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]

业绩总结 - 2021年第二季度调整后的每股收益（EPS）为1.37美元，相较于2020年第二季度的1.34美元有所增长[11] - 预计2021年调整后的EPS指导范围为5.80至6.10美元，2022年展望为6.15至6.45美元，2023年展望为6.55至6.85美元[23] - 2021年第二季度的经营现金流（OCF）为796百万美元，较2020年第二季度的789百万美元有所增加[20] - 2021年第二季度的FFO（资金来自运营）对债务比率为8.3%，低于目标值15%[22] - 2021年第二季度的母公司债务占总债务的比例为22.4%，低于目标值25%[21] - 2021年第二季度的稀释每股收益为-0.03美元，2020年第二季度为1.79美元[86] - 2021年第二季度的总债务为25,435百万美元，扣除证券化债务后为25,321百万美元[87] - 2021年第二季度的经营现金流（LTM）为1,988百万美元[88] - 2021年第二季度的FFO（非GAAP）为2,109百万美元[88] 用户数据与市场表现 - Entergy Arkansas的零售率基数为84亿美元（2021测试年）[39] - Entergy Louisiana的电力零售率基数为136亿美元，包含0.4亿美元的传输和分配设施关闭费用[48] - Entergy Mississippi的零售率基数为36亿美元（2021前瞻测试年）[54] - Entergy New Orleans的电力零售率基数为8亿美元（2018测试年）[55] - Entergy Texas的资产基础为24亿美元，外加14亿美元的成本回收骑士[58] 未来展望与投资计划 - 预计到2030年，清洁能源投资组合将达到5GW，其中3GW已投入服务或正在进行中[30] - 预计到2022年，FFO对债务比率将恢复到目标水平，主要受限于风暴成本的影响[22] - EWC计划在2030年底之前退役所有煤电容量[72] - EWC资本计划在2021年为1000万美元，2022年为500万美元[78] 新产品与技术研发 - EWC核电站2021年预计发电量为34 TWh，2022年预计为28 TWh，计划发电量的合同覆盖率分别为98%和99%[75] - EWC的平均每千瓦月合同收入在2022年预计为47.1美元[75] 负面信息 - ETR Corp. 2021年第二季度净收入为-6百万美元，相较于2020年第二季度的361百万美元下降[86] - EWC的报告后税收益为-2.75亿美元，每股收益为-1.37美元[84] - EWC的调整后收益率（ROE）为-8.5%至-9.0%[85] 其他新策略与有价值信息 - Entergy在可持续性方面的表现优于行业，连续19年被纳入道琼斯可持续发展指数（DJSI）[24] - Entergy Arkansas的加权平均资本成本（WACC）为5.04%[39] - Entergy Louisiana的加权平均资本成本（WACC）为6.97%（电力）和6.96%（天然气）[47] - Entergy New Orleans的电力部门获得的实际投资回报率（ROE）为3.61%，而天然气部门为-4.52%[56]

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] 燃料和购电成本 - 2021年2月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；其中2021年2月阿肯色州公司为1450万美元、路易斯安那州公司为2850万美元、密西西比州公司为650万美元、新奥尔良公司为350万美元、得克萨斯州公司为1850万美元，2020年2月对应分别为400万美元、950万美元、350万美元、250万美元、500万美元[31] 各业务板块净收入变化 - 2021年第二季度与2020年第二季度相比，公用事业净收入从34486.9万美元降至32590.3万美元，批发商品业务从8463.1万美元变为亏损27519.5万美元，母公司及其他从亏损6896.7万美元变为亏损5668.2万美元，公司整体从盈利36053.3万美元变为亏损597.4万美元[33] 运营结果特殊事项 - 2021年第二季度运营结果因2021年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[34] - 2020年第二季度运营结果中，批发商品业务核退役信托基金投资因股市反弹获得2.25亿美元（税前）收益[35] 电站所有权情况 - 大湾核电站1号机组90%由系统能源公司拥有或租赁[19] - 纳尔逊蒸汽发电站6号机组70%由路易斯安那州公司（57.5%）和得克萨斯州公司（42.5%）共同拥有，10.9%由批发商品业务子公司拥有[22] - 白崖蒸汽发电站57%由阿肯色州公司拥有[25] - 独立蒸汽电站16%由阿肯色州公司拥有，25%由其他方拥有（文档未完整提及）[19] 业务板块构成 - 公司运营主要通过公用事业和批发商品业务两个业务板块[26] - 公用事业业务包括在阿肯色州、密西西比州、得克萨斯州、路易斯安那州部分地区发电、输电、配电和售电以及少量天然气分销业务；批发商品业务包括美国北部核电站的所有权、运营、退役以及向批发客户售电等[27] 公用事业运营收入变化 - 公用事业2020年运营收入为22.13亿美元，2021年为26.73亿美元[37] - 2021年上半年公用事业运营收入为52.7亿美元，2020年同期为43.08亿美元，零售电价、销量/天气因素分别贡献1.87亿和1.07亿美元，返还递延所得税使收入减少0.14亿美元[75] 电量相关数据变化 - 2021年第二季度与2020年同期相比，计费用电量增加777GWh，增幅3% [41] - 2021年第二季度与2020年同期相比，零售电力总销量从26246GWh增至27023GWh，增幅3%；转售销量从3111GWh增至4716GWh，增幅52%；总销量从29357GWh增至31739GWh，增幅8% [44] - 2021年上半年公用事业计费电力销售总量为63810GWh，较2020年同期的59255GWh增长8%，其中转售电量增长45% [79] 批发商品业务运营收入变化 - 批发商品业务运营收入从2020年第二季度的2亿美元降至2021年第二季度的1.49亿美元[46] - 2021年上半年Entergy Wholesale Commodities运营收入从2020年同期的5.32亿美元降至3.97亿美元，主要因电厂关停[80] 运营和维护费用变化 - 公用事业其他运营和维护费用从2020年第二季度的5.89亿美元增至2021年第二季度的6.91亿美元[48] - 批发商品业务其他运营和维护费用从2020年第二季度的1.4亿美元降至2021年第二季度的8300万美元[58] - 2021年上半年公用事业其他运营和维护费用从2020年同期的11.55亿美元增至12.94亿美元，多项费用增加致成本上升[83] - 2021年上半年Entergy Wholesale Commodities其他运营和维护费用从2020年同期的2.71亿美元降至1.82亿美元，主要因电厂关停和相关费用减少[92] 债券发行与偿还 - 2020年11月和2021年3月，Entergy Louisiana分别发行11亿美元、3亿美元、3亿美元、5亿美元和5亿美元的抵押债券；2021年3月，Entergy Mississippi发行3.7亿美元抵押债券[55] - 2020年12月和2021年5月，Entergy Louisiana分别偿还2亿美元、1亿美元和2亿美元的抵押债券[57] 资产减记及相关费用 - 2021年第二季度资产减记、减值及相关费用包括因出售印第安角能源中心产生的3.4亿美元（税后2.68亿美元）费用[60] - 