业绩总结 - 第二季度调整后的每股收益（EPS）为1.78美元，相较于去年同期的1.34美元增长了32.8%[8] - 预计2022年业绩将在指导范围的上半部分，目标调整后的每股收益指导为6.15至6.45美元[19] - 2022年第二季度的公用事业运营收入为2.50亿美元，较去年同期的1.30亿美元增长了92.3%[10] - 2022年第二季度，ETR公司的净收入为1.6亿美元，较2021年同期的亏损600万美元有所改善[114] - 2022年第二季度，ETR调整后的收益（非GAAP）为3.64亿美元，较2021年同期的2.69亿美元增长[114] 现金流与资本结构 - 第二季度的运营现金流为796百万美元，较去年同期的278百万美元显著增加[15] - 预计2023年FFO（资金来自运营）与债务的比率在14%至16%之间[16] - 2021至2024年预计的股本需求为12.5亿美元[17] - 截至2022年6月30日，报告的可用普通股收益为13.01亿美元[113] - 调整后的可用普通股收益（非GAAP）为15.66亿美元[113] 用户数据与市场表现 - E-AR的零售率基数为87亿美元，授权的投资回报率（ROE）为9.15%至10.15%[50] - E-LA的零售率基数为110.1亿美元，授权的ROE为9.65%[40] - E-MS的零售率基数为46.1亿美元，授权的ROE为9.19%至11.37%[40] - E-NO的零售率基数为20.9亿美元，授权的ROE为8.85%至9.85%[40] - E-TX的零售率基数为48.6亿美元，授权的ROE为9.65%[40] 未来展望与策略 - 预计2022年将增加灵活支出，以提高客户的可负担性和可靠性[8] - 预计零售天气调整后的销售增长约为2.9%，年初至今为3.6%[104] - 预计公用事业的其他运营和维护费用将同比增长约0.60亿美元[104] - 预计2023年EWC的调整后EBITDA为1.428亿美元[102] - 预计2022年调整后的每股收益(ETR adjusted EPS)在6.15至6.45美元之间，年初至今结果为3.10美元[104] 负面信息与风险 - 2022年第二季度，SERI的公用事业部门报告的收益为1.53亿美元，较2021年同期的3.26亿美元下降[112] - 2022年第二季度，SERI的EWC部门报告的收益为8700万美元，而2021年同期为亏损2.75亿美元[112] - E-NO的实际回报率为5.43%[65] - E-LA的实际回报率为8.33%[55] - SERI的有效税率约为23%，年初至今为22.5%[104]

公司战略与计划 - 公司承诺到2050年实现净零碳排放[20] - 公司计划在2022年年中停止所有Entergy Wholesale Commodities核电站的商业发电[20] - 公司计划不迟于2022年5月31日永久关闭Palisades，预计2022年年中完成出售，截至2022年3月31日，调整后净投资约为 - 1亿美元[68] - 公司预计2022年因退出Entergy Wholesale Commodities业务产生约500万美元员工留用和遣散费用，截至2022年3月31日已产生400万美元[69] - Entergy Arkansas申请收购250兆瓦Driver Solar Facility，预计2024年底投入使用；Entergy Louisiana申请认证475兆瓦太阳能光伏资源和实施绿色电价，预计2022年底有结果；Entergy Mississippi预计2022年第三季度完成Sunflower Solar Facility最终付款[97][98][99] - 公司计划建设的橙县先进电站装机容量1215兆瓦，预计总成本12亿美元，预计2026年5月投入使用，商业运营时可混合燃烧高达30%体积的氢气，未来可升级支持100%氢气运行[100][101] 财务数据关键指标变化 - 2021年第一季度，公司公用事业、批发商品、母公司及其他业务净收入分别为356567千美元、37577千美元、-59579千美元，公司整体为334565千美元；2022年第一季度分别为340462千美元、7312千美元、-71374千美元，公司整体为276400千美元[34] - 2022年第一季度与2021年第一季度相比，公用事业运营收入增加131540千美元，批发商品减少98442千美元，母公司及其他减少11千美元，公司整体增加33087千美元[34] - 2022年第一季度与2021年第一季度相比，燃料、燃料相关费用及转售天然气费用，公用事业增加160924千美元，批发商品增加4836千美元，母公司及其他增加11千美元，公司整体增加165771千美元[34] - 2022年第一季度与2021年第一季度相比，购电费用，公用事业减少105937千美元，批发商品减少4160千美元，母公司及其他减少11千美元，公司整体减少110108千美元[34] - 2021年公用事业运营收入为2597百万美元，2022年为2728百万美元[36] - 2022年第一季度，公司向客户返还未受保护的超额累计递延所得税1700万美元，2021年同期为4100万美元[40] - 2022年第一季度，公司零售电力销售总量为27805GWh，2021年同期为27093GWh，同比增长3%；转售电量为3641GWh，2021年同期为4299GWh，同比下降15%[45] - 2022年第一季度，Entergy Wholesale Commodities运营收入从2021年同期的2.48亿美元降至1.5亿美元，主要因Indian Point 3于2021年4月关闭[46] - 2022年第一季度，公司公用事业其他运营和维护费用从2021年同期的6.02亿美元增至6.28亿美元，主要因客户服务中心支持成本、核电发电费用等增加[50] - 2022年第一季度，公司利息费用增加，主要因多家子公司发行债券及获得无担保定期贷款，部分被偿还债券所抵消[55][56] - 2022年第一季度，Entergy Wholesale Commodities其他运营和维护费用从2021年同期的9900万美元降至4100万美元，主要因Indian Point 3关闭及遣散和留用费用减少[58] - 2022年第一季度有效所得税税率为19.2%，2021年同期为16.3%，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[62] - 截至2022年3月31日，公司债务与资本比率为70.5%，2021年12月31日为69.5%，主要因2022年净发行债务[71][72] - 截至2022年3月31日，35亿美元信贷安排下已使用额度1.5亿美元，可用额度33.47亿美元，未使用额度承诺费为0.225%，已使用部分三个月加权平均利率为1.81%[75] - 截至2022年3月31日，公司商业票据计划获批上限20亿美元，已发行13.43亿美元，三个月加权平均利率为0.48%[77] - 2022年3月31日，Entergy Mississippi风暴储备托管账户有3300万美元；Entergy New Orleans申请将风暴储备资金提高到1.5亿美元，预计2022年第三季度出结果[78] - 截至2022年3月31日，公司通过股权分配计划出售或签订远期销售协议的普通股总毛销售价约6.3亿美元，其中约4.3亿美元未结算；公司预计到2024年发行约5.7亿美元股权[79] - 2022年第一季度，电力运营收入26.55776亿美元，天然气7236.1万美元，竞争业务1.49788亿美元，总计28.77925亿美元；2021年同期分别为25.3842亿美元、5816.8万美元、2.4825亿美元，总计28.44838亿美元[121] - 2022年第一季度，运营费用总计23.11865亿美元，2021年同期为23.36841亿美元；运营收入5.6606亿美元，2021年同期为5.07997亿美元[121] - 2022年第一季度，综合净收入2.79593亿美元，2021年同期为3.39145亿美元；归属于公司的净收入2.764亿美元，2021年同期为3.34565亿美元；基本每股收益1.36美元，2021年同期为1.67美元；摊薄后每股收益1.36美元，2021年同期为1.66美元[121] - 2022年第一季度，其他综合损失4050万美元，2021年同期为5130万美元；综合收入2.75543亿美元，2021年同期为2.87845亿美元；归属于公司的综合收入2.7235亿美元，2021年同期为2.83265亿美元[125] - 2022年合并净收入为279,593千美元，2021年为339,145千美元[128] - 2022年经营活动提供的净现金流为537,966千美元，2021年为-49,565千美元[128] - 