至2021年12月31日，核退役信托中所含资产的公允价值高于我们与核电站退役相关的ARO的账面价值，并记录为监管负债#美元。325百万美元的其他非流动负债和递延信贷。
债务公允价值
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 2022年9月30日 | | 2021年12月31日 |
长期债务(见附注10)： | | 公允价值层次结构 | | 账面金额 | | 公平
价值 | | 账面金额 | | 公平
价值 |
| 维斯特拉业务信贷安排项下的长期债务 | | 2级 | | $ | 2,526 | | | $ | 2,433 | | | $ | 2,549 | | | $ | 2,518 | |
| 维斯特拉行动高级笔记 | | 2级 | | 9,373 | | | 8,629 | | | 7,880 | | | 8,193 | |
| | | | | | | | | | |
| 远期运力协议 | | 3级 | | — | | | — | | | 211 | | | 211 | |
| 设备融资协议 | | 3级 | | 86 | | | 81 | | | 85 | | | 85 | |
| 建筑融资 | | 2级 | | — | | | — | | | 3 | | | 3 | |
| 其他债务 | | 3级 | | — | | | — | | | 3 | | | 3 | |
吾等根据附注13所述会计准则厘定公允价值。吾等从使用经纪报价及第三方定价服务以厘定公允价值的独立交易方取得证券定价。在相关情况下，这些价格通过彭博社等订阅服务进行验证。
补充现金流信息
下表将我们的简明综合现金流量表中报告的现金、现金等价物和限制性现金与我们在2022年9月30日和2021年12月31日的简明综合资产负债表中报告的金额进行了核对：
| | | | | | | | | | | |
| 9月30日，
2022 | | 十二月三十一日，
2021 |
| 现金和现金等价物 | $ | 535 | | | $ | 1,325 | |
| 流动资产中包含的受限现金 | 23 | | | 21 | |
| 计入非流动资产的受限现金 | 10 | | | 13 | |
| 现金总额、现金等价物和限制性现金 | $ | 568 | | | $ | 1,359 | |
下表汇总了截至2022年9月30日和2021年9月30日的9个月的补充现金流信息：
| | | | | | | | | | | |
| 截至9月30日的9个月， |
| 2022 | | 2021 |
| 与以下项目相关的现金付款： | | | |
| 支付的利息 | $ | 468 | | | $ | 425 | |
| 资本化利息 | (22) | | | (22) | |
| 已支付利息(扣除资本化利息) | $ | 446 | | | $ | 403 | |
| 已缴纳所得税，净额(A) | $ | 19 | | | $ | 44 | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
____________
(a)截至2022年9月30日和2021年9月30日的9个月，我们缴纳了1美元的州所得税27百万美元和美元46分别为100万美元和美元的州退税。8百万美元和美元2分别为100万美元。
第二项。管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析
以下讨论以及本季度报告中关于Form 10-Q的其他部分包含《证券法》第27A节、《交易法》第21E节和《1995年私人证券诉讼改革法》所指的前瞻性陈述。此外，管理层可以口头或其他书面形式发表前瞻性陈述，包括但不限于新闻稿、季度收益电话会议、高管演示文稿、提交给股东的年度报告以及提交给美国证券交易委员会的其他文件。读者通常可以通过使用“可能”、“将”、“应该”、“可能”、“计划”、“计划”、“预期”、“预期”、“相信”或类似的词语来识别这些前瞻性陈述。这些声明涉及许多风险和不确定性。实际结果可能与这些前瞻性陈述预期的结果大相径庭。有关可能导致或促成这种差异的风险因素的更多讨论，请参阅公司2021年10-K表格中第二部分第7项“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析”和第一部分第1A项“风险因素”及本文中的任何更新。前瞻性陈述仅反映截至作出之日的信息。公司不承担任何义务更新任何前瞻性陈述，以反映未来的事件、发展或其他信息。如果维斯特拉确实更新了一项或多项前瞻性陈述，则不应推断将对该陈述或任何其他前瞻性陈述进行额外的更新。这一讨论旨在澄清并集中于我们的经营结果、财务状况的某些变化、流动性, 截至2022年9月30日止三个月及九个月的资本结构及业务发展，该等简明综合财务报表载于本季度报告(Form 10-Q)第I部分第1项。本讨论应与这些简明合并财务报表和相关附注一并阅读，并参照这些附注加以限定。
以下对我们截至2022年9月30日和2021年9月30日的三个月和九个月的财务状况和运营结果的讨论和分析应与我们的精简综合财务报表和这些报表的附注一起阅读。
以下讨论和分析中的表格中的所有美元金额均以百万美元为单位，除非另有说明。
关键会计政策和估算
本公司对其财务状况和经营结果的讨论和分析是基于其简明的综合财务报表。编制这些简明合并财务报表需要对收入、费用、资产和负债的报告金额产生影响的估计和判断。本公司根据过往经验及在当时情况下被认为合理的其他各种因素作出估计，而这些因素的结果构成对其他来源不易察觉的资产及负债的会计作出判断的基础。如果估计与实际结果有实质性差异，对精简合并财务报表的影响可能是重大的。公司的关键会计政策在我们的2021年10-K报表中披露。
业务
维斯特拉是一家控股公司，主要在美国各地的市场经营综合零售和发电业务。通过我们的子公司，我们从事具有竞争力的能源市场活动，包括发电、能源批发销售和采购、大宗商品风险管理以及向最终用户零售电力和天然气。
运营细分市场
维斯特拉有六个可报告的部门：(I)零售、(Ii)德克萨斯、(Iii)东部、(Iv)西部、(V)日落和(Vi)资产关闭。有关我们的可报告业务部门的进一步信息，请参阅财务报表附注16。
CEO换届
2022年3月，维斯特拉宣布董事会已任命吉姆·伯克为下一任首席执行官(CEO)，自2022年8月1日起生效。伯克先生之前曾担任总裁和首席财务官，他在担任新职务后也加入了公司董事会。维斯特拉前任首席执行官兼董事首席执行官柯特·摩根将担任伯克和董事会的特别顾问，直至2023年4月30日。从摩根先生到伯克先生的过渡是公司正式继任规划过程的产物。2022年7月，公司宣布任命克里斯·摩尔多瓦为公司执行副总裁总裁兼首席财务官，自2022年8月1日起生效。
影响未来业绩的重大活动和事件及项目
气候变化、对清洁能源和CO的投资2减量
环境法规-我们受到政府当局的广泛环境监管，包括环境保护局和我们所在州的环境监管机构。环境法规可能会对我们的业务产生实质性影响，例如CCR规则和ELG规则(见财务报表附注11)可能要求的某些纠正措施。然而，这样的规则和监管环境正在继续演变和变化，我们无法预测这些变化可能对我们的业务产生的最终影响。
减排-Vstra的目标是将范围1和范围2的CO减少60%2与2010年的基线相比，到2030年的排放量相当，长期目标是到2050年实现净零碳排放，前提是在技术和支持性市场建设和公共政策方面取得必要的进步。为了进一步实现净零排放目标，维斯特拉预计将部署多个杠杆，将公司过渡到净零排放运营。
太阳能发电和储能项目-2022年1月，我们宣布，如果得到CPUC的批准，我们将与PG&E签订一份为期15年的资源充足合同，在我们的Moss Landing发电厂工地开发额外的350兆瓦电池ESS。CPUC于2022年4月批准了资源充足合同。2021年9月，我们宣布计划耗资约5.5亿美元，在伊利诺伊州退役或即将退役的发电站开发高达300兆瓦的太阳能光伏发电设施和高达150兆瓦的电池ESS，这是基于伊利诺伊州参议院第2408号法案--能源过渡法案--的通过。2020年9月，我们宣布计划在德克萨斯州开发高达768兆瓦的太阳能光伏发电设施和260兆瓦的电池ESS，成本约为8.5亿美元。在德克萨斯州这个计划中的开发项目中，158兆瓦的太阳能发电和260兆瓦的电池ESS在2022年前9个月上线。我们只有在对预期回报有信心的情况下，才会投资于这些增长项目。有关我们的太阳能和电池储能项目的摘要，请参阅财务报表附注2。
公司2减量-2022年6月和2022年9月，我们分别退役了齐默尔煤炭发电设施和乔帕发电设施。有关我们计划的发电退役情况的摘要，请参阅财务报表附注3。
《2022年通货膨胀率削减法案》
2022年8月，美国颁布了《2022年通胀降低法案》(IRA)，其中包括实施大量新的和修改后的能源税收抵免，包括核能生产税收抵免(PTC)、太阳能PTC、首次独立电池存储投资税收抵免、对某些大公司账面收入征收15%的替代最低税，以及对股票净回购征收1%的消费税。预计财政部条例将在未来12个月内在许多重要方面界定立法的范围。公司替代最低税不适用于我们的下一财年，因为它是基于超过10亿美元的三年平均调整后财务报表收入。消费税预计不会对我们的财务报表产生实质性影响。我们在预测法律生效后一段时间的现金税和估计TRA负债时，已经考虑了公司替代最低税和适用于我们直接开发管道中的项目的现有税收抵免的相关延长或扩大。
科曼奇山顶核电站许可证续签
2022年10月，我们宣布向NRC提交了我们在科曼切峰核电站的两台机组的许可证续签申请。目前1号和2号机组的许可证分别延长到2030年和2033年，我们正在申请将许可证分别续期到2050年和2053年。
Moss落地故障
2021年9月，Moss Landing第一阶段发生了一起影响部分电池ESS的事件。一项审查发现，根本原因来自与电池系统分开的系统。当我们进行必要的工作以使设施恢复服务时，设施处于离线状态。该设施的修复工作于2022年6月完成。苔藓登陆二期和三期不受此次事件影响。
2022年2月，Moss Landing II阶段发生了一起影响部分电池ESS的事件。一项审查发现，根本原因来自与电池系统分开的系统。当我们进行必要的工作以使设施恢复服务时，设施处于离线状态。该设施的修复工作于2022年9月完成。苔藓登陆第一期和第三期不受此次事件影响。
这些事件没有对我们的运营结果产生实质性影响。
冬季风暴URI
2021年2月，一场极端寒冷的冬季风暴影响了包括德克萨斯州在内的美国大部分地区。这种恶劣天气导致电力需求激增、天然气供应短缺、发电机运营面临挑战，以及ERCOT下令从2021年2月15日开始并持续到2021年2月18日的重大减负事件。冬季风暴乌里对我们的运营业绩和运营现金流产生了实质性的不利影响。
天气事件对该公司截至2021年9月30日的9个月的税前收益造成了29亿美元的负面影响。天气事件对公司在截至2021年12月31日的年度的税前收益造成了22亿美元的负面影响，计入了维斯特拉从ERCOT获得的约5.44亿美元的证券化收益，如下所述。亏损的主要原因是需要在ERCOT以市场价格以或接近价格上限的价格采购电力，这是因为我们的天然气燃料发电厂因天然气输送问题而导致发电量下降，而我们的燃煤发电厂由于煤炭燃料处理挑战、高燃料成本和高零售负荷成本而导致产量下降。
作为2021年德克萨斯州立法例会的一部分，以及针对电力市场参与者在冬季风暴URI期间产生的特殊成本，德克萨斯州立法机构通过了众议院法案(HB)4492，要求ERCOT获得资金，将其分配给负荷服务实体(LSE)，这些实体在冬季风暴URI期间被收取并支付给ERCOT异常高的加价和辅助服务成本。2021年10月，PUCT发布了一项债务命令，批准了ERCOT 21亿美元的融资和向LSE分配收益的方法。2021年12月，ERCOT最终确定了向LSE分配的金额，我们在2022年第二季度从ERCOT获得了5.44亿美元的收益。我们的结论是，确认应收款的门槛已于2021年12月达到，因为将收到的数额是可以确定的，而且对外经济合作委员会指示其理事机构--国家债务委员会采取一切必要行动，落实债务命令中核准的21亿美元资金。因此，我们在我们的综合运营报表中确认了5.44亿美元的预期收益，作为2021年第四季度燃料、购买电力成本和运送费方面的费用减少。冬季风暴URI的最终财务影响将继续取决于该事件引发的诉讼结果。
维斯特拉已采取各种行动，改善其对未来天气驱动的波动事件的风险状况，包括投资于改进，以进一步加强其煤炭燃料处理能力，并进一步使其ERCOT车队适应更低的温度和更长的持续时间；在计入风化投资和未来实施的ERCOT市场改善后，将更多的后备发电带入高峰期；签约增加天然气储存，以支持其天然气车队；在其燃气蒸汽机组增加双燃料能力，并在其现有的双燃料地点增加燃料油库存；与国家电力公司和电力公司共同参与将天然气基础设施登记为输配电设施的关键资源以及加强天然气和电能实业在该州的越冬的进程；并参与评估潜在的市场改革的进程。
分红计划
2018年11月，我们宣布董事会通过了分红计划，该计划是我们在2019年第一季度发起的。有关股息计划的更多信息，请参阅财务报表附注12。
优先股发行
2021年10月，我们以非公开发行(发行)方式发行了100万股A系列优先股。扣除承销佣金和发行费用后，此次发行的净收益约为9.9亿美元。我们打算根据股份回购计划(将在下文讨论)，利用发售所得款项净额回购我们已发行普通股的股份。
2021年12月，我们根据我们的绿色金融框架，以非公开发行(B系列发行)的方式发行了100万股B系列优先股。扣除承销佣金和发行费用后，B系列发行的净收益约为9.85亿美元。根据绿色融资框架，我们已经并将继续使用相当于B系列产品净收益的金额，用于支付或偿还现有和新的符合条件的可再生能源和电池ESS开发项目。
有关A系列优先股和B系列优先股的更多信息，请参阅财务报表附注12。
股份回购计划
2021年10月，我们宣布董事会已批准了一项股份回购计划(Share Repurchase Program)，根据该计划，我们最多可以回购20亿美元的已发行普通股。股票回购计划于2021年10月生效。股票回购计划取代了此前在2020年9月宣布的15亿美元股票回购计划(2020股票回购计划)。2022年8月4日，董事会批准了12.5亿美元的增量资金，用于股票回购计划。我们预计在2023年底之前完成目前32.5亿美元股票回购计划下的回购。
在截至2022年9月30日的9个月中，根据股票回购计划，我们以约14.93亿美元的价格回购了63,459,123股普通股，平均价格为每股普通股23.52美元(回购的股票包括截至2022年9月30日以1800万美元回购的850,349股未结清股票)。截至2022年9月30日，根据股份回购计划，在32.5亿美元的授权总额中，约有13.48亿美元可用于额外的回购。
从2022年10月1日到2022年11月1日，根据股票回购计划，我们以每股平均价格22.04美元回购了7,076,619股普通股，截至2022年11月1日，根据股票回购计划，可回购的总授权金额为32.5亿美元，其中11.92亿美元可供回购。
自股票回购计划于2021年10月生效以来，我们以约20.58亿美元的价格回购了89,866,107股普通股，平均价格为每股普通股22.90美元。
有关股份回购计划的更多信息，请参阅财务报表附注12。
宏观经济状况
全球市场需求、地缘政治事件和天然气价格的高度波动导致能源市场价格上涨，我们预计这些状况将持续下去，特别是在短期内。主要由于俄罗斯和乌克兰冲突以及其他因素，我们经历了大宗商品价格的大幅变化，这反过来又促进了我们的全面对冲战略，我们认为该战略使我们能够锁定2023年及以后的重大收入和调整后的EBITDA机会，(Ii)导致远期商品衍生工具按市值计价的重大影响，以及(Iii)与我们的全面对冲战略相结合，导致我们的抵押品入账义务大幅增加，并需要流动性来支持这些净负债。此外，我们继续监测国内天然气价格的驱动因素，包括液化天然气(LNG)出口能力的投资和建设速度，这有可能使美国天然气价格在未来几年与进一步上涨的国际天然气市场更加紧密地结合起来。另请参阅财务状况以进一步讨论我们的抵押品入账义务和流动性管理活动。
我们继续监测能源波动对零售和相关违约服务市场的影响。随着电价走高，我们观察到德克萨斯州以外地区越来越多的客户转向默认服务提供商，那里的默认服务费率尚未完全反映较高的大宗商品定价环境。发电商(包括维斯特拉)所签合同的服务比例高于计划的默认服务负荷的百分比(以前是通过默认服务拍卖程序授予的)，可能会在这些特定的默认服务合同上蒙受损失，因为提供增量电力的基本成本随后可能已上升到合同收入率以上。我们预计，到2023年年中这些默认服务合同结束时，这些损失可能会对我们的东区产生负面影响。
因此，随着远期电力和天然气曲线在2022年大幅增加，我们增加了对未来时期的对冲。截至2022年9月30日，我们对2023年至2025年三年期间预期发电量的平均约70%进行了对冲(2023年约90%进行了对冲)。
除其他因素外，地缘政治局势和通货膨胀环境的变化也造成供应链制约，减少了煤炭等某些燃料的供应，增加了成本，并减少了与建设可再生能源项目有关的某些设备和供应。例如，我们正在密切监测工会和铁路公司之间的临时协议的状况，该协议仍有待工会的批准。尽管不批准此类协议不会立即带来服务中断的风险，但未来的任何铁路罢工都可能要求我们持有更多的煤炭库存，这可能会带来巨大的财务成本，并限制我们以预期水平运营燃煤电厂的能力。此外，我们正在通过增加材料成本和供应链中断来积极管理，并继续谨慎地重新评估我们计划的开发项目的商业案例和时间安排，这导致我们的可再生能源项目的部分计划资本支出从2022年推迟到2023年及以后。此外，我们的Vistra Zero运营和开发项目预计将受益于最近通过的爱尔兰共和军的影响。通胀环境还导致并预计将导致利率进一步上升，从而导致再融资或借贷成本增加，包括为我们的发展项目提供项目融资。
此外，我们正在密切关注俄罗斯和乌克兰冲突的事态发展，包括对俄罗斯能源出口和俄罗斯核燃料供应和浓缩活动的制裁(或可能的制裁)，以及俄罗斯限制能源输送的行动，这可能进一步影响欧洲和全球的大宗商品价格。我们的2022年加油没有受到俄罗斯和乌克兰冲突的影响。我们与不同的全球核燃料循环供应商合作采购我们的核燃料，因此，我们预计将有足够的核燃料来支持我们未来几年的所有加油需求。我们正在采取平权行动，在我们的采购组合中纳入减排战略，以确保我们能够获得继续运行我们的核设施所需的核燃料。如果从俄罗斯的进口受到限制，美国商业核电发电商在未来几年的加油业务可能会受到挑战。
债务活动
我们已经表明了我们的目标是降低我们的综合净杠杆。我们还打算继续简化和优化我们的资本结构，保持充足的流动性，并寻求机会为我们的长期债务进行再融资，以延长到期日和/或减少持续的利息支出。虽然冬季风暴URI造成的财务影响以及电价上涨导致的保证金要求上升导致我们的综合净杠杆增加，但公司仍致力于保持强劲的资产负债表。有关我们的债务活动详情，请参阅财务报表附注10；有关应收账款融资的详情，请参阅财务报表附注9。
