Capital Power 报告 2025 年第三季度业绩强劲，推动灵活发电1 增长和签约成功

艾伯塔省埃德蒙顿，2025 年 10 月 29 日 (环球通讯社) -- Capital Power Corporation（多伦多证券交易所代码：CPX）今天发布了截至 2025 年 9 月 30 日的季度财务业绩。战略亮点为 Midland Co Generation Venture (MCV)2 执行了一份新的长期合同，直至 2040 年，经济条件有所改善，增加了 10 年的增量合同收入在安大略省调试了 170 兆瓦的电池存储合同，合同期限为 2047MCV 与一家领先的托管数据中心开发商签订了一份条款清单，以开发毗邻该设施的 250 兆瓦数据中心。拟议项目需要进行尽职调查、最终协议的执行以及必要的监管批准财务亮点产生 3.69 亿美元的 AFFO，经营活动产生的净现金流量为 404 美元产生的调整后 EBITDA 为 4.77 亿美元，净利润为 1.53 亿美元谈判了一项为期两年、6 亿美元的循环信贷额度，将于 2027 年到期2025 年 10 月 29 日，高级财务副总裁兼首席财务官桑德拉·哈斯金斯 (Sandra Haskins) 宣布，她计划在任职 23 年后于 2025 年 12 月 31 日退休。桑德拉在塑造Capital Power 的战略方向和成功发展。首席会计官兼财务主管斯科特·曼森 (Scott Manson) 将过渡到临时财务高级副总裁兼首席财务官。目前正在寻找新的财务高级副总裁兼首席财务官，并将在适当的时候宣布继任者。桑德拉将在 2026 年第一季度末之前继续担任顾问职务，以支持领导层的顺利过渡。“我们的第三季度业绩反映了我们继续执行战略，以加强我们的美国平台并扩大我们的业务总裁兼首席执行官 Avik Dey 表示。“MCV 合同是天然气在满足电网需求方面将继续发挥关键作用的一个典型例子。凭借规模、多元化、无与伦比的运营和商业卓越性以及对可靠电力的不断增长的需求，我们完全有能力为股东提供持续的价值。”“Capital Power 在第三季度交付了多个直至 2040 年及以后的项目，展示了我们在高价值方面的强大执行力财务高级副总裁兼首席财务官桑德拉·哈斯金斯 (Sandra Haskins) 表示：“我们在获得和交付长期合作伙伴合同方面建立的良好记录增强了现金流的稳定性，我们希望这种情况能够继续下去。此外，我们在安大略省的两个电池存储资产进一步增强了我们的资产负债表，新的 6 亿美元信贷额度增强了我们的流动性。”“这些行动强化了我们对稳定、合同现金流和为股东创造长期价值的承诺。”“我代表整个执行团队和董事会，我还要向 Sandra Haskins 表示感谢，感谢她在过去 23 年来的卓越服务和奉献精神。”Avik Dey 继续说道。“Sandra 在推动我们公司向前发展、建立强大的文化和取得出色成果方面发挥了重要作用。虽然我们非常怀念她的领导能力，但我们祝愿 Sandra 在未来的新篇章中取得最好的成绩。”1 灵活发电的定义是天然气发电资产和能源storage2与宏利投资管理公司共同拥有 50% 的工作权益重申 2025 年指导Capital Power 重申 2025 年调整后 EBITDA、AFFO 和维持资本的修订指导范围，尽管更新了艾伯塔省项目的计划停电和延误。为了确保投资组合的可靠性，并最好地定位资产，以利用更强劲的市场基本面2026 年，我们更新的艾伯塔省维护计划计划如下：Genesee 3 (G3) 装置将其计划停运时间提前至 2025 年第四季度。 这一战略决策确保 G3 在 2026 年完全可用，以提供系统支持并减轻机队其他地方并发停电的影响。最近调试的 Genesee 1 (G1) 和 Genesee 2 (G2) 机组计划进行增量维护，这要求我们将之前计划的停电时间延长到 2026 年第二季度，以平衡可靠性和进入 2027 年不断增长的调度要求，这对于新安装的涡轮机来说是典型的情况。Shepard 能源中心、Joffre 热电联产和 Clover Bar Energy Center 已计划于 2026 年进行例行计划停电。到 2026 年，我们预计加拿大灵活发电组合的停电天数将增加约 40%。作为正在进行的艾伯塔省机组优化的一部分，Capital Power 仍专注于尽可能多地调度 Genesee 站点的现有容量。此外，Capital Power 发电技术解决方案的增量性能测试将继续包括额外的调整、操作改进和延长运行时间评估。此外，Capital Power 还将根据第二阶段大负荷分配流程继续积极与 AESO 合作，以尽可能释放 G1 和 G2 机组的完整铭牌容量。