财务数据和关键指标变化 - 2021年第一季度公司实现GAAP每股收益0.56美元，相比2020年第一季度的亏损2.44美元大幅改善 [32] - 非GAAP每股收益为0.59美元，略低于2020年同期的0.60美元 [32] - 公用事业业务每股收益为0.47美元，中游投资贡献了0.12美元 [32] - 客户增长和费率回收带来0.05美元的正面影响，O&M管理贡献了0.03美元的正面影响 [33] - 2020年5月的大规模股权发行导致每股稀释0.09美元，2020年CARES法案的一次性收益导致0.03美元的负面影响 [33] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司宣布出售阿肯色州和俄克拉荷马州的天然气LDC资产，交易价格为21.5亿美元，包括4.25亿美元的增量天然气成本回收 [36] - 扣除天然气成本回收后的17.25亿美元收益相当于2020年费率基础的2.5倍和2020年收益的38倍 [36] - 预计税后净收益为13亿美元，交易完成后将产生3亿美元的增量税后收益 [38] - 公司计划将增量收益优先用于增加资本投资计划，预计2022年部署，2023年及以后开始影响收益 [39] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司在所有管辖区的客户增长强劲，季度环比增长约2% [26] - 公司在阿肯色州和路易斯安那州已开始回收增量天然气成本，包括部分携带成本 [20] - 德克萨斯州的证券化法案已在众议院通过，正在参议院审议中 [21] - 公司在印第安纳州的IRP获得了积极的董事报告，表明公司在可再生能源路径上得到了监管机构和社区的支持 [29] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司重申2021年全年公用事业每股收益范围为1.24至1.26美元，长期目标为6%至8%的年增长率 [9] - 公司计划在未来五年内增加10亿美元的资本支出，超过当前的160亿美元五年资本计划 [14] - 公司正在开发行业领先的碳战略，并计划在第三季度公布向净零排放过渡的计划 [29] - 公司将继续减少对中游业务的敞口，计划在Enable和Energy Transfer合并完成后逐步清算中游头寸 [17] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对公司在冬季风暴Uri后的成本回收进展表示满意，预计在德克萨斯州证券化法案通过后，将在风暴一周年之前回收16亿至17亿美元的增量天然气成本 [45] - 管理层对公司在O&M成本控制方面的进展表示满意，预计2021年将减少2%至3%的O&M成本 [27] - 管理层对公司在可再生能源和碳战略方面的进展表示满意，预计将在第三季度公布更多细节 [29] 其他重要信息 - 公司于3月2日完成了17亿美元的CERC高级票据发行，用于支付冬季风暴的增量天然气成本 [46] - 公司目前的流动性保持在约21亿美元，长期FFO与债务目标为14%至14.5% [48] - 公司计划在2022年重新评估ATM股权计划的需求，具体取决于LDC资产出售的收益使用情况 [49] 问答环节所有提问和回答 问题: 德克萨斯州证券化法案的通过前景 - 公司对德克萨斯州证券化法案的通过持乐观态度，认为这是对所有利益相关者最有利的结果 [67] - 如果法案未通过，公司预计将通过铁路委员会的批准在三年内回收成本 [68] 问题: 天然气LDC销售的潜在增长机会 - 公司认为剩余的天然气LDC资产价值被低估，未来可能会考虑进一步出售这些资产 [71] - 公司将继续评估资本回收机会，并优先投资于高价值的公用事业资本支出 [74] 问题: O&M成本削减和资本再投资 - 公司计划将部分O&M节省再投资于公用事业资产，预计2023年及以后开始影响收益 [97] - 公司将继续推进持续改进计划，以进一步降低成本并提高效率 [99] 问题: 可再生能源和碳战略的机会 - 公司正在积极开发绿色氢气和可再生天然气项目，并计划在电动汽车充电基础设施方面发挥作用 [102] - 公司预计这些项目将在未来几年内逐步增加资本支出机会 [103] 问题: 税收优化策略 - 公司正在研究税收优化策略，以减少Enable和Energy Transfer交易中的税收负担 [111] - 公司预计将在未来的财报电话会议上提供更多关于税收优化的细节 [112]

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减少，坏账费用增加，并对信用指标产生潜在影响[279] - 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天然气业务，其中包括回收约4.25亿美元的冬季风暴相关增量天然气成本[280] - 2021年2月，CERC Corp.获得17亿美元的364天期贷款融资，以应对冬季风暴事件相关的营运资金需求[283] - CenterPoint Energy在2021年2月的冬季风暴事件中，估计额外花费了约22亿美元用于天然气供应，其中CERC花费了约21亿美元[327] - CenterPoint Energy在2021年2月的冬季风暴事件中，CERC通过发行外部债务融资来支付天然气采购的资本需求[327] - CenterPoint Energy的流动性可能受到天然气价格波动、COVID-19和2021年2月冬季风暴事件的影响[378] 财务表现 - 2021年第一季度，公司普通股股东可用收入增加15.62亿美元，主要由于2020年第一季度未重复的Enable投资减值、印第安纳电力公司减值及终止运营损失[290] - 2021年第一季度，公司普通股股东可用收入增加7300万美元，主要由于费率调整、有利天气和使用情况、客户增长、运营和维护费用控制、利息费用减少及Enable收益增加[291] - 2021年第一季度，电力部门收入增加6300万美元，达到8.3亿美元，运营收入增加2.11亿美元，达到1.33亿美元[298] - 天然气部门收入为16.63亿美元，同比增长3.42亿美元，净收入为2.29亿美元，同比增长2800万美元[303] - 休斯顿电力部门收入为6.34亿美元，同比增长5000万美元，净收入为3300万美元，同比增长2000万美元[309] - 公司总收入为11.77亿美元，同比增长16.6%[315] - 公司净收入为1.51亿美元，同比增长84%[315] - 运营和维护费用减少1100万美元[317] - 折旧和摊销费用增加600万美元[317] - 利息费用减少600万美元[317] - 公司资本支出为7000万美元[323] - 公司运营活动现金流为负16.81亿美元[322] 客户与市场增长 - 2021年第一季度，电力部门住宅客户数量增加2%，达到2,448,439户，总客户数量增加2%，达到2,765,496户[298] - 2021年第一季度，电力部门住宅用电量增加7%，达到6,070 GWh，总用电量保持稳定，为21,241 GWh[298] - 天然气部门客户数量为4,695,226，同比增长2%[303] - 休斯顿电力部门住宅客户数量为2,318,030，同比增长3%[309] - 客户增长带来500万美元的收入增长[317] - 住宅用户天然气吞吐量增长26%，达到93 Bcf[315] - 商业和工业用户天然气吞吐量下降3%，为87 Bcf[315] 资本支出与融资 - CenterPoint Energy预计2021年剩余九个月的资本支出为27.78亿美元，其中休斯顿电力的资本支出为13.65亿美元[326] - CenterPoint Energy计划通过发行长期债务、商业票据和现有信用额度来满足2021年剩余九个月的现金需求[330] - 2021年3月，CERC Corp.