2022年投资活动使用的净现金流为-1,551,219千美元，2021年为-1,513,272千美元[128] - 2022年融资活动提供的净现金流为1,272,285千美元，2021年为1,546,394千美元[130] - 2022年末现金及现金等价物为701,591千美元，2021年末为1,742,656千美元[130] - 2022年现金支付的利息净额为186,269千美元，2021年为202,451千美元[130] - 2022年现金支付的所得税为-11,505千美元，2021年为9,015千美元[130] - 2022年总资产为59,833,526千美元，2021年为59,454,242千美元[134] - 2022年总负债为47,850,301千美元，2021年为46,658,080千美元[138] - 2022年股东权益为11,776,826千美元，2021年为11,705,394千美元[138] - 2022年第一季度公司综合净收入为2.79593亿美元，子公司优先股股息要求为4580万美元[143] - 2022年3月，阿肯色公司提交能源成本费率年度重新确定申请，费率从每千瓦时0.00959美元提高到0.01785美元，最终重新确定费率为每千瓦时0.016390美元[158] - 2022年3月，密西西比公司提交公式费率计划申请，显示需6900万美元费率上调，公式费率计划收入变化上限为4%即4860万美元，2021年回顾性申请需3450万美元临时上调[164] - 2022年4月，新奥尔良公司提交公式费率计划申请，寻求4020万美元费率上调，包括3230万美元电力收入和320万美元天然气收入上调，还寻求收取此前批准的470万美元电力收入[166] - 2022年3月，德州公共事业委员会批准公司德州子公司关于配电成本回收因子（DCRF）附加费的和解协议，允许其每年收取约4020万美元[170] - Entergy Texas调整发电成本回收附加费，以收回约9280万美元的年度收入需求，较2022年1月批准的8830万美元增加450万美元[175] - System Energy授权股本回报率从10.94%调整为9.32%，合理股权比率为48.15%，若ALJ初步决定维持，估计退款约6100万美元，年费率降低约5000万美元，截至2022年3月31日已计提准备金3800万美元[179] - Grand Gulf销售回租续约投诉中，若ALJ初步决定维持，租赁付款问题预计每年退款约1720万美元，不确定税务状况问题估计退款约4.22亿美元加利息约1.35亿美元，折旧费用调整问题估计退款约1900万美元[182] - 市议会建议为2004 - 2021年9月期间退款约9880万美元，并建议对System Energy实施48.15%的假设股权比率[189] - FERC审判人员建议因特定递延所得税余额问题退款8410万美元，并对《单位电力销售协议》提出多项前瞻性修改建议[192] - 对System Energy 2020年公式费率实施的正式挑战估计前四项指控财务影响约为5300万美元[193] - 2022年Entergy Corporation基本每股收益为1.36美元，净收益2.764亿美元，加权平均股数2.029亿股；摊薄每股收益为1.36美元，加权平均股数2.039亿股[208] - 2021年Entergy Corporation基本每股收益对应净收益3.346亿美元，加权平均股数2.005亿股；摊薄每股收益对应加权平均股数2.011亿股[208] 业务运营相关现金流变化 - 2022年3月31日止三个月，经营活动提供现金5.38亿美元，2021年同期使用现金4900万美元，主要因客户收款增加、燃料成本降低、养老金缴款减少8400万美元、能源部诉讼所得增加4300万美元等因素，部分被风暴支出增加1.28亿美元和批发商品收入降低抵消[103][104][106][107] - 2022年3月31日止三个月，投资活动使用现金较2021年同期增加3800万美元，主要因核建设支出增加5000万美元、风暴储备代管账户净收入减少4400万美元、核燃料采购增加3500万美元、信息技术资本支出增加2700万美元等，部分被输电建设支出减少9200万美元和非核发电建设支出减少2500万美元抵消[103][108][109] - 2022年3月31日止三个月，融资活动提供现金较2021年同期减少2.74亿美元，主要因长期债务活动提供现金从2021年的约23.3亿美元降至2022年的约13.29亿美元，部分被商业票据净发行增加7.41亿美元抵消[103][110] 资产所有权情况 - 大湾核电站1号机组90%由系统能源公司拥有或租赁[22] - 独立印第安角2号机组中，阿肯色电力公司拥有16%，密西西比电力公司拥有25%，电力有限责任公司拥有7%[25] - 纳尔逊6号机组70%由路易斯安那电力公司（57.5%）和得克萨斯电力公司（42.5%）共同拥有，10.9%由批发商品业务部门的子公司拥有[25] - 白崖蒸汽发电站57%由阿肯色电力公司拥有[28] 监管资产与费率调整 - 截至2022年3月31日，阿肯色公司因新冠疫情产生的监管资产为3440万美元[160] - 截至2022年3月31日，路易斯安那公司因新冠疫情产生的监管资产为4780万美元[163] - 截至2022年3月31日，密西西比公司因新冠疫情产生的监管资产为1410万美元[165] - 截至2022年3月31日，新奥尔良公司因新冠疫情产生的监管资产为1450万美元[169] - 截至2022年3月31日，Entergy Texas因COVID - 19大流行产生的监管资产为1040万美元[176] 风暴相关成本与处理 - 飓风劳拉、三角洲、泽塔、冬季风暴尤里和艾达对Entergy Louisiana造成损失，相关风暴总修复成本估计约20.6亿美元，包括16.8亿美元资本成本和3.8亿美元非资本成本；艾达飓风修复成本目前估计约25.4亿美元，包括19.6亿美元资本成本和5.86亿美元非资本成本[83][86] - 2022年2月达成的和解协议规定，21亿美元劳拉、三角洲、泽塔和尤里风暴修复成本可收回，5100万美元持有成本可收回，重新设立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，授权融资31.86亿美元[85] - 2022年第一季度，Entergy Louisiana将13.39亿美元从公用事业资产重分类为其他监管资产；Entergy Texas将1.53亿美元从公用事业资产重分类为其他监管资产[85][90] - 2022年4月，Entergy Texas Restoration Funding II发行2.9085亿美元高级有担保系统修复债券，Entergy Texas从5月首个计费周期开始通过系统修复费用进行成本回收，预计持续15年[91] - Entergy Louisiana飓风劳拉、德尔塔、泽塔和冬季风暴乌里总修复成本约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，计入至2022年1月的资金成本后，寻求认定21.1亿美元可从客户处收回[200] - Entergy Louisiana为飓风艾达发行约10亿美元短期抵押债券用于临时融资修复成本，申请设立10亿美元受限托管账户[201] - Entergy Louisiana与LPSC达成和解协议，21亿美元劳拉等风暴修复成本、5100万美元资金成本可收回，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部分修复成本，授权融资3

