公司业务 - 公司在2022年完成了出售6,750兆瓦的化石发电组合，这是公司战略的重要里程碑[21] - 公司的主要直接全资子公司包括PSE&G和PSEG Power，PSE&G是一家公共事业公司，主要通过其受监管的电力和天然气配送业务获得收入[19] - PSE&G通过输电和配电业务获得利润，其中输电服务的收入基于联邦能源监管委员会批准的费率，而配电服务的收入基于新泽西州公共事业委员会批准的费率[23][24] - 公司继续投资于受监管的清洁能源项目，包括能效、电动汽车充电基础设施、太阳能和储能等领域[26] - PSE&G是PJM互联公司的输电所有者，提供配电服务给新泽西州的230万电力客户和190万天然气客户[27] - 公司实施了保守激励计划，将PSE&G的利润调整为2018年基准每位客户的基线，使得电力和天然气销售量不再影响利润[29] - 公司的主要已批准的投资计划包括天然气系统现代化计划II、能源强劲II计划、清洁能源未来-能效计划等[30] - GSMP II项目旨在替换约875英里的铸铁和未保护的钢管道，以及对天然气系统进行其他改进[31] - CEF的三个组成部分中已经推出了三个：EE旨在通过十项计划实现新泽西清洁能源法案规定的EE目标，EC通过实施“智能电表”和新软件和产品解决方案来改善流程，EV主要涉及为三个项目提供基础设施的准备工作[32] - CEF-能源储存计划暂时搁置，计划投资1.09亿美元，包括太阳能平滑、分布式投资推迟、故障管理、微电网和市政设施的峰值减少[33] - IAP项目旨在改善电力配电系统的“最后一英里”，解决老化的变电站和燃气计量和调节站[34] - 所有新泽西州的电力和天然气客户都有选择他们的电力能源和/或燃气供应商的能力[35] - PSE&G通过BPU授权的拍卖采购满足新泽西州总BGS需求，这些拍卖每年在二月举行[36] - PSE&G通过与PSEG Power签订的全需求合同为其默认服务BGSS燃气客户提供供应[37] - PSEG Power通过高效运营核发电资产，平衡燃料需求和天然气供应义务，以生产低成本电力[39] - PSEG Power还通过与PSE&G签订的全需求BGSS合同出售批发天然气，以满足PSE&G客户的需求[41] 风险与挑战 - 新的低成本或更高效的发电能力的增加可能使我们的电厂在未来变得不经济[65] - 不利的能源行业法律、政策和监管变化可能产生重大经济、环境和可靠性后果[66] 人力资源管理 - 我们的人力资本管理战略旨在支持吸引、培养和留住高绩效多样化员工[69] - PSEG的自愿离职率为6.5%，平均员工任职年限为14年[72] 法规与政策 - PJM在2021年7月向FERC提交了关于缩减PJM最低报价规则（MOPR）的提案，以适应不设定容量价格的州公共政策项目[91] - FERC未能就PJM的MOPR变更提案达成一致意见，导致PJM的规则自动生效，对2022年6月的基准剩余拍卖产生影响[91] - FERC发现与市场卖方报价上限相关的当前规则不公正和不合理，因此采用了一种单位特定的方法来审查某些容量市场报价，这导致了PSEG在2022年6月基准剩余拍卖中收入下降[93] - PJM最近的基准剩余拍卖于2022年12月初举行，但PJM在12月中旬通知所有市场参与者，等待FERC对其提出的关于特定容量市场可交付区域可靠性要求计算方式的紧急申请进行处理[94] - 我们无法预测这些发展的结果[94] 其他 - 核设施的运营许可证将在2036年至2046年到期[99] - 新泽西州能源总体规划（EMP）于2020年1月发布，目前无法预测EMP对我们业务或运营结果的影响[103] - 新泽西州支持电动汽车的电气化，EDCs正在进行相关投资，最初集中在轻型汽车上[107] - 新泽西州于2021年7月正式颁布了继任者太阳能激励计划（SuSI）计划，以提供给符合条件的太阳能发电设施太阳能激励[112] - 我们建立了全面的网络安全计划，旨在保护技术系统的机密性、完整性和可用性[114] - 公司负责网络安全，包括培训和意识提升[117] - 管理网络和IT环境的技术保障措施[118] - 保持供应商管理和风险管理计划[119] - 维护应对网络安全事件的应急计划[120] - 保持移动安全控制措施[121] - 2022年12月31日，养老金折现率下降1%，对资产负债表的影响为6.19亿美元[418] - 2022年12月31日，PSEG Power核电设施未来退役相关资产负债约为11.05亿美元[434] - PSE&G承认监管资产，如果无法收回，则会对收入或现金流产生重大影响[440]