发行17亿美元高级票据，休斯顿电力公司发行11亿美元一般抵押债券[283] - 截至2021年3月31日，公司的循环信贷额度总额约为40亿美元，截至2021年4月29日，已使用的额度为15.83亿美元[355] - 如果信用评级下降，CERC可能需要提供高达1.62亿美元的现金或其他抵押品[366] 费率调整与成本回收 - CERC在明尼苏达州提交的费率调整申请中，寻求批准约6200万美元的收入增加，基于10.15%的ROE和7.41%的税后回报率，总费率基础约为13.07亿美元[344] - 明尼苏达州最终批准的费率调整金额为3850万美元，基于6.86%的税后回报率，未指定个别资本成本组成部分[344] - 印第安纳州南部的费率调整申请中，寻求批准约2900万美元的收入增加，基于10.15%的ROE和5.99%的税后回报率，总费率基础约为4.69亿美元[345] - 印第安纳州南部的费率调整最终协议建议收入增加2050万美元，基于9.7%的ROE和5.78%的税后回报率[345] - 印第安纳州北部的费率调整申请中，寻求批准约2100万美元的收入增加，基于10.15%的ROE和6.32%的税后回报率，总费率基础约为16.11亿美元[346] - 休斯顿电力的TCOS机制调整基于8000万美元的资本投资变化，预计2021年4月生效[350] - CERC在阿肯色州的FRP机制调整基于9.50%的ROE，预计收入增加1300万美元[350] - CERC在德克萨斯州的GRIP机制调整基于1.97亿美元的资本投资变化[350] - 明尼苏达州的费率调整最终实施日期为2021年6月1日，临时退款预计在2021年6月进行[344] - 印第安纳州南部的费率调整预计在2021年9月实施第一阶段，2021年12月31日实施第二阶段[345] - CenterPoint Energy在阿肯色州的天然气成本回收申请已于2021年4月28日获得批准，预计从2021年5月开始分五年回收[336] - CenterPoint Energy在路易斯安那州的天然气成本回收申请已于2021年4月22日获得批准，预计从2021年5月开始分三年回收[337] 环境与可持续发展 - 公司预计拜登政府的政策将推动进一步减少能源行业的温室气体排放，并设定了到2035年减少50%经济范围内温室气体排放的目标[352] - 公司宣布了企业碳排放目标，以指导Indiana Electric向低碳车队的过渡，并预计未来将遵守拜登政府的进一步减排要求[352] 风险与不确定性 - 如果所有ZENS在2021年3月31日被兑换为现金，公司将支付约4.9亿美元的递延税款[369] - 如果所有ZENS相关证券在2021年3月31日被出售，公司将支付约1.52亿美元的资本利得税[369] - CenterPoint Energy的浮动利率债务在2021年3月31日为34亿美元，若利率上升10%，年度利息支出将增加约170万美元[385] - CenterPoint Energy的固定利率债务在2021年3月31日为125亿美元，若利率下降10%，其公允价值将增加约3.76亿美元[386] - CenterPoint Energy持有的ZENS债务部分为1300万美元，若利率下降10%，其公允价值将增加约200万美元[388] - CenterPoint Energy持有的ZENS衍生品部分在2021年3月31日的公允价值为9.27亿美元，若无风险利率上升10%，其公允价值将减少约100万美元[388] - CenterPoint Energy持有1020万股AT&T普通股和90万股Charter普通股，若这些股票的市场价值下降10%，将导致净损失不到100万美元[389] - CenterPoint Energy在印第安纳州的公用事业天然气业务中，非交易能源衍生品负债的公允价值为700万美元[391] - 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[391] - Houston Electric的应收账款依赖于REPs的及时支付，若REPs违约，Houston Electric可能无法收回未支付的应收账款[377] - CenterPoint Energy和CERC通过部分天气对冲来减轻天气波动的影响，但仍面临部分天气风险[376] 业务出售与合并 - 公司通过其子公司CERC Corp.签订了资产购买协议，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增量天然气成本[371] - 公司支持Enable合并，预计将在2021年下半年完成，但可能无法实现预期的战略、财务或运营效益[372] - 公司从Enable的普通单位和A系列优先单位获得季度现金分配，减少这些分配可能显著影响公司的流动性[373] - CenterPoint Energy在阿肯色州和俄克拉荷马州的天然气业务出售预计将在2021年底完成[330] 项目与投资 - CenterPoint Energy在印第安纳州的300兆瓦太阳能阵列项目预计将在2023年底完成建设[340] - CenterPoint Energy计划在印第安纳州通过证券化方式处理即将退役的发电设施的剩余账面价值和拆除成本[342] - CenterPoint Energy在德克萨斯州的345千伏输电线路项目预计资本成本在2300万至7100万美元之间，具体取决于路线选择[343]

业绩总结 - 2020年第四季度的指导基础公用事业每股收益（EPS）为0.22美元，全年为1.17美元[8] - 2020年第四季度的GAAP稀释每股收益为0.27美元，全年为-1.79美元[8] - 2020年公司实现的指导基础合并每股收益为1.40美元，超出分析师共识的1.34美元[8] - 2020年第四季度的公用事业每股收益为0.28美元，较2019年第四季度的0.22美元有所增长[25] - 2020年全年的公用事业每股收益为1.31美元，较2019年的1.17美元有所增长[26] - 2020年12月31日，公司的综合收入为5.08亿美元，稀释每股收益为0.95美元[34] - 2020年12月31日，公用事业运营的稀释每股收益为0.21美元，投资中游的稀释每股收益为0.09美元[33] - 合并后的指导基础收入为799百万美元，稀释每股收益（EPS）为1.60美元[36] 用户数据与成本 - 预计2021年与2020年相比，运营和维护（O&M）成本预计节省4400万美元[20] - 预计2021年到2025年每年O&M成本将减少1%-2%[21] - 2021年CNP计划在印第安纳州提交的综合资源计划将减少75%的碳排放[28] 未来展望 - 2021年指导基础公用事业每股收益范围提高至1.24-1.26美元，之前为1.23-1.25美元[7] - 预计未来的公用事业每股收益年增长率为6%-8%[13] - CNP的公用事业每股收益（EPS）年增长率预期为6%-8%[21] - CNP的资产基础年复合增长率（CAGR）目标约为10%[21] - 预计2021年2月冬季风暴事件的增量天然气成本约为25亿美元[15] 资本投资与市场扩张 - 公司计划在未来五年内进行超过160亿美元的资本投资[7] - 公司计划通过出售两家天然气地方公用事业公司来回收资本，预计在第二季度宣布并在年底完成交易[7] - 预计2023年将向休斯顿和德克萨斯海岸提交申请[31] - 预计2022年将向印第安纳州北部和南部提交第二阶段申请[31] - 预计2021年第一季度将提交GRIP（德克萨斯州天然气可靠性基础设施计划）申请[31] - 预计2021年第二季度将提交FRP（公式费率计划）申请[31] 负面信息与信用评级 - 公司在2020年第一季度记录了18.5亿美元的减值损失，主要与电力业务和中游投资相关[9] - 由于市场证券的公允价值变动，导致的损失为-223百万美元，稀释每股收益（EPS）影响为-0.44美元[36] - 由于减值损失，影响为80百万美元，稀释每股收益（EPS）影响为0.16美元[36] - Moody's在2020年12月将CNP展望从负面调整为稳定[18] - Fitch和S&P在2021年2月将CNP展望从负面调整为稳定，原因是Enable与Energy Transfer之间的合并[18] 其他新策略 - 2020年信用增强措施加强了资产负债表，支持2021-2025年资本计划[18] - CNP将其3.63亿美元的ENBL系列A优先股转换为ET系列G固定利率可赎回优先股，预计价值约为3.85亿美元[32]