财务数据和关键指标变化 - 第一季度调整后每股收益为1.32美元，得益于有利天气和高于计划的零售销售，公司提前完成进度，有望实现2022年目标及长期展望 [6] - 本季度运营现金流为5.38亿美元，高于去年，主要因公用事业收入增加、燃料和购电支出减少以及养老金缴款降低，但非资本性风暴支出高于去年，部分抵消了增长 [31] - 截至季度末，公司净流动性为35亿美元，将因4月1日收到的税收证券化收益和预计收到的32亿美元路易斯安那州证券化收益而进一步增加 [34] - 自上次财报电话会议以来，公司通过ATM计划减少了近1.7亿美元的股权需求，到2024年底还剩约5.7亿美元待执行 [36] 各条业务线数据和关键指标变化 公用事业业务 - 持续以客户为中心进行投资，带来了更高的收入，但同时折旧和利息费用也有所增加，其他运营和维护费用的增加包括更高的客户服务支持和核能发电费用 [29] 商用电业务（EWC） - 该业务的业绩主要受去年印第安角核电站关闭出售的影响，公司预计在未来几个月内完成商用电业务的退出 [30] 各个市场数据和关键指标变化 工业市场 - 四个行业板块占公司工业销售近一半，工业客户基本面强劲，支持持续增长扩张，LNG出口设施的扩张再次成为焦点，多数潜在LNG扩张项目将在公司服务区域内进行 [37] - 第一季度工业销售高于预期，炼油厂表现良好，化工和石化行业出现计划外停电，Cogent客户的计划外停电则提升了销售，预计全年关键行业将保持高利用率 [70] 可再生能源市场 - 目前公司有约650兆瓦可再生能源产能投入运营，625兆瓦太阳能项目获监管批准并在建，725兆瓦项目已宣布，还有高达4000兆瓦的招标项目，占2030年供应计划中11000兆瓦可再生能源资源的一半以上 [15] - 自上次电话会议以来，Entergy Texas完成了2021年太阳能招标评估，选定了至少400兆瓦的自有和合同项目，路易斯安那州和阿肯色州也在年初做出了选择 [16] 公司战略和发展方向和行业竞争 战略方向 - 逐步退出商用电业务，Palisades核电站预计5月底关闭，年中出售给Holtec，但会与有意收购该工厂并获取联邦资金的合格方合作 [10][11] - 支持经济发展，过去五年经济发展团队促成近300个项目、420亿美元资本投资和超25000个就业机会，推动工业销售累计增长9%，预计未来几年工业将显著扩张 [13] - 扩大可再生能源版图，以满足客户脱碳需求，虽面临供应链限制和商务部调查带来的成本和进度压力，但仍在推进太阳能扩张计划 [15][18] - 加强系统弹性，进行输电升级项目，如Entergy Louisiana完成的8600万美元和1亿美元项目，提高电力系统的抗灾能力和可靠性 [8][9] 行业竞争 - 公司认为自身在可再生能源和核能领域具有优势，其核能舰队使其成为美国最清洁的大型能源企业之一，在满足客户脱碳需求方面具有竞争力 [21] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对2022年开局表示满意，认为有望实现稳定、可预测的盈利和股息增长，同时将继续提高运营效率和投资，使系统更具弹性、可靠性、清洁性和经济性 [26] - 即将举行的分析师日将详细介绍公司的多年战略和财务计划，包括加强沿海地区弹性投资和扩大可再生能源组合 [25] - 虽然太阳能项目面临短期成本和进度压力，但长期市场基本面强劲，支持公司的供需和客户目标 [19] - 通胀和利率上升对公司运营结果影响不大，公司仍有望实现年度成本估计，维持2022年调整后每股收益指引范围和长期展望 [38] 其他重要信息 - 公司在风暴成本回收方面取得进展，德克萨斯州已完成，路易斯安那州2020年风暴的证券化收益和10亿美元的IDA资金将在未来几周完成，Entergy Louisiana将在未来几天提交IDA余额申请，Entergy New Orleans将在今年晚些时候提交申请 [7] - Entergy Mississippi提交了年度公式费率计划，以支持以客户为中心的投资和财务展望 [8] - 公司正在积极申请联邦资金，以支付弹性投资并减轻客户负担 [35] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：Palisades核电站是否会继续作为短期所有者持有，以及技术挑战和Holtec协议是否会改变 - 公司表示Palisades核电站将于5月停止运营，因燃料耗尽且未订购新燃料，继续运营需大量准备工作，目前与Holtec的协议大部分条件已满足，此时改变计划难度较大，但支持联邦维持核电站运营的倡议，会与有意收购方合作 [41][42] 问题2：信用指标和股权需求是否有进一步缩减的机会，以及信用指标阈值是否会改善 - 公司关注养老金对信用指标的影响，若利率持续走高且回报接近预期，可能会创造更多信用空间，同时需完成证券化以减轻资产负债表压力，预计资本方面不会有额外空间 [44][45] 问题3：分析师日的内容是基础计划的延续还是会有实际支出纳入资本计划 - 公司表示将在分析师日公布具体内容 [47] 问题4：太阳能供应链风险对进入费率基数的兆瓦数的影响，以及资本转移是否会用配电弹性支出填补 - 公司称近期自有项目面临风险的约为280兆瓦，不影响整体建设规划，若有资本转移，有其他项目可加速推进以满足客户需求 [51][52] 问题5：通胀对计划的压力主要体现在哪些方面，以及如何管理客户账单影响和扩展费率基数增长 - 公司认为通胀会增强可再生能源和弹性投资的经济合理性，加速相关计划推进，虽会影响客户账单，但不实施的影响更大，公司通过提高燃气效率、提供平准化账单计划等方式帮助客户应对 [54][55] 问题6：2023年太阳能项目的价格和时间风险，以及C&I需求是否能在一定程度上缓解这些风险 - 公司表示Sunflower项目进展顺利，预计8月投入使用，West Memphis和Walnut Bend项目因供应链和商务部问题存在一定风险，正在与合作伙伴锁定价格和进度，预计DOC费用将在近期解决，不会影响整体预期，若项目延迟，有其他项目可加速推进 [59][60][61] 问题7：公司对小型模块化反应堆（SMR）的看法，是否会考虑与大学合作示范其可行性 - 公司正在密切关注SMR技术，认为其对经济脱碳目标至关重要，但目前难以确定其何时适合公司需求，公司在氢能领域投入更多精力，但也会关注SMR技术的发展 [63][64] 问题8：风暴Ida成本余额是否仍为17亿美元 - 公司确认风暴Ida总成本估计仍为27亿美元，其中10亿美元将在未来几周进行首次证券化定价，余额将在年底申请，需获得全额成本回收批准 [66] 问题9：第一季度工业需求增长6.5%的情况，以及全年趋势和客户对可再生能源需求的加速趋势 - 公司表示第一季度工业销售高于预期，炼油厂表现良好，化工和石化行业有计划外停电，Cogent客户的计划外停电提升了销售，预计全年关键行业将保持高利用率，LNG利用率也极高，公司看到LNG领域签订承购合同的兴趣增加，认为这是公司的增长机会 [70][71][73] 问题10：保险成本的通胀压力对公司业务的影响 - 公司表示不允许为电线杆和电线投保，因此不受该领域影响，但面临广泛的保险保费压力，正在努力应对，以满足运营和维护预期，同时关注燃料和资本领域的通胀，认为长期来看燃料价格会周期性波动，资本项目的通胀压力相对较小 [75][76] 问题11：弹性计划与关键利益相关者的讨论进展，以及是否感受到紧迫性 - 公司表示已完成风暴风险情景分析，正在评估资本支出投资方案，明天将在新奥尔良开始正式和非正式的技术及利益相关者会议，预计会得到积极反馈，更多信息将在分析师日公布 [80][82] 问题12：未来几个月的建设轨迹，以及2022年路易斯安那州客户在证券化和商品价格方面的影响 - 公司表示路易斯安那州的证券化成本计入账单后，预计会使客户账单增加约10%，其中2022年约为5% - 6%，天然气价格波动会较快反映在账单中，公司通过套期保值、平准化账单计划等方式帮助客户应对，长期来看，公司的投资将有助于降低天然气价格和通胀风险 [86][87][88] 问题13：第一季度在几个指标上的压力是否会持续，以及销售增长是否能弥补 - 公司表示运营和维护费用在第一季度符合预期，利息费用略高于预期，但存在时间因素，后续会有所变化，整体仍在预期范围内 [92] 问题14：销售前景改善的驱动因素是否发生变化，以及是否各客户类别需求都增加 - 公司表示销售情况符合预期，住宅需求因客户回归正常生活而下降，增长主要来自C&I领域 [95] 问题15：路易斯安那州10%的增长是否针对总零售销售，以及不同客户类别之间的差异 - 公司确认10%的增长针对总零售销售，不同客户类别存在差异，配电成本主要由住宅和商业客户承担，具体细节可联系Bill了解 [96][98] 问题16：120亿美元基础资本计划中50 - 150亿美元潜在增量资本支出是否已考虑联邦资金 - 公司表示联邦资金不在现有预测范围内，50 - 150亿美元的增量资本支出是到2030年的，联邦资金将用于抵消成本，为加速更多项目提供空间 [102] 问题17：长期来看，执行机会和资本需求对每股收益增长率的影响，以及如何平衡账单和长期增长率 - 公司认为有大量增长机会，包括弹性投资、可再生能源加速、工业扩张和电气化等，这些机会将为公司带来更长的增长跑道，目标是平衡销售、投资和融资需求，实现更好的增长前景 [105][106]

