管理層討論與分析
Algonquin Power & Utilities Corp.(“AQN”、“公司”或“公司”)管理層準備了以下討論和分析,以提供信息,幫助其證券持有人瞭解截至2023年12月31日止三個月和十二個月的財務業績。本管理層討論與分析(“MD & A”)應與AQN截至2023年及2022年12月31日止年度的年度綜合財務報表一併閲讀。本材料可在SEDAR+網站www.example.com、EDGAR網站www.sec.gov/edgar和AQN網站www.AlgonquinPowerandUtilities.com上查閲。有關AQN的其他信息,包括最新的年度信息表(“AIF”),可在SEDAR + www.example.com和EDGAR www.example.com上找到。
目錄
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附註解釋 | 2 |
有關前瞻性陳述和前瞻性信息的注意事項 | 3 |
關於非GAAP衡量標準的警告 | 5 |
概述和業務戰略 | 7 |
重大更新 | 10 |
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2023年第四季度運營業績 | 12 |
2023年度運營業績 | 15 |
2023年淨收益摘要 | 18 |
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2023年調整後EBITDA摘要 | 19 |
受監管服務集團 | 20 |
可再生能源集團 | 30 |
AQN:公司和其他費用 | 36 |
非公認會計準則財務指標 | 38 |
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不動產、廠房和設備支出彙總 | 40 |
流動資金和資本儲備 | 42 |
基於股份的薪酬計劃 | 46 |
資本結構管理 | 47 |
關聯方交易 | 48 |
企業風險管理 | 49 |
季度財務信息 | 64 |
Atlantica財務信息摘要 | 65 |
披露控制和程序 | 65 |
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關鍵會計估計和政策 | 66 |
附註解釋
除另有説明外,截至2023年12月31日及2022年12月31日止年度所提供的財務資料乃根據美國公認會計原則(“美國公認會計原則”)編制。因此,該公司的財務信息可能無法與以其他基礎提供財務信息的其他加拿大公司的財務信息進行比較。
除另有説明外,所有貨幣金額均以美元計算。在所述金額之前,我們用“C$”表示任何以加元計價的金額。由於四捨五入的原因,本MD&A中的某些金額可能不會合計。
本文中使用的大寫術語和未作其他定義的術語具有本公司最新的AIF中賦予它們的含義。
本文件中使用了術語“費率基數”。利率基準是特定於受利率管制的公用事業的衡量標準,並不代表美國公認會計原則定義的任何財務衡量標準。該措施由本公司受利率管制的附屬公司所在司法管轄區的監管當局使用。這一指標的計算可能無法與其他公司使用的類似名稱的指標進行比較。
除非另有説明,否則本MD&A基於截至2024年3月8日管理層可獲得的信息。
有關前瞻性陳述和前瞻性信息的注意事項
本文檔可能包含構成加拿大各省和地區適用證券法律以及此類法律下相應政策、法規和規則的“前瞻性信息”,或“1995年美國私人證券訴訟改革法”定義的“前瞻性信息”(統稱為“前瞻性信息”)。“目標”、“預期”、“相信”、“預算”、“可能”、“估計”、“預期”、“預測”、“打算”、“可能”、“可能”、“計劃”、“項目”、“時間表”、“應該”、“將”、“將”、“尋求”、“努力”、“目標”(以及這些術語的語法變體)和類似的表述往往意在識別前瞻性信息。儘管並不是所有前瞻性信息都包含這些識別詞語。本文件中的具體前瞻性信息包括但不限於以下陳述:預期的未來增長、收益和經營結果;公司可再生能源業務的出售及其對公司的預期影響;流動性、資本資源和經營要求;資金來源,包括信貸設施的充足性和可用性、運營現金流、資本市場融資和資產回收或資產出售舉措;正在進行和計劃中的收購、處置、項目、倡議或其他交易,包括對時間、成本、收益、融資、結果、所有權結構、監管事項、啟用日期和完成日期的預期;融資計劃;對未來宏觀經濟狀況的預期;對公司公司發展活動及其結果的預期;對監管聽證會、動議、備案、上訴和批准的預期,包括利率審查,及其時間、影響和結果;對公司對沙嶺II和樹蔭橡樹II風能設施剩餘50%權益行使購買選擇權的預期;對贖回未償還票據的預期;對公司能源設施未來發電、產能和產量的預期;對未來資本投資的預期,包括預期的時間、投資計劃、資金來源和影響;資本管理計劃和目標;對法律索賠和糾紛的結果的預期;戰略和目標;對股東的股息,包括對其可持續性和公司實現年度股息支付率目標的能力的預期;對未來“綠化車隊”計劃的預期;評級機構的信用評級和股權信貸,包括對與本公司擬出售的可再生能源業務有關的評級監督的預期;對債務償還和再融資的預期;實際或擬議的法律、法規和規則對公司的未來影響;客户使用變化對受監管服務集團收入的預期影響;會計估計;利率,包括加息的預期影響;新技術系統和基礎設施的實施,包括預期的時間安排;融資成本;以及貨幣匯率。所有前瞻性信息均根據適用證券法規的“安全港”條款提供。
構成本文所含前瞻性信息的預測和預測基於某些因素或假設,這些因素或假設包括但不限於:收到適用的監管批准和要求的利率決定;沒有收到重大的不利監管決定和監管穩定的預期;沒有任何重大設備故障或故障;以商業合理的條款獲得融資(包括税收股權融資和美國聯邦税收抵免的自我貨幣化交易);公司及其子公司的信用評級穩定;沒有意外的重大負債或未投保的損失;商品供應的持續供應和商品價格的穩定;沒有加息或匯率大幅波動;沒有重大的業務、金融或供應鏈中斷或負債,包括與進口管制和關税有關的中斷或負債;維持系統和設施以確保其繼續運行的能力;總體經濟、信貸、社會或市場狀況沒有出現嚴重和長期的低迷;新項目的成功和及時開發和建設;基本上按照預期的收購時間結束待完成的收購;沒有資本項目或融資成本超支;流動資金和資本資源充足;持續的長期天氣模式和趨勢;沒有重大的交易對手違約;與替代能源相比,電價的持續競爭力;公司收購和合資企業的預期效益的實現;適用的法律、政治條件、公共政策和政府的指示沒有發生實質性的負面影響;獲得和維持執照和許可證的能力;維持適當的保險範圍;市場能源價格沒有重大波動;與税務機關沒有實質性糾紛或適用税法沒有變化;信息技術基礎設施的持續維護和對網絡安全的重大破壞;新的信息技術系統和基礎設施的成功實施;與外部利益攸關方的良好關係;良好的勞資關係;公司將能夠成功地整合新收購的實體,並且這些實體在關閉之前沒有任何實質性的不利變化;被收購實體沒有未披露的負債;這些實體將與適用的監管當局保持建設性的監管關係;公司留住被收購實體的關鍵人員和這些員工的價值的能力;在向公司提供與任何收購有關的過渡性服務期間,賣方的業務和事務沒有不利的發展;公司在完成任何收購後償還債務和履行償債義務的能力;以及該公司成功地實施未來“綠化車隊”計劃的能力;以及該公司出售其可再生能源業務並實現預期收益的能力。
本文所載的前瞻性信息受風險、不確定性和其他因素的影響,這些因素可能導致實際結果與歷史結果或前瞻性信息預期的結果存在重大差異。可能導致結果或事件與當前預期有重大差異的因素包括但不限於:總體經濟、信貸、社會或市場條件的變化;客户能源使用模式和能源需求的變化;能源市場流動性的減少;全球氣候變化;環境負債的發生;自然災害、疾病、流行病、公共衞生緊急情況和其他不可抗力事件及其附帶後果,包括經濟活動中斷、資本和信貸市場波動以及立法和監管對策;關鍵設備故障或故障;供應鏈中斷;實施進口管制或關税;信息技術基礎設施和其他網絡安全措施未能保護數據、隱私和網絡安全漏洞;未能成功實施新的信息技術系統和基礎設施,以及成本超支和延誤;實體安全漏洞;關鍵人員流失和/或勞動力中斷;天氣條件和自然資源供應的季節性波動和多變性;技術發展導致電力、天然氣和水需求減少;依賴第三方擁有和運營的輸電系統;土地使用權和使用公司設施方面出現的問題;恐怖襲擊;商品和能源價格波動;資本支出;對子公司的依賴;發生未投保損失;信用評級下調;融資成本增加或信貸和資本市場準入受到限制;通貨膨脹;利率上升和波動以及未能管理信貸和金融工具風險;貨幣匯率波動;由於現有信貸協議中的約定,財務靈活性受到限制;無法以優惠條件為到期債務再融資;與税務當局發生糾紛或適用税法發生變化;未能確定、獲取、開發或及時投入服務項目,以最大限度地提高税收抵免的價值;要求對離職後福利計劃的繳款高於預期;交易對手違約;資產退休責任方面的假設、判斷和/或估計不準確;未能維持所需的監管授權;適用法律和法規的變更或未能遵守;合規計劃失敗;未能確定追求公司增長戰略所需的有吸引力的收購或開發候選人;未能處置資產(全部或以具有競爭力的價格)為公司的運營和增長計劃提供資金;項目設計和施工的延誤和成本超支;主要客户的損失;未能完成或實現收購或合資企業的預期利益;(定義見本文)或第三方合資夥伴以違反公司利益的方式行事;Agricultica普通股市值下跌;政府實體譴責或以其他方式獲取設施;對公司利益不利的外部利益相關者積極性增加;公司普通股和公司其他證券的價格和流動性波動;由於即將進行的收購或增長戰略對公司造成的重大需求的影響;公司收購的任何實體的潛在未披露負債;完成待收購所需時間長度的不確定性;未能實現公司的戰略目標或實現與收購、處置或其他舉措相關的預期利益,包括關於本公司可再生能源業務的擬出售;因本公司可再生能源業務的擬出售或擬出售完成而導致業務關係或與員工關係發生不良反應或變動的可能性;與轉移委員會的資金有關的風險(定義見本文)或管理層對本公司可再生能源業務的擬出售的關注;本公司收購的任何實體的債務;因控制權變更和/或購買或銷售協議中的終止條款而產生的意外費用和/或現金支付;以及在收購完成後依賴第三方提供某些過渡服務。雖然本公司已試圖識別可能導致實際行動、事件或結果與前瞻性信息中描述的重大差異的重要因素,但可能有其他因素導致行動、事件或結果不符合預期、估計或預期。其中一些因素和其他因素將在本MD & A的企業風險管理標題下和公司最近的AIF的企業風險因素標題下進行更詳細的討論。
本文所載的前瞻性信息(包括任何財務展望)是為了幫助讀者瞭解公司及其業務、運營、風險、財務表現、財務狀況和現金流量,並提供有關管理層當前預期和未來計劃的信息,並提醒讀者,這些資料未必適合作其他用途。本文所載的前瞻性信息是在本文件發佈之日,並基於管理層在本文件發佈之日的計劃、信念、估計、預測、期望、意見和假設而編制的。我們無法保證前瞻性信息將被證明是準確的,因為實際結果和未來事件可能與這些前瞻性信息中的預期有重大差異。因此,讀者不應過分依賴前瞻性信息。雖然隨後的事件和發展可能導致公司的觀點發生變化,但公司不承擔更新任何前瞻性信息或解釋隨後的實際事件與該等前瞻性信息之間的任何重大差異的義務,但適用法律要求的除外。本文所載的所有前瞻性信息均受這些警示性聲明的限制。
關於非GAAP衡量標準的警告
AQN使用多項財務指標評估其業務線的表現。有些指標是根據美國公認會計原則計算的,而其他指標則沒有美國公認會計原則下的標準化含義。這些非公認會計原則措施包括非公認會計原則財務措施和非公認會計原則比率,每一項都在加拿大國家文書52—112非公認會計原則和其他財務措施披露中定義。AQN計算這些措施的方法可能與其他公司使用的方法不同,因此可能無法與其他公司提出的類似措施進行比較。
術語“調整後淨利潤”,“調整後利息,税收,折舊和攤銷前利潤”(“調整後EBITDA”),“調整後的經營資金”,“淨能源銷售”,“公用事業銷售”和“部門經營利潤”,這是整個MD & A使用,非GAAP財務措施。下文列出了這些非GAAP財務指標的解釋,並在每種情況下與最直接可比的美國GAAP指標的對賬,可以在本MD & A中找到。此外,“調整後淨收益”在本MD & A中以每股普通股為基礎呈列。調整後每股普通股淨收益為非公認會計準則比率,計算方法是將調整後淨收益除以適用期間內已發行普通股的加權平均數。
AQN不提供前瞻性非公認會計準則財務計量的對賬,因為AQN無法對對賬項目進行有意義或準確的計算或估計,而且如果沒有不合理的努力,就無法獲得信息。這是由於預測尚未發生、AQN無法控制和/或無法合理預測的各種事件的時間或數量的固有困難,這將影響最具可比性的美國GAAP財務指標。出於同樣的原因,AQN無法解決不可用信息的可能意義。前瞻性的非GAAP財務指標可能與相應的美國GAAP財務指標大不相同。
截至2022年12月31日止三個月和十二個月,經調整EBITDA、經調整淨利潤、經調整經營資金和分部經營利潤的組成與先前在AQN的MD & A中披露的組成有所不同,以排除處置資產的收益和虧損。作出此變動乃由於管理層不再使用出售資產之收益及虧損評估本公司之經營表現。這些指標的比較數字已根據新組成進行調整。
調整後的EBITDA
調整後EBITDA是一種非公認會計準則的財務指標,許多投資者使用它來比較公司的能力,從運營中產生現金。AQN使用該等計算方法監控AQN產生的現金金額。AQN使用經調整EBITDA來評估AQN的經營業績,而不受以下因素的影響。(如適用):折舊和攤銷費用、所得税費用或回收、購置和過渡費用(包括與公司可再生能源業務2023年戰略審查相關的成本)、若干訴訟費用、利息費用、衍生金融工具的損益、減記無形資產及物業、廠房及設備、非控股權益應佔溢利(不包括按賬面價值計算的假設清盤(“HLBV”)收入)(代表期內從其某些美國風力發電和美國太陽能發電設施產生的電力賺取的淨税收屬性價值),非服務退休金和離職後成本、與税收股權融資有關的成本、與管理層繼任和行政人員退休有關的成本、與税法變化有關的前期調整有關的成本、與廢止程序有關的成本、外匯收益或虧損、終止經營業務的收益或虧損、按公允價值列賬的投資價值變動,處置資產的損益,以及其他通常非經常性或不尋常的項目。由於該等因素可能屬非現金、性質不尋常,且並非管理層用以評估本公司經營表現的因素,AQN會就該等因素作出調整。AQN相信,提出這項措施將加強投資者對AQN經營表現的瞭解。調整後EBITDA並不代表根據美國公認會計原則確定的經營活動或經營結果提供的現金,並可能受到這些項目的正面或負面影響。有關調整後EBITDA與淨利潤的對賬,請參閲本MD & A第38頁開始的非公認會計準則財務指標。
調整後淨收益
調整後淨收益是許多投資者使用的一種非GAAP財務指標,用於比較運營淨收益,而不受某些波動性主要為非現金項目的影響,這些項目通常沒有當前經濟影響,或被視為與公司經營業績沒有直接關係的項目,如收購費用或某些訴訟費用。AQN使用調整後的淨收益來評估其業績,而不影響(如適用):外匯收益或虧損,外匯遠期合約,利率互換,收購和過渡成本(包括與公司可再生能源業務2023年戰略審查相關的費用)、安排税收股權融資的一次性費用,某些訴訟費用及無形資產及不動產、廠房及設備的減記、終止經營的收益或虧損、未實現的按市價計價的重估影響、與管理層繼任及行政人員退休有關的成本,因税法變動而與前期調整有關的費用、與報廢程序有關的費用、按公允價值列賬的投資價值變動、處置資產的損益,以及其他通常非經常性或不尋常的項目,因為這些項目不能反映基礎業務的表現,
的AQN。AQN認為,在此基礎上分析和列報淨收益或虧損將加強投資者對其業務經營表現的瞭解。調整後淨收益並不代表根據美國公認會計原則確定的淨收益或虧損,這些項目可能會受到正面或負面影響。關於調整後淨收益與淨收益的對賬,請參見本MD & A第39頁開始的非公認會計準則財務指標。
調整後的運營資金
調整後運營資金是投資者使用的非GAAP財務指標,用於比較運營活動提供的現金,而不受某些波動性項目的影響,這些項目通常沒有當前經濟影響,或被視為與公司運營業績沒有直接關係的項目(如收購費用)的影響。AQN使用來自運營的調整後資金來評估其業績,而不受以下影響:(如適用):營運資金結餘、收購和過渡成本、某些訴訟費用、終止經營業務提供或使用的現金的變動,處置資產提供的現金和其他通常影響業務現金的非經常性項目,因為這些項目不能反映長期的情況,QN相關業務的長期業績。AQN認為,在此基礎上分析和列報來自運營的資金將加強投資者對其業務的運營表現的瞭解。來自運營的調整後資金並不代表根據美國公認會計原則確定的運營活動提供的現金,並且可能受到這些項目的正面或負面影響。關於運營業務調整後資金與運營業務提供的現金的對賬,請參見本MD & A第40頁開始的非公認會計準則財務指標。
能源銷售淨額
淨能源銷售額是投資者使用的非GAAP財務指標,用於確定用於產生收入的商品成本後的收入,這些收入通常會隨着用於產生該收入的商品成本的增加或減少而增加或減少。AQN使用淨能源銷售額來評估其收入,而不受商品成本波動的影響,因為這些成本主要通過向客户收取的費率直接或間接傳遞。AQN認為,在此基礎上分析和列報淨能源銷售將提高投資者對可再生能源集團收入產生的瞭解。它不打算代表根據美國公認會計原則確定的收入。有關淨能源銷售額與收入的對賬,請參閲本MD & A第33頁的可再生能源集團—2023年可再生能源集團經營業績。
公用事業淨銷售額
公用事業淨銷售額是投資者使用的非GAAP財務指標,用於確定扣除商品成本(水、天然氣或電力)後的公用事業收入,其中這些商品成本通常包括在公用事業客户的費率中作為轉嫁。AQN使用公用事業淨銷售額來評估其公用事業收入,而不受商品成本波動的影響,因為這些成本主要由公用事業客户轉嫁和支付。AQN認為,在此基礎上分析和列報公用事業淨銷售額將提高投資者對監管服務集團收入產生的理解。它不打算代表根據美國公認會計原則確定的收入。有關公用事業淨銷售額與收入的對賬,請參閲本MD & A第23頁的受監管服務集團—2023年受監管服務集團經營業績。
分部營業利潤
分部經營利潤是非GAAP財務指標。AQN使用分部經營利潤來評估其業務集團的經營業績,而不受以下因素的影響。(如適用):折舊及攤銷費用、企業行政費用、所得税費用或收回、收購費用、某些訴訟費用、利息費用、衍生金融工具的損益、無形資產及不動產、廠房及設備的減記、外匯損益、終止經營的收益或損失(不包括正常經營過程中出售的資產)、非服務養卹金和離職後費用、資產處置的收益和損失以及其他通常非經常性或不尋常的項目。由於該等因素可能屬非現金、性質不尋常,且並非管理層用以評估分部單位經營表現的因素,AQN會就該等因素作出調整。分部經營溢利計算包括間接投資賺取的利息、股息及股權收入,以及HLBV收入。AQN認為,提出這一措施將提高投資者對AQN部門經營業績的瞭解。分部經營利潤並不代表經營活動提供的現金或根據美國公認會計原則確定的經營成果,這些項目可能受到正面或負面影響。有關AQN主要業務單位的部門經營利潤與收入的對賬,請參見本MD & A第23頁的受監管服務集團—2023年受監管服務集團經營業績和第33頁的可再生能源集團—2023年可再生能源集團經營業績。
概述和業務戰略
AQN是根據加拿大商業公司法成立的。AQN擁有並運營着受監管和非監管的發電、配電和輸電資產的多元化投資組合。透過其業務,本公司旨在推動盈利及現金流量增長,以支持可持續股息及股價升值。AQN努力實現這些成果,同時也尋求維持與BBB平投資級信用評級一致的業務風險狀況,並高度關注環境、社會和管治因素。
AQN目前向股東提供的季度股息為每股普通股0.1085美元,按年化計算為每股普通股0.4340美元。AQN認為,從長期來看,其目標年度股息支付將允許股東的投資回報和保留AQN內的現金,以部分資金增長機會。AQN所付股息水平的變動由AQN董事會(“董事會”)酌情決定,股息水平由董事會根據AQN的財務表現和增長前景定期檢討。
AQN的業務由兩個主要業務部門組成,包括:監管服務集團,主要擁有和經營一個監管電力、供水和廢水收集以及天然氣公用事業系統和傳輸業務組合,在美國、加拿大、百慕大和智利;及可再生能源集團,主要擁有及經營或投資於非監管可再生能源及熱能發電資產的多元化組合。
本公司正在尋求出售其可再生能源業務。由於是否、何時以及在何種條件下完成此類出售的不確定性,該公司沒有提供2024年調整後每股普通股淨收益指導(參見關於非GAAP措施的警告)。
業務結構概要
以下圖表以摘要形式描述了AQN的主要業務。有關AQN組織結構的更詳細説明,可在最新的AIF中找到。
受監管服務集團
受規管服務集團主要經營位於美國、加拿大、百慕大及智利的多元化受規管公用事業系統組合,截至2023年12月31日,服務約1,256,000個客户連接(平均每個連接2. 5個客户,即約3,140,000個客户)。監管服務集團致力於為客户提供安全、優質和可靠的服務,併為AQN提供穩定和可預測的收益。除鼓勵及支持其服務範圍內的有機增長外,受規管服務集團亦會透過收購額外公用事業系統及尋求“綠化車隊”機會,尋求長期增長。
受監管服務集團的受監管配電公用事業系統和相關發電資產位於美國阿肯色州、加利福尼亞州、堪薩斯州、密蘇裏州、內華達州、新罕布什爾州和俄克拉荷馬州以及百慕大,截至2023年12月31日,這些地區共為約309,000個電力客户連接提供服務。本集團亦擁有及經營總容量約為2. 0吉瓦的發電資產,並投資於淨髮電容量約為0. 3吉瓦的發電資產。
受規管服務集團的受規管水分配和廢水收集公用事業系統位於美國亞利桑那州、阿肯色州、加利福尼亞州、伊利諾伊州、密蘇裏州、紐約州和得克薩斯州以及智利,截至2023年12月31日,共為約572,000個客户連接提供服務。
受監管服務集團的受監管天然氣分配公用事業系統位於美國佐治亞州、伊利諾伊州、愛荷華州、馬薩諸塞州、新罕布什爾州、密蘇裏州和紐約州以及加拿大新不倫瑞克省,截至2023年12月31日,這些系統共為約375,000個天然氣客户連接提供服務。
以下為受規管服務集團截至2023年12月31日止十二個月按地理區域劃分的收入明細。
可再生能源集團
可再生能源集團生產和銷售其位於美國和加拿大的多樣化可再生發電和清潔發電設施組合產生的電能。可再生能源集團尋求通過新的發電項目和補充項目(如儲能)實現增長。
可再生能源集團於水力發電、風能、太陽能、可再生天然氣(“可再生天然氣”)及熱力設施中擁有經濟權益,於2023年12月31日,可再生能源集團應佔之合併淨髮電容量約為2. 7吉瓦。約84%的電力輸出根據長期合約安排出售,截至2023年12月31日,其生產加權平均剩餘合約年期約為10年。
此外,可再生能源集團於AgricaSustainable Infrastructure plc(“AgricaSustainable Infrastructure”)擁有約42%間接實益權益。根據長期合同,Agricica擁有並經營一系列國際清潔能源和水基礎設施資產組合,截至2023年12月31日,可供分配現金加權平均剩餘合同年期約為13年。
以下是截至2023年12月31日可再生能源集團的淨髮電量細目,其中包括該公司在Atlantica約42%的權益。
重大更新
經營業績
AQN相對去年同期的經營業績如下:
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(除每股信息外,所有美元金額以百萬美元為單位) | 截至12月31日的三個月 | | 截至12月31日的12個月 | | |
2023 | | 2022 | | 變化 | | 2023 | | 2022 | | 變化 | | | | | | |
股東應佔淨收益(虧損) | $186.3 | | $(74.4) | | 350% | | $28.7 | | $(212.0) | | 114% | | | | | | |
調整後淨收益1,2 | $115.5 | | $97.6 | | 18% | | $372.0 | | $420.3 | | (11)% | | | | | | |
調整後的EBITDA1,3 | $334.3 | | $295.5 | | 13% | | $1,235.4 | | $1,192.8 | | 4% | | | | | | |
每股普通股淨收益(虧損) | $0.27 | | $(0.11) | | 345% | | $0.03 | | $(0.33) | | 109% | | | | | | |
調整後每股普通股淨收益1,2 | $0.16 | | $0.14 | | 14% | | $0.53 | | $0.61 | | (13)% | | | | | | |
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1 | 請參閲有關非GAAP衡量標準的注意事項。 |
2 | 不包括截至2022年12月31日的三個月和十二個月出售可再生資產的收益5340萬美元和5460萬美元,包括税收調整。 |
3 | 不包括截至2022年12月31日的三個月和十二個月出售可再生資產的收益分別為6,280萬美元和6,400萬美元。 |
終止對肯塔基電力公司和AEP肯塔基輸電公司的收購。
2023年4月17日,AQN的間接子公司Liberty Utilities Co.(“Liberty Utilities”)與美國電力公司和AEP輸電公司共同同意終止關於收購肯塔基電力公司和AEP肯塔基輸電公司的股票購買協議(“肯塔基電力交易終止”)。
擬出售可再生能源業務
2023年5月11日,本公司宣佈,董事會已啟動對其可再生能源業務的戰略審查(“戰略審查”)。為了監督戰略審查進程,董事會成立了一個戰略審查委員會,由董事克里斯·赫斯基爾森(主席)、阿米·昌德和丹·戈德伯格組成。2023年8月10日,該公司宣佈正在尋求出售其可再生能源業務。
業務簡化
為配合本公司先前聲明的簡化業務目標,本公司於2024年1月4日購買了Ares先前擁有的Liberty Development Energy Solutions B.V.和Liberty Development JV Inc.(統稱為“合資企業”)50%的權益,作為其不受監管的開發平臺。因此,本公司於2023年錄得非現金虧損1,890萬美元,用於向合資企業發放開發貸款,而在以前的結構下,這些支出有資格作為開發費用資本化。合營公司持有的3.065億美元可贖回非控股權益於2024年重新分類為長期債務。
此外,2024年1月26日,該公司開始結束其國際非監管開發活動,並將其在西班牙三個開發太陽能資產的權益以名義金額出售給Atlantica(見本文定義),並記錄了150萬美元的減記。
完成可再生項目:
Deerfield II風力發電設施
2023年3月23日,可再生能源集團在其位於密歇根州休倫縣的約112兆瓦的Deerfield II風電場實現了全面商業運營(“COD”)。根據一項可再生能源採購協議,Deerfield II風電設施已同意將其所有產出出售給Meta的子公司Srulus,Inc.。2023年6月15日,本公司完成收購此前並不擁有的Deerfield II風電設施剩餘50%股權。
沙嶺II風力設施
2023年9月16日,可再生能源集團在位於賓夕法尼亞州中心縣和布萊爾縣的約88兆瓦的沙嶺II風能設施實現了COD。根據一項可再生能源採購協議,沙嶺二期風力發電設施已同意將產出出售給一家領先的技術公司。2024年2月15日,公司完成了對沙嶺二期風電設施剩餘50%股權的收購,該股權之前並不屬於該公司。
樹蔭橡樹II風力設施
2023年10月10日,可再生能源集團在位於伊利諾伊州的約108兆瓦的Shady Oaks II風能設施實現了COD。根據一項可再生能源購買協議,Shady Oaks II風能設施已同意將產出出售給一家領先的金融機構。本公司持有該貸款的50%股權,按權益會計方法入賬,並持有剩餘50%股權的購買選擇權。
新的市場太陽能設施
2024年3月1日,可再生能源集團在位於俄亥俄州的約100兆瓦新市場太陽能設施實現了COD。根據可再生能源購買協議,新市場太陽能設施已同意將產出出售給辛辛那提市和一家領先的電力服務提供商。本公司持有該貸款的50%股權,按權益會計方法入賬,並持有剩餘50%股權的購買選擇權。
加州案件比率
2023年3月和4月,受監管服務集團在其Apple Valley Water、Park Water和Calpeo Electric系統收到了最終費率案例訂單,年收入總計增加2960萬美元,其中包括因費率基數提高而增加的約970萬美元。2023年第一季度,訂單追溯影響帶來的一次性淨收益收益約為370萬美元,2023年第二季度又增加了1140萬美元。