2021年第二季度，印度角能源中心出售产生3.4亿美元费用（税后2.68亿美元）[94][107] 所得税税率变化 - 2021年第二季度有效所得税税率为93%，2020年第二季度为19.6% [64][67] - 2021年上半年有效所得税税率为12.3%，2020年同期为3.5%，联邦法定税率为21%[100][101] 公司净收入变化 - 2021年上半年公司净收入为3.28591亿美元，2020年同期为4.79247亿美元[68] - 2021年上半年公司总运营收入为56.66907亿美元，2020年同期为48.39967亿美元[164] - 2021年上半年公司总运营费用为49.90702亿美元，2020年同期为40.009亿美元[164] - 2021年上半年公司运营收入为6.76205亿美元，2020年同期为8.39067亿美元[164] - 2021年上半年公司综合净收入为3.3775亿美元，2020年同期为4.88406亿美元[164] - 2021年上半年归属于公司的净收入为3.28591亿美元，2020年同期为4.79247亿美元[164] 其他费用及收入变化 - 2021年上半年公用事业折旧和摊销费用增加，主要因投入使用的电厂增加[84] - 2021年上半年其他监管费用（信贷）净额包含多项监管信贷和负债转回，涉及金额如2200万、3900万等[85] - 2021年上半年其他收入减少，主要因建设期间使用的股权资金补贴减少[89] - 2021年上半年利息费用增加，主要因债券发行，部分被债券偿还抵消[90][91] 员工相关费用 - 2021年预计产生约1000万美元员工留用和遣散费用，截至6月30日已产生700万美元，2022年预计共产生约500万美元[112] 减值费用 - 2021年第二季度和上半年，Entergy Wholesale Commodities分别产生200万美元和500万美元减值费用[112] 债务比率变化 - 截至2021年6月30日，债务资本比率为69.5%，排除证券化债券后为69.4%，净债务与净资本比率为68.9%；2020年12月31日对应比率分别为68.3%、68.1%、66.4%[117] 信贷额度与商业票据 - 公司有35亿美元信贷额度，2026年6月到期，截至2021年6月30日，借款1.5亿美元，信用证600万美元，可用额度33.44亿美元，加权平均利率1.61%，承诺费0.225%[120] - 公司商业票据计划上限20亿美元，截至2021年6月30日，未偿还商业票据约8.66亿美元，加权平均利率0.32%[121] 风暴储备代管账户 - 部分公用事业运营公司在2021年6月30日有7200万美元风暴储备代管账户[121] 股权分销计划 - 2021年1月公司建立股权分销计划，普通股销售和远期销售协议总销售价格不超10亿美元[122] 投资交易相关 - 截至2021年6月30日，公司对Palisades的调整后净投资为500万美元，交易预计2022年底完成[110] 股息情况 - 2021年7月董事会宣布每股0.95美元的股息，与2020年第三季度以来的季度股息相同[128] 现金流变化 - 2021年上半年经营活动净现金流较2020年同期减少7.01亿美元，主要因燃料成本增加、风暴支出增加等[132] - 2021年上半年投资活动净现金流较2020年同期增加6.28亿美元，主要因配电和输电建设支出增加[135] - 2021年上半年融资活动净现金流较2020年同期减少2.52亿美元，主要因商业票据净还款增加和库存股发行减少[137] - 2021年上半年经营活动提供的净现金流为7.46547亿美元，2020年同期为14.48307亿美元[171] - 2021年上半年投资活动使用的净现金流为28.26225亿美元，2020年同期为21.98193亿美元[171] - 融资活动提供的净现金流为100.746万美元，较之前的125.9632万美元有所下降[176] 核投资组合情况 - 截至2021年6月30日，Entergy Wholesale Commodities核投资组合中，计划发电量的98%（2021年）和99%（2022年）签订了单位或有合同[147] - 截至2021年6月30日，Entergy Wholesale Commodities核投资组合中，计划净运营兆瓦数平均为803（2021年）和338（2022年）[147] 流动性风险敞口 - 截至2021年6月30日，Entergy在支持Entergy Wholesale Commodities交易的担保下有4100万美元的流动性风险敞口，已交付600万美元现金抵押品[150] - 若公司信用评级降至投资级以下，基于2021年6月30日的电价，公司需额外提供约3000万美元现金或信用证[150] 太阳能设施收购 - 阿肯色电力与照明委员会（APSC）于2021年7月批准Entergy Arkansas收购100兆瓦Walnut Bend太阳能设施及成本回收，预计2022年完成交易[126] - 得克萨斯州公共事业委员会（PUCT）预计2021年9月对Entergy Texas收购100兆瓦Liberty County太阳能设施作出决定，预计2023年完成交易[127] 核电站监管情况 - 除格兰德湾核电站处于NRC反应堆监督程序行动矩阵第3列外，公司公用事业和批发商品业务的核电站均处于第1列[156] - 2020年格兰德湾核电站发生5次非计划停堆，2021年3月NRC将其置于第3列，并计划进行补充检查[157] 基本每股收益变化 - 2021年上半年基本每股收益为1.64美元，2020年同期为2.40美元[164] 现金及现金等价物余额变化 - 现金及现金等价物期末余额为68.6881万美元，期初余额为175.9099万美元[176] 长期债务情况 - 2021年长期债务发行所得为500.833万美元，退休长期债务为290.0566万美元[176] 股息支付情况 - 2021年普通股股息支付为38.1224万美元，优先股股息支付为0.9159万美元[176] 客户应收账款变化 - 2021年客户应收账款为877.221万美元，较2020年的833.478万美元有所增加[180] 公司总权益变化 - 2019年12月31日公司总权益为1.0258675亿美元，2020年3月31日为1.0258967亿美元，2020年6月30日为1.0460988亿美元[190] 法院判决款项 - 2021年1月美国联邦索赔法院判决美国能源部向Entergy Nuclear Palisades支付2310万美元，公司于2月收到款项[197] - 2310万美元判决金额中，1570万美元与之前计入厂房的成本相关，710万美元与之前计入其他运营和维护费用的成本相关，30万美元与之前计入所得税以外税费的成本相关[197] - 公司将之前计入厂房的1570万美元中的910万美元作为对之前记录的折旧费用的冲减[197] 费率调整 - 2021年3月Entergy Arkansas提交能源成本费率年度重新确定申请，费率从每千瓦时0.01052美元降至0.00959美元[206] 燃料成本递延和回收 - 2021年2月Entergy Louisiana因冬季风暴产生额外燃料成本，3月请求并获批准递延和回收1.66亿美元增量燃料成本，为期5个月[207] 公司资产负债及权益情况 - 2021年总资产为5594.9283万美元，2020年为5823.9212万美元[180] - 2021年总负债为4480.6926万美元，2020年为4705.826万美元[184] - 2021年股东权益为1092.2947万美元，2020年为1096.1142万美元[184] 综合净收入及其他综合损失情况 - 2021年上半年综合净收入为33.9145万美元，其中第一季度为33.9145万美元，第二季度为 - 1.394万美元[187] - 2021年上半年其他综合损失为2.9532万美元，其中第一季度为 - 