项目规模调整 - 印第安纳电力公司的波西太阳能项目因供应链问题、商品成本上升和社区反馈，规模从300兆瓦缩减至191兆瓦[21] 法规合规情况 - 2014年5月，美国环保署敲定法规，要求蒸汽发电设施安装“最佳可用技术”，印第安纳电力公司预计2023年及时合规[7] - 2015年，美国环保署敲定CCR规则，印第安纳电力公司需对F.B. Culley和A.B. Brown发电站进行完整性评估，包括地下水监测[8] - 因未能通过含水层放置位置限制，印第安纳电力公司需在2021年4月11日停止向F.B. Culley东池塘和A.B. Brown池塘倾倒新灰并开始关闭池塘，已申请延期至2023年10月15日[8] 公司管理层变动 - 杰森·P·威尔斯自2023年1月起担任中心点能源公司总裁、首席运营官和首席财务官，此前曾在PG&E公司担任多个财务职位[14][15] - 杰森·M·瑞安自2022年1月起担任中心点能源公司执行副总裁、监管服务和政府事务主管，曾多次担任公司内相关职务，并在多个委员会和董事会任职[14][16] 应收账款风险 - 休斯顿电力公司的应收账款主要集中在少数零售商，付款延迟或违约会对其财务状况产生不利影响[19] 发电转型风险 - 印第安纳电力公司的发电转型计划面临资本投资及时回收、新发电设施开发建设成本增加等风险[20] 太阳能项目调查影响 - 美国商务部对柬埔寨、马来西亚、泰国和越南进口的太阳能电池和面板展开调查，若有肯定性裁决，可能对公司太阳能项目产生不利影响[22] 冬季风暴调查影响 - 多个政府和监管机构对2021年2月冬季风暴事件及相关应对措施展开调查，德州电力市场结构和治理可能发生变化[23] 费率案情况 - 2019年休斯顿电力基础费率案中，公司申请约1.94亿美元收入增长和10.4%的净资产收益率，但最终获批约1300万美元收入增长和9.4%的净资产收益率[28] - 休斯顿电力、印第安纳电力和CERC计划在2023年提交费率案，但无法保证获批理想费率调整、成本回收或其他请求事项[28] 冬季风暴补偿收益 - CERC预计在2023年上半年从德州公共融资机构发行的客户费率减免债券中获得约11亿美元收益，以补偿2021年2月冬季风暴事件产生的天然气成本[35] 债务及税务情况 - 截至2022年12月31日，公司有本金约8.28亿美元的ZENS未偿还，若赎回需支付约6.65亿美元递延税，若出售相关证券还需支付约8000万美元资本利得税[36] 天然气价格影响 - 天然气价格大幅上涨可能影响公司收款能力、增加坏账费用、减少需求和收入、增加供应商和客户违约风险以及营运资金需求[26] 投资者态度影响 - 投资者对化石燃料的态度变化可能影响公司融资和投资，部分城市的相关举措可能影响天然气需求和公司经营业绩[30] 供应链及成本风险 - 供应链中断可能导致公司无法及时获取资源、执行资本计划和实现净零排放目标，高通胀和高利率可能导致成本上升和项目问题[33] 安全风险 - 公司面临网络攻击、实体安全漏洞、恐怖主义等安全风险，可能对声誉、财务状况和经营业绩产生不利影响[42] 基础设施老化影响 - 公司运营依赖的基础设施老化可能导致成本增加和运营中断，影响财务业绩[47] 新技术发展影响 - 新技术的发展可能要求公司进行大量投资，也可能导致客户减少对公司系统和服务的使用，降低能源消费[49] 员工退休情况 - 截至2022、2021和2020年12月31日，除能源系统集团员工和临时员工外，公司符合退休条件的员工比例分别为19.3%、23.6%和26.1%[53] 债务市场利率风险 - 截至2022年12月31日，公司有未偿还的长期债务、租赁义务，CenterPoint Energy有ZENS义务，面临市场利率变动损失风险[819] 固定利率债务情况 - 截至2022和2021年12月31日，CenterPoint Energy未偿还固定利率债务本金分别为125亿美元和117亿美元，公允价值分别为111亿美元和130亿美元，利率下降10%，公允价值将增加约5.1亿美元[821][822] - 截至2022和2021年12月31日，CERC未偿还固定利率债务本金分别为35亿美元和25亿美元，公允价值分别为33亿美元和28亿美元，利率下降10%，公允价值将增加约1.26亿美元，2023年有7.57亿美元固定利率高级票据到期将按现行利率再融资[823] ZENS债务情况 - 2022年12月31日，ZENS债务组成部分为700万美元，利率下降10%，公允价值将增加约100万美元；衍生组成部分为5.78亿美元负债，无风险利率上升10%，公允价值将减少约100万美元[824] 股票持有风险 - CenterPoint Energy持有1020万股AT&T普通股、90万股Charter普通股和250万股WBD普通股，若这些股票市值较2022年12月31日下跌10%，净损失将少于100万美元[825] 浮动利率债务情况 - Houston Electric在2022和2021年12月31日都没有浮动利率债务[820] 固定利率高级票据到期情况 - CenterPoint Energy在2023年除特定CERC高级票据外，无固定利率高级票据到期[822] 市场风险管理 - 公司受市场风险影响，包括商品价格、利率和股票价格风险，管理层已制定全面风险管理政策[818] 恶劣天气影响 - 公司受恶劣天气事件影响，面临商品价格风险，成本增加可能无法通过费率收回[826]

财务数据和关键指标变化 - 2022年第三季度GAAP每股收益为0.30美元，非GAAP每股收益为0.32美元，2021年同期非GAAP每股收益为0.25美元 [56] - 重申2022年全年非GAAP每股收益指引为1.37 - 1.39美元，较2021年增长9%；启动2023年全年非GAAP每股收益指引目标范围为1.48 - 1.50美元，较2022年增长8%；2024年预计增长8%，2024年后至2030年预计年增长率在6% - 8%的中高端 [14][15][16] - 截至第三季度，已花费32亿美元，占2022年更新后46亿美元资本计划目标的近70% [62] - 第三季度，增长的费率回收贡献0.05美元，使用量有利差异0.02美元，持续的成本管理带来0.02美元的收益，较高的利息费用为0.04美元，其他项目带来0.01美元的有利差异 [57][59][60] - 截至第三季度末，FFO与债务比率超过15%，高于14% - 15%的目标 [75] - 2022年已偿还超16亿美元浮动利率债务，自年初以来浮动利率债务减少35%；截至2022年第三季度末，母公司层面债务占总债务的比例较年初降低9个百分点，预计年底降至20% [76][77] 各条业务线数据和关键指标变化 - 休斯顿电力业务，费率回收增长主要受有机客户增长和资本回收机制驱动，包括TCOS和一个月的DCRF回收；服务区域仅占德克萨斯州地理面积的2.5%，但消耗近25%的ERCOT夏季高峰负荷，需从外部进口高达60%的负荷 [33][57] - 明尼苏达州天然气业务，冬季风暴Uri期间产生的4.09亿美元额外天然气成本，约3600万美元（8.7%）未获明尼苏达州公共事业委员会批准回收；天然气费率案达成和解，带来约4850万美元的收入增长 [80][81][85] - 印第安纳州业务，正在推进AB Brown煤炭设施3.6亿美元的证券化，预计年底有决策，若融资命令获批，将于2023年第一季度发行债券 [84] 各个市场数据和关键指标变化 - 休斯顿地区是美国增长最快、种族最多样化的地区之一，过去三十年平均年人口增长率超2%；休斯顿港是美国水运吨位最大、出口额最高的港口，年出口货物超1400亿美元，比纽约多35%以上；休斯顿石化综合体每年创造约8000亿美元的业务；德州医疗中心预计未来5 - 10年规模几乎翻倍，将创造超10万个新工作岗位 [21][23][24][26] - 休斯顿地区目前道路上约有3万辆电动汽车，与当地近500万辆汽车相比，电动汽车渗透有很大增长潜力 [37] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司致力于成为纯监管公用事业公司，目前超95%的收益来自监管公用事业运营；承诺实现行业领先的非GAAP每股收益增长，过去两年半内已连续10个季度实现或超越目标，并5次提高非GAAP每股收益指引 [11][12] - 公司通过与利益相关者的合作，确定了53亿美元的额外资本机会，包括提高系统弹性、可靠性、电网现代化以及促进电动汽车普及；目前将23亿美元纳入2030年的10年投资计划，另外30亿美元将在合适时机纳入 [19][29][35] - 公司计划在2030年前将客户费用增长控制在每年平均2%或以下，同时继续降低运营和维护成本，预计10年内平均每年降低1% - 2% [45][46] - 公司更新后的资本计划不依赖外部股权融资或出售受监管的公用事业资产，将通过运营公司债务和更高的FFO来融资 [73] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 休斯顿地区的人口增长、经济多元化和产业发展为公司提供了良好的增长机会，但公司也意识到面临恶劣天气的风险，客户对可靠和有弹性的能源供应的需求推动了相关投资 [20][27][28] - 公司对实现非GAAP每股收益增长目标充满信心，额外的资本投资将增加公司未来的盈利潜力，但由于2024年有多个重大费率案，目前暂不更新长期非GAAP每股收益增长指引 [61][68][69] - 公司在监管环境中积极应对，通过与监管机构合作，争取有利的费率案结果，并推进证券化项目以降低成本和提高资金使用效率 [80][83][84] 其他重要信息 - 公司首席财务官Jason Wells将晋升为总裁兼首席运营官 [5] - 公司发布了首份气候相关财务披露特别工作组报告，以增强能源转型进展的披露 [88] - 由于供应链延迟，Posey县太阳能项目预计于2024年投入使用，而非2023年底 [65][87] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: CFO搜索的范围和理想候选人 - 公司将在整个美国公共领域广泛寻找CFO候选人，认为这是一个有吸引力的职位，预计会有优秀候选人 [90] 问题2: 30亿美元增量机会的结构和时间安排 - 公司有识别和执行增量资本机会的良好记录，这30亿美元的机会将在有信心执行、资金和纳入费率基础时逐步纳入，目前的指引目标不包括这些机会的收益，但公司仍有望实现行业领先的增长 [91][92][93] 问题3: 提前到2022年的O&M金额 - 公司已产生约0.02美元的提前工作费用，第四季度仍有一些工作要做，这为公司在2023年的盈利提供了额外的灵活性 [94] 问题4: 23亿美元资本支出未纳入盈利预期的原因 - 公司有信心这些资本支出将被纳入费率基础并产生收益，但由于2024年有多个重大费率案，目前采取保守假设；此外，休斯顿电力公司预融资的更高股权比例若能实现，将为公司带来额外的盈利增长 [99][100][102] 问题5: 资产出售策略是否改变 - 公司策略未变，旨在以最有效的方式为增量资本融资；目前已找到比出售公用事业资产更有效的资金来源，且未看到公用事业资产私人需求的减弱 [105][106][107] 问题6: 何时更新6% - 8%增长预期以及2025年盈利增长的考虑 - 公司将在解决费率案后，有更好的确定性时更新长期增长预期；公司有信心资本支出将纳入费率基础，增强长期盈利潜力；通过合理安排投资和利用不同地区的灵活性，可减少监管滞后的影响 [110][111][112] 问题7: 减轻高融资成本影响的其他机会 - 公司的有机增长可将较少的运营和维护成本分摊到更大的费率基础或客户群上，这是其他公用事业公司所没有的优势 [118] 问题8: 纳入30亿美元潜在增量资本的休斯顿里程碑和时间 - 公司没有设定具体时间线，将综合考虑执行信心、客户费率增长和融资效率等因素，逐步将这些资本纳入；公司有执行增量资本机会的良好记录，会为客户和投资者做出正确决策 [120][123][124] 问题9: 证券化收益后可变债务的金额和占比 - 德州证券化将偿还11亿美元增量债务，印第安纳州证券化预计带来约3.6亿美元收益，进入明年公司将有约15亿美元可变利率债务，其中部分与德州天然气业务相关，公司将在明年年中提交费率案以减少潜在的长期盈利拖累 [127][128][129]

业绩总结 - 2022年第三季度非GAAP每股收益为0.32美元[7] - 2022年第三季度合并收入为1.89亿美元[30] - 2022年截至9月30日合并收入为8.86亿美元，稀释每股收益为1.40美元[31] - 2022年第三季度合并后的非GAAP收入为2.06亿美元，稀释每股收益为0.32美元[30] - 2022年截至9月30日合并后的非GAAP收入为6.95亿美元，稀释每股收益为1.10美元[31] - 2022年第三季度ZENS相关的公允价值变动损益中，股权证券的净收益为1.63亿美元，稀释每股收益为0.25美元[30] - 2022年截至9月30日ZENS相关的公允价值变动损益中，股权证券的净收益为2.93亿美元，稀释每股收益为0.46美元[31] - 2022年第三季度合并收入中，受并购和剥离影响的净收益为2100万美元，稀释每股收益为0.03美元[30] - 2022年截至9月30日合并收入中，受并购和剥离影响的净损失为1.49亿美元，稀释每股收益为-0.24美元[31] 用户数据 - 2022年第三季度电力住宅客户数量达到11970，较2021年增长7%[26] - 2022年第三季度天然气的商业和工业客户数量为296,144，较2021年下降15%[26] 未来展望 - 预计2023年和2024年非GAAP每股收益增长率为8%[6] - 预计到2030年，公司的电力和天然气的资产基础将超过400亿美元，其中电力占62%，天然气占38%[14] - 预计到2030年将实现100%的轻型车队转换，带来每辆电动车每年约80美元的额外利润[22] - 预计到2030年，约430亿美元的资本计划中，80%将通过监管临时机制回收[8] - 预计未来将有30亿美元的潜在增量投资机会，主要通过客户合作实现[13] 新产品和新技术研发 - 预计到2023年，公司的可再生能源项目将获得460兆瓦的天然气组合涡轮机的批准[15] - 预计到2023年，公司的煤炭设施退役相关的360百万美元的成本将被证券化[16] 资本支出和投资计划 - 2022年资本支出预计为46亿美元，较之前的43亿美元有所增加[11] - 公司计划在2022年至2031年期间投资约140亿美元用于电力和天然气的资本支出[24] - 计划到2030年将资本计划增加23亿美元，2022年预计部署约3亿美元[7] 负面信息 - 2021年冬季风暴相关的天然气成本证券化融资已获得批准，预计2023年中之前不会有新的费率案件[9] - 明尼苏达州的费率案件达成和解，预计将增加4850万美元的收入，投资回报率为9.39%[15] - 德克萨斯州的DCRF和解案预计将增加约1.42亿美元的净收入要求，费率自2022年9月1日起生效[15] 成本管理 - 通过持续的成本管理，预计每年可实现1%-2%的运营和维护费用节省[8] - 计划到2030年，长期资金流入/债务比率目标为14%-15%[6] 其他新策略 - 2022年非GAAP稀释每股收益指导范围不包括ZENS及相关证券的收益或损失[37] - 2022年非GAAP稀释每股收益指导考虑了客户增长、使用情况及正常天气等假设[37] - 公司预计到2035年实现净零排放目标，但该目标依赖于多项假设，存在风险和不确定性[40]

债务相关 - 2022年8月MPUC不允许CERC收回约3600万美元的管辖区天然气成本，占该公司相关总成本的8.7%[285] - 截至2022年9月30日的九个月里，休斯顿电力发行16亿美元新债，CERC发行或借入10亿美元新债，公司偿还或赎回13.3亿美元债务，其中CERC赎回4.25亿美元债务；10月休斯顿电力额外赎回2亿美元债务[286] - 2022年9月6日CERC Corp.发起交换要约，10月5日发行7500万美元6.10%的2035年到期高级票据，交换VUH所有未偿还高级票据[287] - 2022年5月27日CERC Corp.与VUH PPNs持有人完成交换，发行3.02亿美元新高级票据，换回所有未偿还VUH PPNs[288] - 2022年6月30日VUH偿还4亿美元信贷协议下所有未偿债务并终止相关承诺和义务[289][290] - 2022年5月27日，CERC Corp.与VUH完成债务交换，发行3.02亿美元新高级票据[348] - 2022年6月30日，VUH偿还全部未偿债务，终止4亿美元修订和重述信贷协议下的所有剩余承诺和其他义务[374] 业务出售与重组 - 2022年1月10日CERC Corp.完成阿肯色州和俄克拉荷马州天然气业务的出售[292] - 2022年6月30日公司完成重组，印第安纳天然气和VEDO成为CERC Corp.全资子公司[289][290] 能源资产出售收益 - 截至2022年9月30日的九个月里，公司出售剩余能源传输普通股和优先股，净收益7.02亿美元[291] 公司整体财务数据变化 - 2022年第三季度公司普通股股东可获得收入为1.89亿美元，2021年同期为1.95亿美元，减少600万美元；前九个月为8.86亿美元，2021年同期为7.5亿美元，增加1.36亿美元[296] - 九个月截至2022年9月30日总营收为25.62亿美元，较2021年的23.44亿美元增加2.18亿美元[318] - 九个月截至2022年9月30日总费用为19亿美元，较2021年的18.35亿美元增加0.65亿美元[318] - 九个月截至2022年9月30日营业利润为6.62亿美元，较2021年的5.09亿美元增加1.53亿美元[318] - 九个月截至2022年9月30日税前利润为5.16亿美元，较2021年的3.67亿美元增加1.49亿美元[318] - 九个月截至2022年9月30日净利润为4.08亿美元，较2021年的3.07亿美元增加1.01亿美元[318] - 九个月截至2022年9月30日与2021年同期相比，公司总营收增加6300万美元，增幅约为30700万美元的20.5%[325] 电力业务数据变化 - 2022年第三季度电力业务净收入为2.34亿美元，2021年同期为1.85亿美元，增加4900万美元；前九个月为4.89亿美元，2021年同期为3.85亿美元，增加1.04亿美元[296] - 电力可报告部门九个月总收入同比增加2.69亿美元，三个月同比增加9000万美元[307] - 九个月住宅吞吐量为272.23亿千瓦时，较2021年的244.48亿千瓦时增长11%[318] - 九个月总吞吐量为785.65亿千瓦时，较2021年的744.53亿千瓦时增长6%[318] - 