财务数据和关键指标变化 - 公司第一季度调整后每股收益为1.14美元,包括天气温和导致的收益减少0.22美元 [8][34] - 公司经营现金流为9.6亿美元,同比增加4.22亿美元,主要由于公用事业客户收款增加、非资本性风暴支出减少和退休金缴款减少 [37] - 公司净流动性保持强劲,达到57亿美元,包括4.06亿美元的风暴准备金 [39] 各条业务线数据和关键指标变化 - 工业销售同比增长2%,主要来自新增和扩张客户,特别是初级金属和石化行业 [36] - 工业销售增长主要来自初级金属和石化行业,与公司的长期6%工业销售增长目标一致 [51][78] 各个市场数据和关键指标变化 - 路易斯安那州和德克萨斯州的新客户和业务扩张带动了工业销售增长 [13][16] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司正在大幅投资提高可靠性和抗灾能力,并大幅扩大清洁能源足迹,以满足客户需求 [10][17][18] - 公司正在积极推进可再生能源项目,已与供应商就约2300兆瓦的可再生能源项目进行谈判 [18] - 公司正在评估延长路易斯安那州公式费率计划或提交新的费率案,以确保及时回收投资成本 [22][23] - 公司正在推动路易斯安那州和新奥尔良的抗灾投资计划获得监管批准 [25][26] - 公司看好未来几年工业销售的增长前景,尤其是液化天然气、氨和炼油等行业 [13][14] - 《通胀减免法案》为公司的清洁能源转型提供了有利的政策支持 [14][15] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司第一季度业绩受到温和天气的影响,但公司有灵活的FLEX计划来应对这种波动性 [8] - 公司有信心实现2023年指引目标和长期6%-8%的收益增长目标 [8][41] - 公司看好未来几年工业销售的增长前景,尤其是液化天然气、氨和炼油等行业,并预计《通胀减免法案》将进一步推动清洁能源投资 [13][14][15] - 公司正在积极与监管机构合作,以确保及时回收投资成本,维持良好的信用评级 [22][23][25][26] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Shahriar Pourreza 提问** 询问公司未来资本配置计划,包括是否考虑资产优化 [45][46] **Kimberly Fontan 回答** 公司正在评估2025年及以后的资本计划,会根据可执行性、分散性和价值创造等标准考虑资产优化 [46] 问题2 **Julien Dumoulin-Smith 提问** 询问公司与FERC的诉讼进展及和解谈判情况 [58][59][60][61][62] **Roderick West 回答** 公司正在与各方进行和解谈判,但需要等待FERC就售后回租和税收问题的裁决,以为后续谈判提供明确的法律依据 [59][60][61][62] 问题3 **David Arcaro 提问** 询问公司2023年度运营维护费用目标的实现情况 [67][68][69] **Kimberly Fontan 回答** 第一季度运营维护费用下降0.03美元,但全年来看,公司有信心通过灵活管理实现0.10美元的节省目标 [68][69]

业绩总结 - 公司确认2023年财务目标，维持长期展望[3] - 2023年第一季度调整后每股收益为1.32美元，相较于2022年第一季度的1.14美元增长15.8%[8] - 第一季度运营现金流因公用事业客户收款增加而上升，非资本性风暴支出减少[12] - 公司预计2023年每股收益指导区间为6.55至6.85美元[32] - Consolidated的调整后（非GAAP）收益为2.42亿美元，较去年同期的2.69亿美元有所下降[126] - Consolidated的每股收益（EPS）为1.47美元，较去年同期的1.36美元有所上升[126] - E-LA在2023年第一季度的净收入为311百万美元，相较于2022年第一季度的276百万美元增长[129] - E-LA的调整后每股收益（非GAAP）为1.14美元，较2022年同期的1.32美元下降[129] - 2023年第一季度的稀释普通股平均数量为212百万股，较2022年第一季度的204百万股有所增加[153] 用户数据 - 2022年天气调整后的电力零售销售中，E-AR占比48%[25] - E-AR的递延燃料余额从2022年12月31日的140百万美元增加到2023年3月31日的523百万美元[45] - E-LA的递延燃料余额从2022年12月31日的148百万美元下降至2023年3月31日的-22百万美元[45] - E-TX的递延燃料余额从2022年12月31日的258百万美元下降至2023年3月31日的151百万美元[45] 财务健康 - 延期燃料余额减少超过4亿美元，显示出财务健康改善[15] - 当前电力销售的递延燃料余额较上年下降超过4亿美元[45] - E-LA获得15亿美元的证券化融资，增强了流动性[30] - E-LA的证券化收益为1.5十亿美元，将在15年内按有效利息法进行半年度赎回[133] 未来展望 - 预计2021至2024年的股本需求为0.13亿美元，显示出融资需求的变化[31] - E-LA计划在未来10年内投资50亿美元用于项目[51] - 预计到2022年，新的产能将达到约14 Bcf/d，其中约85%位于ETR地区[158] 资本成本与回报 - E-MS的加权平均资本成本（WACC）为7.03%[53] - E-LA的授权投资回报率（ROE）为10.75%[53] - E-NO的加权平均资本成本（WACC）为6.88%[82] - Entergy Texas的提议股本回报率（ROE）为10.8%[88] - Entergy Texas的WACC（税后）为7.24%[88] 负面信息与不确定性 - 该公司在执行商业战略方面面临不确定性，包括可能未能按预期完成的战略交易[151] - 预计未来的立法和监管行动将对Entergy及其客户产生影响，包括货币、财政、税收、环境或能源政策的变化[151] - 2023年第一季度的其他运营费用包括核能加油停工费用、折旧费用、非所得税和退役费用[155]

营业收入和销售量 - 2022年度营业收入为26.73亿美元，较2021年度的23.39亿美元增长[894] - 2022年度总电能销售量为30,899 GWh，较2021年度的30,501 GWh增长1%[895] 资本投资和计划 - Entergy Arkansas计划在2023年至2025年进行的建设和其他资本投资总额分别为7.55亿美元、18.25亿美元和14.85亿美元[910] - Entergy Arkansas计划在2023年实现商业运营的Walnut Bend Solar、West Memphis Solar和Driver Solar项目[912][913][914] - Entergy Arkansas的资本来源包括内部资金、现金、Entergy System资金池、债务或优先会员权益发行、资本贡献和银行融资[915] 财务表现和预测 - Entergy Arkansas在2022年的财报电话会议中提到，2022年预计的普通股权益回报率为7.65%，2020年的历史回报率为7.92%[921] - 2022年预计的收入缺口为8920万美元，2020年的历史年份调整为1940万美元[921] - Entergy Arkansas在2022年的财报电话会议中提到，2023年预计的普通股权益回报率为7.40%，2021年的历史回报率为8.38%[922] - 2023年预计的收入缺口为10480万美元，2021年的历史年份调整为1520万美元[922] - Entergy Arkansas在2022年的财报电话会议中提到，2023年的总提议收入变化为11990万美元[922] - Entergy Arkansas在2022年的财报电话会议中提到，2023年的总提议收入变化为10280万美元[924] 费率和监管 - Entergy Arkansas的电价受到监管机构批准的影响，APSC主要负责批准向客户收取的费率[917] - Entergy Arkansas的2020年度公式费率计划申请显示，根据公式费率计划，其收入要求受到四个百分点的年度收入限制[918] - 根据法案404，Entergy Arkansas的公式费率计划被延长了第二个五年期，并且在2021年5月生效，要求的公式费率计划骑手收入净变化为3,980万美元[919] 其他 - 2016年第一季度，Entergy Arkansas记录了8700万美元的负债，包括利息，用于估计成本增加和向其他公用事业运营公司支付的金额[935] - Entergy Arkansas在2021年的财报电话会议中提到，提出了一个绿色电价计划，计划提供高达200兆瓦的太阳能容量[925] - Entergy Arkansas在2022年的财报电话会议中提到，能源成本恢复附加费率从0.00959美元/千瓦时增加到0.01785美元/千瓦时[930]