5.13万美元，第二季度为2.1768万美元[187]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度调整后每股收益为1.34美元，包含温和天气的负面影响 [6] - 工业销售同比增长7.1%，商业销售持续复苏，住宅销售因员工返回办公室开始减少 [36] - 全年运营与维护（O&M）预期保持在27亿美元 [38] - 出售印第安点核电站给霍尔泰克导致税前费用3.4亿美元 [39] - 本季度运营现金流略高于去年，主要因客户收款改善，但受燃料价格上涨等因素抵消 [40] - 母公司债务与总债务比率为22.4%，资金流与债务比率为8.3%，预计2022年该指标恢复到目标水平 [41] - 截至6月底，通过场内股权计划出售约7300万美元普通股，约三分之二为远期销售 [43] 各条业务线数据和关键指标变化 - 工业客户的4个关键行业部门经济指标健康，处于或接近多年高点，库存恢复正常，商品价差改善，销量和利润率全面提升 [37] 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 - 3年120亿美元资本计划旨在为客户带来重要利益，实现5% - 7%的调整后每股收益和股息增长，投资将改善客户在可靠性、弹性、可承受性和可持续性方面的体验 [9] - 计划到2030年实现至少5000兆瓦可再生能源，履行环境管理承诺 [10] - 增加可再生和清洁能源资源，如Entergy Texas推进奥兰治县先进电站建设，阿肯色州核桃弯太阳能项目获批 [14][15] - 提交阿肯色州绿色承诺电价提案，已收到20家客户的非约束性意向书 [16] - 持续推进年度燃料调整条款（FRP），Entergy Mississippi的FRP获批，在阿肯色州、路易斯安那州和新奥尔良提交年度申请 [17][18] - 加强系统弹性，对关键基础设施进行审查并制定长期计划 [20] - 扩大产品和服务，帮助工商业客户实现可持续发展目标，减少碳排放，利用绿色电价提供无碳资源 [24] - 认为公司庞大的工业客户基础是独特优势和增长机会，将帮助客户减少范围1和范围2排放 [25][29] - 与三菱电力合作推进氢技术，参与美国能源部的氢能地球射击计划 [30][31] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司本季度表现稳健，有望实现2021年指引和长期财务展望，且因业务风险降低带来的财务灵活性，预计处于指引范围的上半部分 [8] - 公司有明确战略实现目标，是可持续发展的行业领导者，拥有强大资本计划满足客户需求，致力于为利益相关者持续改进 [32] - 对未来增长机会感到兴奋，投资可再生能源和氢技术将支持可持续发展努力并为客户提供新机会 [51] 其他重要信息 - 公司季度报告Form 10 - Q将于8月9日提交给美国证券交易委员会，提供更多财务报表细节和披露 [103] - 公司投资者关系网站的监管和其他信息页面提供监管程序和战略执行的关键更新 [104] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 请详细说明2021年股份数量方面的情况，以及更新穆迪新展望的时间和影响股权需求降低的其他因素 - 公司仍在评估穆迪认可的整体影响，预计今年秋季完成，可能更早但不晚于EEI会议。目前无法提供股份数量等具体细节，但认为会有重大变化。公司仍需发行一些股权以实现盈利和信用预期，但机会更稳健、风险更低，有更多信心执行计划。同时要确保有能力应对增长机会和管理SERI相关风险 [53][54][55] 问题2: 德克萨斯州联合循环燃气轮机（CCGT）项目的监管审批时间表，以及氢元素是否会影响审批过程 - 审批程序将在劳动节前后在委员会启动，具体时间表由德克萨斯州公共事业委员会（PUCT）设定，高效推进的话过程可能持续6 - 12个月。氢元素目前占总成本约5%，公司认为其灵活性对客户有益，能支持项目，且结合工业机会来看，氢元素增加了项目的可行性。此外，氢作为清洁能源具有环境优势，且项目最终将成为双燃料机组，提供更高的弹性 [58][60][62] 问题3: 展望与新目标相比的主要因素，以及截至目前的融资计划情况 - 从15%到14%的指标变化带来约17 - 20亿美元的额外容量且随时间增长。主要考虑因素包括：确定实际需要的增量股权、商业工业领域的增长机会、管理SERI相关可识别风险的能力。公司此前预计能实现盈利和信用目标，现在有额外容量应对新机会和风险，执行能力风险降低。关于具体融资，公司正在思考最佳方式，完成评估后会与外界沟通计划 [67][68][72] 问题4: 上半部分预期是否仅与稀释和股权需求有关，是否反映成本削减努力或工业趋势变化 - 此前公司对指引和展望有信心，现在因减少股权发行推动每股收益上升，且有额外灵活性实现盈利目标和财务灵活性，两者结合使公司认为有望处于指引范围的上半部分，这些因素与成本削减和工业趋势独立 [73][74] 问题5: 股权需求降低是否会使公司更倾向于更快解决融资需求，而非按原计划进行 - 这是一种可能性，公司在评估时会考虑所谓的股权悬置问题 [77] 问题6: 之前的计划是否是到2024年最多融资25亿美元 - 是的 [78] 问题7: 为何不再使用之前分析师日给出的2024年范围，以及上半部分预期是否适用于该长期展望 - 目前无法提供相关信息，但公司期望实现稳定、可预测的盈利和股息增长，这可能暗示了相关内容 [80] 问题8: 工业领域的增长机会是基于费率基础的资本支出还是销售和现金流 - 有两方面增长机会。一是系统弹性评估可能带来更多输配电投资，结合华盛顿的基础设施建设，可能是费率基础资产与政府承担部分成本的结合。二是帮助工业客户减少排放，一方面通过提供清洁电力和绿色电价降低范围2排放，加速可再生能源投资；另一方面攻击范围1排放，为新的未电气化流程提供新负载和销售机会，增加可再生能源足迹，属于费率基础增加以满足受监管的公用事业销售 [82][83][85] 问题9: 股权计划变化中，实现上半部分预期减少的股权仅约3亿美元，而有17 - 20亿美元的额外容量，如何理解 - 公司仍在早期评估阶段，上周刚获得认可，还未完成对未来影响的评估。公司表示有望处于指引范围上半部分，但还需考虑增长潜力和风险因素。若能管理好风险，额外容量将可供使用 [88] 问题10: 长期资金流与债务目标是否现在变为14% - 不会立即变为14%，公司预计利用部分容量进行资本结构调整和把握增长机会。除非某些风险出现，否则不会直接降至14%，后续可能重新评估 [92] 问题11: 是否会提供修订后的资金流与债务目标 - 从公司角度不确定是否会改变目标，公司整体观点可能仍高于15%，目前仍在研究中 [93] 问题12: 是否需要SERI的明确结果来确定最终股权需求，预计何时有最终SERI命令 - 不确定税务立场和售后回租的SERI命令可能在今年年底，但更可能在明年第一季度或春季。公司认为不需要该结果就可以开始思考资本结构计划的改变，但会考虑其对实现目标的影响 [94] 问题13: 是否会在年底左右（EEI会议）对股权情况有更清晰的认识 - 是的，最晚在EEI会议，希望能更早 [95] 问题14: 是否会在EEI会议时更新所有机会情况以及如何融入资本计划 - 届时会更新机会集情况、思考内容和进展。该机会有很长的发展期，是关于负载增长和资源组合以满足清洁能源目标的问题，可能对发电组合有影响 [97][98] 问题15: 客户的脱碳雄心和公司帮助的机会，除了脱碳是否还有成本优势或其他驱动因素 - 成本是一个因素，公司需要帮助客户保持竞争力。以船舶岸电项目为例，电气化不仅减少排放，还降低成本，使客户在投标海上工作时更具竞争力，所以是多种因素的结合 [100][101]