业绩总结 - PSEG 2022-2023年业务组合中90%为受监管业务，确保稳定和可预测的运营[12] - 2022年每股非GAAP运营收益指导范围为3.40至3.50美元，预计2023年为3.35至3.55美元[15] - PSEG在过去17年中持续满足或超过非GAAP运营收益指导[15] - 2022年普通股股息率提高0.12美元至每股2.16美元[12] 资本支出与增长 - PSEG计划在2023年至2027年间进行155亿美元至180亿美元的资本支出，支持州清洁能源目标[12] - PSEG的资本基础年复合增长率（CAGR）预计在2027年前为6%至7.5%[15] - PSE&G的2023至2027年非GAAP运营每股收益年复合增长率（CAGR）预计为5%至7%[31] - PSE&G的资本支出计划现为155亿至180亿美元，比2023年高出20亿美元[46] 成本与支出 - 2022年资产回报影响预计使2023年资产余额（公允价值）降低约25%[21] - 2022年PSEG的运营和维护（O&M）成本预计年复合增长率为-3.0%[26] - 2023年预期的利息支出较2022年有所上升，主要由于长期债务发行和到期债务的利率上升[24] - PSEG在2022年至2023年期间将继续实施成本削减措施，以减轻养老金和利息成本的影响[26] 核能发电表现 - 2022年截至9月30日，核能发电的容量因子为94.3%，较2021年的93.0%有所提升[62] - 2022年核能发电量为23,931 GWh，相比2021年的23,596 GWh有所增长[62] - 2022年核能燃料成本为1.41亿美元，较2021年的1.43亿美元略有下降[62] - 2022年核能每兆瓦时燃料成本为5.89美元，较2021年的6.06美元有所降低[62] - 2022年核能的对冲比例预计为95-100%[62] - 2022年核能发电的毛利为每兆瓦时27.82美元[63] - 2022年核能资本支出（不包括燃料）预计不超过1.5亿美元[63] - 2023年核能发电的对冲比例预计为55-60%[62] - 2022年核能发电的总发电量预计为31,158 GWh[62] 其他信息 - PSE&G将在新的费率生效时开始回收约33亿美元的资本，预计到2025年每股收益将增加约0.30美元[30] - PSE&G的年终费率基数CAGR预计到2027年为6%至7.5%[46] - PSE&G的基础资本支出中，预计2023年将有11亿美元的支出，2024年将有14亿美元的支出，总计2023至2024年为33亿美元[28] - PSEG的长期债务截至2022年9月30日为41亿美元，流动性和现金抵押品为34亿美元[52] - PSEG的养老金在2021年年底的资助状态为95%[59]

财务数据和关键指标变化 - 2022年第三季度，公司净收入为每股0.22美元，而2021年第三季度净亏损为每股3.10美元，与化石资产出售有关；非GAAP运营收益为每股0.86美元，2021年第三季度为每股0.98美元 [10] - 截至9月30日的9个月，每股收益为2.83美元，处于指导范围内；公司将2022年非GAAP运营收益指导范围缩小至每股3.40 - 3.50美元 [11] - 重申到2025年的多年每股收益复合年增长率为5% - 7%，且该增长率是非线性的 [12] 各条业务线数据和关键指标变化 PSE&G业务 - 与2021年第三季度相比，2022年第三季度结果高出0.03美元，得益于输电、配电和清洁能源的持续资本投资 [25] - 输电利润率与2021年第三季度持平，费率基数增长0.02美元/股，但被2021年8月的公式费率结算（包括较低的股权回报率）和运维费用首次回收时间所抵消 [25] - 配电方面，电力利润率比2021年第三季度有利0.02美元，得益于能源强计划II的投资和节能激励计划机制；天然气利润率每股提高0.01美元，反映了天然气系统现代化II投资的回收；其他主要与家电服务业务相关的利润率也比2021年第三季度增加了0.01美元 [26] - 运维费用比2021年第三季度不利0.01美元/股，利息费用不利0.01美元/股，反映了更高的投资；流转税和其他项目与2021年第三季度相比净不利影响为0.01美元/股 [27] - 