Capital Power 将更新 MSSC 以上增量容量的时间和数量，一旦能够这样做，可以从 Genesee 站点调度这些增量容量。2025 年年度指南2025 年优先目标截至 2025 年 9 月 30 日的状态执行重大周转维持资本支出 2.15 亿美元至 2.45 亿美元3 1.34 亿美元1,2实现财务稳定和实力AFFO3,4 9.5 亿美元至 11 亿美元8.22 亿美元1 调整后 EBITDA3,4 15 亿美元至 15 亿美元16.5 亿美元 11.66 亿美元11截至 2025 年 9 月 30 日的九个月。2包括我们在权益会计投资中所占的份额，维持资本支出 4,900 万美元（扣除合作伙伴捐款 800 万美元）。3公司根据公司今年迄今的业绩、对今年剩余时间的预期以及收购 Hummel Station, LLC 和的预期结果，提供了 2025 年的最新指引。 Rolling Hills Generation, LLC 截至 2025 年 6 月 9 日交易结束后的期间。4AFFO 和调整后的 EBITDA 为非 GAAP 财务指标。请参阅非 GAAP 财务指标和比率。运营和财务亮点1（百万美元，每股金额除外）截至三个月
9月30日，九个月结束
2025年9月30日202420252024发电量（吉瓦时） 213,374 11,001 31,952 28,413 发电设施可用性 393% 94% 92% 94% 收入和其他收入1,213 1,030 2,642 2,923 调整后EBITDA 4477 401 1,166 1,013 净利润153 178 172 459 归属于公司股东的净利润154 179 173 459 基本每股收益（美元）0.94 1.32 1.02 3.39 稀释每股收益（美元） 50.94 1.32 1.01 3.38 经营活动产生的现金流量净额404 236 757 706 调整后的经营资金 4369 315 822 642 调整后的每股经营资金（美元） 42.37 2.42 5.53 5.00 购买不动产、厂房和设备及其他资产净额147 231 576 675 宣派的每股普通股股息($)0.6910 0.6519 1.9948 1.88191本新闻稿中的运营和财务要点应与管理层的讨论与分析以及截至 2025 年 9 月 30 日的九个月未经审计的简明中期财务报表一起阅读。2吉瓦时 (GWh) 发电量反映了公司在设施产出中所占的份额。3设施可用性代表该设施可用于发电的时间百分比，无论其是否正在运行，因此会因计划内和计划外停电而减少。4除调整后的 EBITDA、每股 AFFO 和 AFFO 外，综合财务摘要均根据 GAAP 编制。请参阅非 GAAP 财务指标和比率。5稀释每股收益是在未行使股票购买期权生效后计算的。重大事件纽约Energy和Goreway电池储能系统调试并签约至2047年2025年9月22日，120兆瓦约克BESS和50兆瓦Goreway BESS项目成功实现商业运营。 作为安大略省 BESS 开发的领导者，Capital Power 在预算范围内按时交付了这两个项目，并具有出色的安全记录。这些项目与 IESO 签订了到 2047 年的合同（其加急长期 1 RFP 流程的一部分），并将在合同期内增加约 3500 万美元的年度调整后 EBITDA。这些设施增强了我们灵活的发电资源组合，可提供电网稳定性，支持可再生资源的整合，并满足该省前所未有的不断增长的需求MCV 与 Consumers Energy 签订至 2040 年的新合同2025 年 9 月，Capital Power 成功与 Consumers Energy 签订了一份新的长期合同，改善了 MCV 的经济条款，延长至 2040 年，并提供 10 年的增量合同收入，但须经惯例监管批准。MCV 是美国最大的天然气发电和蒸汽联合发电设施，也是美国可靠发电的基石。 Michigan.MCV 将根据新的购电协议 (PPA) 从 2030 年 6 月开始收到 1,240 兆瓦的付款，约占该设施容量的 75%，从而在整个合同期内实现长期收入稳定。该合同预计将为该设施带来每年约 1.4 亿美元（1 亿美元）1 的全年调整后 EBITDA 总增长，比当前合同定价增长 85%。1 合资与宏利投资管理公司拥有 50% 的工作权益。MCV 数据中心2025 年 9 月，MCV1 与一家领先的托管数据中心开发商签订了一份条款清单，以开发毗邻该设施的数据中心。