公司战略与承诺 - 公司承诺到2050年实现净零碳排放[17] - 公司计划在2022年年中停止所有Entergy Wholesale Commodities核电站的商业发电，包括实施印度角2号、印度角3号和帕利塞兹核电站的关闭和出售计划[17] 燃料和购电成本 - 2021年2月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；其中2021年2月阿肯色州公司1.45亿美元、路易斯安那州公司2.85亿美元、密西西比州公司6500万美元、新奥尔良公司3500万美元、得克萨斯州公司1.85亿美元；2020年2月阿肯色州公司4000万美元、路易斯安那州公司9500万美元、密西西比州公司3500万美元、新奥尔良公司2500万美元、得克萨斯州公司5000万美元[32] 各业务线净收入 - 2020年第一季度归属于公司的净收入（亏损）：公用事业业务3.19816亿美元、批发商品业务 - 1.10975亿美元、母公司及其他 - 0.90127亿美元、公司整体1.18714亿美元；2021年第一季度对应数据分别为3.56567亿美元、0.37577亿美元、 - 0.59579亿美元、3.34565亿美元[34] 各业务线运营收支变化 - 2020年第一季度与2021年第一季度相比，公用事业业务运营收入增加5.01987亿美元、燃料等费用增加1.0268亿美元、购电增加1.55967亿美元等；批发商品业务运营收入减少8.433亿美元、其他运营和维护减少3.2049亿美元等[34] 批发商品业务核退役信托基金投资损失 - 2020年第一季度公司批发商品业务核退役信托基金投资税前损失2.11亿美元，反映了与新冠疫情相关的股市下跌[35] 核电站所有权情况 - 阿肯色州一号核电站1号和2号机组由阿肯色州安特吉公司拥有[20] - 大湾核电站1号机组90%由系统能源公司拥有或租赁[20] - 纳尔逊蒸汽发电站6号机组70%由路易斯安那州安特吉公司（57.5%）和得克萨斯州安特吉公司（42.5%）共同拥有，10.9%由公司批发商品业务子公司拥有[23] - 白崖蒸汽发电站57%由阿肯色州安特吉公司拥有[26] 核电站停运与出售情况 - 印第安角能源中心2号机组于2020年4月停止发电，3号机组于2021年4月停止发电[23] - 朝圣者核电站于2019年5月停止发电，并于2019年8月出售[23] 公用事业运营收入 - 2021年第一季度公用事业运营收入为25.97亿美元，2020年为20.95亿美元，其中燃料、附加费等收入3.23亿美元，销量/天气因素影响9700万美元，零售电价影响9600万美元，返还未受保护的超额累计递延所得税给客户 - 1400万美元[38] 公用事业计费电力销售总量 - 2021年第一季度公用事业计费电力销售总量为32069GWh，2020年为29897GWh，同比增长7%，其中居民用电增长18%，商业用电下降2%，工业用电下降3%，政府用电下降3%，转售用电增长38%[45] Entergy Wholesale Commodities运营收入 - 2021年第一季度Entergy Wholesale Commodities运营收入为2.48亿美元，2020年为3.32亿美元，主要因Indian Point 2电厂于2020年4月关闭[46] 公用事业其他运营和维护费用 - 2021年第一季度公用事业其他运营和维护费用从2020年的5.66亿美元增至6.02亿美元，主要因核保险退款减少1300万美元、非核发电费用增加700万美元、植被维护成本增加700万美元、核发电费用增加500万美元[50] 债券发行与利息费用 - 2021年第一季度Entergy Louisiana发行多笔债券，包括3月发行5亿美元2.35%系列抵押债券和5亿美元3.10%系列抵押债券，11月发行11亿美元0.62%系列抵押债券、3亿美元2.90%系列抵押债券和3亿美元1.60%系列抵押债券，导致利息费用增加，部分被2020年12月偿还3亿美元债券抵消[54][55] Entergy Wholesale Commodities其他运营和维护费用 - 2021年第一季度Entergy Wholesale Commodities其他运营和维护费用从2020年的1.31亿美元降至9900万美元，主要因Indian Point 2电厂关闭减少2800万美元费用、遣散和留用费用减少600万美元[57] 有效所得税税率 - 2021年第一季度有效所得税税率为16.3%，2020年为 - 136.6%，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、某些账面与税务差异等因素[62][63] 核电站停运亏损 - Indian Point 2于2020年4月30日永久停运，Indian Point 3于2021年4月30日永久停运，交易目标于2021年5月完成，预计产生2.85亿美元净亏损[70] 销量/天气差异 - 2021年第一季度销量/天气差异主要因计费用电量增加990GWh（4%），包括有利天气对居民销售的影响，部分被工业用电量下降和中小客户需求减少抵消[40] 零售电价差异 - 零售电价差异主要因Entergy Louisiana、Entergy Mississippi、Entergy New Orleans的公式费率计划收入增加以及Entergy Texas实施相关成本回收附加费[41] 子公司股权出售 - 2018年7月公司签订协议，以1000美元出售Palisades和Big Rock Point Site子公司100%股权，交易预计2022年底完成，截至2021年3月31日，公司在Palisades的调整后净投资为3000万美元[71][74] 退出批发商品业务费用 - 2021年公司预计产生与退出批发商品业务相关的员工留用和遣散费用约4000万美元，截至3月31日已产生1300万美元，2022年预计共产生约1500万美元，2021年第一季度还产生300万美元减值费用[75] 债务与资本比率 - 截至2021年3月31日，公司债务与资本比率为69.6%，2020年为68.3%；排除证券化债券后，该比率为69.5%和68.1%；净债务与净资本比率为68.0%和66.4%[80] 信贷额度情况 - 公司有35亿美元信贷额度，2024年9月到期，截至2021年3月31日，借款5500万美元，信用证600万美元，可用额度34.39亿美元，加权平均利率1.63%，承诺费为未使用额度的0.225%[84] 商业票据计划情况 - 公司商业票据计划上限为20亿美元，截至2021年3月31日，未偿还商业票据约10.28亿美元，三个月加权平均利率为0.34%，部分公用事业运营公司有7200万美元风暴储备代管账户[86] 股权分销计划 - 2021年1月公司建立股权分销计划，可出售普通股，总销售价格不超过10亿美元，目前未发行股票或签订远期销售协议[87] 股息情况 - 2021年4月董事会宣布每股0.95美元股息，与2020年第三季度以来的季度股息相同[92] 现金流量情况 - 2021年第一季度经营活动使用现金4900万美元，2020年提供6.59亿美元；投资活动使用现金15.13亿美元，2020年使用10.45亿美元；融资活动提供现金15.46亿美元，2020年提供14.24亿美元[95] 经营活动现金使用增加原因 - 2021年第一季度经营活动现金使用增加主要因冬季风暴导致燃料成本增加、风暴支出增加约2亿美元、养老金缴款增加9200万美元等[96] 投资活动现金使用增加原因 - 2021年第一季度投资活动现金使用增加4.68亿美元，主要因配电和输电建设支出分别增加5.24亿美元和1.38亿美元，部分被非核发电建设等支出减少抵消[97] 商业票据净还款与库存股发行情况 - 2021年商业票据净还款较2020年增加5.95亿美元，库存股发行减少3900万美元[103] Entergy Wholesale Commodities核组合发电与容量情况 - 2021 - 2022年，Entergy Wholesale Commodities核组合计划发电签约比例分别为98%和99%，计划发电量分别为5.8TWh和2.8TWh[111] - 2021 - 2022年，Entergy