九个月制冷度日数为111%，较2021年的103%增长8%[318] - 九个月供热度日数为124%，较2021年的105%增长19%[318] - 期末住宅计量客户数量为239.2107万户，较2021年的234.592万户增长2%[318] - 休斯顿电力公司2022年与2021年相比，九个月总收入增加2.18亿美元，其中输电收入增加1.16亿美元[320] 天然气业务数据变化 - 2022年第三季度天然气业务净收入为 - 1000万美元，2021年同期为500万美元，减少1500万美元；前九个月为4.16亿美元，2021年同期为3.08亿美元，增加1.08亿美元[296] - 天然气可报告部门2022年三季度收入6.92亿美元，2021年同期6.19亿美元，九个月收入2022年为33.34亿美元，2021年为30.22亿美元[310] - 天然气可报告部门2022年三季度运营收入3900万美元，2021年同期3300万美元，九个月运营收入2022年为4.43亿美元，2021年为4.42亿美元[310] - 天然气可报告部门2022年三季度净亏损1000万美元，2021年同期净利润500万美元，九个月净收入2022年为4.16亿美元，2021年为3.08亿美元[310] - 天然气可报告部门居民吞吐量2022年三季度为150亿立方英尺，2021年同期170亿立方英尺，下降12%；九个月2022年为1660亿立方英尺，2021年为1750亿立方英尺，下降5%[310] - 天然气可报告部门商业和工业吞吐量2022年三季度为810亿立方英尺，2021年同期790亿立方英尺，增长3%；九个月2022年为3070亿立方英尺，2021年为3120亿立方英尺，下降2%[310] - 天然气可报告部门三季度供暖度日数为10年平均水平的85%，2021年同期为39%，增长46%；九个月为108%，2021年同期为99%，增长9%[310] - 天然气可报告部门期末居民计量客户数量2022年为3920848户，2021年为4332079户，下降9%[310] - 天然气可报告部门期末商业和工业计量客户数量2022年为296144户，2021年为348443户，下降15%[310] - 天然气可报告部门期末总计量客户数量2022年为4216992户，2021年为4680522户，下降10%[310] CERC公司数据变化 - CERC公司2022年三季度收入6.72亿美元，2021年同期为6.09亿美元，增加6300万美元；九个月收入32.32亿美元，2021年同期为29.25亿美元，增加3.07亿美元[323] - CERC公司2022年三季度总费用6.3亿美元，2021年同期为5.8亿美元，增加5000万美元；九个月总费用28.11亿美元，2021年同期为25亿美元，增加3.11亿美元[323] - CERC公司2022年三季度运营收入4200万美元，2021年同期为2900万美元，增加1300万美元；九个月运营收入4.21亿美元，2021年同期为4.25亿美元，减少400万美元[323] - CERC公司2022年三季度净亏损700万美元，2021年同期净利润500万美元，减少1200万美元；九个月净利润6.56亿美元，2021年同期为3亿美元，增加3.56亿美元[323] - CERC公司2022年居民吞吐量140亿立方英尺，2021年为160亿立方英尺，下降13%；九个月居民吞吐量1610亿立方英尺，2021年为1700亿立方英尺，下降5%[323] - CERC公司2022年商业和工业吞吐量740亿立方英尺，2021年为720亿立方英尺，增长3%；九个月商业和工业吞吐量2810亿立方英尺，2021年为2890亿立方英尺，下降3%[323] - CERC公司2022年服务区域供暖度日数为10年平均水平的85%，2021年为40%，增加45个百分点；九个月供暖度日数为10年平均水平的108%，2021年为99%，增加9个百分点[323] - CERC公司期末居民计量客户数量为3817553户，2021年为4229228户，下降10%；九个月居民计量客户数量不变，较2021年下降10%[323] - CERC公司期末商业和工业计量客户数量为285576户，2021年为330795户，下降14%；九个月商业和工业计量客户数量不变，较2021年下降14%[323] 现金流量相关 - 九个月截至2022年9月30日，运营活动提供的现金方面，CenterPoint Energy为13.25亿美元，Houston Electric为5.45亿美元，CERC为7.53亿美元；2021年同期分别为 - 5.17亿美元、4.97亿美元和 - 13.59亿美元[331] - 九个月截至2022年9月30日，投资活动使用的现金方面，CenterPoint Energy为 - 2.29亿美元，Houston Electric为 - 20.53亿美元，CERC为9.21亿美元；2021年同期分别为 - 21.04亿美元、 - 11.04亿美元和 - 8.47亿美元[331] - 九个月截至2022年9月30日，融资活动使用的现金方面，CenterPoint Energy为 - 12.2亿美元，Houston Electric为14.02亿美元，CERC为 - 16.88亿美元；2021年同期分别为26.1亿美元、5.76亿美元和22.01亿美元[331] - 九个月截至2022年9月30日与2021年同期相比，运营活动现金变化中，CenterPoint Energy因净监管资产和负债变化增加24.57亿美元，因股权收益变化增加2.58亿美元等[331] - 九个月截至2022年9月30日与2021年同期相比，投资活动现金变化中，CenterPoint Energy因出售股权证券获得7.02亿美元，因资本支出减少9.31亿美元等[333] - 九个月截至2022年9月30日与2021年同期相比，融资活动现金变化中，CenterPoint Energy商业票据未偿还额净减少22.16亿美元，长期债务未偿还额净减少18.99亿美元等[333] 资本支出与计划 - 2022年剩余三个月，预计资本支出方面，CenterPoint Energy为10.88亿美元，Houston Electric为5.52亿美元，CERC为4.13亿美元[334] - 2022年剩余三个月，CenterPoint Energy计划支付证券化债券本金7600万美元，最低养老金和其他退休后计划缴款300万美元，TEEEF融资租赁2.71亿美元[334] - 2022年11月，CenterPoint Energy宣布将其10年资本计划增加23亿美元，到2030年结束时，该计划总额接近430亿美元[336] 项目相关 - 印第安纳电力与资本动力子公司签订协议，原计划建设300MW太阳能阵列，后因成本上升等因素，2022年1月宣布将项目规模缩减至约200MW[339] - 印第安纳电力获批建设两座天然气燃烧涡轮机，预计成本3.34亿美元，总输出功率460MW，计划2025年底投入运营[340] - 印第安纳电力获批与Oriden和Origis分别签订15年185MW和20年150MW的太阳能购电协议，Origis项目成本因供应链等问题增加，2022年8月签订修订协议[341][343] - 印第安纳电力签订协议收购派克县130MW太阳能阵列，预计2025年投入运营[344] - F.B. Culley Unit 3因锅炉给水泵涡轮机故障停运，维修成本约700 - 900万美元，预计2023年上半年恢复运行[346] - 中心点能源申请对计划退役的煤炭发电设施相关成本进行证券化，合格成本估计为3.59亿美元，其中3.5亿美元将融资，900万美元为持续成本[347] 费率申请与调整 - 休斯顿电力为移动发电设备租赁申请成本回收，租赁协议递延成本约2亿美元，年营收增加请求约5700万美元[351] - CERC在明尼苏达州的费率案达成和解，一般收入增加4850万美元，整体回报率为6.65%，预计2023年1月1日实施费率调整[353] - CERC预计2023年上半年向MPUC提交首份创新计划，创新计划最高允许成本起始为该州公用事业收入的1.75%，2033年可能增至4%[355] - TCOS机制9月申请增加3800万美元，基于3.17亿美元的投资资本净变化；2月申请增加6400万美元，基于5.74亿美元的投资资本净变化[360] - EECRF机制6月申请增加2300万美元，最初申请总额6400万美元，8月调整为6300万美元[360] - DCRF机制4月申请增加1.42亿美元，基于2019 - 2021年超10亿美元的配电投资资本净变化及2.00亿美元的TEEEF，7月部分和解后收入增加调整为7800万美元[360] - GRIP机制3月申请，CenterPoint Energy和CERC基于2021年2.13亿美元的投资资本净变化，Beaumont/East June Texas等地有相关申请[360] - RSP机制9月申请增加700万美元，北路易斯安那基于测试年调整后ROE为7.05%增加300万美元，南路易斯安那基于调整后ROE为4.19%增加500万美元[360] - RRA机制4月申请，基于ROE为9.568%，2021年测试年调整后ROE为7.74%时收入增加约300万美元，7月联合规定后基于调整后ROE为8.27%收入增加200万美元[361] - CSIA机制10月申请，印第安纳南部天然气申请费率基数增加1200万美元，当前收入年增加约100万美元；印第安纳北部天然气申请费率基数增加3800万美元，当前收入年增加300万美元[361] - DRR机制4月申请，为2021年投资申请费率基数增加6300万美元，当前收入年增加900万美元，9月申请将DRR延长至2026年[361] - TDSIC机制8月和2月分别申请，均为申请费率基数增加4300万和4200万美元，当前收入年增加300万美元[361] 政策与目标 -