财务数据和关键指标变化 - 2022年调整后每股收益为6.42美元，高于2021年的0.40美元，处于指引区间上半部分，连续七年高于指引中点 [3][64] - 2022年运营现金流近26亿美元，比去年高2.85亿美元，主要因公用事业收入增加和新奥尔良风暴证券化收益，部分被燃料和购电支出增加及核电厂关闭影响抵消 [18] - 2023年调整后每股收益指引区间为6.55 - 6.85美元，中点为6.70美元，预计实现6% - 8%的年度调整后每股收益增长 [19] - 养老金资金状况增加约5亿美元至约85%，养老金负债因利率上升下降，但被投资资产回报率低于预期抵消，净资金状况改善 [55] - 递延燃料余额上季度下降近4.5亿美元，预计2023年因天然气曲线下降和高效燃料回收机制大幅下降 [66] - 11月结算770万股股权分配计划，现金收益约8.5亿美元，大部分用于偿还短期债务，到2024年预计股权发行基本完成，仅剩1.3亿美元 [67] 各条业务线数据和关键指标变化 - 工业销售强劲，比2021年高近5%，受新客户和扩建客户持续增长及热电联产客户需求高于预期推动 [37] - EWC业务在2022年结束，2023年不再是报告板块，剩余活动将计入母公司及其他 [38] - 预计2023年零售销量在天气调整基础上约增长1%，主要由新客户和扩建客户的强劲工业销售增长驱动 [40] - 2022年运维成本因支持更高销量的可变运营成本和灵活管理计划而升高，计划2023年恢复正常水平，并考虑材料、合同劳动力和化学品成本上升 [41] 各个市场数据和关键指标变化 - 天然气曲线下降，2023年价格曲线下降约2美元，将使客户账单降低约4%，长期来看，较低天然气价格意味着更高的核能生产税收抵免，为客户带来额外价值 [65] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略围绕为客户、员工、社区和所有者四大关键利益相关者创造价值，投资电力输送系统以提高可靠性和恢复力，大幅扩展清洁能源发电以支持工业负荷增长和客户脱碳目标 [24] - 三年160亿美元资本计划支持战略，包括近60亿美元发电投资，推动向清洁能源未来发展，计划未来三年将可再生能源组合增加约4500兆瓦，到2031年底达到14 - 17吉瓦 [11][31] - 加速系统恢复力和加固，实施“Entergy Future Ready”计划，三年资本计划包括约9亿美元用于此工作，获监管批准后可能增加投资 [32] - 持续评估利益相关者外联实践，目标是实现一流的利益相关者参与方式，与监管机构就长期目标达成一致，为客户提供所需服务 [28] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2022年是成功的一年，公司将继续为关键利益相关者创造价值，执行资本计划，为可再生能源发电、清洁电气化和恢复力加速的长期机会奠定基础 [15] - 尽管面临高气价和炎热天气挑战，但近期天然气价格下降将改善客户承受能力，公司将继续为客户争取联邦资金以降低成本 [14] - 对长期工业销售增长6%的预期有信心，与分析师日的预期一致 [13] - 公司有望在2023年底实现符合评级机构预期的信用指标，加强资产负债表 [66] 其他重要信息 - 2022年公司安全取得重要进展，事故总数减少30%，严重伤害减少超50%，总可记录伤害率在EEI公用事业公司中排名前四分之一 [5] - 冬季风暴Elliott和Mara期间，团队表现出色，无人员伤亡，核电厂River Bend Station连续运行675天后开始换料停机，为当地提供安全清洁能源 [6][26] - 德州费率案各方就关键条款达成初步协议，听证会暂停以敲定协议；路易斯安那州获批准通过证券化收回飓风IDA成本，公司将全额收回成本 [7] - 12月收到FERC关于系统能源不确定税务立场和售后回租投诉的命令，认为不确定税务问题的补救措施明确，无需额外退款；对售后回租决定失望，已申请重新审议，该售后回租为客户节省超8亿美元 [8][9] - 公司员工志愿服务超11万小时，帮助低收入客户获得1.25亿美元LIHEAP资金，通过志愿所得税援助计划帮助1.2万个低收入家庭获得2200万美元所得税抵免 [35] - 公司五个运营公司均收到能源部电网恢复力和创新伙伴关系计划第一轮全额申请的鼓励信 [14] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 2023年规划假设及变动原因，运维成本增加归因 - 2023年销售和运维成本较早期展望有所增加，早期展望为初步估计，后续细化过程中发现保守规划原则和销售方面的额外顺风因素，利率费用有适度机会，使公司能够增加以客户为中心的运维支出，如植被维护和呼叫中心支持 [44] 问题: SERI相关程序新进展及对和解讨论的影响 - 两个主要事项更新，一是合规文件提交，今日公司提交对监管机构反对意见的回应，FERC无具体行动时间；二是对方请求重新审议，FERC给自己设定的2月23日回复期限。FERC明确意图有助于为和解铺平道路，后续FERC若能澄清12月决定及解决重新审议问题，将进一步明确阻碍和解的未决问题，公司将积极追求和解 [46][48] 问题: 养老金费用下降原因及具体贡献金额 - 养老金费用下降是因为资金状况增加约5亿美元至约85%，年底增加了贡献金额，具体数字将由Bill跟进提供。养老金负债因利率上升下降，但被投资资产回报率低于预期抵消，净资金状况改善 [55] 问题: SERI的3300万美元折旧调整相关信息 - 12月决定在售后回租方面涉及第三方拥有部分的成本回收及售后回租方式，FERC确定的折旧是对该部分费率基础折旧影响的调整，相关项目都与解开售后回租部分的影响有关 [94] 问题: 路易斯安那委员会关注的日常可靠性问题解决途径 - 可靠性是恢复力对话的一部分，二者紧密相连。监管机构在客户面临财务困难时寻求缓解措施，公司的利益相关者参与策略强调持续投资、以客户为中心的投资和可靠性的必要性，这将继续是向路易斯安那委员会提交的恢复力文件的一部分，预计监管机构将支持加速投资 [84] 问题: 降低路易斯安那风暴成本证券化过程风险的举措 - 开展恢复力计划是最大机会，公司已在路易斯安那和新奥尔良提交相关文件，计划今年晚些时候在德州提交。客户对可靠性和恢复力投资无偏好，风暴中断给客户带来困难，这促使公司加速恢复力投资，监管机构也对此表示关注 [86][87] 问题: 2月22日FERC是否会确认合规退款报告 - 预计FERC在2月23日回应各方重新审议请求，具体实质性内容未知 [104] 问题: FERC拒绝重新审议是否为和解扫清障碍 - 各方若对结果不满意有上诉机会，公司希望FERC重新确认初始立场以获得清晰信息，将等待FERC下周回应以确定下一步行动 [105] 问题: FERC安排Grand Gulf提价审慎性听证会的原因 - 该命令仅为程序性，未要求退款或采取进一步行动，也未对公司施加义务、剥夺权利或确定法律关系，只是启动进一步程序，FERC保留解决实质性问题的权利和能力，这对公司来说并不意外 [117] 问题: 与IRS就核能生产税收抵免量化的讨论情况 - 公司通过EEI与合作伙伴和其他公用事业公司一起寻求核能生产税收抵免的澄清，需等待行业整体结果，认为这是公司的机会，符合资格，可为客户管理账单和进行增量投资提供机会 [108] 问题: 太阳能投资税收抵免转向生产税收抵免对每股收益的影响 - 生产税收抵免和IRA总体上为增量投资提供机会，公司将与监管机构合作，以既能为客户提供价值又能支持公司信用和资产负债表的方式返还税收抵免。公司已开始相关对话，考虑将其作为费率基础的抵免而非直接抵免给客户，以管理资产负债表和稳定客户账单。