Wholesale Commodities核组合容量提前销售比例分别为99%和98%，计划运营净MW分别为1158和338[111] 流动性风险敞口与信用评级影响 - 截至2021年3月31日，Entergy在支持Entergy Wholesale Commodities交易的担保下有5100万美元流动性风险敞口，已交付700万美元现金抵押品[114] - 若公司信用评级降至投资级以下，基于2021年3月31日电价，需额外提供约3000万美元现金或信用证[114] 整体运营与收益指标 - 2021年第一季度运营收入为5.07997亿美元，2020年同期为3.99756亿美元[124] - 2021年第一季度综合净收入为3.39145亿美元，2020年同期为1.23294亿美元[124] - 2021年第一季度基本每股收益为1.67美元，2020年同期为0.59美元[124] - 2021年第一季度综合收益为2.87845亿美元，2020年同期为1.71227亿美元[128] 财务报表数据对比 - 2021年和2020年合并净收入分别为339,145千美元和123,294千美元[130] - 2021年和2020年经营活动提供（使用）的净现金流分别为 - 49,565千美元和659,060千美元[130] - 2021年和2020年投资活动使用的净现金流分别为 - 1,513,272千美元和 - 1,045,487千美元[130] - 2021年和2020年融资活动提供的净现金流分别为1,546,394千美元和1,424,538千美元[135] - 2021年和2020年现金及现金等价物净增加（减少）分别为 - 16,443千美元和1,038,111千美元[135] - 2021年和2020年期末现金及现金等价物分别为1,742,656千美元和1,463,833千美元[135] - 2021年和2020年总资产分别为58,667,628千美元和58,239,212千美元[139] - 2021年和2020年总负债分别为47,396,042千美元（4,511,906 + 42,884,136）和47,058,660千美元（7,060,506 + 39,998,154）[142] - 2021年和2020年股东权益分别为11,052,176千美元和10,961,142千美元[142] - 2021年和2020年支付的利息净额分别为202,451千美元和203,466千美元[135] 法院判决收款 - 2021年1月美国联邦索赔法院判决美国能源部向Entergy Nuclear Palisades支付2310万美元，公司于2月收到款项[152] 能源成本费率调整 - 2021年3月Entergy Arkansas能源成本费率从每千瓦时0.01052美元降至0.00959美元[160] 燃料成本递延与回收 - 2021年3月Entergy Louisiana申请并获批准递延和回收1.66亿美元增量燃料成本，为期5个月[161] 燃料退款申请 - 2021年2月Entergy Texas申请实施约7500万美元燃料退款，后撤回申请[165] 监管负债与费率计划调整 - 2020年Entergy Arkansas记录4350万美元监管负债，2021年第一季度冲回[167] - 2021年4月Entergy Arkansas公式费率计划骑手净收入变化3980万美元，5月生效[167] - 2021年Entergy Arkansas公式费率计划适用的股权回报率从9.75%降至9.65%[167] 新冠相关监管资产 - 截至2021年3月31日，Entergy Arkansas记录与COVID - 19相关的监管资产1140万美元[168] - 截至2021年3月31日，Entergy Louisiana记录与COVID - 19相关的监管资产4780万美元[172] - 截至2021年3月31日，Entergy Mississippi为新冠疫情相关成本记录了1630万美元的监管资产[177] - 截至2021年3月31日，Entergy New Orleans为新冠疫情相关成本记录了1480万美元的监管资产，市议会关怀计划已过期，已向客户账单应用430万美元的信用额度[178][179] - 截至2021年3月31日，Entergy Texas为新冠疫情相关成本记录了1070万美元的监管资产[183] 费率计划和解与调整 - 2021年4月Entergy Louisiana公式费率计划延期达成和解，股权回报率9.50%[171] - 2020年测试年文件显示需9540万美元的费率上调，以将公司普通股股权收益率重置为6.69%[173] - 公式费率计划收入变化上限为零售收入的4%，即4430万美元，需求侧管理成本390万美元不受此上限限制，公式费率计划收入总变化为4820万美元[176] - 2020年回溯文件显示公式费率计划收入需临时增加1680万美元，乔克托发电站临时容量调整增加170万美元，临时费率调整总计1850万美元[176] - 公司于2021年4月实施2210万美元的临时费率上调，为2020年零售收入的2%，390万美元需求侧管理成本和170万美元乔克托发电站调整不受此上限限制[176] 费率修订 - Entergy Texas拟修订DCRF rider，每年从零售客户处收取约2630万美元，即比当前有效费率增加680万美元[180] - Entergy Texas拟修订TCRF rider，每年从零售客户处收取约5100万美元，即比当前有效

业绩总结 - Entergy在2021年第一季度的调整后每股收益（EPS）为1.14美元，相较于2020年第一季度的1.47美元下降了22.4%[11] - 2021年第一季度的合并净收入为3.35亿美元，2020年同期为1.19亿美元[88] - 2021年第一季度的公用事业的ROE为9.0%[87] - 2021年第一季度的经营现金流（OCF）为6.59亿美元[20] - 过去12个月的经营现金流（OCF）为1,981百万美元[90] - 过去12个月的自由现金流（FFO）为2,109百万美元[90] 未来展望 - 预计2021年调整后每股收益（EPS）指导范围为5.80至6.10美元，2022年展望为6.15至6.45美元，2023年展望为6.55至6.85美元[24] - 预计2021年4季度的股息增长率将与调整后每股收益增长率一致，约为5%至7%[9] 用户数据 - Entergy Arkansas的零售率基数为84亿美元，授权的投资回报率（ROE）范围为9.25%至10.25%[45] - Entergy Louisiana的电力率基数为119亿美元，授权的ROE范围为9.2%至10.4%[48] - Entergy Mississippi的电力率基数为36亿美元，授权的ROE范围为9.03%至11.08%[52] - Entergy New Orleans的电力率基数为8亿美元，授权的ROE为9.35%[57] - Entergy Texas的电力率基数为24亿美元，授权的ROE为9.65%[58] - 2020年，Entergy的电力零售销售中，工业客户占42%[37] 新产品和新技术研发 - Entergy的可再生能源组合中，537兆瓦的项目已投入使用，445兆瓦的项目正在进行中，380兆瓦的项目已宣布[32] - Entergy Texas计划在2023年5月投入100 MW的Liberty County太阳能项目[60] - Entergy计划在2021年完成对Hinds Solar（E-MS）和Liberty County Solar（E-TX）的100 MW太阳能项目的建设[74] - Entergy计划在2022年完成对West Memphis Solar（E-AR）180 MW太阳能项目的建设[74] - Entergy计划在2023年完成对Montauk（E-LA）150 MW生物质项目的建设[74] 市场扩张和并购 - Indian