公司收益与收入相关事件 - 2023年3月23日，公司从德州公共融资局发行的客户费率减免债券中获得约11亿美元收益，与2021年2月冬季风暴事件相关[337] - 2023年4月5日，批准休斯顿电力2021年对TEEEF投资的3900万美元收入要求[337] - 2023年4月5日，休斯顿电力提交第二份TEEEF申请，要求收回截至2022年12月31日发生的1.88亿美元TEEEF相关成本[337] - 2023年6月29日，印第安纳电力获得3.37亿美元净证券化收益，用于偿还或资助IURC批准的与A.B. Brown燃煤发电设施计划退役相关的合格成本[337] 公司证券与上市信息 - CenterPoint Energy, Inc.的普通股面值为0.01美元，交易代码为CNP，在纽约证券交易所和NYSE Chicago上市[340] - CenterPoint Energy Houston Electric, LLC的6.95%一般抵押债券2033年到期，在纽约证券交易所上市[340] - CenterPoint Energy Resources Corp.的6.625%优先票据2037年到期，在纽约证券交易所上市[340] - ZENS为2.0%零溢价可交换次级票据，2029年到期[344] ZENS相关证券信息 - 截至2023年6月30日和2022年12月31日，ZENS相关证券包括AT&T普通股、Charter普通股和WBD普通股[344] 公司申报类型信息 - CenterPoint Energy, Inc.为大型加速申报公司，CenterPoint Energy Houston Electric, LLC和CenterPoint Energy Resources Corp.为非加速申报公司[350] 公司各阶段收入与收益财务数据对比 - 2023年第二季度公用事业收入17.89亿美元，2022年同期为18.62亿美元；2023年上半年为45.06亿美元，2022年同期为45.71亿美元[358] - 2023年第二季度非公用事业收入8600万美元，2022年同期为8200万美元；2023年上半年为1.48亿美元，2022年同期为1.36亿美元[358] - 2023年第二季度总营收18.75亿美元，2022年同期为19.44亿美元；2023年上半年为46.54亿美元，2022年同期为47.07亿美元[358] - 2023年第二季度净收入1.18亿美元，2022年同期为1.9亿美元；2023年上半年为4.43亿美元，2022年同期为7.21亿美元[358][359] - 2023年第二季度归属于普通股股东的收入为1.06亿美元，2022年同期为1.79亿美元；2023年上半年为4.19亿美元，2022年同期为6.97亿美元[358] - 2023年第二季度基本每股收益为0.17美元，2022年同期为0.28美元；2023年上半年为0.66美元，2022年同期为1.11美元[358] - 2023年第二季度摊薄后每股收益为0.17美元，2022年同期为0.28美元；2023年上半年为0.66美元，2022年同期为1.1美元[358] - 2023年第二季度加权平均流通普通股基本股数为6.31亿股，2022年同期为6.29亿股；2023年上半年为6.31亿股，2022年同期为6.29亿股[358] - 2023年第二季度加权平均流通普通股摊薄股数为6.33亿股，2022年同期为6.32亿股；2023年上半年为6.33亿股，2022年同期为6.31亿股[358] - 2023年净收入为4.43亿美元，2022年为7.21亿美元[364] - 2023年经营活动提供的净现金为24.82亿美元，2022年为9.78亿美元[364] - 2023年投资活动使用的净现金为21.54亿美元，2022年提供的净现金为9.42亿美元[364] - 2023年融资活动使用的净现金为1.87亿美元，2022年为15.97亿美元[364] - 2023年现金、现金等价物和受限现金净增加1.41亿美元，2022年为3.23亿美元[364] - 2023年三个月收入为9.09亿美元，2022年为8.81亿美元；六个月收入为17.01亿美元，2022年为16.27亿美元[368] - 2023年三个月净收入为1.58亿美元，2022年为1.47亿美元；六个月净收入为2.66亿美元，2022年为2.08亿美元[368] 公司股权结构信息 - 截至2023年，普通股每股面值0.01美元，授权股数10亿股，流通股数6.31073571亿股；股东权益总计103.66亿美元，负债和股东权益总计380.97亿美元[363] - 截至2023年7月19日，CenterPoint Energy, Inc.