公司有50%的规划假设，若此举有助于提高竞争力，可能有额外增量投资机会，但需努力实现 [121][123] 问题: FERC相关挑战解决的合理预期时间 - FERC决定相关问题的时间不确定，这也是公司积极与监管机构协商和解以消除不确定性的原因 [138] 问题: 运维成本受外部因素影响的比例及对监管救济的影响，早期展望9%的公用事业账面净资产收益率是否有变化 - 2023年指引中考虑了一些通胀成本，如商品成本、化学品成本和劳动力成本上升，但商品价格同比下降带来一定缓解。公司有灵活手段管理运维成本和整体处于指引区间内，对监管救济无影响。在路易斯安那和阿肯色，公司继续在费率上限内管理，预计增加的销售将有所帮助，路易斯安那6月是当前周期最后一次FRP文件提交，预计后续会有费率案或新FRP文件提交，结果可能使净资产收益率上升 [140][141] 问题: 资本市场条件对资本分配、股息决策和融资需求优化的影响 - 股权方面，到2024年的需求基本满足，仅剩1.3亿美元。随着2025 - 2026年资本投资加速和可再生能源增长，公司将考虑最有效融资方式，持续关注利率和其他融资机制，但目前无可行替代融资方案，现阶段资本结构未改变，通过内部持续改进工具和灵活调整内部选项来应对 [142][143] 问题: 路易斯安那州FRP周期最后一年的倾向及相关想法 - 公司为费率案和FRP延期两条路径都做好准备，二者并行不悖。考虑到加速恢复力文件提交和资本计划及费率设计的调整，公司将与利益相关者探讨最有效路径以纳入恢复力组件 [147]

业绩总结 - 2022年调整后每股收益强劲，为6.42美元[8] - 2022年调整后每股收益位于指导范围的前半部分，连续第7年[10] - 2022年运营现金流为2585百万美元[34] - 2022年净流动性，包括风暴保证金，为42亿美元[46] - 预计2021-2024年的股本需求为估计的数十亿美元[54] 用户数据 - E-LA客户占比最高，为48%[93] - 工业部门占电力销售的44%[95] - 2022年电力发电来源中，核能占27%[98] 未来展望 - 公司在2022年计划活动中，E-LA太阳能建设已完成，E-TX绿色定价费率提交，MTEP 2022获批[85] - 公司计划在2023年第一季度推出E-AR FRP费率，第二季度提交E-TX 2021年度RFP，第四季度获批MTEP 2023[87] - 2023年的关键指导因素包括全年2022年和计划中的2023年费率行动、零售销售量的变化、公用事业其他运营和维护等[170] 新产品和新技术研发 - E-AR拥有301MW的太阳能项目，预计2025年投入使用[105] - 公司计划在2025年之前推出多个太阳能项目，包括Wildwood Solar、Greer Solar和Hinds Solar[105] 市场扩张和并购 - 美国到欧洲价差推动液化天然气扩张，氨基肥料出口受益；紧缺库存支持炼油利润[23] - SERI与MPSC达成全球和解，退还2.35亿美元给Entergy Mississippi[148] 负面信息 - SERI支付1.04亿美元用于退款，包括销售-租赁问题、折旧问题和不确定税务立场问题[152] - LPSC、APSC和CCNO在2021年3月提起了关于运营审慎性索赔的投诉，指控SERI在2016年至2020年期间不审慎地运营Grand Gulf[165]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后每股收益为2.84美元，公司收窄2022年指引范围，将区间下限提高0.10美元/股，并确认到2025年实现6% - 8%的年增长率展望 [10][42] - 董事会将季度股息提高6%，年化金额现为每股4.28美元，符合60% - 65%的目标派息率 [11] - 第三季度运营现金流为9.93亿美元，较去年有所下降，主要因燃料和购电付款时间、EWC业务缩减和运营维护成本增加，部分被公用事业客户收入增加抵消 [48] - 第三季度递延燃料余额增加约1.5亿美元，公司继续与零售监管机构合作管理高燃料成本对客户账单的影响，天然气远期曲线持续下降有助于降低客户账单 [49][50] - 截至目前，在2024年前预计需要的12亿美元中，公司已发行近11亿美元，大部分为股权远期合约，计划在年底行使股权远期合约并收取现金 [55] 各条业务线数据和关键指标变化 - 零售销售增长是本季度调整后每股收益的主要驱动因素，去年受飓风艾达影响，今年天气也比正常情况温暖，剔除天气因素，本季度销售增长5.7%，工业销售增长7%，主要贡献者为氯碱和运输客户，小型工业和热电联产客户的销售额也高于去年 [43][44] - 运营维护成本因多种因素增加，包括电力输送费用增加（部分由通胀导致的植被成本上升）、输电维护和核电运营成本增加，以及因今年夏天账单增加导致的坏账费用上升 [44][45] - EWC业务的主要驱动因素仍是 merchant nuclear plants 的关闭和出售 [48] 各个市场数据和关键指标变化 - 工业商品价差持续支持正利润率和墨西哥湾沿岸强劲的运营水平，炼油业务仍高盈利，低产品库存支撑高运营率，创纪录的商品价差推动墨西哥湾液化天然气出口至欧洲，美国墨西哥湾氨生产商高负荷运行以填补全球供应缺口 [46] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司核心公用事业业务持续执行重要战略，四家运营公司有年度公式费率计划，以实现投资及时回收，为客户带来利益 [11] - 公司积极推进可再生能源业务，获批阿肯色州250兆瓦太阳能项目收购，路易斯安那州委员会批准四个总计475兆瓦的太阳能项目和新的Geaux Green电价，公司还宣布两个新的可再生能源招标计划，目前共有八个总计7000兆瓦的活跃招标，已在四个招标中做出选择并与交易对手谈判 [24][25][26] - 公司重视系统弹性，自飓风艾达以来投资新基础设施，包括超22000根配电杆、超2200座输电结构和八个加油站，还制定150亿美元的10年加速弹性计划，计划在新奥尔良、路易斯安那州和得克萨斯州提交申请 [27][28] - 公司关注客户承受能力，上季度宣布多项举措帮助客户应对高温和天然气价格上涨导致的高账单，包括为超35000名客户提供超500万美元账单信用、在48个社区举办能源博览会、为低收入客户房屋进行节能改造和安装节能电器等 [30] - 公司积极参与氢能经济，得克萨斯州和新堡垒能源签署合作开发可再生能源和氢能基础设施的谅解备忘录，得克萨斯州将供应120兆瓦绿色电力，路易斯安那州的奥林和普拉格能源宣布绿氢生产计划，CF工业宣布20亿美元碳捕集氨综合体项目 [20][21][22] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司新领导团队就位，未来前景光明，有望履行对关键利益相关者的承诺 [9] - 墨西哥湾地区是近岸增长机会的主要目标，公司工业客户具有成本优势，近期供应链和地缘政治条件增强了这一优势，大宗商品价差支持积极前景，公司未看到业务因经济不确定性而明显停滞或退缩 [19][23] - 公司对《降低通胀法案》带来的好处持乐观态度，预计该法案将改善氢能经济，加速清洁氢生产，为客户和公司创造价值 [17][52] 其他重要信息 - 昨日公司8月宣布的领导层继任计划生效，Drew Marsh担任首席执行官，Leo Denault退休但将在未来几个月担任执行主席，Kimberly Fontan接任首席财务官，Kimberly Cook - Nelson担任首席核电官，Chris Bakken担任Entergy Infrastructure执行副总裁 [6][7][8] - 密西西比州的FRP申请于7月获批，新奥尔良和路易斯安那州的FRP费率变更于9月1日生效，阿肯色州的年度审查预计12月完成，得克萨斯州今年提交基本费率案，听证会计划于12月举行，若无和解，预计明年第二季度做出决定 [12] - 新奥尔良市议会批准2.06亿美元证券化融资用于风暴成本回收和补充风暴代管账户，路易斯安那州对艾达成本的审查正在进行，工作人员提交支持性证词并建议全额成本回收，听证会定于12月举行，预计明年初收到证券化资金 [13][14] - 9月公司收到关于奥兰治县先进电站（OCAPS）的行政法法官建议，主审法官建议批准该项目，项目最终决定权在委员会，明日会议将讨论，若获批，OCAPS将是首个首日可燃烧高达30%氢气、最终可100%使用氢气的机组 [15][18] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 2500兆瓦招标中，公司对自有项目机会与购电协议的预期如何，《降低通胀法案》是否会提高自有项目比例？ - 公司目前预计自有项目占比至少50%或更高，这与分析师日的预期一致，《降低通胀法案》有望带来上行空间，并减少对税收股权合作伙伴关系的需求 [62][63] 问题2: 美国墨西哥湾沿岸工业活动扩张的增长节奏、时间框架以及对住宅客户的二次影响如何？ - 公司在分析师日预计未来五年复合年增长率为6%，其中约24%的增长将在特定阶段出现，工业扩张将有助于增加当地就业，促进住宅和商业客户基础增长，但由于现代工业设施的自动化程度，就业增长幅度不如30年前 [64][65][66] 问题3: 考虑到2023年运营维护成本增加和利率上升的逆风，公司如何应对通胀环境下的规划参数变化，以及如何为增长融资？ - 2022年运营维护成本增加的驱动因素包括灵活支出和通胀，公司在2023年的预测中考虑了一定水平的通胀，并通过持续改进机会来应对，利率方面，长期债务利率升至略低于6%，短期债务利率为5.25%，公司财务团队通过在低利率时期 refinance 长期债务来减轻利率上升的影响，此外，公司预计通过行使股权远期合约和完成证券化获得现金，缓解近期借款需求，关于融资，目前暂无新消息 [70][71][72][74][77] 问题4: 2026年公司预计受到的最低税影响如何，2024 - 2025年最低税影响是否会被核电生产税收抵免抵消？ - 公司预计2026年开始受到公司最低税影响，2024 - 2025年不会被抵消，核电生产税收抵免从2023 - 2024年开始，其价值取决于天然气和电力价格，公司将与监管机构合作，为客户提供利益并抵消最低税影响 [80][81] 问题5: 即将进行的路易斯安那州弹性计划申请，相关利益相关者的反馈和意愿如何？ - 路易斯安那州的利益相关者对弹性计划表示关注，委员会关注计划的推进节奏和对客户账单的影响，公司认为从NextEra和佛罗里达的经验中吸取的教训支持加速弹性支出的必要性，目前正在与利益相关者积极沟通并取得进展 [82][83][85] 问题6: SERI 和解协议有何更新？ - 暂无公开的新消息，公司正在积极与相关利益相关者接触，努力达成和解 [88] 问题7: 运营维护成本比原指引高0.60美元，其中加速支出、通胀和有机增长部分各占多少，阿肯色州下一次FRP申请的费率变化是否会达到上限？ - 运营维护成本增加包括提前支出和通胀因素，难以具体拆分，通胀主要体现在燃料、化学品和资本方面，公司将通过持续改进来管理成本，阿肯色州下一次FRP申请的具体费率仍在制定中，会考虑通胀因素，目前今年的公式计划已超过上限 [90][91][96] 问题8: 除得克萨斯州奥兰治县项目外，其他司法管辖区是否需要更多传统发电？ - 公司长期规划包括大量可再生能源投资，预计在14 - 17吉瓦时，短期内仅奥兰治县项目在计划中，若能源需求加速增长，可能需要额外产能，预计在本十年后期可能需要储能或天然气向氢气转换的产能 [100][101][104] 问题9: 路易斯安那州公式费率计划的收入请求与授权情况如何，公司如何使路易斯安那州更接近授权回报率，EPS指引是否假设路易斯安那州在未来几年接近区间中点？ - 公司继续与零售监管机构合作，寻求更有效的成本回收方式，如在弹性计划申请中请求更及时的成本回收，并需要延长现有的输电和配电投资费率机制，EPS指引假设与监管机构建设性合作以提高回报率，但不假设出现新的机制 [107][108][111] 问题10: 路易斯安那州弹性计划申请是否考虑将高风险部分地下化，LNG扩张方面，公司看到哪些关于电动驱动和可再生能源使用的兴趣？ - 路易斯安那州的讨论考虑了地下化的成本效益和风险回报，目前正在进行相关分析，LNG扩张方面，公司与客户的对话核心围绕电动驱动、天然气压缩和碳捕集，服务区域内LNG项目预计加速发展，不仅在扩张方面，ESG组件也受到关注，这种电气化趋势也出现在其他工业过程中 [115][116][120] 问题11: 对于SERI资产，公司是否考虑更具战略性的解决方案，而非逐个解决诉讼案件？ - 公司正在与相关方沟通，寻求全球和解方案，在完成当前在FERC的诉讼和解之前，无法考虑战略替代方案，若恢复正常运营，战略解决方案可能不是最佳选择 [126][127][128]

业绩总结 - Entergy第三季度调整后的每股收益（EPS）为2.45美元，相较于2021年同期的2.84美元有所下降[6] - 2022年第三季度的公用事业部门税后收益为6.72亿美元，较2021年第三季度的5.70亿美元增长了17.89%[90] - 2022年第三季度合并后的税后收益为5.61亿美元，较2021年第三季度的5.31亿美元增长了5.65%[90] - 预计2022年调整后的每股收益（EPS）范围为6.25至6.45，当前年初至今的结果为5.94[84] - 预计2022年第三季度的调整后合并收益为5.80亿美元，较2021年第三季度的4.94亿美元增长了17.36%[90] 用户数据 - 2022年第三季度的平均稀释普通股股数为2.05亿股，而2021年为2.02亿股[8] - E-AR的电力零售销售中，住宅占31%，工业占44%[31] 未来展望 - 预计2023年调整后的EPS增长将受到独特工业增长、加速韧性、可再生能源扩展等因素的推动[24] - 预计2023年将不受企业替代最低税（CAMT）影响，直到2026年[21] - 预计2022年公用事业的投资回报率（ROE）为8.1%[91] - 预计2023年测试年度的收益率（ROE）为7.40%，低于2021年的8.38%[42] 新产品和新技术研发 - Entergy的可再生能源项目包括2021 E-LA太阳能600 MW和2022 E-LA太阳能和风能1500 MW[39] - Entergy计划在2024年完成多个太阳能项目，总容量达到250 MW[38] 市场扩张和并购 - 预计2021年至2024年的股本需求为8.7亿美元[22] - Entergy Texas计划在2026年投入15.5亿美元用于CCCT项目[60] 负面信息 - 2022年第三季度的公用事业燃料和购电支出对现金流产生了负面影响[16] - EWC部门在2021年调整后收益为负19百万美元，较2020年的正26百万美元有所下降[92] 其他新策略和有价值的信息 - Entergy的信用评级为S&P A（稳定）和Moody's A2（正面）[17] - Entergy的净流动性（包括风暴托管资金）截至2022年9月30日为41亿美元[20] - SERI与MPSC的全球和解协议将退还2.35亿美元给E-MS，预计总退还金额为5.88亿美元[66]

公司战略目标 - 公司承诺到2050年实现净零碳排放[19] 财报报表信息 - 公司财报包含综合收益表、现金流量表等多种报表，各报表对应不同页码，如综合收益表在27页[10] 前瞻性陈述风险因素 - 前瞻性陈述涉及诸多风险和不确定性，包括监管、市场、环境等多方面因素[15][17][19] - 前瞻性陈述受待决和未来费率案件解决情况影响，包括成本回收延迟风险[15] 公司面临的各类风险 - 公司公用事业运营公司参与MISO面临监管、运营挑战和经济风险[15] - 公用事业监管变化会影响公司，如零售和批发竞争、资产回收等方面[15] - 核设施相关的监管、许可、性能等情况会对公司产生影响[15] - 能源相关商品价格波动和市场变化会影响公司及其客户[17] - 气候变化、极端天气等会给公司带来成本回收、运营等方面的不确定性[17] - 供应链中断会影响公司资本项目的及时和成本效益完成[17] 2022年第三季度与2021年第三季度业务数据对比 - 2022年第三季度与2021年第三季度相比，公用事业业务净收入从570366千美元增至672368千美元，批发商品业务净收入从25517千美元降至 - 19292千美元，母公司及其他业务净亏损从64880千美元增至92487千美元，公司整体净收入从531003千美元增至560589千美元[33] - 2022年第三季度与2021年第三季度相比，公用事业业务运营收入为965376千美元，批发商品业务运营收入减少100266千美元，母公司及其他业务运营收入减少27千美元，公司整体运营收入为865083千美元[33] - 2022年第三季度与2021年第三季度相比，公用事业业务燃料及相关费用为623649千美元，批发商品业务燃料及相关费用增加5380千美元，母公司及其他业务燃料及相关费用减少3千美元，公司整体燃料及相关费用为629026千美元[33] - 