业绩总结 - 2021年非GAAP公用事业每股收益为0.27美元，2021年全年为1.27美元[8] - 2021年GAAP每股收益为第四季度1.01美元，全年2.28美元[11] - 2021年非GAAP每股收益为1.64美元，较2020年的1.40美元增长17%[21] - 预计2022年非GAAP每股收益指导范围为1.36至1.38美元[10] - 预计2024年前每年非GAAP每股收益增长8%[22] 用户数据 - 2021年电力部门客户增长2%，达到2,814,859户[24] - 2021年天然气部门客户增长1%，达到4,727,030户[24] 资本支出与投资计划 - 2021年资本支出增加约1亿美元，2022年加速资本支出为2亿美元，主要用于移动发电的加速部署[8] - 2021年总资本支出约为36亿美元，2022年预计为40亿美元，五年计划为192亿美元，十年计划超过400亿美元[15] - 电力部门2021年资本支出约为21亿美元，2022年预计为24亿美元，五年计划为112亿美元，十年计划超过230亿美元[15] - 天然气部门2021年资本支出约为14亿美元，2022年预计为14亿美元，五年计划为76亿美元，十年计划超过160亿美元[15] 未来展望与战略 - 计划在2022年底之前完全退出中游业务，2021年已售出75%的ET普通股和50%的ET系列G优先股[9] - 预计2021年至2025年的五年资本计划为192亿美元，十年资本计划超过400亿美元[7] - 计划到2035年实现净零范围1排放，目标比同行平均水平提前近15年[7] 负面信息 - 2021年冬季风暴乌里造成的未回收天然气成本在阿肯色州和俄克拉荷马州的余额为3.98亿美元，预计通过融资订单在2022年中期进行证券化[17] - 2021年第四季度，因Enable与Energy Transfer合并产生的损失为547百万美元，影响稀释每股收益0.86美元[25] - 2021年第四季度，ZENS相关的公允价值变动损益中，股权证券的净损失为71百万美元，影响稀释每股收益0.11美元[25] 财务指标与评估 - 公司在财务表现评估中使用非GAAP收入、公共事业每股收益（Utility EPS）和长期资金运营（FFO）等指标[33] - 公司管理层认为，非GAAP财务指标能够增强投资者对CenterPoint Energy整体财务表现的理解[33] - 公司在财报中提到，非GAAP财务指标可能与其他公司使用的非GAAP财务指标有所不同[33] - 公司在财务报告中强调，非GAAP财务指标应作为GAAP财务指标的补充，而非替代[33]

财务数据和关键指标变化 - 2021年全年GAAP EPS为2.28美元，第四季度为1.01美元，其中包括Enable和Energy Transfer合并带来的约5.5亿美元税后净收益，部分被能源转移证券出售损失抵消 [30] - 2021年第四季度非GAAP EPS为0.36美元，2020年第四季度为0.29美元，2021年第四季度非GAAP EPS由0.27美元的公用事业收益和0.09美元的中游业务收益组成 [31] - 2021年全年公用事业EPS为1.27美元，较2020年增长8.5%，为行业领先水平 [7][12] - 公司重申2022年非GAAP EPS指引为1.36 - 1.38美元，中点较2021年增长8%，2022 - 2024年目标为每年实现8%的非GAAP EPS增长，2024 - 2030年为6% - 8%的中高端增长 [12][32][34] - 2021年资本支出为36亿美元，比9月分析师日预计的多1亿美元 [34] - 2022年资本支出指引提高至40亿美元，原计划为38亿美元，年底费率基数指引增加3亿美元至200亿美元 [17][37] - 五年资本支出计划从180亿美元以上增加到192亿美元 [18][38] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2021年电力客户增长2%，天然气客户增长1% [8] - 2021年可控运营与维护成本减少1%，公司计划在10年计划中实现运营与维护成本年均降低1% - 2% [8] - 出售阿肯色州和俄克拉荷马州的天然气地方配送公司（LDC）业务后，费率基数中电力业务占比超过60% [10] 各个市场数据和关键指标变化 无 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司专注成为纯受监管公用事业公司，退出中游业务，出售70%的Energy Transfer权益和阿肯色州及俄克拉荷马州的天然气LDC业务 [9][10] - 2021年推出新的ESG战略，目标是到2035年实现直接排放净零，获得Sustainalytics评级显著提升，处于公用事业行业前四分之一 [11] - 未来五年资本支出计划超180亿美元，十年超400亿美元，用于支持增长、弹性和安全，已确定额外资本机会，将五年计划提高到192亿美元 [16][18] - 与休斯顿市合作开展“Resilient Now”战略电力弹性倡议，制定主能源计划，包括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 [21][22] - 继续推进印第安纳州从煤炭发电向可再生能源的转型计划，目标是拥有50%的可再生能源发电需求，通过购电协议签订另外50%，并拥有简单循环天然气发电厂以保障可靠性 [43] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司连续七个季度业绩改善，执行9月分析师日制定的战略，2021年实现行业领先的公用事业EPS增长和费率基数增长 [24] - 公司有望成为优质公用事业公司，持续实现战略目标，未来将在无中游业务帮助的情况下实现非GAAP EPS增长 [25][26] - 公司流动性强劲，通过战略交易偿还债务，降低母公司层面债务，目标是到2022年底将母公司层面债务降至约20% [52][51] - 随着全州证券化的实施，穆迪已将CERC的展望调整为稳定，所有评级实体在三大机构的展望均为稳定 [54] 其他重要信息 - 本季度是公司讨论公用事业EPS的最后一个季度，2022年起将发布合并基础上的非GAAP EPS指标 [3][4] - 公司采购500兆瓦移动发电容量，价值约7亿美元，分布在2021 - 2022年，预计2022 - 2023年通过DCRF文件开始成本回收，2023年9月全部计入费率并获得股权回报 [36][38][39] - 公司在明尼苏达州进行全面费率案例，乐观预计在4月证据听证会前达成和解，该州所有天然气公用事业公司有关于冬季风暴增量天然气成本审慎性的单独文件待处理 [45] - 