Point的股权出售已获得NRC批准，预计在2021年5月完成交易[78] - Palisades的股权出售在2020年12月23日提交了NRC申请，预计在2022年底完成交易[79] 负面信息 - 第一季度的FFO（资金流动性）与债务比率为22.3%，低于目标值25%[21] - 2021年EWC调整后的EBITDA预计为-3亿美元[81] - 2021年第一季度，EWC的净收入为3800万美元，而2020年同期为-1.11亿美元[86] 其他新策略和有价值的信息 - Entergy在可持续性方面表现出色，连续19年被纳入道琼斯可持续发展指数（DJSI）[26] - Entergy计划到2030年将2000年的二氧化碳排放率减少50%或更好[41] - Entergy的信用评级中，S&P对E-AR、E-LA、E-MS和E-TX的评级均为A（稳定）[43] - Entergy Corporation的总债务为25,803百万美元，其中包括147百万美元的证券化债务[89] - 除证券化债务外的总债务为25,656百万美元[90]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度调整后每股收益为1.47美元，开局良好，使公司有望实现对股东和利益相关者的承诺 [6][29] - 报告的每股收益为0.19美元，比上一年高出0.74美元，主要驱动因素是EWC核退役信托的市场表现更好 [34] - 本季度运营现金流低于预期，主要是由于两个与时间相关的因素：一是递延燃料成本约3.5亿美元，预计未来几个月收回；二是去年飓风恢复工作的非资本成本支付约2亿美元，这些成本将通过风暴恢复申请收回，但公司三年运营现金流超过100亿美元的预期未变 [36][37] - 母公司债务与总债务之比为20.3%，FFO与债务之比为8.2%，FFO与债务之比暂时受到抑制，部分原因是风暴的财务影响，预计明年债务将恢复正常，FFO与债务之比达到或超过15%，母公司债务与总债务之比保持在25%以下 [38][39][41] - 确认2021年调整后每股收益指导范围为5.80 - 6.10美元，以及长期展望，预计调整后每股收益年增长率为5% - 7%，并在第四季度根据董事会批准相应增加股息 [42][43] 各条业务线数据和关键指标变化 - 收入销售在有和没有天气影响的情况下都更强，但由于COVID - 19的影响，季度环比和其他客户类别的销售较低，不过总体销售符合预期 [31] - 工业客户受冬季风暴影响，上一季度环比下降3%，无冬季风暴影响时下降不到1%，但从宏观角度看，工业领域有积极信号，如库存恢复正常、利润率提高、住房市场回升等 [58][59] 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 - 解决了阿肯色州FRP问题，包括五年延期和公平的净额调整结果；达成路易斯安那州公式费率计划三年延期协议；收到系统能源ROE和资本结构案的初步决定；提交印第安角能源中心出售的联合和解协议，超过90%的资本计划将通过及时机制收回，为公司未来增长提供清晰路径 [7][8][9] - 专注于扩大可再生能源，今年已发起三个总计1000兆瓦的可再生能源提案请求，预计到2025年可再生能源容量超过2500兆瓦，到2030年超过5000兆瓦，同时探索可再生项目的结构选项以降低成本 [11][12] - 关注其他清洁能源技术，如氢气和碳捕获，将氢气视为可再生能源的长时存储形式，与三菱电力合作推进氢气项目，开发蒙哥马利县创新中心以推进电解制氢 [13][14][15] - 目标是使所有产能实现低排放或零排放，通过电气化帮助客户实现可持续性、可靠性和成本目标，如岸电倡议和电动汽车充电合作计划 [16][17] - 计划从2023年起，新购置的乘用车、叉车等设备全部采用电动化，以改善碳足迹 [18] - 认为拜登基础设施倡议的立法可能带来改善客户服务、提高电力输送系统弹性、加速向低碳和零碳发电转型以及促进地区增长的机会，且政策支持可使相关项目更快、成本更低地实施 [19][20] - 进行领导层变动，任命首位首席客户官David Ellis，Deanna Rodriguez接任Entergy New Orleans总裁兼首席执行官，以加强客户关注 [21][22] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2021年开局成果丰硕，公司将继续实现里程碑，为股东提供稳定可预测的收益和股息增长，同时投资以造福客户并为所有利益相关者创造价值 [26] - 对未来增长充满信心，认为公司有坚实基础实现利益相关者目标，通过核心公用事业业务以及与可持续性和改善客户体验相关的新兴机会实现未来增长 [44] - 认为2021年将是成功的一年，期待未来成为一流公用事业公司的机会 [45] 其他重要信息 - 公司员工在冬季风暴Uri期间努力平衡系统并减少客户停电，公司承诺提供65万美元帮助受影响的社区非营利组织和合格客户，还为有财务困难的客户提供新的账单支付选项 [23][24] - 印第安角3号机组即将关闭，预计一个多月后完成该电厂的出售，该团队在运营结束时表现出色，创造了轻水反应堆连续运行的世界纪录，所有合格且愿意搬迁的员工都获得了职位 [25] - 建议阅读公司2020年综合报告《Forward Together》，该报告概述了2020年的重大成就和公司战略的坚实基础 [27] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 是否因第一季度强劲结果趋向指导范围上限，以及SERI投诉租赁回租和税务问题是否有预留准备金 - 目前处于年初，第一季度开局良好，公司对指导范围感到满意，暂不做调整；对于SERI问题，公司认为自身立场良好，未预留准备金 [46][47][48] 问题2: 近期监管结果是否改变250万美元的股权需求，以及是否考虑其他满足股权需求的替代方案 - 股权需求金额未变；公司计划通过市场发行优先股获取股权资本，认为这更具灵活性且对股东友好；对于出售运营公司部分股权，这是一个战略决策，需考虑监管和时间风险，且其他公司的类似操作并未解决信用问题，公司会持续评估 [49][51][52] 问题3: 第一季度销售趋势及后续销售展望 - 各行业都在从COVID - 19和冬季风暴中恢复，公司与各细分市场的特定客户的合作支持销售增长预期；冬季风暴对工业客户影响较大，上一季度环比下降3%，无风暴影响时下降不到1%；从宏观角度看，工业领域有积极信号，公司对销售增长持乐观态度 [55][56][58] 问题4: 碳捕获的近期前景，45Q与OCFS结合是否使项目经济可行，以及公司所在地区的优势 - 公司服务区域有利于多种新技术发展，碳捕获有大量机会；目前处于早期阶段，政府对降低碳足迹的新技术提供税收抵免和其他支持；公司正与客户和三菱合作研究相关技术，若碳捕获和氢气更经济，将加速可再生能源部署 [60][61][63] 问题5: LGA决定后准备金或应计项目是否改变，以及最终结果对指导和长期增长率的影响 - 公司未改变准备金立场，该决定略低于预期，若FERC维持ALJ的立场，公司可能需一次性计提2000 - 2500万美元的费用，但不改变公司的展望 [66][67][68] 问题6: 资本分配优先级，包括递延成本、达到2022年15%债务目标的时间、信用评级机构的耐心程度以及是否需要增加股权 - 从S&P的指标来看，公司状况良好；Moody's的指标较具挑战性，但公司预计明年达到其目标，且立法支持表外处理风暴恢复成本，与Moody's的沟通进展顺利 [69][70][72] 问题7: 最新监管进展与资本支出的关系，以及如何确保资本支出和盈利指导不受影响 - 公司在阿肯色州加速了部分资本支出，约2亿美元；费率压力开始改善，以2021年为基准，未来平均账单增长率接近2%，在监管框架内可实现 [76][77][78] 问题8: 可再生能源的最新想法 - 