2022年第三季度与2021年第三季度相比，公用事业业务购电费用为101408千美元，批发商品业务购电费用增加2323千美元，母公司及其他业务购电费用增加3千美元，公司整体购电费用为103734千美元[33] - 2022年第三季度与2021年第三季度相比，公用事业业务其他监管费用净额为 - 111607千美元[33] - 2022年第三季度与2021年第三季度相比，公用事业业务其他运营和维护费用为132029千美元，批发商品业务其他运营和维护费用减少40994千美元，母公司及其他业务其他运营和维护费用增加1515千美元，公司整体其他运营和维护费用为92550千美元[33] - 2022年第三季度与2021年第三季度相比，批发商品业务资产减记、减值及相关费用为 - 4千美元[33] - 2022年第三季度与2021年第三季度相比，公用事业业务其他税项为8938千美元，批发商品业务其他税项减少1257千美元，母公司及其他业务其他税项增加28千美元，公司整体其他税项为7709千美元[33] - 2022年第三季度与2021年第三季度相比，公用事业业务折旧和摊销费用为39246千美元，批发商品业务折旧和摊销费用减少7298千美元，母公司及其他业务折旧和摊销费用减少405千美元，公司整体折旧和摊销费用为31543千美元[33] - 2022年第三季度与2021年第三季度相比，公用事业业务其他收入（扣除项）为 - 35648千美元，批发商品业务其他收入（扣除项）为 - 2819千美元，母公司及其他业务其他收入（扣除项）为 - 24279千美元，公司整体其他收入（扣除项）为 - 62746千美元[33] 2022年第三季度业务数据 - 2022年第三季度公用事业运营收入为41.57亿美元，2021年同期为31.91亿美元[36] - 2022年第三季度电力使用量增加2260GWh，增幅7%[40] - 2022年第三季度零售一次性账单信贷为3700万美元[36] - 2022年第三季度Entergy批发商品运营收入从2021年同期的1.62亿美元降至6200万美元[45] - 2022年第三季度公用事业其他运营和维护费用从2021年同期的6.44亿美元增至7.76亿美元[47] 有效所得税税率变化 - 2022年第三季度有效所得税税率为24.9%，2021年同期为22.8%[60][61] - 2022年前九个月有效所得税税率为-12.2%，2021年同期为19.1%，与联邦法定税率21%的差异各有原因[106][107] 2022年前九个月业务数据对比 - 2022年前九个月公用事业净收入为11.65569亿美元，2021年同期为12.52835亿美元[64] - 2022年前九个月Entergy批发商品净亏损为7.486亿美元，2021年同期为2.12101亿美元[64] - 2022年前九个月公司净收入为9.96692亿美元，2021年同期为8.59594亿美元[64] - 2022年前9个月公用事业运营收入为101.91亿美元，2021年为84.61亿美元，其中零售电价、电量/天气等因素有不同金额影响[73] - 2022年前9个月总电力销售较2021年增长4%，各客户类别中工业增长7%、商业增长6%、住宅增长5%、政府增长4%，转售下降7%[80] - 2022年前9个月Entergy批发商品运营收入从2021年的5.59亿美元降至3.01亿美元，主要因电厂关闭[81] - 2022年前9个月公用事业其他运营和维护费用从2021年的19.37亿美元增至21.3亿美元，多项费用有增减变化[84] - 2022年前9个月Entergy批发商品其他运营和维护费用从2021年的2.33亿美元降至9400万美元，主要因电厂关闭和费用减少[98] 2022年特殊费用及收益 - 2022年发生5.51亿美元监管费用、2.83亿美元所得税费用减少和1.66亿美元出售工厂收益[65] - 2022年第二季度Entergy Louisiana记录2.24亿美元监管费用，Entergy Mississippi第三季度记录3700万美元监管信贷等[87][90] - 2022年前九个月利息费用增加，主要因公司间股息收入增加3500万美元和风暴恢复成本确认增加1200万美元[94] - 2022年前九个月资产注销、减值及相关费用因出售Palisades工厂获得1.66亿美元收益（税后1.3亿美元），2021年同期因出售Indian Point Energy Center产生3.4亿美元费用（税后2.68亿美元）[99] - 2022年10月公司以约500万美元出售RS Cogen LLC 50%的会员权益，无损益影响[112] - 2022年6月出售Palisades工厂交易完成，产生1.66亿美元收益（税后1.3亿美元）[113] 债券发行与偿还 - 2021 - 2022年多家子公司有债券发行，如Entergy Arkansas 2021年3月发行4亿美元3.35%系列抵押债券、2022年3月发行2亿美元4.20%系列抵押债券等[95] - 2021年有部分债券偿还，如Entergy Arkansas 2021年2月偿还3.5亿美元3.75%系列抵押债券[97] 公司债务与资金情况 - 截至2022年9月30日，公司债务资本比率为69.0%，较2021年12月31日的69.5%有所下降[117][118] - 公司有35亿美元信贷额度，将于2027年6月到期，截至2022年9月30日，借款1.5亿美元，可用额度33.47亿美元，加权平均利率2.39%[120] - 公司商业票据计划上限20亿美元，截至2022年9月30日，未偿还商业票据13.87亿美元，加权平均利率1.52%[122] - 截至2022年9月30日，Entergy Louisiana和Entergy Mississippi的风暴储备托管账户分别有2.91亿美元和3300万美元[123] - 2022年5月公司将股权分销计划授权总销售价格提高10亿美元，截至9月30日已使用约10亿美元，约8.7亿美元待结算，预计2024年再发行约1.3亿美元股权[124] 飓风相关影响及处理 - 飓风劳拉、德尔塔、泽塔、冬季风暴尤里和艾达对安特吉路易斯安那州公司服务区造成重大破坏，前四者修复成本约20.6亿美元，含16.8亿美元资本成本和3.8亿美元非资本成本，计入资金成本后为21.1亿美元[125][126] - 2022年2月达成和解协议，劳拉、德尔塔、泽塔和尤里飓风及冬季风暴的21亿美元修复成本可收回，资金成本5100万美元可收回，重建2.9亿美元现金风暴储备，设立10亿美元储备支付艾达飓风部分修复成本，授权通过证券化融资31.86亿美元[130] - 2022年5月证券化融资完成，路易斯安那地方政府环境设施和社区发展局发行31.94亿美元本金债券，净收益用于购买安特吉金融公司31635718.7221个A类优先股，股息率7% [131][132] - 安特吉金融公司将14亿美元分配给母公司，母公司清算后将其分配给安特吉路易斯安那州公司，剩余17亿美元借给安特吉，安特吉赎回6.5亿美元高级票据并向路易斯安那州公司注资10亿美元[135] - 安特吉路易斯安那州公司用10亿美元注资存入艾达飓风代管账户，后取出，与14亿美元一起存入2.9亿美元风暴损害储备，偿还12亿美元无担保定期贷款，赎回4.35亿美元抵押债券[136] - 证券化使安特吉路易斯安那州公司所得税费用减少约2.9亿美元，安特吉净减少2.83亿美元，路易斯安那州公司记录2.24亿美元监管费用和相应负债[137] - 艾达飓风对安特吉路易斯安那州公司造成的修复成本目前估计约25.4亿美元，含19.6亿美元资本成本和5.86亿美元非资本成本，计入资金成本后为26.4亿美元，监管机构建议认定可收回[139] - 艾达飓风对安特吉新奥尔良公司造成约1.7亿美元修复成本，含1100万美元估计成本，估计资金成本900万美元，已申请认定可收回[142] - 2022年10月安特吉新奥尔良公司获授权发行2.06亿美元证券化债券，1.25亿美元用于未收回的艾达飓风成本，7500万美元用于未来风暴储备[143] - 飓风劳拉、德尔塔和冬季风暴尤里对安特吉德克萨斯公司造成破坏，2022年第一季度该公司将1.53亿美元从公用事业资产重新分类为其他监管资产，4月发行2.9085亿美元高级担保系统修复债券[144][145] 公司投资与项目情况 - 