德克萨斯州铁路委员会发布全州证券化债券融资命令，预计将100%回收去年冬季风暴产生的11亿美元天然气成本及相关成本，债券预计在2022年年中前发行 [46] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 2022 - 2024年是否还有更多资本支出加速机会，休斯顿主能源计划的支出是否为增量支出 - 休斯顿“Resilient Now”机会很好，但处于早期阶段，需完成主能源计划，预计在今年下半年完成，该计划将确定增量资本；公司有10亿美元储备资本可用于支出或加速支出 [57][58][59] 问题2: 主能源计划的时间表，以及是否仍坚持无需股权融资来支持增量资本支出 - 公司目前不需要股权融资来支持资本加速或增量支出，有其他选择，如继续出售天然气LDC业务 [61][62] 问题3: 完全退出中游业务后，信用评级阈值可能会发生什么变化 - 目前穆迪的降级阈值为14%，公司强烈主张降至13%，与双燃料同行一致；主张降低降级阈值并非用于融资，而是为信用指标提供缓冲 [64][65] 问题4: 休斯顿“Resilient Now”计划是否会促使公司出售天然气LDC业务 - 目前处于早期阶段，公司不会提前确定方向，天然气LDC业务规模多样，是增加资本支出的一个好选择 [66][67] 问题5: 对印第安纳州发电计划获批的信心如何 - 公司对此非常乐观，认为计划平衡了利益相关者的利益，得到了工业客户的支持，预计今年各阶段申请将陆续获批 [69][70] 问题6: 主能源计划将评估哪些内容，初始提交后是否会有后续计划更新 - 主能源计划关注休斯顿及周边地区未来电网需求，包括应对增长、恶劣天气、电动汽车基础设施和社会社区需求，将推动投资机会，确保不影响电费 [72][73][74] 问题7: 出售剩余Energy Transfer股份的时间安排和限制条件 - 12月市场发售的锁定期于2月初到期，公司可自由交易剩余股份，有多种处置方式，将在年底前完成退出 [76][77] 问题8: 明尼苏达州《天然气创新法案》对计划的影响 - 公司将于年中提交相关计划，绿色氢试点项目即将上线，短期内不会成为资本支出的主要驱动因素，但在10年资本支出计划后期有机会，公司将谨慎发展，确保成本效益 [80][81] 问题9: 休斯顿主能源计划的近期机会如何，影响会持续多久 - 休斯顿地区停电一天将损失14亿美元GDP，主能源计划旨在提供更具弹性的经济，支持电动汽车采用，解决社会公平问题；公司在输电和变电站方面取得进展，配电系统有很大提升空间，计划将是一个长达十年的项目，预计年底公布 [84][88][89] 问题10: 德克萨斯州电力传输将清洁能源引入负荷中心的机会和挑战 - 公司服务区域占德州地理面积2.5%，但占电力负荷近四分之一，充足的输电至关重要；目前可再生能源更多建在服务区域内，德州公共事业委员会也在关注向高需求地区输电；今年有4.4吉瓦可再生项目接入休斯顿市附近系统，还有14吉瓦拟议项目排队，公司认为发电互联和长输电线路将分别成为短期和长期增长驱动力 [92][93][97] 问题11: 公司与德州公共事业委员会关于输电需求的对话是否令人鼓舞 - 公司对此表示肯定 [98] 问题12: 德州移动发电成本通过DCRF回收的时间 - 2022年9月DCRF文件将包含2亿美元，开始获得股权回报，2023年9月剩余5亿美元计入费率并获得回报 [99] 问题13: 是否有计划将ZENS证券变现，公司在预测期内是否仍持有该证券 - ZENS证券是20世纪90年代末的税收递延策略，公司按市值计价，排除市值波动影响；证券与债务相抵，递延税单将于2029年到期，公司正在寻找变现投资、偿还债务和解决递延税负债的方法 [101][102] 问题14: 2022年非GAAP EPS指引范围的驱动因素与之前相比有无变化 - 这是为了简化财务报告，公司仍重申基于公用事业板块的8%增长，排除能源转移相关收益实际上是净利好，公司希望市场关注公用事业业务的核心盈利能力 [104] 问题15: 如何看待未来五年内实际ROE与允许ROE的关系 - 公司有机会缩小实际ROE与允许ROE的差距，在一些较大司法管辖区，实际ROE略低于允许ROE，但通过线下活动弥补；随着公司专注于各司法管辖区实现允许ROE和降低企业管理费用，未来五年盈利增长情况有望改善 [106][107]

浮动利率债务情况 - 截至2021年12月31日和2020年，CenterPoint Energy浮动利率债务分别为45亿美元和24亿美元，若浮动利率从2021年12月31日水平提高10%，其利息费用每年将增加约200万美元[519] - 截至2021年12月31日和2020年，CERC浮动利率债务分别为19亿美元和3.47亿美元，若浮动利率从2021年12月31日水平提高10%，其利息费用每年将增加约100万美元[520] 固定利率债务情况 - 截至2021年12月31日和2020年，CenterPoint Energy固定利率债务本金分别为117亿美元和111亿美元，公允价值分别为130亿美元和129亿美元，若利率从2021年12月31日水平下降10%，其公允价值将增加约3.59亿美元[521] - 截至2021年12月31日和2020年，Houston Electric固定利率债务本金分别为55亿美元和51亿美元，公允价值分别约为63亿美元和60亿美元，若利率从2021年12月31日水平下降10%，其公允价值将增加约2.14亿美元[522] - 截至2021年12月31日和2020年，CERC固定利率债务本金分别为25亿美元和21亿美元，公允价值分别为28亿美元和25亿美元，若利率从2021年12月31日水平下降10%，其公允价值将增加约7100万美元[523] ZENS债务及衍生品情况 - 2021年12月31日，ZENS债务组成部分为1000万美元，若利率从2021年12月31日水平下降10%，其公允价值将增加约100万美元；若无风险利率从2021年12月31日水平提高10%，衍生品组成部分负债公允价值将减少约100万美元[525][527] 股票投资风险情况 - CenterPoint Energy持有1020万股AT&T普通股、90万股Charter普通股、5100万股Energy Transfer普通股和20万股Energy Transfer G系列优先股，若这些股票市值从2021年12月31日水平下降10%，净损失将少于100万美元[528] 非交易能源衍生品资产情况 - 截至2021年12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1400万美元，由监管资产抵消[529] 融资能力风险情况 - 若无法以可接受条款安排未来融资，公司为资本支出融资或为未偿债务再融资的能力可能受限[38] 应收账款风险情况 - 休斯顿电力应收账款主要集中在少数零售商，付款延迟或违约可能对其财务状况、经营成果和现金流产生不利影响[41]