有6.31184089亿股普通股流通在外，不包括166股库存股[380] - CenterPoint Energy Houston Electric, LLC有1000股普通股流通在外，均由Utility Holding, LLC持有[380] - CenterPoint Energy Resources Corp.有1000股普通股流通在外，均由Utility Holding, LLC持有[380] 公司资产负债相关财务数据对比 - 截至2023年6月30日和2022年12月31日，公司现金及现金等价物分别为2.14亿美元和7400万美元，其中与可变利益实体（VIE）相关的分别为6300万美元和7500万美元[389] - 截至2023年6月30日和2022年12月31日，公司应收账款分别为6.38亿美元和8.89亿美元，坏账准备分别为4100万美元和3800万美元，其中与VIE相关的分别为2500万美元和2200万美元[389] - 截至2023年6月30日和2022年12月31日，公司总资产分别为380.97亿美元和385.46亿美元[389] - 截至2023年6月30日和2022年12月31日，公司短期借款分别为200万美元和5.11亿美元[390] - 截至2023年6月30日和2022年12月31日，公司应付账款分别为8.32亿美元和13.52亿美元[390] - 截至2023年6月30日和2022年12月31日，公司总流动负债分别为31.84亿美元和51.13亿美元[390] - 截至2023年6月30日和2022年12月31日，公司长期债务净额分别为160.32亿美元和148.36亿美元[390] 公司业务项目相关事件 - 2023年第二季度，印第安纳州公用事业监管委员会（IURC）批准了公司修订后的购电协议（PPA），Clenera LLC太阳能阵列预计于2025年第二季度投入使用[396] - 2023年6月28日，CERC向明尼苏达州公共事业委员会（MPUC）提交了首个创新计划，该五年计划包括18个试点项目和7个小型研发项目，MPUC审查预计需约一年时间[401] - MPUC要求若各方认为申报文件不符合报告要求或标准非正式程序不合适，需在2023年9月15日前发表评论，初始评论期于11月3日结束，回复评论于2024年1月12日截止，补充评论于2月2日截止[402] 公司投资与收入调整相关信息 - 2019年1月1日至2022年12月31日，配电投资资本净变化约19亿美元，调整负荷增长后收入增加8500万美元；2023年7月14日达成和解，调整负荷增长后收入增加7000万美元[404] - Rider TEEEF截至2022年12月31日成本产生的总收入要求为1.88亿美元，2022年TEEEF费率与本次申请的收入变化为1.49亿美元[404] - 2022年8月1日至2023年1月31日，投资资本净变化为3.67亿美元[404] 公司费率调整申请相关信息 - RSP基于9.95%的ROE和50个基点的收益区间，北路易斯安那州净增300万美元，南路易斯安那州净增500万美元，TCJA退款影响分别为100万美元，两地还分别寻求收回70万美元和30万美元的监管资产[405] - CenterPoint Energy - Indiana South - Gas (IURC)申请将费率基数提高3300万美元，反映当前收入每年约增加300万美元，80%的收入要求包含在申请的费率增加中，20%推迟到下一次费率案例[405] - CenterPoint Energy和CERC - Indiana North - Gas (IURC)申请将费率基数提高9500万美元，反映当前收入每年约增加900万美元，80%的收入要求包含在申请的费率增加中，20%推迟到下一次费率案例[405] - CenterPoint Energy和CERC - Ohio (PUCO)申请将2022年投资的费率基数提高4600万美元，反映当前收入每年增加600万美元[405] 公司信用与税务相关风险信息 - 截至2023年6月30日，若CERC Corp.信用评级下降，可能需提供高达2.49亿美元的现金或其他抵押品[419] - 若2023年6月30日所有ZENS兑换为现金，需支付约6.97亿美元递延税；若所有ZENS相关证券出售，需支付约7600万美元资本利得税[420] 公司浮动利率债务相关信息 - 截至2023年6月30日和2022年12月31日，CenterPoint Energy浮动利率债务分别为24亿美元和45亿美元，若浮动利率从2023年6月30日起提高100个基点，年利息费用将增加约2400万美元[464]