业绩总结 - Entergy在2022年第一季度的调整后每股收益（EPS）为6.02美元，较2021年第一季度的5.54美元增长约8.6%[6] - 2022年第一季度的公用事业运营收入（不含燃料和购电成本）为538百万美元，较2021年第一季度的收入有所增加[15] - 2022年合并后税后净收入为2.76亿美元，较2021年的3.35亿美元下降约17.6%[98] - 2022年每股收益（EPS）为1.36美元，较2021年的1.66美元下降约19.1%[98] - 2022年公用事业部门的净收入为3.40亿美元，较2021年的3.57亿美元下降约4.8%[98] - 2022年调整后的净收入为2.69亿美元，较2021年的2.97亿美元下降约9.4%[98] - 2022年公用事业的调整后净收入为3.40亿美元，调整后每股收益为1.67美元[98] - 2022年EWC的净收入为700万美元，较2021年的3800万美元下降约81.6%[98] - 2022年公用事业的股本回报率（ROE）为8.2%[99] - 2022年调整后的ROE为8.0%[99] - 2022年第一季度的调整后净收入为2.69亿美元，较2021年第一季度的2.97亿美元下降约9.4%[100] 用户数据与市场展望 - Entergy预计在未来几周内将收到32亿美元的路易斯安那州证券化收益[19] - 2022年预计零售销售增长约为2%，较之前的预期有所上调[91] - 2022年有效税率预计为23%[91] - 2022年调整后EPS指导范围为6.15至6.45美元[25] 资本与财务状况 - 截至2022年3月31日，Entergy的净流动性（包括风暴托管资金）为4.1亿美元[19] - Entergy的2021-2024年预计股本需求为25亿美元，其中2022年预计需求为20亿美元[21] - Entergy的目标是将股息支付比率维持在约65%[25] - Entergy的信用评级为S&P A（稳定）和Moody's A2（积极），显示出良好的信用状况[17] 新产品与技术研发 - Entergy计划在2030年底之前关闭所有燃煤发电能力[78] - Entergy的可再生能源项目总容量为4000 MW，多个项目预计在2024至2026年间投入使用[76] 其他信息 - EWC核电厂计划在2022年5月31日关闭，净发电能力为811 MW，净账面价值为-1亿美元[79] - 预计2022年EWC的发电量为1.1 TWh，合同下的发电量占比为99%[85]

净收入变化情况 - 2021年净收入增加5330万美元，主要因销量/天气因素及零售电价提高，部分被有效所得税率、折旧和摊销费用及其他运营维护费用增加抵消[1593] - 2021年净收入为2.98484亿美元，2020年为2.45232亿美元，2019年为2.62964亿美元[1728][1730] - 2021年净收入减少4.284亿美元，主要因递延所得税费用减少及多项费用增加，部分被零售电价和其他收入增加抵消[1747] 运营收入变化情况 - 2021年运营收入为23.386亿美元，2020年为20.845亿美元，其中燃料等收入1.705亿美元、销量/天气因素带来收入4640万美元、零售电价带来收入3720万美元[1594] - 2021年电力运营收入为23.3859亿美元，2020年为20.84494亿美元，2019年为22.59594亿美元[1728] - 2021年运营收入为4.37438亿美元，2020年为4.02558亿美元，2019年为3.26997亿美元[1728] - 2021年运营收入为506.84亿美元，较2020年的406.99亿美元增加，主要因燃料等收入、零售电价增加，部分被电量/天气因素抵消[1749] 计费电力使用量及销量变化 - 2021年计费电力使用量增加1531GWh（7%），其中居民、商业、工业、政府用电量分别增长6%、3%、12%、1%，转售给关联和非关联公司的电量分别增长36%、47%，总销量增长15%[1596][1599] - 2021年零售电力销售总量为62348GWh，较2020年的61846GWh增长1%，其中工业和政府销售增长，住宅和商业销售略有下降[1755] 其他运营维护费用变化 - 2021年其他运营维护费用增加，主要因薪酬福利成本增加1350万美元、核保险退款减少580万美元等，部分被核发电费用减少690万美元等抵消[1600][1601] - 其他运营和维护费用增加9.41亿美元，主要因薪酬福利、配电运营等费用增加，部分被管道销售收益抵消[1756][1757] 有效所得税率变化 - 2021年有效所得税率为20.1%，2020年为16.3%[1607] - 2021年有效所得税税率为15.5%，2020年为 - 54.6%，2020年联邦法定税率为21%[1765] 现金流变化情况 - 2021年经营活动净现金流减少1.106亿美元，主要因某些因素，部分被客户收款增加抵消[1611] - 2021年经营活动提供的净现金流为5.49216亿美元，2020年为6.59818亿美元，2019年为6.77766亿美元[1730] - 2021年经营活动提供的净现金流减少2050万美元，主要因风暴支出增加约1.972亿美元、核燃料换料停机支出增加1190万美元、养老金缴款增加440万美元[1769] - 2021年投资活动净现金流使用增加1.025亿美元，主要因购买太阳能设施约1.318亿美元、核建设支出增加6260万美元等，部分被输电建设支出减少5300万美元等抵消[1612][1613] - 2021年投资活动使用的净现金流为8.98193亿美元，2020年为7.95709亿美元，2019年为6.76293亿美元[1730] - 2021年投资活动使用的净现金流增加17.555亿美元，主要因配电建设支出增加11.19亿美元、输电建设支出增加5.301亿美元等[1771] - 2021年融资活动净现金流减少1.547亿美元，主要因2020年发行债券及2021年偿还债券，部分被2021年发行4亿美元债券等抵消[1614][1615] - 2021年融资活动提供的净现金流为1.69764亿美元，2020年为3.245亿美元，2019年为0.01927亿美元[1730] - 2021年融资活动提供的净现金流增加3.405亿美元，主要因发行多笔债券、收到1.25亿美元资本贡献等[1777] 资金池应付账款变化 - 2021年末公司资金池应付账款增加1.399亿美元，2020年减少2160万美元[1618] 债务与资本比率变化 - 2021年12月31日债务与资本比率为52.6%，2020年为54.8%，净债务与净资本比率2021年为52.6%，2020年为53.6%，比率下降主要因2021年留存收益使股权增加[1621] - 2021年公司债务与资本比率为57.2%，2020年为54.8%；净债务与净资本比率2021年为57.2%，2020年为52.7%[1784] 建设和资本投资计划 - 2022 - 2024年计划建设和资本投资总额分别为7.6亿美元、9.8亿美元和11亿美元，其中2023年较2022年增长约28.9%，2024年较2023年增长约12.2%[1627] - 2022 - 2024年公司计划建设和其他资本投资总额分别为14.8亿美元、13.5亿美元、13.35亿美元[1788] 长期债务情况 - 2022 - 2026年及以后长期债务分别为1.38亿美元、4.23亿美元、5.01亿美元、9.04亿美元和47.71亿美元[1628] 养老金及其他退休计划缴款 - 2022年公司预计向合格养老金计划缴款约4080万美元，向其他退休后医疗保健和人寿保险计划缴款约51.7万美元[1629] 未确认税收优惠和利息 - 公司有4.159亿美元未确认的税收优惠和利息，因税务立场有效结算时间不确定，无法合理估计付款时间[1632] 太阳能设施情况 - 核桃弯太阳能设施为100兆瓦，西孟菲斯太阳能设施为180兆瓦，前者预计2022年完成交易但无法实现商业运营，后者预计2023年完成交易[1635][1636] 信贷安排情况 - 公司有1.5亿美元信贷安排将于2026年6月到期，2500万美元信贷安排将于2022年4月到期，截至2021年12月31日无现金借款和未偿还信用证；未承诺信用证安排有850万美元未偿还信用证[1642] - 阿肯色州核燃料公司可变利益实体有8000万美元信贷安排将于2024年6月到期，截至2021年12月31日有480万美元未偿还贷款[1643] 短期借款授权 - 公司获得美国联邦能源管理委员会（FERC）授权，到2023年10月短期借款任何时候未偿还总额不超过2.5亿美元[1644] 公式费率计划相关 - 2019年公式费率计划申请中，最初提议公式费率计划附加费收入变更为1530万美元，最终达成和解协议修订为1010万美元，并注销1120万美元白崖洗涤器监管资产[1648] - 2020年公式费率计划申请中，最初提议收入变更为8820万美元，受约束后为7260万美元，最终和解协议请求收入增加为6840万美元，APSC决定后2021年收入调整减至100万美元[1649] - 2021年4月公司提交合规电价表，反映公式费率计划附加费所需收入净变化3980万美元，5月1日首个计费周期生效[1651] 股权回报率及收益率相关 - 公司支持修订法案，将股权回报率从9.75%降至9.65%，适用于延期期限[1651] - 2022年预计普通股股权收益率为7.65%，收入缺口8920万美元；2020年历史普通股股权收益率为7.92%，净调整额1940万美元[1652] - 