發行約8.5億美元高級無抵押票據
2024年1月12日,Liberty公用事業公司完成了本金總額5億美元、2029年1月31日到期的5.577%優先債券和本金總額3.5億美元、2034年1月31日到期的5.869%優先債券的發售(統稱“高級票據發售”)。Liberty Utilities使用高級票據發售的淨收益來償還債務。
發行約3.055億美元證券化公用事業關税債券
2024年1月30日,帝國區電力公司的全資子公司帝國區債券(Empire District Bondco,LLC)完成發行本金總額約為1.805億美元的4.943%證券化公用事業電價債券,到期日為1月1日,2035年和1.250億美元本金總額為5.091%的證券化公用事業關税債券,到期日為2039年1月1日(統稱“證券化債券”),收回與中西部極端天氣事件有關的先前發生的合格異常費用,(如本文所定義)和與阿斯伯裏發電廠退役有關的能源過渡成本。擔保這些債券的主要資產是證券化的公用事業電價財產。
2023年第四季度運營業績
| | | | | | | | | | | |
主要財務資料 | 截至12月31日的三個月 |
(除每股信息外,所有美元金額以百萬美元為單位) | 2023 | | 2022 |
收入 | $ | 666.9 | | | $ | 748.0 | |
| | | |
股東應佔淨收益(虧損) | 186.3 | | | (74.4) | |
經營活動提供的現金 | 200.7 | | | 214.6 | |
調整後淨收益1 | 115.5 | | | 97.6 | |
調整後的EBITDA1 | 334.3 | | | 295.5 | |
業務活動調整後資金1 | 198.9 | | | 191.9 | |
向普通股股東宣佈的股息 | 75.6 | | | 123.7 | |
已發行普通股加權平均數 | 688,717,137 | | | 683,281,170 | |
每股 | | | |
| | | |
基本淨收益(虧損) | $ | 0.27 | | | $ | (0.11) | |
攤薄後淨收益(虧損) | $ | 0.27 | | | $ | (0.11) | |
調整後淨收益1 | $ | 0.16 | | | $ | 0.14 | |
向普通股股東宣佈的股息 | $ | 0.11 | | | $ | 0.18 | |
截至2023年12月31日止三個月,AQN報告每股普通股基本淨盈利為0. 27美元,而2022年同期每股普通股基本淨虧損為0. 11美元,增加0. 38美元。
截至2023年12月31日止三個月,股東應佔淨盈利186.3百萬元,主要由以下因素推動:
·調整後淨利潤為1.155億美元,詳見下文(參見非GAAP措施的警告);
·按公允價值列賬的投資收益(主要是公司對Alterica的投資)為1.228億美元;部分被以下部分抵消:
·與簡化公司發展戰略有關的開發貸款減值2350萬美元;
·其他淨虧損1390萬美元,主要是由於與戰略審查相關的成本,以及出售公司可再生能源業務,以及註銷償還債務的遞延融資成本。
截至2022年12月31日止三個月,股東應佔虧損淨額為74. 4百萬元,主要由以下因素推動:
·調整後淨利潤為9760萬美元,詳見下文(參見非GAAP措施的警告);
·可再生能源集團的資產銷售收益為6280萬美元;
·衍生金融工具收益640萬美元;被抵消
·資產減值費用的非現金損失1.596億美元,主要是在參議院風能設施上,(2012年開始商業運營),原因是ERCOT的預測能源價格下降,以及德克薩斯州沿海風電設施的股權法投資減值7590萬美元,(定義見本文)主要是由於設施的持續擁擠挑戰(統稱“二零二二年減值”)。
截至2023年12月31日止三個月,AQN報告調整後每股普通股淨利潤為0.16美元,而2022年同期為0.14美元,增加了0.02美元(參見非公認會計準則措施的警告)。調整後淨利潤同比增加1790萬美元(見非公認會計原則措施的警告)。這一增長的主要原因是:
·受監管服務集團的營業利潤增加2390萬美元,主要是由於監管機制和新費率的實施;
·可再生能源集團的運營利潤增加610萬美元,主要是由於德克薩斯州海岸風電設施的股權收入增加;
·税收回收增加700萬美元,主要是由於與可再生能源項目相關的投資税收抵免(“ITC”)和生產税收抵免(“PTC”)的確認增加;部分被以下因素抵消:
·由公司投資的額外資本推動的折舊費用增加730萬美元;以及
·利息支出增加990萬美元,原因是利率上升以及支持增長舉措的借貸增加。
截至2023年12月31日止三個月,AQN的平均匯率為加拿大兑美元約0. 7343,而2022年同期則為0. 7364,而截至12月31日止三個月,智利比索兑美元的平均匯率約為0. 0011。二零二二年同期則為0. 0011。因此,AQN的任何加拿大或智利實體以當地貨幣計算的收入或支出的任何年度差異都會受到換算成AQN報告貨幣時平均匯率變化的影響。
截至2023年12月31日止三個月,AQN錄得總收入666,900,000元,較2022年同期的748,000,000元減少81,100,000元或10. 8%。截至2023年12月31日止三個月,與2022年同期相比,影響AQN收益的主要因素如下:
| | | | | |
(所有美元金額以百萬美元為單位) | 截至12月31日的三個月 |
比較上期收入 | $ | 748.0 | |
受監管的服務集團 | |
現有設施 | |
電力:減少主要是由於較低的風力定價約1200萬美元和不利的天氣在帝國(MO,KS,AR,OK)電力系統約600萬美元,其餘的減少主要是由於較低的通過商品成本和其他成本在花崗巖州(NH)和帝國電力系統。 | (38.6) | |
天然氣:減少主要是由於通過商品成本降低。 | (54.6) | |
水:增加主要是由於Suralis(智利)供水系統的通貨膨脹率增加機制以及利奇菲爾德公園(AZ)供水和下水道系統和黃金峽谷(AZ)下水道系統的有機增長。 | 5.4 | |
其他:減少主要由於百慕大不受監管業務活動減少所致。 | (4.0) | |
| (91.8) | |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
差餉檢討 | |
電力:增加主要由於CalPeco(CA)、Empire(OK)、Granite State(NH)及百慕大電燈公司(“BELCO”)電力系統實施新費率所致。 | 11.1 | |
天然氣:
| 0.4 | |
水:增加主要是由於在公園水(CA)和鬆樹崖(AR)水系統執行新的費率。 | 5.2 | |
| 16.7 | |
外匯交易 | 0.5 | |
| |
| |
| |
可再生能源集團 | |
現有設施 | |
水電: | (0.2) | |
風力CA:減少主要是由於加拿大所有風力設施的風力資源減少。 | (0.8) | |
美國風:減少的主要原因是美國大部分風電設施的風力資源減少,以及Maverick Creek風電設施的可用性收入減少。 | (8.7) | |
太陽能:增長主要是由於大部分太陽能設施的有利產能收入。
| 2.8 | |
| |
熱力及可再生天然氣:減少主要是由於温莎船閘熱力設施的整體能源市場定價不利,部分被桑格熱力設施的良好產能收入所抵消。 | (0.6) | |
其他:減少的主要原因是投資組合優化收入較低。 | (2.0) | |
| (9.5) | |
新設施 | |
風能美國:增長主要是由Deerfield II風能設施(2023年3月實現COD)推動的 | 3.3 | |
| |
| |
| |
| 3.3 | |
外匯交易 | (0.3) | |
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本期收入 | $ | 666.9 | |
| |
2023年年度運營業績
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
關鍵財務信息 | 截至12月31日的12個月 |
(除每股信息外,所有美元金額以百萬美元為單位) | 2023 | | 2022 | | 2021 | | |
收入 | $ | 2,698.0 | | | $ | 2,765.0 | | | $ | 2,274.1 | | | |
| | | | | | | |
股東應佔淨收益(虧損) | 28.7 | | | (212.0) | | | 264.9 | | | |
經營活動提供的現金 | 628.0 | | | 619.1 | | | 157.5 | | | |
調整後淨收益1 | 372.0 | | | 420.3 | | | 449.0 | | | |
調整後的EBITDA1 | 1,235.4 | | | 1,192.8 | | | 1,076.3 | | | |
業務活動調整後資金1 | 724.6 | | | 790.3 | | | 757.9 | | | |
向普通股股東宣佈的股息 | 301.8 | | | 486.0 | | | 423.0 | | | |
已發行普通股加權平均數 | 688,738,717 | | | 677,862,207 | | | 622,347,677 | | | |
每股 | | | | | | | |
| | | | | | | |
基本淨收益(虧損) | $ | 0.03 | | | $ | (0.33) | | | $ | 0.41 | | | |
攤薄後淨收益(虧損) | $ | 0.03 | | | $ | (0.33) | | | $ | 0.41 | | | |
調整後淨收益1 | $ | 0.53 | | | $ | 0.61 | | | $ | 0.71 | | | |
向普通股股東宣佈的股息 | $ | 0.43 | | | $ | 0.71 | | | $ | 0.67 | | | |
總資產 | 18,374.0 | | | 17,627.6 | | | 16,797.5 | | | |
長期債務2 | 8,516.3 | | | 7,512.3 | | | 6,211.7 | | | |
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1 | 請參閲有關非GAAP衡量標準的注意事項。 |
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| |
2 | 根據年度合併財務報表,包括債務和可轉換債券的當期和長期部分。 |
截至2023年12月31日止十二個月,AQN錄得每股普通股基本淨盈利0. 03美元,而2022年同期每股普通股基本淨虧損0. 33美元,增加0. 36美元。
截至2023年12月31日止十二個月,股東應佔淨盈利為28,700,000元,主要由以下因素推動:
·調整後淨利潤為3.72億美元,詳見下文(參見非公認會計原則措施的警告);部分抵消
·以公允價值列賬的投資損失(主要是公司在Alterica的投資)為2.30億美元;
·其他淨損失1.329億美元,包括6350萬美元的證券化註銷(定義見本文),以及因肯塔基電力交易終止而產生的4650萬美元的資產減值和其他損失(“肯塔基電力減值”)。
截至2022年12月31日止十二個月的股東應佔虧損淨額為212. 0百萬元,主要由以下因素推動:
·調整後淨利潤為4.203億美元,詳見下文(參見非GAAP措施的警告);
·可再生能源集團的資產銷售收益為6400萬美元;
·以公允價值列賬的投資損失(主要是公司在Alterica的投資)為4.991億美元;
·2022年減值2.355億美元。
截至2023年12月31日止的十二個月,AQN報告調整後每股普通股淨利潤為0.53美元,而2022年同期為0.61美元,減少了0.08美元(參見非公認會計準則措施的警告)。調整後淨利潤同比減少4830萬美元(參見非公認會計準則措施的警告),主要原因是:
·可再生能源集團的HLBV收入減少2640萬美元,原因是2012年委託項目的PTC資格終止;
·可再生能源集團的運營利潤減少1250萬美元,主要原因是風力發電量較2022年同期減少5.3%;
·少數股東應佔收益(不包括HLBV)增加3460萬美元,主要原因是公司在2022年第四季度出售了Odell、Deerfield和Sugar Creek風電設施的49%所有權權益;
·利息支出增加7510萬美元,原因是利率上升以及支持增長舉措的借貸增加;
·折舊費用增加1150萬美元,由公司投入的額外資本推動;以及
·行政費用增加1020萬美元,主要原因是技術費用,包括與網絡安全相關的費用;部分被抵消
·監管服務集團的營業利潤增加了9050萬美元,主要是由於實施了新的費率;
·税收回收增加3920萬美元,主要是由於與可再生能源項目相關的ITC和PTC的確認增加,以及淨利潤降低的税收影響。
截至2023年12月31日止十二個月,AQN的平均匯率為加拿大兑美元約0. 7410,而2022年同期則為0. 7682,而截至12月31日止十二個月,智利比索兑美元的平均匯率約為0. 0012。二零二二年同期則為0. 0011。因此,AQN的任何加拿大或智利實體以當地貨幣計算的收入或支出的任何同比差異,都會受到換算成AQN報告貨幣後平均匯率變化的影響。
截至2023年12月31日止十二個月,AQN錄得總收益2,698,000,000元,而2022年同期則為2,765,000,000元,減少6,700,000元或2. 4%。截至二零二三年十二月三十一日止十二個月,導致AQN收益較二零二二年同期增加的主要因素如下:
| | | | | |
(所有美元金額以百萬美元為單位) | 截至12月31日的12個月 |
比較上期收入 | $ | 2,765.0 | |
受監管的服務集團 | |
現有設施 | |
電力:減少主要是由於較低的風力定價約2700萬美元和不利天氣約2700萬美元在帝國(MO,KS,AR,OK)電力系統,其餘減少主要是由於一次性保險收益為Neosho Ridge風力設施。 | (66.7) | |
天然氣:減少主要是由於通過商品成本降低。 | (72.0) | |
水:增加主要是由於Suralis(智利)供水系統的通貨膨脹率增加機制以及利奇菲爾德公園(AZ)供水和下水道系統和黃金峽谷(AZ)下水道系統的有機增長。 | 21.3 | |
其他:減少主要由於百慕大不受監管業務活動減少所致。 | (5.6) | |
| (123.0) | |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
差餉檢討 | |
電力:增加主要由於CalPeco(CA)電力系統實施新費率,追溯至2022年第一季度,以及Empire(OK,MO)、Granite State(NH)和BELCO(百慕大)電力系統實施新費率。 | 84.6 | |
天然氣:增加主要是由於在能源北方(NH),桃州(GA),聖勞倫斯(紐約),中部(MO)和帝國(MO)天然氣系統實施新的費率。
| 5.2 | |
水:增加主要由於Park(CA)供水系統實施新費率,一次性收入追溯至2022年第三季度,以及Pine Bluff(AR)供水系統實施新費率。 | 12.4 | |
| 102.2 | |
外匯交易 | 3.4 | |
| |
| |
| |
可再生能源集團 | |
現有設施 | |
水電:減少主要是由於沿海地區的零售額下降和加拿大西部地區不利的能源市場定價。 | (5.3) | |
風力CA:減少主要是由於加拿大所有風力設施的風力資源減少。 | (7.6) | |
美國風:減少主要是由於美國風力設施的風力資源減少。 | (14.8) | |
太陽能:減少主要由於大部分太陽能設施的能源市場定價不利所致。 | (2.1) | |
熱能和可再生天然氣:減少主要是由於桑格和温莎船閘熱力設施不利的能源市場定價。 | (17.3) | |
其他:減少的主要原因是投資組合優化收入較低。
| (7.4) | |
| (54.5) | |
新設施 | |
| |
美國風能:增加主要由Deerfield II風力設施驅動(2023年3月實現COD)。 | 4.5 | |
| |
| |
其他:增加主要由藍山風電設施(於2022年4月達到COD)帶動。
| 4.4 | |
| 8.9 | |
外匯交易 | (4.0) | |
| |
本期收入 | $ | 2,698.0 | |
2023年淨收益摘要
截至2023年12月31日的三個月,股東應佔淨收益總計186.3美元,而2022年同期股東應佔淨虧損為7,440萬美元,增加2.607億美元或350.4%。截至2023年12月31日的12個月,股東應佔淨收益總計2,870萬美元,而2022年同期股東應佔淨虧損為2.12億美元,增加2.407億美元,增幅為113.5%。下表概述了截至2023年12月31日的3個月和12個月的股東應佔淨收益(虧損)與2022年同期相比的變化。對這些因素的更詳細分析可以在AQN:公司和其他費用項下找到。
| | | | | | | | | | | | | |
股東應佔淨收益(虧損)變動情況 | 截至三個月 | | 截至12個月 | | |
| 12月31日 | | 12月31日 | | |
(所有美元金額以百萬美元為單位) | 2023 | | 2023 | | |
股東應佔淨虧損--前期餘額 | $ | (74.4) | | | $ | (212.0) | | | |
調整後的EBITDA1 | 38.8 | | | 42.6 | | | |
非控股權益應佔淨收益,不包括HLBV | (10.5) | | | (34.6) | | | |
所得税追回 | (27.4) | | | 24.8 | | | |
利息支出 | (9.9) | | | (75.1) | | | |
其他淨虧損 | (11.8) | | | (111.5) | | | |
資產減值準備 | 136.1 | | | 136.1 | | | |
權益法被投資人減值 | 75.9 | | | 75.9 | | | |
收入中計入能源衍生品的未實現虧損 | (2.6) | | | (6.6) | | | |
養卹金和離職後非服務費用 | (0.2) | | | (8.9) | | | |
按公允價值列賬的投資價值變動 | 137.5 | | | 269.1 | | | |
| | | | | |
課税股權發行成本 | — | | | (1.2) | | | |
衍生金融工具的收益 | (5.8) | | | 0.2 | | | |
出售資產的收益 | (62.8) | | | (64.0) | | | |
| | | | | |
外匯 | 10.7 | | | 5.4 | | | |
折舊及攤銷 | (7.3) | | | (11.5) | | | |
股東應佔淨盈利—本期結餘 | $ | 186.3 | | | $ | 28.7 | | | |
| | | | | |
淨收益變動(美元) | $ | 260.7 | | | $ | 240.7 | | | |
淨收益變動(%) | 350.4 | % | | 113.5 | % | | |
截至2023年12月31日止三個月,經營活動提供的現金總額為200. 7百萬美元,而2022年同期則為214. 6百萬美元,減少13. 9百萬美元,主要由於營運資金項目變動所致。在截至2023年12月31日的三個月內,來自運營的調整後資金總額為1.989億美元,而2022年同期來自運營的調整後資金為1.919億美元,增加了700萬美元(參見關於非GAAP措施的警告)。
截至2023年12月31日止三個月,經調整EBITDA總額為334. 3百萬美元,而2022年同期為295. 5百萬美元,增加38. 8百萬美元或13. 1%(見非公認會計原則措施的警告)。對這一差異的更詳細分析見下文非公認會計原則財務指標下的調整後EBITDA與淨利潤的對賬。
截至2023年12月31日止十二個月,經營活動提供的現金總額為628. 0百萬美元,而2022年同期則為619. 1百萬美元,增加8. 9百萬美元,主要由於營運資金項目變動所致。截至2023年12月31日止的12個月內,來自運營的調整後資金總額為7.246億美元,而2022年同期來自運營的調整後資金為7.903億美元,減少了6570萬美元(參見關於非GAAP措施的警告)。
截至2023年12月31日止十二個月,經調整EBITDA總額為1,235. 4百萬美元,而2022年同期為1,192. 8百萬美元,增加4,260萬美元或3. 6%(請參閲非公認會計原則措施的注意事項)。對這一差異的更詳細分析見下文非公認會計原則財務指標下的調整後EBITDA與淨利潤的對賬。
2023年調整後EBITDA摘要
截至2023年12月31日止三個月的經調整EBITDA(見非公認會計準則措施的警告)總計為334.3百萬美元,而2022年同期為295.5百萬美元,增加38.8百萬美元或13. 1%。 截至2023年12月31日止十二個月的經調整EBITDA總額為1,235,400,000元,而2022年同期則為1,192,800,000元,增加4,260,000元或3. 6%。按公司主要業務部門劃分的經調整EBITDA明細和變動摘要如下。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至三個月 | | 截至12個月 |
按業務部門劃分的調整後EBITDA 1 | 12月31日 | | 12月31日 |
(所有美元金額以百萬美元為單位) | 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 |
受監管服務集團的分部經營利潤1 | $ | 238.3 | | | $ | 214.4 | | | $ | 954.1 | | | $ | 863.6 | |
可再生能源集團分部經營利潤1 | 107.6 | | | 101.5 | | | 371.8 | | | 410.7 | |
行政費用 | (19.3) | | | (21.2) | | | (90.4) | | | (80.2) | |
其他收入和支出 | 7.7 | | | 0.8 | | | (0.1) | | | (1.3) | |
總AQN調整後EBITDA 1 | $ | 334.3 | | | $ | 295.5 | | | $ | 1,235.4 | | | $ | 1,192.8 | |
調整後EBITDA 1的變動($) | $ | 38.8 | | | | | $ | 42.6 | | | |
調整後EBITDA 1的變化(%) | 13.1 | % | | | | 3.6 | % | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
調整後EBITDA1明細的變動 | 截至2023年12月31日的三個月 |
(所有美元金額以百萬美元為單位) | 監管的服務 | 可再生能源 | 公司 | 總計 |
上期餘額 | $ | 214.4 | | $ | 101.5 | | $ | (20.4) | | $ | 295.5 | |
現有設施和投資 | 12.1 | | 5.4 | | 6.9 | | 24.4 | |
新設施和投資 | — | | (1.4) | | — | | (1.4) | |
差餉檢討 | 11.7 | | — | | — | | 11.7 | |
| | | | |
| | | | |
外匯影響 | 0.1 | | 2.1 | | — | | 2.2 | |
行政費用 | — | | — | | 1.9 | | 1.9 | |
期間的總變動量 | $ | 23.9 | | $ | 6.1 | | $ | 8.8 | | $ | 38.8 | |
本期餘額 | $ | 238.3 | | $ | 107.6 | | $ | (11.6) | | $ | 334.3 | |
| | | | | | | | | | | | | | |
調整後EBITDA1明細的變動 | 截至2023年12月31日的12個月 |
(所有美元金額以百萬美元為單位) | 監管的服務 | 可再生能源 | 公司 | 總計 |
上期餘額 | $ | 863.6 | | $ | 410.7 | | $ | (81.5) | | $ | 1,192.8 | |
現有設施和投資 | 26.7 | | (45.4) | | 1.2 | | (17.5) | |
新設施和投資 | — | | 9.1 | | — | | 9.1 | |
差餉檢討 | 62.6 | | — | | — | | 62.6 | |
| | | | |
| | | | |
外匯影響 | 1.2 | | (2.6) | | — | | (1.4) | |
行政費用 | — | | — | | (10.2) | | (10.2) | |
期間的總變動量 | $ | 90.5 | | $ | (38.9) | | $ | (9.0) | | $ | 42.6 | |
本期餘額 | $ | 954.1 | | $ | 371.8 | | $ | (90.5) | | $ | 1,235.4 | |
監管服務集團
受規管服務集團主要經營費率受規管的公用事業,截至2023年12月31日,該公司為電力、天然氣、水和廢水行業的約1,256,000個客户連接提供配電服務,較2022年12月31日增加約6,000個客户連接。
監管服務集團的戰略是通過收購有機增長其業務。受規管服務集團相信,透過建立建設性的監管及客户關係,以及加強其經營所在社區的客户聯繫,可將業務業績最大化。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
公用事業系統類型 | 截至12月31日 |
2023 | | 2022 |
(所有美元金額以百萬美元為單位) | 資產 | 淨公用事業銷售額1 | 客户連接總數2 | | 資產 | 淨公用事業銷售額1 | 客户連接總數2 |
電 | 5,142.7 | | 865.7 | | 309,000 | | | 5,016.5 | | 813.4 | | 309,000 | |
天然氣 | 1,843.5 | | 354.1 | | 375,000 | | | 1,722.6 | | 345.9 | | 375,000 | |
水和廢水 | 1,678.1 | | 379.5 | | 572,000 | | | 1,525.1 | | 346.1 | | 566,000 | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
其他 | 281.3 | | 51.1 | | | | 290.7 | | 54.2 | | |
總計 | $ | 8,945.6 | | $ | 1,650.4 | | 1,256,000 | | | $ | 8,554.9 | | $ | 1,559.6 | | 1,250,000 | |
| | | | | | | |
累計遞延所得税負債 | $ | 750.8 | | | | | $ | 689.1 | | | |
| | | | | |
1 | 截至二零二三年及二零二二年十二月三十一日止十二個月的公用事業銷售淨額。參見關於非GAAP措施的注意事項。 |
2 | 客户連接總數表示所有活動和空閒客户連接的總和。 |
受規管服務集團按公用事業系統類型(電力、天然氣、供水和廢水系統)彙總其公用事業業務的表現。
配電系統由受監管的配電公用事業系統組成,截至2023年12月31日,該系統為美國加利福尼亞州、新罕布什爾州、密蘇裏州、堪薩斯州、俄克拉荷馬州和阿肯色州以及百慕大的約309,000個客户連接提供服務。
天然氣分配系統由受監管的天然氣分配公用事業系統組成,截至2023年12月31日,為位於美國新罕布什爾州、伊利諾伊州、愛荷華州、密蘇裏州、喬治亞州、馬薩諸塞州和紐約州以及加拿大新不倫瑞克省的約375,000個客户連接提供服務。