业绩总结 - 2023年第一季度公司实现非GAAP每股收益（EPS）为0.50美元，重申2023年全年指导为1.48-1.50美元的非GAAP EPS[16] - 2023年第一季度，向普通股东可用的合并收入为3.13亿美元，稀释每股收益为0.49美元[65] - 2023年第一季度，非GAAP基础上的合并收入为3.14亿美元，非GAAP稀释每股收益为0.50美元[65] - 2023年第一季度，非GAAP资金运营（FFO）为2.416亿美元，FFO与非GAAP评级机构调整后的债务比率为14.2%[75] - 2023年第一季度，净现金提供的经营活动为29.43亿美元[71] - 2023年第一季度，调整后的现金运营为33.63亿美元[75] 用户数据 - 2023年第一季度，住宅客户数量同比增长2%，达到302,634户[42] - 2023年第一季度，电力业务的总吞吐量为21756 GWh，同比下降6%[42] - 2023年第一季度，天然气业务的总吞吐量为229 Bcf，同比下降12%[42] - 预计2023年电力业务的平均月收费为49美元，过去10年平均年增长率不到1%[38] 未来展望 - 公司预计2024年非GAAP EPS增长目标为8%，并计划在2025年至2030年间每年实现6%-8%的中高端增长[15] - 预计2024年将有约5%的当前平均住宅客户账单的CEHE证券化费用将从账单中移除，为客户创造额外的账单空间[17] - 2023年目标的资金来源为14%-15%的FFO/债务比率，保持财务健康[15] 新产品和新技术研发 - 公司已发行首个绿色债券，符合可持续融资框架[15] 市场扩张和并购 - 公司正在执行430亿美元的资本计划，预计80%的资本支出将通过监管临时机制回收[17] - 2023年计划在7月提交新的费率案件，预计收入需求约为1.62亿美元，比去年增加8500万美元[31] 负面信息 - 2023年第一季度，ZENS相关的公允价值变动损失为310万美元，影响稀释每股收益0.05美元[65] - 2022年第一季度，ZENS相关的公允价值变动损失为810万美元，影响稀释每股收益0.13美元[69] 其他新策略和有价值的信息 - 预计2023年将继续保持运营和维护费用的1%-2%的年度平均节省目标[15] - 2023年4月提交的第二次申请寻求回收约为1.88亿美元的成本，比去年增加1.49亿美元[31] - 2022年获得PUCT批准的临时紧急移动发电成本约为2亿美元，收入需求为3900万美元[31]

财务数据和关键指标变化 - 2023年第一季度非GAAP每股收益为0.50美元，2022年第一季度为0.47美元；GAAP每股收益为0.49美元 [1][9][128] - 重申2023年非GAAP每股收益指引目标为1.48 - 1.50美元，较去年实际非GAAP每股收益增长8%；预计2024年增长8%，2025 - 2030年保持6% - 8%的中高端增长 [1][2][40] - 第一季度O&M比2022年第一季度有利0.02美元，目标是平均每年降低1% - 2% [39] - 杂项收入、税收优惠等其他项目比2022年第一季度有利0.02美元，但利息费用增加0.06美元 [91] - 截至第一季度末，按穆迪方法计算FFO与债务比率超14%，预计2023年保持在14% - 15%目标范围内；浮动利率债务余额降至16%，较2022年底减少19亿美元 [132] 各条业务线数据和关键指标变化 德州天然气业务 - 本季度收到约11亿美元与2021年冬季风暴Uri期间产生的特殊天然气成本相关的证券化收益，已收取约21亿美元特殊天然气成本的90%，明尼苏达天然气业务还有约2.3亿美元待收取 [4][13] - 