维斯特拉运营信贷协议修正案-2022年4月和2022年7月，维斯特拉运营信贷协议被修订，其中包括：(I)建立新的延长循环信贷承诺类别，截至2022年4月和2022年7月分别到期，总金额分别为28亿美元和7.25亿美元，(Ii)要求维斯特拉运营公司在2022年12月30日或之前终止2027年4月29日到期的至少3.5亿美元的循环承诺，前提是维斯特拉运营公司或任何担保人从任何资本市场交易中获得收益，而资本市场交易的主要目的是提高维斯特拉运营公司及其担保人的流动性，以及(Iii)任命某些额外的循环信用证发行人。有关维斯特拉营运信贷协议修订的详情，请参阅财务报表附注10。
与商品挂钩的循环信贷安排-2022年2月，维斯特拉运营公司、维斯特拉中级公司、贷款人、联合牵头安排人和联合簿记管理人一方以及作为行政代理和抵押品代理的北卡罗来纳州花旗银行之间签订了一项信贷协议。信贷协议规定优先担保商品挂钩循环信贷安排(商品挂钩贷款)。维斯特拉营运公司打算利用商品挂钩融资机制所提供的流动资金，在电价不时上升时，根据维斯特拉营运公司及其附属公司所签订的各种商品合约的要求，作出现金过帐，以及用作其他营运资金及一般公司用途。
为支持我们的全面对冲策略，我们于2022年5月对我们的商品挂钩贷款进行了修订，将可用承诺总额从10亿美元增加至20亿美元，并提供灵活性，根据我们获得额外承诺的能力，将大宗商品挂钩贷款的规模进一步增加10亿美元，至30亿美元的贷款规模。随后在2022年5月和2022年6月的修正案将商品挂钩机制下的可用承诺额总额从20亿美元增加到22.5亿美元。
2022年10月5日，维斯特拉启动了对商品挂钩贷款的修正案，其中包括：(I)将到期日延长至2023年10月；(Ii)将可用承诺额总额减少至12.5亿美元。2022年10月21日，对与商品挂钩的贷款机制进行了进一步修订，将可用承付款总额增加到13.5亿美元。
关于与商品挂钩的融资机制的更多信息，见财务报表附注10。
电价、天然气价格与市场热价敞口
截至2022年9月30日，德克萨斯州、东部、西部和日落地区发电量的估计套期保值水平如下：
| | | | | | | | | | | |
| 2022 | | 2023 |
| 核能/可再生能源/燃煤发电： | | | |
| 德克萨斯州 | 95 | % | | 92 | % |
| 日落 | 93 | % | | 77 | % |
| 天然气生产： | | | |
| 德克萨斯州 | 90 | % | | 75 | % |
| 东 | 99 | % | | 88 | % |
| 西 | 90 | % | | 96 | % |
以下敏感度表格提供对电价和火花价差变动对已实现税前收益(以百万计)的潜在影响(天然气发电的电力收入和燃料支出之间的差额，按假设热率7.2MMBtu/兆瓦时计算)的大致估计，并考虑了上文所述期间的对冲头寸。剩余气体位置的计算基于两个步骤：第一，计算我们的天然气发电机组的实际热率与用于计算火花传播灵敏度的假设热率7.2之间的差值；第二，计算尚未包括在下表所示的气体生成火花传播灵敏度中的剩余天然气暴露。与价格敏感度相关的估计是基于我们截至2022年9月30日的预期发电量、相关对冲和远期价格。
| | | | | | | | | | | |
| 余额2022年 | | 2023 |
| 德克萨斯州： | | | |
| 核能/可再生/燃煤发电：电价上涨2.50美元/兆瓦时 | $ | 2 | | | $ | 10 | |
| 核能/可再生/燃煤发电：电价降低2.50美元/兆瓦时 | $ | (2) | | | $ | (9) | |
| 天然气发电：火花扩散增加1.00美元/兆瓦时 | $ | 1 | | | $ | 12 | |
| 天然气发电：火花扩散减少1.00美元/兆瓦时 | $ | (1) | | | $ | (11) | |
| 天然气剩余头寸：天然气价格上调0.25美元/MMBtu | $ | 1 | | | $ | (20) | |
| 天然气剩余头寸：天然气价格下调0.25美元/MMBtu | $ | (1) | | | $ | 14 | |
| 东面： | | | |
| 天然气发电：火花扩散增加1.00美元/兆瓦时 | $ | — | | | $ | 7 | |
| 天然气发电：火花扩散减少1.00美元/兆瓦时 | $ | — | | | $ | (6) | |
| 天然气剩余头寸：天然气价格上调0.25美元/MMBtu | $ | 1 | | | $ | (6) | |
| 天然气剩余头寸：天然气价格下调0.25美元/MMBtu | $ | (1) | | | $ | 6 | |
| 西区： | | | |
| 天然气发电：火花扩散增加1.00美元/兆瓦时 | $ | — | | | $ | — | |
| 天然气发电：火花扩散减少1.00美元/兆瓦时 | $ | — | | | $ | — | |
| 天然气剩余头寸：天然气价格上调0.25美元/MMBtu | $ | — | | | $ | 1 | |
| 天然气剩余头寸：天然气价格下调0.25美元/MMBtu | $ | — | | | $ | (1) | |
| 日落： | | | |
| 燃煤发电：电价上涨2.50美元/兆瓦时 | $ | 1 | | | $ | 15 | |
| 燃煤发电：电价降低2.50美元/兆瓦时 | $ | (1) | | | $ | (14) | |
天然气剩余头寸：天然气价格上调0.25美元/MMBtu | $ | — | | | $ | (8) | |
天然气剩余头寸：天然气价格下调0.25美元/MMBtu | $ | — | | | $ | 8 | |
| | | |
| | | |
PJM拍卖结果
2022年6月，维斯特拉报告了2023-2024年PJM可靠性定价模型(RPM)拍卖结果，下表列出了每兆瓦日的清算价格和我们按地区划分的清算容量：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 每兆瓦日结算价 | | 东段兆瓦清理完毕 | | 日落段兆瓦清理完毕 | | 总计
MW已清除 |
| RTO区 | $ | 34.13 | | | 2,890 | | | — | | | 2,890 | |
| COMED区 | $ | 34.13 | | | 1,151 | | | 408 | | | 1,559 | |
| 德克区 | $ | 34.13 | | | 11 | | | 924 | | | 935 | |
| EMAAC区 | $ | 49.49 | | | 828 | | | — | | | 828 | |
| MAAC带 | $ | 49.49 | | | 545 | | | — | | | 545 | |
| ATSI区 | $ | 34.13 | | | 112 | | | — | | | 112 | |
| 总计 | $ | 37.20 | | | 5,537 | | | 1,332 | | | 6,869 | |
行动的结果
在截至2022年9月30日的三个月和九个月内，我们的运营部门表现强劲，专注于成本管理，同时以安全可靠的方式生产和销售基本电力。我们的业绩反映了我们综合模式的稳定性，包括多元化的发电车队、零售和商业以及支持我们综合业务的对冲活动。值得注意的是，随着远期电力和天然气曲线大幅上升，我们对较长期的收入和燃料成本进行了对冲，以降低风险并锁定价值，我们还执行了股票回购战略。
综合财务业绩-截至2022年9月30日的三个月和九个月，而截至2021年9月30日的三个月和九个月
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至三个月
9月30日， | | 有利(不利)
$Change | | 九个月结束
9月30日， | | 有利(不利)
$Change |
| 2022 | | 2021 | | | 2022 | | 2021 | |
| 营业收入 | $ | 5,146 | | | $ | 2,991 | | | $ | 2,155 | | | $ | 9,859 | | | $ | 8,763 | | | $ | 1,096 | |
| 燃料费、购电费和运送费 | (3,139) | | | (1,763) | | | (1,376) | | | (7,580) | | | (7,827) | | | 247 | |
| 运营成本 | (400) | | | (372) | | | (28) | | | (1,250) | | | (1,173) | | | (77) | |
| 折旧及摊销 | (390) | | | (468) | | | 78 | | | (1,214) | | | (1,355) | | | 141 | |
| 销售、一般和行政费用 | (323) | | | (269) | | | (54) | | | (894) | | | (771) | | | (123) | |
| | | | | | | | | | | |
| 长期资产减值准备 | — | | | — | | | — | | | — | | | (38) | | | 38 | |
| 营业收入(亏损) | 894 | | | 119 | | | 775 | | | (1,079) | | | (2,401) | | | 1,322 | |
| 其他收入 | 10 | | | 16 | | | (6) | | | 88 | | | 108 | | | (20) | |
| 其他扣减项目 | (5) | | | (5) | | | — | | | (18) | | | (13) | | | (5) | |
| 利息支出及相关费用 | (71) | | | (124) | | | 53 | | | (186) | | | (288) | | | 102 | |
| 应收税金协议的影响 | 86 | | | 35 | | | 51 | | | (29) | | | 31 | | | (60) | |
| | | | | | | | | | | |
| 所得税前收入(亏损) | 914 | | | 41 | | | 873 | | | (1,224) | | | (2,563) | | | 1,339 | |
| 所得税(费用)福利 | (236) | | | (31) | | | (205) | | | 262 | | | 569 | | | (307) | |
| 净收益(亏损) | $ | 678 | | | $ | 10 | | | $ | 668 | | | $ | (962) | | | $ | (1,994) | | | $ | 1,032 | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2022年9月30日的三个月 |
| 零售 | | 德克萨斯州 | | 东 | | 西 | | 日落 | | 资产
闭合 | | 消除/公司和其他 | | 维斯特拉
已整合 |
| 营业收入 | $ | 3,258 | | | $ | 3,627 | | | $ | 1,126 | | | $ | 236 | | | $ | 280 | | | $ | 68 | | | $ | (3,449) | | | $ | 5,146 | |
| 燃料费、购电费和运送费 | (4,161) | | | (1,119) | | | (983) | | | (155) | | | (144) | | | (27) | | | 3,450 | | | (3,139) | |
| 运营成本 | (43) | | | (193) | | | (58) | | | (10) | | | (71) | | | (25) | | | — | | | (400) | |
| 折旧及摊销 | (36) | | | (135) | | | (187) | | | 4 | | | (19) | | | 1 | | | (18) | | | (390) | |
| 销售、一般和行政费用 | (238) | | | (33) | | | (18) | | | (5) | | | (10) | | | (11) | | | (8) | | | (323) | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 营业收入(亏损) | (1,220) | | | 2,147 | | | (120) | | | 70 | | | 36 | | | 6 | | | (25) | | | 894 | |
| 其他收入 | 2 | | | 1 | | | 1 | | | — | | | — | | | 6 | | | — | | | 10 | |
| 其他扣减项目 | (5) | | | (1) | | | — | | | — | | | 1 | | | — | | | — | | | (5) | |
| 利息支出及相关费用 | (4) | | | 9 | | | — | | | 2 | | | (1) | | | (1) | | | (76) | | | (71) | |
| 应收税金协议的影响 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 86 | | | 86 | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 所得税前收入(亏损) | (1,227) | | | 2,156 | | | (119) | | | 72 | | | 36 | | | 11 | | | (15) | | | 914 | |
| 所得税费用 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (236) | | | (236) | |
| 净收益(亏损) | $ | (1,227) | | | $ | 2,156 | | | $ | (119) | | | $ | 72 | | | $ | 36 | | | $ | 11 | | | $ | (251) | | | $ | 678 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2021年9月30日的三个月 |
| 零售 | | 德克萨斯州 | | 东 | | 西 | | 日落 | | 资产
闭合 | | 消除/公司和其他 | | 维斯特拉
已整合 |
| 营业收入 | $ | 2,160 | | | $ | 843 | | | $ | 508 | | | $ | 90 | | | $ | (62) | | | $ | (60) | | | $ | (488) | | | $ | 2,991 | |
| 燃料费、购电费和运送费 | (1,095) | | | (482) | | | (496) | | | (78) | | | (86) | | | (14) | | | 488 | | | (1,763) | |
| 运营成本 | (38) | | | (163) | | | (57) | | | (9) | | | (65) | | | (40) | | | — | | | (372) | |
| 折旧及摊销 | (53) | | | (179) | | | (164) | | | (15) | | | (27) | | | (13) | | | (17) | | | (468) | |
| 销售、一般和行政费用 | (192) | | | (23) | | | (19) | | | (7) | | | (8) | | | (11) | | | (9) | | | (269) | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 营业收入(亏损) | 782 | | | (4) | | | (228) | | | (19) | | | (248) | | | (138) | | | (26) | | | 119 | |
| 其他收入 | 1 | | | 7 | | | — | | | — | | | 2 | | | 6 | | | — | | | 16 | |
| 其他扣减项目 | — | | | (2) | | | — | | | — | | | (1) | | | — | | | (2) | | | (5) | |
| 利息支出及相关费用 | (2) | | | 3 | | | (5) | | | 1 | | | (1) | | | (1) | | | (119) | | | (124) | |
| 应收税金协议的影响 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 35 | | | 35 | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 所得税前收入(亏损) | 781 | | | 4 | | | (233) | | | (18) | | | (248) | | | (133) | | | (112) | | | 41 | |
| 所得税费用 | (2) | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (29) | | | (31) | |
| 净收益(亏损) | $ | 779 | | | $ | 4 | | | $ | (233) | | | $ | (18) | | | $ | (248) | | | $ | (133) | | | $ | (141) | | | $ | 10 | |
与截至2021年9月30日的三个月相比，截至2022年9月30日的三个月的综合营业收入增加了7.75亿美元，达到8.94亿美元。业绩的变化主要是由于2022年大宗商品对冲交易的税前未实现市值收益为3.2亿美元，而2021年大宗商品对冲交易的税前未实现市值亏损为5.89亿美元，这是由于截至2022年9月30日的三个月远期电力和天然气价格曲线下降，而截至2021年9月30日的三个月远期电力和天然气价格曲线上升。这些按市值计价的未实现变化包括截至2022年9月30日和2021年9月30日的三个月的税前未实现净收益2.17亿美元和税前未实现净亏损3.57亿美元，这是由于零售电子合同组合停止对NPNS进行会计处理，在整个合同期限内不再可能进行实物结算。
截至2021年9月30日的三个月的折旧费用包括非实质性的期外调整，以纠正与前期相关的折旧费用的净少报。见财务报表附注1。
与截至2021年9月30日的三个月相比，截至2022年9月30日的三个月的利息支出和相关费用减少了5300万美元，至7100万美元，这是由于2022年利率互换的未实现市值收益为9000万美元，而2021年为1300万美元。未实现业绩的变化是由截至2022年9月30日的三个月内的利率上调推动的。在截至2022年9月30日的三个月中，由于平均借款增加，支付/应计利息增加了3200万美元，部分抵消了这一有利差异。见财务报表附注17。