根据尽职调查、正式协议的执行以及必要的监管批准，拟议项目将根据 PPA 协议出售 250 兆瓦的电力，发电量高达15年。1与宏利投资管理公司共同拥有50%的工作权益。取消虚拟购电协议由于 Halkirk 2 Wind 调试延迟，Saputo Inc.(Saputo) 选择终止与 Capital Power 的 VPPA，导致在 2025 年第三季度支付 500 万美元的罚款。终止还导致未实现的市值计价2025 年第三季度解除 VPPA 后，公司将损失 800 万美元。尽管与 Saputo 签订的合同占工厂产量的 45%，但 Capital Power 预计，由于预测的商家定价超过 Saputo VPPA 定价，因此造成的财务影响很小。15 亿美元的信贷额度和 6 亿美元的循环信贷额度2025 年 6 月 30 日，公司终止了其3亿美元无担保俱乐部信贷额度，将其承诺信贷额度从7亿美元增加到15亿美元，并将期限从2029年延长至2030年。2025年8月8日，公司签订了一份为期2年的循环信贷协议，承诺总额为6亿美元，将于2027年到期。资金可以加元或美元提取。利息是浮动的，并根据贷款类型而定。 分析师电话会议和网络广播Capital Power 将于 2025 年 10 月 29 日上午 9:00（MT）与分析师举行电话会议和网络直播，讨论第三季度财务业绩。网络广播可通过以下网址访问：https://edge.media-server.com/mmc/p/pfzzokqy/。电话会议详细信息将直接发送至分析师电话会议结束后，将在公司网站 www.capitalpower.com 上提供网络广播的存档。非 GAAP 财务指标和比率Capital Power 使用 (i) 税前利润、所得税费用、折旧和摊销、净财务费用、外汇损益、处置和其他交易的损益、商品衍生品公允价值的未实现变动和排放信用额、来自我们合资企业权益的其他费用、收购和整合成本以及其他不反映公司设施运营业绩的项目（调整后的 EBITDA），以及 (ii) AFFO 作为指定的财务指标。调整后的 EBITDA 和 AFFO 都是非 GAAP 财务指标。Capital Power 还使用每股 AFFO 作为指定的业绩指标。 该指标是通过将 AFFO 应用于计算基本每股收益和稀释每股收益时使用的普通股加权平均数而确定的非公认会计准则比率。这些术语不是根据 GAAP 定义的财务指标，也没有 GAAP 规定的标准化含义，因此不太可能与其他企业使用的类似指标进行比较。这些指标不应被视为净利润、归属于 Capital Power 股东的净利润、经营活动产生的净现金流量或其他财务指标的替代品。相反，这些措施是为了补充从管理层角度分析我们的经营业绩时的 GAAP 措施。调整后 EBITDA2025 年第二季度，公司修改了调整后 EBITDA 的构成，以排除收购和整合成本，因为这些成本并不反映设施运营业绩。公司已将此更改应用于所有报告的历史金额。Capital Power 使用调整后 EBITDA管理层认为，如果将与设施运营无关的结果排除在调整后的 EBITDA 指标之外，例如减值、外汇损益、处置和其他交易的损益、商品衍生品和排放信用的未实现公允价值变化、收购和整合成本以及其他不反映公司基础业务长期业绩的项目，则设施运营绩效的衡量更有意义。A调整后 EBITDA 与净利润的调节如下：（百万美元）截至三个月
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2025年9月30日 2024 2025 2024 净利润153 178 172 459 折旧和摊销157 124 421 366 商品衍生品和排放信用的未实现公允价值变动(13)(78)176 (286)其他非经常性项目 4 4收购和整合成本4 – 41 10 减值 – 27 – 27 外汇损失（收益）7 (5)(16)9 净财务费用92 65 217 160 处置和其他交易损失5 5 12 20 其他项目137 32 110 91 所得税费用35 53 29 153 调整后的EBITDA477 401 1,166 1,0131包括财务费用、折旧费用和权益投资衍生工具公允价值的未实现变动。每股 AFFO 和 AFFO每股 AFFO 和 AFFO 衡量我们从经营活动中产生现金的能力，为增长资本支出、偿还债务和支付普通股股息提供资金。第二季度到 2025 年，公司修改了 AFFO 和每股 AFFO 的构成，以排除收购和整合成本，因为这些成本并不反映设施运营产生的现金。 公司已将这一变化应用于所有报告的历史金额。