2022年全年不利的流转税0.07美元/股将在第四季度逆转；流通股减少对2022年第三季度结果每股有0.01美元的好处；非运营养老金费用比2021年第三季度有利0.01美元/股 [28] - 第三季度温度湿度指数比正常情况高19%，与2021年第三季度相似；在节能激励计划生效的情况下，天气变化对电力和天然气利润率影响有限 [29] - 8月9日，PSE&G系统峰值负荷连续第二个夏天超过10,000兆瓦；截至9月30日的过去12个月，电力和天然气客户数量持续增长约1% [30] - 第三季度PSE&G投资约7.95亿美元，年初至9月30日投资22亿美元；预计2022年资本支出修订预测为30亿美元，高于原计划的29亿美元 [31] 无碳基础设施及其他业务 - 2022年第三季度净亏损2.85亿美元，即每股0.58美元，2021年第三季度受化石资产出售过程影响净亏损19.53亿美元，即每股3.87美元 [35] - 2022年第三季度非GAAP运营收益比2021年低0.15美元/股，原因是化石资产剥离导致利润率降低、剩余核舰队的容量价格降低以及以较低价格重新签约 [36] - 2022年第三季度电力总利润率下降0.29美元/股，包括约8太瓦时的核能发电以每兆瓦时低3美元的平均价格重新签约 [36] - 天然气业务因商品波动性增加而增加的系统外销售，使总毛利率比2021年第三季度增加0.01美元/股 [37] - 2022年第三季度成本比上一年同期改善0.09美元/股，得益于与化石资产剥离相关的运维、折旧和利息费用降低 [37] - 税收和其他项目比2021年第三季度有利0.04美元/股 [38] - 2022年第三季度核能发电量略降至约8太瓦时，反映了Hope Creek和Peach Bottom 2进入第四季度换料停机的情况；截至9月30日，核舰队的容量因子为94.3% [39] - 公司预计2022年第四季度发电量约为7太瓦时，并已对冲约95% - 100%的产量，平均价格为每兆瓦时27美元；2023年预计核基荷发电量为30 - 32太瓦时，已对冲95% - 100%，平均价格为每兆瓦时30美元；2024年预计核基荷发电量为29 - 31太瓦时，已对冲55% - 60%，平均价格为每兆瓦时32美元 [40] 各个市场数据和关键指标变化 - 截至2022年9月30日，公司总可用信贷额度为34亿美元，其中PSE&G为10亿美元 [41] - 9月30日，PSEG Power因能源价格上涨导致的价外对冲头寸净现金抵押品为22亿美元，截至上周五为17亿美元，大部分抵押品与2023年底前的对冲有关，预计随着履行合同义务或市场价格下跌将返还 [42] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续通过投资实现增长，获得适当的风险调整回报，并通过减少财务和运营结果的可变性来提高业务的可预测性 [8] - PSE&G在输电和配电基础设施方面的投资继续产生符合长期预期的费率基数增长；新的基础设施推进计划和清洁能源未来投资支持脱碳优先事项 [13] - 公司正在就新泽西州的Ocean Wind 1项目进行最终投资决策，同时审查其在该项目25%股权的投资选项、购买Ørsted的Skipjack 2项目50%股权的选项以及PSEG在剩余花园州海上能源租赁区域的权益选项 [14] - 公司对其在未来海上输电招标中的竞争力保持乐观，强调可靠性和弹性；能源强计划提升并加固了PSE&G变电站，监管机构认可基础设施推进计划对解决配电系统最后一公里问题的必要性 [16] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对受监管投资的增长潜力充满信心，并致力于成本控制，以尽量减少当前经济状况的影响 [12] - 公司将在11月13 - 15日的EEI金融会议上公布2023年全年收益指导，提供养老金对2023年财务影响的估计以及更长期的每股收益增长率 [22] - 公司认为其公用事业运营稳健，监管和政策环境有利，核舰队的联邦税收激励稳定了现金流，使其成为有吸引力的投资 [9] 其他重要信息 - MSCI将PSEG的企业环境、社会和治理评级从AA上调至AAA，PSEG在2022年企业政治披露和问责制的CPA - Zicklin指数中也提高了得分 [20] - PSE&G和核运营在多个关键指标上处于前四分之一水平，PSE&G还获得了J.D. Power的一些历史最高客户满意度评级 [17] - 2022年新泽西州和长岛的飓风季节相对平静，PSE&G向佛罗里达州提供互助援助 [18] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 如何抵消养老金逆风以及5% - 7%非线性的含义 - 公司通过向BPU提交的申请（约占养老金影响的20%）、Dan正在进行的剥离工作（约占20% - 30%）以及内部运维抵消措施来抵消养老金影响；5% - 7%的复合年增长率是非线性的，因为2022年是测试年，2023年提交申请，预计2025年费率生效，会带来提升 [53][55] 问题2: 海上风电和剩余核资产的出售或保留决策 - 对于海上风电，公司正在考虑Ocean Wind 1项目的最终投资决策，关注成本和投资情况；对于Skipjack等项目，关注市场价格；对于核资产，需要更多时间解决国债利率等细节问题，待市场有价格参考后再判断是否为自然所有者 [61][63] 问题3: 养老金剥离方法及其他监管途径 - 养老金剥离是将部分资产和义务转移到合适的信用实体，缩小养老金规模以减少可变性，公司正在探索该途径；另一个监管途径是在费率申请中设置养老金跟踪器 [69][70] 问题4: 未来海上风电输电机会的竞争力和项目设计 - 公司认为BPU此次选择专注陆上是合理的，从此次招标中了解到竞争对手的财务和工程设计思路；公司的网状网络设计具有弹性和稳健性，有信心满足州内可靠性和弹性需求 [72][75] 问题5: 2022 - 2025年5% - 7%复合年增长率的披露计划 - 公司将在EEI会议上提供2023年指导，并将指导范围扩展到未来年份；对于2022 - 2023年，可以2021年为基线，公司会提供复合年增长率 [82][83] 问题6: 核资产套期保值策略及不增加套期保值的原因 - 公司在2022 - 2023年基本完全套期保值，2024年套期保值比例为55% - 60%；需要平衡生产税收抵免（PTC）、零排放证书（ZEC）等因素，同时关注国债法规和市场情况 [90][91] 问题7: 养老金剥离的明确时间和对每股收益的影响 - 预计在分析师日能提供更详细信息；养老金剥离的影响取决于资产预期回报率和负债贴现率的比较，公司会在指导中包含相关内容 [93][94] 问题8: 养老金的受监管与非受监管比例及剥离范围 - 养老金约70%受监管；目前讨论剥离受监管部分还为时过早，预计在分析师日提供更多细节 [99][100] 问题9: 海上风电风险及电力套期保值抵押品的返还 - 海上风电项目面临与其他项目类似的风险，公司合作伙伴Ørsted将在未来的电话会议中提供更多细节；大部分电力套期保值抵押品将在2023年随着合同履行返还，市场波动也会影响抵押品价值，抵押品返还将减少现金需求和借款 [104][105] 问题10: 2023年指导及从2023年到2025年实现5% - 7%复合年增长率的路径 - 公司将在EEI会议上提供2023年指导，并给出从2023年到2025年实现5% - 7%复合年增长率的路径 [112] 问题11: 2023年是否会因养老金影响和费率案例测试年而收益不足 - 公司不建议对2023年进入测试年的收益情况做假设 [113] 问题12: 核资产在不同价格下的波动性及增长机会 - 核资产的波动性与套期保值策略和国债利率有关，需要综合考虑可见性、潜在波动性和增长机会；增长机会包括燃料循环等，由于生产税收抵免提供了更长的时间框架，这些机会变得可行 [114][116] 问题13: 若不推进海上风电项目，未来4 - 5年的资本分配 - 若不推进海上风电项目，资本可能用于海上输电工作（预计规模在20 - 70亿美元之间），其余主要用于公用事业业务 [122] 问题14: BPU对养老金会计申请的行动时间 - 公司请求BPU在年底前做出回应并生效，但BPU将自行决定行动时间，若稍晚做出决定仍有可能追溯至年底生效 [133] 问题15: 海上风电最终投资决策的步骤和时间线 - 公司的最终投资决策是关于是否投资合资企业，合资企业是否与州或客户沟通等决策由合资企业决定；最终投资决策没有固定时间，取决于合资企业签订的合同和项目准备情况 [135][140] 问题16: 如何管理2025年电力债务到期以维持每股收益增长率 - 公司将根据整体现金需求和收入情况确定最佳债务规模；对于2025年到期的3年期定期贷款，会在接近到期时综合考虑各种因素做出决策，也会考虑是否修改和延长贷款期限 [146][148]