水和廢水分配系統由受管制的水分配和廢水收集公用事業系統組成,截至2023年12月31日,為位於美國阿肯色州、亞利桑那州、加利福尼亞州、伊利諾伊州、密蘇裏州、紐約州和德克薩斯州以及智利的約572,000個客户連接提供服務。
2023年度使用結果
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
配電系統 | 截至12月31日的三個月 | | 截至12月31日的12個月 |
| 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 |
該期間的平均活躍電力客户連接數 | | | | | | | |
住宅 | 262,900 | | | 262,500 | | 262500 | 262,700 | | | 261,900 | |
工商業 | 42,900 | | | 43,200 | | | 42,700 | | | 42,800 | |
該期間的平均活躍電力客户連接總數 | 305,800 | | | 305,700 | | | 305,400 | | | 304,700 | |
| | | | | | | |
客户使用量(GW-HRS) | | | | | | | |
住宅 | 635.1 | | | 653.3 | | | 2,741.5 | | | 2,899.6 | |
工商業 | 902.2 | | | 924.2 | | | 3,820.0 | | | 3,849.3 | |
客户總使用量(GW-HRS) | 1,537.3 | | | 1,577.5 | | | 6,561.5 | | | 6,748.9 | |
截至2023年12月31日止三個月,配電系統總使用量為1,537. 3兆瓦時,較2022年同期的1,577. 5兆瓦時減少40. 2兆瓦時或2. 5%。電力消耗減少主要由於Empire Electric System天氣轉暖所致。
截至2023年12月31日止十二個月,配電系統的總使用量為6,561. 5兆瓦時,較2022年同期的6,748. 9兆瓦時減少187. 4兆瓦時或2. 8%。電力消耗減少主要是由於帝國電力系統的冬季較暖,夏季較冷。
受監管服務集團約47%的配電系統收入預計不會受到客户使用變化的影響,因為它們受到容量解耦或代表固定費用賬單。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
天然氣輸送系統 | 截至12月31日的三個月 | | 截至12月31日的12個月 |
| 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 |
期間天然氣客户的平均活躍連接數 | | | | | | | |
住宅 | 325,600 | | | 321,100 | | | 326,500 | | | 320,300 | |
工商業 | 40,800 | | | 39,100 | | | 40,600 | | | 38,800 | |
期間平均活躍的天然氣客户連接總數 | 366,400 | | | 360,200 | | | 367,100 | | | 359,100 | |
| | | | | | | |
客户使用量(MMBTU) | | | | | | | |
住宅 | 4,358,000 | | | 5,433,000 | | | 18,822,000 | | | 20,912,000 | |
工商業 | 4,894,000 | | | 5,723,000 | | | 20,215,000 | | | 20,607,000 | |
客户總使用量(MMBTU) | 9,252,000 | | | 11,156,000 | | | 39,037,000 | | | 41,519,000 | |
截至2023年12月31日止三個月,天然氣分配系統的使用量合共9,252,000百萬噸單位,較2022年同期的11,156,000百萬噸單位減少1,904,000百萬噸單位或17. 1%。客户使用量減少主要是由於中部各州和帝國區天然氣系統的天氣變暖。
截至2023年12月31日止十二個月,天然氣分配系統的使用量合共為39,037,000百萬噸單位,而2022年同期為41,519,000百萬噸單位,減少2,482,000百萬噸單位或6. 0%。客户使用量減少主要是由於中部各州、新英格蘭天然氣和帝國地區天然氣系統的天氣變暖。
監管服務集團約86%的天然氣分配系統收入預計不會受到客户使用變化的影響,因為它們受到容量解耦或代表固定費用賬單。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
水和廢水分配系統 | 截至12月31日的三個月 | | 截至12月31日的12個月 |
| 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 |
期間的平均活躍客户連接數 | | | | | | | |
廢水處理客户連接 | 55,600 | | | 49,100 | | | 52,100 | | | 48,100 | |
配水客户連接 | 506,300 | | | 504,600 | | | 508,400 | | | 501,300 | |
期間的平均活躍客户連接總數 | 561,900 | | | 553,700 | | | 560,500 | | | 549,400 | |
| | | | | | | |
提供加侖(百萬加侖) | | | | | | | |
所處理廢水 | 869 | | | 822 | | | 3,350 | | | 3,233 | |
提供的水 | 10,188 | | | 9,851 | | | 41,435 | | | 41,527 | |
提供的總加侖(百萬加侖) | 11,057 | | | 10,673 | | | 44,785 | | | 44,760 | |
截至2023年12月31日止三個月,供水及廢水分配系統向客户提供約101. 88億加侖水,並處理約8. 69億加侖廢水。相比之下,二零二二年同期提供的98.51億加侖水和處理的8.22億加侖廢水,提供的總加侖增加了3.37億加侖或3.4%,處理的總加侖增加了4700萬加侖或5.7%。供水量的增加主要是由於利奇菲爾德公園供水系統的客户增長,而污水處理量的增加主要是由於利奇菲爾德公園和Rio Rico供水系統的客户增長。
截至2023年12月31日止十二個月,供水及廢水分配系統向客户提供約414. 35億加侖水,並處理約33. 50億加侖廢水。相比之下,二零二二年同期提供的415.27億加侖水和處理的32.33億加侖廢水,提供的總加侖減少了9200萬加侖或0.2%,處理的總加侖增加了1.17億加侖或3.6%。供水量的減少主要是由於加州乾旱限制公園供水系統。廢水處理量的增加主要是由於利奇菲爾德公園和裏奧里科水務系統的客户增長。
受監管服務集團約50%的水和廢水分配系統收入預計不會受到客户使用變化的影響,因為它們受到容量解耦或代表固定費用賬單。
2023年受監管服務集團經營業績
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至三個月 | | 截至12個月 |
| 12月31日 | | 12月31日 |
(所有美元金額以百萬美元為單位) | 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 |
收入 | | | | | | | |
受管制的配電 | $ | 297.0 | | | $ | 325.8 | | | $ | 1,295.5 | | | $ | 1,278.9 | |
減去:購買的受監管電力 | (95.7) | | | (124.2) | | | (429.8) | | | (465.5) | |
公用事業淨銷售額—電力1 | 201.3 | | | 201.6 | | | 865.7 | | | 813.4 | |
受管制的氣體分配 | 167.4 | | | 221.8 | | | 621.2 | | | 686.7 | |
減少:購買的受監管氣體 | (71.6) | | | (125.5) | | | (267.1) | | | (340.8) | |
公用事業淨銷售額—天然氣1 | 95.8 | | | 96.3 | | | 354.1 | | | 345.9 | |
受管制的水回收和分配 | 100.5 | | | 89.0 | | | 399.1 | | | 364.4 | |
減少:購買的管制用水 | (5.9) | | | (8.6) | | | (19.6) | | | (18.3) | |
公用事業淨銷售額—水回收和分配1 | 94.6 | | | 80.4 | | | 379.5 | | | 346.1 | |
| | | | | | | |
其他收入2 | 11.6 | | | 14.5 | | | 51.1 | | | 54.2 | |
淨公用事業銷售額1,3 | 403.3 | | | 392.8 | | | 1,650.4 | | | 1,559.6 | |
運營費用 | (193.4) | | | (185.8) | | | (786.6) | | | (736.5) | |
長期投資收入 | 11.6 | | | 5.2 | | | 45.0 | | | 21.9 | |
HLBV 4 | 16.8 | | | 2.2 | | | 45.3 | | | 18.6 | |
部門經營利潤1,5 | $ | 238.3 | | | $ | 214.4 | | | $ | 954.1 | | | $ | 863.6 | |
| | | | | |
1 | 請參閲有關非GAAP衡量標準的注意事項。 |
2 | 請參閲年度綜合財務報表附註21。 |
3 | 此表包含公用事業淨銷售額與收入的對賬。下表之相關章節乃衍生自綜合經營報表及年度綜合財務報表附註21“分類資料”,並應與之一併閲讀。本補充披露旨在更全面地解釋與公用事業淨銷售有關的披露,並提供與受監管服務集團經營業績有關的額外信息。投資者需要注意的是,公用事業淨銷售額不應被解釋為收入的替代品。 |
4 | HLBV收入指受監管服務集團於期內於魯寧及綠松石太陽能設施以及Neosho Ridge、Kings Point及North Fork Ridge風力設施貨幣化的淨税項價值。 |
5 | 本表載列受規管服務集團分部經營溢利與收入之對賬。下表之相關章節乃衍生自綜合經營報表及年度綜合財務報表附註21“分類資料”,並應與之一併閲讀。本補充披露旨在更全面地解釋與分部經營溢利有關的披露,並提供與受監管服務集團經營表現有關的額外資料。投資者應注意,部門經營利潤不應被解釋為收入的替代品。 |
| |
2023年第四季度經營業績
截至2023年12月31日止三個月,受規管服務集團錄得收入5.649億美元(即,2.97億美元的受管制電力分配,1.674億美元的受管制天然氣分配和1.005億美元的受管制水回收和分配),而上一年同期的收入為6.366億美元(即,3.258億美元的受規管電力分配、2.218億美元的受規管天然氣分配和8 900萬美元的受規管水回收和分配)。
截至2023年12月31日止三個月,受監管服務集團報告分部經營利潤(不包括企業行政費用)為2.383億美元,而去年同期為2.144億美元(見非公認會計準則措施的注意事項)。
下表總結了這些變化的要點:
| | | | | |
(所有美元金額以百萬美元為單位) | 截至12月31日的三個月 |
前期分部經營利潤1 | $ | 214.4 | |
現有設施 | |
電力:增加的主要原因是HLBV收入增加,部分被帝國(MO、KS、AR、OK)電力系統的不利天氣所抵消。 | 10.5 | |
天然氣: | (0.9) | |
水資源:減少主要由於營運開支增加所致。 | (2.8) | |
其他:增加主要由於監管資產賬户利息收入增加所致。 | 5.3 | |
| 12.1 | |
| |
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| |
| |
| |
差餉檢討 | |
電力:增加主要是由於在CalPeco(CA),Empire(OK),Granite State(NH)和BELCO(百慕大)電力系統實施新的費率。 | 6.1 | |
天然氣: | 0.4 | |
水:增加主要是由於在公園水(CA)和鬆樹崖(AR)水系統執行新的費率。 | 5.2 | |
| 11.7 | |
| |
外匯交易 | 0.1 | |
| |
| |
本期分部經營利潤1 | $ | 238.3 | |
2023年度經營業績
截至2023年12月31日止的十二個月,監管服務集團報告收入為23.157億美元,(包括12.955億美元的受規管電力分配收入、6.212億美元的受規管天然氣分配收入和3.991億美元的受規管水回收和分配收入)相比,收入為2美元,上一年同期的3.300億美元(包括12.789億美元的受管制電力分配收入、6.867億美元的受管制天然氣分配收入和3.644億美元的受管制水回收和分配收入)。
在截至2023年12月31日的12個月內,受監管服務集團報告的事業部營業利潤(不包括公司管理費用)為9.541億美元,而去年同期為8.636億美元(見關於非GAAP措施的注意事項)。
下表總結了這些變化的要點:
| | | | | |
(所有美元金額以百萬美元為單位) | 截至12月31日的12個月 |
前期分部經營利潤1 | $ | 863.6 | |
現有設施 | |
電力:增加主要是由於HLBV收入增加,部分被帝國(MO,KS,OK,AR)電力系統的不利天氣和Neosho Ridge設施的一次性保險收入所抵消。 | 2.7 | |
| |
天然氣: | (0.3) | |
用水量:增加的主要原因是利奇菲爾德公園(AZ)給水和下水道系統以及金峽谷(AZ)下水道系統的有機增長。 | 2.3 | |
| |
其他:增加主要由於監管資產賬户利息收入增加所致。 | 22.0 | |
| 26.7 | |
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| |
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差餉檢討 | |
電力:增加主要由於CalPeco(CA)電力系統實施新費率,追溯至2022年第一季度,以及Empire(OK,MO)、Granite State(NH)和BELCO(百慕大)電力系統實施新費率。 | 45.0 | |
天然氣:增加主要是由於在能源北方(NH),桃州(GA),聖勞倫斯(紐約),中部(MO)和帝國(MO)天然氣系統實施新的費率。
| 5.2 | |
水:增加主要由於Park(CA)供水系統實施新費率,一次性收入追溯至2022年第三季度,以及Pine Bluff(AR)供水系統實施新費率。 | 12.4 | |
| 62.6 | |
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外匯交易 | 1.2 | |
本期分部經營利潤1 | $ | 954.1 | |
監管程序
下表彙總了受監管服務集團內目前正在進行、已完成或將於2023年生效的主要監管程序。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
實用程序 | 管轄權 | 監管程序類型 | 速率請求 (百萬) | 現狀 | | |
已完成費率審查 | | | | | | |
貝爾科 | 百慕大羣島 | 一般費率案例(“GRC”) | $34.8 | 2021年9月30日,該公司提交了收入津貼申請,要求2022年增加3480萬美元,2023年增加610萬美元。2022年3月18日,監管機構批准每年增加2280萬美元,2022年的收入津貼為2.241億美元,2023年的收入津貼為2.262億美元。註冊管理局批准了7. 16%的回報率,包括62%的股本和8. 92%的股本回報率(“股本回報率”)。於二零二二年四月,BELCO向百慕大最高法院提出上訴,質疑註冊管理局通過最近的零售關税審查作出的決定。2024年2月19日,百慕大最高法院發佈命令,駁回BELCO的上訴。任何進一步的上訴必須在2024年4月4日之前提出。 | | |
蘋果谷供水系統 | 加利福尼亞 | GRC | $2.9 | 於2021年7月2日,本公司提交申請,要求根據9. 4%的淨資產收益率和57%的股本結構,於2022年、2023年和2024年增加收入290萬美元。加州公用事業委員會(“CPUC”)公共倡導者辦公室於2022年1月發佈報告。2022年2月提交反駁證詞,2022年3月舉行聽證會。 2023年2月3日,CPUC發佈了一項最終命令,授權2022年年度收入增加150萬美元,隨後預計2023年和2024年分別增加160萬美元和150萬美元。新税率於2023年4月7日生效,追溯至2022年7月1日。 | | |
公園供水系統 | 加利福尼亞 | GRC | $5.5 | 於2021年7月2日,本公司提交申請,要求根據9. 4%的淨資產收益率和57%的股權資本結構,於2022年、2023年和2024年分別增加收入550萬美元和180萬美元。CPUC公益律師辦公室於2022年1月發佈報告。2022年2月提交反駁證詞,2022年3月舉行聽證會。 2023年2月3日,CPUC發佈了一項最終命令,授權2022年年度收入增加110萬美元,隨後預計2023年和2024年分別增加150萬美元和150萬美元。新税率於2023年4月7日生效,追溯至2022年7月1日。 | | |
卡爾佩科電氣系統 | 加利福尼亞 | GRC | $35.7 | 2021年5月28日,提交了一份申請,要求根據10.5%的淨資產收益率和54%的股權資本結構,在2022年增加3570萬美元的收入。CPUC公共倡導者辦公室於2022年2月23日發佈了報告,Calpeo於2022年3月提交了反駁證詞。2022年5月,達成和解,解決了除淨資產收益率以外的所有問題。2023年4月27日,CPUC發佈了最終命令,授權每年增加2700萬美元的收入。新税率於2023年7月1日生效,追溯至2022年1月。 | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
實用程序 | 管轄權 | 監管程序類型 | 速率請求 (百萬) | 現狀 | | |
聖勞倫斯天然氣公司 | 紐約 | GRC | $4.1 | 2021年11月24日,提交了一份申請,要求在淨資產收益率為10.5%、資本結構為50%的基礎上增加340萬美元的收入。2022年1月31日,提交了補充申請,將請求的收入增加更新為410萬美元。紐約州公共服務部工作人員於2022年6月3日提交了證詞,聖勞倫斯天然氣公司於2022年6月24日提交了反駁證詞。2023年3月31日,各方提交了一份解決所有問題的聯合提案。2023年6月22日,歐盟委員會發布命令,批准聯合提案的條款,並授權在2023-2025年期間增加520萬美元的收入。新税率於2023年7月1日生效。 | | |
松林懸崖水 | 阿肯色州 | GRC | $5.9 | 於2022年9月30日提交申請,尋求在三年內分階段實現10.5%的淨資產收益率和52%的股本比率,使收入增加590萬美元。2023年8月4日,阿肯色州公共服務委員會發布命令,批准各方提交的一致和解協議,授權每年增加340萬美元的收入。新利率於2023年8月15日生效。 | | |
天然氣新不倫瑞克 | 新不倫瑞克 | GRC | -$0.6 | 2023年3月3日,根據能源和公用事業委員會最近的決定,提交了收入減少60萬美元的申請,批准了45%的股權資本結構和9.8%的淨資產收益率。2023年9月21日,能源和公用事業委員會發布了一項決定,授權將收入減少70萬美元。 | | |
帝國電氣 | 阿肯色州 | GRC | $7.3 | 於2023年2月14日提交申請,尋求在三年內分階段實現10.25%的淨資產收益率和56%的股本比率基礎上增加730萬美元的收入。2023年12月7日,阿肯色州公共服務委員會發布命令,批准和解協議,授權增加530萬美元的收入。新税率於2024年1月1日生效。 | | |
五花八門 | 五花八門 | 五花八門 | $0.1 | 2023年2月22日,亞利桑那州公司委員會發布了一項命令,批准擬議中的兩個廢水處理公用事業公司的費率和關税以及2023年3月1日生效的新費率。 | | |
掛起的費率審查 | | | | | | |
花崗巖國家電氣 | 新漢普郡 | GRC | $15.5 | 2023年5月5日,提交了一份申請,尋求根據10.35%的淨資產收益率和55%的股本比率永久增加1550萬美元的收入。暫定税率為550萬元,自2023年7月1日起實施。2023年12月13日,能源部提出動議,尋求駁回此案。2024年1月23日舉行了證據聽證會。新漢普郡公用事業委員會(NHPUC)已將此案擱置至2024年4月15日,以便它可以考慮這項動議,並使該公司能夠向委員會提供對費率申請中的財務信息的第三方審查。 | | |
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實用程序 | 管轄權 | 監管程序類型 | 速率請求 (百萬) | 現狀 | | |
紐約水務 | 紐約 | GRC | $39.7 | 2023年5月4日,公司提交了一份申請,尋求根據10%的淨資產收益率和50%的股權比率增加3970萬美元的收入。 | | |
能源北方天然氣 | 新漢普郡 | GRC | $27.5 | 2023年7月27日,公司提交了一份申請,尋求根據10.35%的淨資產收益率和55%的股權比率增加2750萬美元的收入。委員會於2023年10月31日批准了870萬美元的臨時費率。臨時利率上調追溯至2023年10月1日。2024年2月5日,該公司要求NHPUC將此案推遲到2024年4月12日,以便該公司可以向委員會提供對收入要求所依據的財務信息的第三方審查。2024年2月16日,美國能源部提出動議,尋求駁回此案。2024年3月6日,就駁回動議和暫緩請求舉行聽證會。 | | |
Midstates Gas | 伊利諾伊州 | GRC | $5.3 | 2023年12月20日,公司提交了一份申請,要求根據10.80%的淨資產收益率和54%的股權比率增加收入530萬美元。 | | |
Rio Rico Water & Sewer,Bella Vista Water,Beardsley Water,Cordes Lakes Water | 亞利桑那州 | GRC | $5.4 | 2023年12月28日,公司提交了一份申請,要求根據10.95%的淨資產收益率和54%的股權比率增加收入540萬美元。 | | |
公園水 | 加利福尼亞 | GRC | $9.3 | 2024年1月2日,該公司提交了一份申請,要求根據9.35%的淨資產收益率和57%的股權比率增加930萬美元的收入。 | | |
蘋果谷水 | 加利福尼亞 | GRC | $3.1 | 2024年1月2日,該公司提交了一份申請,要求根據9.35%的淨資產收益率和57%的股權比率增加310萬美元的收入。 | | |
與中西部極端天氣事件和阿斯伯裏退休有關的訴訟程序
二零二一年二月,德克薩斯州及美國中部部分地區遭遇極端冬季風暴(“中西部極端天氣事件”),導致Empire Electric代表客户購買燃料及電力的成本大幅增加。
當Empire Electric於二零二一年五月提交其最近一宗密蘇裏州費率案件(“Empire費率案件”)時,包括要求收回與中西部極端天氣事件有關的費用。2021年7月,密蘇裏州眾議院第734號法案簽署成為法律,為公用事業公司提供了通過證券化方式為非常天氣事件成本回收提供資金的選擇(“證券化法規”)。當它在2022年1月提交了反證證詞時,帝國電氣從其費率請求中刪除了與中西部極端天氣事件相關的所有費用。根據證券化法規,帝國電氣尋求授權發行與中西部極端天氣事件相關的約2.22億美元證券化公用事業關税債券。
此外,作為其2017年和2019年綜合資源計劃(“IRP”)的一部分,帝國電氣分析了退役於1970年建造的燃煤發電機組Asbury的影響,並確定這樣做將為客户帶來可觀的節省。Asbury於2020年3月1日退休。2020年7月23日,密蘇裏州公共服務委員會(“MPSC”)發佈行政會計令(“AAO”),指示帝國電氣自2020年1月1日起建立監管資產和負債賬户,以反映關閉阿斯伯裏對密蘇裏州運營和資本開支的影響。
帝國電氣最初試圖在帝國費率案中收回與阿斯伯裏相關的收入和費用,以及AAO的餘額。於證券化法規通過後,所有Asbury相關結餘已從Empire Rate案移除,而Empire Electric於2022年3月21日提交呈請,要求根據證券化法規將Asbury相關結餘證券化。帝國電氣尋求授權發行約1.41億美元的證券化公用事業關税債券,用於其阿斯伯裏成本,其中包括約2100萬美元的資產退休債務,這是帝國電氣將從阿斯伯裏退休中收回但尚未發生的成本估計。
於2022年4月27日,MPSC發佈命令,以進行聽證,合併有關Asbury和中西部極端天氣事件的證券化量子融資的案件,聽證會於2022年6月13日的一週舉行。於2022年8月18日及2022年9月22日,MPSC分別發佈及修訂了一份報告及命令,授權Empire Electric將約2.904億美元的合格非常成本(中西部極端天氣事件)、能源轉型成本(阿斯伯裏)及與擬議證券化相關的前期融資成本證券化(“證券化命令”)。證券化令授權的金額與本公司就該等事宜遞延的費用大致一致。帝國電氣公司提交了一份重審請求,要求重新考慮MPSC拒絕收回中西部極端天氣事件成本的5%,其累計遞延所得税的計算,以及排除與阿斯伯裏工廠相關的某些賬面費用等問題。2022年10月12日,MPSC駁回了所有重審動議。帝國電氣於2022年11月10日向密蘇裏州西區上訴法院提出上訴。2023年7月聽取口頭辯論。2023年8月1日,法院確認了2.904億美元的證券化金額以及截至發行日期的某些額外持有成本。該公司於2024年1月30日完成了發行本金總額為3.055億美元的證券化債券,以符合MPSC的命令,以收回與中西部極端天氣事件和阿斯伯裏的剩餘賬面價值相關的成本。MPSC的命令排除了與阿斯伯裏相關的一部分賬面成本和税款,該公司一次性淨虧損6350萬美元(扣除税款4850萬美元)(“證券化核銷”)。
可再生能源集團
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2023年發電業績 |
| 長期平均資源1 | | 截至12月31日的三個月 | | 長期平均資源1 | | 截至12月31日的12個月 |
(售出以GW-小時為單位的性能) | | 2023 | | 2022 | | | 2023 | | 2022 |
海德魯設施: | | | | | | | | | | | |
海洋區域 | 37.6 | | | 43.3 | | | 48.2 | | | 148.2 | | | 157.1 | | | 149.1 | |
魁北克地區 | 72.6 | | | 76.7 | | | 74.1 | | | 273.3 | | | 294.8 | | | 292.0 | |
安大略省地區 | 26.2 | | | 29.9 | | | 27.9 | | | 120.4 | | | 107.7 | | | 116.0 | |
西部地區 | 12.6 | | | 11.0 | | | 10.2 | | | 65.0 | | | 51.8 | | | 52.1 | |
| 149.0 | | | 160.9 | | | 160.4 | | | 606.9 | | | 611.4 | | | 609.2 | |
加拿大風能設施: | | | | | | | | | | | |
聖達梅斯 | 22.7 | | | 19.1 | | | 23.4 | | | 76.9 | | | 64.0 | | | 77.7 | |