业绩总结 - 2021年第三季度非GAAP每股收益为0.33美元，其中公用事业业务贡献0.25美元[8] - 2021年第三季度的GAAP每股收益为0.32美元[10] - 2021年迄今的非GAAP每股收益为1.28美元[11] - 2021年第三季度合并收入为190百万美元，稀释每股收益为0.32美元[19] - 公司在2021年截至9月30日的合并收入为693百万美元，稀释每股收益为1.25美元[20] 用户数据 - 2021年第三季度住宅电力客户数量为2,800,548，同比增长2%[18] - 2021年第三季度电力总发电量为31,178 GWh，同比增长6%[18] - 2021年第三季度天然气总吞吐量为96 Bcf，同比下降6%[18] 未来展望 - 将2021年公用事业每股收益指引上调至1.26-1.28美元，这是今年的第三次上调[8] - 预计2022年公用事业每股收益将达到1.36-1.38美元，2024年前年均增长率为8%[8] - 预计通过战略性收益回收超过30亿美元，计划在2030年前不进行外部股权发行[9] - 公司预计到2035年实现净零直接排放的目标，比同行平均水平提前近15年[6] 资本支出与投资 - 资本计划增加至超过180亿美元，五年内的资本支出计划为180亿美元以上[6] - 2021年第三季度电力部门资本支出为444百万美元，年初至今为1,364百万美元，预计2021财年为2,040百万美元[12] - 自然气部门2021年第三季度资本支出为359百万美元，年初至今为900百万美元，预计2021财年为1,380百万美元[12] - 2021年第三季度总资本支出为814百万美元，年初至今为2,296百万美元，预计2021财年为3,450百万美元[12] 收入增长与费率案件 - 印第安纳州南部的费率案件批准了2050万美元的收入增加，投资回报率为9.7%[13] - 明尼苏达州的费率案件申请了6710万美元的收入增加，投资回报率为10.2%[13] 负面信息 - 市场证券的净损失为31百万美元，稀释每股收益影响为-0.05美元[20] - 与早期债务清偿相关的成本为27百万美元，稀释每股收益为0.04美元[20]

财务数据和关键指标变化 - 2021年第三季度GAAP每股收益为0.32美元，2020年第三季度为0.13美元；非GAAP每股收益为0.33美元，2020年第三季度为0.34美元；公用事业每股收益为0.25美元，中游投资贡献0.08美元 [25] - 2021年前9个月已实现全年公用事业每股收益指引的近80%，现将2021年公用事业每股收益指引提高至1.26 - 1.28美元，2022年提高至1.36 - 1.38美元，2022 - 2024年目标年增长率为8%，2025 - 2030年预计达到6% - 8%区间的中高端 [11][27] - 截至9月1日，公司B系列优先股转换为3600万股普通股，预计对收益无影响，未来仅因股息再投资或激励计划使股份数量适度增加 [28] - 公司目前流动性为18亿美元，包括短期信贷额度下的可用借款和不受限制的现金 [30] 各条业务线数据和关键指标变化 - 电力业务方面，2021年第三季度休斯顿少73个冷却度日，每个高于正常水平的冷却度日对休斯顿电力业务约有每日7万美元的影响 [26] - 天然气业务方面，截至目前公司在各司法管辖区约60%的天然气采购已套期保值，多数司法管辖区锁定的天然气加权平均成本在每百万英热单位3美元的中高位 [41] 各个市场数据和关键指标变化 无 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司制定首个10年计划，目标为股东实现可持续盈利增长，为客户提供可持续、有弹性且负担得起的费率，为社区环境带来可持续积极影响 [6] - 公司计划成为纯受监管公用事业公司，预计年底完成Enable合并，随后出售中游股权，预计2022年底完全退出中游领域 [8] - 公司资本投资倾向于电力业务，未来将继续向该方向发展，但未给出具体比例预测 [45] - 公司目标到2035年实现直接排放净零，持续建设可再生能源是实现该目标的关键驱动力 [19] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司新领导团队每个季度都达到或超过季度公用事业每股收益和股息预期，2020年和2021年均提高年度公用事业每股收益指引，对团队实现增长目标有信心 [7] - 公司认为自身发展势头良好，有很多顺风因素，未来将继续以每年8%的速度增长 [38] - 尽管面临供应链问题和劳动力成本上升压力，但公司有信心实现资本计划 [50] 其他重要信息 - 飓风尼古拉斯袭击德州墨西哥湾沿岸，公司休斯顿电力47万客户停电，3天内恢复95%电力，5天内整个系统恢复供电 [10] - 公司因近期天气事件资本支出计划略有延迟，但有追赶计划，预计2022年初弥补缺口 [14][30] - 公司致力于持续改进成本管理，目标是平均每年降低1% - 2%的运营和维护成本，今年已实现部分改进效益 [15] - 公司运营地区有有机增长，电力客户年同比增长约2%，天然气客户增长1% [17] - 公司在印第安纳州获得太阳能发电项目的CPCN批准，预计2022年第二或第三季度获得天然气CT厂的CPC决定，第三季度获得增量太阳能PPA的决定 [18] - 公司在德州就天然气成本证券化达成和解，预计年底获得融资命令，明年年中收到款项；在明尼苏达州9月开始回收成本，并提出替代费率稳定计划 [20][21] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司未来是处于稳定状态还是会继续提高指引？ - 公司目前发展势头良好，正从转型期向优质公用事业公司转变，未来每年将比上一年增长8% [38] 问题2: 对天然气价格下降的看法及对客户费率的影响？ - 天然气价格期货曲线开始下降，但公司有有机增长和运营维护方面的应对措施，可抵消部分影响；公司各司法管辖区约60%的天然气采购已套期保值，多数司法管辖区锁定的天然气加权平均成本在每百万英热单位3美元的中高位，对即将到来的冬季有较好准备 [40][41] 问题3: 公司电力与天然气业务贡献的目标比例及实现时间，以及增加资本支出的影响因素？ - 公司战略倾向于电力业务，因煤炭转型会吸收大量资本，若有其他机会，剩余天然气LDC资产可作为流动性来源；增加资本支出的因素包括德州立法新工具的最终确定和找到足够的劳动力、零部件和库存等 [45][46] 问题4: 当前环境下执行资本支出计划是否有挑战，以及出售中游业务单位是否有数量限制？ - 公司面临供应链问题和劳动力成本上升压力，但有信心实现资本计划，已采取措施确保施工人员和长周期物品的供应；出售中游业务单位无直接限制，交易完成后可与Energy Transfer协调进行市场发售，也可逐步出售 [50][54] 问题5: 对ET交易时间线有信心的原因，以及替代稳定计划的机制和反馈？ - 公司观察到Energy Transfer与FTC的沟通进展，对第四季度完成交易有信心；替代稳定计划基于明尼苏达州上次费率案例的和解条款，旨在改善天然气系统安全的同时，减轻对客户的费率影响，目前与利益相关者的沟通尚处于早期阶段 [58][61] 问题6: 印第安纳州太阳能项目75/25的比例是否为未来目标，以及如何确定该比例？ - 公司在煤炭转型计划的第一阶段，可再生能源部分目标是50%自有、50%通过PPA合同；最初提交的太阳能项目是75%自有、25%PPA，第三季度又提交了100%PPA的太阳能项目 [68] 问题7: 联邦立法草案对公司的影响，包括税收政策和清洁能源支持？ - 从可再生能源和ESG方面看，联邦立法草案支持公司发展方向，但目前不会加速或减速公司计划；公司是联邦现金纳税人，有效现金税率在8% - 10%，最低15%的税收会带来一定影响，但不构成资本支出计划的障碍 [71][73]

公司战略与目标 - 公司宣布到2035年实现范围1和范围2排放净零目标，范围3排放减少20% - 30%[309] - 公司计划到2035年将范围1和范围2的排放量减少20% - 30%[409] - 公司未来10年资本支出计划超400亿美元，其中清洁能源投资和支持方面预计超30亿美元[370] - 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[413] - 公司计划2022年完全退出中游投资可报告板块[434] 公司业务出售与交易 - 2021年4月29日，公司子公司签订协议以21.5亿美元现金出售阿肯色州和俄克拉荷马州天然气业务[310] - 2021年4月29日，公司子公司CERC Corp.签订资产购买协议，以21.5亿美元现金出售阿肯色州和俄克拉荷马州的天然气业务，包括约4.25亿美元风暴相关增量天然气成本[433] - 2021年9月21日，CNP Midstream签订远期销售协议，将交付5000万股Energy Transfer普通股[313] - 2021年9月21日，CNP Midstream签订远期销售协议，待Enable合并完成后交付5000万个Energy Transfer普通股单位[434] - 公司子公司CERC Corp.于2021年8月31日完成向Last Mile Energy出售MES[435] 公司治理结构变化 - 2021年7月22日，公司宣布实施新的独立董事会领导和治理结构并任命新主席[317] 各业务线收入数据 - 2021年第三季度，电力业务收入1.85亿美元，天然气业务收入500万美元，总公用事业运营收入1.9亿美元[321] - 2021年前三季度，电力业务收入3.85亿美元，天然气业务收入3.08亿美元，总公用事业运营收入6.93亿美元[321] - 电力业务板块前三季度营收28.23亿美元，去年同期为26亿美元，增长2.23亿美元[334] - 天然气业务板块前三季度营收30.22亿美元，去年同期为25.29亿美元，增长4.93亿美元[339] - 2021年第三季度总收入87400万美元，2020年同期为82800万美元，增加4600万美元；2021年前九个月总收入23.44亿美元，2020年同期为21.82亿美元，增加1.62亿美元[345] - 2021年前三季度与2020年同期相比，总收入增加3.18亿美元，从19.2亿美元增至22.38亿美元[351] 可分配给普通股股东的收入变化 - 2021年第三季度，公司可分配给普通股股东的收入较2020年增加1.26亿美元[322] - 2021年前三季度，公司可分配给普通股股东的收入较2020年增加18.5亿美元[327] - 排除特定项目后，2021年第三季度公司可分配给普通股股东的收入较2020年增加100万美元[324] - 排除特定项目后，2021年前三季度公司可分配给普通股股东的收入较2020年增加1.21亿美元[328] 各业务线运营与利润数据 - 电力业务板块前三季度运营收入6.12亿美元，去年同期为3.74亿美元，增长2.38亿美元[334] - 电力业务板块前三季度净利润3.85亿美元，去年同期为1.6亿美元，增长2.25亿美元[334] - 天然气业务板块前三季度运营收入4.42亿美元，去年同期为3.82亿美元，增长0.6亿美元[339] - 天然气业务板块前三季度净利润3.08亿美元，去年同期为2.29亿美元，增长0.79亿美元[339] - 2021年第三季度总费用6.42亿美元，2020年同期为5.96亿美元，增加4600万美元；2021年前九个月总费用18.35亿美元，2020年同期为17.16亿美元，增加1.19亿美元[345] - 2021年第三季度运营收入2.32亿美元，与2020年同期持平；2021年前九个月运营收入5.09亿美元，2020年同期为4.66亿美元，增加4300万美元[345] - 2021年第三季度持续经营业务税前收入1.85亿美元，2020年同期为1.83亿美元，增加200万美元；2021年前九个月持续经营业务税前收入3.67亿美元，2020年同期为3.24亿美元，增加4300万美元[345] - 2021年第三季度净收入1.51亿美元，2020年同期为1.57亿美元，减少600万美元；2021年前九个月净收入3.07亿美元，2020年同期为2.77亿美元，增加3000万美元[345] - 2021年前三季度与2020年同期相比，营业利润增加4200万美元，从2560万美元增至2980万美元[351] - 2021年前三季度与2020年同期相比，持续经营业务的净利润增加6600万美元，从1420万美元增至2080万美元[351] - 2021年前三季度与2020年同期相比，净收入增加1.32亿美元，从亏损7600万美元转为亏损100万美元[351] 各业务线吞吐量数据 - 电力业务板块居民吞吐量前三季度为25567GWh，去年同期为26113GWh，下降2%[334] - 天然气业务板块居民吞吐量前三季度为175Bcf，去年同期为157Bcf，增长11%[339] - 2021年第三季度居民吞吐量10723GWh，2020年同期为11237GWh，下降5%；2021年前九个月居民吞吐量24448GWh，2020年同期为25028GWh，下降2%[345] - 2021年第三季度总吞吐量29318GWh，2020年同期为28031GWh，增长5%；2021年前九个月总吞吐量74453GWh，2020年同期为71293GWh，增长4%[345] - 2021年三季度与2020年同期相比，居民天然气吞吐量下降7%，从14 