2022年预计和2020年历史净调整的总提议收入变化为1.087亿美元，受4%年度收入限制，最终增加额限制为7240万美元；和解协议后总提议收入变化为8220万美元，增加额限制为7210万美元[1652] 能源成本费率调整 - 2017年3月能源成本费率从每千瓦时0.01164美元提高到0.01547美元，3月31日生效[1657] - 2018年3月能源成本费率从每千瓦时0.01547美元提高到0.01882美元，4月首个计费周期生效；总检察长认为4570万美元的增加应待进一步调查后退还[1658] - 2019年3月能源成本费率从每千瓦时0.01882美元降至0.01462美元，4月首个计费周期生效[1659] - 2020年3月能源成本费率从每千瓦时0.01462美元降至0.01052美元，4月首个计费周期生效[1662] - 2021年3月能源成本费率从每千瓦时0.01052美元降至0.00959美元，4月首个计费周期生效，计算中考虑了2月冬季风暴导致的部分燃料成本增加[1663] 监管资产及负债记录 - 2016年第一季度，阿肯色电力公司记录了8700万美元的负债和7500万美元的递延燃料监管资产[1671] - 2017年第四季度，阿肯色电力公司记录了3500万美元的额外负债和3100万美元的监管资产[1671] - 截至2018年12月31日，阿肯色电力公司为该程序产生的部分应付款项确认了1.16亿美元的监管资产[1675] - 2020年7月，阿肯色公共服务委员会要求阿肯色电力公司在30天内向零售客户退还1370万美元及利息[1681] - 截至2021年12月31日，公司因新冠疫情相关成本产生的监管资产为3260万美元[1690] - 公司为飓风艾达相关成本记录应付账款，对应记录约10亿美元监管资产和约15亿美元在建工程[1745] 电力公司退款情况 - 2018年12月，阿肯色电力公司向其他运营公司支付退款及利息，其中阿肯色电力公司支付1.35亿美元，路易斯安那电力公司收到退款5900万美元，密西西比电力公司收到退款3600万美元，新奥尔良电力公司收到退款700万美元，得克萨斯电力公司收到退款3300万美元[1675] 绿色承诺可再生电价提案 - 2021年7月，阿肯色电力公司提交了绿色承诺可再生电价提案，拟提供高达200兆瓦的太阳能容量[1687] 联邦能源管理委员会相关命令及请求 - 2016年5月，安特吉服务公司对联邦能源管理委员会2016年4月的命令提出重新审理请求[1669] - 2017年9月，联邦能源管理委员会发布命令，驳回关于阿肯色电力公司向其他公用事业运营公司付款是否应减少的重新审理请求[1669] - 2018年10月，联邦能源管理委员会发布命令，推翻了行政法法官关于限制阿肯色电力公司付款减少额的决定[1672] - 2019年2月，路易斯安那公共服务委员会就机会销售程序中的两个问题提出新投诉，2019年11月被联邦能源管理委员会驳回[1677] 运营许可证到期情况 - ANO 1运营许可证于2034年到期，ANO 2运营许可证于2038年到期[1692] 养老金成本及福利义务变动 - 2022年，折现率变动 - 0.25%时，合格养老金成本增加187.6万美元，合格预计福利义务增加4226.2万美元[1703] - 2022年，计划资产回报率变动 - 0.25%时，合格养老金成本增加285.1万美元[1703] - 2022年，薪酬增长率变动0.25%时，合格养老金成本增加190.8万美元，合格预计福利义务增加850.9万美元[1703] - 2022年，折现率变动 - 0.25%时，退休后福利成本增加17.1万美元，2021年累计退休后福利义务增加679.1万美元[1706] - 2022年，医疗成本趋势变动0.25%时，退休后福利成本增加28.2万美元，2021年累计退休后福利义务增加478.9万美元[1706] 养老金及其他退休福利收入与缴费预计 - 公司2021年合格养老金总成本为9290万美元，预计2022年为4140万美元[1707] - 公司2021年其他退休后医疗和人寿保险福利收入为1110万美元，预计2022年为570万美元[1708] - 公司2021年净报销76.7万美元，预计2022年缴费约为51.7万美元[1708] 运营费用变化情况 - 2021年运营费用总计19.01152亿美元，2020年为16.81936亿美元，2019年为19.32597亿美元[1728] 现金及现金等价物变化 - 2021年末现金及现金等价物为1291.5万美元，2020年末为1.92128亿美元[1730][1733] - 2021年初现金及现金等价物为7.2802亿美元，2020年为200.6万美元，2019年为4336.4万美元；2021年末为1857.3万美元，2020年为7.2802亿美元，2019年为200.6万美元[1768] 总资产变化 - 2021年总资产为125.65119亿美元，2020年为121.00131亿美元[1733] 支付利息净额变化 - 2021年支付的利息净额为1.43561亿美元，2020年为1.40735亿美元，2019年为1.31134亿美元[1730] 飓风艾达影响 - 2021年飓风艾达致公司配电和输电系统受损，预计修复成本约25亿美元，当年营收受停电影响[1744] - 2022年公司预计支付7.85亿美元用于飓风艾达恢复工作的资本投资[1789] 其他费用及收入变化 - 非所得税增加，主要因财产税

财务数据和关键指标变化 - 2021年调整后每股收益为6.02美元，比2020年高0.36美元，处于指导范围的上半部分 [6][30] - 2021年运营现金流为23亿美元，略低于去年，非资本风暴成本、燃料和购电支付增加、所得税支付以及EWC收入下降导致现金流减少，公用事业收入增加提供部分抵消 [33] - 截至目前，到2024年剩余的增长股权需求为7亿美元，约为最初预期的四分之一 [15][37] - 2022年调整后每股收益指导范围为6.15 - 6.45美元，中点为6.30美元，计划支持5% - 7%的稳定、可预测的年增长率，预计股息增长与调整后每股收益增长相称 [38] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2021年天气调整后的零售计费销售额增长2%，工业销售额比2020年增长约6%，新客户和扩展客户持续增长，热电联产客户需求高于预期 [30] - EWC业务持续缩减，预计2022年年中完成Palisades出售，退出 merchant 业务 [32][33] 各个市场数据和关键指标变化 - 工业客户基本面依然强劲，远期商品价差支持持续增长和扩张，四个行业板块代表了近一半的工业销售，经济指标处于或接近多年高位 [38] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司制定了三年120亿美元的资本计划，约三分之一用于发电，包括维护高效天然气船队、现代化和确保无排放核舰队的寿命，规划期内可再生能源组合将增加到超过2吉瓦，到2030年将达到11吉瓦；配电和公用事业支持资本计划为58亿美元，旨在提高可靠性、恢复力和客户体验；输电计划为23亿美元，将推动可靠性和恢复力，支持可再生能源扩张 [17][18][20] - 初步确定了50 - 150亿美元的恢复力投资可以加速，未来几个月将与监管机构沟通，目标是在今年晚些时候提交文件以加速恢复力投资 [21][22] - 客户有激进的脱碳目标，公司拥有清洁的大型发电船队，持续运营大型核舰队和增加可再生能源容量将支持客户减少范围2排放，还在提供绿色关税等产品，帮助客户满足环境目标，加速可再生能源部署 [22] - 帮助客户减少范围1排放存在机会，电气化是降低排放的有效方式，新客户和扩展客户如美国钢铁和Sempra的设施增加将带来新的销售，现有客户也有脱碳需求，预计到2030年可寻址市场可能有多达30太瓦时的额外清洁能源 [23][24][25] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2021年公司成功应对了疫情和天气事件带来的挑战，财务状况良好，能够筹集资金进行风暴恢复和投资清洁能源 [7][8] - 公司有坚实的基础和良好的业绩记录，对未来继续取得成功充满信心，将为所有利益相关者创造可持续价值 [6] - 未来投资将更多地满足客户不断变化的需求，重点关注恢复力和脱碳，公司有独特的机会将这些机会转化为现实，为利益相关者带来好处，确保业务的可持续性 [21][27] 其他重要信息 - 公司将在6月16日在纽约市举办分析师日，讨论未来的重大机会和五年展望 [28] - 公司在2021年取得了多项进展，包括改善配电可靠性、完成AMI计划、Grand Gulf实现最高发电量、应对飓风IDA采取创新解决方案等 [13][14] - 公司获得了许多奖项和认可，包括环境领导力、风暴响应、社会责任等方面 [12] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 