提交年度GRIP申请，请求增加6000万美元收入要求 [11] 休斯顿电力业务 - 提交2022年输电和配电投资的资本追踪申请，输电申请（TCOS）请求约4000万美元收入要求，预计5月纳入客户费率；配电申请（DCRF）请求约8500万美元收入要求，预计6月更新客户费率 [41][93][106] - 提交临时应急移动发电装置剩余成本回收申请（TEEEF），请求1.88亿美元收入要求，相关约14亿美元2022年资本部署9月1日才纳入费率 [93][131] - 自2014年以来，休斯顿电力收费年均增长低于1%，预计长期内客户收费增长与通胀持平或低于通胀 [7][107] 各个市场数据和关键指标变化 - 休斯顿2022年GDP约4820亿美元，较2021年增长近4%，是美国去年第二快增长的大都市地区；过去30年休斯顿地区年均增长约2% [100][104][145] - 2023年第一季度，德州天然气和休斯顿电力服务区域的供暖度日数比2022年第一季度低约350，印第安纳电力服务区域低约550 [10] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 继续执行长期资本计划，2023年计划投资36亿美元，本季度已投入10亿美元；目标到2030年投资430亿美元 [34][92] - 计划在认为可运营执行、有效融资和回收时，正式纳入最多30亿美元额外确定的资本机会 [130] - 关注德州立法进程，部分法案若通过将有利于客户和公司，可能解锁30亿美元增量资本机会 [45][46][136] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 行业面临利率上升、通胀和本季度温和冬季天气等逆风，但公司有合适团队应对 [102] - 公司认为顺风因素多于逆风因素，对持续增长有信心，休斯顿地区客户持续2%增长，O&M仍有显著机会 [115] 其他重要信息 - 宣布新首席财务官Chris Foster，他将加入领导团队继续执行公司增长计划 [37][85] - 公共事业委员会（PUC）批准休斯顿地区租赁临时应急移动发电装置成本回收申请，对客户是积极结果 [42][86][99] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：如何看待德州立法相关监管更新法案对长期计划和6% - 8%增长目标的影响，能否解锁30亿美元增量资本机会 - 6% - 8%的增长基于现状，法案通过主要使客户受益，也有利于公司；部分法案对当前计划有信用增值作用，能更及时回收关键基础设施相关成本，解锁增量资本 [45][46][47] 问题2：如何看待Oncor费率案结果对公司即将到来的一般费率案的影响 - 会借鉴经验，但公司与Oncor情况不同，会展示公司为客户所做投资，呈现公司优势 [118][139][140] 问题3：如何维持2023年后14%的债务指标，如何考虑为30亿美元资本支出提供资金及时间安排 - 有一些可能对信用有增值作用的事项，但要等德州立法结束后正式更新；会寻找有效为利益相关者提供资金的方式，如立法会议中的信用增值机会或即将到来的费率案结果 [58][59][60] 问题4：关于弹性需求的思考如何演变，当前资本计划是否完全解决弹性优先事项，30亿美元增量资本是否涉及 - 30亿美元主要用于增量弹性工作，公司将在未来几年继续寻找方式纳入增强弹性支出 [65][72] 问题5：当地经济趋势与年初增长预期相比有无偏差 - 过去30年休斯顿地区一直保持2%的年增长率，包括疫情期间，目前情况与现状相符 [145][150]

公司融资与债券相关 - 2023年1月4日，IURC授权公司发行高达3.5亿美元债券，以证券化与煤炭发电设施退役相关的合格成本，公司在一季度将2.57亿美元的财产、厂房和设备重新分类为监管资产[440] - 2023年3月23日，公司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[440] - 2023年4月，SIGECO签署协议，预计5月1日完成约1.48亿美元免税债务的重新发售，年底前还将按市场利率重新发售3800万美元免税债务[502] - 2023年9月1日，CenterPoint