在截至2022年和2021年9月30日的三个月里，应收税金协议的影响总额分别为8600万美元和3500万美元。见财务报表附注7，讨论应收税金协议债务的影响。
截至2022年9月30日的三个月，所得税支出总额为2.36亿美元，有效税率为25.8%。截至2021年9月30日的三个月，所得税支出总额为3100万美元，有效税率为75.6%。有关有效利率与美国联邦法定利率的对账，请参阅财务报表附注6。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2022年9月30日的9个月 |
| 零售 | | 德克萨斯州 | | 东 | | 西 | | 日落 | | 资产
闭合 | | 消除/公司和其他 | | 维斯特拉
已整合 |
| 营业收入 | $ | 6,876 | | | $ | 1,909 | | | $ | 2,400 | | | $ | 387 | | | $ | 56 | | | $ | 296 | | | $ | (2,065) | | | $ | 9,859 | |
| 燃料费、购电费和运送费 | (3,913) | | | (2,342) | | | (2,524) | | | (279) | | | (340) | | | (248) | | | 2,066 | | | (7,580) | |
| 运营成本 | (111) | | | (602) | | | (189) | | | (32) | | | (213) | | | (103) | | | — | | | (1,250) | |
| 折旧及摊销 | (109) | | | (404) | | | (545) | | | (26) | | | (56) | | | (22) | | | (52) | | | (1,214) | |
| 销售、一般和行政费用 | (622) | | | (99) | | | (50) | | | (17) | | | (29) | | | (30) | | | (47) | | | (894) | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 营业收入(亏损) | 2,121 | | | (1,538) | | | (908) | | | 33 | | | (582) | | | (107) | | | (98) | | | (1,079) | |
| 其他收入 | 2 | | | 65 | | | 1 | | | — | | | — | | | 14 | | | 6 | | | 88 | |
| 其他扣减项目 | (16) | | | (2) | | | — | | | — | | | 1 | | | (1) | | | — | | | (18) | |
| 利息支出及相关费用 | (8) | | | 20 | | | (3) | | | 3 | | | (2) | | | (2) | | | (194) | | | (186) | |
| 应收税金协议的影响 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (29) | | | (29) | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 所得税前收入(亏损) | 2,099 | | | (1,455) | | | (910) | | | 36 | | | (583) | | | (96) | | | (315) | | | (1,224) | |
| 所得税优惠 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 262 | | | 262 | |
| 净收益(亏损) | $ | 2,099 | | | $ | (1,455) | | | $ | (910) | | | $ | 36 | | | $ | (583) | | | $ | (96) | | | $ | (53) | | | $ | (962) | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2021年9月30日的9个月 |
| 零售 | | 德克萨斯州 | | 东 | | 西 | | 日落 | | 资产
闭合 | | 消除/公司和其他 | | 维斯特拉
已整合 |
| 营业收入 | $ | 5,829 | | | $ | 1,458 | | | $ | 1,738 | | | $ | 171 | | | $ | 188 | | | $ | (79) | | | $ | (542) | | | $ | 8,763 | |
| 燃料费、购电费和运送费 | (2,345) | | | (4,133) | | | (1,269) | | | (164) | | | (384) | | | (74) | | | 542 | | | (7,827) | |
| 运营成本 | (96) | | | (527) | | | (181) | | | (26) | | | (194) | | | (148) | | | (1) | | | (1,173) | |
| 折旧及摊销 | (160) | | | (462) | | | (553) | | | (30) | | | (78) | | | (21) | | | (51) | | | (1,355) | |
| 销售、一般和行政费用 | (539) | | | (62) | | | (56) | | | (22) | | | (24) | | | (38) | | | (30) | | | (771) | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 长期资产减值准备 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (38) | | | — | | | (38) | |
| 营业收入(亏损) | 2,689 | | | (3,726) | | | (321) | | | (71) | | | (492) | | | (398) | | | (82) | | | (2,401) | |
| 其他收入 | 1 | | | 72 | | | — | | | — | | | 5 | | | 26 | | | 4 | | | 108 | |
| 其他扣减项目 | (4) | | | (7) | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (2) | | | (13) | |
| 利息支出及相关费用 | (7) | | | 10 | | | (11) | | | 9 | | | (1) | | | (1) | | | (287) | | | (288) | |
| 应收税金协议的影响 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 31 | | | 31 | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 所得税前收入(亏损) | 2,679 | | | (3,651) | | | (332) | | | (62) | | | (488) | | | (373) | | | (336) | | | (2,563) | |
| 所得税(费用)福利 | (2) | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 571 | | | 569 | |
| 净收益(亏损) | $ | 2,677 | | | $ | (3,651) | | | $ | (332) | | | $ | (62) | | | $ | (488) | | | $ | (373) | | | $ | 235 | | | $ | (1,994) | |
与截至2021年9月30日的9个月相比，截至2022年9月30日的9个月的营业亏损减少了13.22亿美元，降至10.79亿美元。业绩的变化是由2021年第一季度与冬季风暴URI相关的29亿美元已实现亏损推动的。部分抵消了2021年冬季风暴URI的影响，截至2022年9月30日的9个月的业绩受到衍生品头寸税前未实现按市值计价亏损增加12.56亿美元的不利影响。在截至2022年9月30日的9个月里，电力和天然气远期市场曲线上移，推动了大宗商品对冲交易的税前未实现按市值计价亏损。这些按市值计价的未实现变化包括分别在截至2022年9月30日和2021年9月30日的9个月记录的税前未实现净亏损7.8亿美元和3.57亿美元，这是由于零售电子合同投资组合停止对NPNS进行会计处理，在整个合同期限内不再可能进行实物结算。我们相信，2022年远期电力和天然气价格的全面上涨使我们能够在2023年及以后显著受益于运营业绩。
截至2021年9月30日的9个月的折旧费用包括非实质性的期外调整，以纠正与前期相关的折旧费用的净少报。见财务报表附注1。
与截至2021年9月30日的9个月相比，截至2022年9月30日的9个月的利息支出和相关费用减少1.02亿美元，至1.86亿美元，这是由于2022年利率互换的未实现市值收益为2.61亿美元，而2021年的未实现市值收益为9200万美元，这是由于截至2022年9月30日的9个月的利率更显著上升，部分被2022年平均借款增加导致的已支付/应计利息增加7500万美元所抵消。见财务报表附注17。
在截至2022年和2021年9月30日的9个月里，应收税金协议的影响总额分别为2900万美元的支出和3100万美元的收入。见财务报表附注7，讨论应收税金协议债务的影响。
截至2022年9月30日的9个月，所得税优惠总额为2.62亿美元，有效税率为21.4%。截至2021年9月30日的9个月，所得税优惠总额为5.69亿美元，有效税率为22.2%。有关有效利率与美国联邦法定利率的对账，请参阅财务报表附注6。
关于调整后EBITDA的探讨
非GAAP衡量标准 — 在分析和规划我们的业务时，我们用非GAAP财务指标来补充使用GAAP财务指标，包括EBITDA和调整后的EBITDA作为业绩指标。这些非GAAP财务指标反映了查看我们业务各方面的另一种方式，当与我们的GAAP结果以及与下表中包括的相应GAAP财务指标的对账一起查看时，可能会更全面地了解影响我们业务的因素和趋势。这些非GAAP财务指标不应被排除在GAAP财务指标之外，而且根据定义，这些非GAAP财务指标是对Vistra的不完整理解，必须与GAAP指标一起考虑。此外，非公认会计准则财务计量不是标准化的；因此，可能无法将这些财务计量与具有相同或相似名称的其他公司的非公认会计准则财务计量进行比较。我们强烈鼓励投资者全面审查我们的合并财务报表和公开提交的报告，而不是依赖任何单一的财务衡量标准。
EBITDA和调整后的EBITDA — 我们相信，EBITDA和调整后的EBITDA为我们的经营业绩提供了有意义的表述。我们认为EBITDA是衡量持续财务业绩的另一种方式。调整后的EBITDA旨在反映我们各部门在本报告期间的经营业绩。我们将EBITDA定义为扣除利息费用、所得税费用(收益)和折旧及摊销费用前的收益(亏损)。我们将经调整的EBITDA定义为经调整的EBITDA，以剔除(I)出售或注销若干资产的损益、(Ii)按市值计价对衍生工具的影响、(Iii)减值费用的影响、(Iv)与重新开始报告、收购、处置、过渡成本或重组有关的若干金额、(V)非现金补偿开支、(Vi)应收税项协议的影响及(Vii)其他重大非经常性或非常项目。
由于EBITDA和调整后的EBITDA是管理层用来分配资源、确定我们为资本支出提供资金的能力、评估与同行的业绩以及评估整体财务业绩的财务指标，我们相信它们为投资者提供了有用的信息。
当在综合基础上参照业绩讨论EBITDA或调整后EBITDA时，与EBITDA和调整后EBITDA最直接可比的GAAP财务指标是净收益(亏损)。
调整后的EBITDA-截至2022年9月30日的三个月和九个月，而截至2021年9月30日的三个月和九个月
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至三个月
9月30日， | | 有利(不利)
$Change | | 九个月结束
9月30日， | | 有利(不利)
$Change |
| 2022 | | 2021 | | | 2022 | | 2021 | |
| 净收益(亏损) | $ | 678 | | | $ | 10 | | | $ | 668 | | | $ | (962) | | | $ | (1,994) | | | $ | 1,032 | |
| 所得税支出(福利) | 236 | | | 31 | | | 205 | | | (262) | | | (569) | | | 307 | |
| 利息支出及相关费用(A) | 71 | | | 124 | | | (53) | | | 186 | | | 288 | | | (102) | |
| 折旧和摊销(B) | 413 | | | 489 | | | (76) | | | 1,277 | | | 1,416 | | | (139) | |
| 调整前EBITDA | 1,398 | | | 654 | | | 744 | | | 239 | | | (859) | | | 1,098 | |
| 商品套期保值交易造成的未实现净(收益)损失(C) | (320) | | | 589 | | | (909) | | | 2,027 | | | 771 | | | 1,256 | |
| 发电厂退役费用 | — | | | 5 | | | (5) | | | 4 | | | 19 | | | (15) | |
| 新开工/采购会计影响 | — | | | (17) | | | 17 | | | — | | | (96) | | | 96 | |
| 应收税金协议的影响 | (86) | | | (35) | | | (51) | | | 29 | | | (31) | | | 60 | |
| | | | | | | | | | | |
| 非现金补偿费用 | 14 | | | 11 | | | 3 | | | 48 | | | 40 | | | 8 | |
| 过渡和合并费用 | (2) | | | (2) | | | — | | | 18 | | | (17) | | | 35 | |
| 长期资产减值准备 | — | | | 2 | | | (2) | | | — | | | 40 | | | (40) | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| 冬季风暴URI影响(D) | (31) | | | (33) | | | 2 | | | (147) | | | 866 | | | (1,013) | |
| 其他，净额 | 8 | | | (1) | | | 9 | | | 40 | | | 11 | | | 29 | |
| 调整后的EBITDA | $ | 981 | | | $ | 1,173 | | | $ | (192) | | | $ | 2,258 | | | $ | 744 | | | $ | 1,514 | |
____________
(a)包括截至2022年和2021年9月30日的三个月利率互换未实现按市值计价的净收益分别为9,000万美元和1,300万美元，以及截至2022年和2021年9月30日的九个月利率互换按市值计价的未实现净收益分别为2.61亿美元和9,200万美元。
(b)包括截至2022年和2021年9月30日的三个月德克萨斯州部分的核燃料摊销分别为2300万美元和2100万美元，以及截至2022年和2021年9月30日的九个月分别为6300万美元和6100万美元。
(c)在截至2022年9月30日的三个月里，电力和天然气价格曲线下降，推动了大宗商品和对冲交易的税前未实现按市值计价净收益。在截至2022年9月30日的9个月中，电力和天然气远期市场曲线的增加推动了大宗商品和对冲交易的税前未实现按市值计价净亏损。此外，在截至2022年和2021年9月30日的三个月中，我们分别录得2.17亿美元的税前未实现净收益和3.57亿美元的税前未实现净亏损，在截至2022年和2021年9月30日的九个月中，我们分别录得7.8亿美元和3.57亿美元的未实现净亏损，这是由于零售电子合同组合的NPNS会计停止，在整个合同期限内不再可能进行实物结算。
(d)截至2021年9月30日的9个月，包括以下冬季风暴URI影响，我们认为这些影响没有反映我们的经营业绩：根据当前协议预计将在数十年内支付的ERCOT默认提升费用的分配，我们在2022年第二季度支付的科赫获利金额的应计，与冬季风暴URI和冬季风暴URI相关的未来账单信用相关的法律费用和其他成本。对未来账单抵免的调整涉及大型商业和工业客户，这些客户在冬季风暴URI期间减少了他们的使用，并将在未来期间逆转和影响调整后的EBITDA，因为抵免适用于客户账单。本公司认为，计入账单贷项作为对调整后EBITDA的减值，更准确地反映了其经营业绩。因此，在截至2022年9月30日的三个月和九个月以及截至2021年9月30日的三个月，包括可归因于票据信贷申请的调整后EBITDA分别减少3200万美元、9800万美元和3300万美元。还包括调整后EBITDA的减少，这与截至2022年9月30日的三个月和九个月ERCOT违约提升费用的分配分别减少了0和5600万美元有关，这是由于ERCOT收到的付款减少了整个市场的违约余额。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2022年9月30日的三个月 |
| 零售 | | 德克萨斯州 | | 东 | | 西 | | 日落 | | 资产
闭合 | | 消除/公司和其他 | | 维斯特拉
已整合 |
| 净收益(亏损) | $ | (1,227) | | | $ | 2,156 | | | $ | (119) | | | $ | 72 | | | $ | 36 | | | $ | 11 | | | $ | (251) | | | $ | 678 | |
| 所得税费用 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 236 | | | 236 | |
| 利息支出及相关费用(A) | 4 | | | (9) | | | — | | | (2) | | | 1 | | | 1 | | | 76 | | | 71 | |