密西西比州弹性支出的早期讨论情况及FEMA资金对计划的影响和股权需求的时间安排 - 早期讨论将集中在各州的成本效益分析上，目前处于统计分析各种情景的早期阶段，大部分工作预计在路易斯安那州，技术会议是今年晚些时候提交文件的前奏；FEMA资金有助于抵消客户成本，但计划不依赖联邦资金；公司将继续使用ATM计划，关注市场条件，争取尽快完成剩余7亿美元的股权需求 [45][46][48] 问题: 工业负荷增长趋势、绿色关税需求现状及分析师日的主题 - 工业负荷增长依然强劲，客户对清洁、绿色能源有需求，与疫情前相比情况良好，2022年略有下降，2024年及以后有望加速增长；绿色产品需求前景良好，分析师日将讨论2024年及以后的加速增长机会 [52][53][57] 问题: Grand Gulf 2022年运营情况及对利益相关者对话的影响，以及先进核小型模块化反应堆是否会纳入公司计划 - Grand Gulf 2021年发电量创历史新高，预计未来表现更好，核舰队在与客户的脱碳对话中变得更加重要；公司关注核技术发展，如果小型模块化反应堆经济可行，将考虑纳入资源组合 [59][60][62] 问题: 奥兰治县项目建设时间长的原因，以及FERC政策对天然气基础设施许可的影响 - 项目建设时间长并非因为氢气能力的增加，公司历史上CCGT项目建设通常会提前完成；FERC政策可能促使客户加速脱碳，公司将关注其对客户的影响 [65][66][68] 问题: 2024年后的融资情况，ATM出售的3亿美元股份是否已计入股份数量，以及自由县太阳能项目的情况 - 2024年后有不同的融资选择，目前不考虑；ATM出售的3亿美元股份尚未计入股份数量；自由县项目因德州委员会情况和公司资本需求而撤回，不影响对太阳能项目的信心，未来可能有更多项目 [70][71][72] 问题: 潜在风暴强化加速投资是增量资本还是会抵消部分计划内资本，以及在阿肯色州面对通胀和4%费率上限的执行情况 - 风暴强化加速投资是对已确定项目的加速，是增量投资；公司密切关注通胀，燃料成本通过单独的燃料附加费收取，O&M方面压力不大，资本方面太阳能项目有压力，但可再生能源项目仍有强劲的净现值，预计能符合阿肯色州的费率上限 [75][76][78] 问题: 与NRC关于核运营的对话情况，核舰队运营表现的认可情况，以及客户账单的展望 - 公司与NRC保持着密切、开放和建设性的对话；NRC认可核舰队运营表现的改善；不同司法管辖区的客户账单情况不同，考虑到燃料成本、证券化等因素，预计未来账单增长率合理，历史上在通胀率以下 [80][81][84] 问题: 假设路易斯安那公共服务委员会批准，风暴恢复的步骤和预计金额 - 德州已获得相关命令，预计3 - 4月获得约2.9亿美元的证券化资金；假设路易斯安那州获得批准，将设立约32亿美元的交易，包括10亿美元的艾达飓风资金，剩余艾达成本预计年底前完成类似流程 [86]

业绩总结 - 2021年调整后的每股收益（EPS）为6.02美元，位于公司指导范围的上半部分[9] - 2021年运营现金流为2690百万美元，较2020年的2301百万美元有所增加[13] - 2021年合并后的每股收益为6.02美元，较2020年的5.66美元有所增长[97] - 2021年公用事业部门的调整后每股收益为7.25美元，较2020年的7.08美元有所上升[97] - 2021年ETR公司的净收入为11.18亿美元，较2020年的13.88亿美元下降[99] - 2021年每股净收入为5.54美元，较2020年的6.90美元下降[100] 用户数据 - Entergy的电力零售销售中，工业部门占比44%，住宅部门占比31%[29] - 2021年零售销售量的天气调整增长约为1.8%，工业和商业增长约为3%，而住宅效率下降约0.5%[89] 未来展望 - 预计2022年调整后的EPS指导范围为6.15至6.45美元[23] - 预计2022年将继续推进客户中心的投资，特别是在电气化和脱碳方面[6] - 2022年预计的运营现金流（OCF）约为115亿美元[94] - 2022年至2024年的公用事业资本计划总额为2840百万美元，其中2022年为760百万美元[94] 新产品和新技术研发 - 2021年公司在可再生能源方面的投资包括多个太阳能项目的推进[8] - Entergy的可再生能源采购占其能源来源的16%[31] 市场扩张和并购 - 2021年公司完成了对Hurricane Ida的部分成本回收，涉及10亿美元的证券化[8] 负面信息 - 2021年因天气影响，公司的账单销售减少了0.03美元[87] - SERI在FERC的投诉中，指控其在UPSA账单中双重收回成本，包括租赁支付和资本增加[62] - 2021年因天气影响的估计收益影响为0.11美元，第四季度的影响为-0.10美元[90] 其他新策略和有价值的信息 - 2021年公司在信用评级方面表现良好，Moody's和S&P均维持了稳定的评级[15] - 2021年公司股息支付比率目标约为65%[22] - 2021年公司在资本计划中实现了5%至7%的调整后EPS和股息增长[6] - EWC预计2022年的运营收入为545百万美元，扣除燃料和相关费用后，预计调整后的EBITDA为115百万美元[84] - SERI的资产退役责任（ARO）余额截至2021年12月31日为682百万美元[77]

业绩总结 - Entergy第三季度调整后的每股收益（EPS）为2.44美元，较2020年同期的2.45美元略有下降[9] - 2021年第三季度公用事业的净收入为5.70亿美元，较2020年增长3.3%[81] - 2021年第三季度调整后的每股收益为2.45美元，较2020年增长0.4%[83] - 2021年第三季度EWC的净收入为2600万美元，较2020年下降13.3%[81] 现金流与流动性 - 第三季度的运营现金流（OCF）为12.64亿美元，相较于2020年同期的9.22亿美元显著增长[20] - 截至2021年9月30日，Entergy的净流动性（包括风暴准备金）为39亿美元[22] 未来展望 - 2021年调整后的EPS指导范围缩小至5.90至6.10美元，预计2022年至2024年将实现5%至7%的调整后EPS增长[10] - 2021年有效税率调整后的每股收益指导范围为5.90-6.10美元[78] - 预计2022年EWC的调整后的EBITDA为1.15亿美元[74] 投资回报与资本成本 - Entergy的授权投资回报率（ROE）在不同业务单位中范围为8.85%至11.08%[32] - Entergy Arkansas的授权投资回报率(ROE)为9.25%至10.25%[38] - Entergy Arkansas的加权平均资本成本(WACC)为5.04%[38] - Entergy Louisiana的授权ROE为9.0%至10.0%[44] - Entergy Mississippi的授权ROE为10.06%（基于表现调整的中点）[49] - SERI的授权投资回报率(ROE)为10.94%[60] - 税后加权平均资本成本(WACC)为8.27%[60] 风险与负面信息 - 由于飓风艾达，更新的成本估计为21亿至25亿美元，预计对非燃料收入的影响为7500万至8000万美元[26] - Entergy的信用评级在标准普尔和穆迪的评估中保持稳定，部分评级为A（稳定）和Baa2（负面）[25] 其他信息 - 合同下的计划发电量的99%已确定[73] - 合同量的平均每兆瓦时收入预计为54.2美元，2022年预计为47.1美元[73] - 计划的发电量为1.7 TWh，预计2022年为2.8 TWh[73] - EWC核电厂的净发电能力为811 MW[69] - EWC的非核电厂总发电能力为394 MW（121 MW + 60 MW + 213 MW）[70]