Bcf降至13 Bcf[351] - 2021年三季度与2020年同期相比，商业和工业天然气吞吐量增长6%，从48 Bcf增至51 Bcf[351] - 2021年三季度与2020年同期相比，总天然气吞吐量增长3%，从62 Bcf增至64 Bcf[351] 客户数量数据 - 电力业务板块期末居民计量客户数为2480292户，去年同期为2420855户，增长2%[334] - 天然气业务板块期末居民计量客户数为4332079户，去年同期为4295169户，增长1%[339] - 2021年末居民计量客户数量为2345920户，2020年末为2291038户，增长2%；2021年末总计量客户数量为2646955户，2020年末为2586093户，增长2%[345] - 截至期末，居民计量客户数量增长1%，从3329032户增至3359891户[351] - 截至期末，商业和工业计量客户数量增长1%，从258660户增至260145户[351] 温度相关数据 - 2021年第三季度制冷度日数为101%（10年平均水平），2020年同期为106%，下降5%；2021年前九个月制冷度日数为103%，2020年同期为109%，下降6%[345] - 2021年前九个月供热度日数为105%（10年平均水平），2020年同期为68%，增长37%[345] - 2021年三季度与2020年同期相比，供暖度日数下降60%，从100%降至40%[351] CERC相关差异数据 - 2021年前三季度与2020年同期相比，CERC收入减成本的有利差异为800万美元[353] - 2021年前三季度与2020年同期相比，CERC运营和维护的不利差异为100万美元[353] - 2021年前三季度与2020年同期相比，CERC折旧和摊销的不利差异为400万美元[353] - 2021年前三季度与2020年同期相比，CERC非所得税的不利差异为100万美元[353] - 2021年前三季度与2020年同期相比，CERC出售MES的净收益为1100万美元[353] - 2021年前三季度与2020年同期相比，CERC利息费用和其他财务费用的有利差异为400万美元[353] - 2021年前三季度与2020年同期相比，CERC其他收入（费用）净额的不利差异为200万美元[353] 现金流量数据 - 2021年前三季度，CenterPoint Energy、Houston Electric和CERC经营活动产生的现金流量分别为-5.51亿美元、4.97亿美元和-14.66亿美元[358] - 2021年前三季度，CenterPoint Energy、Houston Electric和CERC投资活动使用的现金流量分别为-21.04亿美元、-11.04亿美元和-5.34亿美元[358] - 2021年前三季度，CenterPoint Energy、Houston Electric和CERC融资活动产生的现金流量分别为26.44亿美元、5.76亿美元和19.99亿美元[358] 冬季风暴相关成本 - 截至2021年9月30日，因2021年2月冬季风暴事件，公司在各州的估计增量天然气成本总计20.77亿美元，其中CERC为19.7亿美元[374,379,380] 项目建设与投资 - 印第安纳电力与Capital Dynamics合作，将在2023年底建成300兆瓦太阳能阵列并收购[381] - 印第安纳电力计划建设的天然气燃烧涡轮机设施估计成本3.23亿美元，预计2024年投入运营[382] - 印第安纳电力申请购买185兆瓦和150兆瓦太阳能电力，预计2023年投入使用[383] - 太空城太阳能输电互联项目输电线路估计资本成本在2300万美元至7100万美元之间[389] 费率案相关 - 印第安纳南方基本费率案获批增收2100万美元，基于9.7%的净资产收益率和5.78%的总体税后回报率[387] - 印第安纳北方基本费率案和解建议减收600万美元，基于9.8%的净资产收益率和6.16%的总体税后回报率[388] - 2019年CERC向MPUC申请约6200万美元收入增加，2021年获批3900万美元[393] - 2021年11月CERC再次申请约6700万美元收入增加，请求约5200万美元临时费率增加[397] - 休斯顿电气EECRF申请6300万美元，2021年9月和解减少31.5万美元[401] - 休斯顿电气TCOS基于8000万美元和1.66亿美元投资资本净变化调整[401] - FRP基于11.53%的股权收益率，收入减少1040万美元，初始条款于2021年9月终止[403] - GRIP基于1.97亿美元的投资资本净变化[403] - RSP（1）中，北路易斯安那州基于测试年和14.8%的调整后股权收益率减少100万美元，南路易斯安那州基于测试年和1.7%的调整后股权收益率增加800万美元[403] - RRA基于9.81%的股权收益率，收入增加约300万美元；PBRC基于7.49%的调整后股权收益率，收入增加约300万美元；OCC基于12.42%的调整后股权收益率，收入信贷约100万美元[403] - CSIA（印第安纳州）分别请求将费率基数增加1100万美元和3700万美元，分别反映当前收入每年减少100万美元和增加500万美元[403] - DRR请求将费率基数增加7100万美元，反映当前收入每年增加900万美元，每年的（超额/未收回）差异变化为500万美元[404] - TDSIC请求将费率基数增加2800万美元和3500万美元，均反映当前收入每年增加300万美元[404] - CECA通过非传统费率制定方法使当前收入每年增加800万美元[404] - ECA请求将费率基数增加3900万美元，反映当前收入每年增加200万美元[404] 法规与政策相关 - 2021年德州立法多项法案，包括改革ERCOT董事会、建立电网要求等[391] - 2021年明尼苏达州通过《天然气创新法案》，CERC预计2022年提交创新计划[398][399] - 创新计划最大允许成本从占州内公用事业收入的1.75%起，2033年可能增至4%[399] 公司应对措施 - 休斯顿电气临时短期租赁135兆瓦移动发电设备应对天气事件[392] 公司资金需求与信贷 - 公司预计2021年剩余三个月的现金需求将通过信贷安排借款、发行长期债务等方式满足[371] - 截至2021年9月30日，公司循环信贷额度总计约40亿美元[417] - 截至2021年10月21日，公司循环信贷额度使用情况为：中心能源24亿美元、中心能源（1）4亿美元、休斯顿电力3亿美元、CERC 9亿美元，总计40亿美元，已使用21.44亿美元[417] - 中心能源循环信贷额度借款加权平均利率为0.18%，中心能源（1）为0.17%，CERC为0.17%[417] 公司证券与注册声明 - 2020年5月29日，公司向美国证券交易委员会提交联合暂搁注册声明，将于2023年5月29日到期[420] 公司资金池与投资 - 截至2021年10月21日，公司无临时投资[421] - 截至2021年10月21日，中心能源资金池休斯顿电力投资（借款）为 - 1.33亿美元，加权平均利率为0.18%[424] 公司信用评级 - 中心能源高级无担保债务穆迪评级为Baa2，展望稳定；标普评级为BBB，展望稳定；惠誉评级为BBB，展望稳定[425] 信用评级影响 - 若信用评级被标普和穆迪下调一档，对四项循环信贷安排下的借款成本影响不大；若CERC Corp.信用评级低于适用门槛，可能需提供高达2.23亿美元现金或其他抵押品[427][428] 税务相关 - 若2021年9月30日所有Z