业绩总结 - 第二季度非GAAP每股收益为0.31美元，全年指导范围提高至1.37-1.39美元，较2021年增长9%[8] - 2022年第二季度，普通股东可用的合并收入为1.79亿美元，稀释每股收益为0.28美元[27] - 2022年截至6月30日，普通股东可用的合并收入为6.97亿美元，稀释每股收益为1.10美元[28] - 2022年第二季度合并后的非GAAP收入为1.94亿美元，稀释每股收益为0.31美元[27] - 2022年第二季度电力总吞吐量为28786 GWh，同比增长8%[24] - 2022年第二季度天然气吞吐量为118 Bcf，同比持平[24] - 2022年第二季度住宅电力客户数量为2513847，较2021年增长2%[24] 用户数据与增长预期 - 预计每年1%-2%的客户增长和1%-2%的运营与维护成本节省[12] - 预计2023年和2024年非GAAP每股收益年增长率为8%[8] - 预计2030年之前每年增长率在6%-8%之间[8] 资本支出与投资计划 - 公司正在执行的五年资本计划为193亿美元，十年资本计划超过400亿美元[8] - 2022年电力资本支出预计约为27亿美元，较2021年增长21%[15] - 2022年天然气资本支出预计约为16亿美元，较2021年增长14%[15] 新产品与技术研发 - 印第安纳州发电项目计划到2024年提供约1GW的可再生能源[26] - 计划在2022年第三季度的财报电话会议上宣布与休斯顿市的区域能源主计划相关的增量资本[9] 市场扩张与并购 - 已申请360百万美元的证券化收益，涉及AB Brown煤电厂，获得460MW天然气发电机组和335MW太阳能购电协议的批准[9] - 明尼苏达州的费率案件和解预计将增加4850万美元的收入，投资回报率为9.39%[16] - 德克萨斯州的DCRF和解要求净收入约为1.46亿美元，其中7800万美元的传统DCRF和解已于7月达成[16] 负面信息与风险 - 公司预计到2035年实现净零排放（Scope 1和Scope 2），但这一目标依赖于多个假设，存在风险和不确定性[37] - 预计2024年CEHE证券化将结束，预计将为客户创造约5%的账单空间[9] 其他新策略与有价值的信息 - 公司长期FFO/债务目标为14%-15%，预计到2030年实现[6] - VUHI重组完成，已偿还约7亿美元的母公司债务，剩余约6.4亿美元预计在SIGECO通过首次抵押债券融资时偿还[19] - 预计2021年电力部门的摊销将与休斯顿电力的证券化债券相关[31]

财务数据和关键指标变化 - 2022年第二季度GAAP每股收益为0.28美元，非GAAP每股收益为0.31美元，2021年第二季度非GAAP每股收益为0.28美元 [41][42] - 上调2022年全年非GAAP每股收益指引至1.37 - 1.39美元，较2021年增长9%，2023 - 2024年预计每年增长8%，2024年后至2030年预计年增长率在6% - 8%的中高端 [14][16][45] - 宣布第二季度股息增加0.01美元 [17] - 2022年前六个月投资超20亿美元，接近2022年投资计划的50% [18][48] - 五年资本投资计划从193亿美元增加两次，十年计划预计超400亿美元，预计10年计划内费率基数复合年增长率达9% [28] - 第二季度FFO与债务比率约为16%，超过14% - 15%的长期目标 [64] 各条业务线数据和关键指标变化 电力业务 - 休斯顿地区输电和配电系统占德州地理面积约2.5%，但传输和输送约25%的德州夏季高峰电力负荷 [12] - 休斯顿地区电网在高温下表现良好，客户停电主要与夏季暴雨和风暴有关，多数客户在两小时内恢复供电 [24][25] 天然气业务 - 明尼苏达天然气公用事业公司是首批将绿色氢气加入其配送系统的天然气公用事业公司之一 [50] 发电业务 - 印第安纳州460兆瓦天然气调峰设施获批准，预计2025年投入运营 [51] - 已提交130兆瓦自有太阳能发电项目的审批申请，自有和合同太阳能发电总量将超800兆瓦 [52] 各个市场数据和关键指标变化 - 德州ERCOT市场发电和零售业务完全放松管制，输电和配电业务受监管，公司仅参与输电和配电业务 [10][11] - 休斯顿地区就业岗位同比增长超6%，过去一年新增超19.1万个就业岗位 [23] - 休斯顿地区过去30年平均每年客户增长率超2% [31] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 专注于纯监管公用事业业务，预计2022年利率基数约62%为电力业务，与部分优质公用事业同行相当 [35] - 计划在第三季度电话会议上更新资本投资计划，包括休斯顿地区区域能源总体规划和“立即恢复弹性”倡议的投资更新 [19][30] - 继续与客户进行战略对话，探索电网和基础设施加固、现代化、住宅防风化和可再生能源基础设施投资机会 [29] - 目标是将母公司层面债务降至约20%，以加强资产负债表和信用指标 [20][63] - 计划在2023年年中提交下一份综合资源计划，为剩余燃煤资产提供指导 [53] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管面临通胀环境，但公司受益于有机增长和温暖天气等有利因素，对业务表现更有信心 [14][23] - 公司认为自身是行业中最具增长潜力的公司之一，资本投资专注于满足客户需求，有望带来额外资本投资 [36][37] - 公司有信心实现可持续、有弹性和可负担的费率，为股东带来可持续的盈利增长，并对环境产生积极影响 [40] 其他重要信息 - 公司将利用网站发布重大信息，本次电话会议已录音，可在网站获取回放信息 [6] - 公司讨论的部分内容包含前瞻性信息和声明，实际结果可能因多种因素与预期有重大差异 [3][4] - 公司将使用非GAAP每股收益指标提供指导，相关方法和调整信息可在公司网站的投资者板块查看 [5] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 2022年指引上调是否意味着未来增长轨迹更强，以及“立即恢复弹性”倡议在内部规划假设中的情况 - 公司对持续增长有信心，目前业务有很多由客户驱动的顺风因素，如有机增长、天气因素、O&M减少和资本增加等 [70][71] - 利率上升和养老金费用对公司影响较小，公司在偿还母公司债务和浮动利率债务方面表现良好，且可递延约三分之二的养老金费用 [73][74] - 指引上调及后续年份的增长预期不包括“立即恢复弹性”倡议的资本，将在第三季度电话会议提供相关综合更新 [75][76] 问题2: 利率背景是否会促使公司重新考虑并购前景，以及对潜在出售更多地方分销公司（LDC）资产的看法 - 公司目前有充足现金流，目标是不发行额外股权稀释股东权益 [78] - 公司将在第三季度提供关于增量资本和融资方式的综合更新，暂不考虑相关问题 [80] 问题3: 公司对拟议的通胀法案中企业最低税的看法 - 交通电气化带来的增量利润和税收抵免延期是公司的顺风因素，有助于公司更有效地执行印第安纳州的煤炭转型计划 [82][83] - 最低税对公司来说可能是一个适度的逆风因素，但公司历史上是现金纳税人，且可通过印第安纳州煤炭转型产生的抵免减少影响，相比许多同行处于更有利地位 [84][85] 问题4: 在当前资本市场环境下，若出售天然气LDC资产，市场是否仍能给出较好价格 - 市场对天然气LDC资产仍有大量兴趣，尽管利率上升有一定影响，但能源供应多样性带来的更高终端价值可抵消部分影响 [86][87] - 公司自上次分析师日以来现金流预测有多项改善，如降低天然气LDC销售的税收、减少能源转移普通股出售的税收和获得印第安纳州证券化的额外收益等，有足够资金支持第三季度的资本更新 [88][89] 问题5: DC一揽子计划中的税收抵免对公司有哪些机会 - 税收抵免延期对公司有益，公司将利用这些抵免优化当前税收状况，重点是完成印第安纳州的煤炭转型 [91][92] - 税收抵免延期使公司在处理印第安纳州最后一座煤炭设施的退役时处于更有利的位置 [93] 问题6: 夏季热浪期间公司的负荷管理情况，自愿需求响应计划与强制负荷削减的规模对比，以及加密货币矿工在削减需求方面的作用和可靠性 - 公司官方负荷管理计划约为125兆瓦，与系统高峰需求19.5吉瓦相比占比很小 [98] - 休斯顿地区加密货币采矿较少，更多位于德州潘汉德尔地区，ERCOT已将其作为一种灵活的负荷削减手段，但各方仍在评估其有效性 [99][100] 问题7: 经过7月的考验，公司对电网状况的看法，电网是否跟上经济和人口增长，以及400亿美元计划中与休斯顿可靠性或弹性相关的金额 - 电网的输电和配电系统表现出色，公司为应对高峰热事件进行了建设，对系统表现和员工响应感到满意 [104] - 