Energy的A系列优先股将从固定股息率转换为浮动利率，为三个月美元LIBOR（或替代基准利率）加3.270%[502] - 2023年，CERC有5700万美元固定利率高级票据到期，预计按当前利率再融资[504] - 2023年2月16日，CERC签订50万美元定期贷款协议[560] - 2023年3月21日，公司签订2.5亿美元定期贷款协议[561] 公司监管与收入申请相关 - 2023年4月5日，批准休斯顿电力2021年在TEEEF投资的3900万美元收入要求，同日休斯顿电力提交申请，要求收回截至2022年12月31日的1.88亿美元TEEEF相关成本[440] - 2022年，MPUC不允许公司回收约3600万美元的管辖区天然气成本，公司监管资产余额减少[501] 公司整体财务数据关键指标变化 - 可供普通股股东分配的收入减少2.05亿美元[444] - 2023年第一季度，公司营收为17.17亿美元，较2022年同期的17.63亿美元减少4600万美元[476] - 2023年第一季度，公司总费用为14.04亿美元，较2022年同期的14.55亿美元减少5100万美元[476] - 2023年第一季度，公司净收入为2.12亿美元，较2022年同期的6.31亿美元减少4.19亿美元[476] 电力业务板块数据关键指标变化 - 电力业务板块2023年第一季度收入17.75亿美元，较2022年同期的18.24亿美元减少4900万美元；运营收入3.36亿美元，较2022年同期的3.31亿美元增加500万美元；净收入2.34亿美元，较2022年同期的3.98亿美元减少1.64亿美元[450] - 电力业务板块2023年第一季度居民吞吐量96 Bcf，较2022年同期的123 Bcf下降22%；商业和工业吞吐量133 Bcf，较2022年同期的137 Bcf下降3%；总吞吐量229 Bcf，较2022年同期的260 Bcf下降12%[450] - 电力业务板块2023年第一季度末居民计量客户数量为3973454户，较2022年同期的3926192户增长1%；商业和工业计量客户数量为302634户，较2022年同期的297270户增长2%；总计量客户数量为4276088户，较2022年同期的4223462户增长1%[450] 休斯顿电力收支差异相关 - 休斯顿电力传输收入有利差异为4600万美元，运营和维护费用有利差异为1400万美元，折旧和摊销费用不利差异为1500万美元，其他税项不利差异为100万美元，债券公司费用有利差异为1900万美元，利息费用和其他融资费用不利差异为500万美元，证券化债券利息费用有利差异为200万美元，其他收入净额有利差异为300万美元[455] 公司排放与能源投资目标相关 - 2021年9月，公司宣布到2035年实现范围1和部分范围2净零排放目标，以及将部分范围3排放减少20% - 30%的目标[462] - 公司计划到2035年实现范围1和部分范围2排放的净零目标，印第安纳电力公司将淘汰730兆瓦的燃煤发电设施[466] - 公司预计在清洁能源投资和支持方面支出超30亿美元，用于可再生能源发电和电动汽车扩张[466] 公司循环信贷安排相关 - 公司各循环信贷安排总规模为40亿美元，其中CenterPoint Energy为24亿美元，加权平均利率为5.29%，到期日为2027年12月6日[468] - 截至2023年3月31日，公司循环信贷额度总计约40亿美元，可全额使用[484] 公司业务风险相关 - 监管行动可能对公司的收入、运营成本和资本要求产生不利或有利影响，但目前无法量化其影响程度[462] - 若客户使用替代能源或减少设施扩张，公司服务需求可能下降；电动汽车使用增加，公司服务需求可能上升[481] - 气候变暖可能使天然气销售下降，但电力传输、分配和发电收入可能增加；极端天气会增加设施维修成本和服务恢复成本[482] - 若公司信用评级下调，将对短期和长期融资能力、融资成本和商业战略执行产生重大不利影响[489] 公司天然气业务数据关键指标变化 - 2023年第一季度，公司天然气总吞吐量为2190亿立方英尺，较2022年同期的2450亿立方英尺下降11%[476] 公司客户数量数据关键指标变化 - 截至2023年第一季度末，公司住宅计量客户数量为386.9044万户，较2022年同期的382.2万户增长1%[476] - 截至2023年第一季度末，公司商业和工业计量客户数量为29.2014万户，较2022年同期的28.6626万户增长2%[476] 