业绩总结 - 2021年第二季度非GAAP每股收益（EPS）为0.36美元，同比增长71.4%[7] - 2021年第二季度GAAP每股收益为0.37美元，非GAAP每股收益为0.36美元[12] - 2021年第二季度的天然气业务收入为3.6亿美元，电力业务收入为2.8亿美元[7] - 2021年第二季度公用事业运营的合并收入为1.99亿美元，非GAAP每股收益为0.33美元[16] - 2021年上半年公用事业运营的合并收入为5.03亿美元，非GAAP每股收益为0.84美元[18] 用户数据 - 2021年第二季度住宅电力客户数量为8,323，较2020年下降5%[15] - 2021年第二季度住宅天然气客户数量为4,334,297，较2020年增长1%[15] 未来展望 - 预计2021年至2025年非GAAP公用事业EPS年增长率为6%至8%[8] - 预计2021年到2025年每股收益指导为1.10至1.20美元[11] - 预计2021年到2025年资本支出机会为至少5亿美元[9] - 预计2021年公用事业每股收益将受到客户增长、使用情况和经济重启等因素的影响[25] 资本支出与成本 - 2021年资本支出计划为160亿美元，预计2021年到2025年年均增长率为10%[6] - 2021年第二季度的资本支出为8.81亿美元，年初至今为14.82亿美元[9] - 2021年到2025年可控运营和维护成本节省目标为超过1.1亿美元[11] 其他信息 - 冬季风暴Uri导致的天然气成本回收预计为11亿美元，预计在一年内回收约80%[10] - 2021年第二季度电力总吞吐量为26,886 GWh，同比增长11%[15] - 2021年第二季度天然气总吞吐量为118 Bcf，同比下降1%[15]

财务数据和关键指标变化 - 2021年第二季度Utility EPS为0.28美元，相比2020年同期的0.18美元有显著增长 [15] - 2021年上半年O&M成本节省超过4000万美元，占年度O&M成本的近3% [17] - 2021年全年Utility EPS指引上调至1.25至1.27美元，同比增长8%，处于6%至8%长期增长目标的高端 [14] - 2021年第二季度GAAP EPS为0.37美元，非GAAP EPS为0.36美元，相比2020年同期的0.11美元和0.21美元均有显著提升 [34] 各条业务线数据和关键指标变化 - 电力业务客户增长率为2%，天然气业务客户增长率为1% [19] - 2021年上半年资本投资约为15亿美元，全年预计投资34亿美元 [20] - 公司计划在未来5年内增加至少5亿美元的资本投资，主要用于提升电网的韧性和安全性 [40] 各个市场数据和关键指标变化 - 休斯顿服务区域持续30多年的增长，新屋开工率达到2005年以来的最高水平 [19] - 明尼苏达州通过《天然气创新法案》，允许公用事业公司投资于清洁能源技术，预计2022年提交首个创新计划 [29][30] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划在未来5年内投资160亿美元，主要用于受监管业务，资本支出计划增加25% [11] - 公司设定了10%的公用事业资产基础复合年增长率目标，高于行业平均的8% [11] - 公司计划在2021年9月的分析师日上公布长期业务计划、收益能力、财务指标和净零排放目标 [7] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对2021年的业绩表现感到满意，预计全年Utility EPS增长8%，并重申6%至8%的长期增长目标 [14] - 管理层认为公司已经克服了许多挑战，未来将利用有利的市场条件继续推动增长 [13] - 管理层对明尼苏达州的《天然气创新法案》表示赞赏，认为这将为公司提供更多的投资机会 [29] 其他重要信息 - 公司计划在2021年9月23日举办分析师日，届时将公布更多长期战略和投资计划 [7] - 公司正在推进天然气LDC的出售和退出中游投资的计划，预计将在2021年下半年完成 [26][27] 问答环节所有的提问和回答 问题: 关于德克萨斯州新增的5亿美元资本投资机会的时机和监管处理 - 管理层表示，这些投资机会中的一半将在未来两年内部署，另一半将在5年计划的后半段实施 [60] - 主要投资方向包括应急发电、电池存储和新的输电项目 [61][62] 问题: 关于资本支出计划的资金来源 - 管理层表示，新增的15亿美元资本支出将通过出售天然气LDC的额外收益和税收优化策略来融资，无需发行新股 [66][67] 问题: 关于明尼苏达州的《天然气创新法案》是否包含在新增资本支出中 - 管理层表示，新增的15亿美元资本支出不包括明尼苏达州的投资机会，未来可能会进一步增加 [72] 问题: 关于O&M成本节约的进展和2022年的展望 - 管理层表示，2021年的O&M成本节约目标为1%至2%，目前已经超额完成，并计划将2022年的部分工作提前到2021年 [74] - 公司正在通过持续改进计划进一步降低成本，例如整合Vectren公司的SAP平台和减少现场车辆调度 [75] 问题: 关于明尼苏达州的天然气成本回收进展 - 管理层表示，预计在风暴一周年之际回收80%的增量天然气成本，明尼苏达州的成本回收计划将在27个月内完成 [79][80] 问题: 关于新增资本支出对客户账单的影响 - 管理层表示，通过持续改进计划和有机增长，公司能够有效控制客户账单的上涨 [87] 问题: 关于明尼苏达州的《天然气创新法案》是否允许全额计入资产基础 - 管理层表示，该法案将为公司在明尼苏达州的公用事业提供额外的资产基础机会，用于投资清洁能源技术 [90]