AFFO 代表经营活动产生的净现金流量，调整为：消除可能影响期间可比性的现金收入和付款的时间影响，其中包括扣除净财务费用和当期所得税费用，消除支付利息和支付所得税的扣除，并消除运营营运资本的变化，包括我们在合资企业权益中所占的 AFFO 份额，不包括从我们计算的合资企业权益中收到的分配在非经营活动合资企业债务支付的影响后，包括截至2030年每年收到的煤外补偿现金，删除税收股权融资项目投资者在税收股权融资结构下与资产相关的AFFO份额，因此只有Capital Power的份额反映在总体指标中，扣除持续资本支出和优先股股息，排除某些未结算的衍生金融工具的公允价值变动的影响，这些衍生金融工具记入或贷记到我们在特定交易所持有的银行保证金账户交易对手，排除收购和整合成本，并排除影响经营活动现金流量且不能反映公司基础业务长期业绩的其他典型非经常性项目。经营活动净现金流量与 AFFO 的调节如下：（百万美元）截至三个月
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2025年9月30日 2024 2025 2024 经营活动产生的现金流量净额
简明中期合并现金流量表404 236 757 706 加（减）：已付利息87 73 202 132 以现金结算方式反映的衍生品公允价值变动— 2 7 (17)利率衍生品结算已实现收益 (28)(17)(42)收到的共同分配企业(9)(13)(47)(24)支付的杂项融资费用 14 1 (2)(6)支付(收回)所得税(11)(3)(14)17 非现金运营营运资金的变化(77)63 (23)(7) (7)95 105 53 财务费用净额2(81)(56)(192)(136)当期所得税收回(费用) 316 (7)72 (29)持续性资本支出 4(44)(35)(85)(96)支付的优先股股利(7)(6)(20)(24)煤余补偿收到的现金 550 50 60 50 剔除税收股权所属份额AFFO(1)(1)(4)(4)来自合资企业的 AFFO38 40 101 99 收购和整合成本 63 41 7 其他非经常性项目 7(3)(1)(14)16 AFFO369 315 822 642 已发行普通股加权平均数（百万股）155.3 130.3 148.6每股 127.8 AFFO ($)2.37 2.42 5.53 5.001包含在简明中期合并现金流量表的其他现金项目中，以将净利润与经营活动产生的现金流量净额进行调节。2不包括利率衍生品合同的未实现变化、摊销、增值费用以及税收股权投资结构的非现金隐含利息。3不包括当期收入与部分剥离 Quality Wind、Port Dover 和 Nanticoke Wind 相关的税务费用，因为该金额被归类为投资活动。4包括截至 2025 年 9 月 30 日止三个月和九个月的扣除合作伙伴捐款后的维持资本支出分别为 200 万美元和 800 万美元，而截至 2024 年 9 月 30 日止三个月和九个月分别为 200 万美元和 800 万美元。5反映了从政府收到的年度煤外补偿款阿尔伯塔省（阿尔伯塔省）。截至 2025 年 9 月 30 日的九个月，如公司 2024 年年度合并财务报表所述，收到了一笔额外付款，用于解决之前有争议的煤外补偿付款。6截至 2025 年 9 月 30 日的三个月和九个月，扣除当期所得税追回额分别为 100 万美元和 200 万美元，而截至 9 月 30 日的三个月和九个月为 300 万美元， 2024.7 截至 2025 年 9 月 30 日的三个月，其他非经常性项目反映了与终止 Halkirk 2 Wind VPPA 相关的成本 500 万美元（见重大事件），扣除与当期和前期确认的其他非经常性项目相关的当期所得税追回 800 万美元。 截至2025年9月30日的九个月，其他非经常性项目反映了与终止Halkirk 2 Wind VPPA和终止Genesee煤炭运营相关的成本，各为500万美元，扣除与本期和前期确认的其他非经常性项目相关的当前所得税追回的2400万美元。截至2024年9月30日的三个月和九个月，其他非经常性项目反映了与杰纳西煤炭业务报废分别为 100 万美元和 500 万美元，并为终止与封存中心评估工作相关的杰纳西碳捕集和封存项目提供 1,800 万美元的拨款，扣除截至 2024 年 9 月 30 日止三个月和九个月分别与前期和本期确认的其他非经常性项目相关的 200 万美元和 700 万美元的当期所得税追回。前瞻性信息本 MD&A 中包含的前瞻性信息或声明旨在告知我们的股东和潜在投资者有关管理层对 Capital Power 未来计划和运营的评估。