400亿美元的10年资本支出计划中，约220亿美元与休斯顿电力相关，其中约110亿美元用于增长支持，其余用于支持整体业务 [105][106] 问题8: 公司是否已开始将未来年份的费用提前到2022年，炎热天气对O&M的物理和成本影响，以及O&M时间安排与休斯顿电力费率案的关系 - 公司在2022年利用炎热天气带来的利润，将部分O&M从2023年提前到2022年，以解决植被管理等问题，同时仍能实现10年平均O&M减少1% - 2%的目标 [109][110] 问题9: 公司的负荷增长情况，特别是工业负荷增长和是否有疲软迹象 - 工业负荷持续增长，公司客户包括港口设施、炼油厂和石化综合体等，这些领域的产能扩张是公司的持续增长动力 [113] - 住宅方面，新客户数量持续增长略高于2%，在天气调整基础上，前五个月的用电量超过客户增长，但6月受天气影响情况有所不同，长期来看，在家工作模式可能导致住宅用电量略有上升 [114][115] - 休斯顿是美国电动汽车渗透率较低的主要城市之一，《降低通胀法案》支持车辆电动化，公司认为这将为电网带来巨大潜力，可能成为额外的1%有机增长驱动力 [116][118] 问题10: 公司是否看到输电增长机会，如德州电力市场紧张带来的解决方案，以及是否会成为资本支出上调的因素 - 公司正在努力推进多个输电项目，休斯顿地区每年电力短缺40% - 60%，重点是增加进口输电线路以减少拥堵 [120] - 德州法律允许从经济角度建设新输电线路，公司正在与ERCOT和PUCT合作开发相关项目，可能会在第三季度更新中提供增量输电信息 [121][122] 问题11: 太阳能项目的时间表、资本支出调整情况，以及是否意味着2024 - 2025年的增长高于预期 - 由于面板供应问题，原计划2023年底上线的首个太阳能项目可能推迟到2024年，但开发商对面板供应的信心增强，整体建设和拥有太阳能项目的计划仍将按计划进行 [126] - 过去一个季度，10年规划的前五年资本支出净增加4亿美元，可克服项目延迟带来的影响，增加的2亿美元将成为公司的增量盈利动力 [127] 问题12: 公司面临的通胀水平，以及为维持O&M减少承诺需要应对的通胀压力 - 公司并非不受通胀影响，但相对处于有利地位，通胀对资本方面的材料影响更大，对劳动力成本影响较小 [130] - 公司的劳动力成本受工会协议约束，这些协议规定了年度工资增长，为员工和客户提供了成本稳定性 [131][132] 问题13: 第三季度更新是否会考虑通胀对核心计划的影响，还是会通过调整项目来维持核心计划 - 通胀对公司的5年193亿美元和10年400亿美元资本支出计划的影响不显著，不会成为资本支出增加的驱动因素 [134] - 第三季度的资本更新将是全面的，包括“立即恢复弹性”倡议的新项目工作和潜在的通胀因素 [135]

公司重组与债务交易 - 2022年6月30日公司完成重组，将印第安纳天然气和VEDO的股权从VUH转移至CERC Corp [286] - 2022年5月27日，CERC Corp和VUH完成债务交换，CERC Corp发行3.02亿美元新高级票据，交换VUH全部3.02亿美元未偿还PPNs [287] - 2022年6月30日，VUH全额偿还4亿美元修订和重述信贷协议下的所有未偿债务并终止相关义务 [288] - 2022年5月27日，CERC Corp.发行3.02亿美元新高级票据，交换所有未偿还的VUH PPNs[343] - 截至2022年6月30日，VUH偿还4亿美元修订并重述信贷协议下的所有未偿债务[366] 新债发行与债务偿还 - 2022年上半年，休斯顿电力发行8亿美元新债，CERC发行5亿美元新债，公司偿还或赎回10.3亿美元债务，其中CERC赎回4.25亿美元 [289] 资产出售 - 2022年上半年，公司出售能源传输股权证券，净收益7.02亿美元 [290] - 2022年1月10日，CERC Corp完成阿肯色州和俄克拉荷马州天然气业务的出售 [291] 普通股股东可用收入变化 - 2022年第二季度，公司普通股股东可用收入较2021年同期减少4200万美元 [295] - 2022年上半年，公司普通股股东可用收入较2021年同期增加1.42亿美元 [295] 电力业务数据 - 2022年第二季度，电力业务收入17.3亿美元，较2021年同期增加4800万美元 [295] - 电力业务板块，2022年与2021年相比，三个月收入有利差异为1.16亿美元，六个月为1.79亿美元[306] - 2022年第二季度总营收8.81亿美元，2021年同期为7.86亿美元，增长9500万美元；2022年上半年总营收16.27亿美元，2021年同期为14.7亿美元，增长1.57亿美元[315] - 2022年第二季度居民吞吐量9710GWh，2021年同期为8024GWh，增长21%；2022年上半年居民吞吐量15698GWh，2021年同期为13725GWh，增长14%[315] - 2022年第二季度总吞吐量27704GWh，2021年同期为25396GWh，增长9%；2022年上半年总吞吐量49638GWh，2021年同期为45135GWh，增长10%[315] - 2022年第二季度制冷度日数为10年平均水平的127%，2021年同期为103%，增长24%；2022年上半年制冷度日数为10年平均水平的118%，2021年同期为104%，增长14%[315] - 2022年第二季度供热度日数为10年平均水平的13%，2021年同期为142%，下降129%；2022年上半年供热度日数为10年平均水平的124%，2021年同期为105%，增长19%[315] - 2022年第二季度末居民计量客户数为2382145户，2021年同期为2333786户，增长2%；2022年上半年末居民计量客户数为2382145户，2021年同期为2333786户，增长2%[315] - 2022年第二季度末总计量客户数为2686295户，2021年同期为2634108户，增长2%；2022年上半年末总计量客户数为2686295户，2021年同期为2634108户，增长2%[315] - 休斯顿电力公司2022年与2021年相比，3个月总收入为9500万美元，6个月为1.57亿美元[317] - 休斯顿电力公司2022年与2021年相比，3个月运营和维护总支出为 - 1400万美元，6个月为 - 3700万美元[317] 天然气业务数据 - 2022年上半年，天然气业务收入4.26亿美元，较2021年同期增加1.23亿美元 [295] - 天然气业务板块，2022年三个月收入为8.18亿美元，2021年为7.4亿美元，有利差异为0.78亿美元；六个月收入2022年为26.42亿美元，2021年为24.03亿美元，有利差异为2.39亿美元[309] - 天然气业务板块，2022年三个月总费用为7.45亿美元，2021年为6.49亿美元，不利差异为0.96亿美元；六个月总费用2022年为22.38亿美元，2021年为19.94亿美元，不利差异为2.44亿美元[309] - 天然气业务板块，2022年三个月运营收入为0.73亿美元，2021年为0.91亿美元，不利差异为0.18亿美元；六个月运营收入2022年为4.04亿美元，2021年为4.09亿美元，不利差异为0.05亿美元[309] - 天然气业务板块，2022年净收入为0.28亿美元，2021年为0.74亿美元，不利差异为0.46亿美元；六个月净收入2022年为4.26亿美元，2021年为3.03亿美元，有利差异为1.23亿美元[309] - 天然气业务板块，居民吞吐量2022年为28 Bcf，2021年为30 Bcf，下降7%；六个月居民吞吐量2022年为151 Bcf，2021年为158 Bcf，下降4%[309] - 天然气业务板块，商业和工业吞吐量2022年为90 Bcf，2021年为88 Bcf，增长2%；六个月商业和工业吞吐量2022年为226 Bcf，2021年为233 Bcf，下降3%[309] - 天然气业务板块，总吞吐量2022年为118 Bcf，与2021年持平；六个月总吞吐量2022年为377 Bcf，2021年为391 Bcf，下降4%[309] - 天然气业务板块，供暖度日数2022年为102%（10年平均），2021年为104%，下降2%；六个月供暖度日数2022年为108%，2021年为100%，增长8%[309] - 天然气业务板块，期末居民计量客户数量2022年为3919079户，2021年为4334297户，下降10%；商业和工业计量客户数量2022年为295487户，2021年为341963户，下降14%；总计量客户数量2022年为4214566户，2021年为4676260户，下降10%[309] CERC公司业务数据 - CERC公司2022年3个月收入7.96亿美元，2021年同期7.21亿美元；2022年6个月收入25.6亿美元，2021年同期23.16亿美元[320] - CERC公司2022年3个月总支出7.27亿美元，2021年同期6.33亿美元；2022年6个月总支出21.81亿美元，2021年同期19.2亿美元[320] - CERC公司2022年3个月净收入2700万美元，2021年同期7300万美元；2022年6个月净收入6.63亿美元，2021年同期2.95亿美元[320] - CERC公司居民吞吐量2022年为270亿立方英尺，较之前下降7%；6个月为1470亿立方英尺，较之前下降5%[320] - CERC公司商业和工业吞吐量2022年为820亿立方英尺，增长3%；6个月为2070亿立方英尺，较之前下降5%[320] - CERC公司服务区域供暖度日数2022年为102%，较之前下降2%；6个月为109%，较之前增长9%[320] - CERC公司期末居民计量客户数量2022年为3815625户，较之前下降10%[320] - CERC公司期末商业和工业计量客户数量2022年为284914户，较之前下降14%[320] 