| 折旧和摊销(B) | 36 | | | 158 | | | 187 | | | (4) | | | 19 | | | (1) | | | 18 | | | 413 | |
| 调整前EBITDA | (1,187) | | | 2,305 | | | 68 | | | 66 | | | 56 | | | 11 | | | 79 | | | 1,398 | |
| 套期保值交易造成的未实现净(利)损 | 1,203 | | | (1,436) | | | 68 | | | (22) | | | (74) | | | (59) | | | — | | | (320) | |
| 发电厂退役费用 | — | | | — | | | — | | | — | | | 1 | | | (1) | | | — | | | — | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 应收税金协议的影响 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (86) | | | (86) | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 非现金补偿费用 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 14 | | | 14 | |
| 过渡和合并费用 | (2) | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (2) | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 冬季风暴URI的影响(C) | (32) | | | 1 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (31) | |
| 其他，净额 | 16 | | | 3 | | | 2 | | | 1 | | | 9 | | | (8) | | | (15) | | | 8 | |
| 调整后的EBITDA | $ | (2) | | | $ | 873 | | | $ | 138 | | | $ | 45 | | | $ | (8) | | | $ | (57) | | | $ | (8) | | | $ | 981 | |
____________
(a)包括利率掉期未实现的按市值计价的9,000万美元净收益。
(b)包括德克萨斯州部分2300万美元的核燃料摊销。
(c)包括将未来的账单信用应用于大型商业和工业客户，这些客户在冬季风暴URI期间减少了他们的使用。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2021年9月30日的三个月 |
| 零售 | | 德克萨斯州 | | 东 | | 西 | | 日落 | | 资产
闭合 | | 消除/公司和其他 | | 维斯特拉
已整合 |
| 净收益(亏损) | $ | 779 | | | $ | 4 | | | $ | (233) | | | $ | (18) | | | $ | (248) | | | $ | (133) | | | $ | (141) | | | $ | 10 | |
| 所得税费用 | 2 | | | — | | | | | | | | | — | | | 29 | | | 31 | |
| 利息支出及相关费用(A) | 2 | | | (3) | | | 5 | | | (1) | | | 1 | | | 1 | | | 119 | | | 124 | |
| 折旧和摊销(B) | 53 | | | 200 | | | 164 | | | 15 | | | 27 | | | 13 | | | 17 | | | 489 | |
| 调整前EBITDA | 836 | | | 201 | | | (64) | | | (4) | | | (220) | | | (119) | | | 24 | | | 654 | |
| 套期保值交易造成的未实现净(利)损 | (739) | | | 654 | | | 254 | | | 39 | | | 279 | | | 102 | | | — | | | 589 | |
| 发电厂退役费用 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 4 | | | 1 | | | 5 | |
| 新开工/采购会计影响 | (2) | | | (2) | | | — | | | — | | | (5) | | | (8) | | | — | | | (17) | |
| 应收税金协议的影响 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (35) | | | (35) | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 非现金补偿费用 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 11 | | | 11 | |
| 过渡和合并费用 | (4) | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 2 | | | (2) | |
| 长期资产减值准备 | — | | | 2 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 2 | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 冬季风暴URI的影响(C) | (31) | | | (2) | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (33) | |
| 其他，净额 | 5 | | | 5 | | | 3 | | | 1 | | | (2) | | | 1 | | | (14) | | | (1) | |
| 调整后的EBITDA | $ | 65 | | | $ | 858 | | | $ | 193 | | | $ | 36 | | | $ | 52 | | | $ | (20) | | | $ | (11) | | | $ | 1,173 | |
____________
(a)包括1,300万美元的未实现利率互换按市值计价的净收益。
(b)包括德克萨斯州部分2100万美元的核燃料摊销。
(c)包括以下冬季风暴URI影响，我们认为这些影响不能反映我们的运营业绩：与冬季风暴URI相关的未来账单信用，被分配的额外ERCOT默认提升费用部分抵消(根据当前协议，预计将在数十年内支付)，以及与冬季风暴URI相关的法律费用和其他成本。对未来账单抵免的调整涉及大型商业和工业客户，这些客户在冬季风暴URI期间减少了他们的使用，并将在未来期间逆转和影响调整后的EBITDA，因为抵免适用于客户账单。本公司认为，计入账单贷项作为对调整后EBITDA的减值，更准确地反映了其经营业绩。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2022年9月30日的9个月 |
| 零售 | | 德克萨斯州 | | 东 | | 西 | | 日落 | | 资产
闭合 | | 消除/公司和其他 | | 维斯特拉
已整合 |
| 净收益(亏损) | $ | 2,099 | | | $ | (1,455) | | | $ | (910) | | | $ | 36 | | | $ | (583) | | | $ | (96) | | | $ | (53) | | | $ | (962) | |
| 所得税优惠 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (262) | | | (262) | |
| 利息支出及相关费用(A) | 8 | | | (20) | | | 3 | | | (3) | | | 2 | | | 2 | | | 194 | | | 186 | |
| 折旧和摊销(B) | 109 | | | 467 | | | 545 | | | 26 | | | 56 | | | 22 | | | 52 | | | 1,277 | |
| 调整前EBITDA | 2,216 | | | (1,008) | | | (362) | | | 59 | | | (525) | | | (72) | | | (69) | | | 239 | |
| 套期保值交易造成的未实现净(利)损 | (1,602) | | | 2,260 | | | 805 | | | 49 | | | 532 | | | (17) | | | — | | | 2,027 | |
| 发电厂退役费用 | — | | | — | | | — | | | — | | | 6 | | | (2) | | | — | | | 4 | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 应收税金协议的影响 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 29 | | | 29 | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 非现金补偿费用 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 48 | | | 48 | |
| 过渡和合并费用 | 7 | | | — | | | 1 | | | — | | | — | | | — | | | 10 | | | 18 | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 冬季风暴URI的影响(C) | (95) | | | (52) | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (147) | |
| 其他，净额 | 38 | | | 21 | | | 6 | | | 2 | | | 12 | | | 5 | | | (44) | | | 40 | |
| 调整后的EBITDA | $ | 564 | | | $ | 1,221 | | | $ | 450 | | | $ | 110 | | | $ | 25 | | | $ | (86) | | | $ | (26) | | | $ | 2,258 | |
____________
(a)包括未实现的利率掉期按市值计价的净收益2.61亿美元。
(b)包括德克萨斯州部分6,300万美元的核燃料摊销。
(c)包括对大型商业和工业客户应用账单信用，减少他们在冬季风暴URI期间的使用，以及减少ERCOT默认提升费用的分配，根据目前的协议，这些费用预计将在几十年内支付。我们估计，未来将应用的账单信贷金额为2022年剩余时间(约3500万美元)、2023年(约5200万美元)、2024年(约4100万美元)和2025年(约100万美元)。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2021年9月30日的9个月 |
| 零售 | | 德克萨斯州 | | 东 | | 西 | | 日落 | | 资产
闭合 | | 消除/公司和其他 | | 维斯特拉
已整合 |
| 净收益(亏损) | $ | 2,677 | | | $ | (3,651) | | | $ | (332) | | | $ | (62) | | | $ | (488) | | | $ | (373) | | | $ | 235 | | | $ | (1,994) | |
| 所得税支出(福利) | 2 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (571) | | | (569) | |
| 利息支出及相关费用(A) | 7 | | | (10) | | | 11 | | | (9) | | | 1 | | | 1 | | | 287 | | | 288 | |
| 折旧和摊销(B) | 160 | | | 523 | | | 553 | | | 30 | | | 78 | | | 21 | | | 51 | | | 1,416 | |
| 调整前EBITDA | 2,846 | | | (3,138) | | | 232 | | | (41) | | | (409) | | | (351) | | | 2 | | | (859) | |
| 套期保值交易造成的未实现净(利)损 | (2,840) | | | 2,269 | | | 407 | | | 120 | | | 593 | | | 222 | | | — | | | 771 | |
| 发电厂退役费用 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 19 | | | — | | | 19 | |
| 新开工/采购会计影响 | 1 | | | (3) | | | (74) | | | — | | | (7) | | | (13) | | | — | | | (96) | |
| 应收税金协议的影响 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (31) | | | (31) | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 非现金补偿费用 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 40 | | | 40 | |
| 过渡和合并费用 | (2) | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (15) | | | — | | | (17) | |
| 长期资产减值准备 | — | | | 2 | | | — | | | — | | | — | | | 38 | | | — | | | 40 | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 冬季风暴URI的影响(C) | 354 | | | 511 | | | — | | | — | | | 1 | | | — | | | — | | | 866 | |
| 其他，净额 | 17 | | | 9 | | | 8 | | | 2 | | | 1 | | | 4 | | | (30) | | | 11 | |
| 调整后的EBITDA | $ | 376 | | | $ | (350) | | | $ | 573 | | | $ | 81 | | | $ | 179 | | | $ | (96) | | | $ | (19) | | | $ | 744 | |
____________
(a)包括利率掉期未实现的按市值计价的9200万美元净收益。
(b)包括德克萨斯州部分6,100万美元的核燃料摊销。
(c)包括以下冬季风暴URI影响，我们认为这些影响没有反映我们的经营业绩：ERCOT默认提升费用的分配，根据当前协议预计将在几十年内支付的费用，我们在2022年第二季度支付的科赫赚取金额的应计金额，与冬季风暴URI和冬季风暴URI相关的未来账单抵免，以及相关的法律费用和其他成本。对未来账单抵免的调整涉及大型商业和工业客户，这些客户在冬季风暴URI期间减少了他们的使用，并将在未来期间逆转和影响调整后的EBITDA，因为抵免适用于客户账单。本公司认为，计入账单贷项作为对调整后EBITDA的减值，更准确地反映了其经营业绩。
零售细分市场—截至2022年9月30日的三个月和九个月与截至2021年9月30日的三个月和九个月
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至三个月
9月30日， | | 有利(不利)
变化 | | 九个月结束
9月30日， | | 有利(不利)
变化 |
| 2022 | | 2021 | | | 2022 | | 2021 | |
| 营业收入： | | | | | | | | | | | |
| ERCOT中的收入 | $ | 2,422 | | | $ | 1,917 | | | $ | 505 | | | $ | 5,887 | | | $ | 4,521 | | | $ | 1,366 | |
| 东北/中西部地区的收入 | 609 | | | 624 | | | (15) | | | 1,800 | | | 1,715 | | | 85 | |
| 摊销费用 | 2 | | | 2 | | | — | | | 1 | | | (1) | | | 2 | |
| 套期保值活动的未实现净收益(亏损)(A) | 225 | | | (383) | | | 608 | | | (812) | | | (406) | | | (406) | |
| 总营业收入 | 3,258 | | | 2,160 | | | 1,098 | | | 6,876 | | | 5,829 | | | 1,047 | |
| 燃料、购买电费和运送费： | | | | | | | | | | | |
| 从附属公司购买 | (2,020) | | | (1,607) | | | (413) | | | (4,473) | | | (3,784) | | | (689) | |
| 与关联公司进行套期保值活动的未实现净收益(亏损)(B) | (1,428) | | | 1,117 | | | (2,545) | | | 2,409 | | | 3,244 | | | (835) | |
| 套期保值活动的未实现净收益 | — | | | 5 | | | (5) | | | 5 | | | 2 | | | 3 | |
| 送货费 | (684) | | | (595) | | | (89) | | | (1,758) | | | (1,472) | | | (286) | |
| 其他费用(C) | (29) | | | (15) | | | (14) | | | (96) | | | (335) | | | 239 | |
| 总燃料、购买电力成本和运送费 | (4,161) | | | (1,095) | | | (3,066) | | | (3,913) | | | (2,345) | | | (1,568) | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| 净收益(亏损) | $ | (1,227) | | | $ | 779 | | | $ | (2,006) | | | $ | 2,099 | | | $ | 2,677 | | | $ | (578) | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| 调整后的EBITDA | $ | (2) | | | $ | 65 | | | $ | (67) | | | $ | 564 | | | $ | 376 | | | $ | 188 | |