公司预计2023 - 2025年公用事业资本投资约155亿美元[148] - 2022年5月密西西比州公司为购买向日葵太阳能设施支付首笔款项约1.05亿美元，该设施9月开始商业运营[156] - 橙县先进电站初始预计总成本12亿美元，后更新固定定价为15.8亿美元，最新预计成本约15.5亿美元，预计2026年底投入使用[158] - 2021年太阳能组合包括四个项目，总装机容量475兆瓦，2022年8月各方达成和解，9月LPSC批准[155] - 核桃弯太阳能、西孟菲斯太阳能和司机太阳能项目预计2024年投入商业运营[150][151][154] - 美国商务部调查可能导致进口太阳能电池板关税增加，加剧供应链中断，影响太阳能项目进度和成本[149] 公司流动性风险敞口 - 截至2022年9月30日，公司在支持Entergy Wholesale Commodities交易的担保下有1300万美元的流动性风险敞口，已交付800万美元现金抵押品[175] 核电站运营情况 - 除Waterford 3处于NRC反应堆监督程序行动矩阵的第2列外，公司公用事业业务拥有和运营的所有核电站目前都处于第1列[177] 养老金计划情况 - 2022年，公司假设其合格养老金计划资产的长期回报率为6.75%；截至2022年9月30日，由于股市下跌，公司合格养老金计划资产亏损24%，公允价值从2021年12月31日的70亿美元降至50亿美元[181] 2022年季度及前九个月综合业务数据对比 - 2022年第三季度，公司运营收入为9.54705亿美元，2021年同期为8.2787亿美元；2022年前九个月，运营收入为16.01897亿美元，2021年同期为15.04077亿美元[187] - 2022年第三季度，公司综合净收入为5.55882亿美元，2021年同期为5.35583亿美元；2022年前九个月，综合净收入为9.99486亿美元，2021年同期为8.73333亿美元[187] - 2022年第三季度，公司基本每股收益为2.76美元，摊薄后每股收益为2.74美元；2021年同期基本每股收益为2.64美元，摊薄后每股收益为2.63美元[187] - 2022年前九个月，公司基本每股收益为4.90美元，摊薄后每股收益为4.88美元；2021年同期基本每股收益为4.28美元，摊薄后每股收益为4.26美元[187] - 2022年第三季度，公司综合收益为5.6655亿美元，2021年同期为5.42283亿美元；2022年前九个月，综合收益为10.18644亿美元，2021年同期为8.50501亿美元[191] - 2022年第三季度，归属于公司的综合收益为5.71257亿美元，2021年同期为5.37703亿美元；2022年前九个月，归属于公司的综合收益为10.1585亿美元，2021年同期为8.36762亿美元[191] 2022年年度业务数据对比 - 2022年综合净收入为999,486千美元，2021年为873,333千美元[195] - 2022年经营活动

公司战略与承诺 - 公司承诺到2050年实现净零碳排放[18] 前瞻性陈述说明 - 公司的前瞻性陈述受多种风险和不确定性影响，包括监管、市场、环境、天气、技术等方面[14][16][18] - 前瞻性陈述基于报告发布时的信息，除联邦证券法要求外，公司无义务公开更新或修订[13] 文档内容概述 - 文档包含公司及子公司的财务信息，如运营报表、综合收益表、现金流量表等[9] - 文档涵盖公司及子公司的财务讨论与分析内容[9] - 文档包含对公司财务报表的多项注释，如承诺与或有事项、费率与监管事项等[9] 公司面临风险 - 公司面临监管和运营挑战，包括参与MISO的相关风险[14] - 公司面临成本增加和资本支出上升的风险，以及成本回收的不确定性[14] - 公司面临气候变化、极端天气等带来的影响和成本回收风险[16] - 公司面临供应链中断对资本项目的影响[16] 季度财务数据对比（2021Q2与2022Q2） - 2021年第二季度，公用事业净收入为325,903千美元，批发商品业务净亏损为275,195千美元，母公司及其他净亏损为56,682千美元，公司净亏损为5,974千美元[33] - 2022年第二季度，公用事业净收入为152,739千美元，批发商品业务净收入为86,839千美元，母公司及其他净亏损为79,875千美元，公司净收入为159,703千美元[33] - 2022年第二季度与2021年第二季度相比，公用事业运营收入增加632,884千美元，批发商品业务运营收入减少59,723千美元[33] - 2022年第二季度与2021年第二季度相比，公用事业燃料及相关费用增加18,570千美元，批发商品业务燃料及相关费用增加7,317千美元[33] - 2022年第二季度与2021年第二季度相比，公用事业购电成本增加310,321千美元，批发商品业务购电成本增加7,930千美元[33] - 2022年第二季度与2021年第二季度相比，公用事业其他运营和维护费用增加34,446千美元，批发商品业务其他运营和维护费用减少40,848千美元[33] - 2022年第二季度与2021年第二季度相比，批发商品业务资产减记、减值及相关费用减少506,158千美元[33] - 2022年第二季度与2021年第二季度相比，公用事业其他税费增加19,567千美元，批发商品业务其他税费减少3,239千美元[33] - 2022年第二季度与2021年第二季度相比，公用事业折旧和摊销增加34,891千美元，批发商品业务折旧和摊销减少11,172千美元[33] - 2022年第二季度与2021年第二季度相比，公用事业所得税减少443,064千美元，批发商品业务所得税增加96,929千美元[33] 季度特殊事项财务影响 - 2022年第二季度，公用事业公司因系统能源部分和解协议产生5.51亿美元监管费用（税后4.13亿美元），因飓风相关证券化融资减少所得税费用2.83亿美元，同时产生2.24亿美元（税后1.65亿美元）监管费用，6月出售帕利塞兹工厂获得1.66亿美元（税后1.3亿美元）收益[34] - 2021年第二季度，因5月出售印第安角能源中心产生3.4亿美元（税后2.68亿美元）费用[35] 公用事业业务运营收入分析 - 公用事业公司2022年第二季度运营收入为33.06亿美元，2021年为26.73亿美元，增长受燃料等收入、电量/天气、风暴恢复成本、零售电价等因素影响[38] - 电量/天气差异主要因全客户类别用电量增加2343吉瓦时（8%），其中工业用电增长源于扩张项目、热电联产客户和现有客户需求增加[40] - 风暴恢复成本包括2022年第二季度Entergy Louisiana的3700万美元和Entergy Texas的2200万美元[41] - 零售电价差异主要因各子公司公式费率计划费率和成本回收因子骑手费率上调[42] - 公用事业运营收入从2021年上半年的52.7亿美元增至2022年上半年的60.34亿美元，主要因燃料等收入、零售电价、电量/天气、风暴恢复成本、递延所得税返还等因素[76] 批发商品业务运营收入分析 - 2022年第二季度Entergy Wholesale Commodities运营收入从2021年的1.49亿美元降至8900万美元，主要因工厂关闭和价格下降[47] - 批发商品业务运营收入从2021年上半年的3.97亿美元降至2022年上半年的2.39亿美元，主要因工厂关闭[85] 运营和维护费用分析 - 2022年第二季度公用事业公司其他运营和维护费用从2021年的6.91亿美元增至7.26亿美元，主要因电力输送、能效、客户服务等费用增加[51] - 2022年第二季度Entergy Wholesale Commodities其他运营和维护费用从2021年的8300万美元降至4200万美元，主要因工厂关闭减少费用，部分被遣散和留用费用增加抵消[61] - 公用事业其他运营和维护费用从2021年上半年的12.94亿美元增至2022年上半年的13.54亿美元，主要因电力输送等费用增加，部分被保险费用减少抵消[88][89] - Entergy Wholesale Commodities其他运营和维护费用从2021年上半年的1.82亿美元降至2022年上半年的8400万美元，主要因部分电厂关闭及遣散和留用费用减少[99] 所得税税率分析 - 2022年第二季度有效所得税税率为183.8%，与联邦法定税率21%的差异主要因飓风成本证券化减少所得税费用和税前亏损[68] - 