聖萊昂 | 121.4 | | | 116.3 | | | 125.4 | | | 430.2 | | | 373.6 | | | 435.0 | |
紅百合2 | 24.1 | | | 24.9 | | | 25.3 | | | 88.5 | | | 80.0 | | | 90.8 | |
莫爾斯 | 30.5 | | | 29.6 | | | 26.1 | | | 108.8 | | | 92.8 | | | 103.7 | |
阿默斯特 | 67.9 | | | 60.2 | | | 67.6 | | | 229.8 | | | 187.0 | | | 219.5 | |
藍山3 | 200.4 | | | 144.5 | | | 140.2 | | | 683.2 | | | 501.4 | | | 464.2 | |
EBR3 | 21.0 | | | 15.5 | | | 21.1 | | | 74.4 | | | 53.7 | | | 71.0 | |
| 488.0 | | | 410.1 | | | 429.1 | | | 1,691.8 | | | 1,352.5 | | | 1,461.9 | |
美國風能設施: | | | | | | | | | | | |
沙嶺 | 43.6 | | | 34.9 | | | 11.7 | | | 158.3 | | | 114.4 | | | 105.5 | |
米諾克 | 189.8 | | | 166.4 | | | 208.5 | | | 673.7 | | | 580.4 | | | 696.9 | |
元老院 | 140.0 | | | 115.3 | | | 114.2 | | | 520.4 | | | 463.2 | | | 490.0 | |
樹蔭下的橡樹 | 100.5 | | | 94.7 | | | 114.9 | | | 355.6 | | | 318.7 | | | 362.2 | |
Odell5 | 238.0 | | | 203.2 | | | 250.9 | | | 831.8 | | | 738.7 | | | 869.3 | |
Deerfield5 | 167.9 | | | 151.3 | | | 168.8 | | | 546.0 | | | 481.3 | | | 554.9 | |
糖溪5 | 212.6 | | | 177.5 | | | 193.0 | | | 724.8 | | | 606.9 | | | 661.4 | |
Maverick Creek | 480.2 | | | 354.0 | | | 362.6 | | | 1,920.6 | | | 1,472.1 | | | 1,620.9 | |
Deerfield II | 116.0 | | | 89.5 | | | — | | | 281.6 | | | 181.1 | | | — | |
桑迪嶺II9 | 75.1 | | | 64.7 | | | — | | | 87.8 | | | 70.5 | | | — | |
Shady Oaks II 10 | 95.8 | | | 79.2 | | | — | | | 95.8 | | | 79.2 | | | — | |
| 1,859.5 | | | 1,530.7 | | | 1,424.6 | | | 6,196.4 | | | 5,106.5 | | | 5,361.1 | |
太陽能設施: | | | | | | | | | | | |
康沃爾 | 2.2 | | | 1.8 | | | 2.4 | | | 14.7 | | | 14.0 | | | 14.8 | |
貝克斯菲爾德 | 13.0 | | | 9.4 | | | 9.9 | | | 77.2 | | | 61.9 | | | 67.2 | |
大灣區 | 37.6 | | | 46.6 | | | 44.1 | | | 205.7 | | | 211.7 | | | 214.7 | |
阿爾塔維斯塔 | 31.4 | | | 35.0 | | | 33.0 | | | 164.4 | | | 169.0 | | | 167.7 | |
巴豆 | 0.9 | | | 1.0 | | | 1.1 | | | 5.4 | | | 5.1 | | | 5.4 | |
Dalewood 7 | 0.2 | | | 0.1 | | | — | | | 1.0 | | | 0.8 | | | — | |
Hayhurst新墨西哥州11 | 5.8 | | 6.2 | | | — | | | 5.8 | | 6.2 | | | — | |
| 91.1 | | | 100.1 | | | 90.5 | | | 474.2 | | | 468.7 | | | 469.8 | |
可再生能源表現 | 2,587.6 | | | 2,201.8 | | | 2,104.6 | | | 8,969.3 | | | 7,539.1 | | | 7,902.0 | |
| | | | | | | | | | | |
供熱設施: | | | | | | | | | | | |
温莎鎖具 | 不適用7 | | 30.9 | | | 29.7 | | | 不適用7 | | 118.0 | | | 127.5 | |
Sanger | 不適用7 | | 0.8 | | | — | | | 不適用7 | | 11.9 | | | 149.1 | |
| | | 31.7 | | | 29.7 | | | | | 129.9 | | | 276.6 | |
總業績12 | | | 2,233.5 | | | 2,134.3 | | | | | 7,669.0 | | | 8,178.6 | |
| | | | | |
1 | 長期平均資源(“LTAR”)是基於每個項目開始時進行的天氣資源研究。 |
2 | AQN擁有75%的股權,但使用股權法對設施進行核算。數據顯示了該設施生產的全部能源。 |
3 | 藍山風電設施於2022年4月14日實現COD。AQN擁有20%股權,但以權益法將該融資入賬。數據顯示了預計的LTAR和該設施在季度產生的全部能量。 |
4 | AQN擁有50%股權,但以權益法入賬。數據顯示了該設施在本季度產生的全部能量。 |
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5 | AQN擁有Sugar Creek、Odell和Deerfield風能設施51%的股權,但為會計目的合併了這些設施。數據顯示了該季度設施生產的全部能源。 |
6 | Deerfield II風力設施於2023年3月23日實現COD。於2023年6月15日前,AQN擁有該設施的50%權益。於2023年6月15日,AQN收購其先前並無擁有的剩餘50%權益。數據顯示該設施在本季度產生的全部能量。 |
7 | Dalewood太陽能設施於2022年12月21日實現COD。 |
8 | 天然氣熱電聯產設施。 |
9 | Sandy Ridge II風力設施於2023年9月16日達到COD。AQN擁有該設施的50%權益,但使用權益法入賬。數據顯示該設施在本季度產生的全部能量。 |
10 | Shady Oaks II風力設施於2023年10月10日實現COD。AQN擁有該設施的50%權益,但使用權益法入賬。數據顯示該設施在本季度產生的全部能量。 |
11 | Hayhurst New Mexico太陽能設施於2023年11月6日實現COD。AQN擁有50%股權,但以權益法將融資入賬。數據顯示了預計的LTAR和該設施在季度產生的全部能量。 |
12 | 總性能代表每個設施產生的實際能量。 在某些情況下,渦輪機可用性低於預期將導致相對於LTAR的發電量不足。本公司在根據各種長期服務和維護協議補償該等不足時確認可用性收入。補償後的發電量並不反映在每個設施產生的實際能量中。 |
2023年第四季度可再生能源集團業績
截至2023年12月31日止三個月,可再生能源集團產生2,233. 5吉瓦時的電力,而2022年同期則為2,134. 3吉瓦時。
截至2023年12月31日止三個月,水力發電設施發電量為160. 9吉瓦時,較2022年同期的160. 4吉瓦時增加0. 3%。發電量佔LTAR的108. 0%,而二零二二年同期則為107. 7%。
截至2023年12月31日止三個月,風電設施產生1,940. 8吉瓦小時的電力,而2022年同期則為1,853. 7吉瓦小時,增加4. 70%。不包括2023年3月23日達到COD的Deerfield II風力設施、2023年9月16日達到COD的Sandy Ridge II風力設施和2023年10月10日達到COD的Shady Oaks II風力設施,產量比去年同期下降7.9%。風電設施(包括新設施)產生的電力相等於LTAR的82. 7%,而二零二二年同期則為90. 0%。
在截至2023年12月31日的三個月內,太陽能設施的發電量為100.1吉瓦時,而2022年同期的發電量為90.5千兆瓦時,增長10.6%。不包括2022年12月21日實現COD的Dalewood太陽能設施和2023年11月6日實現COD的Hayhurst新墨西哥州太陽能設施,產量比去年同期增長3.6%。太陽能設施,包括新設施,發電量相當於長期目標年發電量的109.9%,而2022年同期為106.3%。
截至2023年12月31日的三個月,熱力設施的發電量為31.7千兆瓦-小時,而2022年同期的發電量為29.7千兆瓦-小時。在同一時期,温莎船閘熱設施產生了1449億磅的蒸汽,而2022年同期的蒸汽為1305億磅。
2023年可再生能源集團年度業績
在截至2023年12月31日的12個月內,可再生能源集團的發電量為7,669.0千兆瓦時,而2022年同期為8,178.6千兆瓦時。
截至2023年12月31日止十二個月內,水電設施的發電量為611.4吉瓦時,較2022年同期的609.2吉瓦時增長0.4%。發電量佔長期轉化率的100.7%,而2022年同期為100.4%。
截至2023年12月31日止十二個月內,風力發電設施的發電量為6,459.0千兆瓦小時,較2022年同期的6,823.0千兆瓦小時減少5.3%。不包括2022年4月14日達到COD的藍山風能設施、2023年3月23日達到COD的Deerfield II風能設施、2023年9月16日達到COD的沙嶺II風能設施和2023年10月10日達到COD的Shady Oaks II風能設施,產量比去年同期下降11.5%。風力發電設施的發電量相當於LTAR的81.9%,而2022年同期為93.5%。
在截至2023年12月31日的12個月內,太陽能設施的發電量為468.7吉瓦時,而2022年同期的發電量為469.8吉瓦時,降幅為0.2%。不包括2022年12月21日實現COD的Dalewood太陽能設施和2023年11月6日實現COD的Hayhurst新墨西哥州太陽能設施,產量比去年同期下降1.7%。太陽能設施的發電量相當於長期平均發電量的98.8%,而2022年同期為100.5%。
在截至2023年12月31日的12個月內,熱力設施的發電量為129.9 GW-小時,而2022年同期的發電量為276.6 GW-小時。在截至2023年12月31日的12個月裏,温莎船閘熱設施產生了5239億磅的蒸汽,而2022年同期的蒸汽產量為5202億磅。
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2023年可再生能源集團經營業績 |
| 截至三個月 | | 截至12個月 |
| 12月31日 | | 12月31日 |
(所有美元金額以百萬美元為單位) | 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 |
收入1 | | | | | | | |
水力發電 | $ | 9.0 | | | $ | 13.1 | | | $ | 35.4 | | | $ | 51.5 | |
| | | | | | | |
風 | 59.4 | | | 64.5 | | | 199.5 | | | 221.4 | |
太陽能 | 6.6 | | | 2.8 | | | 31.0 | | | 30.1 | |
熱能 | 7.1 | | | 8.2 | | | 30.4 | | | 47.8 | |
非管制能源銷售總額 | $ | 82.1 | | | $ | 88.6 | | | $ | 296.3 | | | $ | 350.8 | |
更少: | | | | | | | |
| | | | | | | |
銷售成本—能源2 | (0.3) | | | (0.2) | | | (2.6) | | | (7.1) | |
銷售成本-散熱 | (3.7) | | | (5.2) | | | (16.9) | | | (34.5) | |
| | | | | | | |
淨能源銷售額3,4 | $ | 78.1 | | | $ | 83.2 | | | $ | 276.8 | | | $ | 309.2 | |
可再生能源信貸5 | 5.9 | | | 7.6 | | | 27.5 | | | 27.8 | |
其他收入 | 2.0 | | | 0.3 | | | 5.9 | | | 0.6 | |
淨收入總額 | $ | 86.0 | | | $ | 91.1 | | | $ | 310.2 | | | $ | 337.6 | |
支出和其他收入 | | | | | | | |
運營費用 | (30.5) | | | (31.7) | | | (119.0) | | | (114.5) | |
| | | | | | | |
股息、利息、股本和其他收入6 | 32.8 | | | 21.6 | | | 109.3 | | | 91.2 | |
| | | | | | | |
HLBV收入7 | 19.3 | | | 20.5 | | | 71.3 | | | 96.4 | |
部門經營利潤3,8,9 | $ | 107.6 | | | $ | 101.5 | | | $ | 371.8 | | | $ | 410.7 | |
| | | | | |
1 | 可再生能源集團的許多PPA包括每年的費率上漲。然而,由於賺取較低能源率的設施的平均產量較高,加權平均產量水平的變動可能導致該部門賺取的加權平均能源率較去年同期為低。 |
2 | 銷售成本—能源包括在海事區購買能源,以管理根據多年合同出售給零售和工業客户的Tinker Hydro設施的能源銷售。 |
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3 | 請參閲有關非GAAP衡量標準的注意事項。 |
4 | 此表包含淨能源銷售額與收入的對賬。下表之相關章節乃衍生自綜合經營報表及年度綜合財務報表附註21“分部資料”,並應與綜合經營報表及附註21一併閲讀。本補充披露旨在更全面地解釋與淨能源銷售有關的披露,並提供與AQN經營業績有關的額外信息。投資者需要注意的是,淨能源銷售額不應被解釋為收入的替代品。 |
5 | 合資格的可再生能源項目可獲得可再生能源證書(“REC”),以產生可再生能源並向電網輸送可再生能源。區域經濟共同體證明瞭1兆瓦小時的電力是由合格能源產生的。 |
6 | 包括自Agricica及關連人士收取之股息(見年度綜合財務報表附註8及16),以及於Stella、Cranell、East Raymond及West Raymond風力設施(統稱“Texas Coastal風力設施”)之股權投資。 |
7 | HLBV收入指可再生能源集團於期內主要來自其若干美國風能及美國太陽能發電設施所產生之電力所賺取之淨税項屬性價值。 PTC是根據適用的聯邦和州法規規定的每千瓦小時1美元的費率產生的風能而賺取的。截至2023年12月31日止十二個月,可再生能源集團的合資格設施產生3,299. 0吉瓦小時,相當於賺取約92. 4百萬美元的PTC,而2022年同期則為4,998. 9吉瓦小時,相當於賺取130. 0百萬美元的PTC。大部分PTCs已分配給對股權投資者徵税,以將PTCs的價值貨幣化至AQN及其他税務屬性,這些屬性是由投資者賺取的回報抵銷的HLBV收入的主要驅動因素。本公司直接使用部分PTC,降低了整體有效税率。 |
8 | 上一年的某些項目已重新分類,以符合本年度的列報方式。 |
9 | 本表載列可再生能源集團分部經營溢利與收益之對賬。下表之相關章節乃衍生自綜合經營報表及年度綜合財務報表附註21“分類資料”,並應與之一併閲讀。此補充披露旨在更全面解釋與分部經營溢利有關的披露,並提供與可再生能源集團經營表現有關的額外資料。投資者應注意,部門經營利潤不應被解釋為收入的替代品。 |
2023年第四季度經營業績
截至2023年12月31日止三個月,可再生能源集團的設施產生營業收入8210萬美元(即,不受管制的能源銷售),而上一年同期為8,860萬美元。
截至2023年12月31日止三個月,可再生能源集團的設施產生了1.076億美元的部門經營利潤,而2022年同期為1.015億美元,增長了610萬美元或6.0%(參見非公認會計準則措施的注意事項)。
下表總結了這些變化的要點:
| | | | | |
(所有美元金額以百萬美元為單位) | 截至12月31日的三個月 |
前期分部經營利潤1 | $ | 101.5 | |
現有設施和投資 | |
Hydro:增長主要是由於Hydro設施的運營費用降低 | 1.8 | |
風力CA:減少主要是由於加拿大所有風力設施的風力資源減少。 | (1.9) | |
美國風:減少的主要原因是美國大部分風電設施的風力資源減少,以及Maverick Creek風電設施的可用性收入減少。這部分被大多數美國風電設施的運營費用降低所抵消。 | (6.1) | |
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太陽能:增加主要是由於2018年年底啟用的大灣太陽能一號設施的税務屬性資格所導致的有利HLBV收入以及有利的容量收入, 大部分太陽能設施。 | 4.3 | |
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熱能和可再生天然氣:增長主要是由桑格熱力設施有利的產能收入推動的。 | 1.7 | |
投資及其他:增加主要是由於德克薩斯州海岸風力設施的股權收入增加,部分被不利的投資組合優化收入所抵銷。 | 5.6 | |
| |
| 5.4 | |
新設施和投資 | |
| |
| |
美國風能:減少主要由Deerfield II風力設施HLBV損失推動(2023年3月達到COD) | (1.4) | |
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| (1.4) | |
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外匯交易 | 2.1 | |
本期分部經營利潤1 | $ | 107.6 | |
2023年度經營業績
截至2023年12月31日止十二個月,可再生能源集團的設施產生營業收入2.963億美元(即,不受管制的能源銷售),而上一年同期為3.508億美元。
截至2023年12月31日止的十二個月,可再生能源集團的設施產生了3.718億美元的分部經營利潤,而2022年同期為4.107億美元,減少了3890萬美元或9.5%(見非公認會計準則措施的注意事項)。
下表總結了這些變化的要點:
| | | | | |
(所有美元金額以百萬美元為單位) | 截至12月31日的12個月 |
前期分部經營利潤1 | $ | 410.7 | |
現有設施 | |
水電:增長主要是由於濱海地區購買電力的下降和水電設施的運營費用的下降。 | 4.7 | |
風力CA:減少主要是由於加拿大所有風力設施的風力資源減少。 | (10.0) | |
美國風:減少的主要原因是美國所有風力設施的風力資源減少,以及2012年年底委託的項目的税收屬性資格導致HLBV收入減少。 | (41.3) | |
| |
太陽能:減少主要由於大部分太陽能設施的能源市場定價不利所致。這部分抵消了大多數太陽能設施的有利容量收入。 | (4.8) | |
| |
熱能和可再生天然氣: | (0.2) | |
| |
投資及其他:增加主要是由於德克薩斯州海岸風力設施的股權收入增加,部分被不利的投資組合優化收入所抵銷。 | 6.2 | |
| (45.4) | |
新設施和投資 | |
| |
| |
美國風:增加主要由Deerfield II風力設施(於2023年3月達到COD)推動。 | 2.5 | |
熱能及再生天然氣:增加主要由五星及巴赫再生天然氣設施(於二零二二年八月全面收購)帶動。 | 2.3 | |
| |
| |
其他:增加主要由藍山風電設施(於2022年4月達到COD)帶動。 | 4.3 | |
| 9.1 | |
| |
| |
外匯交易 | (2.6) | |
本期分部經營利潤1 | $ | 371.8 | |
AQN:公司和其他費用
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至三個月 | | 截至12個月 |
| 12月31日 | | 12月31日 |
(所有美元金額以百萬美元為單位) | 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 |
公司和其他費用: | | | | | | | |
行政費用 | $ | 19.3 | | | $ | 21.2 | | | $ | 90.4 | | | $ | 80.2 | |
匯兑損失 | 3.4 | | | 14.1 | | | 8.4 | | | 13.8 | |
| | | | | | | |
利息支出 | 87.9 | | | 78.0 | | | 353.7 | | | 278.6 | |
折舊及攤銷 | 122.1 | | | 114.8 | | | 467.0 | | | 455.5 | |
按公允價值列賬的投資價值變動 | (122.8) | | | 14.7 | | | 230.0 | | | 499.1 | |
利息、股息、權益和其他損失(收入)1 | (7.8) | | | (2.5) | | | 0.7 | | | 3.2 | |
養卹金和其他離職後非服務費用 | 4.8 | | | 4.6 | | | 19.9 | | | 11.0 | |
其他淨虧損 | 13.9 | | | 2.1 | | | 132.9 | | | 21.4 | |
| | | | | | | |
衍生金融工具的收益 | (0.6) | | | (6.4) | | | (4.6) | | | (4.4) | |
所得税追回 | (1.2) | | | (28.6) | | | (86.3) | | | (61.5) | |
| | | | | |
1 | 不包括與受監管服務和可再生能源集團直接相關的收入(在相關章節中披露)。 |
2023年第四季度企業及其他支出
截至2023年12月31日止三個月,行政開支總額為1930萬美元,而2022年同期則為2120萬美元。減少的主要原因是支出的時間安排。
截至2023年12月31日止三個月,利息開支合共87. 9百萬元,而2022年同期則為78. 0百萬元。增加約四分之一是由於2023年已動用的資本提供資金,而增加四分之三是由於浮息借貸利率上升所致。
截至2023年12月31日止三個月,折舊開支總額為122. 1百萬元,而2022年同期則為114. 8百萬元。
截至2023年12月31日止三個月,按公平值列賬的投資變動合共收益122. 8百萬美元,而2022年同期則虧損14. 7百萬美元。本公司以公允值法記錄其若干投資(包括Cultica),因此,投資公允值的任何變動均記錄於綜合經營報表(見年度綜合財務報表附註8)。
截至2023年12月31日止三個月,退休金及離職後非服務成本合共為480萬美元,而2022年同期則為460萬美元。增加主要由於利息成本上升及計劃資產預期回報率下降所致。
截至2023年12月31日止三個月,其他淨虧損為13. 9百萬美元,而2022年同期則為2. 1百萬美元。該增加主要是由於與尋求出售公司可再生能源業務相關的成本500萬美元,以及贖回公司6.875%固定至浮動次級票據—系列2018—A(“2018年次級票據”)的遞延融資成本850萬美元。請參閲年度綜合財務報表附註19。
截至2023年12月31日止三個月,衍生金融工具的收益合共為60萬美元,而2022年同期則為收益640萬美元。AQN使用衍生工具管理商品價格、外匯匯率和利率變動的風險。二零二三年及二零二二年第四季度之收益主要與利率衍生工具按市價計值有關。
截至2023年12月31日止三個月,錄得所得税回收1,200,000元,而2022年同期則錄得所得税回收2,860,000元。所得税收回減少主要是由於盈利增加及與Agricica投資公平值變動有關的税務影響所致。所得税收回減少部分被可再生能源集團於二零二二年錄得估值撥備及應計税項抵免相關税項影響所抵銷。截至2023年12月31日止三個月,本公司應計1930萬美元的ITC和PTC,主要與截至2023年底已投入使用的可再生能源項目有關,而2022年同期則錄得470萬美元。
2023年度企業及其他支出
截至2023年12月31日止十二個月,行政開支合共90. 4百萬元,而2022年同期則為80. 2百萬元。增加的主要原因是技術成本,包括與網絡安全相關的成本,以及先前顯示為運營開支的成本,由於公司增加了使用其共享服務模式以提高未來運營效率,現顯示在行政開支中。
截至2023年12月31日止十二個月,利息開支合共353. 7百萬元,而2022年同期則為278. 6百萬元。增加約四分之一是由於2023年已動用的資本提供資金,而增加四分之三是由於浮息借貸利率上升所致。
截至2023年12月31日止十二個月,折舊開支合共467. 0百萬元,而2022年同期則為455. 5百萬元。增加主要是由於整體物業、廠房及設備增加所致。
截至2023年12月31日止十二個月,按公平值列賬的投資變動合共虧損230. 0百萬元,而2022年同期則虧損499. 1百萬元。本公司以公允值法記錄其若干投資(包括Cultica),因此,投資公允值的任何變動均記錄於綜合經營報表(見年度綜合財務報表附註8)。
在截至2023年12月31日的12個月中,養老金和離職後非服務成本總計1990萬美元,而2022年同期為1100萬美元。增加的主要原因是利息成本上升和計劃資產預期回報率下降。
在截至2023年12月31日的12個月中,其他淨虧損為1.329億美元,而2022年同期為2140萬美元。增加的主要原因是肯塔基電力減值4,650萬美元、證券化沖銷6,350萬美元、2018年附屬票據贖回遞延融資成本850萬美元的沖銷以及與戰略審查和尋求出售公司可再生能源業務相關的成本1,250萬美元,但因結算2020年收購的蘇拉里斯供水系統的購買價格而產生的1,200萬美元或有收益部分抵消了這一增長。見年度綜合財務報表附註19。
在截至2023年12月31日的12個月中,衍生金融工具的收益總額為460萬美元,而2022年同期的收益為440萬美元。AQN使用衍生品工具來管理對大宗商品價格、匯率和利率變化的敞口。截至2023年12月31日的12個月和截至2022年12月31日的12個月的收益主要與利率衍生品按市值計價有關。
在截至2023年12月31日的12個月中,所得税退税為8,630萬美元,而2022年同期的所得税退税為6,150萬美元。所得税回收增加的主要原因是與可再生能源集團2022年記錄的估值免税額相關的税收影響和應計税收抵免。這些退税被與Atlantica投資的公允價值變化和收益增加相關的税務影響部分抵消。在截至2023年12月31日的12個月內,本公司應計至2023年底已投入使用的主要與可再生能源項目相關的ITC和PTC為5480萬美元,而2022年同期為1840萬美元。
非公認會計準則財務衡量標準