公司业务出售与资产处置 - 公司通过子公司CERC Corp.以21.5亿美元现金出售其阿肯色州和俄克拉荷马州的天然气业务，其中包括约4.25亿美元的冬季风暴相关天然气成本回收[304] - 公司通过其子公司CERC Corp.以21.5亿美元现金出售了其阿肯色州和俄克拉荷马州的天然气业务，其中包括约4.25亿美元的与2021年2月冬季风暴相关的增量天然气成本[408] 冬季风暴事件影响 - 2021年2月冬季风暴事件导致天然气价格大幅上涨，休斯顿电力公司收入下降，坏账费用增加，并引发诉讼和政府调查[305][306] - CenterPoint Energy在2021年2月冬季风暴事件中，估计额外花费了21亿美元用于天然气供应，其中CERC花费了20亿美元[353] - CenterPoint Energy和CERC在2021年2月冬季风暴事件中产生的额外天然气成本，预计将通过客户回收机制逐步恢复，但回收时间尚不确定[355] - CenterPoint Energy在2021年2月冬季风暴事件中，阿肯色州的额外天然气成本为3.39亿美元，路易斯安那州为7400万美元[359] - CenterPoint Energy在2021年2月冬季风暴事件中，德克萨斯州的额外天然气成本为10.82亿美元，目前该成本已递延为监管资产[365] 财务表现与收入增长 - 公司2021年第二季度普通股股东可用收入增加1.62亿美元，主要由于2020年终止运营的亏损减少、2021年有利的所得税影响等因素[313][314] - 2021年上半年普通股股东可用收入增加17.24亿美元，主要由于2020年对Enable投资的减值、印第安纳电力公司商誉减值等因素[316] - 公司电力部门2021年第二季度收入增长8.9亿美元，同比增长10.5%，主要由于客户增长和天气条件有利[324] - 公司电力部门2021年上半年总吞吐量增长6%，达到48,127 GWh，其中住宅吞吐量基本持平[324] - 公司电力部门2021年第二季度住宅客户数量增长2%，达到2,464,358户，总客户数量增长2%，达到2,783,920户[324] - 公司2021年第二季度运营收入增加2,300万美元，主要由于折旧和摊销增加部分抵消了费率调整的积极影响[324] - 公司电力传输收入增加5900万美元，主要由于TCOS和TCRF以及费率设计变化的影响[326] - 公司客户增长8%，主要由于新增用户和市场需求增加[326] - 公司天然气业务收入增加9600万美元，同比增长14.9%，主要由于非体积性收入和其他收入增加[329] - 公司天然气业务运营收入增加2500万美元，同比增长37.9%，主要由于成本控制和效率提升[329] - 公司天然气业务净收入增加4400万美元，同比增长146.7%，主要由于税收优惠和运营效率提升[329] - 2021年第二季度总收入为7.86亿美元，同比增长9.2%[335] - 2021年第二季度净收入为1.03亿美元，同比增长18.4%[335] - 2021年第二季度运营收入为1.7亿美元，同比增长11.8%[335] - 2021年第二季度收入为5.74亿美元，同比增长18.8%（2020年为4.83亿美元）[341] - 2021年第二季度净收入为5800万美元，同比增长346.2%（2020年为1300万美元）[341] - 2021年第二季度运营收入为6400万美元，同比增长52.4%（2020年为4200万美元）[341] 客户与市场增长 - 公司电力部门2021年第二季度住宅客户数量增长2%，达到2,464,358户，总客户数量增长2%，达到2,783,920户[324] - 公司天然气业务住宅用户数量增加1%，达到4,334,297户，显示市场渗透率提升[329] - 公司天然气业务商业和工业用户数量减少2%，主要由于部分企业迁移或关闭[329] - 公司天然气业务总用户数量增加1%，达到4,676,260户，显示整体市场增长[329] - 2021年第二季度总用户数为2,634,108，同比增长3%[335] - 2021年第二季度住宅用户数量为3,360,374，同比增长1%（2020年为3,315,379）[341] - 2021年第二季度商业和工业用户数量为254,908，同比下降2%（2020年为260,222）[341] - 2021年第二季度总用户数量为3,615,282，同比增长1%（2020年为3,575,601）[341] 天气条件对业务的影响 - 公司2021年第二季度冷却度日数同比增长1%，加热度日数同比增长25%，表明天气条件对业务有显著影响[324] - 2021年第二季度冷却度日数为103%，与2020年同期持平[335] - 2021年第二季度加热度日数为142%，同比增长68%[335] - 2021年第二季度供暖度日数为10年平均的102%，同比增长16%（2020年为86%）[341] 资本支出与投资计划 - CenterPoint Energy预计2021年剩余六个月的资本支出为18.97亿美元，其中休斯顿电力部门预计支出8.94亿美元，CERC预计支出6.32亿美元[352] - CenterPoint Energy计划在2024年完成印第安纳州Posey县的460兆瓦天然气涡轮机建设，预计成本为3.23亿美元[370] - CenterPoint Energy计划在2023年提交印第安纳州南部的基准费率案件，预计收入增加2900万美元[374] - CenterPoint Energy计划通过证券化方式回收未来24个月内计划退役的发电设施的剩余账面价值和拆除成本[373] - 休斯顿电力公司申请建设345 kV输电线路，预计资本成本在2300万至7100万美元之间，具体取决于路线选择[376] - 休斯顿电力公司预计在2022年6月完成输电线路的建设并通电，前提是获得PUCT的批准[376] - 休斯顿电力公司与EDF Renewables签署标准发电互联协议，提供2300万美元的信用证作为输电线路项目的担保[376] 费率调整与收入申请 - 印第安纳北部分公司申请增加收入约2100万美元，基于10.15%的ROE和6.32%的税后回报率，总资本基础约为16.11亿美元[375] - 明尼苏达州CERC提交一般费率案件，申请增加收入约6200万美元，基于10.15%的ROE和7.41%的税后回报率，总资本基础约为13.07亿美元[379] - 印第安纳北部分公司与各方达成和解，建议减少收入600万美元，基于9.8%的ROE和6.16%的税后回报率[375] - 休斯顿电力公司申请调整其资本跟踪机制（TCOS和DCRF），并每年提交调整其EECRF的申请[384] - 阿肯色州CERC提交FRP申请，基于9.50%的ROE和50个基点的收益带，申请增加收入1300万美元[385] - 公司请求增加3700万美元的费率基础，反映当前收入每年增加500万美元，其中80%包含在请求的费率增加中，20%推迟到下一个费率案例[388] - 