公司证券与债务相关 - 公司拥有与ZENS相关证券的股份，约等于用于计算其对ZENS持有人义务的参考股份的100%[474] - 截至2023年3月31日和2022年12月31日，CenterPoint Energy浮动利率债务分别为26亿美元和45亿美元，若利率提高100个基点，年利息支出将增加约2600万美元[502] - 若利率从2023年3月31日水平下降10%，CenterPoint Energy固定利率债务公允价值将增加约6.03亿美元[504] - 若CERC公司信用评级低于适用门槛水平，截至2023年3月31日可能需提供高达2.4亿美元现金或其他抵押品[519] - 若2023年3月31日所有ZENS换为现金，2023年需支付约6.74亿美元递延税；若出售所有ZENS相关证券，2023年需支付约8300万美元资本利得税[521] - 截至2023年3月31日和2022年12月31日，公司未偿还固定利率债务本金分别为140亿美元和125亿美元，公允价值分别为130亿美元和111亿美元[534] - 截至2023年3月31日，ZENS债务组成部分为600万美元，若利率从该日水平下降10%，其公允价值将增加约100万美元[535] - 截至2023年3月31日，ZENS衍生组成部分为6.17亿美元负债，若无风险利率从该日水平上升10%，其公允价值将减少100万美元[535] - 公司持有1020万股AT&T普通股、90万股Charter普通股和250万股WBD普通股，若这些股票在2023年3月31日的总市值下降10%，净损失将少于100万美元[536] 公司历史业务决策相关 - 2008年，PUCO批准公司和CERC退出俄亥俄州天然气服务领域的商业业务[537] 公司财务报告相关 - 截至2023年3月31日的三个月内，公司财务报告内部控制无重大变化[538] - 公司未提交某些长期债务工具作为合并Form 10 - Q的附件，这些工具授权发行的证券总额不超过公司及其子公司合并总资产的10%[541] - 截至2023年3月31日，公司披露控制和程序有效[553] 公司天然气业务衍生品相关 - 公司和CERC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，期限最长为10年[552] - 截至2023年3月31日，公司和CERC在印第安纳州的公用事业天然气业务非交易能源衍生品资产的公允价值均为100万美元[552] 公司临时投资与资金池相关 - 截至2023年4月19日，公司无临时投资[515] - 资金池投资加权平均利率为5.34%，休斯顿电力和CERC分别为1.88亿美元和1.91亿美元[517] 公司商誉减值测试相关 - 2022年第三季度，公司完成年度商誉减值测试，确定无需对任何报告单元计提商誉减值费用[529] 报告日期相关 - 报告日期为2023年4月27日[565]

业绩总结 - FY 2022非GAAP每股收益为$1.38，相较于FY 2021的$1.27增长了8.66%[7] - 2022年普通股东可用的合并收入为1,008百万美元，稀释每股收益为1.59美元[71] - 2022年经营活动提供的净现金为1,810百万美元，调整后的现金流为2,351百万美元[53][57] - 2022年第四季度非GAAP EPS为0.28美元，较2021年第四季度增长[85] 用户数据 - FY 2022的电力业务客户增长为4%，天然气业务客户增长为11%[22] - FY 2022的电力业务总发电量为22,529 GWh，同比下降4%[22] - FY 2022的天然气业务总吞吐量为191 Bcf，同比增长5%[22] 未来展望 - 2023年非GAAP EPS指导范围为1.48-1.50美元[84] - 2023年预计将进行$350MM的证券化申请，涉及煤电设施的退役成本[13] - 预计未来10年资本计划的80%将通过临时机制可回收[20] - 2023年资本支出总额预计将增加至$3.6B[10] 新产品和新技术研发 - 预计德克萨斯州的证券化收益将用于偿还约11亿美元的浮动利率/高息债务[87] 市场扩张和并购 - 明尼苏达州的费率案件获批，预计将增加$48.5MM的收入，回报率为9.39%[12] - 