調整後EBITDA與淨收益的對賬
下表摘自合併業務報表,應結合合併業務報表一併閲讀。本補充披露旨在更全面地解釋與調整後EBITDA相關的披露,並提供與AQN經營業績相關的更多信息。提醒投資者,這一措施不應被解釋為美國公認會計準則合併淨收益的替代方案。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至三個月 | | 截至12個月 |
| 12月31日 | | 12月31日 |
(所有美元金額以百萬美元為單位) | 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 |
股東應佔淨收益(虧損) | $ | 186.3 | | | $ | (74.4) | | | $ | 28.7 | | | $ | (212.0) | |
加(減): | | | | | | | |
非控股權益應佔淨收益,不包括HLBV | 16.5 | | | 6.0 | | | 53.5 | | | 18.9 | |
| | | | | | | |
所得税追回 | (1.2) | | | (28.6) | | | (86.3) | | | (61.5) | |
| | | | | | | |
利息支出 | 87.9 | | | 78.0 | | | 353.7 | | | 278.6 | |
其他淨虧損1 | 13.9 | | | 2.1 | | | 132.9 | | | 21.4 | |
收入中包含的能源衍生品未實現虧損(收益)2 | 0.5 | | | (2.1) | | | 7.5 | | | 0.9 | |
資產減值準備 | 23.5 | | | 159.6 | | | 23.5 | | | 159.6 | |
權益法被投資人減值 | — | | | 75.9 | | | — | | | 75.9 | |
養卹金和離職後非服務費用 | 4.8 | | | 4.6 | | | 19.9 | | | 11.0 | |
| | | | | | | |
按公允價值列賬的投資價值變動3 | (122.8) | | | 14.7 | | | 230.0 | | | 499.1 | |
| | | | | | | |
與税收股權融資相關的成本 | — | | | — | | | 1.2 | | | — | |
衍生金融工具收益 | (0.6) | | | (6.4) | | | (4.6) | | | (4.4) | |
| | | | | | | |
出售可再生資產的收益 | — | | | (62.8) | | | — | | | (64.0) | |
匯兑損失 | 3.4 | | | 14.1 | | | 8.4 | | | 13.8 | |
折舊及攤銷 | 122.1 | | | 114.8 | | | 467.0 | | | 455.5 | |
調整後的EBITDA | $ | 334.3 | | | $ | 295.5 | | | $ | 1,235.4 | | | $ | 1,192.8 | |
| | | | | |
| |
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1 | 請參閲年度綜合財務報表附註19。 |
2 | 包括截至2023年12月31日止12個月的股權收入中包含的衍生工具未實現虧損710萬美元。請參閲年度綜合財務報表附註8。 |
3 | 請參閲年度綜合財務報表附註8。 |
| |
調整後淨收益與淨收益的對賬
下表源自綜合經營報表,並應與綜合經營報表一併閲讀。此補充披露旨在更全面地解釋有關經調整淨盈利的披露,並提供有關AQN經營表現的額外資料。投資者應注意,根據美國公認會計原則,該措施不應被解釋為綜合淨收益的替代方案。
下表顯示淨盈利與經調整淨盈利(不包括該等項目)的對賬:
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至三個月 | | 截至12個月 |
| 12月31日 | | 12月31日 |
(除每股信息外,所有美元金額以百萬美元為單位) | 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 |
股東應佔淨收益(虧損) | $ | 186.3 | | | $ | (74.4) | | | $ | 28.7 | | | $ | (212.0) | |
加(減): | | | | | | | |
| | | | | | | |
衍生金融工具的收益 | (0.6) | | | (6.4) | | | (4.6) | | | (4.4) | |
| | | | | | | |
出售可再生資產的收益 | — | | | (62.8) | | | — | | | (64.0) | |
其他淨虧損1 | 13.9 | | | 2.1 | | | 132.9 | | | 21.4 | |
資產減值準備 | 23.5 | | | 159.6 | | | 23.5 | | | 159.6 | |
權益法被投資人減值 | — | | | 75.9 | | | — | | | 75.9 | |
匯兑損失 | 3.4 | | | 14.1 | | | 8.4 | | | 13.8 | |
| | | | | | | |
收入中包含的能源衍生品未實現虧損(收益)2 | 0.5 | | | (2.1) | | | 7.5 | | | 0.9 | |
按公允價值列賬的投資價值變動3 | (122.8) | | | 14.7 | | | 230.0 | | | 499.1 | |
| | | | | | | |
與税收股權融資相關的成本 | — | | | — | | | 1.2 | | | — | |
| | | | | | | |
上述相關税種的調整 | 11.3 | | | (23.1) | | | (55.6) | | | (70.0) | |
調整後淨收益 | $ | 115.5 | | | $ | 97.6 | | | $ | 372.0 | | | $ | 420.3 | |
調整後每股普通股淨收益 | $ | 0.16 | | | $ | 0.14 | | | $ | 0.53 | | | $ | 0.61 | |
| | | | | |
| |
1 | 請參閲年度綜合財務報表附註19。 |
2 | 包括截至2023年12月31日止12個月的股權收入中包含的衍生工具未實現虧損710萬美元。請參閲年度綜合財務報表附註8。 |
3 | 請參閲年度綜合財務報表附註8。 |
| |
截至2023年12月31日止三個月,經調整淨盈利總額為115. 5百萬元,而2022年同期的經調整淨盈利為97. 6百萬元,增加17. 9百萬元。
在截至2023年12月31日的12個月中,調整後淨收益總計為3.72億美元,而2022年同期調整後淨收益為4.203億美元,減少了4830萬美元。
調整後的業務資金與業務活動提供的現金的對賬
下表摘自合併業務表和合並現金流量表,應與之一併閲讀。這一補充披露旨在更全面地解釋與業務部門調整後資金有關的披露,並提供與AQN的經營業績相關的更多信息。告誡投資者,這一措施不應被解釋為根據美國公認會計準則經營活動提供的現金的替代方案。
下表顯示了不包括這些項目的業務活動提供的現金與業務活動調整後資金的調節:
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至三個月 | | 截至12個月 |
| 12月31日 | | 12月31日 |
(所有美元金額以百萬美元為單位) | 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 |
經營活動提供的現金 | $ | 200.7 | | | $ | 214.6 | | | $ | 628.0 | | | $ | 619.1 | |
加(減): | | | | | | | |
非現金經營項目變動 | (1.8) | | | 41.2 | | | 86.3 | | | 221.6 | |
| | | | | | | |
非控制性權益以生產為基礎的現金貢獻 | — | | | — | | | 9.1 | | | 6.2 | |
| | | | | | | |
出售可再生資產的收益 | — | | | (62.8) | | | — | | | (64.0) | |
與税收股權融資相關的成本 | — | | | — | | | 1.2 | | | — | |
與收購相關的成本 | — | | | (1.1) | | | — | | | 7.4 | |
| | | | | | | |
調整後的運營資金 | $ | 198.9 | | | $ | 191.9 | | | $ | 724.6 | | | $ | 790.3 | |
在截至2023年12月31日的三個月中,來自運營部門的調整後資金總額為1.989億美元,而2022年同期來自運營部門的調整後資金為1.919億美元,增加了700萬美元,主要是由於2023年支付的現金利息增加。
在截至2023年12月31日的12個月中,來自運營的調整資金總額為7.246億美元,而2022年同期的來自運營的調整資金為7.903億美元,減少6570萬美元,主要是由於2023年支付的現金利息增加。
不動產、廠房和設備支出彙總表
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至三個月 | | 截至12個月 |
| 12月31日 | | 12月31日 |
(所有美元金額以百萬美元為單位) | 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 |
受監管服務集團 | | | | | | | |
費率基數維持1 | 89.4 | | | $ | 78.5 | | | 347.4 | | | 316.5 | |
比率基數增長 | 137.7 | | | 253.5 | | | 394.6 | | | 669.1 | |
物業、廠房及設備收購2 | — | | | — | | | — | | | 609.3 | |
| $ | 227.1 | | | $ | 332.0 | | | $ | 742.0 | | | $ | 1,594.9 | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
可再生能源集團 | $ | 32.6 | | | $ | 103.4 | | | $ | 320.3 | | | $ | 176.6 | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
資本支出總額 | $ | 259.7 | | | $ | 435.4 | | | $ | 1,062.3 | | | $ | 1,771.5 | |
| | | | | | | | |
1 | 維護費用根據該期間的折舊費用計算。 |
2 | 包括物業、廠房及設備、權益法投資對象以及收購可能由本公司與另一第三方開發商共同開發的經營實體的支出。 不包括與開發或建設中的資本項目有關的臨時預付款。 |
2023年第四季度物業、廠房及設備支出
截至2023年12月31日止三個月,受規管服務集團作出資本開支227. 1百萬元,而2022年同期則為332. 0百萬元。監管服務集團在2023年第四季度的投資主要與輸電和配電主更換的建設、新建和現有變電站資產的工作以及與水、電力和天然氣系統的安全性和可靠性相關的舉措有關。
截至二零二三年十二月三十一日止三個月,可再生能源集團作出資本開支32. 6百萬元,而二零二二年同期則為103. 4百萬元。可再生能源集團於2023年第四季度的投資主要與開發及╱或建設多個項目及現有營運場地的持續維護資金有關。
2023年度廠房和設備支出
截至2023年12月31日止十二個月,受規管服務集團產生資本開支742. 0百萬元,而2022年同期則為1,594. 9百萬元。監管服務集團於2023年的投資主要涉及輸配電主更換的建設、新建和現有變電站資產的工作,以及與電力和天然氣系統的安全性和可靠性有關的舉措。 監管服務集團在2022年的投資包括6.09億美元用於收購Liberty Utilities(New York Water)Corp.(前紐約美國水務公司)。
截至2023年12月31日止十二個月,可再生能源集團產生資本開支320. 3百萬元,而2022年同期則為176. 6百萬元。可再生能源集團於2023年的投資主要與收購Deerfield II風力設施先前無擁有部分,以及開發及╱或建設多個項目及現有營運場地的持續維持資金有關。
資產和資本儲備
AQN為受規管服務集團及可再生能源集團提供循環信貸及信用證融資以及獨立信貸融資,以管理各部門之流動資金及營運資金需求(統稱“銀行信貸融資”)。
銀行信貸融資
下表載列於二零二三年十二月三十一日可供AQN及其經營集團使用的銀行信貸融資:
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2023年12月31日 | | 截至 2022年12月31日 |
(所有美元金額以百萬美元為單位) | 公司 | | 受監管服務集團 | | 可再生能源集團 | | 總計 | | 總計 |
循環和定期信貸安排 | $ | 1,075.0 | | 1 | $ | 2,387.0 | | 2 | $ | 1,100.0 | | 3 | $ | 4,562.0 | | | $ | 4,513.3 | |
從貸款/發行商業票據提取的資金 | (779.1) | | | (1,851.2) | | | (262.6) | | | (2,892.9) | | | (1,532.5) | |
簽發的信用證 | (37.9) | | | (39.2) | | | (392.0) | | | (469.1) | | | (465.2) | |
貸款項下可供使用的流動資金 | 258.0 | | | 496.6 | | | 445.4 | | | 1,200.0 | | | 2,515.6 | |
未承諾信用證融資的未支取部分 | (39.5) | | | — | | | (214.6) | | | (254.1) | | | (226.9) | |
手頭現金 | | | | | | | 56.1 | | | 57.6 | |
總流動資金和資本儲備 | $ | 218.5 | | | $ | 496.6 | | | $ | 230.8 | | | $ | 1,002.0 | | | $ | 2,346.3 | |
| | | | | | | | | |
1包括一筆7 500萬美元的未承付獨立信用證融資。 |
2包括Suralis和BELCO截至2023年12月31日的1.765億美元全額提取定期貸款(截至2022年12月31日的1.633億美元)。 |
3包括6億美元未承付的獨立信用證融資。 |
公司
於2023年3月31日,本公司的高級無抵押循環信貸融資(“企業信貸融資”)經修訂並重列,以將借貸能力從5億美元增加至10億美元,新到期日為2028年3月31日。於2023年12月31日,企業信貸融資已提取779.1百萬美元,並有240萬美元未償還信用證。
於2023年3月31日,本公司訂立了一項新的7500萬美元未承諾雙邊信貸融資。於2023年6月1日,公司終止其先前的5000萬美元未承諾雙邊信貸融資。截至2023年12月31日,本公司已從其7500萬美元的未承諾信用證融資中發出3550萬美元的信用證。
受監管服務集團
截至2023年12月31日,受規管服務集團10億美元的高級無抵押循環信貸融資(“長期受規管服務信貸融資”)已提取3.71億美元,並有3920萬美元未償還信用證。長期受監管服務信貸工具於2027年4月29日到期。截至2023年12月31日,受監管服務集團已發行及未償還商業票據4.817億美元。於2023年10月27日,本公司將監管服務集團5億美元的高級無抵押循環信貸融資(“短期監管服務信貸融資”)的到期日從2024年2月28日延長至2024年10月25日。於2023年12月31日,短期受規管服務信貸融資已提取125. 0百萬美元,並無未償還信用證。
於2023年12月31日,受規管服務集團的75. 0百萬美元高級無抵押循環信貸融資(“百慕大信貸融資”)已提取75. 0百萬美元。季度結束後,於2024年1月29日,公司修訂了百慕大信貸額度,將限額增加了2500萬美元至1億美元。
於2023年12月31日,受規管服務集團2500萬美元的高級無抵押雙邊循環信貸融資(“百慕大營運資本融資”)已提取1150萬美元。
於2022年11月30日,受規管服務集團修訂及重列其11億元高級無抵押銀團延遲提取期融資(“受規管服務延遲提取期融資”),新到期日為2023年11月29日。 於2023年4月25日,本公司選擇終止餘下未提取款項489.6百萬元。於2023年10月27日,本公司將受監管服務延遲提取期限融資的到期日由2023年11月29日延長至2024年10月25日。 截至2023年12月31日,受監管服務延遲提取期限融資已提取6.104億美元,涉及收購Liberty NY Water。
可再生能源集團
於2023年12月31日,可再生能源集團的5億美元高級無抵押銀團循環信貸融資(“可再生能源信貸融資”)已提取262.6百萬美元,並有660萬美元未償還信用證。可再生能源信貸機制於2027年7月22日到期。
於2023年12月31日,可再生能源集團的銀行額度包括6億美元信用證融資(“可再生能源信用證融資”),包括2. 50億美元未承諾雙邊信用證融資及3. 50億美元未承諾信用證融資。於2023年12月31日,可再生能源信用證設施的未償還信用證為385. 4百萬美元。
長期債務
於2023年3月13日,本公司於到期日償還15,000,000元優先無抵押票據。
於2023年7月31日,本公司於到期日償還75. 0百萬美元的優先無抵押票據。
於2023年11月1日,本公司於到期日償還一份5,000,000元的優先無抵押票據。
於2023年11月6日,本公司按相等於本金額100%的贖回價連同應計及未付利息贖回全部287. 5百萬元2018年後償票據。
發行8.5億美元優先無抵押債券
2024年1月12日,Liberty Utilities完成了本金總額為5億美元的優先票據發行,該優先票據於2029年1月31日到期;(“2029年票據”)及本金總額為3.5億美元的5.869%優先票據於2034年1月31日到期(“2034年票據”,連同2029年票據,統稱“優先票據”)。優先票據為Liberty Utilities的無抵押及非後償債務,與Liberty Utilities的所有現有及未來無抵押及非後償債務享有同等地位,且享有任何現有及未來Liberty Utilities後償債務的優先付款權。二零二九年票據按發行價面值的99. 996%定價,二零三四年票據按發行價面值的99. 995%定價。Liberty Utilities使用出售優先票據所得款項淨額償還債務。
發行3.055億美元的證券化公用事業電費債券
2024年1月30日,帝國區電力公司的全資子公司帝國區債券有限責任公司完成了證券化債券的發行,該債券包括約1.805億美元的總本金額為4.943%的證券化公用事業電價債券,到期日為1月1日,2035年和1.250億美元的本金總額為5.091%的證券化公用事業關税債券,到期日為2039年1月1日,以收回先前發生的與中西部極端天氣事件相關的合格非常成本和與阿斯伯裏發電機退役相關的能源過渡成本,廠擔保證券化債券的主要資產為證券化公用事業電價財產。
發行約11億元附屬債券
於2022年1月18日,本公司完成(i)於2082年1月18日到期的本金總額為7.50億美元的承銷公開發售,本金總額為4.75%,固定至固定重置利率的次級票據系列2022—B。("美國照會");及(ii)於加拿大包銷公開發售本金總額為4億加元的5. 25%固定至固定重置利率的次級次級債券系列2022—2082年1月18日到期(“加拿大票據”,連同美國票據,“次級票據”)。下表概述發售後發票據所得款項淨額之預期用途與該等所得款項淨額之實際用途比較:
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淨收益的預期用途 | 淨收益的實際使用 |
正如本公司日期為2022年1月12日的招股説明書補充中所披露的,本公司先前預計,發行次級票據的所得款項淨額將用於為擬議收購Kentucky Power Company和AEP Kentucky Transmission Company,Inc.提供部分資金。(the(“肯塔基電力收購”);惟在“短期”內,在肯塔基電力收購完成前,本公司預期將使用所得款項淨額減少債務如下:(i)約3.85億美元的企業信貸額度;(ii)約40.0億美元的可再生能源信貸額度;(iii)Liberty Utilities發行的約4.15億結雅商業票據;及(iv)約2.19億結雅予長期受規管服務信貸機制。 | 由於肯塔基電力交易終止,本公司對發行次級票據所得款項淨額的實際使用是減少先前披露為“短期”使用所得款項的金額。 |
信用評級
AQN獲標準普爾金融服務有限責任公司(“標準普爾”)長期綜合企業信用評級BBB、DBRS Limited(“DBRS”)BBB評級及惠譽評級公司BBB發行人評級。("惠譽")。Liberty Utilities的企業信用評級為S & P BBB,惠譽的BBB發行人評級和穆迪投資者服務公司的Baa2發行人評級。("Moody's")。自由公用事業公司發行的債券評級為標準普爾的BBB、惠譽的BBB+和穆迪的Baa2。Liberty Utilities Finance GP 1(“Liberty GP”)發行的債務評級為DBRS BBB(高)、惠譽BBB+、標準普爾BBB和穆迪Baa2。 帝國銀行的發行人評級為標準普爾BBB,穆迪評級為Baa1。Liberty Utilities(Canada)LP是受監管服務集團旗下加拿大受監管公用事業的母公司,其發行人評級為DBRS BBB。Algonquin Power Co.(“APCO”)擁有標準普爾的BBB發行人評級、DBRS的BBB發行人評級和惠譽的BBB發行人評級。由Empire District Bondco,LLC發行的固定利率證券化公用事業關税債券(系列2024—A)的評級為標準普爾和穆迪的AAA(sf)。
於二零二三年四月,繼肯塔基電力交易終止公告後,DBRS、惠譽、標普及穆迪各自就本公司及其附屬公司的信貸評級作出公告。DBRS和惠譽均確認其對該公司及其子公司的評級和穩定展望,標普確認其評級,並將其對該公司及其子公司的展望從負面修訂為穩定,穆迪確認其對Liberty Utilities和Liberty GP的評級和穩定展望。
2023年5月,在戰略評估報告公佈後,S將APCO列入信用觀察名單,帶來了負面影響。APCO是可再生能源集團旗下美國和加拿大發電資產的母公司。2023年8月,在完成戰略評估和本公司宣佈將繼續出售其可再生能源業務後,S和惠譽就本公司及其子公司的信用評級發表了公告。S確認了對亞青核及其受監管的公用事業子公司的評級,並將安邦的前景從信用觀察上調至發展中。惠譽肯定了AQN的評級,並將APCo列入評級觀察演變。S和惠譽都預計,一旦瞭解到更多交易細節,他們將解決各自對APCO的評級觀察。
合同義務
截至2023年12月31日的合同義務信息如下:
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(所有美元金額以百萬美元為單位) | 總計 | | 內到期 1年 | | 應在%1後到期 至3年 | | 截止日期為4天 到5年前 | | 截止日期為 5年 |
償還債務本金1、2 | $ | 8,537.7 | | | $ | 621.9 | | | $ | 1,333.8 | | | $ | 2,100.0 | | | $ | 4,482.0 | |
| | | | | | | | | |
援建方面的進展 | 88.1 | | | 3.6 | | | — | | | — | | | 84.5 | |
長期債務利息2 | 4,910.3 | | | 391.5 | | | 602.8 | | | 420.0 | | | 3,496.0 | |
購買義務 | 765.3 | | | 765.3 | | | — | | | — | | | — | |
環境義務 | 46.2 | | | 3.1 | | | 22.6 | | | 1.8 | | | 18.7 | |
衍生金融工具: | | | | | | | | | |
交叉貨幣利率互換 | 16.4 | | | 2.4 | | | 4.2 | | | 0.1 | | | 9.7 | |
利率互換 | 11.8 | | | 11.8 | | | — | | | — | | | — | |
| | | | | | | | | |
能源衍生品和商品合約 | 76.3 | | | 14.3 | | | 29.3 | | | 20.6 | | | 12.1 | |
外購電力 | 256.6 | | | 55.3 | | | 46.1 | | | 25.3 | | | 129.9 | |
天然氣輸送、服務和供應協議 | 454.6 | | | 121.2 | | | 114.6 | | | 64.0 | | | 154.8 | |
服務協議 | 557.7 | | | 73.7 | | | 118.5 | | | 106.0 | | | 259.5 | |
基本工程項目 | 5.6 | | | 5.6 | | | — | | | — | | | — | |
土地地役權 | 614.0 | | | 16.4 | | | 30.3 | | | 31.1 | | | 536.2 | |
股權單位的合同調整付款 | 39.6 | | | 39.6 | | | — | | | — | | | — | |
其他義務 | 282.1 | | | 29.4 | | | 2.9 | | | 2.3 | | | 247.5 | |
債務共計3 | $ | 16,662.3 | | | $ | 2,155.1 | | | $ | 2,305.1 | | | $ | 2,771.2 | | | $ | 9,430.9 | |
| | | | | |
1 | 不包括髮行或收購時的遞延融資成本、債券溢價/折價和公允價值調整。 |
2 | 該公司的次級無擔保票據分別於2079年和2082年到期。然而,本公司目前預期在本公司根據適用票據條款行使贖回權後提前償還該等票據。 |
3 | 不包括代表可變權益實體之履約擔保及其他承擔。請參閲年度綜合財務報表附註8。 |
權益
AQN之普通股於多倫多證券交易所(“多倫多證券交易所”)及紐約證券交易所(“紐約證券交易所”)以交易代碼“AQN”公開買賣。於2024年3月6日,AQN擁有689,436,570股已發行及發行在外普通股。
AQN可以發行無限數量的普通股。普通股持有人有權收取股息(如宣派);於普通股持有人會議上每股一票;及於AQN清盤、解散或清盤時按比例收取AQN任何剩餘財產及資產。 所有普通股屬於同一類別,享有平等的權利和特權,不受未來認購或評估的限制。
AQN亦獲授權發行無限數目的優先股,可按一個或多個系列發行,其中載有董事會批准的條款及條件。於2024年3月7日,AQN有未償還:
·4,800,000股累計利率重置優先股,A系列,截至2028年12月31日的五年期年收益率為6.576%;
·4,000,000股累積利率重置優先股,D系列,年收益率為5.091%,截至2024年3月31日的五年期。
此外,AQN的已發行股本單位(“綠色股本單位”)(以“公司單位”形式)在紐約證券交易所上市,股票代碼為“AQNU”。於2024年3月7日,共有23,000,000個未發行綠色股權單位。根據構成各未行使綠色股權單位一部分的購買合約,持有人須於不遲於二零二四年六月十五日前購買AQN普通股。每份購買合約下的最低結算率為2.7778普通股,最高結算率為3.3333普通股,因此在購買合約結算時可發行最低63,889,400股普通股,最高76,665,900股普通股。