公司目前有1000兆瓦的可再生能源提案请求，计划到2025年可再生能源容量达2500兆瓦，到2030年达5000兆瓦；公司正努力打造低成本、可靠和可持续的能源结构，随着技术进步和成本降低，可再生能源将在资源计划中发挥更大作用；如Orange县电站具备氢气能力，可为可再生能源提供长时存储灵活性 [79][80][81] 问题9: 可再生项目的结构选项含义 - 结构选项用于使现有可再生项目对客户更具成本效益，从而释放资本用于其他改善客户服务的项目 [84] 问题10: 长期联邦对清洁能源的支持是否会触发资源规划的重新评估 - 公司已基于政策情景重新评估资源计划，政策支持将降低成本并加速技术发展，对客户成本和资源计划的可持续性有积极影响，公司会与相关方合作，帮助客户实现可持续发展目标 [87][89][91] 问题11: 公司在帮助客户发展氢气和碳捕获技术方面的角色、技术风险和商品风险承受程度 - 公司处于调查阶段，例如开发蒙哥马利县创新中心生产绿色氢气并在自身设施测试；可为氢气生产商提供经济的可再生能源和清洁能源；还需考虑运输基础设施和存储设施的作用；公司将成立客户组织与客户合作满足新需求 [94][95][98] 问题12: 今年资本支出是否会高于预期，第一季度大额支出的驱动因素 - 今年资本支出可能只是时间安排问题，除了将阿肯色州约1.5 - 1.75亿美元的资本支出从2023年提前到今年，无其他重大加速；第一季度无突出的驱动因素 [102][103][104] 问题13: 客户欠款和坏账情况，以及与上一季度相比的改善情况 - 与去年年底相比略有改善，但受冬季风暴影响进展停滞，预计阿肯色州和新奥尔良5月解除暂停措施后，欠款情况将有所改善，目前欠款仍约3亿美元，较最高点下降约10% [105] 问题14: 住宅销售是否仍受在家工作的影响 - 住宅客户数量和每户用电量增加，但每户用电量增长已趋于平稳，随着人们恢复正常工作和学习，预计季度环比增长率将开始放缓，公司密切关注且暂无意外情况 [106] 问题15: 可再生能源方面，公司对公用事业所有权与PPAs的看法，以及税务股权合作伙伴的潜在作用和对资产负债表的影响 - 公司预计拥有大部分太阳能项目，税务股权合作伙伴关系有助于管理投资税收抵免和解决公用事业面临的挑战；全部采用PPAs可能对资产负债表和客户不利，公司需在招标中提高竞争力以赢得份额 [109][110][111] 问题16: 可再生能源项目的资本支出、现金流和股权需求假设以及中标率是否改变 - 假设未改变，若战略成功，长期来看中标率有望提高 [112] 问题17: 是否需要增加资本支出以提高德克萨斯州受风暴影响地区的可靠性 - 公司正在对所有设施进行全面评估，以确定提高系统弹性的最佳成本和可靠性平衡，但与目前的资本预算相比，这部分资本支出不会很大，且公司日常投资也旨在提高电力质量和可靠性 [113][114]

股东与收益数据 - 截至2021年1月31日，安特吉公司有22,817名在册股东[2492] - 2020年10 - 12月，每月收益均为3.50052918亿美元[2493] 股票回购与扣留 - 2010年10月，董事会批准了一项5亿美元的股票回购计划[2493] - 2020年第一季度，公司扣留不同价格和数量的普通股用于支付所得税，如151,159股，每股126.31美元等[2493] 公司高管信息 - 利奥·P·德纳尔特61岁，自2013年起担任安特吉公司董事长兼首席执行官[2482] - A·克里斯托弗·巴肯三世59岁，自2016年起担任安特吉公司执行副总裁兼首席核能官[2482] - 安德鲁·S·马什49岁，自2013年起担任安特吉公司执行副总裁兼首席财务官[2484] - 罗德里克·K·韦斯特52岁，自2017年起担任安特吉公司公用事业运营集团总裁[2485] - 保罗·D·欣嫩坎普59岁，自2017年起担任安特吉公司执行副总裁兼首席运营官[2485] - 劳拉·R·兰德罗年龄47岁，自2018年起担任安特吉阿肯色公司总裁兼首席执行官[2516] - 小菲利普·R·梅年龄58岁，自2013年起担任安特吉路易斯安那公司总裁兼首席执行官[2517] - 海利·R·菲萨克利年龄55岁，自2008年起担任安特吉密西西比公司总裁兼首席执行官[2517] - 大卫·D·埃利斯年龄52岁，自2018年起担任安特吉新奥尔良公司总裁兼首席执行官[2518] - 萨利·T·雷纳年龄58岁，自2012年起担任安特吉得克萨斯公司总裁兼首席执行官[2520] 公司内部控制与审计 - 截至2020年12月31日，各注册公司的披露控制和程序有效，内部控制对财务报告有效[2498][2503] - 公司审计依据PCAOB标准进行，旨在对财务报告内部控制有效性发表意见[2510] - 公司财务报告内部控制旨在为财务报告可靠性和报表编制提供合理保证，但有固有局限性[2511][2512] - 安永会计师事务所于2021年2月26日发布相关报告[2513] 股东大会与选举 - 安特吉公司股东大会将于2021年5月7日召开，董事选举相关信息见代理声明[2515] - 各子公司董事和高管由相应主体选举产生，安特吉公司董事在股东大会选举，高管在董事会组织会议选举[2521] 公司治理与准则 - 公司董事会审计、公司治理和人事委员会按书面章程运作，董事会已通过公司治理准则[2522] - 审计委员会成员包括Patrick J. Condon等4人，且均独立并具备财务素养[2523][2524] - 2018年10月公司董事会通过适用于董事、高管和员工的商业行为和道德准则[2525] 高管薪酬信息披露 - 2021年5月7日股东大会相关代理声明将披露公司董事和高管薪酬信息[2531] 指定高管名单 - 2020年公司指定的高管包括Christopher Bakken, III等10人[2533] 高管薪酬计划理念与上限 - 公司高管薪酬计划基于绩效薪酬理念，与市场最佳实践保持一致[2535][2537] - 年度激励奖和长期绩效单位计划成员的最高支付上限为目标的200%[2538] 高管薪酬计划监督与审查 - 人事委员会负责监督高管薪酬计划和政策，2020年由Pay Governance协助[2540][2541] - 2021年公司将全面审查激励计划，EAM将基于财务和非财务指标确定[2543] EAM指标权重 - 2021年起确定EAM时财务指标权重为60%，非财务指标（含ESG指标）占40%[2543] - ETR Tax Adjusted EPS将继续作为财务指标，决定60%的EAM[2544] - 2021年使用安全、DIB、环境管理、客户净推荐值等非财务指标，决定40%的EAM[2546] LTIP绩效期指标权重 - 2021 - 2023年LTIP绩效期，相对TSR权重80%，信用指标（调整后的FFO/债务比率）权重20%[2547] 2020年绩效与激励情况 - 2020年ETR Adjusted EPS超出最大值1.30美元，未达ETR Adjusted OCF目标32300万美元，初步EAM为118%，后增至120%[2551] - 2020年NEOs个人年度激励奖金为目标机会的115% - 150%[2551] - 2018 - 2020年LTIP绩效期，相对TSR达第2四分位数，累积调整后UP&O EPS为15.25美元，支付率为目标的126%[2557] - 2020年年度激励奖目标中，ETR Tax Adjusted EPS目标为5.60美元，结果为6.90美元；ETR Adjusted OCF目标为34.50亿美元，结果为31.27亿美元；EAM为目标的120%；NEO平均支付率为目标的124%[2553] 人事委员会薪酬制定依据 - 人事委员会使用调查数据制定薪酬机会，目标是使总直接薪酬处于调查公司约50%分位的目标范围内[2561] 2020年高管基本工资涨幅 - 2020年除Mr. Denault外，其他NEOs基本工资涨幅约2.5% - 6.15%[2563] - 人事委员会通过增加Mr. Denault的长期激励目标机会来提高其TDC[2565] - 