该信息可能不适用于其他目的。本 MD&A 中的前瞻性信息通常用诸如意愿、预期、相信、计划、意图、目标和预期等词语或暗示未来结果的类似词语来识别。本 MD&A 中的重大前瞻性信息包括预期关于：我们的优先事项和长期战略，包括我们的企业战略和脱碳战略，我们的2025年业绩目标，包括维持资本支出、调整后的运营资金 (AFFO) 和调整后的息税折旧摊销前利润 (EBITDA)、未来收入、费用、收益、调整后的 EBITDA 和 AFFO、现有和目标市场的未来电力定价和市场基本面、我们未来的现金需求，包括利息和本金还款、资本支出、股息和分配、我们的资金来源、承诺的银行信贷额度和未来借款的充足性和可用性、围绕现有、计划和潜在开发项目和收购的各个方面。这包括对时间安排、发电能力、所选技术成本、环境和可持续效益以及商业和合作伙伴安排的预期、我们先前宣布的增长项目的 2025 年估计资本支出、未来项目的业绩以及此类项目与市场相比的业绩、2026 年计划维护的时间公司阿尔伯塔省设施的停电、预计公司加拿大灵活发电组合预计 2026 年停电天数的增加、与收购 Hummel Station, LLC（Hummel Station）和 Rolling Hills Generation, LLC（Rolling Hills）相关的计划和结果、Rolling Hills 设施停止运行的机组恢复运营、对 Halkirk 2 Wind 设施重新招标以纳入未来的提案请求以及 VPPA 的财务影响宾夕法尼亚州-新泽西州-马里兰州市场的取消、预期定价趋势、增长机会、市场状况和未来电力需求、宾夕法尼亚州和俄亥俄州有关碳定价的立法进展、我们目标市场的未来增长和新兴机会、市场和监管设计以及监管和立法建议和变化、监管更新、举措、项目及其对公司核心市场和业务的影响，以及气候变化的影响，包括我们与识别气候变化带来的未来风险和机遇有关的假设、我们减轻转型和物理影响的计划气候风险以及这些风险带来的机遇。这些陈述基于公司根据其经验和对历史趋势、当前状况、预期未来发展的看法以及公司认为适当的其他因素（包括对购买的业务和资产的审查）所做的某些假设和分析。 用于制定这些前瞻性陈述的重要因素和假设涉及：电力和其他能源和碳价格、业绩、业务前景（包括设施的潜在重新承包）和机会，包括预期增长和资本项目、政策、立法和法规的现状和影响、有效税率、技术的开发和性能、索赔和争议的结果、汇率以及业绩展望和风险与风险管理部分中讨论的其他事项MD&A。实际结果、业绩或成就是否符合我们的预期和预测，会受到许多已知和未知的风险和不确定性的影响，这些风险和不确定性可能导致实际结果和经验与我们的预期存在重大差异。此类重大风险和不确定性包括：我们经营所在市场的电力、天然气和碳价格的变化以及衍生品的使用、监管和政治环境，包括环境、气候、财务报告、市场结构和税收立法的变化、干扰、或我们供应链内的价格波动、发电设施可用性、风力发电能力因素和绩效，包括维护支出、为当前和未来资本和营运资金需求提供资金的能力、收购和开发，包括监管审批和建设的时间和成本、燃料供应的变化、实现收购预期效益的能力、我们对收购资产的审查固有的局限性、总体经济和竞争条件的变化，包括通货膨胀和衰退、技术性能和成本的变化以及新技术、新节能产品、服务和技术的开发计划、风险和不确定性在 MD&A 的风险和风险管理部分中讨论。请参阅我们 2024 年综合年度报告中的风险和风险管理，以进一步讨论这些风险和其他风险。请读者不要过分依赖任何此类前瞻性陈述，这些前瞻性陈述仅截至做出之日。Capital Power 不承担或接受任何义务或承诺公开发布任何前瞻性陈述的任何更新或修订反映我们的期望的任何变化或任何此类声明所依据的事件、条件或情况的任何变化，除非法律要求。领土承认本着和解的精神，Capital Power 恭敬地承认我们在海龟岛或北美原住民的祖先家园、传统和条约领土内开展业务。Capital Power 的总部位于许多原住民的传统和现代住宅内条约第 6 领地和梅蒂斯家园的人民。我们感谢这些地区的多元化土著社区，他们的存在不断丰富着社区。关于 Capital PowerCapital Power 是一家以增长为导向的电力生产商，在北美拥有 32 个发电设施和两个 BESS 设施，拥有约 12 吉瓦的自有发电量。我们优先考虑安全地提供社区可以依赖的可靠且负担得起的电力，建设低碳电力系统，并创造平衡的电力我们的能源未来解决方案。我们通过改变 PowerTM 推动变革。欲了解更多信息，请联系：媒体关系：
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