财务数据和关键指标变化 - 公司第四季度每股收益为0.29美元，全年每股收益为1.40美元，超出市场预期和之前的指引 [20] - 2021年公用事业每股收益指引上调至1.24至1.26美元，作为未来6%至8%增长目标的新基准 [20] - 2020年全年公用事业每股收益为1.17美元，合并每股收益为1.40美元，而GAAP基础每股亏损为1.79美元，主要由于中游相关减值 [47] - 公司预计2021年将因冬季风暴事件产生25亿美元的增量天然气采购成本 [15][64] 各条业务线数据和关键指标变化 - 电力系统在冬季风暴中表现出色，98%的260万电力客户在12小时内恢复供电 [10] - 天然气系统在风暴中也表现出韧性，尽管面临天然气供应紧张，仍能维持管线压力并为客户提供服务 [11] - 公司计划通过减少中游业务暴露，逐步转向完全受监管的公用事业模式 [23][42] 各个市场数据和关键指标变化 - 冬季风暴对公司在德克萨斯州、明尼苏达州和阿肯色州的天然气采购成本影响最大，分别为12.5亿美元、5亿美元和3.5亿美元 [114] - 公司在德克萨斯州的电力业务依赖于ERCOT系统的电力供应，尽管面临极端天气，系统仍能快速恢复 [10] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划通过增加资本支出和减少成本，实现6%至8%的公用事业每股收益年增长率和10%的复合年增长率 [5][9] - 公司正在推进天然气LDC销售进程，并计划通过减少中游业务暴露来优化长期股东利益 [21][23] - 公司致力于在ESG和环境管理方面成为行业领导者，计划减少碳排放并扩大可再生能源和绿色氢能项目 [28][30] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对冬季风暴的影响表示同情，并强调公司系统在极端条件下的韧性 [6][7][10] - 公司预计风暴不会影响2021年的财务指引，尽管会带来额外的利息支出 [17][101] - 管理层对公司在高增长、监管友好的市场中运营表示乐观，并预计将继续实现稳健的客户增长 [105] 其他重要信息 - 公司计划在2021年发布增强的ESG计划，并继续推进碳减排战略 [31] - 公司正在与监管机构合作，确保冬季风暴相关成本的及时回收 [14][65] - 公司近期获得了17亿美元的短期融资承诺，以支持风暴后的流动性需求 [66] 问答环节所有的提问和回答 问题: 冬季风暴对2021年财务指引的影响 - 公司确认2021年财务指引已包含风暴相关的财务拖累，预计不会对指引产生重大影响 [101] - 多个司法管辖区允许公司回收融资成本，进一步减少了风暴对财务的负面影响 [102] 问题: 中游业务退出策略 - 公司计划通过加速但有序的方式退出中游业务，预计不会对公用事业业务产生负面影响 [95][96] - 退出策略包括出售Energy Transfer的普通股和优先股，具体时间表尚未确定 [97] 问题: 冬季风暴后的资本支出计划 - 公司计划通过系统硬化和增强韧性来应对未来极端天气，预计这些投资将纳入费率基础 [113] 问题: 组织士气和O&M削减 - 管理层认为公司士气良好，员工对新战略和公司发展方向表示支持 [124][125] - O&M削减不仅涉及人员减少，还包括流程优化和供应商合作 [126]

浮动利率债务与利率变动影响 - CenterPoint Energy的浮动利率债务在2020年12月31日为24亿美元，若利率上升10%，年度利息支出将增加约100万美元[614] - CERC的浮动利率债务在2020年12月31日为3.47亿美元，若利率上升10%，年度利息支出将增加约100万美元[615] 固定利率债务与利率变动影响 - CenterPoint Energy的固定利率债务在2020年12月31日为111亿美元，若利率下降10%，其公允价值将增加约2.88亿美元[616] - Houston Electric的固定利率债务在2020年12月31日为51亿美元，若利率下降10%，其公允价值将增加约1.61亿美元[618] - CERC的固定利率债务在2020年12月31日为21亿美元，若利率下降10%，其公允价值将增加约6900万美元[619] - CenterPoint Energy的ZENS债务部分在2020年12月31日为1500万美元，若利率下降10%，其公允价值将增加约200万美元[621] 股票投资与市场价值变动影响 - CenterPoint Energy持有的AT&T和Charter股票在2020年12月31日的市场价值若下降10%，将导致净损失少于100万美元[623] 非交易能源衍生负债 - CenterPoint Energy在印第安纳州的公用事业天然气业务中，非交易能源衍生负债的公允价值在2020年12月31日为1000万美元[624] ZENS衍生部分与利率变动影响 - CenterPoint Energy的ZENS衍生部分在2020年12月31日的公允价值为9.53亿美元，若无风险利率上升10%，其公允价值将减少少于100万美元[621] 优先股分配率调整 - Enable Series A优先股的年分配率在2020年12月31日为10%，2021年2月18日后调整为三个月LIBOR加8.50%[622]

业绩总结 - 2020年第三季度的公用事业每股收益（Utility EPS）为29美分，年初至今为95美分，全年预期在1.12至1.20美元之间[14] - 2020年第三季度的电力业务每股收益为32美分，天然气业务为1美分[14] - 公司在2020年第三季度的财务表现超出预期，显示出强劲的公用事业表现[13] - 2020年截至9月的公用事业运营每股收益为1.03美元，较2019年同期的0.95美元增长[34] - 2020年第三季度的公用事业运营每股收益为0.39美元，较2019年第三季度的0.39美元持平[30] 用户数据 - 公司在德克萨斯州的客户增长表现优异，客户增长为资本支出提供了“头部空间”[21] - 公司在2020年第三季度实现了有机客户增长和严格的运营与维护管理[11] 未来展望 - 公司预计2021年至2025年期间，公用事业每股收益（EPS）年增长率在5%至7%之间[18] - 公司设定的长期目标是实现10%的年复合增长率（CAGR）[17] - 公司预计将继续加强资产负债表，目标为FFO/债务比率[2] 新产品和新技术研发 - 公司计划到2025年减少67%的排放，到2035年减少75%[36] - 公司致力于到2040年将天然气客户使用的碳排放减少20-30%[37] 市场扩张和并购 - 公司计划在未来五年内进行160亿美元的资本投资，相较于之前增加了30亿美元，增幅为23%[17] - 预计2020年将有额外30亿美元的资本投资机会，推动电力传输与分配、可再生能源和天然气分配的增长，目标年复合增长率为10%[11] 负面信息 - 预计2020年因COVID-19影响的每股收益范围为0.10至0.15美元，假设经济逐步重启[12] - 公司在2020年预计的COVID-19影响下，需求和杂项收入将减少[17] 其他新策略和有价值的信息 - 公司在支持性监管环境下，实施了加速资本支出的回收机制[22] - 2020年，调整后的父级债务占总债务比例为25.4%[40] - 预计2021年至2025年期间，调整后的FFO/债务目标为14%-15%[41]

COVID-19疫情影响 - COVID-19疫情导致公司业务受到一定影响，包括办公室访问限制和部分工作延迟，但公司通过远程办公和技术平台保持运营[352] - 公司因COVID-19疫情导致商业和工业客户的电力及天然气需求下降，住宅用电需求增加[357] - 公司因COVID-19疫情和市场需求下降，将季度普通股股息从每股0.3305美元减少至0.16525美元，降幅达50%[361] - 2020年第三季度归属于普通股股东的净收入同比下降1.72亿美元，主要由于Enable的股权投资减值、COVID-19影响以及优先股股息增加[375] - 2020年前九个月归属于普通股股东的净收入同比下降16.46亿美元，主要由于Enable投资减值、Indiana Electric Integrated减值、COVID-19影响以及优先股股息增加[377][378] - 公司2020年第三季度净收入下降主要由于COVID-19影响、折旧和财产税增加以及利息收入减少[406] - 公司2020年前九个月净收入下降主要由于COVID-19影响、折旧和财产税增加以及利息收入减少[408] - 2020年前九个月净收入减少8300万美元，主要由于COVID-19影响、增量资本项目成本和能源服务处置组的减值[416] - 由于COVID-19，CenterPoint Energy在2020年3月和4月依赖其循环信贷设施作为资金来源[440] - Houston Electric与ERCOT签订了500万美元的无息贷款协议，用于COVID-19 ERP[446] - COVID-19 