| | | | | | | | | | | |
| 零售额(GWh)： | | | | | | | | | | | |
| 电力零售量： | | | | | | | | | | | |
| ERCOT的销售量 | 19,720 | | | 17,732 | | | 1,988 | | | 50,756 | | | 44,215 | | | 6,541 | |
| 东北/中西部的销售量 | 8,729 | | | 10,034 | | | (1,305) | | | 26,161 | | | 27,558 | | | (1,397) | |
| 电力零售总额 | 28,449 | | | 27,766 | | | 683 | | | 76,917 | | | 71,773 | | | 5,144 | |
| 天气(德克萨斯州北部平均)-正常百分比(D)： | | | | | | | | | | | |
| 降温程度天数 | 108.1 | % | | 93.2 | % | | | | 112.1 | % | | 89.6 | % | | |
| 采暖度天数 | — | % | | — | % | | | | 111.8 | % | | 118.1 | % | | |
____________
(a)包括截至2022年9月30日和2021年9月30日的三个月的税前未实现净收益2.17亿美元和未实现净亏损3.57亿美元，以及截至2022年和2021年9月30日的九个月的税前未实现净亏损7.8亿美元和3.57亿美元，这是由于零售电子合同组合的NPNS会计停止，在整个合同期限内不再可能进行实物结算。
(b)包括德克萨斯、东部和日落部分大宗商品头寸按市值计价的未实现净收益/(亏损)。
(c)截至2021年9月30日的9个月，包括向大型商业和工业客户提供的1.62亿美元未来账单信用。
(d)根据国际气象局(WSI)数据反映该地区的降温日数或采暖度日。
下表列出了截至2022年9月30日的三个月和九个月的净收入和调整后的EBITDA与截至2021年9月30日的三个月和九个月相比的变化。
| | | | | | | | | | | |
| 截至2022年9月30日的三个月
与2021年相比 | | 九个月结束
2022年9月30日
与2021年相比 |
| 冬季风暴URI，包括账单信用 | $ | (45) | | | $ | 453 | |
| 大宗商品成本的时间，包括2021年自助收益、年内季节性和多年期客户合同的现货溢价 | (9) | | | (232) | |
| 更高的利润率反映了ERCOT的表现和2022年的有利天气 | 37 | | | 46 | |
| 其他主要原因是2022年收入增加导致坏账支出增加 | (50) | | | (79) | |
| 调整后EBITDA的变动 | $ | (67) | | | $ | 188 | |
| 未实现净收益对套期保值活动的不利影响 | (1,942) | | | (1,238) | |
| 与冬季风暴URI相关的未来账单积分和其他成本 | 1 | | | 449 | |
| 折旧和摊销费用减少 | 17 | | | 51 | |
| 转换和合并及其他费用的变动 | (15) | | | (28) | |
| 净收入变动 | $ | (2,006) | | | $ | (578) | |
世代—截至2022年9月30日的三个月与截至2021年9月30日的三个月
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至9月30日的三个月， |
| 德克萨斯州 | | 东 | | 西 | | 日落 |
| 2022 | | 2021 | | 2022 | | 2021 | | 2022 | | 2021 | | 2022 | | 2021 |
| 营业收入： | | | | | | | | | | | | | | | |
| 售电 | $ | 700 | | | $ | 462 | | | $ | 757 | | | $ | 411 | | | $ | 178 | | | $ | 134 | | | $ | 112 | | | $ | 183 | |
| 来自ISO/RTO的运力收入 | — | | | — | | | 14 | | | (13) | | | — | | | 1 | | | — | | | 39 | |
| 对关联公司的销售 | 1,442 | | | 1,078 | | | 458 | | | 413 | | | 2 | | | 1 | | | 120 | | | 113 | |
| 本期结清头寸的未实现净收益(亏损)的结转 | 253 | | | (17) | | | 57 | | | (56) | | | 54 | | | 55 | | | 174 | | | 45 | |
| 套期保值活动未实现净收益(亏损) | 19 | | | (153) | | | (240) | | | 225 | | | 1 | | | (101) | | | (259) | | | (322) | |
| 与关联公司进行套期保值活动的未实现净收益(亏损) | 1,213 | | | (527) | | | 80 | | | (472) | | | 1 | | | — | | | 134 | | | (118) | |
| 其他收入 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (1) | | | (2) | |
| 营业收入 | 3,627 | | | 843 | | | 1,126 | | | 508 | | | 236 | | | 90 | | | 280 | | | (62) | |
| 燃料、购买电费和运送费： | | | | | | | | | | | | | | | |
| 发电设施燃料和购电费 | (975) | | | (458) | | | (1,006) | | | (536) | | | (120) | | | (84) | | | (168) | | | (199) | |
| 发电设施的燃料和从附属公司购买的电力成本 | (3) | | | 1 | | | 1 | | | 1 | | | — | | | — | | | 1 | | | (1) | |
| 套期保值活动的未实现收益(损失) | (52) | | | 43 | | | 36 | | | 49 | | | (34) | | | 7 | | | 27 | | | 116 | |
| 与关联公司进行套期保值活动的未实现收益(亏损) | 3 | | | — | | | (1) | | | — | | | — | | | — | | | (2) | | | — | |
| 附属费用及其他费用 | (92) | | | (68) | | | (13) | | | (10) | | | (1) | | | (1) | | | (2) | | | (2) | |
| 燃料费、购电费和运送费 | (1,119) | | | (482) | | | (983) | | | (496) | | | (155) | | | (78) | | | (144) | | | (86) | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 净收益(亏损) | $ | 2,156 | | | $ | 4 | | | $ | (119) | | | $ | (233) | | | $ | 72 | | | $ | (18) | | | $ | 36 | | | $ | (248) | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 调整后的EBITDA | $ | 873 | | | $ | 858 | | | $ | 138 | | | $ | 193 | | | $ | 45 | | | $ | 36 | | | $ | (8) | | | $ | 52 | |
| 生产量(GWh)： | | | | | | | | | | | | | | | |
| 天然气设施 | 12,654 | | | 9,597 | | | 15,118 | | | 14,760 | | | 1,460 | | | 1,635 | | | | | |
| 褐煤和煤炭设施 | 6,643 | | | 7,969 | | | | | | | | | | | 6,351 | | | 8,153 | |
| 核设施 | 5,009 | | | 5,254 | | | | | | | | | | | | | |
| 太阳能设施 | 250 | | | 135 | | | | | | | | | | | | | |
| 容量因素： | | | | | | | | | | | | | | | |
| CCGT设施 | 69.6 | % | | 52.7 | % | | 62.6 | % | | 60.7 | % | | 65.0 | % | | 72.6 | % | | | | |
| 褐煤和煤炭设施 | 78.1 | % | | 93.7 | % | | | | | | | | | | 55.7 | % | | 71.5 | % |
| 核设施 | 98.6 | % | | 103.5 | % | | | | | | | | | | | | |
| 天气-正常的百分比(A)： | | | | | | | | | | | | | | | |
| 降温程度天数 | 105.2 | % | | 92.4 | % | | 111.2 | % | | 101.3 | % | | 112.9 | % | | 94.5 | % | | 107.7 | % | | 109.6 | % |
| 采暖度天数 | — | % | | — | % | | 119.6 | % | | 37.2 | % | | — | % | | — | % | | 111.3 | % | | 47.7 | % |
____________
(a)根据国际气象局(WSI)数据反映该地区的降温日数或采暖度日。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至三个月
9月30日， | | | 截至三个月
9月30日， |
| 2022 | | 2021 | | | 2022 | | 2021 |
| 市场定价 | | | | | 市场高峰时平均电价($MWh)(B)： | | | |
| ERCOT North平均电价(美元/兆瓦时) | $ | 100.54 | | | $ | 38.64 | | | PJM West Hub | $ | 111.21 | | | $ | 51.37 | |
| | AEP代顿枢纽 | $ | 106.07 | | | $ | 50.29 | |
| NYMEX Henry Hub天然气平均价格(美元/MMBtu) | $ | 7.96 | | | $ | 4.27 | | | NYISO C区 | $ | 87.63 | | | $ | 43.95 | |
| | 马萨诸塞州枢纽 | $ | 99.52 | | | $ | 52.69 | |
| 天然气平均价格(A)： | | | | | 印第安纳枢纽 | $ | 109.24 | | | $ | 51.59 | |
| TetcoM3(美元/MMBtu) | $ | 7.10 | | | $ | 3.75 | | | 伊利诺伊州北部枢纽 | $ | 100.59 | | | $ | 48.19 | |
| 阿尔冈昆城门(美元/MMBtu) | $ | 7.57 | | | $ | 3.86 | | | CAISO NP15 | $ | 109.24 | | | $ | 71.25 | |
___________
(a) 反映上述期间内每日报价的平均值，并不反映我们所产生的成本。
(b)反映所列期间的前一天报价的平均值，并不一定反映我们实现的价格。
下表列出了截至2022年9月30日的三个月的净收益(亏损)和调整后的EBITDA与截至2021年9月30日的三个月相比的变化。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2022年9月30日的三个月与2021年相比 |
| 德克萨斯州 | | 东 | | 西 | | 日落 |
| | | | | | | |
| 扣除燃料后收入净额的有利[不利]变化 | $ | 61 | | | $ | (56) | | | $ | 8 | | | $ | (48) | |
| 冬季风暴URI的影响 | 3 | | | — | | | (1) | | | — | |
| 其他经营成本的有利/(不利)变化 | (32) | | | (1) | | | 2 | | | (8) | |
| 销售、一般和行政费用的有利[不利]变化 | (18) | | | 2 | | | — | | | (5) | |
| 其他 | 1 | | | — | | | — | | | 1 | |
| 调整后EBITDA的变动 | $ | 15 | | | $ | (55) | | | $ | 9 | | | $ | (60) | |
| 折旧和摊销的有利/(不利)变化 | 42 | | | (23) | | | 19 | | | 8 | |
| 套期保值活动未实现净收益/(亏损)变动 | 2,090 | | | 186 | | | 61 | | | 353 | |
| 长期资产减值准备 | 2 | | | — | | | — | | | — | |
| 发电厂退役、过渡和合并费用 | — | | | — | | | — | | | (1) | |
| 新开工/采购会计影响 | (2) | | | — | | | — | | | (5) | |
| | | | | | | |
| 冬季风暴URI影响(ERCOT默认提升和科赫收益) | (3) | | | — | | | — | | | — | |
| 其他(包括利息和新冠肺炎相关费用) | 8 | | | 6 | | | 1 | | | (11) | |
| 净收益(亏损)变动 | $ | 2,152 | | | $ | 114 | | | $ | 90 | | | $ | 284 | |
德克萨斯部门业绩的变化主要是由于截至2022年9月30日的三个月的未实现对冲收益与截至2021年9月30日的三个月的未实现对冲亏损相比，原因是截至2022年9月30日的三个月的远期电价下降，而截至2021年9月30日的三个月的远期电价上升。此外，与截至2021年9月30日的三个月相比，在截至2022年9月30日的三个月中，扣除燃料的净收入更高，这主要是由于发电车队在定价较高的时期表现强劲。
东区业绩的变化主要是由于截至2022年9月30日的三个月的未实现对冲亏损低于截至2021年9月30日的三个月的未实现对冲亏损，原因是截至2022年9月30日的三个月的远期电价下降，而截至2021年9月30日的三个月的远期电价上升。此外，与截至2021年9月30日的三个月相比，截至2022年9月30日的三个月扣除燃料的收入净额较低，主要原因是客户以低于现行批发市场价格的价格迁移到默认服务提供商的比率高于预期，以及运力收入下降。
West Segments业绩的变化主要是由于截至2022年9月30日的三个月的未实现对冲收益与截至2021年9月30日的三个月的未实现对冲亏损相比，原因是截至2022年9月30日的三个月的远期电价下降，而截至2021年9月30日的三个月的远期电价上升。
日落分部业绩的变化是由于在截至2022年9月30日的三个月中，由于整个行业的燃料输送挑战导致燃煤电厂发电量减少，导致扣除燃料后的收入出现不利变化。
世代—截至2022年9月30日的9个月与截至2021年9月30日的9个月
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至9月30日的9个月， |
| 德克萨斯州 | | 东 | | 西 | | 日落 |
| 2022 | | 2021 | | 2022 | | 2021 | | 2022 | | 2021 | | 2022 | | 2021 |
| 营业收入： | | | | | | | | | | | | | | | |
| 售电 | $ | 1,302 | | | $ | 1,502 | | | $ | 1,975 | | | $ | 986 | | | $ | 405 | | | $ | 302 | | | $ | 323 | | | $ | 530 | |
| 来自ISO/RTO的运力收入 | — | | | — | | | 4 | | | (14) | | | — | | | 1 | | | 63 | | | 99 | |
| 对关联公司的销售 | 2,746 | | | 2,310 | | | 1,371 | | | 1,178 | | | 5 | | | 3 | | | 353 | | | 293 | |
| 本期结清头寸的未实现净收益(亏损)的结转 | 441 | | | (170) | | | (12) | | | (24) | | | 52 | | | 44 | | | 260 | | | 20 | |
| 套期保值活动未实现净收益(亏损) | (865) | | | (31) | | | (359) | | | 357 | | | (79) | | | (179) | | | (819) | | | (472) | |
| 与关联公司进行套期保值活动的未实现净收益(亏损) | (1,715) | | | (2,153) | | | (580) | | | (819) | | | 4 | | | — | | | (118) | | | (272) | |
| 其他收入 | — | | | — | | | 1 | | | 74 | | | — | | | — | | | (6) | | | (10) | |
| 营业收入 | 1,909 | | | 1,458 | | | 2,400 | | | 1,738 | | | 387 | | | 171 | | | 56 | | | 188 | |
| 燃料、购买电费和运送费： | | | | | | | | | | | | | | | |
| 发电设施燃料和购电费 | (1,967) | | | (2,439) | | | (2,644) | | | (1,321) | | | (249) | | | (176) | | | (480) | | | (508) | |