公司战略与计划 - 公司承诺到2050年实现净零碳排放[16] - 公司计划在2022年年中停止所有Entergy Wholesale Commodities核电站的商业发电[16] - 公司计划关闭并出售Palisades核电站[12][16] 公司面临的风险与挑战 - 2016年系统协议终止带来长期风险和不确定性[12] - 公司参与MISO面临监管、运营挑战和经济风险[12] - 公用事业监管变化影响公司资产回收和回报率[12] - 核设施监管变化影响公司运营和成本[12] - 能源市场价格波动影响公司及客户[14] - 气候变化可能导致极端天气增加和海平面上升[14] - 新冠疫情对公司运营、财务和流动性产生不利影响[16] 飓风及冬季风暴相关成本 - 飓风艾达造成的电力系统修复和更换总恢复成本估计在21亿至25亿美元之间，大部分由Entergy Louisiana和Entergy New Orleans承担[30] - 公司为飓风艾达相关成本记录了约8.5亿美元的监管资产和约13亿美元的在建工程[31] - 2021年9月，Entergy Louisiana申请发行约10亿美元短期债券为飓风艾达恢复成本提供临时融资，债券于10月发行[32] - 2021年9月，Entergy Louisiana申请为飓风艾达恢复成本设立并注资10亿美元受限托管账户[32] - 2021年9月，Entergy New Orleans从其已注资的风暴储备金中提取3900万美元[32] - 2021年2月冬季风暴Uri期间，公司燃料和购电成本约为7.2亿美元，2020年2月为2.45亿美元[35] - 2021年2月Entergy Arkansas燃料和购电成本为1.45亿美元，2020年2月为4000万美元[35] - 2021年2月Entergy Louisiana燃料和购电成本为2.85亿美元，2020年2月为9500万美元[35] - 2021年2月Entergy Mississippi燃料和购电成本为6500万美元，2020年2月为3500万美元[35] - 2021年2月Entergy Texas燃料和购电成本为1.85亿美元，2020年2月为5000万美元[35] 财务数据关键指标变化（季度） - 2021年第三季度公司净收入为5.31003亿美元，2020年同期为5.21119亿美元[38] - 公用事业运营收入从2020年第三季度的26.89亿美元增至2021年第三季度的31.91亿美元，其中燃料、附加费等收入3.92亿美元，零售电价贡献1.33亿美元，电量/天气因素影响 - 0.23亿美元[39] - 2021年第三季度公用事业零售电力销售总量为32860GWh，较2020年的32079GWh增长2%，其中工业用电量从11994GWh增至13187GWh，增长10%，居民用电量从11634GWh降至11218GWh，下降4%[47] - 能源批发商品业务运营收入从2020年第三季度的2.14亿美元降至2021年第三季度的1.62亿美元，主要因2021年4月印第安角3号机组关闭[49] - 公用事业其他运营和维护费用从2020年第三季度的6.32亿美元增至2021年第三季度的6.44亿美元，主要因配电运营、非核发电及薪酬福利费用增加，部分被管道出售收益1500万美元抵消[50][51][52] - 能源批发商品业务其他运营和维护费用从2020年第三季度的1.14亿美元降至2021年第三季度的5100万美元，主要因印第安角3号机组关闭及遣散和留用费用减少[59] - 2021年第三季度利息费用增加，主要因Entergy Louisiana和Entergy Mississippi发行债券，部分被Entergy Louisiana偿还债券抵消[55][56] - 2021年第三季度有效所得税税率为22.8%，2020年同期为22.1%，与联邦法定税率21%的差异主要因州所得税，部分被超额累计递延所得税摊销及公用事业厂项目的账面和税收差异抵消[63][64] - 2021年第三季度，公司运营收入为827870000美元，2020年同期为778016000美元；2021年前九个月运营收入为1504077000美元，2020年同期为1617084000美元[166] - 2021年第三季度，公司综合净收入为535583000美元，2020年同期为525699000美元；2021年前九个月综合净收入为873333000美元，2020年同期为1014105000美元[166] - 2021年第三季度，公司基本每股收益为2.64美元，摊薄后每股收益为2.63美元；2021年前九个月基本每股收益为4.28美元，摊薄后每股收益为4.26美元[166] - 2021年第三季度，公司其他综合收益为6700000美元，2020年同期为 - 1816000美元；2021年前九个月其他综合收益为 - 22832000美元，2020年同期为56500000美元[170] - 2021年第三季度，公司综合收益为542283000美元，2020年同期为523883000美元；2021年前九个月综合收益为850501000美元，2020年同期为1070605000美元[170] - 2021年第三季度，归属于公司的综合收益为537703000美元，2020年同期为519303000美元；2021年前九个月归属于公司的综合收益为836762000美元，2020年同期为1056866000美元[170] 财务数据关键指标变化（前三季度） - 2021年前三季度公司净收入为8.59594亿美元，2020年同期为10.00366亿美元[66] - 2021年前三季度公用事业运营收入为84.61亿美元，2020年同期为69.97亿美元，增长主要源于燃料等收入、零售电价、电量/天气因素，部分被返还递延所得税抵消[70] - 2021年前三季度公用事业计费电量同比增长5%，其中工业增长5%、转售增长20% [78] - 2021年前三季度批发商品运营收入从7.46亿美元降至5.59亿美元，主要因电厂关停[79] - 2021年前三季度公用事业其他运营和维护费用从17.87亿美元增至19.37亿美元，多项费用增加部分被管道出售收益和抄表费用减少抵消[82][83] - 2021年前三季度零售电价上涨主要因多家子公司费率计划调整及成本回收机制实施[72] - 2021年前三季度电量/天气因素变化主要因计费电量增加2547GWh（3%），受天气、工业需求等影响[74] - 2021年前三季度返还客户递延所得税7100万美元，2020年同期为5500万美元，对净收入无影响[77] - 2021年前三季度利息费用增加，主要因多家子公司发行债券，部分被债券偿还抵消[89][90] - 2021年前九个月经营活动净现金流较2020年减少3.59亿美元，投资活动净现金流使用增加6.06亿美元，融资活动净现金流减少6.08亿美元[137][138][142][147] - 2021年前九个月经营活动净现金流减少主要因燃料成本增加、风暴支出增加等，部分被应收账款回收时间等因素抵消[138][141] - 2021年前九个月投资活动净现金流使用增加主要因配电和输电建设支出增加，部分被非核发电建设等支出减少抵消[142][143] 财务数据关键指标变化（年度） - 2021年因出售印度角能源中心产生3.4亿美元费用（税后2.68亿美元）[67] - 2021年5月，Entergy Louisiana偿还2亿美元4.8%系列抵押债券[92] - 2020年9月30日止九个月，Entergy Wholesale Commodities其他运营和维护费用为3.85亿美元，2021年同期降至2.33亿美元，主要因Indian Point 2和3关闭减少1.12亿美元费用，遣散和留用费用减少4300万美元[93] - 2021年9月30日止九个月，资产注销、减值及相关费用包括因2021年5月出售Indian Point Energy Center产生的3.4亿美元（税后2.68亿美元）费用[95] - 2021年9月30日止九个月，有效所得税税率为19.1%，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；2020年同期为14.2%，差异主要因超额累计递延所得税摊销等[100][102] - 2021年5月，Indian Point 2和3交易完成，导致2021年第二季度产生3.4亿美元（税后2.68亿美元）费用[109] - 截至2021年9月30日，Entergy在Palisades的调整后净投资为 - 2500万美元，交易预计2022年底完成，Palisades计划不晚于2022年5月31日永久关闭[112] - 公司预计2021年因退出Entergy Wholesale Commodities商业电力业务产生约1000万美元员工留用和遣散费用，截至2021年9月30日已产生900万美元，2022年预计共产生约500万美元；2021年9月30日止九个月，该业务因资本资产支出产生500万美元减值费用[113] - 截至2021年9月30日，公司债务与资本比率为69.1%，2020年12月31日为68.3%；剔除证券化债券后，该比率为69.0%和68.1%；净债务与净资本比率（剔除证券化债券）为68.1%和66.4%[117] - 公司有35亿美元信贷额度，2026年6月到期，截至2021年9月30日，借款3.25亿美元，信用证600万美元，可用额度31.69亿美元，九个月加权平均利率1.60%[119] - 公司商业票据计划上限20亿美元，截至2021年9月30日，未偿还商业票据约10.06亿美元，九个月加权平均利率0.30%[122] - 2021年9月30日，Entergy Mississippi的风暴储备托管账户总额为3300万美元[123] - 2021 - 2024年，公司预计发行约15亿美元股权，销售协议下普通股总销售价格不超10亿美元[124] - 2022 - 