ERP的最终报销申请必须在2020年11月30日前提交[451] - 在Indiana Electric和CERC的NGD服务区域，委员会已授权记录与COVID-19相关的坏账费用[452] - 在某些州，公共事业委员会已授权公司使用递延会计权来处理与COVID-19相关的成本[453] 财务表现与损失 - 公司因宏观经济状况和股价下跌，在2020年第一季度确认了1.85亿美元的非现金商誉减值损失[358] - 公司在2020年9月30日结束的九个月内，因对Enable的投资确认了14.99亿美元的损失，其中包括15.41亿美元的投资减值[363] - 2020年第三季度归属于普通股股东的净收入同比下降1.72亿美元，主要由于Enable的股权投资减值、COVID-19影响以及优先股股息增加[375] - 2020年前九个月归属于普通股股东的净收入同比下降16.46亿美元，主要由于Enable投资减值、Indiana Electric Integrated减值、COVID-19影响以及优先股股息增加[377][378] - 2020年第三季度Houston Electric T&D部门收入同比下降3100万美元，前九个月收入同比下降1.27亿美元[387] - 2020年第三季度Houston Electric T&D部门运营收入同比下降3700万美元，前九个月运营收入同比下降5200万美元[387] - 公司2020年第三季度收入为1.57亿美元，同比下降800万美元[392] - 2020年前九个月总收入为4.14亿美元，同比增长2600万美元[392] - 2020年第三季度净亏损1.21亿美元，同比下降1.62亿美元[392] - 公司2020年第三季度净收入为1.57亿美元，同比下降2800万美元[405] - 公司2020年前九个月净收入为2.77亿美元，同比下降3500万美元[405] - 2020年第三季度净收入增加300万美元，主要由于费率调整和客户增长[414] - 2020年前九个月净收入减少8300万美元，主要由于COVID-19影响、增量资本项目成本和能源服务处置组的减值[416] - 2020年第三季度天然气分销的运营收入减少800万美元，降至1200万美元[424] - 2020年第三季度天然气分销的净收入减少400万美元，降至100万美元[424] - CenterPoint Energy在2020年9月30日前的九个月内记录了1.85亿美元的商誉减值损失，主要发生在Indiana Electric Integrated报告单位[516] - CenterPoint Energy在2020年9月30日前的九个月内对其在Enable的投资进行了15.41亿美元的减值，投资价值降至8.48亿美元[526] - CenterPoint Energy在2020年9月30日前的九个月内记录了8000万美元的预计出售损失，主要由于能源服务处置组的衍生资产增加[524] 管理层变动与公司重组 - 公司在2020年6月30日任命David J. Lesar为总裁兼首席执行官，并于2020年9月15日任命Jason P. Wells为执行副总裁兼首席财务官[364] - 公司在2020年5月6日成立了业务审查与评估委员会，并于2020年10月完成审查并向董事会提交最终建议[365] - 公司在2020年4月9日和6月1日分别完成了基础设施服务处置组和能源服务处置组的出售[366] - 公司已完成Infrastructure Services和Energy Services部门的出售，现专注于公用事业运营[380][381][384] 费率调整与收入变化 - 公司在2020年4月23日实施了新的费率，此前于2020年3月9日与PUCT达成和解并收到最终命令[367] - Houston Electric申请增加约1.94亿美元的收入，最终达成协议增加约1300万美元的收入，并设定ROE为9.4%，资本结构为57.5%债务/42.5%股权[455] - Houston Electric将退还1.05亿美元的无保护EDIT费用，并在30-36个月内支付相关费用[455] - 公司已完成2018年税改相关的退税，减少了当前年度收入[470] - 公司计划通过单独的附加费和批发传输费率在三年内返还未受保护的EDIT净监管负债余额，截至2020年9月30日，未受保护的EDIT监管负债余额为6500万美元，受保护的EDIT监管负债余额为6.98亿美元[471] - 公司已获得FERC批准2018年和2019年费率案例的和解，并于2020年3月26日生效[478] - 公司请求增加4690万美元的费率基础，反映每年增加1000万美元的当前收入，80%的收入需求包含在请求的费率增加中，20%推迟到下一个费率案例[469] - 公司请求增加3000万美元的运营收入，基于10.15%的ROE和6.18%的整体回报率，费率基础为4.69亿美元[469] - 公司请求增加3500万美元的费率基础，反映每年增加400万美元的当前收入，80%的收入需求包含在请求的费率增加中，20%推迟到下一个费率案例[469] - 公司请求增加4900万美元的费率基础，反映每年增加1000万美元的当前收入，80%的收入需求包含在请求的费率增加中，20%推迟到下一个费率案例[469] - 公司请求增加3600万美元的费率基础，反映每年增加300万美元的当前收入，80%的收入需求包含在请求的费率增加中，20%推迟到下一个费率案例[469] 资本支出与投资 - 公司在2020年6月和9月分别发行了3亿美元的一般抵押债券和5亿美元的优先票据[369] - 并购和收购净现金支出为5.991亿美元[432] - 资本支出预计为515百万美元（CenterPoint Energy）和225百万美元（Houston Electric）[435] - CenterPoint Energy预计2020年资本支出减少约3亿美元，目标五年总投资约130亿美元[438] - CenterPoint Energy预计2020年运营和维护费用减少约4000万美元[438] - Bailey to Jones Creek项目预计成本为4.83亿美元，预计2021年初开始建设，2021年底前完成并通电[458] - Indiana Electric计划投资约9亿美元建设700-850 MW的天然气联合循环发电设施[461] - F.B. Culley发电厂的环境投资预计为9500万美元，其中80%将通过跟踪机制回收，20%将在下一次基础费率程序中回收[462] - A.B. Brown灰池修复项目预计成本为1.6亿美元，其中80%将通过跟踪机制回收，20%将在下一次基础费率程序中回收[464] - Indiana Electric计划替换730 MW的煤炭发电，并通过可调度的天然气发电支持大规模可再生能源建设[463] - 公司计划持有Enable普通单位，并利用其现金分配来资助资本支出计划[501] - 公司可能通过债务和/或股权发行来资助未来的收购、资产处置或合资企业[499] - 公司可能通过利率协议来对冲未来债务发行的利息支出波动[503] 用户与用电量变化 - 2020年第三季度Houston Electric T&D部门住宅用户数量同比增长3%，总用户数量同比增长2%[387] - 2020年第三季度Houston Electric T&D部门总用电量同比下降1%，前九个月总用电量基本持平[387] - 2020年第三季度Houston Electric T&D部门冷却度日数同比下降4%，前九个月加热度日数同比下降25%[387] - 2020年第三季度住宅用户用电量为438 GWh，同比下降4%[392] - 2020年前九个月住宅用户用电量为1085 GWh，同比增长11%[392] - 2020年第三季度总用户数为148,925，同比增长1%[392] - 2020年第三季度冷却度日数为104%，同比下降9%[392] - 2020年前九个月冷却度日数为104%，同比下降10%[392] - 2020年第三季度加热度日数为99%，与去年同期持平[392] - 2020年前九个月加热度日数为93%，同比下降2%[392] - 公司天然气分销部门2020年第三季度住宅用户吞吐量为18 BCF，同比增长13%[397] - 公司天然气分销部门2020年第三季度商业和工业用户吞吐量为84 BCF，同比下降5%[397] - 公司天然气分销部门2020年第三季度总用户数为4,641,810，同比增长2%[397] - 