| 发电设施的燃料和从附属公司购买的电力成本 | (6) | | | (1) | | | 2 | | | — | | | — | | | — | | | 2 | | | (1) | |
| 套期保值活动的未实现(收益)损失 | (119) | | | 85 | | | 146 | | | 79 | | | (26) | | | 15 | | | 143 | | | 131 | |
| 与关联公司进行套期保值活动的未实现(收益)损失 | (2) | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 2 | | | — | |
| 附属费用及其他费用 | (248) | | | (1,778) | | | (28) | | | (27) | | | (4) | | | (3) | | | (7) | | | (6) | |
| 燃料费、购电费和运送费 | (2,342) | | | (4,133) | | | (2,524) | | | (1,269) | | | (279) | | | (164) | | | (340) | | | (384) | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 净收益(亏损) | $ | (1,455) | | | $ | (3,651) | | | $ | (910) | | | $ | (332) | | | $ | 36 | | | $ | (62) | | | $ | (583) | | | $ | (488) | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 调整后的EBITDA | $ | 1,221 | | | $ | (350) | | | $ | 450 | | | $ | 573 | | | $ | 110 | | | $ | 81 | | | $ | 25 | | | $ | 179 | |
| 生产量(GWh)： | | | | | | | | | | | | | | | |
| 天然气设施 | 26,304 | | | 23,142 | | | 40,872 | | | 40,781 | | | 3,525 | | | 3,998 | | | | | |
| 褐煤和煤炭设施 | 18,376 | | | 19,441 | | | | | | | | | | | 18,219 | | | 21,730 | |
| 核设施 | 14,369 | | | 15,343 | | | | | | | | | | | | | |
| 太阳能设施 | 679 | | | 357 | | | | | | | | | | | | | |
| 容量因素： | | | | | | | | | | | | | | | |
| CCGT设施 | 49.3 | % | | 43.1 | % | | 57.4 | % | | 56.7 | % | | 52.3 | % | | 59.8 | % | | | | |
| 褐煤和煤炭设施 | 72.9 | % | | 77.1 | % | | | | | | | | | | 53.9 | % | | 64.2 | % |
| 核设施 | 95.4 | % | | 101.8 | % | | | | | | | | | | | | |
| 天气-正常的百分比(A)： | | | | | | | | | | | | | | | |
| 降温程度天数 | 110.4 | % | | 89.8 | % | | 108.2 | % | | 107.2 | % | | 111.4 | % | | 95.5 | % | | 113.9 | % | | 112.1 | % |
| 采暖度天数 | 129.4 | % | | 122.9 | % | | 98.9 | % | | 95.3 | % | | 95.4 | % | | 108.2 | % | | 101.6 | % | | 94.4 | % |
____________
(a)根据国际气象局(WSI)数据反映该地区的降温日数或采暖度日。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 九个月结束
9月30日， | | | 九个月结束
9月30日， |
| 2022 | | 2021 | | | 2022 | | 2021 |
| 市场定价 | | | | | 市场高峰时平均电价($MWh)(B)： | | | |
ERCOT北区平均电价
(美元/兆瓦时) | $ | 67.08 | | | $ | 186.71 | | | PJM West Hub | $ | 87.53 | | | $ | 39.95 | |
| | AEP代顿枢纽 | $ | 83.66 | | | $ | 40.15 | |
| NYMEX Henry Hub天然气平均价格(美元/MMBtu) | $ | 6.66 | | | $ | 3.52 | | | NYISO C区 | $ | 70.09 | | | $ | 31.94 | |
| | 马萨诸塞州枢纽 | $ | 95.91 | | | $ | 46.96 | |
| 天然气平均价格(A)： | | | | | 印第安纳枢纽 | $ | 86.77 | | | $ | 43.99 | |
| TetcoM3(美元/MMBtu) | $ | 6.87 | | | $ | 3.11 | | | 伊利诺伊州北部枢纽 | $ | 76.68 | | | $ | 37.77 | |
| 阿尔冈昆城门(美元/MMBtu) | $ | 9.46 | | | $ | 3.93 | | | CAISO NP15 | $ | 75.19 | | | $ | 52.96 | |
___________
(a) 反映上述期间内每日报价的平均值，并不反映我们所产生的成本。
(b)反映所列期间的前一天报价的平均值，并不一定反映我们实现的价格。
下表列出了截至2022年9月30日的9个月的净收益(亏损)和调整后EBITDA与截至2021年9月30日的9个月相比的变化。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2022年9月30日的9个月与2021年相比 |
| 德克萨斯州 | | 东 | | 西 | | 日落 |
| | | | | | | |
| 扣除燃料后收入净额的有利[不利]变化 | $ | 141 | | | $ | (72) | | | $ | 31 | | | $ | (106) | |
| 冬季风暴URI的影响 | 1,551 | | | (50) | | | — | | | (17) | |
| 其他经营成本的不利变化 | (85) | | | (8) | | | (7) | | | (34) | |
| 销售、一般和行政费用的有利[不利]变化 | (34) | | | 7 | | | 5 | | | (11) | |
| 其他 | (2) | | | — | | | — | | | 14 | |
| 调整后EBITDA的变动 | $ | 1,571 | | | $ | (123) | | | $ | 29 | | | $ | (154) | |
| 折旧和摊销的有利变化 | 56 | | | 8 | | | 4 | | | 22 | |
| 套期保值活动未实现净收益/(亏损)变动 | 9 | | | (398) | | | 71 | | | 61 | |
| 长期资产减值准备 | 2 | | | — | | | — | | | — | |
| 发电厂退役费用 | — | | | — | | | — | | | (6) | |
| 新开工/采购会计影响 | (3) | | | (74) | | | — | | | (7) | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| 冬季风暴URI影响(ERCOT默认提升和科赫收益) | 563 | | | — | | | — | | | 1 | |
| 其他(包括利息和新冠肺炎相关费用) | (2) | | | 9 | | | (6) | | | (12) | |
| 净收益(亏损)变动 | $ | 2,196 | | | $ | (578) | | | $ | 98 | | | $ | (95) | |
德克萨斯州业务业绩的变化主要是由2021年冬季风暴URI的影响推动的。扣除燃料和运营成本后的净收入增加，分别是由于在截至2022年9月30日的9个月中，发电车队在定价较高和通胀压力较大的时期表现强劲。
东区业绩的变化主要是由于远期电价上涨和截至2021年9月30日的九个月确认的有利冬季风暴URI影响，导致截至2022年9月30日的九个月的未实现对冲亏损高于截至2021年9月30日的九个月。此外，与截至2021年9月30日的9个月相比，在截至2022年9月30日的9个月中，扣除燃料的净收入较低，主要原因是客户以低于现行批发市场价格的价格迁移到默认服务提供商的比率高于预期，以及运力收入下降。
西区业绩的变化是由于截至2022年9月30日的9个月的未实现亏损比截至2021年9月30日的9个月的未实现亏损减少，因为远期电价在截至2021年9月30日的9个月中增长更多。此外，与截至2021年9月30日的9个月相比，在截至2022年9月30日的9个月中，扣除燃料的净收入更高，这反映出我们的电池ESS项目实现了更高的利润率(见财务报表附注2)。
日落分部业绩的变化是由于在截至2022年9月30日的9个月中，由于整个行业的燃料输送挑战导致燃煤电厂发电量减少，导致扣除燃料后的收入出现不利变化。
资产关闭细分市场—截至2022年9月30日的三个月和九个月与截至2021年9月30日的三个月和九个月
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至三个月
9月30日， | | 有利(不利)
变化 | | 九个月结束
9月30日， | | 有利(不利)
变化 |
| 2022 | | 2021 | | | 2022 | | 2021 | |
| 营业收入 | $ | 68 | | | $ | (60) | | | $ | 128 | | | $ | 296 | | | $ | (79) | | | $ | 375 | |
| 燃料费、购电费和运送费 | (27) | | | (14) | | | (13) | | | (248) | | | (74) | | | (174) | |
| 运营成本 | $ | (25) | | | $ | (40) | | | $ | 15 | | | $ | (103) | | | $ | (148) | | | $ | 45 | |
| 折旧及摊销 | 1 | | | (13) | | | 14 | | | (22) | | | (21) | | | (1) | |
| 销售、一般和行政费用 | (11) | | | (11) | | | — | | | (30) | | | (38) | | | 8 | |
| | | | | | | | | | | |
| 长期资产减值准备 | — | | | — | | | — | | | — | | | (38) | | | 38 | |
| 营业收入(亏损) | 6 | | | (138) | | | 144 | | | (107) | | | (398) | | | 291 | |
| 其他收入 | 6 | | | 6 | | | — | | | 14 | | | 26 | | | (12) | |
| 其他扣减项目 | — | | | — | | | — | | | (1) | | | — | | | (1) | |
| 利息支出及相关费用 | (1) | | | (1) | | | — | | | (2) | | | (1) | | | (1) | |
| | | | | | | | | | | |
| 所得税前收入(亏损) | 11 | | | (133) | | | 144 | | | (96) | | | (373) | | | 277 | |
| | | | | | | | | | | |
| 净收益(亏损) | $ | 11 | | | $ | (133) | | | $ | 144 | | | $ | (96) | | | $ | (373) | | | $ | 277 | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| 调整后的EBITDA | $ | (57) | | | $ | (20) | | | $ | (37) | | | $ | (86) | | | $ | (96) | | | $ | 10 | |
| 生产量(GWh) | 811 | | | 3,301 | | | (2,490) | | | 6,670 | | | 6,852 | | | (182) | |
资产关闭部分的结果和数量包括我们分别于2022年5月和2022年9月退役的Zimmer和Joppa发电厂的结果和数量。截至2022年9月30日和2021年9月30日的三个月和九个月的运营成本还包括与退役和回收退役工厂和矿山相关的持续成本。截至2022年9月30日止三个月及九个月的资产关闭分部业绩变动，主要是由于截至2021年9月30日止三个月录得与工厂关闭公告有关的遣散费及减值开支(见财务报表附注3)。
与能源相关的商品合同和按市值计价活动
下表汇总了截至2022年9月30日和2021年9月30日的九个月大宗商品合约资产和负债变动情况。这些资产和负债的净变化，不包括下文所述的“其他活动”，分别反映了2022年9月30日和2021年9月30日止九个月的未实现净亏损20.27亿美元和7.71亿美元，原因是商品合同组合中的仓位按市值计价。
| | | | | | | | | | | |
| 截至9月30日的9个月， |
| 2022 | | 2021 |
| 期初商品合同净负债 | $ | (866) | | | $ | (75) | |
| 解决/终止职位(A) | 1,166 | | | (202) | |
| 投资组合中持仓的公允价值变动(B) | (3,193) | | | (569) | |
| | | |
| 其他活动(C) | 79 | | | (116) | |
| 商品合同期末净负债 | $ | (2,814) | | | $ | (962) | |
____________
(a)指以前确认的未实现损益在结算/终止时的冲销(抵销在结算期确认的已实现损益)。不包括已结清仓位当月的公允价值变动，以及与同月建立和结清仓位相关的金额。
(b)代表已确认的未实现净收益(亏损)，反映公允价值变动的影响。不包括已结清仓位当月的公允价值变动，以及与同月建立和结清仓位相关的金额。
(c)表示因收到或支付未反映在未实现损益中的现金而导致的头寸公允价值变动。金额一般与买卖期权相关的保费，以及在芝加哥商品交易所执行的某些交易的结算保证金存款有关。
到期表-下表列出了在2022年9月30日确认公允价值产生的商品合同负债净额，按公允价值来源和相关头寸的合同结算日期列出。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022年9月30日未实现商品合同净负债到期日 |
| 公允价值来源 | | 少于
1年 | | 1-3年 | | 4-5年 | | 超过
5年 | | 总计 |
| 积极报价 | | $ | (882) | | | $ | (643) | | | $ | (1) | | | $ | — | | | $ | (1,526) | |
| 其他外部来源提供的价格 | | (147) | | | (114) | | | 4 | | | — | | | (257) | |
| 基于型号的价格 | | (377) | | | (509) | | | (104) | | | (41) | | | (1,031) | |
| 总计 | | $ | (1,406) | | | $ | (1,266) | | | $ | (101) | | | $ | (41) | | | $ | (2,814) | |
| | | | | | | | | | |
财务状况
营运现金流
截至2022年9月30日的9个月，经营活动提供的现金总额为9200万美元，而截至2021年9月30日的9个月，经营活动使用的现金为4.93亿美元。5.85亿美元的有利变化主要是由于2021年由于冬季风暴URI的影响而来自运营的现金减少，以及2022年ERCOT的证券化收益减少5.44亿美元(见财务报表附注1)，但2022年的保证金存款为18.05亿美元，而2021年与支持我们全面对冲战略的商品合同相关的7.67亿美元的保证金存款部分抵消了这一影响。
截至2022年9月30日和2021年9月30日的9个月，在简明综合现金流量表中报告为对账调整的折旧和摊销费用分别比简明综合业务表中报告的金额多3.61亿美元和1.96亿美元。差额包括按照行业惯例在简明综合业务报表中作为燃料成本报告的核燃料摊销，以及在各种其他简明综合业务报表细目中报告的无形净资产和负债摊销，包括营业收入和燃料以及所购电力成本和运费。
投资现金流
截至2022年和2021年9月30日的九个月，投资活动中使用的现金总额分别为8.86亿美元和8.43亿美元。截至2022年和2021年9月30日的9个月，资本支出总额分别为9.09亿美元和7.9亿美元，包括：
| | | | | | | | | | | |
| 九个月结束
9月30日， |
| 2022 | | 2021 |
| 资本支出，包括LTSA预付款 | $ | 471 | | | $ | 437 | |
| 核燃料采购 | $ | 173 | | | $ | 30 | |
| 增长和发展支出 | $ | 265 | | | $ | 323 | |
| 资本支出 | $ | 909 | | | $ | 790 | |
截至2022年和2021年9月30日的9个月，投资活动中使用的现金还分别反映了环境津贴净销售额1500万美元和环境津贴净购买额1.45亿美元。在截至2022年和2021年9月30日的9个月中，我们收到了用于偿还资本支出的保险收益分别为1500万美元和7400万美元。
融资现金流
在截至2022年和2021年9月30日的九个月里，融资活动提供的现金总额分别为300万美元和12.79亿美元。这一变化主要是由以下因素推动的：
•2021年5月发行本金12.5亿美元的维斯特拉运营公司优先无担保票据；
•2022年为股票回购支付的现金15.9亿美元，包括截至2021年12月31日的1.14亿美元未结清股票回购，不包括截至2022年9月30日应计的1800万美元未结清股票回购，而2021年支付的现金为1.75亿美元；