2021年第二季度有效所得税税率为93%，与联邦法定税率21%的差异主要因超额累计递延所得税摊销等因素[69] - 2022年上半年有效所得税税率为 - 194.8%，与联邦法定税率21%的差异主要因风暴成本证券化等；2021年上半年有效所得税税率为12.3%，与联邦法定税率差异主要因递延所得税摊销等[106][107] 上半年财务数据对比（2021与2022） - 2022年上半年与2021年同期相比，公用事业净收入从682470千美元降至493201千美元，批发商品业务从亏损237619千美元转为盈利94151千美元，母公司及其他业务亏损从116260千美元扩大至151249千美元，公司整体净收入从328591千美元增至436103千美元[71] - 2022年上半年运营结果包括公用事业5.51亿美元监管费用、2.83亿美元所得税费用减少、出售工厂1.66亿美元收益；2021年上半年包括出售能源中心3.4亿美元费用[72][73] - 2022年上半年与2021年同期相比，公用事业各类客户用电量均有增长，总零售电量增长5%，转售电量下降16%，总电量增长2%[84] - 2022年上半年与2021年同期相比，批发商品业务自有容量从1205兆瓦降至394兆瓦，计费电量从7099吉瓦时降至3595吉瓦时，核舰队容量因子从97%降至93%[85] 其他收入与费用分析 - 其他监管费用（信贷）净额包括2021年第一季度3900万美元监管负债转回、2022年第二季度Entergy Louisiana 2.24亿美元监管费用、System Energy 5.51亿美元监管费用[91] - 其他收入减少主要因退役信托基金活动变化和Entergy Louisiana 3200万美元费用，部分被公司间股息收入增加等因素抵消[94][95] - 利息支出增加主要因2021 - 2022年各子公司发行多笔抵押债券及获得无担保定期贷款，如Entergy Arkansas在2021年3月发行4亿美元3.35%系列抵押债券、2022年3月发行2亿美元4.20%系列抵押债券等[97] - 利息支出增加部分被偿还债券抵消，如Entergy Arkansas在2021年2月偿还3.5亿美元3.75%系列抵押债券，Entergy Louisiana在2021年5月偿还2亿美元4.8%系列抵押债券[98] - 2022年上半年资产注销、减值及相关费用（信贷）因出售Palisades电厂获得1.66亿美元（税后1.3亿美元）收益，2021年上半年因出售Indian Point Energy Center产生3.4亿美元（税后2.68亿美元）费用[100][102] 债务与融资情况 - 截至2022年6月30日，债务与资本比率为69.1%，排除证券化债券后为68.8%，净债务与净资本比率（排除证券化债券）为68.4%，较2021年有所下降[118] - 公司有35亿美元信贷额度，2027年6月到期，截至2022年6月30日，借款1.5亿美元，信用证300万美元，可用额度33.47亿美元，加权平均利率1.96%[122][123] - 公司商业票据计划上限20亿美元，截至2022年6月30日，未偿还商业票据13.98亿美元，加权平均利率0.91%[124] - 公司股权分销计划授权总销售价格从10亿美元增至20亿美元，截至2022年6月30日，已利用该计划销售或签订远期销售协议的普通股总销售价格约8.8亿美元，预计到2024年发行约3.2亿美元股权[126][128] 风暴相关成本与融资 - 飓风劳拉、德尔塔、泽塔、冬季风暴尤里和艾达造成的总修复成本约为20.6亿美元，其中资本成本约16.8亿美元，非资本成本约3.8亿美元[130] - 公司寻求确定21.1亿美元的修复成本可从客户处收回，还请求重新设立2.9亿美元的风暴代管账户[130] - 飓风艾达造成的修复成本约25.4亿美元，包括资本成本19.6亿美元和非资本成本5.86亿美元，含5700万美元的资金成本，公司寻求确定26亿美元可从客户处收回[143] - 2022年5月完成证券化融资，发行了31.94亿美元的债券[133] - 证券化融资使公司确认所得税费用减少约2.9亿美元，净减少2.83亿美元[140] - 公司记录了2.24亿美元（税后1.65亿美元）的监管费用和相应的监管负债[141] - 2022年第二季度，公司记录了3160万美元的费用以反映LURC在信托中的受益权益[142] - 新奥尔良公司飓风艾达的风暴修复成本约1.7亿美元，含900万美元的资金成本，请求批准将4600万美元的储备金提取用于修复成本[144] - 德州公司发行了2.9085亿美元的高级担保系统修复债券[149] 公司投资计划 - 公司2022 - 2024年的计划建设和其他资本投资分别为38.75亿美元、40.9亿美元和54亿美元[152] - 2022年5月，公司为购买向日葵太阳能设施支付了1.05亿美元的初始款项[161][170] - 2022年，公司预计为橙县先进电站项目支付的固定价格为15.8亿美元，初始预计成本为12亿美元[162] - 2022年，公司预计收购250兆瓦的驱动太阳能设施，并于2024年底投入使用[157] - 2021年11月，公司申请增加四个新的太阳能光伏资源，总装机容量为475兆瓦，预计2022年底获得LPSC的决定[158] 股息情况 - 2022年7月董事会宣布每股股息为1.01美元，与2021年第三季度以来的季度股息相同[163] 现金流情况 - 2022年6月30日止六个月经营活动净现金流为8.16亿美元，较2021年增加6900万美元[165][166] - 2022年6月30日止六个月投资活动净现金流为-32.24亿美元，较2021年增加3.98亿美元[165][170] - 2022年6月30日止六个月融资活动净现金流为25.45亿美元，较2021年增加15.38亿美元[165][172] - 2022年经营活动提供的净现金流为8.15963亿美元，2021年为7.46547亿美元[195] - 2022年投资活动使用的净现金流为32.23982亿美元，2021年为28.26225亿美元[195] - 2022年融资活动提供的净现金流为254.5349万美元，2021年为100.746万美元[198] 养老金计划情况 - 2022年，公司假设其合格养老金计划资产的长期回报率为6.75%，但截至6月30日，因股市下跌，该资产公允价值从2021年12月31日的70亿美元降至54亿美元，损失18%[180] - 精算假设与实际计划结果的差异递延处理，当累计差异超过预计福利义务或计划资产市场相关价值较大者的10%时，超额部分将在活跃员工的平均剩余服务期内摊销[181] 流动性风险情况 - 2022年6月30日，公司在支持批发商品交易的担保下有2400万美元的流动性风险敞口，以及1200万美元的已质押现金抵押品[177] 综合财务指标对比（2021与2022） - 2022年Q2运营收入为33.95196亿美元，2021年同期为28.2207亿美元；2022年上半年运营收入为62.73122亿美元，2021年同期为56.66907亿美元[188] - 2022年Q2运营费用为33.14064亿美元，2021年同期为26.53862亿美元；2022年上半年运营费用为56.2593亿美元，2021年同期为49.90702亿美元[188] - 2022年Q2运营收入为8113.2万美元，2021年同期为1.68208亿美元；2022年上半年运营收入为6.47192亿美元，2021年同期为6.76205亿美元[188] - 2022年Q2综合净收入为1.64011亿美元，2021年同期亏损139.4万美元；2022年上半年综合净收入为4.43604亿美元，2021年同期为3.3775亿美元[188] - 2022年Q2归属于公司的净收入为1.59703亿美元，2021年同期亏损5