2020年第三季度天然气分销的住宅用户数量增加2%，达到3,329,032户[424] - 2020年第三季度天然气分销的总用户数量增加2%，达到3,587,692户[424] 债务与信贷 - 公司可能利用其循环信贷设施为一般公司目的提供资金，包括支持商业票据计划[479] - 截至2020年9月30日，公司可使用的循环信贷额度总额约为49亿美元[480] - 截至2020年10月23日，公司已使用的循环信贷额度为11.98亿美元，加权平均利率为0.16%[480] - 公司于2020年9月30日终止了2亿美元的信贷协议，未产生任何提前终止的罚金[481] - 如果信用评级下调，公司可能需要提供高达2.07亿美元的现金或其他抵押品[495] - 如果所有ZENS在2020年9月30日被兑换为现金，公司将需要支付约4.65亿美元的递延税款[496] - 如果所有ZENS相关证券在2020年9月30日被出售，公司将需要支付约1.52亿美元的资本利得税[496] - CenterPoint Energy的浮动利率债务在2020年9月30日为21亿美元，若利率上升10%，年度利息支出将增加约100万美元[536] - CenterPoint Energy截至2020年9月30日的固定利率债务总额为113亿美元，公允价值为130亿美元[537] - 如果利率下降10%，CenterPoint Energy的固定利率债务公允价值将增加约2.94亿美元[537] - ZENS债务部分的公允价值为1600万美元，若利率下降10%，其公允价值将增加约200万美元[538] - ZENS衍生部分的公允价值为9.18亿美元，若无风险利率上升10%，其公允价值将减少不到100万美元[538] 环境与能源投资 - F.B. Culley发电厂的环境投资预计为9500万美元，其中80%将通过跟踪机制回收，20%将在下一次基础费率程序中回收[462] - A.B. Brown灰池修复项目预计成本为1.6亿美元，其中80%将通过跟踪机制回收，20%将在下一次基础费率程序中回收[464] - Indiana Electric计划替换730 MW的煤炭发电，并通过可调度的天然气发电支持大规模可再生能源建设[463] - 公司将继续监控可能影响其电力发电单位的温室气体排放标准的监管活动[477] - CenterPoint Energy在印第安纳州的公用事业天然气业务中，非交易能源衍生负债的公允价值为700万美元[542] - CenterPoint Energy在印第安纳州的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，期限最长可达10年[542] 其他财务与运营事项 - 公司2020年前九个月净收入下降部分被客户增长和运营维护费用控制所抵消[409] - 2020年第三季度天然气分销收入增加700万美元，达到4.22亿美元[424] - 2020年前九个月天然气分销收入减少2.42亿美元，降至19.1亿美元[424] - 2020年第三季度天然气分销的运营和维护费用增加1200万美元，达到1.85亿美元[424] - 2020年第三季度天然气分销的折旧和摊销费用增加600万美元，达到7800万美元[424] - CenterPoint Energy的养老金计划资产在2020年9月30日前的九个月内增加了1.15亿美元，增幅为5.7%[533] - 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%，将带来800万美元的净收益[539] - 公司部分对冲了天气风险，但仍面临一定的天气波动风险[504]

COVID-19疫情影响 - 公司因COVID-19疫情导致的经济放缓和需求下降，预计未来季度将受到负面影响，具体影响取决于疫情的持续时间和政府措施的强度[393] - 休斯顿电力T&D部门2020年第二季度收入减少900万美元，由于COVID-19的负面影响导致使用量减少1700万美元，部分被有利天气和其他使用量增加300万美元所抵消[447] - 2020年上半年非体积收入减少了900万美元，主要由于COVID-19疫情导致的断开禁令[483] - 由于COVID-19影响，CenterPoint Energy在2020年3月和4月依赖其循环信贷设施作为资金来源，但已于4月偿还所有贷款并恢复商业票据的正常使用[533] - 休斯顿电力与ERCOT签订了一项无息贷款协议，获得约500万美元的初始资金用于COVID-19 ERP计划[539] - 休斯顿电力提交了COVID-19 ERP计划的费率调整申请，并于2020年3月31日获得批准，费率调整为每兆瓦时0.33美元[538] 财务表现 - 公司2020年第二季度收入为15.75亿美元，同比下降5.0%，相比2019年同期的16.58亿美元[407] - 2020年第二季度归属于普通股股东的净利润为5900万美元，同比下降64.2%，相比2019年同期的1.65亿美元[408] - 2020年上半年归属于普通股股东的净亏损为11.69亿美元，同比下降483.6%，相比2019年同期的3.05亿美元净利润[413] - 2020年第二季度持续经营业务的所得税有效税率为18%，相比2019年同期的9%有所上升[416] - 2020年第二季度终止经营业务的所得税有效税率为475%，相比2019年同期的24%大幅上升[417] - 2020年第二季度休斯顿电力部门的净收入为8700万美元，同比下降13.0%，相比2019年同期的1亿美元[423] - 2020年上半年休斯顿电力部门的净收入为1.2亿美元，同比下降5.5%，相比2019年同期的1.27亿美元[424] - 2020年第二季度休斯顿电力部门的所得税有效税率为16%，相比2019年同期的19%有所下降[425] - 2020年上半年休斯顿电力部门的所得税有效税率为15%，相比2019年同期的19%有所下降[426] - CERC 2020年第二季度净收入为1300万美元，同比下降1500万美元，主要由于终止运营业务的收入减少3000万美元[429][430] - CERC 2020年上半年净收入为8000万美元，同比下降8600万美元，主要由于终止运营业务的收入减少1.22亿美元[431][432] - CERC 2020年第二季度持续运营业务的所得税有效税率为-31%，而2019年同期为167%，主要受州税影响[434] - CERC 2020年上半年持续运营业务的所得税有效税率为17%，而2019年同期为10%，主要由于2019年州税法的变化和某些州净运营亏损的估值津贴释放[434] - CERC 2020年第二季度终止运营业务的所得税有效税率为200%，而2019年同期为16%，主要由于2020年6月1日出售能源服务处置组的税务影响[435] - CERC 2020年上半年终止运营业务的所得税有效税率为4%，而2019年同期为19%，主要由于2020年6月1日出售能源服务处置组的税务影响[435] - 休斯顿电力T&D部门2020年第二季度净收入为8700万美元，同比下降1300万美元，主要由于客户费率变化导致收入减少6700万美元[446][447] - 休斯顿电力T&D部门2020年第二季度收入减少6700万美元，其中1800万美元由于客户费率变化导致的分配收入减少[447] - 休斯顿电力T&D部门2020年第二季度新增近62,000名客户，带来900万美元的收入增长[449] - CenterPoint Energy的Houston Electric T&D部门在2020年上半年净收入为1.24亿美元，较2019年同期的1.3亿美元减少了600万美元，主要由于客户费率变化导致的6700万美元收入减少[451][452] - 2020年上半年，CenterPoint Energy的Indiana Electric Integrated部门净亏损1.52亿美元，较2019年同期的700万美元净收入大幅下降，主要由于1.85亿美元商誉减值[464][465] - CenterPoint Energy的Natural Gas Distribution部门在2020年第二季度净收入为3300万美元，较2019年同期的2300万美元增加了1000万美元，主要由于费率调整和客户增长[472][473] - 2020年上半年，CenterPoint Energy的Natural Gas Distribution部门净收入为2.37亿美元，较2019年同期的1.43亿美元增加了9400万美元，主要由于费率调整和客户增长[471][472] - CenterPoint