•出售2021-2022年规划年度清理的部分PJM产能所收到的5亿美元现金；以及
•2022年向优先股股东支付的7600万美元股息。
融资活动提供的现金减少被以下因素部分抵消：
•2022年5月发行本金15亿美元的维斯特拉运营公司高级担保票据；以及
•2022年应收账款融资安排下的净借款为6.25亿美元，而2021年净借款为1.75亿美元。
债务活动
在2024年之前，我们长期债务的到期日相对较少。有关应收账款融资及回购融资的详情，见财务报表附注9；有关维斯特拉营运信贷融资、商品挂钩融资及其他长期债务的详情，见财务报表附注10。
可用流动资金
下表汇总了截至2022年9月30日的9个月可用流动性的变化：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022年9月30日 | | 2021年12月31日 | | 变化 |
| 现金和现金等价物 | $ | 535 | | | $ | 1,325 | | | $ | (790) | |
| 维斯特拉营运信贷安排-循环信贷安排 | 1,202 | | | 1,254 | | | (52) | |
| 维斯特拉业务--与商品挂钩的融资机制(A) | 1,701 | | | — | | | 1,701 | |
| 可用流动资金总额(B) | $ | 3,438 | | | $ | 2,579 | | | $ | 859 | |
____________
(a)截至2022年9月30日，可用产能反映的借款基数低于22.5亿美元的总承诺。2022年10月修订了与商品挂钩的贷款机制，将总承诺额减少到13.5亿美元，并将期限延长至2023年10月。
(b)不包括应收账款安排和回购安排下可分别借款的金额。有关应收账款融资的详情，请参阅财务报表附注9。
截至2022年9月30日的9个月，可用流动资金增加8.59亿美元，主要是由于发行了15亿美元的维斯特拉运营优先担保票据本金，截至2022年9月30日有效的总承诺项下商品挂钩安排项下的17.01亿美元可用产能，循环信贷安排项下因修订信贷协议而产生的额外总承诺额10亿美元，以及应收账款融资安排项下的现金借款净额6.25亿美元，但被用于股票回购的现金15.9亿美元，资本支出9.09亿美元(包括LTSA预付款，核燃料以及开发和增长支出)部分抵消，循环信贷机制下的未偿还信用证增加10.52亿美元，支付给普通股股东的股息增加2.27亿美元，支付给优先股股东的股息增加7600万美元。
我们相信，至少在未来12个月内，我们将能够获得足够的流动性，为我们预期的现金需求提供资金。我们的运营现金流往往是季节性的，并向下半年加权。
大宗商品市场价格上涨，加上我们的全面对冲战略，导致2022年前九个月抵押品入账义务大幅增加。这些抵押品中的大部分与2023年之前的对冲有关，预计在我们履行这些合同下的义务时将得到返还。截至2022年11月1日，维斯特拉的信贷安排下约有40.8亿美元的现金和可用资金，以满足其流动性需求。该公司认为，它有其他选择来保持获得流动性的机会，包括利用可用的流动性，获得额外的资本来源，或减少资本支出、计划的自愿债务偿还或运营成本。
商品套期保值和交易活动的流动性效应
我们已经进行了大宗商品对冲和交易交易，如果标的大宗商品的远期价格变动导致我们持有的对冲或交易工具价值下降，我们需要提供抵押品。我们使用现金、信用证和其他形式的信贷支持来履行此类抵押品入账义务。关于维斯特拉业务信贷安排和商品挂钩安排的讨论，见财务报表附注10。
交易所清算交易通常需要初始保证金(即，预付现金和/或信用证，以考虑到头寸的大小和到期日以及信用质量)，以及变动保证金(即，每日公布的现金保证金，以考虑基础商品价值的变化)。要求的初始保证金金额通常由交易所规则定义。然而，结算代理通常有权根据各种因素要求额外的初始保证金，这些因素包括市场深度、波动性和信用质量，这些因素可以是现金、信用证、担保或与结算代理协商的其他形式。从交易对手收到的现金抵押品要么用于营运资本和其他商业目的，包括减少信贷安排下的借款，要么被要求存入一个单独的账户，并被限制用于营运资本和其他公司目的。关于场外交易，交易对手一般有权用信用证代替这种现金抵押品。在这种情况下，以前提交的现金抵押品将返还给这些交易对手，如果现金不受限制，这将减少流动性。
在2022年9月30日，我们收到或过账用于大宗商品对冲和交易活动的现金和信用证如下：
•向交易对手过账的现金为30.66亿美元，而截至2021年12月31日的现金为12.63亿美元；
•从交易对手处收到了3700万美元的现金，而截至2021年12月31日收到的现金为3900万美元；
•与2021年12月31日的15.58亿美元相比，已向交易对手过帐的信用证金额为26.35亿美元；以及
•已从交易对手处收到8800万美元的信用证，而截至2021年12月31日收到的信用证为3500万美元。
看见附带支助债务以下是根据PUCT和ISO/RTO规则发布的与抵押品相关的信息。
缴纳所得税
在接下来的12个月里，我们预计不会因为维斯特拉的NOL结转而支付联邦所得税。我们预计在未来12个月内支付大约4500万美元的州所得税，被500万美元的州退税和100万美元的TRA付款所抵消。
在截至2022年9月30日的9个月里，没有联邦所得税支付，州所得税支付2700万美元，州所得税退还800万美元，TRA没有支付。
金融契约
维斯特拉营运信贷协议包括一项仅就循环信贷安排及只在合规期间(一般适用于循环借款总额及已发出循环信用证(超过3亿美元)超过循环承诺的30%时适用)的契约，该契约规定综合第一留置权净杠杆率不得超过4.25至1.00(或在抵押品暂停期间，总净杠杆率不得超过5.50百万至1.00)。截至2022年9月30日，我们遵守了这一金融契约。
关于与维斯特拉业务信贷安排有关的其他契约的讨论，见财务报表附注10。
附带支助债务
区域工作队制定了规则，以确保缔约方能够履行其采矿复垦义务。2016年9月，RCT同意提供高达9.75亿美元的抵押品保证金，以支持Lighant的回收义务。抵押品债券实际上是对维斯特拉运营的所有资产(与维斯特拉运营信贷安排并列)的第一留置权，根据合同，在我们资产清算的情况下，RCT可以在其他第一留置权贷款人之前支付(最高9.75亿美元)。附带支助涉及已开采或正在开采但尚未开垦的土地，以及已获得许可证但采矿活动尚未开始的土地，以及已开垦但未被区域工作队免除管制义务的土地，包括费用应急金额。
PUCT制定了规则，以确保每个代表的足够信誉，包括在必要时退还客户押金的能力。根据这些规则，截至2022年9月30日，维斯特拉已向PUCT提交了金额为7400万美元的信用证，这一金额可能会有所调整。
我们开展业务的ISO/RTO制定了规则，以确保参与这些ISO/RTO运营的市场的各方具有足够的信誉。根据这些规则，截至2022年9月30日，维斯特拉以信用证的形式提供了总计5.12亿美元的抵押品支持，以担保债券的形式提供了3000万美元的抵押品支持，并提供了1600万美元的现金(这可能会根据与ISO/RTO的和解活动进行每日调整)。
物料交叉默认/加速条款
我们的某些合同安排包含一些条款，如果融资安排未能满足付款条件或未能遵守可能导致到期付款加快的契诺，可能会导致违约。这类条款被称为“交叉违约”或“交叉加速”条款。
维斯特拉营运公司或其任何受限制附属公司就若干指定债务的总金额超过3亿美元的违约，可能会导致根据维斯特拉营运信贷安排的交叉违约。这种违约将允许贷款人加快此类安排下未偿还余额的到期时间，截至2022年9月30日，未偿还余额总计约25.22亿美元。
维斯特拉营运公司(或其附属公司)的商品对冲协议及利率互换协议均包含交叉违约条款，该等协议及利率互换协议均以维斯特拉营运信贷安排贷款人对其资产的同等留置权作为抵押。如果维斯特拉营运公司或其任何附属公司的债务违约达到或超过适用协议所界定的门槛，导致该等债务加速，则该等对冲协议下的交易对手将有权终止其与维斯特拉营运公司(或其适用附属公司)的对冲或利率互换协议，并要求清偿该协议项下的所有未清偿债务。
根据维斯特拉营运高级无抵押契约及维斯特拉营运高级担保契约，任何证明维斯特拉营运或任何担保人附属公司因未能在最终到期日到期时偿还本金或导致该等债务总额加速达3亿元或以上而在任何文件下出现的违约，可能会导致在维斯特拉营运高级无抵押票据、高级担保票据、维斯特拉营运信贷融资、应收账款融资、商品挂钩融资及其他现有或未来证明适用借款人或发行人(视属何情况而定)及适用担保人附属公司所借钱的任何现有或未来文件下的交叉违约。
此外，我们签订了与能源有关的实物和金融合同，这些合同的主要形式包含条款，根据这些条款，如果我们拖欠超过限额的债务，就会发生违约或加速清偿，这可能会因合同而异。
应收账款工具包含交叉默认拨备。除其他情况外，如果TXU Energy、Dynegy Energy Services、Ambit Texas、Value Based Brands和TriEagle(Vstra的每个间接子公司以及应收账款工具下的发起人(发起人))未能就本金金额至少为3亿美元的任何未偿债务支付本金或利息，或者就TXU Energy或任何其他发起人而言，本金金额至少为5000万美元，或者如果在任何适用的宽限期届满后，或者如果在此类债务下发生或存在其他事件或情况，导致债务人有权加速此类债务，则交叉违约条款适用。或者如果这种债务在其规定的到期日之前到期。如果触发此交叉默认拨备，则会发生应收账款工具下的终止事件，并且应收账款工具可能会被终止。
回购机制包含一项交叉违约条款。除其他情况外，如果违约事件(或类似事件)在应收账款融资机制或维斯特拉运营信贷融资机制下发生，则交叉违约条款适用。如果触发这一交叉默认条款，回购机制下的终止事件将发生，并且回购机制可能被终止。
根据有抵押的LOC贷款，任何证明维斯特拉运营公司或任何担保子公司因在最终到期时未能支付本金而证明其借款债务的文件下的违约，或导致此类债务加速总计3亿美元或更多，可能会导致有担保的LOC贷款的终止。
根据商品挂钩贷款，任何证明维斯特拉营运或任何担保附属公司因未能在最终到期时支付本金而证明借款债务的文件下的违约，或导致该等债务总额加速达3亿美元或以上，可能会导致商品挂钩贷款终止。
担保
关于担保的讨论见财务报表附注11。
承付款和或有事项
关于承付款和或有事项的讨论，见财务报表附注11。
会计准则的变化
关于会计准则变动的讨论，见财务报表附注1。
第三项。关于市场风险的定量和定性披露
市场风险是指在正常的经营过程中，由于影响商品价格、利率和交易对手信用等经济因素的市场状况的变化，我们可能经历价值损失的风险。我们对市场风险的敞口受到几个因素的影响，包括我们能源和金融投资组合的规模、持续时间和构成，以及市场的波动性和流动性。用于管理这一敞口的工具包括用于对冲债务成本的利率互换，以及用于对冲大宗商品价格的交易所交易、场外交易合约和其他合同安排。
风险监督
我们管理与竞争性能源业务相关的商品价格、交易对手信贷和商品相关操作风险，并在高级管理层设定的限制范围内，根据整体风险管理政策进行管理。利率风险由我们的财务部门集中管理。市场风险由独立于批发商业运作的风险管理小组利用明确的做法和分析方法进行监测。这些技术衡量合同组合价值变化的风险，以及市场状况变化对这一价值的假设影响，包括但不限于头寸报告和审查、风险价值(VaR)方法和压力测试情景。主要风险控制活动包括但不限于交易审查和批准(包括信用审查)、运营和市场风险衡量、交易权限监督、交易捕获确认、市场价格确认和报告以及投资组合估值和报告，包括按市值计价、VaR和其他风险衡量指标。
维斯特拉有一个风险管理组织，负责执行适用的风险限制，包括确保遵守这些限制的相应政策和程序，并评估我们业务中固有的风险。
商品价格风险
我们的业务受到其营销或购买的电力、天然气和其他与能源相关的产品价格市场波动的固有风险的影响。我们积极管理发电资产、燃料供应和零售负荷的投资组合，以减轻这些风险对运营结果的短期影响。与市场中的其他参与者类似，我们无法完全管理天然气和电力价格结构性下跌或上涨带来的长期价值影响。
在管理能源价格风险方面，我们进行了各种市场交易，包括但不限于实物交割的短期和长期合同、交易所交易和场外交易的金融合同以及与客户的双边合同。这些活动包括对冲、构建长期合同安排和自营交易。我们不断监测已识别风险的估值，并根据当前市场状况调整头寸。我们努力使用关于远期市场价格曲线的一致假设来评估和记录商品价格风险的影响。
VAR方法论-VaR方法用于衡量在各种市场条件下投资组合内存在的市场风险量。由此产生的VaR对投资组合在特定置信度下的潜在损失进行了估计，并考虑了在给定历史和预测市场价格和波动性的情况下，利用标准统计技术进行的市场变动等。
参数过程用于计算VaR，被管理层认为是基于流动性市场的假设市场条件来估计投资组合价值变化的最有效方法。该方法的使用需要一些关键假设，例如使用(I)假设的置信度，(Ii)假设的持有期(即管理层采取行动所需的时间(例如平仓)和(3)波动性和相关性数据的历史估计。下表详细说明了与各种合同组合相关的VaR指标。
基础发电资产和能源相关合同的VaR-这一衡量标准基于95%的置信度和假设的60天持有期，估计了所有基础发电资产和合同因市场状况变化而可能造成的价值损失。本计算所涵盖的远期包括计算时的本历年和以后历年。
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| 九个月
告一段落
2022年9月30日 | | 截至2021年12月31日的年度 |
| 月末平均VaR | $ | 540 | | | $ | 424 | |
| 月末高VaR | $ | 686 | | | $ | 684 | |
| 月末低VaR | $ | 368 | | | $ | 222 | |
2022年月末高VaR风险指标目前与上年一致。
利率风险
截至2022年9月30日，考虑到财务报表附注10中讨论的利率互换，长期债务浮动利率上调一个百分点(100个基点)可能导致未来12个月的年度税前收益减少总计约200万美元。
信用风险
信用风险是指与交易对手不履行义务有关的损失风险。我们通过评估潜在的交易对手、监控持续的交易对手风险和评估整体投资组合风险，将信用风险降至最低。这包括审查交易对手的财务状况、当前和潜在的信用风险、信用评级和其他定量和定性的信用标准。我们还采用了某些降低风险的做法，包括使用规定净额结算和抵销权的标准化主协议，以及提高信用，如保证金存款和客户存款、信用证、父母担保和担保债券。关于这一风险的进一步讨论见财务报表附注14。
信用风险敞口-截至2022年9月30日，我们与零售和批发贸易应收账款以及商品合同和对冲和交易活动产生的净衍生品资产相关的总信贷敞口(不包括抵押品影响)总计23.64亿美元。
截至2022年9月30日，零售部门的信贷敞口总额约为12.7亿美元，其中包括12.57亿美元的应收贸易账款和1300万美元的衍生品相关账款。作为这些应收款的抵押品持有的现金保证金和信用证共计6800万美元，导致净风险敞口约为12.02亿美元。应收账款坏账准备是根据历史经验、市场或经营状况以及大型企业客户财务状况的变化，为这些客户拖欠款项的潜在损失建立的。
截至2022年9月30日，德克萨斯州、东部、日落和资产关闭部门的信用敞口总额为10.94亿美元，其中包括与衍生品资产相关的8.35亿美元和2.59亿美元的贸易应收账款，这其中考虑了主净额结算协议条款，但不包括抵押品影响。
包括交易对手向我们提供的抵押品，我们的德克萨斯、东部、日落和资产关闭部分的净敞口为10.07亿美元，如下表所示，该表按交易对手信用质量列出了截至2022年9月30日的信用敞口分布。信贷抵押品包括现金和信用证，但不包括其他信用增强，如担保或资产留置权。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 暴露
贷方前
抵押品 | | 信用
抵押品 | | 网络
暴露 | | | | | | | | |
| 投资级 | $ | 496 | | | $ | 25 | | | $ | 471 | | | | | | | | | |
| 低于投资级或无评级 | 598 | | | 62 | | | 536 | | | | | | | | | |
| 总计 | $ | 1,094 | | | $ | 87 | | | $ | 1,007 | | | | | | | | | |
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重要的(即，10%或更高)集中的信用风险与三个交易对手存在，这相当于截至2022年9月30日的总净风险敞口的4.18亿美元，或42%。我们认为，由于交易对手的信用评级、交易对手的市场角色和被认为的信誉以及我们与交易对手的业务关系的重要性，我们对这些交易对手的风险敞口处于可接受的风险承受水平。如果一个或多个交易对手违约，可能会导致与终止相关的和解付款，如果欠交易对手保证金等金额或拖欠吾等的预期和解款项延迟收到，则可用流动性会减少。
被归类为“正常”购买或销售和非衍生合同承诺的合同在财务报表中不按市价计价，不包括在上述细节中。此类合同承诺可能包含考虑到当前市场条件的有利定价，因此，如果交易对手不履行承诺，则会带来经济风险。
前瞻性陈述
这份报告和我们所作的其他陈述都含有“前瞻性陈述”。除历史事实陈述外，本报告中包含的、或在回答问题或其他陈述中提出的涉及未来可能发生的活动、事件或发展的所有陈述，包括(但不限于)与我们的财务或运营预测、资本分配、资本支出、流动性、股息政策、业务战略、竞争优势、目标、未来收购或处置、发电资产的开发或运营、市场和行业发展以及我们的业务和运营的增长(经常但不总是通过使用“打算”、“计划”等词语或短语)有关的事项。“可能”、“不太可能”、“预期”、“预期”、“估计”、“应该”、“可能”、“预测”、“目标”和“展望”)都是前瞻性陈述。尽管我们认为，在作出任何此类前瞻性陈述时，我们的期望都是基于合理的假设，但任何此类前瞻性陈述都包含不确定性和风险，并参考第二部分第1A项下的讨论对其全部内容加以保留。风险因素和第I部分，第2项管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析在这份关于Form 10-Q和以下重要因素的季度报告中，这些因素可能会导致我们的实际结果与这些前瞻性陈述中预测或暗示的结果大不相同：
•司法和监管当局的行动和决定；
•由于我们的协议条款，我们的业务受到禁止和其他限制；
•现行的联邦、州和地方政府政策和监管行动，包括我们开展业务的州的立法机构和其他政府行动、美国国会、FERC、NERC、TRE、我们开展业务的州和地区的公用事业委员会、CAISO、ERCOT、ISO-NE、MISO、NYISO、PJM、RCT、NRC、EPA、我们开展业务的州的环境监管机构、MSHA和CFTC，除其他外：
▪允许价格；
▪行业、市场和费率结构；
▪购买电力和收回投资；
▪核电设施的运作；
▪化石燃料发电设施的运营；
▪矿山作业；
▪资产和设施的购置和处置；