截至2023年12月31日止年度,先前發行以換取St. Leon Wind Energy LP 100個B類有限合夥單位的100股AQN C系列優先股以1450萬美元贖回,並確認與贖回有關的虧損240萬美元。
宣佈2024年第一季度股息每股普通股0.1085美元(0.1468加元)
AQN目前的目標是每年向股東支付股息的增長,以增加盈利和現金流為支撐。
董事會宣佈2024年第一季度股息每股普通股0.1085美元,於2024年4月15日支付給2024年3月29日登記在冊的股東。
2024年第一季度股息的加元等值為每股普通股0.1468加元。
前四個季度每股普通股的美元和加元等值股息如下:
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| Q2 2023 | Q3 2023 | Q4 2023 | Q1 2024 | 總計 | | | |
美元股息 | $ | 0.1085 | | $ | 0.1085 | | $ | 0.1085 | | $ | 0.1085 | | $0.4340 | | | |
加元等值 | $ | 0.1453 | | $ | 0.1460 | | $ | 0.1497 | | $ | 0.1468 | | $0.5878 | | | |
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市場上的股票計劃
2022年8月15日,AQN重新建立了一個在市場上的股權計劃(“ATM計劃”),允許公司不時地從國庫向公眾發行高達5億美元的普通股,由公司酌情決定,在多倫多證券交易所發行時,紐約證券交易所或本公司在加拿大或美國的普通股的任何其他現有交易市場。
截至2023年12月31日止十二個月,本公司並無根據ATM計劃發行任何普通股。ATM計劃於2023年12月19日根據其條款終止。
自2019年啟動其初始ATM計劃以來,該公司以每股0.02美元的平均價格累計發行了36,815股普通股,總收益約為5.511億美元(扣除佣金後約為5.443億美元)。其他有關費用,主要與設立和隨後重建ATM方案有關,約為480萬美元。
股息再投資計劃
自2023年3月16日起,AQN暫停其針對AQN普通股登記持有人的股東股息再投資計劃(“再投資計劃”)。 自2023年第一季度股息(於2023年4月14日支付予2023年3月31日記錄在案的股東)生效,參與再投資計劃的股東開始收取現金股息。倘本公司日後選擇恢復再投資計劃,則於暫停時已登記於再投資計劃並於恢復時仍登記的股東將自動恢復參與再投資計劃。
於2023年12月31日,168,595,010股普通股已於再投資計劃登記,佔已發行普通股總數約24%。2023年1月13日,根據再投資計劃發行了4,370,289股普通股,與公司2022年第四季度股息有關。
基於股份的薪酬計劃
截至2023年12月31日止三個月及12個月,AQN分別錄得3,500,000元及11,300,000元,而2022年同期則為3,900,000元及10,900,000元。補償開支於綜合經營報表內列作經營開支的一部分。資本化為建築成本的股份報酬成本部分並不重大。
截至2023年12月31日,與非歸屬股份獎勵有關的未確認薪酬成本總額為2390萬美元,預計將在1.8年內確認。
股票期權計劃
AQN有一項股票期權計劃,允許向高級職員、董事、僱員和選定的服務提供商授予股票期權。除若干情況外,購股權之年期不得超過購股權授出日期起計十(10)年。
AQN採用柏力克—舒爾斯期權定價模式釐定授出購股權之公平值。購股權之估計公平值(包括估計沒收之影響)於購股權歸屬期內以直線法確認為開支,同時確保已確認之補償成本累計金額至少等於購股權之價值。
在該日的裁決中,截至二零二三年十二月三十一日止十二個月,本公司向本公司行政人員授出1,368,744份購股權。購股權允許按加權平均價10. 76加元購買普通股,即授出日期相關普通股的市價。三分之一的購股權於二零二三年、二零二四年及二零二五年十二月三十一日各年歸屬。購股權可於授出日期後最多八年內行使。截至二零二三年十二月三十一日止十二個月,概無購股權獲行使。
於2023年12月31日,根據購股權計劃,合共2,667,725份購股權已發行及尚未行使。
業績單位和限售股單位
作為AQN長期激勵計劃的一部分,AQN向若干僱員發行業績股份單位(“PSU”)和受限制股份單位(“RSU”)。截至2023年12月31日止十二個月,本公司向本公司僱員授出(包括股息)合共2,841,967份受限制股份單位及受限制股份單位。獎勵根據各協議之條款歸屬,範圍為二零二三年二月至二零二五年一月。截至2023年12月31日止十二個月,本公司結算922,883個優先股單位,其中451,003個優先股單位已交換為庫務發行的普通股,而471,880個優先股單位則按其現金價值結算,作為與結算優先股單位有關的税款預扣税付款。
於2023年12月31日,根據表現及受限制股份單位計劃合共授出及尚未行使之受限制股份單位及受限制股份單位合共3,577,747個受限制股份單位。
董事遞延股份單位
AQN有董事遞延股份單位計劃。根據該計劃,AQN之非僱員董事以遞延股份單位(“遞延股份單位”)收取其全部或任何部分年度薪酬,並可選擇以遞延股份單位收取其剩餘薪酬的任何部分。截至2023年12月31日止十二個月,本公司向本公司非僱員董事發行181,328份獨立股份單位(包括代替股息的獨立股份單位)。截至2023年12月31日止十二個月,本公司結清102,460份DSU,其中50,677份DSU已交換自庫務發行的普通股,51,783份DSU按其現金價值結清,作為與結清DSU有關的税款預扣税付款。
於2023年12月31日,根據董事的遞延股份單位計劃,共有724,583個未行使股份單位。
紅利遞延限售股單位
本公司有一個獎金遞延RSU計劃,可供某些僱員使用。合資格僱員可選擇以受限制股份單位收取部分或全部年度花紅,以代替現金。受限制股份單位規定以普通股結算,因此該等受限制股份單位入賬列作股權獎勵。截至2023年12月31日止十二個月,本公司結清69,115個紅利受限制單位,其中31,455個兑換為由庫務發行的普通股,而37,660個受限制單位則按其現金價值結清,作為與結清受限制單位有關的税款預扣税付款。此外,截至2023年12月31日止十二個月,根據獎金遞延受限制股份單位計劃,本公司僱員獲授77,981個獎金遞延受限制股份單位(包括代替股息的受限制股份單位)。受限制股份單位100%歸屬。
員工購股計劃
AQN有僱員股份購買計劃(“僱員股份購買計劃”),允許合資格僱員使用其部分盈利購買AQN的普通股。根據本計劃,AQN保留供庫務發行的普通股總數不得超過4,000,000股。截至2023年12月31日止十二個月,本公司根據ESPP向僱員發行752,582股普通股。
於2023年12月31日,根據EPP已發行合共3,110,532股普通股。
資本結構管理
AQN根據其個別營運集團和整體公司層面的債務和股本水平來看待其資本結構。
AQN在管理資本時的目標是:
·保持其資本結構與AQN運營所在行業的投資級信用指標一致;
·保持適當的債務和股本水平,限制對資本使用的財政限制;
·擁有足夠的資本來支付足以維持現有資產的資本支出;
·產生足夠的現金,為股東的可持續股息提供資金,並滿足當前的税收和內部資本要求;以及
·擁有適當規模的循環信貸安排,用於持續投資於增長和發展機會。
AQN定期監測其現金狀況,以努力有可用的資金來滿足正常課程的資本和其他支出。
關聯方交易
權益法投資
本公司於2023年及2022年與權益法被投資人訂立多項交易(見年度合併財務報表附註16)。
該公司為其權益法被投資人提供行政和開發服務,並報銷所發生的費用。為此,該公司在2023年將其權益法投資計入7,250萬美元,而2022年為6,390萬美元。此外,其中一家股權投資公司(Liberty Development JV Inc.,本公司的前合資企業,資金由Ares Management的基礎設施和電力戰略管理,LLC的非監管開發平臺)為本公司提供特定項目的開發服務,並在達到某些里程碑時獲得由本公司資本化的開發費。年內,向本公司收取的開發費用為2,790萬美元(2,022-1,260萬美元)。見年度綜合財務報表附註16。
2023年7月5日,公司向Liberty Development JV Inc.提供了3500萬美元的無息貸款。合資企業使用這些資金將股權返還給股東,公司通過這些資金獲得了1750萬美元。
關聯方持有的可贖回非控股權益
關聯方持有的可贖回非控股權益為本公司以股權方式投資的Liberty Development Energy Solutions B.V.(本公司與Ares的合資企業)收購的本公司合併附屬公司的優先股。(見年度綜合財務報表附註16)。截至2023年12月31日,贖回被認為是不可能的。優先股用於為該公司在Atlantica的部分投資提供資金。在截至2023年12月31日的年度內,本公司產生了可歸因於Liberty Development Energy Solutions B.V.的非控股權益2590萬美元,而2022年同期為1520萬美元,並記錄了截至2023年12月31日的年度分派2540萬美元,2022年同期為1380萬美元(見年度合併財務報表附註16)。
Liberty Development Energy Solutions B.V.擁有一項3.065億美元的擔保信貸安排,將於2024年9月30日到期。它通過質押Atlantica普通股來抵押。如果信貸協議中定義的淨債務等於或超過此類Atlantica股票市值的50%,則將出現抵押品缺口,在這種情況下,貸款人將有權出售Atlantica股票以消除抵押品缺口。如果Atlantica不再是一家上市公司,或者如果宣佈或完成了某些可能限制AY控股公司出售或轉讓其Atlantica普通股的能力的其他事件,Liberty Development Energy Solutions B.V.的擔保信貸安排將按要求償還。
2024年1月4日,公司以790萬美元收購了Liberty Development JV Inc.和Liberty Development Energy Solutions B.V.剩餘的50%股權。因此,關聯方持有的可贖回非控股權益將於2024年重新歸類為長期債務。
關聯方持有的非控股權益
關聯方持有的非控股權益指於2019年5月由Atlantica的一間附屬公司以96,800,000美元收購的本公司一間綜合附屬公司的權益,以及於2021年11月由Liberty Development JV Inc.以39,400,000美元收購的本公司綜合附屬公司Alonquin(AY Holdco)B.V.的權益。該權益用於為本公司在Amherst島風能設施的部分投資提供資金。在截至2023年12月31日的一年中,該公司記錄了1710萬美元的分派,而2022年同期為2100萬美元。
1主要是Liberty Development合資公司及其子公司藍山風能項目合夥企業和紅百合風能合夥企業。
與Atlantica的交易
2023年12月28日,該公司的全資子公司Liberty Development西班牙公司簽訂了一項協議,將其在Liberty Jimena,S.L.和Liberty Caparacena,S.L.的100%股權以及其在Liberty基礎設施公司,S.L.的80%股權象徵性地出售給Atlantica。因此,該公司記錄了150萬美元的減值損失。這筆交易於2024年1月23日完成。
上述關聯方交易已按交易各方約定的匯兑金額入賬。
企業風險管理
該公司面臨許多風險和不確定因素,其中某些風險和不確定因素如下所述。以下討論的風險並不是AQN、其子公司和附屬公司正在遇到或可能遇到的所有風險的完整列表。有關公司所受風險因素的進一步討論,請參閲SEDAR+和EDGAR上提供的公司最新AIF。在任何不一致的情況下,以下討論的風險旨在提供先前披露的風險的最新情況。
與法律法規變更相關的風險
公司、其子公司及其業務部門的運營和活動受多個聯邦、州、省和地方政府(包括監管委員會、環境機構和其他監管機構)的法律、法規、命令和其他要求的約束,這些法律、法規、命令、規則和其他要求會影響公司的運營和活動以及由此產生的成本。因此,本公司受制於:與不斷變化的政治條件和對現有法律、規則、命令或法規的改變、修改、重新解釋或應用有關的風險,實施新的法律、規則、命令或條例(包括徵用權的權力),以及政府或監管當局採取其他行動,包括但不限於,撤銷、失效、限制或不續期向現有或新客户提供公用事業服務的公用事業特許經營權或其他權利,公用事業公司在提供服務時使用的水權的潛在限制,公用事業服務領域市民化的行動或對公用事業增長和/或服務領域擴展的限制,其中任何一項都可能對公司的業務、監管批准、資產、經營結果和財務狀況產生不利影響。如果公司或其任何子公司或業務單位被發現違反了適用的法律、法規、命令或其他要求,他們可能會受到重大處罰或採取法律行動。
國庫風險管理
公司信用評級風險下調
AQN的長期綜合企業信用評級為S的BBB,DBRS的BBB發行人評級和惠譽的BBB發行人評級。APCO是可再生能源集團旗下美國和加拿大發電資產的母公司,擁有S標普的BBB發行人信用評級、DBRS的BBB發行人評級和惠譽的BBB發行人評級。自由公用事業公司是受監管服務集團旗下美國受監管公用事業公司的母公司,發行人信用評級為S BBB,惠譽為BBB,穆迪為Baa2。自由公用事業公司發行的債券,S、惠譽和穆迪的評級分別為BBB、BBB+和Baa2。自由公用事業公司的特殊目的融資實體自由GP發行的債券,DBRS評級為BBB(高),惠譽為BBB+。S的bbb和穆迪的baa2。帝國擁有S的bbb發行人評級和穆迪的baa1發行人評級。自由公用事業(加拿大)有限公司,受監管服務集團旗下加拿大受監管公用事業的母公司,擁有DBRS的bbb發行人評級。由帝國地區債券有限責任公司發行的固定利率證券化公用事業電費債券(2024-A系列),S和穆迪的評級為AAA(SF)。不能保證AQN或其子公司的任何當前評級在任何給定的一段時間內都有效,也不能保證如果評級機構認為未來的情況需要的話,它不會下調或完全撤銷評級。
評級表明,評級機構對這些實體發行的債務證券的利息和本金的支付能力進行了評估。評級不是購買、出售或持有證券的建議,每個評級都應該獨立於任何其他評級進行評估。評級越低,證券出售時的利息成本就越高。AQN或其任何子公司發行人的企業信用評級被下調,將導致AQN在其銀行信貸安排和未來發行的長期債務證券項下的借款成本上升。任何此類降級也可能對本公司已發行證券的市場價格產生不利影響,可能影響本公司收購額外受監管公用事業公司的能力,並可能要求本公司或其子公司根據某些合同和對衝安排提供額外或重置證券,這可能會導致本公司成本增加。如果AQN的任何評級降至投資級以下(S和惠譽定義為BBB-或以上,DBR定義為BBB(低)或以上,穆迪定義為Baa3或以上),AQN發行短期債務或其他證券或營銷這些證券的能力將受到限制,或使其更加困難或昂貴。因此,任何評級下調都可能對AQN的業務、資金成本、財務狀況和運營業績產生重大不利影響。
該公司不採用或認可此類評級,而且此類評級並不表明AQN對其自身支付其發行的債務證券的利息或本金的能力的評估。本公司提供此類評級只是為了協助評估未來風險以及評級對本公司融資成本的影響。
每個評級機構採用專有的評分方法,評估被評級實體的業務和財務風險。我們無法保證評級所依據的原則始終適用,而這些原則可根據每個評級機構的酌情決定不時更改。例如,評級機構對總允許槓桿率、特定行業風險因素、國家風險和公司業務組合等因素的看法可能會發生變化。該等變動可能要求AQN調整其業務及策略,以維持其信貸評級。AQN目前預計,為繼續維持BBB平投資級信用評級,除其他事項外,它將需要執行其增長和資產回收戰略,以保持財務槓桿目標,並繼續產生至少70%的EBITDA(由適用的評級機構方法確定)從AQN的監管服務集團。無法保證AQN會成功,如果不能做到這一點,可能會對AQN的信用評級產生負面影響。業務組合目標可能不時要求AQN擴大其受監管服務集團或實施其他策略,以尋求可再生能源集團內的投資機會。該公司正在尋求出售其可再生能源業務,如果完成,預計將影響所需的活動,以維持BBB平投資評級。APCO的信用評級可能會受到評估和/或降級一個或多個等級(包括次級投資等級評級),與公司尋求出售其可再生能源業務。
資本市場與流動性風險
於2023年12月31日,本公司有約85. 163億美元的長期綜合債務。公司管理層認為,根據其目前對公司未來業績的預期,來自經營的現金流,其信貸額度下可用的資金,擬議出售可再生能源業務或其他潛在未來處置的所得款項,以及其進入資本市場的能力將足以使公司為其經營提供資金,執行其業務策略,並保持足夠的流動性水平。然而,公司的預期收入和資本支出僅為估計。此外,運營的實際現金流量將取決於監管、市場和其他超出公司控制範圍的條件,這些條件可能會受到此處風險因素的影響。因此,無法保證管理層對未來業績的期望能夠實現。
本公司以優惠的條件或全部獲得額外債務或股權或發行其他證券的能力,可能會受到對本公司的負面看法、任何不利的財務或運營表現、金融市場混亂、任何金融機構的倒閉或倒閉、當前的市場看法或看法,或本公司控制範圍以外的其他因素的不利影響。此外,本公司在籌集額外股本或類似證券或執行償還該等債務及維持其長期槓桿目標所需的資產回收策略之前,有時可能產生超出其長期槓桿目標的債務。公司槓桿率的任何增加或關鍵信貸指標低於閾值水平可能會限制公司為營運資金、子公司投資、資本支出、償債要求、收購和一般企業或其他目的獲得額外融資的能力;限制公司經營業務的靈活性和自由裁量權;限制公司宣派股息或維持先前股息水平的能力;要求公司將經營所得現金流的一部分用於支付其現有債務的利息,在這種情況下,該等現金流將不能用於其他用途;促使評級機構重新評估或下調公司現有的信用評級;要求公司根據其某些合同和對衝安排提供額外的抵押品;使公司承受浮動利率借款的利息支出增加;限制公司適應不斷變化的市場條件的能力;使公司處於與競爭對手相比的競爭劣勢;使公司易受整體經濟條件的任何衰退的影響;使公司無法支付對其未來增長戰略至關重要的支出,並要求公司尋求替代資金,戰略,其中可能包括加速資產回收倡議。
公司將需要在一段時間內再融資或償還公司現有合併債務下的未償還金額。無法保證本公司將於有需要時成功為其債務再融資,或於有需要時按商業上合理的條款或根本獲得額外融資。倘本公司無法按不低於現行條款的條款為其債務再融資或籌集額外債務,則本公司的現金流及宣派股息或償還債務的能力可能會受到不利影響。
公司滿足償債要求的能力將取決於其未來產生現金的能力,這取決於許多因素,包括公司的財務業績、償債義務、實現收購、處置和投資活動的預期效益,以及營運資本和資本支出要求。此外,該公司未來借入資金以支付未償債務的能力將取決於現有信貸協議和其他協議中的契約的履行情況。不遵守公司合併債務項下的任何契諾或義務可能會導致一項或多項此類債務違約
債務工具,如不治癒或豁免,可能導致本公司終止派息,並加速相關債務。不能保證,如果這種債務加速,公司的資產將足以全額償還該等債務。也不能保證本公司產生的現金流足以償還其未償債務或滿足本公司的流動資金需求。
利率風險
由於基準利率和信用利差增加對某些未償可變利息債務的影響,以及現有和新的信貸安排和其他債務發行的任何新借款的影響,本公司面臨利率風險。利率的波動還可能影響獲得其他形式資本的成本和計劃中的增長舉措的可行性。
此外,對於受監管服務集團而言,加息所產生的成本可能無法全部或部分收回,而“監管滯後”可能導致向受監管服務集團支付任何可收回的此類成本的時間延遲。利率上升還可能對發展項目、收購、處置和能源設施的經濟產生負面影響,特別是在項目融資正在續簽或安排的情況下。
因此,利率波動,包括2022年和2023年經歷的加息,可能會大幅增加本公司的融資成本,限制本公司的融資或投資選擇,並對其運營業績、現金流、關鍵信用指標、借款能力和實施其業務戰略的能力產生不利影響。
截至2023年12月31日,AQN及其子公司約85%的未償債務適用固定利率,因此,此類債務在短期內不會受到重大利率風險的影響。
受浮動利率約束的借款可能會在月與月、季與季、年與年之間大幅波動。AQN的目標是維持最低85%的固定利率債務。因此,本公司不時對其浮動利率借款的利率風險進行對衝。2022年12月17日,本公司簽訂了一項3.9億美元的利率上限協議,期限為2023年1月15日至2024年1月15日。2023年9月29日,本公司簽訂了一項新的利率上限協議,金額為3.9億美元,期限為2024年1月15日至2024年6月17日。
根據截至2023年12月31日的未償還金額,利率變動對浮動利率貸款利息支出的影響如下:
·公司信貸安排實行浮動利率,截至2023年12月31日,未償還金額為7.791億美元。通過六個月的利率選舉請求,企業信貸安排已經鎖定了1.975億美元的浮動利率到2024年3月29日,2.45億美元的可變利率到2024年4月5日,以及3000萬美元的可變利率到2024年6月28日。因此,浮動利率每變動100個基點,每年將影響利息支出310萬美元;
·長期受監管的服務信貸安排適用浮動利率,截至2023年12月31日,未償還金額為3.71億美元。因此,浮動利率每變動100個基點,每年將影響利息支出370萬美元;
·短期監管服務信貸安排實行浮動利率,截至2023年12月31日,未償還金額為1.25億美元。因此,浮動利率每變動100個基點,每年將影響利息支出130萬美元;
·受監管的服務延遲提取期限貸款適用浮動利率,截至2023年12月31日,未償還金額為6.104億美元。受監管的服務集團通過一項利益選擇請求,將浮動利率鎖定到2024年4月27日。因此,浮動利率變動100個基點不會影響利息支出;
·百慕大信貸安排實行浮動利率,截至2023年12月31日,未償還金額為7500萬美元。因此,浮動利率每變動100個基點,每年將影響利息支出80萬美元;
·百慕大週轉基金實行浮動利率,截至2023年12月31日,未償還金額為1,150萬美元。因此,浮動利率每變動100個基點,每年將影響利息支出10萬美元;
·受監管服務集團的商業票據計劃實行浮動利率,截至2023年12月31日,該計劃的未償還金額為4.817億美元。因此,浮動利率每變動100個基點,每年將影響利息支出480萬美元;
·可再生能源信貸機制實行浮動利率,截至2023年12月31日,未償還金額為2.626億美元。可再生能源信貸機制已經鎖定了1.2億美元的浮動利率,直到2024年6月28日。因此,浮動利率每變動100個基點,每年會影響利息開支140萬元;以及
·截至2023年12月31日,蘇拉里斯的浮動利率定期貸款餘額為1.156億美元。因此,收取的浮動利率每變動100個基點,每年將影響120萬美元的利息支出。
Belco的定期貸款安排受浮動利率的限制。然而,該公司另外簽訂了一項利息互換協議,以對衝與利率波動相關的風險。
外幣風險
AQN的大部分業務的功能貨幣是美元,但AQN在加拿大和智利的業務可能會受到匯率波動的影響,並可能使用從外國供應商購買的設備和/或商品。
在不存在自然經濟對衝的情況下,AQN可訂立衍生合約以對衝全部或部分屬交易性的貨幣匯率風險(見年度綜合財務報表附註24(B)(Iii))。在本公司確實進行貨幣對衝的範圍內,本公司可能無法充分實現有利匯率變動的好處,並面臨對衝合約的對手方可能被證明無法或不願履行其合約義務的風險。
加拿大業務
該公司在加拿大的業務受到貨幣波動的影響。AQN主要通過使用自然對衝來管理這一風險,使用加元長期債務為其加拿大業務融資,並結合外匯遠期合約和現貨購買。
智利行動
該公司在智利的業務受到貨幣波動的影響。AQN主要通過使用智利比索的長期債務或與智利比索掛鈎的長期債務來管理這一風險,為其智利業務提供資金。
税收風險和不確定性
該公司主要在美國、加拿大、百慕大和智利繳納所得税和其他税,但在其他司法管轄區也要納税。在公司開展業務的司法管轄區,税法或其解釋或應用的變化可能具有追溯力,也可能不具有追溯力,可能會對公司的運營業績、股東回報和現金流產生不利影響。
即將進行的税法變化可能對公司的有效税率(以及財務業績)產生不利影響,或導致額外的現金税,包括但不限於:
·加拿大提出的立法一般將利息和融資費用的扣除額限制在税收EBITDA的30%以內。如以建議的表格制定,這項法例將一般適用於地鐵公司自2023年10月1日或以後開始的課税年度;及
·根據經濟發展組織的倡議,在公司開展業務的各個司法管轄區執行全球最低税額規則,以防止被認為的税基侵蝕和利潤轉移。加拿大已根據這一倡議提出立法,如果以擬議的形式通過,將一般適用於從2023年12月31日或之後開始的“符合資格的MNE集團”(如該擬議立法所定義)的財政年度。
擬議的規則很複雜,一旦通過,將取決於該公司在申請時的判斷,直到獲得進一步的指導為止。
本公司不能保證加拿大税務局、國税局或任何其他適用的税務機關會同意本公司的税務立場,包括就本公司的報銷開支及本公司可折舊物業的成本金額而言。適用税務機關就該等税務狀況提出的勝訴,可能會對本公司的經營業績和財務狀況造成不利影響。
該公司在美國開發可再生發電設施在一定程度上取決於聯邦税收抵免和其他税收激勵措施。《降低通貨膨脹法案》延長和擴大了某些能源信用額度,為未來這些信用額度的可獲得性提供了更大的確定性。然而,管理這些税收抵免的規則仍包括對抵免資格的技術要求。如果公司無法在某些期限內完成當前或計劃項目的建設,或無法滿足與現行工資和學徒要求有關的某些新要求,減少的獎勵或取消的獎勵可能不足以
支持持續發展,或可能導致已建成設施的財務效益大幅減少。此外,公司還與財務合作伙伴就其在美國的某些可再生能源設施進行了某些税收股權融資交易,根據這些交易,如果適用於以前投入使用的設施的美國税法發生變化,公司從適用設施向公司分配的未來現金流可能會受到不利影響。
信用/交易對手風險
AQN及其子公司在客户和其他交易對手履行其對公司的義務的能力方面面臨信用風險,包括支付他們欠AQN或其子公司的金額。這種信用風險存在於公用事業客户、銀行和其他融資來源,以及長期PPA、貿易應收賬款、衍生金融工具、能源管理協議、工程、採購和建設合同、製造商合同和天然氣供應協議等的交易對手。此外,超過存款保險限額的銀行存款有可能在銀行倒閉時丟失或被沒收。
可再生能源集團的收入約佔公司總收入的11%,其中大部分收入來自大型投資級客户,穆迪的信用評級為Baa2或更高,S和惠譽的信用評級為BBB或DBRS的BBB或更高。
公司的剩餘收入主要由受監管服務集團賺取。
歸因於受監管服務集團在供水和廢水分配系統的應收賬款餘額的信貸敞口總計8360萬美元,分佈在大約572,000個客户連接上,導致每個客户連接的平均未償還餘額約為150美元。
與天然氣公用事業有關的天然氣分配系統應收賬款餘額共計1.266億美元,與電力公用事業有關的配電系統應收賬款餘額共計1.508億美元。天然氣和電力公用事業都有超過85%的收入來自住宅客户,每個客户連接的平均未償還餘額分別為338美元和488美元。天然氣分銷設施中也存在交易對手履約風險,供應商可能無法供應天然氣,導致供應中斷,並可能導致更高的採購成本。這些風險通過從交易對手那裏收到抵押品而得到緩解。
能源和水務行業或一般經濟中的不利條件,以及個別客户或交易對手的情況,可能會對客户或交易對手履行其與本公司合同要求的能力產生不利影響。公用事業客户的損失可能不會被適用的公用事業監管機構批准的壞賬準備金抵消。如果根據購買力平價協議、或有或有或固定形狀承購合同或與本公司的其他能源承購或對衝安排的客户無法履行合同,可再生能源集團可能無法按可比條款更換合同,在這種情況下,從設施出售電力(以及(如果適用)REC和輔助服務)將受到市場價格風險的影響,並可能需要對與設施相關的債務進行再融資,或以其他方式產生重大不利影響。其他交易對手,包括供應和建築合同、服務合同、處於資產狀況的對衝合同、短期投資、購買貨物或服務的協議或其他協議的貸款人和交易對手違約,也可能對公司的財務業績產生不利影響。與設備故障、缺陷、設計缺陷或其他問題相關的損失可能不在保修或保險範圍內。
市場價格風險