公司请求增加7100万美元的费率基础，反映当前收入每年增加900万美元，并包括每年500万美元的（超）/欠回收差异变化[388] - 公司请求增加2800万美元的费率基础，反映当前收入每年增加300万美元，其中80%包含在请求的费率增加中，20%推迟到下一个费率案例[388] - 公司通过非传统费率制定方法，反映当前收入每年增加800万美元，与2021年1月投入使用的50兆瓦通用太阳能阵列相关[388] - 公司请求增加3900万美元的费率基础，反映当前收入每年增加200万美元，其中80%包含在请求的费率增加中，20%推迟到下一个费率案例[388] - 公司请求增加3500万美元的费率基础，反映当前收入每年增加300万美元，其中80%包含在请求的费率增加中，20%推迟到下一个费率案例[388] 债务与融资 - 公司截至2021年6月30日的循环信贷额度总额约为40亿美元，截至2021年7月23日，已使用的额度为11亿美元[393] - 公司计划通过发行长期债务、商业票据、普通股等方式满足2021年剩余六个月的现金需求[356] - 公司参与了资金池，通过该资金池可以短期借款或投资，净资金需求预计通过循环信贷额度或商业票据销售来满足[399] - 如果CERC Corp.的信用评级降至适用阈值以下，可能需要提供高达2.85亿美元的现金或其他抵押品[404] - 如果所有ZENS在2021年6月30日被兑换为现金，公司将需要支付约4.89亿美元的递延税款[406] - 如果所有ZENS相关证券在2021年6月30日被出售，公司将需要支付约1.68亿美元的资本利得税[406] - 截至2021年6月30日，公司的浮动利率债务总额为36亿美元，如果浮动利率增加10%，年度利息支出将增加约180万美元[430] - 截至2021年6月30日，公司的固定利率债务总额为126亿美元，如果利率下降10%，这些工具的公平价值将增加约3.63亿美元[431] - CenterPoint Energy的浮动利率债务总额为36亿美元，如果浮动利率上升10%，年利息支出将增加约180万美元[430] - CenterPoint Energy的固定利率债务总额为126亿美元，如果利率下降10%，其公允价值将增加约3.63亿美元[431] - CenterPoint Energy的浮动利率债务在2021年6月30日为36亿美元，相比2020年12月31日的24亿美元有所增加[430] - CenterPoint Energy的固定利率债务在2021年6月30日的公允价值为141亿美元，相比2020年12月31日的129亿美元有所增加[431] 商誉与资产减值 - 公司持有的天然气报告单位的商誉为4.03亿美元，CERC持有的商誉为1.46亿美元，这些资产在2021年6月30日被分类为待售资产[421] - 公司未在2021年6月30日进行任何商誉减值测试，下一次年度商誉减值测试将在2021年第三季度进行[425] 碳排放与环保目标 - 公司宣布了企业碳排放目标，预计将用于指导印第安纳电力的低碳转型，并使其符合拜登政府预期的未来监管要求[390] 利率与市场风险 - 公司可能因市场利率变动而面临损失风险，特别是其长期债务、租赁义务和ZENS义务[429] - ZENS债务部分为1200万美元，固定利率，不受市场利率变化影响，但如果利率下降10%，其公允价值将增加约200万美元[433] - ZENS衍生部分为10.04亿美元，受无风险利率变化影响，如果无风险利率上升10%，其公允价值将减少约100万美元，并记录为未实现收益[433] - CenterPoint Energy持有1020万股AT&T普通股和90万股Charter普通股，若这些股票市值下降10%，将导致净损失少于100万美元[434] - CenterPoint Energy在印第安纳州的公用事业天然气业务中，非交易能源衍生资产的公允价值为700万美元[435] - CenterPoint Energy在印第安纳州的公用事业天然气业务中，有权锁定高达50%的年度天然气采购价格，期限最长可达10年[435] - CenterPoint Energy在印第安纳州的公用事业天然气业务中，通过物理采购和金融衍生品锁定天然气价格[435] 立法与政策变化 - 明尼苏达州立法通过《天然气创新法案》，允许天然气公用事业公司提交创新计划，最大成本从收入的1.75%开始，到2033年可能增加到4%[380][381] - 明尼苏达州CERC预计在2022年提交其首个创新计划，最大成本从收入的1.75%开始，到2033年可能增加到4%[381] 合并与战略合作 - 公司支持Enable合并，预计将在2021年完成，但可能无法实现预期的战略、财务或运营效益[409] - 公司持有的Enable普通股和Enable A系列优先股的季度现金分配减少可能显著影响其流动性[410]

业绩总结 - 第一季度非GAAP每股收益为0.59美元，同比增长2.1%[8] - 2021年第一季度GAAP每股收益为0.56美元，非GAAP每股收益为0.59美元，确认2021年非GAAP公用事业每股收益指导区间为1.24至1.26美元[19] - 2021年第一季度电力部门资本支出为396百万美元，天然气部门为195百万美元，总资本支出为601百万美元，较2020年615百万美元略有下降[22] 用户数据 - 2021年第一季度住宅电力客户数量为2,765,496，较2020年2,701,004增长2%[23] - 2021年第一季度住宅天然气客户数量为4,695,226，较2020年4,616,694增长2%[23] - 2021年第一季度电力总吞吐量为21,241 GWh，较2020年21,243 GWh基本持平[23] - 2021年第一季度天然气总吞吐量为273 Bcf，较2020年253 Bcf增长8%[23] - 2021年第一季度电力住宅用电量较2020年增长7%[23] - 2021年第一季度天然气住宅用气量较2020年增长20%[23] 未来展望 - 公司预计2021年至2025年非GAAP公用事业每股收益年增长率为6%至8%[9] - 公司计划在2020至2025年期间实现10%的年复合增长率，支持资本计划超过160亿美元[19] - 公司预计2021年公用事业每股收益将受到客户增长、使用情况和经济重启等因素的影响[28] 新产品和新技术研发 - 公司计划通过持续改进每年减少1%至2%的运营和维护费用[7] 市场扩张和并购 - 公司计划在2021年下半年完成与Energy Transfer的合并交易[12] - 2021年第二季度预计完成Enable与Energy Transfer的合并交易[19] 负面信息 - 中游业务每股收益为0.10美元，较2020年同期的0.12美元有所下降[8] - 冬季风暴造成的天然气成本回收预计在德克萨斯州为11亿美元，明尼苏达州为4.63亿美元[16]