资产出售与收购 - 2022年2月公司完成出售PSEG Power位于新泽西、康涅狄格、纽约和马里兰的6750兆瓦化石发电资产[298] - 2021年4月公司完成收购Ørsted Ocean Wind 1项目25%股权，该项目预计2025年全面商业运营[309] 资本投资与费率基数增长 - 2021 - 2025年PSE&G资本投资计划预计在140亿 - 160亿美元，预计从2021年末到2025年末费率基数的复合年增长率为6% - 7.5%[300] 投资计划与资金收回 - IAP是一项为期四年、5.11亿美元的投资计划，其中3.51亿美元通过定期费率更新收回，1.6亿美元通过未来基本费率案例收回[301] 计划申请与解决 - 2022年9月公司提交3.2亿美元CEF - EE计划短期延期申请，预计2023年解决[301] 净现金抵押品头寸变化 - PSEG Power净现金抵押品头寸从2021年6月底的3.43亿美元增至2022年9月底的22亿美元，截至2022年10月28日为17亿美元[304] - PSEG Power净现金抵押品从2021年6月底的3.43亿美元增至2022年9月底的22亿美元，10月28日为17亿美元[396] 温室气体排放目标 - 公司设定到2030年实现温室气体净零排放目标，涵盖范围一和范围二排放[305] 天然气主管道更换与甲烷减排 - GSMP第一阶段更换约450英里铸铁和无保护钢制天然气主管道基础设施，第二阶段预计到2023年再更换875英里，预计到2023年系统范围内减少约22%甲烷泄漏，2011 - 2030年实现约60%的甲烷排放总体减少[307] 海上风电输电资金 - 2022年10月BPU完成海上风电输电审查，PSE&G获得4000万美元输电升级资金[312] 信用损失备抵增加 - 自2020年3月以来，PSE&G信用损失备抵增加约2.64亿美元[314] 新冠疫情相关监管资产 - 截至2022年9月30日，公司记录与新冠疫情相关的监管资产以递延增量成本1.22亿美元[315] 核电机组发电数据 - 2022年前九个月，公司核电机组发电量为23.9太瓦时，容量因子为94.3%[317] 股票回购计划 - 2021年董事会授权5亿美元股票回购计划，2022年1 - 2月中旬完成2.5亿美元公开市场股票回购，2022年3 - 5月完成2.5亿美元加速股票回购[318] 股息调整 - 2022年公司将年度每股指示性股息提高至2.16美元[321] - 2022年第三季度，PSEG董事会批准每股0.54美元的普通股股息，指示性年股息率为每股2.16美元[405] 利率掉期协议 - 2022年9 - 10月，公司签订总计10.5亿美元浮动利率转固定利率掉期协议[323] 各业务线收益情况 - 2022年第三季度和前九个月，PSE&G收益分别为3.99亿美元和12.13亿美元，2021年同期分别为3.89亿美元和11.75亿美元；PSEG Power在2022年第三季度亏损2.41亿美元，前九个月亏损9.22亿美元，2021年同期分别亏损19.33亿美元和22.55亿美元；PSEG净收入在2022年第三季度为1.14亿美元，前九个月为2.43亿美元，2021年同期分别亏损15.64亿美元和10.93亿美元[324] 基础输电净资产收益率调整 - 2021年10月，FERC批准协议，将PSE&G的基础输电净资产收益率从11.18%降至9.9%[330] 区域输电组织成员资格影响 - 若取消区域输电组织成员资格的附加利率，PSE&G的年度净收入和年度现金流入可能减少约3000万 - 4000万美元[331] 区域市场相关进展 - 2021年7月BPU报告认为新泽西参与区域市场是实现清洁能源目标的最有效方式，2022年9月BPU发布进展报告，寻求授权评估替代PJM容量市场的方案[334] 调查与修复成本 - 公司目前正在根据ISRA和CTA进行调查，预计需数年才能估算出全部修复成本[335] 电价与税收抵免政策 - 2021年4月，PSEG Power的核电站获ZECs，2022年6月起三年有效期，电价约10美元/兆瓦时[337] - IRA法案2024 - 2032年设核能发电生产税收抵免，最高15美元/兆瓦时，依设施总收入调整[337] - 2021年综合拨款法案为2025年12月31日前开工的海上风电项目提供30%投资税收抵免[341] - 2020年7月IRS规定，2022年前非管制企业计算30%调整后应纳税所得额上限时可加回折旧[342] - 2020年3月CARES法案允许2017 - 2021年净营业亏损五年结转[343] 运营收入与能源成本变化（整体） - 