可再生能源集團在項目開始時簽訂長期承購合同。承購合同要麼是單位或有合同(數量取決於所生產的能源,價格是固定的),要麼是浮動金融掉期的固定合同數量和定價。這些承購合同可能面臨與輸電阻塞、對衝缺口和非合同發電價格相關的市場結算。
如果承購合約在不同的結算點(即中心結算點與系統注入點或資產價格節點)結算,單位或有金融掉期和固定成交量金融掉期都存在基準風險。為減低基差風險,本公司不時訂立額外財務合約以釐定基價。
可再生能源集團有可能無法在指定時間產生指定數量的電力,從而導致產量不足,從而影響固定數量金融掉期的結算。這種風險被稱為“對衝缺口”。固定數量的金融掉期向可再生能源集團支付固定數量的固定價格。當產生的能量少於固定數量時,資產向承購者支付確定的市場價格(即價格節點價值)。為了減輕套期保值下產量不足的風險,可再生能源集團不時調整套期保值的規模,以覆蓋少於100%的預期產量,從而降低無法生產最低套期保值數量的風險。可能減少產量的事件包括(但不限於)天氣事件(如結冰、低風資源、雲層)、輸電中斷和機械故障。
商家(非合同)的產生可能會增加收益的波動性。在價格上漲的環境下,商人一代通常會比完全簽約的投資組合產生更高的收益。在價格下跌的環境中,商家生成通常會導致比完全簽約的投資組合更低的收益。若長期預測電價大幅低於承購協議期滿後期間的現行合約價格,可再生能源集團的可再生發電資產將面臨與長期預測電價潛在下跌相關的減值風險。可再生能源集團的市場價格風險主要存在於ERCOT、PJM和MISO市場。
本公司已選擇ASC 825金融工具項下的公允價值選擇權來核算其在Atlantica的投資,公允價值變動反映在年度綜合經營報表中。因此,Atlantica股票交易價格的每一美元變動都將相應地影響公司的淨收益約4400萬美元。
商品價格風險
受監管的服務集團在其電力和天然氣系統面臨能源和天然氣價格風險。可再生能源集團對大宗商品價格的敞口主要限於對天然氣價格風險的敞口。在這方面,對這些風險的代表性討論如下:
受監管服務集團
卡爾佩科電力系統以CPUC批准的費率向加利福尼亞州太浩湖盆地和周圍地區提供電力服務。卡爾佩科電力系統通過購買力平價從NV Energy購買其客户的能源、容量和相關服務要求,價格反映NV Energy的系統平均成本。
Calpeo Electric系統的電價允許通過能源成本調整條款(“ECAC”)機制,以美元對美元的基礎將能源成本轉嫁給其費率支付人,該機制允許收回或退還因燃料價格和所購電力價格波動而導致的能源成本變化。按月將能源成本與CPUC批准的基本電價能源費率進行比較,並將差額推遲到平衡賬户。每年,根據ECAC平衡賬户的餘額,如果ECAC收入增加或減少超過5%,Calpeo Electric系統的ECAC電價允許對ECAC費率進行潛在調整,從而消除與燃料和購買電力成本波動相關的風險。
花崗巖州電力系統是一種開放接入的電力公用事業,允許其客户從有競爭力的能源供應商那裏採購商品服務。對於那些沒有選擇自己的競爭能源供應商的客户,Granite State Electric System通過競爭性招標過程為每一類客户提供默認服務。此流程每半年為所有默認服務客户執行一次。中標人有義務根據花崗巖州立電力系統默認服務客户的實際需求提供全面的需求服務。由於這是一項全面的需求服務,中標者(S)承擔了與客户使用和商品價格波動相關的風險。供應商的貨款由Granite State Electric系統支付,而Granite State Electric系統則通過每半年向NHPUC提交的正式備案和審批程序收回通過率。花崗巖國家電力系統只有在NHPUC批准後才承諾給中標的默認服務供應商(S),因此沒有商品承諾的風險,沒有通過率回收。
EnergyNorth天然氣系統從各種交易對手處購買管道容量、儲存和商品。能源北方天然氣系統的資產組合及其規劃和預測方法通常由NHPUC通過最低成本綜合資源計劃文件定期批准,該文件通常每兩年提交,但根據審查過程的長度,可以長達五年的過渡期。此外,EnergyNorth Natural Gas System每年通過天然氣成本(“COG”)申報和批准程序向NHPUC申報,以收回其運輸和商品成本。北方能源天然氣系統根據NHPUC對其提交的COG的批准為其客户制定費率。這些費率旨在完全收回預期的運輸和商品費用。為了最大限度地減少商品價格波動,EnergyNorth天然氣系統根據NHPUC批准的套期保值計劃,鎖定了其正常冬季採購的約16%的固定價格基礎。與固定基準套期保值計劃相關的所有成本均允許通過COG文件和所述文件中的批准費率傳遞給客户。如果商品價格相對於最初的年度COG費率申報有所上升或下降,EnergyNorth天然氣系統有權自動調整其COG費率,最高可達25%,以儘量減少天然氣成本的任何不足或過多收取。此外,任何不足的款項可連同利息結轉至下一年的相應COG期間(即冬至冬,夏至夏)。
Midstates Gas和Empire Gas Systems向多個交易對手購買管道容量、儲存和商品,並通過年度採購天然氣調整(“PGA”)申報和批准程序向各個州委員會申報,以收回各自的運輸和商品成本。Midstates Gas Systems為密蘇裏州、伊利諾伊州和愛荷華州的客户提供服務,並在每個州的PGA文件中為其客户制定費率,這些費率旨在完全收回其預期的運輸、倉儲和商品成本。為了最小化
由於大宗商品價格波動,Midstates Gas System實施了一項符合監管機構預期和批准的商品套期保值計劃,旨在套期保值約25—50%的非倉儲相關商品採購。與對衝計劃相關的所有收益和損失都允許通過PGA文件傳遞給客户,並嵌入在所述文件的批准利率中。費率可以按月或季度進行調整,以反映商品價格相對於初始PGA費率的任何上漲或下跌,最大限度地減少其天然氣成本的任何不足或過多收取。與Midstates Gas System類似,Empire Gas System為密蘇裏州的客户提供服務,並實施了一項商品套期保值計劃,旨在對衝70%至90%的冬季需求,包括冬季收回的存儲量。所有相關費用都嵌入在批准的費率中,並允許通過PGA中的客户。帝國天然氣系統被允許每年提交一次實際成本調整(“ACA”),其中還包括PGA申請。除了ACA申請,今年還允許另外三個可選的PGA申請。帝國天然氣系統的ACA年為每年的9月1日至8月31日。
Peach State Gas System從各種交易對手處購買管道容量、儲存和商品,並向喬治亞州公共服務委員會(“PSC”)備案,通過每月PGA備案流程收回其運輸、儲存和商品成本。Peach State Gas System在PGA文件中為其客户制定了費率,這些費率旨在完全收回其預期的運輸、儲存和商品成本。為了儘量減少商品價格波動,公司提交併經佐治亞州PSC批准的年度天然氣供應計劃包括一項商品套期保值計劃,旨在對衝其冬季購買的約30%的非倉儲相關商品。與對衝計劃相關的所有收益和損失均在PGA文件中傳遞給客户,並嵌入此類文件中的批准利率中。費率可以每月調整,以考慮天然氣成本相對於PGA申報中假定的金額的任何差異,最大限度地減少其天然氣成本的任何不足或過多收取。
帝國電力系統的天然氣發電採購計劃旨在管理成本,以緩解波動的天然氣價格。Empire Electric System定期與交易對手訂立固定價格合約,對衝未來天然氣價格,以減少燃料支出的波動性。一般而言,與對衝計劃有關的超/不足差異乃假設其被視為審慎產生,則於燃料調整條款中傳遞予客户。
BELCO採購重質燃料油、輕質燃料油及柴油,運輸及儲存在百慕大的設施,直至交付及用於發電業務。雖然這種燃料的成本通過燃料調整率("燃料調整率")列入傳統費率申報中,但商品定價的可變性導致百慕大監管局對燃料調整率進行季度對賬和調整。該文件評估了當前的商品定價和使用以及預計的商品定價,以制定下一季度的FAR。此外,BELCO定期使用套期保值鎖定商品利率,以減少定價波動和保護客户利率。
可再生能源集團
桑格熱力設施在加州市場出售容量(儲備),這對CAISO負有調度義務。Sanger根據提交給CAISO的能源報價價格在CAISO的能源市場進行調度。這些能源報價採用Sanger的生產成本定價,其中包括燃料成本、燃料能源需求(熱耗率)、可變運營成本和環境補償。隨着燃料價格的變化,桑格的生產成本和CAISO能源市場報價相應調整,從而使桑格免受燃料價格風險的影響。
操作風險管理
處置,包括與計劃出售公司可再生能源業務有關的風險
出於財務、策略及其他原因,本公司可不時出售或有意出售其擁有的業務或資產(全部或部分)。本公司的任何處置可能導致在出售時確認虧損,並可能導致其收入、現金流量和淨收入減少以及其業務組合發生變化。處置也可能導致對公司的責任,包括任何結束後賠償或購買價格調整。此外,本公司可能無法出售本公司出於財務、戰略和其他商業原因而希望出售的業務或資產,或以本公司可接受的價格出售。如未能執行任何計劃的處置,本公司可能需要尋求其他資金來源,包括一項或多項潛在的股本發行,或招致額外債務,其中可能導致評級機構重新評估或下調本公司現有的信貸評級。上述每一項都可能對公司的業務、經營成果、資本成本或財務狀況產生不利影響。
2023年8月10日,公司宣佈尋求出售其可再生能源業務。無法保證此出售過程的結果、將出售的特定資產(如有)、任何特定交易將被識別或完成,或任何該等交易將實現任何預期結果或利益。剝離構成公司可再生能源業務的任何或全部資產涉及許多風險和不確定性,包括將可能出售的資產與公司將保留的資產分開所涉及的複雜性,
獲得監管部門的批准和其他第三方的同意,這可能,其中包括,破壞客户和供應商的關係,以及公司可能受到額外的税務義務或損失某些税務優惠的事實。如果本公司處置構成本公司可再生能源業務的全部或部分資產,則可能無法成功促使買方承擔與該等資產相關的責任,或者即使承擔了該等責任,本公司可能難以對買方行使其合同或其他權利。本公司可能被要求在交易完成後的一段時間內向買方提供過渡性服務,本公司可能保留與剝離資產有關的義務,並可能承擔因買方處置或隨後違反義務或責任而產生的潛在責任。存在可能延遲、阻止或以其他方式對計劃出售造成不利影響的因素,包括但不限於市況或延遲獲得必要的交易對手批准、監管批准或許可。此外,無論是否識別、進行及╱或完成任何特定交易,有關過程可能會分散董事會及管理層的注意力,並將其他資源(包括成本)轉移至有關過程及本公司進行及完成交易的準備,從而對本公司的業務造成幹擾。該過程還可能影響公司與員工的關係,包括增加員工離職和更替,可能引起與潛在買家的糾紛,並可能導致會計變更、重組和其他處置費用,以及潛在的減值費用或損失。出售構成本公司可再生能源業務的任何或全部資產可能會對本公司的盈利能力、財務業績和股息產生負面影響,原因是此類出售、收入損失或現金流或可供分配現金減少。此外,APCO可能會因公司追求其可再生能源業務而遭受一次或多次信用評級下調。在出售構成本公司可再生能源業務的任何或全部資產後,本公司在其業務及其服務市場的資產組合方面的多樣性也會減少。任何或所有這些風險都可能影響公司的財務業績和商業聲譽。
機械和操作風險
AQN的盈利能力可能受到設備故障、主要客户未能履行其合同義務、平均能源價格下降、設施罷工或停工、自然災害、疾病和其他不可抗力事件、供應鏈中斷以及與索賠或清理有關的費用以遵守環境和安全標準。
監管服務集團的水和廢水分配系統在監管機構批准的壓力範圍內的加壓條件下運行。如果供水管網受到破壞或損壞,由此產生的壓力釋放可能導致人員嚴重受傷或死亡或其他財產受損。此外,飲用水分配系統中的水或設備受到污染,可能導致飲用受影響水的人嚴重受傷、生病或死亡。
受監管服務集團的配電系統易受風暴事件影響,通常是冬季風暴事件,因此電力線路可能會中斷,並對個人和財產造成相應的風險。在受監管服務集團的配電服務區域內,包括但不限於加利福尼亞州和公司運營的美國其他地區,例如2020年11月17日在加利福尼亞州CalPeco電力系統服務區域內發生的山景城火災。樹木倒下和雷擊配電線路或設備可能引發野火,可能對生命和財產構成威脅。如果公司被指控或發現對此類火災負責(無論是否有過失或疏忽),公司可能遭受成本、損失和損害,包括反向譴責,其中全部或部分可能無法通過保險、法律、監管和其他程序收回。
受監管服務集團的天然氣分配系統面臨可能導致火災及╱或爆炸的風險,從而影響生命及財產。風險包括第三方損壞、系統完整性受損、管道類型/年限以及惡劣天氣事件。
該公司的水電資產利用大壩蓄水池發電,如果大壩故障/破裂,潛在的災難性的水量將從該設施的下游氾濫。大壩可能會受到乾旱條件的影響,在高峯負荷條件下失去發電能力,導致設施達不到套期保值或PPA承諾的生產水平。水電站的風險通過定期大壩檢查和設施的維護計劃來降低,以降低大壩崩潰的風險。
該公司的資產可能着火,並根據季節,可能點燃大量森林或農作物從風力發電場順風。風力發電機組也可能受到大大氣條件的影響,這可能會降低風力水平低於公司的PPA,並對衝最低生產水平。風力機組可能會在渦輪機葉片或支撐塔中遇到故障。與風力渦輪發電機故障相關的生產風險通過適當維護機組、使用與渦輪機運營及管理人員訂立的長期維護協議(該協議規定定期檢查及維護財產)以及責任保險保單而得以減輕。
該公司的熱能部門使用天然氣和石油,併產生廢氣,如果不適當處理和監測,可能導致危險化學品釋放到大氣中。這些單位也可能受到限制
由於短缺或污染水平,不購買天然氣/石油,這可能會阻礙設施的產量。通過定期維護鍋爐系統和持續監測廢氣,熱力設施的機械和操作風險得以減輕。燃料限制可以通過長期購買來部分對衝。
可再生能源集團的所有發電站都受到機械故障的影響。通過妥善保養機組和定期檢查,可減輕機械故障的風險。
總體而言,這些風險部分通過在業務和地理上實現ACN業務多樣化而得到緩解。此外,AQN尋求通過使用定期維護計劃(包括管道安全計劃和合規計劃)、提供足夠的保險、積極的企業風險管理計劃以及建立費用儲備金來減輕這些風險。
監管風險
AQN業務的盈利能力部分取決於該等業務經營所在司法管轄區的監管環境。在可再生能源集團的一些水電設施中,水權歸政府所有,政府保留控制水位的權利,這可能會影響收入。
受規管服務集團的貸款須受其監管機構釐定的費率。監管服務集團在美國13個州、加拿大一個省、百慕大和智利經營公用事業,因此受到包括FERC在內的17個不同監管機構的監管。從發生成本到監管機構批准費率以收回這些成本之間的時間稱為監管滯後。由於監管滯後,通脹影響及時間延遲可能影響收回開支及╱或資本成本的能力,並可能影響盈利能力。為減輕此風險,受監管服務集團尋求在其經營所在州獲得監管架構的批准,以便及時收回營運開支及資本成本。任何受監管的公用事業所面臨的一個根本風險是公用事業的監管機構不允許將運營費用或資本成本納入其收入要求。由於本公司正在更新其技術基礎設施系統,存在着費率申報所需的財務數據可能難以編制或被視為不可靠的風險,從而增加了不允許和/或監管滯後的風險。此外,已經擱淺的資本投資可能給費用回收帶來額外風險,並可能受到立法提案的制約,從而影響到這些費用的回收程度。如果提議的費用不包括在公用事業的收入要求中,公用事業將被要求尋找其他效率、增長機會或成本節約,以實現其允許的回報。
受監管服務集團定期與其管理當局合作,利用當地、州和公司資源管理業務事務。
廢止徵用程序
受管制服務集團的分銷系統在某些條件下可能會受到政府實體的譴責或採取其他方式的收購。政府實體的任何收購都將在法律上要求支付公平的補償。該等公平補償乃根據法律程序釐定,因此,無法保證所收購資產所收取的價值將超過賬面價值。
通貨膨脹風險
AQN的盈利能力可能會受到通脹率高於長期平均水平的影響。受規管服務集團的貸款須受其監管機構釐定的費率。從發生成本到監管機構批准費率以收回這些成本之間的時間稱為監管滯後。由於監管滯後,通脹影響及時間延遲可能影響收回開支及╱或資本成本的能力,並可能影響盈利能力。倘出現重大通脹,監管滯後對本公司的影響將加大。為減輕此風險,受監管服務集團尋求在其經營所在州獲得監管架構的批准,以便及時收回營運開支及資本成本。
可再生能源集團的資產受長期購買協議和其他承購協議的約束,其中大部分不與通貨膨脹掛鈎,如果運營成本以高於承購價格的速度增長,盈利能力可能會下降。
開發和建設項目的預期回報可能因成本增加而減少。為降低通脹風險,本公司嘗試訂立固定價格建築協議及固定價格承購協議。
關税風險
關税或關税的變化,例如與美國商務部對馬來西亞、越南、泰國和柬埔寨供應的太陽能電池和電池板的反傾銷和反補貼税規避索賠的調查有關的反傾銷和反補貼税率,可能會對開發或建設公司項目所需的資本支出、完工時間或可行性產生不利影響,這些項目。在
美國,近年來,對太陽能電池板,太陽能電池,鋁和鋼等商品和原材料的進口徵收關税。該等事件可能會對本公司(作為貨物買方)造成不利影響,從而可能會對本公司的預期回報、經營業績和現金流量產生不利影響。
國際投資風險
本公司在受不同外國政府和監管機構監管以及外國法律適用的市場運營,或可能在新市場尋求增長機會。這些外國法律或法規可能無法提供與加拿大和美國公司相同類型的法律確定性和權利,這可能對公司在該司法管轄區接收收入或行使其與任何業務或項目有關的權利的能力造成不利影響。此外,某些國家的法律法規可能限制公司在某些項目中持有多數股權的能力,從而限制了公司控制該等項目運營的能力。本公司任何現有或新的業務或權益亦可能面臨重大政治、經濟及金融風險,這些風險因國家而異,可能包括:(i)政府法律、政策或人事或國家憲法的變動;(ii)整體經濟狀況的變動;(iii)貨幣轉移或可兑換的限制;(iv)勞資關係的變動;(iii)勞動關係的變動。(v)政治不穩定及內亂;(vi)規管或其他改變對本地公用事業市場造成不利影響;(vii)違反或拒絕重要的合約承諾,以及無償徵用和沒收資產及設施,或補償低於公平市價;(viii)金融市場不如北美髮達或效率;(ix)缺乏統一的會計、審計和財務報告標準、慣例和披露要求;(x)政府的監督和管制較少;(Xi)法律或監管環境欠發達,包括結果和行動的不確定性,可能不符合法治;(xii)賄賂和腐敗風險加劇;(xiii)對外國投資者投資的政治敵意,包括影響外國所有權的法律;(xiv)有關公司的公開資料較少;(xv)通脹率上升或下降不利;(xvi)交易成本上升;及(xvii)投資者保障較少。
本公司可能因欺詐、賄賂、貪污或其他非法行為,或因內部程序或系統不足或失效而蒙受重大損失。本公司在多個司法權區經營,其經營及開發活動可能會擴展至新的司法權區。在多個司法權區開展業務要求本公司遵守該等司法權區的法律及法規。這些法律和法規可能適用於公司、其子公司、個人董事、高級職員、員工和第三方代理人。該公司還受反賄賂和反腐敗法律的約束,包括加拿大《外國公職人員腐敗法》和美國《海外腐敗法》。由於本公司在國際範圍內進行收購及進行發展活動,其面臨的貪污相關風險增加,包括潛在違反適用反貪污法律的行為。
本公司依靠其基礎設施、控制、系統和人員,以及專注於企業範圍內管理特定運營風險(如欺詐、交易、外包和業務中斷)的中央集團,來管理非法和腐敗行為或系統故障的風險。本公司亦依賴其僱員及若干第三方遵守其政策及程序以及適用法律。未能充分識別或管理這些風險,以及收購內部監控薄弱的業務以管理非法或腐敗行為的風險,可能導致直接或間接的財務損失、監管譴責和/或損害公司的聲譽。
Atlantica投資特有的風險
本公司對Agricica的投資使本公司面臨特定風險,這些風險是Agricica業務和Agricica經營的市場所特有的。
Atlantica擁有、管理和收購某些司法管轄區的可再生能源、常規電力、輸電線路和水資源資產,這些資產可能不在該公司運營的司法管轄區內。通過對Atlantica的投資,該公司間接面臨其經營所在市場特有的某些風險,包括但不限於:全球經濟狀況;與Atlantica經營所在司法管轄區(包括新興市場)有關的國家和國際法律、政治、社會和宏觀經濟風險的變化,這些風險可能受到經濟、社會和政治不確定性的影響;反賄賂和反腐敗法律以及任何違反這些法律的行為造成的重大處罰和聲譽損害;貨幣匯率的重大波動;Atlantica以有利條件確定和/或完成未來收購的能力;Atlantica無法以類似或商業上有利的條件取代即將到期或終止的承購協議;終止或撤銷Atlantica的特許權協議或承購協議;以及各種其他因素。這些風險可能會影響Atlantica業務的盈利能力和增長,並最終影響該公司預期投資的盈利能力。2023年2月21日,Atlantica宣佈,其董事會已開始探索和評估潛在的戰略選擇,以實現股東價值最大化(《Atlantica戰略審查》)。Atlantica戰略審查可能導致批准或完成一項交易或Atlantica業務戰略的其他變化,這與公司的利益不一致。如果發生上述任何一種情況,公司的投資價值可能會減少,公司的財務狀況、經營業績和現金流可能會受到不利影響。
公司的國際活動和運營使公司面臨類似的風險,同樣可能影響公司的盈利能力、財務狀況和增長。
本公司採用公允值法將其於Alterica的投資入賬(見年度綜合財務報表附註8(a))。AQN在綜合經營報表中記錄了宣佈股息收入時的公允價值波動。公司宣佈和支付的股息由公司董事會酌情決定。本公司並無控制權Eschatica之董事會。因此,不能保證股息將繼續支付的普通股,將繼續支付與他們目前支付的相同的利率,或將以任何指定的目標利率支付。由於ESTA減少或暫停其股息或在本公司出售其在ESTA的股權的情況下,ESTA股息收入的損失可能對本公司的現金流量和淨收入產生重大不利影響。
合資企業投資風險
本公司擁有並於未來可能繼續擁有少於100%的股權及╱或若干項目及設施的合作伙伴。因此,本公司可能無法經營或控制有關該等項目和設施的全部或任何決策,其利益可能受第三方決策的影響,本公司在提供服務時可能依賴第三方的人員、誠信、合同合規性、專業知識、歷史業績、技術資源和信息系統、專有信息和判斷。這可能會限制公司在這些項目和設施方面的靈活性和財務回報,並給公司帶來風險,包括合資夥伴可能:
·經濟或商業利益或目標與公司的經濟或商業利益或目標不一致;
·在公司投資方面採取與公司政策或目標相違背的行動;
·違反適用的反賄賂法律,該法律對不遵守規定將受到重大處罰,並可能對合營企業和公司的業務、財務狀況和經營業績造成重大不利影響;
·必須就某些交易和決定給予其同意,其中包括出售公司的可再生能源業務以及與附屬公司的融資和交易相關的決定;
·破產,限制其滿足出資要求的能力,並可能使項目再融資或出售變得更加困難;
·與公司發生爭議,可能影響公司開發、建設或運營項目的能力;
·在公司市場上有可能產生利益衝突問題的競爭利益;或
·會計政策與公司不同。
本公司已與其持有股權的若干項目開發實體訂立股權出資協議(“股權出資協議”)。該等額外成本協議規定本公司有義務於與發展中項目有關的若干完工里程碑實現時提供資金。該等應收賬項已抵押作為項目實體取得之建築貸款之抵押品,並可能要求本公司提供超出資產相關價值之款項。本公司亦為股權投資方擁有的若干開發項目提供履約擔保。截至2023年12月31日,該公司在這些協議和擔保中的最大損失風險(定義見美國公認會計準則)為10.445億美元。
有關本公司長期投資及應收票據的説明,請參閲年度合併財務報表附註8。
資產報廢債務
AQN及其附屬公司完成對可能需要確認的潛在資產報廢責任的定期審閲。作為此過程的一部分,AQN及其附屬公司考慮其經營許可證、租約和其他協議中概述的合同要求、協議延期的可能性、量化該等費用的能力、產生潛在費用的時間,以及評估是否存在該等責任和估計該等責任的公允價值時可能考慮的其他因素。
結合收購和開發項目,本公司承擔了若干資產報廢責任。資產報廢責任主要涉及以下方面的法律規定:(i)拆除或停用發電設施;(二)削減(斷開配電系統),清除(清潔天然氣和多氯聯苯污染物),並在天然氣分配和輸送系統內的天然氣總管退役後蓋上天然氣總管,或在從管道系統拆除後處置部分天然氣總管;(iii)清潔及移走貯存艙,
廢油及其他廢物污染物;及(iv)在進行大型翻新或拆卸建築物及設施時清除石棉。
週期和季節性
受監管服務集團
受監管服務集團對水的需求受到天氣條件和温度的影響。由於灌溉、游泳池、冷卻系統和其他室外用水的需求,温暖月份的用水需求通常大於涼爽月份。如果降雨量高於正常或降雨量比正常更頻繁,對水的需求可能會減少,從而對收入產生不利影響。
受監管服務集團對其配電系統的能源需求主要受天氣條件和節能措施的影響。受監管服務集團向其客户提供信息和計劃,以鼓勵節約能源。反過來,需求可能會減少,這可能會對收入產生短期不利影響。
受管制服務集團對其天然氣分銷系統的主要天然氣需求是由其住宅、商業和工業客户的季節性供暖需求推動的。天氣越冷,家庭和企業取暖對天然氣的需求就越大。因此,天然氣分配系統的需求情況通常在1月和2月的冬季達到峯值,在7月和8月的夏季下降。年復一年的變化也取決於特定年份的天氣有多冷。
氣候變化有可能影響季節性以及對水、電和天然氣的需求。
本公司試圖通過在費率審查過程中尋求監管機制來緩解上述風險。雖然並非所有監管管轄區都批准了緩解需求波動的機制,但到目前為止,受監管服務集團已成功獲得監管部門的批准,在13個州中的7個州實施了這種脱鈎機制。這種機制的一個例子是佐治亞州的桃州燃氣系統,在該系統中,對10月至5月期間的客户賬單實施天氣正常化調整,調整商品費率,以穩定公用事業公司的收入,以應對可歸因於天氣模式的計費單位的變化。
可再生能源集團
可再生能源集團的水電運營受到季節波動和可用水文年復一年變化的影響。這些資產主要是“徑流”,因此會隨着自然水流而波動。在冬季和夏季,流量一般較低,而在春季和秋季,流量一般較高。這些資產的創收能力可能會受到可用水變化或水道內其他重大水文事件的影響。年復一年,水文水位各不相同,影響着一年的發電量。
可再生能源集團的風力發電設施受到風能資源的季節性波動和年復一年變化的影響。在秋季、冬季和春季,風通常比夏季更大。這些設施的創收能力可能會受到風力模式和風力自然變化的影響。
可再生能源集團的太陽能發電設施受到太陽輻射的季節性波動和年復一年變化的影響。例如,夏季的日照時間比冬季多,導致夏季的產量較高。這些設施產生收入的能力可能會受到自然發生的太陽輻射變化的影響,例如雲層和雪。
該公司試圖通過收購或開發位於不同地理位置的發電站來緩解上述自然資源波動風險。
開發建設風險
該公司積極從事新發電和給水廢水設施的開發建設,目前擁有一批正在開發或建設中的可再生能源發電和儲存項目,以及輸配資產的開發和建設等配套項目。不能保證公司將能夠找到有吸引力的收購或開發候選者,或公司將能夠實現改善公司財務業績或增加可供分配的現金數額的增長機會。在任何計劃或正在建設中的項目中,總有可能發生重大延誤、互聯和互聯設施的技術問題、互聯設施的必要升級、必要的削減發電量、在獲得互聯權利方面的延誤、和/或成本超支或收入損失。存在以下風險:實際成本可能超過預算估計,在獲得許可和材料方面可能出現延誤,供應商和承包商可能無法按照合同的要求履行職責,合同下的保修可能未履行或不充分,可能供應不足、生產力不足或合格工匠或當地勞動力的成本增加,啟動活動可能比計劃的時間更長,減少
可能需要設施的產出,項目的範圍、實際或預期回報以及時間安排可能發生變化,以及可能發生公司無法控制的其他事件,在每種情況下,都可能對項目的可行性、進度、預算、成本和績效產生重大影響。監管批准可能會受到許多機制的挑戰,這些機制在州和省的司法管轄區各不相同。此類許可挑戰可查明可能導致許可被修改或吊銷的問題。
特定於可再生能源項目的風險:
風力資源的強度和一致性將與初步風力研究所載的估計不同,該初步風力研究所依賴於確定風力設施的可行性。倘天氣模式改變或歷史數據證明未能準確反映實際風力的強度及一致性,則有關設施將產生的電力量的財務預測所依據的假設可能有所不同,現金可能受到影響。
太陽輻射量將與確定太陽能設施可行性所依賴的初步太陽能研究中所載的估計值不同。倘天氣模式改變或歷史數據證明未能準確反映太陽輻射強度及一致性,則有關設施將產生的電力量的財務預測所依據的假設可能有所不同,現金可能受到影響。
就其若干開發項目而言,本公司依賴來自第三方税務股權投資者或税務抵免購買者的融資,其參與程度取決於該項目的美國資格、税務優惠及投資者的投資標準是否符合。這些投資者通常為設施的商業運營提供資金。倘若干融資不符合税項股權融資所需條件,融資之預期回報可能會受到不利影響。
訴訟風險和其他或有事件
AQN及其若干附屬公司於日常業務過程中不時涉及各種訴訟、申索及其他法律及監管程序。與該等項目有關的或然事項的任何應計費用於得出結論認為可能出現重大財務虧損且相關負債可予估計時計入財務報表。根據現有保單之預期可收回款項乃於合理保證可收回時入賬。