▪设施的开发、建设和运营；
▪退役费用；
▪当前或未来的批发和零售业竞争；
▪联邦、州和地方税法、税率和政策的变化，包括对2017年减税和就业法案的额外法规、解释、修正案或技术更正；
▪改变和遵守环境和安全法律和政策，包括《燃煤残渣规则》、《国家环境空气质量标准》、《跨州空气污染规则》、《汞和空气有毒物质标准》、《区域雾霾方案执行情况》和《温室气体及其他气候变化倡议》，以及
▪通过交易所清算场外衍生品，并以此作为现金抵押品；
•对环境问题的预期或影响，包括排放额度的合规、可用性和充分性的成本，以及正在进行的程序的影响和潜在的法规或现行法规的变化，包括与气候变化、空气排放、冷却水进水口结构、燃煤副产品和其他法律法规有关的影响，这些法规可能会增加我们的成本，导致我们的资产减值，导致我们限制或终止某些设施的运营，或以其他方式对我们的财务业绩或股票价格产生负面影响；
•法律和行政诉讼及和解；
•行业总体趋势；
•经济状况，包括任何通货膨胀期、衰退或经济下滑的影响；
•与气候变化和发电相关的化石燃料使用相关的投资者情绪可能会减少对我们普通股的需求，或增加市场价格的潜在波动性；
•流行病的严重性、规模和持续时间，包括新冠肺炎大流行，以及由此对我们的运营结果、财务状况和现金流产生的影响；
•极端天气事件的严重程度、严重程度和持续时间、干旱和取水限制、以及与之相关的其他天气条件和自然现象、突发事件和不确定因素，其中大多数难以预测，其中许多是我们无法控制的，以及由此对我们的运营结果、财务状况和现金流产生的影响；
•破坏行为、地缘政治冲突、战争或恐怖主义、网络安全、网络犯罪或网络间谍威胁或活动；
•我方或我方对手方提出的合同履行索赔的风险，以及追究或抗辩此类索赔的风险或与之相关的费用；
•我们是否有能力在预期的金额或时间向交易对手收取应收账款；
•我们有能力吸引、留住并有利可图地为客户提供服务；
•限制或禁止竞争性零售定价或直销业务；
•与我们的零售产品或直销业务相关的负面宣传，包括我们向市场和监管机构说明我们是否遵守适用法律的能力；
•包括天然气价格在内的批发电价或能源商品价格的变动；
•天然气、煤炭、燃料油等成品油运输价格变动；
•煤炭、燃料油、天然气和铀库存及其运输和储存的充足性、可及性和相关成本；
•交易对手和供应商根据需要提供或交付商品、材料或服务的能力发生变化；
•对以州或联邦为基础的补贴对我们的市场竞争的好处以及对我们的相应影响的信念和假设，包括我们的竞争对手是否获得了不成比例的此类补贴；
•市场设计以及我们所在市场的电力、辅助服务和能力采购程序的影响或变化；
•CAISO、ERCOT、ISO-NE、MISO、NYISO和PJM电力市场的市场热价变化；
•我们有能力有效对冲不利的大宗商品价格，包括天然气价格、市场热度和利率；
•人口增长或减少，或市场供求和人口结构的变化；
•我们缓解强制停电风险的能力，包括管理与PJM的产能表现和ISO-NE的绩效激励相关的风险；
•努力寻找减少拥堵和提高母线电价的机会；
•获得足够的传输设施，以满足不断变化的需求；
•利率、商品价格、通货膨胀率或外汇汇率的变化；
•经营费用、流动资金需求和资本支出的变化；
•商业银行市场和资本市场状况以及美国和国际信贷市场中断的潜在影响；
•获得资本的机会、这种资本的成本和其他条件的吸引力以及融资和再融资努力的成功，包括资本市场资金的可得性；
•我们有能力保持审慎的财务杠杆，实现我们的资本配置、业绩和节约成本的举措和目标；
•我们有能力产生足够的现金流来支付债务的本金和利息，或对债务进行再融资；
•我们的预期是，我们将继续(I)按季度向普通股股东支付一致的现金股息总额，以及(Ii)分别向A系列优先股和B系列优先股股东支付适用的半年度现金股息；
•我们有能力实施和成功执行我们的战略和增长计划，包括完成和整合合并、收购和/或合资活动，确定和完成销售和剥离活动，以及完成我们的其他业务开发和建设项目并将其商业化；
•争夺新能源开发等商机；
•各交易对手无法履行其对我们金融工具的义务；
•交易对手的抵押品需求以及其他影响我们的流动性状况和财务状况的因素；
•我们使用的技术(包括大规模储电)和提供的服务的变化；
•电力传输的变化，使更多的发电与我们的发电资产竞争；
•我们吸引和留住合格员工的能力；
•我们与员工关系的重大变化，包括合格人员的可用性，以及如果发生劳资纠纷或申诉或与独立承包商地位有关的法律或法规变化可能产生的不利影响；
•用于估计提供雇员福利的费用的假设发生变化，包括医疗和牙科福利、养恤金和其他退休后雇员福利，以及未来与此相关的供资要求，包括根据雇员退休制度承担的连带责任；
•该行业惯有的危险，以及我们可能没有足够的保险来弥补此类危险造成的损失；
•我们根据《贸易法》承担的义务的影响；
•我们有能力通过对具有成本效益的技术改进和运营业绩倡议进行有针对性的投资来优化我们的资产；
•我们有能力有效和高效地规划、准备和执行预期的资产报废和回收义务及其影响；
•我们成功完成维斯特拉收购的业务整合的能力，以及我们成功获取与此类交易相关的全部预计运营和财务协同效应的能力，以及
•信用评级机构的行动。
任何前瞻性表述仅在作出之日发表，除非法律另有要求，否则我们没有义务更新任何前瞻性表述，以反映作出表述之日之后发生的事件或情况，或反映意外事件或情况的发生。新的因素时有出现，我们无法预测。此外，我们可能无法评估任何此类事件或条件的影响，或任何此类事件或条件或事件或条件的组合可能在多大程度上导致结果与任何前瞻性陈述中包含或暗示的结果大不相同。因此，您不应过度依赖此类前瞻性陈述。
行业和市场信息
本报告中使用的某些行业和市场数据以及其他统计信息基于独立的行业出版物、政府出版物、市场研究公司的报告或其他已公布的独立来源，包括由CAISO、ERCOT、ISO-NE、MISO、NYISO、PJM、我们运营所在州的环境监管机构和NYMEX发布的某些数据。我们没有委托任何这些出版物、报告或其他来源。一些数据也是基于善意的估计，这些估计来自我们对内部调查的审查，以及上文所列的独立来源。行业出版物、报告和其他来源一般表示，它们从据信可靠的来源获得了信息，但不保证此类信息的准确性和完整性。虽然我们相信这些研究、出版物、报告和其他来源都是可靠的，但我们没有独立调查或核实其中包含或提及的信息，也没有就此类信息的准确性或完整性做出任何陈述。预测特别可能是不准确的，特别是在很长一段时间内，我们不知道在编制这种预测时使用了什么假设。本报告通篇使用的有关行业和市场数据以及其他统计信息的陈述涉及风险和不确定因素，可能会因各种因素而发生变化。
第四项。控制和程序
在我们管理层(包括首席执行官和首席财务官)的监督和参与下，对于2022年9月30日生效的披露控制和程序(该术语在交易所法案规则13a-15(E)和15a-15(E)中定义)的设计和操作的有效性进行了评估。根据所进行的评估，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，披露控制和程序是有效的。在本季度报告Form 10-Q所涵盖的财政季度内，我们对财务报告的内部控制没有发生重大影响或合理地可能对我们的财务报告内部控制产生重大影响的变化(如交易法规则13a-15(E)和15a-15(E)所定义)。
第二部分：其他信息
第1项。法律程序
请参阅附注11中关于法律诉讼的财务报表的讨论。
第1A项。风险因素
第一部分第1A项中讨论的风险因素没有实质性变化风险因素在我们的2021年Form 10-K中。我们还可能受到目前不为我们所知或我们目前认为对我们的业务无关紧要的其他因素的影响。
第二项。未登记的股权证券销售和收益的使用
下表提供了我们在截至2022年9月30日的季度内回购我们根据修订后的《交易法》第12节登记的股权证券的信息。
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| | 购买的股份总数 | | 每股平均支付价格 | | 作为公开宣布的计划的一部分购买的股票总数 | | 根据该计划可能尚未购买的股票的最大金额(百万) |
| July 1 - July 31, 2022 | | 4,210,102 | | | $ | 22.88 | | | 4,210,102 | | | $ | 408 | |
| 2022年8月1日-8月31日 | | 6,646,358 | | | $ | 25.26 | | | 6,646,358 | | | $ | 1,491 | |
| 2022年9月1日-9月30日 | | 5,941,503 | | | $ | 23.97 | | | 5,941,503 | | | $ | 1,348 | |
截至2022年9月30日的季度 | | 16,797,963 | | | $ | 24.21 | | | 16,797,963 | | | $ | 1,348 | |
2021年10月，我们宣布董事会已批准了一项股份回购计划(Share Repurchase Program)，根据该计划，我们最多可以回购20亿美元的已发行普通股。股票回购计划于2021年10月11日生效。2022年8月4日，董事会批准了12.5亿美元的增量资金，用于股票回购计划。我们预计在2023年底之前完成股票回购计划下的回购。
根据股票回购计划，对公司股票的任何购买可以不时地以现行市场价格在公开市场交易中回购，在私下协商的交易中回购，根据符合《交易法》的计划回购，或通过其他方式根据联邦证券法进行回购。根据股份回购计划或其他方式回购股份的实际时间、数量和价值将由我们酌情决定，并将取决于许多因素，包括我们的资本分配优先顺序、我们股票的市场价格、一般市场和经济状况、适用的法律要求以及对我们债务协议条款的遵守以及A系列优先股和B系列优先股的指定证书。
有关股份回购计划的更多信息，请参阅财务报表附注12。
第三项。高级证券违约
没有。
项目4.矿山安全披露
维斯特拉目前在德克萨斯州拥有并运营或正在回收12个露天褐煤煤矿，为其发电设施提供燃料。维斯特拉还拥有或租赁了宾夕法尼亚州的两个垃圾转化为能源的地面设施，目前正在进行回收利用。这些采矿作业受MSHA根据1977年修订的《联邦矿山安全和健康法》(《矿业法》)以及其他联邦和州监管机构的监管，如皇家采矿委员会和露天采矿办公室。MSHA定期检查美国的矿山，包括维斯特拉的矿山，如果它认为发生了违反矿业法或任何健康或安全标准或其他法规的情况，它可能会发出传票或命令，通常伴随着拟议的罚款或评估。这种传讯和命令可以提出异议和上诉，这往往会导致罚款和评估的严重性和金额降低，有时还会导致解雇。MSHA引文、订单和建议评估的披露见本季度报告的表格10-Q的附件95.1。
第五项。其他信息
没有。
项目6.展品
(A)作为第II部一部分而提交或提供的证物如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 陈列品 | | 之前提交的文件编号为* | | AS 展品 | | | | |
| | | | | | | | |
| (3(i)) | | 法团章程细则 | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 3.1 | | 0001-38086
表格8-K
(2020年5月4日提交) | | 3.1 | | — | | 重述维斯特拉能源公司(现称维斯特拉公司)的注册证书 |
| | | | | | | | |
| 3.2 | | 0001-38086
表格8-K
(2020年6月29日提交) | | 3.1 | | — | | 《维斯特拉能源公司(现称维斯特拉公司)重新注册证书修订证书》，2020年7月2日生效 |
| | | | | | | | |
| 3.3 | | 0001-38086
表格8-K
(2021年10月15日提交) | | 3.1 | | — | | A系列优先股指定证书，于2021年10月14日提交给特拉华州国务卿 |
| | | | | | | | |
| 3.4 | | 0001-38086
表格8-K
(2021年12月13日提交) | | 3.1 | | — | | B系列优先股指定证书，于2021年12月9日提交给特拉华州国务卿 |
| | | | | | | | |
| (3(ii)) | | 附例 | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 3.3 | | 001-38086
表格10-K(截至2021年12月31日止年度)
(2022年2月25日提交) | | 3.5 | | — | | 修订和重新制定《维斯特拉公司章程》，2022年2月23日生效 |
| | | | | | | | |
| (4) | | 界定担保持有人权利的文书，包括契约 |
| | | | | | | | |
| 4.1 | | 0001-38086
表格8-K
(2022年7月15日提交) | | 4.1 | | — | | 第十二次应收款采购协议修正案，日期为2022年7月11日，其中TXU Energy Receivables Company LLC为卖方，TXU Energy Retail Company LLC为服务机构，Vistra Operations Company LLC为履约担保人，其中指定的某些买家代理和买家以及法国农业信贷银行公司和投资银行为管理人 |
| | | | | | | | |
| (10) | | 材料合同 |
| | | | | | | | |
| 10.1 | | 0001-38086
表格8-K
(2022年7月15日提交) | | 10.1 | | — | | 总框架协议的第3号修正案，日期为2022年7月11日，由TXU Energy Retail Company LLC作为卖方和卖方代理，其中指定的某些发起人，Vistra Operations Company LLC作为担保人，以及MUFG Bank，Ltd.作为买方 |
| | | | | | | | |
| 10.2 | | 0001-38086
表格8-K
(2022年7月21日提交) | | 10.1 | | — | | 克里斯托弗·E·摩尔多瓦、维斯特拉公司和维斯特拉企业服务公司之间的雇佣协议，日期为2022年7月20日 |
| | | | | | | | |
| 10.3 | | ** | | | | — | | 对信贷协议的第十二次修订，日期为2022年7月18日，由维斯特拉运营公司(作为借款人)、维斯特拉中间公司(AS Holdings)、信贷协议的其他当事人(定义见信贷协议)、贷款人、金融机构、循环信贷贷款人和循环信用证发行人(各自的定义见信贷协议)方以及瑞士信贷股份公司开曼群岛分行(作为行政代理和抵押品代理)签署 |
| | | | | | | | |
| 10.4 | | ** | | | | — | | Stacey Doré、维斯特拉公司和维斯特拉企业服务公司签订的雇佣协议，日期为2022年8月23日 |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 陈列品 | | 之前提交的文件编号为* | | AS 展品 | | | | |
| (31) | | 第13a-14(A)/15d-14(A)条证书 |
| | | | | | | | |
| 31.1 | | ** | | | | — | | 根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条，对维斯特拉公司首席执行官詹姆斯·A·伯克进行认证 |
| | | | | | | | |
| 31.2 | | ** | | | | — | | 根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条，对维斯特拉公司首席财务官克里斯托弗·E·摩尔多瓦进行认证 |
| | | | | | | | |
| (32) | | 第1350节认证 |
| | | | | | | | |
| 32.1 | | *** | | | | — | | 根据《美国法典》第1350条，根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条的规定，对维斯特拉公司首席执行官詹姆斯·A·伯克进行认证 |
| | | | | | | | |
| 32.2 | | *** | | | | — | | 根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906节通过的《美国法典》第1350条，对维斯特拉公司首席财务官克里斯托弗·E·摩尔多瓦的认证 |
| | | | | | | | |
| (95) | | 煤矿安全信息披露 |
| | | | | | | | |
| 95.1 | | ** | | | | — | | 煤矿安全信息披露 |
| | | | | | | | |
| | XBRL数据文件 |
| | | | | | | | |
| 101.INS | | ** | | | | — | | 以下来自维斯特拉公司截至2022年9月30日的Form 10-Q季度报告中以内联XBRL(可扩展商业报告语言)格式编制的财务信息包括：(I)简明综合经营报表，(Ii)简明综合全面收益表(亏损)，(Iii)简明现金流量表，(Iv)简明综合资产负债表和(V)简明综合财务报表附注 |
| | | | | | | | |
| 101.SCH | | ** | | | | — | | XBRL分类扩展架构文档 |
| | | | | | | | |
| 101.CAL | | ** | | | | — | | XBRL分类扩展计算链接库文档 |
| | | | | | | | |
| 101.DEF | | ** | | | | — | | XBRL分类扩展定义Linkbase文档 |
| | | | | | | | |
| 101.LAB | | ** | | | | — | | XBRL分类扩展标签Linkbase文档 |
| | | | | | | | |
| 101.PRE | | ** | | | | — | | XBRL分类扩展演示文稿Linkbase文档 |
| | | | | | | | |
| 104 | | ** | | | | — | | 封面交互数据文件不会出现在图104中，因为它的XBRL标记嵌入在内联XBRL文档中 |
____________________
*在此引用作为参考
**随函存档
*随函提供
签名
根据1934年《证券交易法》的要求，注册人已正式促使本报告由正式授权的签署人代表其签署。
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | 维斯特拉公司 | |
| | | | |
| 发信人： | | /s/克里斯蒂·多布里 | |
| 姓名： | | 克里斯蒂·多布里 | |
| 标题： | | 高级副总裁与主控人 | |
| | | (首席会计主任) | |
日期：2022年11月4日