公司整体收入与成本变动 - 2022年与2021年相比，六个月收入变动总计7.5亿美元，成本变动总计-14.1亿美元[322] - 2022年阿肯色州和俄克拉荷马州天然气业务1月九天销售影响，收入减少7800万美元，成本增加2600万美元[322] 公司现金流情况 - 2022年6月30日止六个月，中心点能源经营活动提供现金9.78亿美元，投资活动提供现金9.42亿美元，融资活动使用现金15.97亿美元[327] - 2022年6月30日止六个月，休斯顿电力经营活动提供现金1.88亿美元，投资活动使用现金13.91亿美元，融资活动提供现金10.66亿美元[327] - 2022年6月30日止六个月，CERC经营活动提供现金7.67亿美元，投资活动提供现金13.94亿美元，融资活动使用现金21.73亿美元[327] - 2022年与2021年相比，六个月中心点能源经营活动现金变动主要因净监管资产和负债变动增加24.42亿美元[327] - 2022年与2021年相比，六个月中心点能源投资活动现金变动主要因出售股权证券收入7.02亿美元和资产剥离收入20.75亿美元[329] - 2022年与2021年相比，六个月中心点能源融资活动现金变动主要因商业票据未偿还额净减少14.51亿美元和长期债务未偿还额净减少24.28亿美元[329] - 2022年与2021年相比，六个月休斯顿电力融资活动现金变动主要因母公司出资11.43亿美元和应付关联公司票据净减少5.04亿美元[329] - 2022年与2021年相比，六个月CERC融资活动现金变动主要因商业票据未偿还额净减少5.42亿美元和长期债务未偿还额净减少12.72亿美元[329] 公司未来支出计划 - 2022年剩余六个月，CenterPoint预计资本支出19.01亿美元，Houston Electric预计为8.97亿美元，CERC预计为8.02亿美元[330] - 2022年剩余六个月，CenterPoint和Houston Electric计划支付证券化债券本金1.07亿美元[330] - 2022年剩余六个月，CenterPoint预计向养老金和其他退休后计划最低缴款700万美元，CERC预计为200万美元[330] - 2022年剩余六个月，CenterPoint和Houston Electric移动发电的融资租赁费用预计为3.47亿美元[330] 项目建设与维修成本 - 印第安纳州电力公司计划建设的天然气燃烧涡轮机设施预计成本3.34亿美元，输出功率460兆瓦，预计2025年底投入运营[336] - F.B. Culley 3号机组维修成本预计约700 - 900万美元，预计6 - 12个月恢复运营[341] - 印第安纳州电力公司计划退役的煤炭发电设施合格成本估计为3.59亿美元，其中3.5亿美元将融资，900万美元为持续成本[342] 公司申请事项 - 休斯顿电力公司申请收回移动发电租赁递延成本约2亿美元，年营收增加约5700万美元[344] - CERC向MPUC申请收入增加约6700万美元，要求ROE为10.2%，总回报率为7.06%，基于约18亿美元的总费率基数[347] - 公司EECRF申请金额共6400万美元，包括2023年相关成本3800万、2021年费用300万和奖金2300万[354] - DCRF申请因2019 - 2021年投资资本净变化超10亿美元，及2021年移动发电设施约2亿美元，请求整体收入增加1.42亿美元，部分和解后为7800万美元[354] - TCOS基于5.74亿美元投资资本净变化，实现收入增加6400万美元[355] - GRIP基于2021年2.13亿美元投资资本净变化，实现收入增加3400万美元[355] - RRA基于2021年测试年调整后ROE为7.74%，请求收入增加约300万美元，临时增加100万，最终商定增加200万，ROE为8.27% [355] - DRR请求为2021年投资增加6300万美元费率基数，实现年收入增加900万美元[355] - TDSIC请求增加4200万美元费率基数，实现年收入增加300万美元，80%计入请求费率增加[355] - CECA请求减少不到100万美元费率基数，实现年收入减少300万美元[355] 公司环保目标与计划 - 公司宣布2035年Scope 1和Scope 2净零排放目标，Scope 3减排20% - 30% [358] - 公司计划到2035年实现范围1和范围2排放的净零目标，将730兆瓦的燃煤发电设施替换为可再生能源[362] - 公司预计在清洁能源投资和支持方面支出超30亿美元[362] 公司信贷额度与使用情况 - 截至2022年6月30日，公司循环信贷额度总计约36亿美元[367] - 截至2022年7月21日，CenterPoint Energy循环信贷额度24亿美元，使用1100万美元用于信用证和4.43亿美元商业票据，加权平均利率1.87%[367] - 截至2022年7月21日，CERC循环信贷额度9亿美元，使用6.12亿美元商业票据，加权平均利率2.12%[367] 公司货币池投资情况 - 截至2022年7月21日，公司货币池投资（借款）中，Houston Electric为1.62亿美元，加权平均利率1.89%[373] 公司潜在风险与抵押情况 - 若CERC Corp.信用评级低于适用门槛，截至2022年6月30日可能需提供高达2.11亿美元现金或其他抵押品[379] - 若2022年6月30日所有ZENS兑换现金，需支付约6.02亿美元递延税[380] - 若2022年6月30日出售所有ZENS相关证券，按2022年税率需支付约1.12亿美元资本利得税[380] 公司商誉情况 - 2022年6月30日，CERC因重组从公司天然气报告部门获得9.72亿美元商誉[39

财务数据和关键指标变化 - 2022年第一季度GAAP每股收益为0.82美元，其中包括中游相关收益0.05美元、阿肯色州和俄克拉荷马州地方配送公司（LDC）出售的税后净收益0.30美元；非GAAP每股收益为0.47美元，与2021年同期持平 [26] - 2022年第一季度收益因阿肯色州和俄克拉荷马州业务剥离减少0.03美元，有利的增长和费率回收贡献0.05美元，天气使用和其他因素贡献0.02美元，但被较高的持续成本管理费用部分抵消0.03美元 [27] - 重申2022年非GAAP每股收益指导范围为1.36 - 1.38美元，较2021年的1.27美元增长8%；预计2022 - 2024年非GAAP每股收益年增长率为8%，2024 - 2030年为6% - 8%的中高端 [7][29][30] - 预计2022年资本支出为43亿美元，较之前的40亿美元增加3亿美元；五年资本支出预测从192亿美元提高到193亿美元 [12][34] 各条业务线数据和关键指标变化 - 出售阿肯色州和俄克拉荷马州LDC后，预计到2022年底费率基数62%为电力业务 [6] - 休斯顿电力地区连续11年实现2%或更高的客户增长 [8] - 德克萨斯州天然气业务上月开始正式部署智能电表系统，预计全面部署后将为天然气系统带来显著节省 [18] - 印第安纳州的煤炭转型计划有助于避免因煤炭发电导致的客户账单大幅增加，预计可再生能源和天然气联合循环的清洁组合将使客户账单每月增加不到10美元，而继续运营煤炭设施将使客户每月多花费50美元 [19] 各个市场数据和关键指标变化 - 休斯顿地区经济增长带来能源需求增加，预计未来三到五年系统贷款需求将增加，至少有1吉瓦相关项目可能使资本投资计划额外加速1.5亿美元 [15] - 明尼苏达州天然气业务提交的费率案和解协议，规定股权回报率为9.39%，预计年收入要求增加4850万美元，等待明尼苏达州公共事业委员会（PUC）在2022年第三季度审批 [36] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司已出售剩余的能源传输（Energy Transfer）头寸，完全退出中游投资，成为纯公用事业公司，利用约29亿美元的税后净收益偿还债务，并计划将剩余现金用于资助行业领先的费率基数增长，且不计划进行外部股权发行 [5][6] - 资本计划第二年，未来五年资本投资增加到193亿美元，10年计划预计超过40亿美元，预计10年计划的费率基数复合年增长率为9% [11] - 继续与客户合作，满足其对安全、可靠性和清洁可持续投资的需求，如休斯顿的“弹性现在”（Resilient Now）能源计划，以确定进一步的资本规划决策 [9] - 专注于控制运营和维护（O&M）费用，预计10年计划中每年平均节省1% - 2%的O&M费用，以保持客户账单的可承受性 [10][17] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司连续八个季度实现运营执行，有信心实现2022年非GAAP每股收益指导目标，并在未来保持增长 [5][7] - 虽然面临通胀和供应链挑战，但公司通过提前规划和与供应商合作，有效管理这些影响，预计不会对长期计划产生重大影响 [73] - 对绿色氢生产设施上线感到兴奋，认为这是向更广泛的碳减排目标迈进的一步，未来将考虑更多相关项目 [37] 其他重要信息 - 公司在多个司法管辖区进行证券化工作，预计德克萨斯州将在未来几个月发行全州证券化债券，以100%回收去年冬季风暴产生的11亿美元天然气成本及相关费用；印第安纳州预计在未来几周提交与两座煤炭设施退役相关的成本申请 [38][39] - 对维修费用扣除方法的评估预计将在2022年带来约3亿美元的一次性现金税收优惠，并在未来每年至少增加2500万美元，五年内总计至少4亿美元，可重新投入业务 [42] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 如何看待增量资本的资金来源，是否需要发行外部股权或进行进一步的投资组合轮换？ - 公司目前有足够的现金流满足10年计划，无需发行外部股权或剥离更多LDC；若有额外资本机会，会考虑出售更多天然气LDC [47][48] 问题2: 2022年公司更新的节奏如何，是更注重核心指标的执行，还是有更大的战略项目？ - 可以用“埋头苦干”来概括，虽然第一季度仍很活跃，但未来将继续执行既定战略，预计不会改变执行节奏，且有信心实现所有战略目标 [50] 问题3: 自分析师日以来资本支出增加的原因，以及能否回填第四和第五年的资本？ - 2022年资本支出增加3亿美元，五年计划增加1亿美元，主要是将2亿美元从2023年提前到2022年，并增加了1亿美元的常规工作；未来将继续与休斯顿市合作改善电网弹性，预计在第三季度财报电话会议上提供更新，并在今年晚些时候提供工业需求对资本支出计划的长期影响的更全面更新 [53][54] 问题4: 在当前紧张的劳动力市场和供应链问题下，实现10年计划中O&M目标的难度如何，以及AMI投资的费率基数机会和监管回收计划？ - 管理层认为应对供应链和通胀挑战是其职责所在，有信心继续实现每年1% - 2%的O&M成本降低目标；AMI投资在10年计划中达数亿美元，将通过正常的资本投资途径寻求回收，并在2023年底提交的天然气LDC费率案中解决长期实施问题 [57][59] 问题5: LDC估值回升是否会改变公司将其视为资金来源的看法？ - 公司仍将LDC视为“预付借记卡”，提供了一定的选择权，但不会加速剥离，直到有机会将资本重新投入电力业务；公司将继续寻找增量资本机会，在合适时出售天然气LDC并投资于电力业务 [61] 问题6: 供应链问题和通胀，特别是商务部的关税规避调查，如何影响电力综合资源规划（IRP）流程？ - 公司虽受市场影响，但与开发合作伙伴积极合作寻找解决方案；煤炭转型的成本仍远低于继续运营煤炭设施的成本；今年夏天将发出更广泛的提案请求，以获取最新的定价和技术成本信息，为明年提交的IRP提供参考 [65][66] 问题7: 德克萨斯州能源立法带来的弹性机会何时能实质性纳入计划？ - 预计在今年第三季度财报电话会议上，能更好地了解弹性对资本计划的长期影响，包括休斯顿市及周边社区；工业需求更新的节奏将取决于客户和行业情况，也希望在第三季度提供对五年和十年资本支出计划的全面更新 [67] 问题8: 正常的通胀对资本支出预算有何影响，是否有通缩假设？ - 本季度资本支出增加主要是项目提前，而非通胀因素；公司已感受到通胀影响，但目前未将其纳入计划，将继续监测并在未来季度提供更新；目前没有对计划后端的通缩假设 [72][73] 问题9: 对德克萨斯州电力可靠性委员会（ERCOT）的输电发展有何看法？ - 公司对该机会感到兴奋，将继续与委员会合作，加速新输电项目的选址和执行，认为这可能为计划带来增量上行空间 [75][76] 问题10: 印第安纳州太阳能项目和IRP面临的政治监管反馈如何，监管机构是否理解成本增加？ - 这是与委员会工作人员的持续对话，其他公用事业公司也面临类似压力，委员会希望公司与开发商合作找到建设性解决方案，目前对话尚处于早期阶段 [79] 问题11: 公司业务组合向电力业务转移的长期目标是什么？ - 从400亿美元的资本支出计划来看，明显偏向电力业务；若不采取其他行动，电力业务占比将在五年和十年计划中逐渐上升；若有大量增量资本投资，通常会集中在电力业务，并通过出售LDC来资助，这将进一步推动业务组合向电力倾斜 [80][81] 问题12: 资本计划增加时，劳动力可用性是否面临压力？ - 公司此前已积极锁定足够的施工队伍来满足资本支出计划，目前劳动力数量方面状况良好，但存在劳动力成本压力 [83] 问题13: 休斯顿电力需求增长的原因是什么？ - 休斯顿经济表现出色，住房开工数多，欧洲能源需求增加促使美国能源出口，当地的液化天然气、石化和炼油产业发展，工业持续增长，人口也在增加，这些因素共同推动了电力需求增长 [84]

业绩总结 - 公司2022年第一季度非GAAP每股收益为0.47美元，全年指导范围为1.36至1.38美元[9] - 2022年第一季度，合并可供普通股东的收入为3.04亿美元，稀释每股收益为0.48美元[30] - 2022年第一季度，非GAAP基础下的合并收入为2.99亿美元，稀释每股收益为0.47美元[30] - 2022年第一季度，电力总吞吐量同比增长9%，天然气总吞吐量同比下降5%[25] - 2022年第一季度，住宅客户的电力吞吐量为2,502,253 GWh，同比增长5%[25] - 2022年第一季度，天然气住宅客户数量为4,223,462，同比下降10%[25] 用户数据 - 公司预计2022年末的资产基础约为200亿美元，其中约62%为电力业务[10] - 公司在2022年和2024年将有约9%的当前平均住宅客户账单的额外空间，因CEHE证券化到期[9] 未来展望 - 公司预计2022年至2024年非GAAP每股收益年增长率为8%，并在2030年前实现6%-8%的中高端增长[5] - 公司计划在2030年前将FFO/债务目标设定为14%-15%[5] - 公司预计2022年非GAAP每股收益增长8%[27] 新产品和新技术研发 - 印第安纳州的电力CPCN中，400 MW太阳能项目于2021年10月获得批准，BTA从300 MW缩减至200 MW，PPA保持在100 MW[15] - 预计2022年第二季度或第三季度将发布460 MW天然气CT的订单[15] 市场扩张和并购 - 公司已完成对阿肯色州和俄克拉荷马州天然气业务的100%出售，获得约20%的溢价，总净收益约为20亿美元[8] - 明尼苏达州的费率案件和解将带来4850万美元的收入增长，投资回报率为9.39%[15] 负面信息 - 2022年第一季度，受天然气LDC销售影响，税后损失为189百万美元[28] - 2021年第一季度，市场证券的税后净损失为4000美元[30] - 2021年第一季度，债务的早期清偿成本税后为6000美元[30] - 2021年第一季度，Vectren合并相关影响的税后损失为1000美元[30] 其他新策略和有价值的信息 - 公司当前五年资本计划增加至193亿美元，十年资本计划超过400亿美元[5] - 公司计划在2035年前实现净零范围1排放，目标比同行平均水平提前近15年[5] - 自2020年5月以来未计划进行外部股权发行[5]

资产出售与收益 - 2022年1月10日，CERC Corp.完成阿肯色州和俄克拉荷马州天然气业务出售[269] - 2022年第一季度，公司出售能源转移普通股和优先股，净收益7.02亿美元[270] - 天然气业务出售阿肯色州和俄克拉荷马州业务实现净收益3000万美元[293] 债务情况 - 2022年第一季度，休斯顿电力发行8亿美元新债，公司和CERC偿还或赎回10.3亿美元债务[271] 公司整体财务数据 - 2022年第一季度，公司普通股股东可获得收入为5.18亿美元，较2021年同期增加1.84亿美元[275] 电力业务数据 - 2022年第一季度，电力业务净收入为8200万美元，较2021年同期增加700万美元[275] - 2022年第一季度，电力业务总吞吐量为231.55亿千瓦时，较2021年同期增长9%[286] - 2022年第一季度末，电力业务住宅计量客户数量为250.23万户，较2021年同期增长2%[286] - 休斯顿电力2022年第一季度总收入7.46亿美元，较2021年同期的6.84亿美元增加6200万美元[297] - 休斯顿电力2022年第一季度净收入6100万美元，较2021年同期的5300万美元增加800万美元[297] - 休斯顿电力2022年第一季度总吞吐量21934GWh，较2021年同期的19739GWh增长11%[297] - 休斯顿电力2022年第一季度末计量客户总数2673393户，较2021年同期的2615917户增长2%[297] 天然气业务数据 - 2022年第一季度，天然气业务净收入为3.98亿美元，较2021年同期增加1.69亿美元[275] - 2022年第一季度，天然气业务总吞吐量为2600亿立方英尺，较2021年同期下降5%[291] - 2022年第一季度末，天然气业务计量客户总数为422.35万户，较2021年同期下降10%[291] CERC业务数据 - CERC 2022年第一季度总收入13.85亿美元，较2021年同期的11.77亿美元增加2.08亿美元[302] - CERC 2022年第一季度净收入5.54亿美元，较2021年同期的1.51亿美元增加4.03亿美元[302] - CERC 