德克萨斯州的DCRF和传统DCRF和解金额分别为$142MM和$78MM[12] 负面信息 - 2022年早期债务清偿相关成本的影响为27百万美元，稀释每股收益影响为0.04美元[52] - 预计2024年将取消的CEHE证券化费用将使客户账单增加约5%[86] 其他新策略和有价值的信息 - 2022年总债务净额为16,234百万美元[59] - 非GAAP资金来自运营与非GAAP评级机构调整后的债务比率为15.4%[57] - 2022年末FFO/债务比率约为15%，目标为2030年达到14%-15%[84] - 2022年资本计划增加2.3亿美元，总额达到430亿美元，预计2023年投资约36亿美元[85]

财务数据和关键指标变化 - 第四季度非GAAP每股收益(EPS)为$0.28,全年非GAAP EPS为$1.38,同比增长9% [11] - 第四季度GAAP EPS为$0.19,全年GAAP EPS为$1.59 [40] - 第四季度非GAAP EPS同比增长1%,全年非GAAP EPS同比增长9% [42] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第四季度收入增长主要来自电价上涨和用电量增加,分别贡献$0.06和$0.02 [43][44] - 第四季度运营费用同比增加$0.02,主要由于天气原因导致部分费用提前确认 [45] 各个市场数据和关键指标变化 - 德克萨斯州新增就业岗位近110万,休斯顿地区新增就业岗位17.9万,人口增加近30万 [24] - 休斯顿和达拉斯地区2022年新增住房许可15.3万套,超过加州同期新增住房许可 [25] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司专注于成为纯受监管的公用事业公司,95%以上的收益来自受监管的公用事业业务 [13] - 公司计划在未来5年向德克萨斯医疗中心投资超过2亿美元,以支持其扩张 [22] - 公司计划在2030年前投资430亿美元用于电网现代化和可靠性提升 [16] - 公司正在推进印第安纳州的综合资源计划,包括建设460兆瓦的天然气发电厂和首个风电项目 [15] - 公司预计2023年非GAAP EPS增长8%,2024年增长8%,之后每年增长6%-8% [19] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为公司拥有行业领先的长期增长计划,并有能力执行该计划 [10][12][17] - 管理层预计未来几年客户电费年均涨幅将低于2%,远低于当前通胀率 [30] - 管理层认为公司处于有利地位,能够应对高利率、通胀等挑战 [27] - 管理层对德克萨斯州的经济增长和就业市场持乐观态度 [23] 其他重要信息 - 公司正在寻找新的首席财务官,预计将在下一季度宣布人选 [33] - 公司完成了对长期养老金风险的剥离,减少了约三分之一的养老金负债 [68] 问答环节所有提问和回答 问题: 资本市场的环境和对债务指标的考虑 - 管理层预计将通过资产出售和再融资来管理利率上升的影响 [77][78][79] 问题: 德克萨斯州即将进行的费率案件 - 管理层预计不会大幅提高费率要求,并希望通过降低运营费用来抵消其他成本 [85][86] 问题: 首席财务官的搜索进展 - 管理层预计将在下一季度宣布新的首席财务官人选 [89][90] 问题: 养老金剥离的影响 - 管理层认为养老金剥离有助于降低未来的收益波动性 [94][95] 问题: 德克萨斯州的政治和监管环境 - 管理层认为德克萨斯州的政治和监管环境对公司有利,特别是在电网可靠性方面 [98][99][100][101][102][103][104] 问题: 资产出售的考虑 - 管理层认为当前市场对公用事业资产仍有浓厚兴趣,但公司目前不需要出售资产 [106][107][108][109] 问题: 天然气价格下跌对客户账单的影响 - 管理层预计客户将在2023年4月开始感受到天然气价格下跌带来的账单减少 [113][114] 问题: 印第安纳州风电项目的进展 - 管理层预计该项目将在2023年底获得批准,并表示公司正在按计划推进综合资源计划 [116][117][118][119]

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 -