山景火災
2020年11月17日,Liberty Utilities(CalPeco Electric)LLC(“Liberty CalPeco”)的領地發生了一場現稱為山景火災的野火。火災原因仍在調查中,CAL FIRE尚未發佈最終報告。目前有21起訴訟將本公司的若干子公司列為與山景城火災有關的被告,以及美國農業部提出的一項非訴訟索賠,要求償還據稱的滅火費用,以及美國土地管理局的通知,要求就據稱未經授權燒燬公共土地尋求賠償。14起訴訟是由個人原告團體提出的,聲稱訴訟原因包括疏忽,反向譴責,滋擾,侵入和違反加州酒吧。util.第2106號法典和第13007號加州健康和安全法典(這14起訴訟中的一起還聲稱個人的非正常死亡和代表保險公司的各種代位求償要求)。2024年3月6日,洛杉磯縣高等法院開始審理四起僅涉及反向譴責責任的領頭羊案件。如果本公司的附屬公司在該等案件中被發現負有責任,則在本次審判中不會裁定損害賠償金(如有)。在另一起訴訟中,莫諾縣、羚羊谷消防區和布里奇波特印第安殖民地聲稱類似的訴訟原因,並要求賠償滅火費用、執法費用、財產和基礎設施損失以及其他費用。在其他六起訴訟中,保險公司聲稱存在反向譴責和疏忽,並尋求收回已支付和將支付給其被保險人的金額。這些訴訟的成功可能性尚不確定。Liberty CalPeco打算大力捍衞他們。2023年,Liberty CalPeco因與山景城火災有關的索賠而累計估計損失6600萬美元,Liberty CalPeco預計從保險中收回6600萬美元。由此產生的收益扣除淨額為零美元。損失估計數可能會隨着獲得更多資料而有所變動。實際虧損金額可能高於或低於該等估計。雖然本公司可能產生超過應計金額的重大虧損,但本公司無法估計可能產生的合理虧損範圍的上限。該公司有野火責任保險,預計將適用最多適用的政策限額。
蘋果谷譴責訴訟程序
2016年1月7日,蘋果谷鎮提起訴訟,要求譴責Liberty Utilities(Apple Valley Ranchos Water)Corp.(“Liberty Apple Valley”)的公用事業資產。2021年5月7日,法院發佈了一份臨時判決書,駁回蘋果谷鎮試圖通過徵用權奪取蘋果谷供水系統的企圖。該裁決證實,自由蘋果谷繼續擁有和運營供水系統符合社區的最佳利益。2021年10月14日,法院發佈了《最終判決書》。法院於2021年11月12日簽署並載入解僱令及判決書。於二零二二年一月七日,該鎮就法院作出的判決提交上訴通知書。2022年8月2日,最高法院發佈裁決,授予自由蘋果谷約
1320萬美元的律師費和訴訟費該鎮已於2022年8月22日提交有關費用裁決的上訴通知書。該鎮對定罪判決和費用裁決的上訴已合併為一個上訴案卷,正在上訴法院審理。
信息安全風險
本公司依靠其和第三方的信息和運營技術網絡、系統和設備來處理、傳輸和存儲電子信息,管理和支持各種業務流程和活動,並安全地運營其資產。本公司還使用其和第三方信息技術系統記錄、處理和彙總財務信息和經營成果,以用於內部報告目的,並遵守財務報告、法律和税務要求。本公司及其某些第三方供應商的技術網絡、系統和設備收集和存儲敏感數據,包括屬於本公司和第三方的系統操作信息和專有業務信息,以及屬於本公司客户、員工和其他利益相關者的個人信息。由於公司運營關鍵基礎設施,可能面臨網絡攻擊或第三方其他安全威脅的風險增加。
公司、其第三方供應商或其他對手方的技術系統和技術網絡、設備和基礎設施可能容易受到損壞、中斷或關閉,原因包括黑客攻擊或員工失誤或瀆職造成的破壞、軟件或硬件升級期間的中斷、電信故障、盜竊、政治驅動的攻擊(包括地緣政治緊張局勢的結果,以及美國、加拿大或其他國家或其他行為者實施的任何相關制裁或採取的任何相關行動或國家或其他行為者的報復性措施)、戰爭或恐怖主義行為、自然災害或其他類似事件。此外,公司可能將某些敏感信息和數據存儲在物理設備上、存儲在其辦公場所的物理文件和記錄中或以口頭方式傳輸給公司,從而使這些信息和數據面臨丟失、被盜、泄露和誤用的風險。用於攻擊關鍵資產的方法可能包括通過網絡傳輸、可移動介質、病毒、附件或電子郵件中的鏈接提供的社會工程和通用或行業特定的惡意軟件或勒索軟件。攻擊者使用的方法在不斷演變,可能很難預測和檢測。這些事件的發生可能對公司的運營、發電設施以及公用事業配電和傳輸系統造成負面影響;可能導致服務中斷或系統故障;可能對安全產生不利影響;可能使公司、其客户或員工面臨信息丟失或濫用的風險;可能影響賺取收入或正確記錄、處理和報告財務信息的能力;可能導致針對公司的成本增加、法律索賠或訴訟、責任或監管處罰,損害公司聲譽或以其他方式損害公司業務。
恐怖襲擊和網絡攻擊的長期影響,以及未來恐怖襲擊和網絡攻擊對整個公用事業和發電行業,特別是對本公司的威脅的規模,都無法得知。為防範可能的恐怖襲擊和網絡攻擊,公司將採取更多安全措施,這可能會增加公司的成本。該公司還必須遵守其運營所在的每個司法管轄區的數據隱私法。近年來,某些數據隱私法和其他網絡安全法規有所擴大,導致義務增加,違反此類法律法規的罰款也增加了。如果發生違規行為,公司可能會產生維持合規的額外成本或鉅額經濟處罰。
公司無法準確評估安全漏洞可能發生的概率,也無法準確量化此類事件的潛在影響。本公司不保證能夠識別、防範和補救所有網絡安全、物理安全或系統漏洞,也不保證能夠識別和補救未經授權的訪問或錯誤。如果發生違約,公司可能遭受成本、損失和損害,所有或部分損失可能無法通過保險、法律、監管或其他程序追回,並可能對公司的業務和運營結果產生重大不利影響,包括其在客户、監管機構、政府和金融市場中的聲譽。由此產生的費用除其他外可能包括反應、追回(包括贖金費用)和補救費用、增加的保護或保險費用,以及第三方造成的損害和損失所產生的費用。
圍繞持續敵對行動或持續軍事行動的不確定性(包括由於俄羅斯和烏克蘭之間的衝突,以及美國、加拿大或其他國家實施的任何相關制裁或採取的任何行動,或俄羅斯的報復措施或其他地緣政治衝突)可能會以不可預測的方式影響公司的運營,包括公司產品的供應和市場中斷,以及公司的運營或設施可能成為恐怖行為或網絡安全攻擊的直接目標或間接傷亡。敵對行動、軍事行動或恐怖主義或網絡安全攻擊的影響可能包括擾亂本公司的發電、輸電和配電系統或整個電網,並可能導致整體經濟下滑,並對本公司產生重大不利影響。
技術基礎設施實施風險
該公司依靠各種信息和運營技術基礎設施系統來執行其業務流程和運營。這使公司面臨與維護、升級、更換和改變信息和運營技術系統相關的固有成本和風險。這包括其技術系統受損、運營、業務流程和內部控制系統的潛在中斷、鉅額資本支出、
對管理時間的要求和其他延誤風險,以及在升級、過渡和整合技術系統方面的困難。
AQN及其若干附屬公司正透過實施綜合客户解決方案平臺(包括客户賬單、企業資源規劃系統及資產管理系統)更新其技術基礎設施系統。這些系統的實施由一個專門小組管理。在試點實施後,於2022年開始部署,並以分階段方式進行,預計將於2024年完成。實施這種技術系統需要投入大量的財政和人力資源。這些技術系統的設計、實施或操作或這些系統與其他現有信息技術或操作技術的集成的中斷、延遲或缺陷可能會對公司的運營造成不利影響,包括其監控業務、支付供應商、向客户收費以及準確及時地報告財務信息的能力;導致高於預期的成本;導致監管審查增加或不利的監管後果;或導致未能實現預期效益。因此,本公司的經營、財務狀況、現金流量和經營業績可能受到不利影響。
能源消耗與技術進步風險
該公司的發電、配電和輸電資產受其運營所在司法管轄區的能源和水需求、銷售和運營成本等因素的影響。需求、銷售和運營成本可能因以下因素而變動:總體經濟狀況、能源和商品價格、通貨膨脹、利率、就業水平、個人可支配收入、客户偏好、新技術的進步、人口或人口結構的變化以及房屋開工。公司服務區域的能源或水需求大幅減少可能會降低資本支出預測,特別是與新客户增長相關的資本支出。資本支出的減少反過來可能會影響公司的利率基礎和盈利增長。經濟狀況的低迷可能對公司的經營業績、財務狀況和現金流產生不利影響,儘管監管措施(如適用)可用於補償部分或全部減少的需求和增加的成本,如有,這些回收(如有)可能會滯後於公司產生的成本。此外,經濟狀況持續下滑可能使客户更難支付其所消費的公用事業服務,從而影響公用事業貿易應收款項的賬齡及收取。
旨在減少温室氣體排放和控制或限制氣候變化影響的舉措導致了提高能源效率和減少水和能源消耗的獎勵措施和方案,包括努力減少天然氣的供應和依賴。受監管服務集團經營的若干市場也可能會努力解除監管,這可能會對本公司的業務、財務狀況和經營業績造成不利影響。
發電和公用事業行業正在取得重大技術進步,包括與燃料電池、微型渦輪機、蓄電池、風力渦輪機、太陽能電池板等自發電和分佈式能源技術有關的進步,以及與低能耗、天然氣和用水有關的技術。由於政府補貼或政策、經濟改善和客户偏好的變化,這些和其他技術的採用可能會增加。
增加採用這些做法、要求和技術可能會減少對公用事業規模發電和電力、水和天然氣分配的需求,因此,公司的業務、財務狀況和經營業績可能會受到不利影響。
本公司亦可能在其開發及建設項目或維持或加強其現有營運及資產時,投資及使用新開發、未經證實的技術或發電方法。我們無法保證這些新技術會像預期的那樣發揮作用。新技術或發電方法未能按預期發揮作用,可能會對特定開發項目或現有運營和資產的盈利能力產生不利影響。
受監管服務集團尋求積極與監管機構、政府和客户(視情況而定)接觸,以確保消費方面的這些變化不會對所提供的服務造成負面影響。
未投保風險
本公司為某些風險提供保險,但該保險範圍有限,且本公司一般未就所有潛在重大損失投保。本公司的保險範圍受保單條件和除外條款、承保範圍和各種免賠額的限制,並非所有類型的責任和損失都可以在保險範圍內。此外,本公司的某些資產和設施沒有完全投保,因為投保成本可能在經濟上不可行或可能無法獲得。保險可能不會在經濟上可行的基礎上繼續提供,或根本不會提供,並且可能不會涵蓋所有可能導致涉及公司資產或業務的損失或索賠的事件。也不能保證保險公司將履行其義務。本公司獲得和維持保險的能力以及任何可用保險範圍的條款可能對本公司造成重大不利影響,
受國際、國家、州或地方事件和公司特定事件以及保險公司財務狀況的影響。
如果本公司發生嚴重的未投保損失或嚴重超出其保險單限額的損失,其結果可能對本公司的業務、經營成果、財務狀況和現金流量產生重大不利影響。如果發生重大未投保損失,包括由惡劣天氣、野火、自然災害及受監管服務集團控制範圍以外的若干其他事件造成的損失,本公司可向適用監管機構申請通過客户費率收回該等成本,以抵銷任何損失。然而,本公司無法保證監管機構將批准全部或部分該等申請。可再生能源集團不具備這一潛在的回收機制。
季度財務資料
以下為截至2023年12月31日止八個季度的未經審核季度財務資料摘要:
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(除每股信息外,所有美元金額以百萬美元為單位) | 2023年第一季度 | | 2023年第二季度 | | 2023年第三季度 | | 2023年第四季度 |
收入 | $ | 778.6 | | | $ | 627.9 | | | $ | 624.6 | | | $ | 666.9 | |
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股東應佔淨收益(虧損) | 270.1 | | | (253.2) | | | (174.5) | | | 186.3 | |
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每股淨收益(虧損) | 0.39 | | | (0.37) | | | (0.26) | | | 0.27 | |
稀釋後每股淨收益(虧損) | 0.39 | | | (0.37) | | | (0.26) | | | 0.27 | |
調整後淨收益1 | 119.9 | | | 56.2 | | | 80.5 | | | 115.5 | |
調整後每股普通股淨收益1 | 0.17 | | | 0.08 | | | 0.11 | | | 0.16 | |
調整後的EBITDA1 | 341.0 | | | 277.7 | | | 282.5 | | | 334.3 | |
總資產 | 17,927.1 | | | 17,968.7 | | | 17,982.8 | | | 18,374.0 | |
長期債務2 | 7,849.2 | | | 8,083.4 | | | 8,367.3 | | | 8,516.3 | |
宣佈的每股普通股股息 | $ | 0.11 | | | $ | 0.11 | | | $ | 0.11 | | | $ | 0.11 | |
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| 2022年第一季度 | | 2022年第二季度 | | 2022年第三季度 | | 2022年第四季度 |
收入 | $ | 733.2 | | | $ | 619.4 | | | $ | 664.4 | | | $ | 748.0 | |
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股東應佔淨收益(虧損) | 91.0 | | | (33.4) | | | (195.2) | | | (74.4) | |
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每股淨收益(虧損) | 0.13 | | | (0.05) | | | (0.29) | | | (0.11) | |
稀釋後每股淨收益(虧損) | 0.13 | | | (0.05) | | | (0.29) | | | (0.11) | |
調整後淨收益1 | 140.0 | | | 109.6 | | | 73.5 | | | 97.6 | |
調整後每股普通股淨收益1 | 0.20 | | | 0.16 | | | 0.11 | | | 0.14 | |
調整後的EBITDA1 | 329.3 | | | 289.2 | | | 276.1 | | | 295.5 | |
總資產 | 17,669.9 | | | 17,737.9 | | | 17,653.3 | | | 17,627.6 | |
長期債務2 | 7,191.6 | | | 7,455.4 | | | 7,705.1 | | | 7,512.3 | |
宣佈的每股普通股股息 | $ | 0.17 | | | $ | 0.18 | | | $ | 0.18 | | | $ | 0.18 | |
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1 | 請參閲有關非GAAP衡量標準的注意事項。 |
2 | 包括長期債務、長期債務和可轉換債券的當期部分。 |
季度業績受到各種因素的影響,包括季節性波動和本MD&A中提到的設施採購。
在前兩年期間,季度收入在6.194億美元到7.786億美元之間波動。許多因素影響季度業績,包括採購、季節性波動以及PPA中內置的冬季和夏季費率。此外,每年影響收入的一個因素是加元相對於美元的強勢波動,這可能導致加拿大業務報告的收入發生重大變化。
股東應佔季度淨收益在前兩年虧損2.532億美元和收益2.701億美元之間波動。收益受到非現金因素的重大影響,如遞延税款回收和支出、無形資產、房地產、廠房和設備的減值以及金融工具的按市值計價損益。
Atlantica財務信息摘要
該公司擁有Atlantica公司約42%的實益權益。AQN按公允價值法核算其於Atlantica的權益(見年度合併財務報表附註8(A))。下表中Atlantica的財務摘要資料來自Atlantica截至2023年、2023年及2022年12月31日及截至該日止年度的綜合財務報表,該等報表以美元報告,並採用國際會計準則委員會(“IFRS”)發佈的國際財務報告準則編制。國際財務報告準則的確認、計量和披露要求不同於公司適用的美國公認會計準則。
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(所有美元金額以百萬美元為單位) | 2023 | | 2022 |
收入 | $ | 1,099.9 | | | $ | 1,102.0 | |
本年度的利潤(虧損) | 36.4 | | | (2.1) | |
非流動資產總額 | 7,732.2 | | | 8,069.2 | |
流動資產總額 | 982.2 | | | 1,031.7 | |
非流動負債總額 | 6,517.7 | | | 6,792.9 | |
流動負債總額 | 607.8 | | | 519.0 | |
披露控制和程序
截至2023年12月31日,AQN管理層在AQN首席執行官(“CEO”)和首席財務官(“CFO”)的監督和參與下,對AQN的披露控制和程序(如1934年修訂的證券交易法(“交易法”)第13a-15(E)條和第15d-15(E)條所界定的)的設計和操作的有效性進行了評估。基於這一評估,首席執行官和首席財務官得出結論,截至2023年12月31日,AQN的披露控制和程序有效,可提供合理保證,確保AQN在其根據《交易法》提交或提交的報告中要求披露的信息在美國證券交易委員會的規則和表格中指定的時間段內得到記錄、處理、彙總和報告,並在適當情況下積累並傳達給包括首席執行官和首席財務官在內的管理層,以便及時做出關於所需披露的決定。
財務報告內部控制管理報告
管理層,包括首席執行官和首席財務官,負責建立和維護對財務報告的內部控制,以提供關於財務報告可靠性的合理但不是絕對的保證,並根據美國公認會計原則為外部目的編制財務報表。
管理層根據COSO發佈的《內部控制-綜合框架(2013)》中建立的框架,對截至2023年12月31日公司財務報告內部控制的有效性進行了評估。這項評估包括審查控制措施的文件,評估控制措施的設計有效性,測試控制措施的操作有效性,以及對這項評估的結論。基於這一評估,管理層得出結論,公司對財務報告的內部控制於2023年12月31日生效,為財務報告的可靠性和根據美國公認會計準則編制用於外部報告的綜合財務報表提供合理保證。管理層與審計委員會的審計和財務委員會審查了其評估結果。
財務報告內部控制的變化
截至2023年12月31日止十二個月內,本公司的財務報告內部控制並無重大影響或合理地可能會對本公司財務報告的內部控制產生重大影響的變動。
控制措施有效性的固有限制
由於其固有的侷限性,財務報告的披露控制和程序或內部控制可能無法防止或發現所有基於錯誤或欺詐的錯報。此外,內部控制的有效性可能會因為條件的變化而變得不充分,或者遵守政策或程序的程度可能會發生變化。
關鍵會計估計和政策
AQN根據美國公認會計原則編制年度合併財務報表。編制年度合併財務報表要求管理層作出估計和假設,以影響報告的資產和負債額、相關的收入和費用數額以及或有資產和負債的披露。需要使用管理判斷的重要領域涉及合併實體的範圍、資產的可回收性、遞延税項的計量和遞延税項資產的可回收性、利率管制、未開賬單的收入、養老金和離職後福利、衍生工具的公允價值以及在企業合併中收購的資產和負債的公允價值。實際結果可能與這些估計不同。
AQN的重要會計政策和新會計準則分別在年度綜合財務報表的附註1和附註2中討論。管理層認為,下列會計政策涉及關鍵會計估計的應用。因此,這些會計估計數已與董事會的審計和財務委員會進行審查和討論。
合併和可變利益實體
本公司使用判斷來評估其業務或投資是否代表可變利益實體(“VIE”)。在進行這些評價時,管理層考慮(A)投資的風險權益是否充分,(B)是否存在有控制權的財務權益,以及(C)任何投票權的結構。此外,管理層在確定本公司是否為主要受益人時,會考慮VIE中每項投資的具體事實和情況。管理層考慮的因素包括VIE的目的和設計、影響其經濟表現的主要決定、安排各方是本公司的關聯方還是事實上的代理人,以及本公司是否有權指導對VIE的經濟表現有最重大影響的活動。還需要管理層的判斷,以確定公司是否有權獲得利益或有義務承擔VIE的損失。根據作出的判斷,如果公司確定自己是主要受益人,公司將合併VIE。
長期資產、無形資產、商譽和長期投資的估計使用年限和可回收性
本公司作出判斷:(A)確定開發項目的可回收性,以及在項目開發和建設期間將成本資本化的期限;(B)評估資本化成本的性質;(C)區分個別組成部分和重大檢修;以及(D)確定資產折舊的使用年限或生產單位。
大多數公用事業資產的折舊率都要經過監管部門的審查和批准,折舊費用通過制定税率的機構設定的費率收回。這些成本的收回取決於制定差餉的過程。
倘有事件或情況變動顯示長期資產、無形資產、商譽及長期投資之賬面值可能無法收回,則會檢討該等賬面值,商譽至少每年檢討一次。權益法投資會進行檢討,以釐定是否出現非暫時性價值下跌及是否存在減值。AQN認為作為減值指標的一些因素包括運營或財務表現的重大變化、費率命令的意外結果、自然災害、能源定價和監管變化。當出現該等事件或情況時,本公司會評估賬面值是否將透過預期未來現金流量收回。倘融資包括商譽,則融資之公平值與其賬面值作比較。兩種方法均對預測現金流量敏感,尤其是能源價格、長期增長率及公平值計算的貼現率。
於二零二三年及二零二二年,管理層評估獲分配商譽的各報告單位的定性及定量因素。無需作出商譽減值撥備。於2022年第四季度,公司錄得2.355億美元的減值支出,以減少其在德克薩斯州海岸風力設施投資的賬面值以及於2012年開始商業運營的參議院風力設施的賬面值。該等減值資產於ERCOT市場營運,而2022年錄得減值主要由於Senate Wind Facts的ERCOT預測能源價格下跌及Texas Costal Wind Facts的持續擁堵挑戰所致。本公司採用收入法釐定公平值。收益預測假設變動(受預期產量、基準差及所產生的現貨價格、預計經營及資本開支所帶動)將影響估計公平值。
遞延税項資產的估值
於評估遞延税項資產變現時,管理層旨在考慮所有正面及負面證據,以釐定遞延税項資產是否更有可能變現。所評估的客觀證據是三年期間的累計收益或虧損。 即使有累積虧損,管理層通常會審查未來應課税收入的預測,並在作出最終評估之前考慮税務規劃策略。
可再生能源集團的美國實體於2023年12月31日繼續處於整體遞延税項資產狀況。於評估可再生能源集團之美國遞延税項資產之過程中,管理層得出結論(與二零二二年相似),認為可再生能源集團之美國業務不大可能產生足夠應課税收入以變現該集團之遞延税項資產之利益(若干可轉讓税項抵免除外)。管理層的結論基於適用於可再生能源集團的所有可用正面和負面證據的平衡。倘結轉期間之未來應課税收入估計減少或增加,或倘不再存在以累計虧損形式存在之客觀負面證據,且額外權重(如管理層對增長之預測),則視為可變現之遞延税項資產金額可予調整。
管理層對加拿大遞延税項資產的評估支持,該等資產的利益很可能實現。雖然加拿大實體在業務上盈利,但加拿大實體整體而言,仍處於三年累計虧損狀態。 管理層已評估所有適用於加拿大實體的可用正面及負面證據,並得出結論認為,加拿大業務很可能會產生足夠應課税溢利,使彼等可於到期前動用其可用税務屬性。
對利率管制的會計處理
受規管業務的會計準則規定,如果所制定的費率旨在收回提供受規管服務的成本,並且如果競爭環境使得有可能收取和收取這些費率,則受費率管制的實體將資產和負債入賬並報告與收回這些已發生成本的費率相一致。本會計準則適用於監管服務集團的業務,但Suralis除外。
受公用事業監管或費率釐定所規限的若干開支及收入通常反映在收入中,在資產負債表中遞延為監管資產或負債,並在收入中確認,因為相關金額計入服務費率並向客户收回或退還。監管資產及負債於該等項目有可能收回或反映於未來利率時入賬。確定可能性需要管理層作出重大判斷,包括但不限於考慮監管聽證會上提交的證詞、擬議監管決定、最終監管命令和行業慣例。倘發生事件,使該等資產及負債不再可能收回,則該等監管資產及負債將須撇銷或撇減。
未開賬單的能源收入
與天然氣、電力及水輸送有關的收入一般於交付給客户時確認。客户賬單的確定基於整個月的儀表系統讀數。於每月末,估計自上次抄表日期起向客户提供的天然氣、能源或水的數量,並記錄相應的未計費收入。可能影響未計費能源估計的因素包括但不限於與正常相比的季節性天氣模式、系統供應的總容量、線路損耗、經濟影響和客户類別的組成。估計於下月撥回,而實際收入則根據其後的電錶讀數記錄。
衍生品
AQN使用衍生工具管理商品價格、外匯匯率和利率變動的風險。管理層須作出判斷,以確定交易是否符合衍生工具的定義,若符合,則正常買賣例外情況是否適用,或個別交易是否符合對衝會計處理。管理層亦須作出判斷以釐定衍生工具交易之公平值。AQN根據從外部方獲得的活躍市場遠期市場價格釐定衍生工具的公平值,並就不履約風險作出調整。倘對衝關係被視為不再有效,估計的重大變動可能會影響AQN的經營業績。
養卹金和離職後福利
界定福利退休金及離職後福利計劃之責任及相關成本乃採用精算概念計算,當中包括與貼現率、死亡率、補償增加、計劃資產預期回報率及醫療成本趨勢率有關之關鍵假設。該等假設為開支及╱或負債計量的重要元素,並每年或於重大事件發生時更新。2023年12月31日的死亡率假設使用Pri—2012年死亡率表和預計世代規模MP—2021年,調整以反映2021年社會保障管理局對美國計劃的中期假設的最終改善率。截至2023年12月31日,百慕大計劃的死亡率假設使用了2014年加拿大養老金領取者死亡率表和死亡率改善量表CPM—B。
下表概述了用於衡量2023年應計福利債務和福利計劃費用的關鍵假設的敏感性。它們是相互獨立計算的。實際經驗可能會導致許多假設同時發生變化。用於編制敏感性分析的假設和方法的類型與前幾個期間沒有變化,與合併財務報表中確認的退休福利債務和福利計劃淨成本的計算一致。
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| 2023年養老金計劃 | | 2023年OPEB計劃 |
(所有美元金額以百萬美元為單位) | 應計福利債務 | 定期養老金淨成本 | | 累計退休後福利義務 | 退休後定期福利淨成本 |
貼現率 | | | | | |
增長1% | | (56.7) | | | (1.4) | | | | (22.6) | | | (1.5) | |
下降1% | | 67.9 | | | 2.5 | | | | 27.7 | | | 1.7 | |
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未來補償率 | | | | | |
增長1% | | 1.9 | | | 1.2 | | | | — | | | — | |
下降1% | | (1.7) | | | (1.1) | | | | — | | | — | |
| | | | | |
計劃資產的預期回報 | | | | | |
增長1% | | — | | | (5.5) | | | | — | | | (1.5) | |
下降1% | | — | | | 5.5 | | | | — | | | 1.5 | |
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醫療保健趨勢 | | | | | |
增長1% | | — | | | — | | | | 25.6 | | | 3.4 | |
下降1% | | — | | | — | | | | (21.2) | | | (2.8) | |
企業合併
本公司於過去數年已完成多項業務合併。管理層須作出判斷,以估計購買價、識別及公允價值所收購的所有資產及負債。所收購資產及負債之公平值乃根據管理層之估計及一般計入相關現金流量現值計算之若干假設釐定。
須作出關鍵估計的已收購資產及所承擔負債包括物業、廠房及設備、監管資產及負債、無形資產、長期債務及退休金及營運預算責任。受規管物業、廠房及設備之公平值乃採用收入法評估,資產之估計現金流量乃採用批准電價計算,並按批准回報率貼現。監管資產及負債之公平值考慮透過利率釐定程序收回或退款予客户之估計時間。無形資產之公平值乃採用多期超額盈利法評估。長期債務之公平值乃採用貼現現金流量法及現行利率釐定。養卹金和OPEB債務由外部精算師根據ASC 805《企業合併》的準則進行估值。