2024年，公用事业预计资本投资约117亿美元，批发商品业务预计投资约500万美元[126] - 100兆瓦Walnut Bend太阳能设施收购预计2022年完成交易，180兆瓦West Memphis太阳能设施预计2023年完成交易[129][130] - Sunflower太阳能设施估计总投资约1.532亿美元，预计2022年第二季度末完成交易[131] - Orange County先进电站预计总成本11.9亿美元，2026年5月投入使用，运营时可混合燃烧高达30%氢气[135] - 2021年10月董事会宣布每股股息1.01美元，较2020年第三季度起的每股0.95美元季度股息有所增加[136] - 2021年前九个月公司合并净收入为873,333千美元，2020年同期为1,014,105千美元[174] - 2021年经营活动提供的净现金流为2,010,983千美元，2020年为2,370,166千美元[174] - 2021年投资活动使用的净现金流为3,861,975千美元，2020年为3,255,882千美元[174] - 2021年融资活动提供的净现金流为1,091,929千美元，2020年为1,699,658千美元[179] - 2021年现金及现金等价物净减少759,063千美元，2020年净增加813,942千美元[179] - 截至2021年9月30日现金及现金等价物为1,000,036千美元，2020年同期为1,239,664千美元[179] - 2021年总资产为58,843,499千美元，2020年为58,239,212千美元[183] - 2021年总负债为47,555,975千美元，2020年为47,278,070千美元[187] - 2021年股东权益为11,287,524千美元，2020年为10,961,142千美元[187] - 2021年支付利息净额为590,581千美元，2020年为599,683千美元；支付所得税29,454千美元，2020年收到所得税2,484千美元[179] - 2020年12月31日公司总权益为1.0961142亿美元，2021年3月31日为1.1052176亿美元，6月30日为1.0922947亿美元，9月30日为1.1287524亿美元[190] - 2021年第一季度合并净收入为33.9145万美元，第二季度为 - 1.394万美元，第三季度为53.5583万美元[190] - 2020年第一季度合并净收入为12.3294万美元，第二季度为36.5113万美元，第三季度为52.5699万美元[193] 能源批发商品业务数据关键指标变化 - 能源批发商品业务拥有的装机容量从2020年的2246MW降至2021年的1205MW，主要因印第安角3号机组（1041MW）关闭[49] - 能源批发商品业务核舰队容量因子从2020年的83%升至2021年的97%，平均能源价格从39.51美元/MWh升至69.35美元/MWh，平均容量价格从3.62美元/kW - 月降至0.15美元/kW - 月[49] 公司运营相关其他信息 - 2021年剩余时间里，Palisades工厂计划发电量为1.7 TWh，其中99%已签约，且均按正常购销合同出售[153] - 截至2021年9月30日，公司在支持Enter

财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后每股收益为2.45美元，略高于去年 [5][17] - 2021年指导范围缩小至每股5.90 - 6.10美元 [5][17] - 预计2022 - 2024年调整后每股收益将以5% - 7%的速度稳定增长 [5][17] - 股息提高6%，与收益增长保持一致 [5][26] - 本季度运营现金流约比去年高3亿美元，主要因客户收款改善，但部分被天然气价格上涨支出抵消 [19] - 飓风艾达总成本预计为21 - 25亿美元，非燃料收入损失更新为7500 - 8000万美元 [21] - 净流动性（包括风暴储备）保持在40亿美元 [21] 各条业务线数据和关键指标变化 - 工业建筑销售比去年增长10%，多数细分市场均有增长，主要集中在初级金属、石化、运输、工业气体和氯碱领域 [18] - 第三季度所有类别总收入因飓风艾达约减少6500万美元，2020年第三季度飓风影响约为此一半 [18] - 其他运营和维护成本按计划增加，部分由于配电运营成本、发电功能费用及健康和福利成本上升 [18] - EWC业绩略低于去年，主要因印第安角的关闭和出售 [19] 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 - 未来三年有120亿美元资本计划，旨在为客户提供可靠性、恢复力、改善客户体验以及环境和成本效益，预计为股东带来5% - 7%的调整后每股收益增长 [15] - 继续推进脱碳，已宣布到2030年有5吉瓦太阳能供应计划，并计划进一步增加 [13] - 考虑多种恢复力方案，特别是针对I10和I12以南服务区域，将与监管机构和其他利益相关者合作确定最佳方案 [11] - 帮助工业客户实现可持续发展目标，清洁电气化是重要手段，将带来负荷增长和资本投资需求 [14] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管面临飓风艾达挑战，公司仍保持财务承诺，业务运营良好 [5][17] - 重大天气事件愈发频繁和强烈，需重新审视系统恢复力建设 [10] - 可再生资源成本相对于传统资源趋势有利，能应对天然气价格上涨和波动 [14] - 公司有信心实现战略和财务目标，未来增长机会包括可再生能源发电、清洁电气化和恢复力加速 [15][16] 其他重要信息 - 公司在飓风艾达后迅速恢复电力供应，在三周内恢复了超过98%受影响客户的电力，并为社区提供支持 [7][8] - 公司将与监管机构合作，寻求艾达风暴成本证券化，并争取联邦支持以抵消客户成本 [9] - 公司在多个公开程序中取得进展，包括阿肯色州公式费率计划、新奥尔良费率调整、绿色承诺关税申请等 [12] - 公司预计明年初完成2020年风暴融资，明年年底完成艾达风暴融资 [22] - 公司继续推进EWC退出计划，预计不到一年完成 [24] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 新奥尔良市议会监管投诉及资产所有权问题 - 公司已完成公式费率计划并实施费率，各方正共同寻求联邦政府对客户成本的抵消支持，对于市议会其他目标，公司将合作以满足需求，相信最终结果对双方都有利 [31][32] 问题2: 客户账单空间的缓解因素及资本支出投资情况 - 德克萨斯州和路易斯安那州正在推进风暴成本证券化，同时一些旧的证券化成本将陆续到期，减轻压力；天然气价格方面，公司内部预测高于远期曲线，且已收回相关成本；增长资本方面，恢复力计划、可再生能源和清洁电气化投资有相应的资金空间，预计未来几年可加速发展 [34][36][38] 问题3: 重建更好框架对公司的影响，特别是对核能、氢能和可再生能源的影响 - 公司认为该框架对氢能、现有核能和可再生能源的支持是积极的，有助于保持低成本和实现资本计划目标；公司在氢能领域有良好布局，期待利用相关税收抵免加速发展 [41][42] 问题4: 向日葵太阳能项目延迟的原因 - 并非供应链问题，而是合作伙伴遇到现场挑战，预计明年初开始建设 [45] 问题5: 可再生能源直接支付的意义及对信用指标的影响 - 可退还的生产税收抵免（PTC）可能改变投资模式，使公司更倾向于100%所有权，但对信用指标的影响较为中性 [48][50] 问题6: 输电项目Siri的进展情况 - 目前无实质性进展，相关诉讼在FERC管辖范围内，希望在2021年底至2022年初看到ROE上限结构问题的解决 [51] 问题7: 联邦政府支持的途径和相关流程 - 州长已向联邦政府申请资金用于2020年风暴和飓风艾达的恢复，公司正与国会代表团、LPSC、州议会和州长合作，争取通过社区发展块补助金（CDBG）形式获得资金，目前各方已达成一致，但时间不确定 [53][55][56] 问题8: 提高恢复力的资金机制 - 如果加速恢复力建设，预计会寻求监管机构的某种恢复机制，可能是在现有公式费率计划（FRP）之外的恢复附加费或对FRP的调整，具体因地区而异 [58] 问题9: 股权融资需求的时间和方式 - 到2024年的股权融资需求已通过ATM计划完成，不排除根据市场情况进行大宗交易或发行优先股的可能性 [59][60] 问题10: 新奥尔良市议会公式费率计划的实施情况 - 实施公式费率计划消除了关于正常运营的争议，对与市议会的持续讨论是积极的 [62] 问题11: 公司参与MISO的成本效益及是否有变化 - 公司参与MISO自2014年以来为客户节省约17.5亿美元，目前支持监管机构确保重大输电项目成本分配合理，不会退出MISO，但会根据情况调整成本分配方式 [63][64]