2022年第一季度总吞吐量164Bcf，较2021年同期的180Bcf下降9%[302] - CERC 2022年第一季度末计量客户总数3141433户，较2021年同期的3624846户下降13%[302] - CERC 2022年第一季度加热度日数为10年平均水平的117%，较2021年同期的102%增长15%[302] 财务指标差异 - 2022年第一季度与2021年同期相比，CERC收入减成本的总差异为 - 2500万美元，运营和维护总差异为1100万美元，折旧和摊销总差异为800万美元，非所得税总差异未提及，出售收益为5.57亿美元，利息费用和其他财务费用为300万美元[304] 现金流量情况 - 2022年第一季度与2021年同期相比，CenterPoint Energy、Houston Electric和CERC经营活动提供的现金分别为5.8亿美元、7300万美元和3.47亿美元，投资活动使用的现金分别为 - 19.34亿美元、8.48亿美元和 - 18.6亿美元，融资活动使用的现金分别为26.21亿美元、 - 6.64亿美元和22.11亿美元[309] - 2022年第一季度与2021年同期相比，CenterPoint Energy经营活动现金增加的主要原因是净监管资产和负债的变化为24.32亿美元，投资活动现金增加的主要原因是出售股权证券所得为7.02亿美元和资产剥离所得为20.6亿美元，融资活动现金减少的主要原因是商业票据未偿还额的净变化为 - 19.79亿美元和长期债务未偿还额的净变化为 - 27.28亿美元[309][310][312] - 2022年第一季度与2021年同期相比，CenterPoint Energy经营活动现金增加的其他原因包括调整非现金项目后净收入的变化为 - 2.48亿美元、营运资金的变化为 - 2600万美元、未合并附属公司收益权益的变化为1.08亿美元等[309] - 2022年第一季度与2021年同期相比，Houston Electric投资活动现金增加的主要原因是应收附属公司票据的净变化为3.11亿美元[310] - 2022年第一季度与2021年同期相比，CERC融资活动现金减少的主要原因是商业票据未偿还额的净变化为 - 10.02亿美元和长期债务未偿还额的净变化为 - 21.24亿美元[312] 资本支出与计划 - 公司预计2022年剩余九个月的资本支出分别为CenterPoint Energy 29.86亿美元、Houston Electric 14.75亿美元和CERC 11.82亿美元，证券化债券的预定本金支付为1.82亿美元，养老金计划和其他退休后计划的最低缴款分别为1100万美元、100万美元和300万美元，移动发电的融资租赁为3.47亿美元[313] 表外安排 - 除Houston Electric为CenterPoint Energy的免税长期债务发行的一般抵押债券和担保外，公司没有表外安排[314] 项目建设与收购 - 2021年2月9日，Indiana Electric与Capital Dynamics的子公司签订协议，计划收购300兆瓦太阳能阵列项目，后因成本上升等原因计划将项目规模缩减至约200兆瓦，预计2023年投入使用[317] - 2021年6月17日，Indiana Electric申请建设两台天然气燃烧涡轮机以取代部分现有燃煤发电舰队，预计成本3.34亿美元，总输出460兆瓦，预计2025年第一季度投入运营[318] - 印第安纳电力申请购买185兆瓦和150兆瓦太阳能电力，分别来自Oriden LLC和Origis Energy USA Inc.，预计2023年投入使用[319] 业务协议与营收调整 - 休斯顿电力2021年签订两份临时应急电力租赁协议，截至2022年3月31日，一份从220兆瓦减至92兆瓦，另一份交付253兆瓦，截至2021年12月31日交付125兆瓦，申请回收约2亿美元递延成本，年营收增加约6000万美元[323] - CERC 2021年11月申请明尼苏达州基本费率案，寻求约6700万美元营收增长，要求10.2%的净资产收益率和7.06%的总回报率，基于约18亿美元的总费率基数，临时费率增加约5200万美元，最终和解方案为4850万美元营收增长和6.65%的总回报率[325] - CERC预计2022年提交创新计划，创新计划的最高允许成本将从该州公用事业收入的1.75%开始，到2033年可能增至4%[327] - 休斯顿电力DCRF申请基于2019年1月1日至2021年12月31日配电投资资本净变化超10亿美元及2021年约2亿美元移动发电设施，请求整体营收增加1.46亿美元，提议生效日期为2022年9月1日[331] - 休斯顿电力TCOS申请基于5.74亿美元的投资资本净变化，申请金额为6400万美元[331] - CERC GRIP申请基于2021日历年2.13亿美元的投资资本净变化，申请金额为3400万美元[331] - CERC密西西比州RRA申请基于9.568%的净资产收益率和2021年测试年调整后7.74%的净资产收益率，营收增加约300万美元，临时增加约100万美元于2022年5月31日实施[331] - 中心点能源俄亥俄州DRR申请为2021年投资增加6300万美元费率基数，反映当前营收每年增加900万美元[331] - 印第安纳电力TDSIC申请增加4200万美元费率基数，反映当前营收每年增加300万美元，80%的营收要求包含在请求的费率增加中，20%递延至下一个费率案[334] 减排目标与投资计划 - 拜登宣布到2035年全经济范围温室气体减排50%、实现100%无碳电力的目标，公司宣布到2035年实现范围1和范围2净零排放，范围3减排20% - 30%[339] - 2020年6月，印第安纳电力确定首选发电资源，将730兆瓦燃煤发电设施替换为含太阳能和风能的可再生能源[344] - 2021年9月宣布的10年资本计划中，公司预计在清洁能源投资和支持方面支出超30亿美元[344] 循环信贷额度情况 - 截至2022年3月31日，公司循环信贷额度总计约40亿美元[349] - 截至2022年4月20日，公司循环信贷额度使用情况：中心点能源24亿美元额度中使用1100万美元和4.43亿美元商业票据，加权平均利率0.70%；另一笔4亿美元额度中使用2.45亿美元商业票据，加权平均利率0.62%；休斯顿电力3亿美元额度未使用；CERC 9亿美元额度中使用9600万美元商业票据，加权平均利率0.60%[349] 临时投资情况 - 截至2022年4月20日，公司无临时投资[354] 资金池活动 - 截至2022年4月20日，中心点能源资金池活动中，休斯顿电力投资1.45亿美元，加权平均利率0.67%[356] 信用评级 - 穆迪、标普和惠誉对公司各主体信用评级：中心点能源高级无担保债务评级Baa2、BBB、BBB，展望均稳定；休斯顿电力高级有担保债务评级A2、A、A，展望稳定；CERC高级无担保债务评级A3、BBB+、A - ，展望稳定[357] 注册声明 - 2020年5月29日，公司向SEC提交联合暂搁注册声明，将于2023年5月29日到期[352][353] 资金池资金需求 - 公司参与资金池，中心点能源和CERC资金池净资金需求预计分别通过循环信贷额度借款或商业票据销售满足[355] 信用评级风险 - 若CERC Corp.信用评级低于适用门槛，截至2022年3月31日可能需提供高达2.03亿美元现金或其他抵押品[361] 税务风险 - 若2022年3月31日所有ZENS换为现金，需支付约5.75亿美元递延税；若出售所有ZENS相关证券，按2022年税率需支付约1.24亿美元资本利得税[362] 债务违约风险 - 借款人或其重要子公司对超过1.25亿美元的债务违约，将导致其信贷安排或定期贷款协议违约[363] 利率风险 - 截至2022年3月31日和2021年12月31日，CenterPoint Energy浮动利率债务分别为21亿美元和45亿美元；若浮动利率从2022年3月31日起提高10%，年利息支出将增加约200万美元[377] - 截至2022年3月31日和2021年12月31日，CenterPoint Energy未偿还固定利率债务本金分别为118亿美元和117亿美元，公允价值分别为120亿美元和130亿美元；若利率从2022年3月31日起下降10%，公允价值将增加约4.43亿美元[378] - 截至2022年3月31日，ZENS债务部分为900万美元，若利率从该日起下降10%，公允价值将增加约100万美元；衍生品部分负债为7.97亿美元，若无风险利率从该日起提高10%，公允价值将减少约100万美元[380] 股票市值风险 - CenterPoint Energy持有1020万股AT&T普通股、90万股Charter普通股和250万股WBD普通股，若这些股票市值从2022年3月31日起下降10%，净损失将少于100万美元[381][383] 能源衍生品资产 - 截至2022年3月31日，CenterPoint Energy印第安纳州公用事业天然气业务非交易能源衍生品资产公允价值为3900万美元[384] 天然气采购价格锁定 - CenterPoint Energy印第安纳州公用事业天然气业务有权锁定高达50%的年度天然气采购价格，期限最长10年[384] 业务退出 - 2008年，PUCO批准CenterPoint Energy退出俄亥俄州天然气服务领域的商业业务[385]