财务数据和关键指标变化 - 2022年第二季度调整后每股收益为1.78美元，零售销售增长受工业增长和炎热天气推动，公司预计2022年业绩处于指引范围的上半部分，并确认长期展望 [6][35] - 本季度运营现金流为2.78亿美元，较去年下降，主要驱动因素是天然气价格比去年同期高出150%以上，递延燃料监管资产季度内增加超6亿美元 [41] - 净流动性为37亿美元，其中包括3.23亿美元的风暴托管资金，本季度在路易斯安那州和得克萨斯州收到证券化收益 [43] - 第二季度通过ATM计划将股权需求减少2.5亿美元，到2024年底股权计划中还有超3亿美元待执行 [50] 各条业务线数据和关键指标变化 - 零售销售强劲，服务区域内制冷度日数比正常水平高15%，工业销售连续第二个季度增长约6.5%，热电联产客户销售增长占总增长的三分之一 [37][38] - EWC业务的驱动因素仍是 merchant nuclear plants 的关闭和出售 [41] 各个市场数据和关键指标变化 - 美国天然气产量比去年同期每天约多30亿立方英尺，Haynesville气井数量增加近50%，西德克萨斯州油井数量增加反映天然气产量增加 [15][16] - 远期NYMEX曲线显示未来12 - 24个月天然气价格将显著下降 [15] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划加大对清洁能源和可再生资源的投资，加速电网韧性建设，以满足客户需求，同时关注客户电费承受能力和业务各方面的质量提升 [33] - 公司有独特的工业客户增长故事，预计未来五年工业客户复合年增长率为6%，目前有100个项目在管道中，约一半已做出最终投资决策，到2026年有近105亿度的年负荷潜力 [23][25] - 公司参与MISO为客户每年节省超2.5亿美元，在高燃料价格期间节省更多，公司还通过投资高效发电和可再生资源，每年降低燃料成本近5亿美元 [10][11] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 全球因素影响天然气价格，极端高温导致用电需求增加，客户电费高于往年同期，但公司采取多种措施缓解客户电费负担 [8][10] - 公司对《降低通胀法案》持乐观态度，认为该法案能为客户创造长期经济利益，支持可再生能源和核能发展，鼓励新兴技术，帮助工业客户脱碳 [53][54] - 公司认为工业负荷增长将持续，支持公司的增长前景，且有信心实现6% - 8%的每股收益增长 [62][56] 其他重要信息 - 公司与密西西比州公共服务委员会就SERI案件达成和解，该和解解决了Entergy Mississippi在SERI投诉中的40%经济利益，为密西西比州客户提供账单减免 [17] - 新奥尔良Entergy提交了15亿美元的韧性和加固项目申请，计划在未来10年实施，包括多个微电网项目，公司还计划在路易斯安那州第四季度和得克萨斯州明年提交类似申请 [20][21] - 公司出售了Palisades给Holtec，完成了退出merchant nuclear power business的多年计划 [21] - 公司发布了可持续融资框架，允许发行绿色、社会和可持续发展定向融资，为符合条件的项目提供资金 [48] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 2022年业绩处于指引范围上半部分，O&M弹性支出对2023年增长的影响及其中的经常性因素 - 公司预计2022年业绩处于指引范围上半部分，部分增长来自热电联产，但预计未来热电联产将回归正常水平 [59] - O&M支出增加是由于销售增长带来的成本上升，以及为帮助客户采取的举措和一些运营投资，这些投资有助于降低2023年及以后的风险 [60][61] 问题2: SERI诉讼在FERC的处理进程及当前和解结构在长期6% - 8%指引中的影响 - 与其他司法管辖区的谈判正在进行中，FERC审判人员认为和解公平合理且符合公共利益，这为后续谈判提供了建设性框架 [65][66] - 财务方面，公司在展望中已反映了密西西比州和解的影响，目前暂不评论ROE、资本结构等其他方面 [67] 问题3: 草案IRA下，受监管的核资产是否有资格获得生产税收抵免及在监管框架下的运作方式 - 公司认为受监管的核资产有资格获得生产税收抵免，因为公司的核电机组参与MISO市场，每天投标电力，通过正常监管程序获得收入 [70] 问题4: 得克萨斯州费率案提交情况、Nelson和Big Cajun的新目标日期，以及更严格的EPA NOX要求对煤炭时间安排、可再生能源的影响 - 得克萨斯州费率案提交的基本费率变化约为1.31亿美元，提议的ROE为10.8%，反映了10.5%的中点和30个基点的绩效加成，股权比率约为51% [71] - 目前煤炭在得克萨斯州案件中不是主要因素，高天然气价格使加速煤炭退役缺乏经济吸引力，但新的EPA NOX规则可能导致公司对煤炭设施进行重大投资以符合要求，若规则在预期时间内出台，可能加速煤炭退役 [72][73] 问题5: 新奥尔良Entergy的韧性申请的初步反应，以及在路易斯安那州和得克萨斯州的相关情况 - 新奥尔良韧性申请的初步反应是建设性的，市议会将安排额外的技术会议，预计最终会指导公司在第三季度末至第四季度提交更符合要求的申请 [75] - 公司将路易斯安那州的韧性申请推迟到10月，以更好地完善向委员会提出的效益案例，目前与监管机构在韧性目标上保持一致，且路易斯安那州的近期韧性支出计划不变 [77][78] 问题6: 2025 - 2026年股权需求，以及对资产回收的考虑 - 公司在分析师日讨论过资产回收问题，由于私人资本市场和公共资本市场的估值差异，公司会探索这一想法，但实施起来有难度，需要更具战略性的安排 [80][81] 问题7: 推迟3亿美元燃料收集的情况，以及其他缓解客户压力的措施及量化情况 - 这是公司向零售监管机构提出的推迟递延燃料收集的建议，第二季度末资产负债表上有6亿美元的递延燃料，部分将推迟到秋季或明年，大部分在路易斯安那州 [83] - 缓解客户压力的措施包括提供1000万美元的账单援助计划、暂停新奥尔良的停电措施并自愿推广到其他司法管辖区、免除信用卡和滞纳金等，燃料推迟收集是对客户影响最大的单一财务措施，密西西比州的SERI和解对该州客户的近期账单减免效果显著 [87][90] 问题8: SERI和解是否生效及效益发放时间，以及在指引中反映的是总影响还是仅密西西比州的影响 - SERI和解在寻求FERC在11月批准和认可，但密西西比州已开始为客户实施效益措施 [92] - 目前指引中反映的是假设所有方都达成与密西西比州相同和解的总影响，但由于谈判仍在进行中，暂不评论最终结果 [93] 问题9: 《降低通胀法案》对公司在可再生能源领域竞争力的提升及对将可再生能源纳入费率基础的机会的影响 - 公司认为该法案为公司创造了公平的竞争环境，消除了一些障碍，使公司能够部署更多资本，从公用事业所有权角度来看是积极的，客户也将从中受益，但目前无法提供具体数字 [96][97] 问题10: 从现金流角度看法案是中性的，是否意味着公司预计现金税单至少达到提出的AMT水平，从而不会产生增量现金流拖累 - 公司认为可以利用税收抵免抵消AMT，且税收抵免的可转让性使公司能够实现现金流中性，但2023 - 2024年存在时间差问题，需要与零售监管机构和评级机构等合作解决 [99][100] 问题11: Grand Gulf核电站自7月12日以来停机的原因、预计恢复时间，以及更换成本的机制 - 由于设备问题，核电站停机维修，预计很快恢复运行，此前刚进行过换料停机并更换了大量设备 [106] - 成本通过每月公式费率计划流转，运营公司的合同是与机组相关的，会在市场上购买替代电力，成本通过燃料成本流转 [107][108] 问题12: 路易斯安那州和得克萨斯州电网加固提案在程序上的情况，以及与现有费率制定结构的衔接 - 在路易斯安那州，资本成本能否通过现有FRP和回收机制流转取决于与州政府就资本计划的协议情况，公司计划将加速韧性方面的支出从200万美元增加到400万美元，大部分在路易斯安那州 [111] - 在得克萨斯州，加速韧性申请计划推迟到2023年，以配合费率案和OCAPS的时间安排，资本支出能否通过现有T&D回收机制流转取决于委员会和客户对韧性支出节奏的看法 [113][114] - 还需要考虑替换未完全折旧资产的成本回收问题，类似之前在AMI项目中的情况 [115][116] 问题13: 在路易斯安那州，如果不改变费率制定结构，仅使用现有结构是否会增加滞后性 - 这是公司关注的问题，公司的主要目标是使资本支出与利益相关者的回收机制相匹配，但路易斯安那州有一些成功案例，如AMI项目和产能方面的费率回收，公司会关注这一问题 [120][121] 问题14: SERI和解的FERC批准能否提前，以及最惠国条款在和解中的适用情况 - 公司无法决定FERC的程序时间表，但FERC通常会考虑公司和其他利益相关者的利益，公司希望尽快获得批准 [124] - 最惠国条款不适用于和解中的诉讼部分 [126]