Energy的Indiana Electric Integrated部门在2020年第二季度净收入为1900万美元，较2019年同期的1600万美元增加了300万美元，主要由于运营和维护费用减少[461][462] - CenterPoint Energy的Houston Electric T&D部门在2020年上半年净收入减少600万美元，部分被1.04亿美元的传输相关收入增加所抵消[452][455] - CenterPoint Energy的Natural Gas Distribution部门在2020年第二季度净收入增加1000万美元，部分被1200万美元的非收入相关税收增加所抵消[473][476] - CenterPoint Energy的Indiana Electric Integrated部门在2020年上半年净亏损增加1.59亿美元，部分被3400万美元的电力利润增加所抵消[465][466] - CenterPoint Energy的Natural Gas Distribution部门在2020年上半年净收入增加9400万美元，部分被6100万美元的利息费用增加所抵消[471][476] - CenterPoint Energy的Houston Electric T&D部门在2020年上半年净收入减少600万美元，部分被1600万美元的客户增长所抵消[452][455] - 天然气分销部门在2020年上半年净收入为2.37亿美元，相比2019年同期的1.43亿美元增长了9400万美元[478] - 2020年上半年新增客户超过89,000户，带来800万美元的收入增长[479] - 2020年上半年运营和维护费用减少了5500万美元，主要由于2019年合并相关的遣散费用减少了5300万美元[479] - 2020年上半年州和联邦所得税增加了3200万美元，主要由于应税收入的增加[480] - 2020年上半年总收入为14.88亿美元，相比2019年同期的17.37亿美元有所下降[486] - 2020年上半年天然气分销部门净收入为1.54亿美元，相比2019年同期的1.29亿美元增长了2500万美元[490] - 2020年上半年中游投资部门净亏损为11.03亿美元，相比2019年同期的7400万美元净收入大幅下降[505] - 2020年上半年中游投资部门的亏损主要由于对Enable的股权投资计提了15.41亿美元的减值损失[506] - 2020年4月1日，Enable宣布将其季度分配从2019年第四季度的每单位0.3305美元减少50%至0.16525美元[508] - CenterPoint Energy的Corporate and Other部门在2020年第二季度净亏损为2800万美元，相比2019年同期的3800万美元净亏损减少了1000万美元[511] - 净亏损减少的主要原因是利息支出减少了2700万美元，运营和维护费用减少了1400万美元，以及市场证券收益增加了1100万美元[512] - 2020年上半年，CenterPoint Energy的Corporate and Other部门净亏损为2400万美元，相比2019年同期的6000万美元净亏损减少了3600万美元[514] - 净亏损减少的主要原因是与ZENS相关的指数债务证券收益增加了2.13亿美元，运营和维护费用减少了3300万美元[515] - CERC的Corporate and Other部门在2020年第二季度净亏损为300万美元，相比2019年同期的800万美元净亏损减少了500万美元[518] - 2020年上半年，CERC的Corporate and Other部门净亏损为600万美元，相比2019年同期的1700万美元净亏损减少了1100万美元[518] - CenterPoint Energy在2020年上半年的运营活动现金流入为11.81亿美元，相比2019年同期的5.74亿美元增加了6.07亿美元[523] - 2020年上半年，CenterPoint Energy的投资活动现金流出为1.43亿美元，相比2019年同期的71.49亿美元大幅减少[523] - 2020年上半年，CenterPoint Energy的融资活动现金流出为11.15亿美元，相比2019年同期的26.29亿美元现金流入大幅减少[523] - 2020年上半年，CenterPoint Energy的资本支出增加了1.09亿美元，主要由于并购活动[525] - CenterPoint Energy的2020年资本支出预计为10.51亿美元，其中休斯顿电力的资本支出为3.94亿美元，CERC为1.8亿美元[528] - CenterPoint Energy计划将2020年资本支出减少约3亿美元，同时维持五年总投资约130亿美元的目标[531] - Enable的季度分红从2019年第四季度的每股0.3305美元减少至0.16525美元，降幅达50%，预计每年减少CenterPoint Energy的分红收入约1.55亿美元[529] - CenterPoint Energy将季度普通股股息从每股0.2900美元降至0.1500美元，并计划削减2020年运营和维护费用约4000万美元[531] - 休斯顿电力的基础费率调整申请获得批准，整体收入要求增加约1300万美元，并采用9.4%的股本回报率和57.5%债务/42.5%股权的资本结构[550] - CenterPoint Energy和休斯顿电力记录了与资本投资可能被拒绝以及客户退款义务相关的税前费用[552] - CenterPoint Energy预计2020年剩余六个月的现金需求将通过信贷设施、银行借款、长期债务发行和运营现金流来满足[528] - Bailey to Jones Creek项目预计建设成本约为4.83亿美元，计划于2021年初开始建设，并在2021年底前完成并通电[553] - Indiana Electric计划投资约9亿美元建设一座700-850 MW的天然气联合循环发电设施，以替代现有发电机组的基础负荷容量[554] - F.B. Culley发电厂的环境投资预计为9500万美元，Indiana Electric寻求通过追踪机制回收80%的批准成本[555] - Indiana Electric计划投资约1.6亿美元用于A.B. Brown灰池的清理和回收，预计项目将持续14年[560] - Houston Electric的EECRF申请中，2021年计划和评估、测量及验证成本为3900万美元，2019年超额回收为100万美元，2019年获得的奖金为1200万美元[562] - Indiana Electric的IRP计划中，提议用可再生能源和可调度的天然气发电替代730 MW的煤炭发电[559] - Houston Electric的TCOS申请中，要求增加2.04亿美元的费率基础[562] - CenterPoint Energy和CERC在Beaumont/东德克萨斯地区申请增加1.4亿美元的费率基础[562] - Indiana Electric的F.B. Culley发电厂环境投资于2019年4月24日获得IURC批准，同时拒绝了天然气联合循环发电设施的提议[559] - Indiana Electric的A.B. Brown灰池清理项目于2020年5月13日获得IURC批准，预计在2020年晚些时候开始回收成本[560] - 公司基于9.5%的ROE和50个基点的收益带，预计收入减少800万美元，基于前一年11.75%的ROE和预计8.40%的ROE[563] - 公司提出10.15%的ROE和51.39%的股权比率，预计年收入增加5300万美元，自2020年1月1日起实施[563] - 公司基于10%的ROE和50个基点的收益带，预计收入增加200万美元，基于2019年15.37%的ROE[563] - 公司基于9.292%的ROE和100个基点的收益带，预计收入增加200万美元，基于2019年7.45%的ROE[563] - 公司提出增加1300万美元的费率基础，反映当前收入增加100万美元，80%的收入需求包含在请求的费率增加中[563] - 公司提出增加3500万美元的费率基础，反映当前收入增加400万美元，80%的收入需求包含在请求的费率增加中[563] - 公司提出增加6700万美元的费率基础，反映当前收入增加1000万美元，包括每年200万美元的(超)/欠回收差异[563] - 