2020年部分高管基本工资有增长，如A. Christopher Bakken, III从654,078美元涨至673,700美元，Marcus V. Brown从666,250美元涨至690,000美元等[2566] 2020年年度激励奖励确定方式 - 2020年年度激励奖励与公司财务和运营绩效挂钩，通过EAM确定[2567] - 确定2020年EAM池的绩效指标为ETR Tax Adjusted EPS和ETR Adjusted OCF，各占50%权重[2574] - 2020年ETR Tax Adjusted EPS目标为5.60美元，结果为6.90美元，超过目标1.30美元；ETR Adjusted OCF目标为34.5亿美元，结果为31.27亿美元，未达目标约3.23亿美元[2579] - 初步EAM为118%，考虑重大风暴和养老金计划额外自愿缴款调整后，委员会行使自由裁量权将EAM提高2%至120%[2580][2584] 2020年NEO年度激励奖金支付比例 - OCE成员NEO年度激励奖金支付比例为目标的115% - 120%[2584] - 非OCE成员NEO年度激励奖金支付比例为目标的117% - 150%[2585] 2020年部分高管年度激励奖金情况 - A. Christopher Bakken, III 2020年年度激励奖金为581,066美元，支付比例为目标的115%[2586] - Marcus V. Brown 2020年年度激励奖金为662,400美元，支付比例为目标的120%[2586] - Leo P. Denault 2020年年度激励奖金为2,116,800美元，支付比例为目标的120%[2586] 长期激励薪酬分配 - 公司长期激励薪酬60%分配给绩效单位，40%分配给股票期权和限制性股票的组合，且二者价值均等[2588] 2020 - 2022年长期激励绩效单位计划指标 - 2020 - 2022年长期激励绩效单位计划中，相对TSR权重80%，最低25%（底部3四分位数）、目标100%（中位数）、最高200%（顶部四分位数）；累计ETR调整后每股收益权重20%，最低25%（16.07美元）、目标100%（17.85美元）、最高200%（19.63美元）[2595] 2020年授予高管股票期权和限制性股票情况 - 2020年授予每位高管的股票期权行使价格为131.72美元，有效期最长10年，前三年每年归属三分之一；限制性股票前三年每年归属三分之一，有股息再投资和投票权[2603] - 2020年1月授予部分高管长期绩效单位、股票期权和限制性股票，如A. Christopher Bakken, III分别为7,758、29,279、3,104 [2608] 2018 - 2020年长期激励绩效期指标与支付情况 - 2018 - 2020年长期激励绩效期，相对TSR和累计调整后UP&O EPS权重均为50%，累计调整后UP&O EPS最低25%（13.68美元）、目标100%（15.20美元）、最高200%（16.72美元）[2610] - 2018 - 2020年绩效期，公司相对TSR处于第二四分位数，累计调整后UP&O EPS为15.25美元，高管获得126%目标的支付[2611] - 2018 - 2020年绩效期部分高管获股情况，如Leo P. Denault目标42,700，发行59,718股，实际发行股票价值5,680,376美元，授予日公允价值3,519,121美元[2612] 高管递延薪酬与补贴 - NEOs可将高达100%的基本工资和年度激励奖金递延至公司赞助的高管递延薪酬计划[2615] - 符合条件的残疾人员可获得其年度基本工资与276,923美元差额的65%作为残疾补贴[2615] 核保留计划奖金 - 核保留计划奖金为员工入计划时基本工资的15% - 30%，每年支付一次，为期三年[2619] - 2020 - 2022年，Bakken先生每年获得相当于其2019年5月1日基本工资654,078美元30%的现金奖金[2620] 高管股票所有权要求 - 首席执行官需持有相当于6倍基本工资价值的普通股，执行副总裁为3倍，高级副总裁为2倍，副总裁为1倍[2625] - 高管在满足股票所有权指南前，需保留LTIP支付的所有税后净股、受限股票和受限股票单位归属时收到的所有税后净股，以及行使公司股票期权收到的至少75%税后净股[2625] 薪酬顾问费用与规定 - 支付给薪酬顾问Pay Governance的费用低于其总咨询收入的1%[2630] - 公司董事会规定，若薪酬顾问提供其他服务的总金额每年超过120,000美元，则禁止其提供[2632] 2020年部分高管总薪酬情况 - 2020年A. Christopher Bakken, III总薪酬为3674009美元，2019年为3186440美元，2018年为3244712美元[2637] - 2020年Marcus V. Brown总薪酬为5150403美元，2019年为4417412美元，2018年为2948490美元[2637] - 2020年Leo P. Denault总薪酬为16198597美元，2019年为14264249美元，2018年为10326456美元[2637] - 2020年David D. Ellis总薪酬为804810美元，2019年为732040美元，2018年为243166美元[2637] - 2020年Haley R. Fisackerly总薪酬为1803940美元，2019年为1579844美元，2018年为815654美元[2637] - 2020年Laura R. Landreaux总薪酬为1150512美元，2019年为1064459美元，2018年为675439美元[2637] - 2020年Andrew S. Marsh总薪酬为6007055美元，2019年为4934063美元，2018年为2604085美元[2639] - 2020年Phillip R. May, Jr.总薪酬为2257961美元，2019年为2073894美元，2018年为1031421美元[2639] - 2020年Sallie T. Rainer总薪酬为1543383美元，2019年为1467716美元，2018年为774225美元[2639] - 2020年Roderick K. West总薪酬为5632024美元，2019年为4714774美元，2018年为2672747美元[2639] 2018年部分高管养老金福利精算现值变化 - 2018年部分高管养老金福利精算现值变化：Fisackerly减少52,000美元，Marsh减少163,000美元，May减少700美元，Rainer减少110,700美元，West减少149,300美元[2641] 2020年部分高管各项福利金额 - 2020年部分高管各项福利金额：A. Christopher Bakken, III总计85,846美元，Marcus V. Brown总计78,631美元，Leo P. Denault总计289,632美元等[2641] 2020年Denault个人使用公司飞机成本 - 2020财年Denault个人使用公司飞机的累计增量成本为86,618美元[2645] 2020年部分高管非股权奖励计划目标与最大支付额 - 2020年A. Christopher Bakken, III非股权奖励计划目标支付额为505,275美元，最大支付额为1,010,550美元[2649] - 2020年Marcus V. Brown非股权奖励计划目标支付额为552,000美元，最大支付额为1,104,000美元[2649] - 2020年Leo P. Denault非股权奖励计划目标支付额为1,764,000美元，最大支付额为3,528,000美元[2649] - 2020年David D. Ellis非股权奖励计划目标支付额为128,740美元，最大支付额为257,480美元[2649] - 2020年Haley R. Fisackerly