公司提出增加3400万美元的费率基础，反映当前收入增加400万美元，80%的收入需求包含在请求的费率增加中[563] - 公司提出增加4900万美元的费率基础，反映当前收入增加1000万美元，80%的收入需求包含在请求的费率增加中[563] - 公司提出增加3600万美元的费率基础，反映当前收入增加300万美元，80%的收入需求包含在请求的费率增加中[563] 资本支出与投资 - 2020年上半年，CenterPoint Energy的资本支出增加了1.09亿美元，主要由于并购活动[525] - CenterPoint Energy的2020年资本支出预计为10.51亿美元，其中休斯顿电力的资本支出为3.94亿美元，CERC为1.8亿美元[528] - CenterPoint Energy计划将2020年资本支出减少约3亿美元，同时维持五年总投资约130亿美元的目标[531] - Bailey to Jones Creek项目预计建设成本约为4.83亿美元，计划于2021年初开始建设，并在2021年底前完成并通电[553] - Indiana Electric计划投资约9亿美元建设一座700-850 MW的天然气联合循环发电设施，以替代现有发电机组的基础负荷容量[554] - F.B. Culley发电厂的环境投资预计为9500万美元，Indiana Electric寻求通过追踪机制回收80%的批准成本[555] - Indiana Electric计划投资约1.6亿美元用于A.B. Brown灰池的清理和回收，预计项目将持续14年[560] - Houston Electric的EECRF申请中，2021年计划和评估、测量及验证成本为3900万美元，2019年超额回收为100万美元，2019年获得的奖金为1200万美元[562] - Indiana Electric的IRP计划中，提议用可再生能源和可调度的天然气发电替代730 MW的煤炭发电[559] - Houston Electric的TCOS申请中，要求增加2.04亿美元的费率基础[562] - CenterPoint Energy和CERC在Beaumont/东德克萨斯地区申请增加1.4亿美元的费率基础[562] - Indiana Electric的F.B. Culley发电厂环境投资于2019年4月24日获得IURC批准，同时拒绝了天然气联合循环发电设施的提议[559] - Indiana Electric的A.B. Brown灰池清理项目于2020年5月13日获得IURC批准，预计在2020年晚些时候开始回收成本[560] 信用与融资 - 截至2020年6月30日，公司可使用的循环信贷额度总额约为51亿美元[576] - 截至2020年7月24日，CenterPoint Energy的循环信贷额度为33亿美元，未使用贷款为3.43亿美元，加权平均利率为0.32%[576] - CERC的循环信贷额度为9亿美元，未使用贷款为2.52亿美元，加权平均利率为0.21%[576] - 截至2020年7月24日，公司没有临时投资[582] - CenterPoint Energy的资金池加权平均利率为0.33%，Houston Electric的借款为4300万美元[584] - CenterPoint Energy的信用评级为Baa2（Moody's）、BBB（S&P）和BBB（Fitch），展望均为负面[585] - VUHI的信用评级为A3（Moody's）和BBB+（S&P），展望分别为稳定和负面[585] - Houston Electric的信用评级为A2（Moody's）、A（S&P）和A（Fitch），展望分别为稳定和负面[585] - CERC的信用评级为A3（Moody's）、BBB+（S&P）和BBB+（Fitch），展望分别为稳定和负面[585]

财务表现 - 公司2020年第一季度净亏损为12.28亿美元，每股稀释亏损为2.44美元，而2019年同期净利润为1.4亿美元，每股稀释收益为0.28美元[392] - 公司普通股股东可用收入减少13.68亿美元，主要由于中游投资报告部门净收入减少11.51亿美元，以及印第安纳电力综合报告部门净收入减少1.62亿美元[394] - 公司普通股股东可用收入减少部分被天然气分销报告部门净收入增加8400万美元，以及休斯顿电力T&D报告部门净收入增加700万美元所抵消[395] - 公司2020年第一季度持续经营业务的有效税率为25%，高于2019年同期的9%，主要由于投资减值导致收益减少[396] - 休斯顿电力2020年第一季度净收入为3300万美元，较2019年同期的2700万美元增加600万美元[402] - 休斯顿电力2020年第一季度有效税率为13%，低于2019年同期的18%，主要由于净监管EDIT负债摊销金额增加[403] - CERC 2020年第一季度净收入为6700万美元，较2019年同期的1.38亿美元减少7100万美元，主要由于终止经营业务收入减少9200万美元[407] - CERC 2020年第一季度持续经营业务的有效税率为21%，高于2019年同期的14%，主要由于净监管EDIT负债摊销金额减少[409] - 休斯顿电力T&D报告部门2020年第一季度净收入为3700万美元，较2019年同期的3000万美元增加700万美元[422] - 净收入增加700万美元，主要由于运营和维护费用减少1700万美元，其中包括裁员成本减少600万美元[424] - 客户增长带来700万美元收入，新增近58,000名客户[424] - 其他收入净增加500万美元，主要由于公司拥有的人寿保险收入[424] - 净收入增加部分被折旧和摊销费用增加900万美元所抵消[425] - 净亏损增加1.62亿美元，主要由于1.85亿美元商誉减值[433] - 天然气分销部门净收入增加8400万美元，主要由于合并带来的额外一个月收入6500万美元[444] - 天然气分销部门净收入增加8400万美元，部分被州和联邦所得税增加3000万美元所抵消[445] - CERC天然气分销部门净收入增加1500万美元，主要由于明尼苏达、阿肯色和德克萨斯州的费率增加2800万美元[453] - 运营和维护费用减少了1700万美元，其中包括2019年与合并相关的1000万美元遣散费用减少，主要由于劳动福利和支持服务成本降低[456] - 由于阿肯色州的TCJA影响，收入增加了500万美元，但在德克萨斯州和密西西比州的TCJA影响下，收入有所减少[456] - 新增了约37,000名客户，带来了200万美元的收入增长[456] - 州和联邦所得税及利息费用增加了1800万美元，主要由于应税收入增加[457] - 由于天气较温和和客户使用量减少，收入减少了800万美元[457] - 财产税和其他非所得税相关税收增加了500万美元，主要由于地方税率和财产估值的增加[457] - 2020年资本项目增加导致债务融资增加，利息费用增加了200万美元[457] - 2020年新增资本项目投入使用，折旧和摊销费用增加了100万美元[457] - 中游投资部门报告了2020年第一季度净亏损11.27亿美元，而2019年同期净收入为2400万美元[460] - 2020年第一季度净收入减少了11.51亿美元，主要由于对Enable的股权投资减值15.41亿美元[462] COVID-19影响 - 公司因COVID-19疫情导致经济放缓，预计未来季度将受到负面影响，包括电力及天然气需求下降、坏账增加等[377][380] - 公司因COVID-19疫情调整了业务运营协议，包括延迟维护和资本项目，并调整项目范围和规模以遵守安全协议[375] - 公司因COVID-19疫情暂停了部分服务区域的非支付客户断供，并遵循PUCT命令处理受疫情影响的客户断供问题[377] - 由于COVID-19的影响，CenterPoint Energy预计其流动性影响是暂时的，并已利用其循环信贷设施作为资金来源[488] - Houston Electric与ERCOT签订了一项无息贷款协议，金额约为500万美元，用于COVID-19应急响应计划[492] - Houston Electric的COVID-19应急响应计划将于2020年7月17日结束，除非PUCT延长该计划[499] - CenterPoint Energy和CERC的流动性可能受到天然气价格上涨、REPs违约、COVID-19等因素的负面影响[564][566] - CenterPoint Energy和CERC在2020年第一季度因COVID-19疫情和股价下跌触发了商誉减值测试，CenterPoint Energy确认了商誉减值损失[570] 资本支出与投资 - 公司计划削减2020年运营和维护费用以及资本支出，以应对当前业务环境并加强财务状况[382] - CenterPoint Energy的2020年资本支出预计为16.82亿美元，其中Houston Electric的资本支出为6.26亿美元，CERC的资本支出为4.01亿美元[483] - CenterPoint Energy计划将2020年的资本支出减少约3亿美元，同时维持五年总投资约130亿美元的目标[485] - CenterPoint Energy预计2020年的运营和维护费用将减少约4000万美元，不包括某些合并成本、公用事业成本、遣散费和收入抵消金额[487] - Houston Electric的Bailey to Jones Creek项目预计成本为4.83亿美元，计划于2021年初开始建设，并在2022年4月前完成[506] - Indiana Electric计划投资约9亿美元建设一座700-850 MW的天然气联合循环发电设施，以替代现有发电机组的基础负荷容量[507] - Indiana Electric在F.B. Culley发电厂的环保投资预计为9500万美元，以符合ELG和CCR规则，并计划通过追踪机制回收80%的批准成本[508] - Indiana Electric的A.B. Brown灰池修复项目预计耗资1.6亿美元，计划通过追踪机制回收80%的成本，并承诺通过现金收益和保险赔偿抵消至少2500万美元的联邦强制成本[510] - Indiana Electric与干预方达成和解协议，预计在2021年开始回收批准的成本[514] - Houston Electric在2019年4月的费率申请中，要求增加2.04亿美元的费率基础，并计划通过追踪机制调整资本[516] - CenterPoint Energy在印第安纳州的天然气费率申请中，要求增加3500万美元的费率基础，并计划通过追踪机制回收80%的成本[518] - CenterPoint Energy在俄亥俄州的费率申请中，计划将TCJA相关的税收优惠返还给客户，预计2020年获得批准[519] - Indiana Electric的TDSIC机制要求增加3400万美元的费率基础，并计划通过追踪机制回收80%的成本[520] - Houston Electric的TCJA相关税收退款已完成，未受保护的EDIT余额为1.05亿美元，受保护的EDIT余额为5.63亿美元，将通过ARAM机制返还给客户[522] 商誉与投资减值 - 公司因宏观经济状况和股价下跌，对Indiana Electric Integrated报告单位进行了商誉减值测试，确认了1.85亿美元的非现金商誉减值损失[378] - 公司对Enable的投资在2020年第一季度确认了14.75亿美元的损失，其中包括15.41亿美元的投资减值[383] - 2020年第一季度净收入减少了11.51亿美元，主要由于对Enable的股权投资减值15.41亿美元[462] - CenterPoint Energy和CERC在2020年第一季度因COVID-19疫情和股价下跌触发了商誉减值测试，CenterPoint Energy确认了商誉减值损失[570] 股息与分红 - 公司宣布将季度普通股股息从每股0.3305美元削减至0.16525美元，削减幅度为50%[381] - Enable的季度分红从2019年第四季度的每股0.3305美元减少到0.16525美元，导致CenterPoint Energy的年分红减少约1.55亿美元[484] 资产出售与重组 - 公司通过子公司VUSI和CERC Corp.分别出售了基础设施服务处置组和能源服务处置组，交易分别于2020年4月9日和2020年第二季度完成[385] - CenterPoint Energy通过其子公司VUSI于2020年4月9日完成了基础设施服务处置组的出售[556] - CenterPoint Energy通过其子公司CERC Corp.计划在2020年第二季度完成能源服务处置组的出售[558] 流动性管理 - 截至2020年3月31日，公司循环信贷设施总额约为51亿美元[532] - 截至2020年5月1日，公司循环信贷设施中已使用的金额为19.47亿美元[533] - 截至2020年3月31日，能源服务处置集团提供的抵押品总额约为7200万美元[547] - 截至2020年3月31日，能源服务处置集团的未使用无担保信贷限额为4.52亿美元[549] - 如果CERC Corp.的信用评级下降，可能需要提供高达1.93亿美元的现金或其他抵押品[550] - 如果所有ZENS在2020年3月31日被兑换为现金，将需要支付约4.7亿美元的递延税款[551] - 如果所有ZENS相关证券在2020年3月31日被出售，将需要支付约1.19亿美元的资本利得税[551] - CenterPoint Energy及其子公司的信贷违约触发条件为任何借款或担保的违约金额超过1.25亿美元[552] - VUHI和VCC的信贷违约触发条件为任何借款或担保的违约金额超过5000万美元[553] - CenterPoint Energy可能通过出售Enable普通单位来减少其在Enable的持股，但目前计划持有这些单位并利用现金分配来资助资本支出计划[555] - CenterPoint Energy从Enable的普通单位和Enable Series A优先单位获得季度现金分配，减少这些分配可能显著影响其流动性[560] - CenterPoint Energy和CERC通过部分天气对冲来减轻天气波动的影响，但仍面临部分天气风险[562] - Houston Electric的应收账款依赖于REPs的及时支付，REPs的违约可能影响其现金流[563] - CenterPoint Energy和CERC的流动性可能受到天然气价格上涨、REPs违约、COVID-19等因素的负面影响[564][566] 环保与合规 - Indiana Electric的F.B. Culley发电厂的水排放许可证更新，要求2020年符合干底灰标准，2023年符合烟气脱硫废水处理标准[525] - 美国环保署（EPA）推迟了某些临时合规日期两年，但未推迟最终合规截止日期2023年12月31日[526] - 美国环保署（EPA）要求从2005年水平减少32%的碳排放，但该规则被美国最高法院暂停实施[527] - 美国环保署（EPA）提出的ACE规则要求各州实施燃煤发电机组能效改进目标计划，预计2024年才能最终确定[527] 客户与市场 - 休斯顿电力T&D报告部门2020年第一季度住宅用电量为5351 GWh，较2019年同期的5183 GWh有所增加[421] - 休斯顿电力T&D报告部门2020年第一季度末住宅用户数为2,260,352户，较2019年同期的2,206,563户有所增加[421] - 新增了约37,000名客户，带来了200万美元的收入增长[456]

债务与利率变动影响 - CenterPoint Energy的浮动利率债务在2019年12月31日总计39亿美元，若利率上升10%，年度利息支出将增加约900万美元[737] - CERC的浮动利率债务在2019年12月31日总计3.76亿美元，若利率上升10%，年度利息支出将增加约100万美元[738] - CenterPoint Energy的固定利率债务在2019年12月31日总计112亿美元，若利率下降10%，其公允价值将增加约3.44亿美元[739] - Houston Electric的固定利率债务在2019年12月31日总计50亿美元，若利率下降10%，其公允价值将增加约1.79亿美元[741] - CERC的固定利率债务在2019年12月31日总计22亿美元，若利率下降10%，其公允价值将增加约7700万美元[742] 投资与市值变动影响 - CenterPoint Energy持有的AT&T和Charter普通股总市值为10.2百万股和0.9百万股，若市值下降10%，将导致净损失少于100万美元[745] 能源衍生品与价格变动影响 - CenterPoint Energy和CERC的非交易能源衍生品在2019年12月31日的公允价值为7300万美元，若NYMEX价格变动0.50美元，将影响1300万美元[746] - CenterPoint Energy在印第安纳州的公用事业天然气业务中，非交易能源衍生品负债的公允价值为2200万美元，由监管资产抵消[749]