2022年三季度与2021年同期相比，PSEG运营收入增加3.69亿美元，增幅19% [351] - 2022年前三季度与2021年同期相比，PSEG能源成本增加5.27亿美元，增幅21% [351] - 2022年前九个月与2021年同期相比，公司运营收入增加4.98亿美元，交付收入增加1.37亿美元，商品收入增加3.11亿美元，条款收入增加300万美元，其他运营收入增加4700万美元[364][365][366] - 2022年前九个月与2021年同期相比，公司运营费用中能源成本增加3.33亿美元，运维成本增加1.1亿美元，折旧与摊销减少100万美元，其他收入（扣除项）减少600万美元，净非运营养老金和其他退休后福利信贷（成本）增加1200万美元，利息费用增加1800万美元，所得税费用减少500万美元[367][368][369][370][371][362] - 2022年前九个月与2021年同期相比，电力分销收入增加4700万美元，天然气分销收入增加8100万美元，电力和天然气分销收入因递延税项负债回流减少增加2000万美元，输电收入减少1100万美元，电力商品收入增加1.16亿美元，天然气商品收入增加1.95亿美元[371] 运营收入与能源成本变化（PSE&G） - 2022年三季度与2021年同期相比，PSE&G运营收入增加1.33亿美元，增幅7% [352] - 2022年三季度与2021年同期相比，PSE&G能源成本增加9300万美元，增幅13% [352] - 2022年三季度，PSE&G商品收入因电力和天然气收入增加7300万美元[355] 运营收入与能源成本变化（PSEG Power） - PSEG Power部门2022年第三季度与2021年同期相比，运营收入增加2.15亿美元，能源成本增加4500万美元，运维成本减少5100万美元，折旧与摊销减少1600万美元，资产处置和减值损失减少2.162亿美元，股权法投资收入增加200万美元，信托投资净收益减少7900万美元，其他收入（扣除项）无变化，净非运营养老金和其他退休后福利信贷（成本）增加500万美元，利息费用减少200万美元，所得税费用（收益）减少6.37亿美元[372] - PSEG Power部门2022年前九个月与2021年同期相比，运营收入减少3.84亿美元，能源成本增加3.25亿美元，运维成本减少1.46亿美元，折旧与摊销减少1.22亿美元，资产处置和减值损失减少2.581亿美元，股权法投资收入增加300万美元，信托投资净收益减少4.64亿美元，其他收入（扣除项）减少400万美元，净非运营养老金和其他退休后福利信贷（成本）增加1700万美元，利息费用减少3800万美元，所得税费用（收益）减少3.97亿美元[372] 第三季度运营与成本具体变化 - 2022年第三季度，公司运营收入增加主要源于发电和天然气供应收入变化，天然气供应收入增加1.88亿美元，发电收入增加2500万美元，其他运营收入增加200万美元[373] - 2022年第三季度，公司能源成本增加4500万美元，主要由于向第三方销售增加1.22亿美元、BGSS合同销售净增加3900万美元、2022年MTM损失降低增加2700万美元[374] - 2022年第三季度，公司天然气成本增加1.57亿美元，发电成本减少1.12亿美元，运维成本减少5100万美元主要因2022年2月出售化石发电厂[375] - 2022年第三季度，公司折旧与摊销减少1600万美元主要因自2021年8月起停止对化石发电厂折旧，资产处置和减值损失反映2021年化石发电资产减值损失[376] - 2022年第三季度，公司信托投资净收益减少7900万美元主要因NDT投资净实现损失及股权证券未实现损失增加，非运营养老金和其他退休后福利信贷（成本）增加500万美元，利息费用减少200万美元，所得税（收益）减少6.37亿美元[377][378][379] 前九个月运营与成本具体变化 - 燃气供应收入增加5.65亿美元，能源成本增加3.25亿美元，其中燃气成本增加5.07亿美元，发电成本减少1.82亿美元[382] - 运营和维护费用减少1.46亿美元，折旧和摊销减少1.22亿美元，资产处置和减值净损失2021年为26.19亿美元[383][384][385] - 信托投资净收益减少4.64亿美元，非运营养老金和其他退休后福利信贷增加1700万美元，利息费用减少3800万美元[386][387] - 所得税收益减少3.97亿美元，BGSS合同销售净增加2.74亿美元，第三方销售净增加2.45亿美元[388] 运营现金流变化 - 2022年前九个月运营现金流较2021年同期减少4.77亿美元，PSE&G运营现金流从12.83亿美元增至15.86亿美元[391][393] 定期贷款协议 - 2022年4月和5月，PSEG分别签订15亿美元和5亿美元的364天可变利率定期贷款协议[398] 信贷额度与流动性 - 截至2022年9月30日，公司总承诺信贷额度为41.5亿美元，可用流动性为34.06亿美元[400] 资本支出情况 - 2022年前九个月，PSE&G资本支出18.71亿美元，PSEG资本支出7700万美元[410][411] MTM活动VaR情况 - 公司使用方差/协方差模型估计MTM活动的VaR，置信水平为95%和99.5%，持有期为一天[417] - 2022年7 - 9月，95%置信水平下MTM VaR最低为1.09亿美元，最高为2.24亿美元[418] - 2022年第三季度VaR范围比2021年全年更宽[418] - 2022年9月30日，95%置信水平下期末MTM VaR为1.09亿美元，2021年12月31日为7100万美元[419] - 2022年第三季度，95%置信水平下MTM VaR平均值为1.57亿美元，2021年全年为3600万美元[419] - 2022年第三季度，95%置信水平下MTM VaR最高为2.24亿美元，2021年全年为1.13亿美元[419] - 2022年第三季度，95%置信水平下MTM VaR最低为1.09亿美元，2021年全年为700万美元[419] - 2022年9月30日，99.5%置信水平下期末MTM VaR为1.7亿美元，2021年12月31日为1.12亿美元[419] - 2022年第三季度，99.5%置信水平下MTM VaR平均值为2.45亿美元，2021年全年为5700万美元[419] - 2022年第三季度，99.5%置信水平下MTM VaR最高为3.51亿美元，2021年全年为1.78亿美元[419]

财务数据和关键指标变化 - 2022年第二季度，公司净收入为1.31亿美元，即每股0.26美元，而2021年第二季度净亏损为1.77亿美元，即每股0.35美元 [6] - 2022年第二季度非GAAP运营收益为3.2亿美元，即每股0.64美元，2021年第二季度为3.56亿美元，即每股0.70美元 [6] - 2022年前六个月公用事业收益同比增长4% [8] - 2022年PSE&G净收入预测为15.1 - 15.6亿美元，无变化；无碳基础设施及其他业务非GAAP运营收益预测为1.7 - 2.2亿美元，无变化 [21][24] - 截至6月30日，PSEG资金池可用流动性（包括手头现金）为37亿美元；7月底，Power净抵押品头寸约为25亿美元 [25] 各条业务线数据和关键指标变化 PSE&G - 第二季度净收入与2021年第二季度相比基本持平，反映了投资计划、天然气系统货币化、Energy Strong计划和SIP实施带来的费率基数增加，但被当季IRLM部分抵消 [19] - 与2021年第二季度相比，输电利润率持平；天然气分销利润率每股提高0.02美元；电力分销利润率每股提高0.02美元；其他利润率每股增加0.01美元 [20] - 运营和维护费用每股不利0.04美元；利息费用每股不利0.01美元；PSEG 5亿美元股票回购计划对2022年第二季度业绩每股有0.01美元的收益 [20] - 截至6月30日的过去12个月，经天气调整后的电力和天然气销售显示，住宅销售均下降约3%，商业和工业销售分别增长2%和3%；电力和天然气客户数量在过去12个月增长约1% [21] - 第二季度投资约7.41亿美元，年初至6月30日约14亿美元，有望执行2022年29亿美元的资本投资计划 [21] 无碳基础设施及其他 - 2022年第二季度净亏损1.74亿美元，即每股0.35美元，非GAAP运营收益为1500万美元，即每股0.03美元；2021年第二季度净亏损4.86亿美元，非GAAP运营收益为4700万美元 [22] - 2022年第二季度电力毛利润率每股下降0.25美元，主要由于化石燃料组合和太阳能资产出售；ZECs每股增加0.01美元；天然气业务利润率下降导致毛利润率每股下降0.01美元 [22] - 与2021年第二季度相比，成本同比改善每股0.22美元；当前活动每股不利0.01美元；税收及其他每股不利0.01美元 [22][23] - 2022年第二季度核能发电量增长超3.7%，达到75太瓦时；年初至6月30日，核电机组容量因子为95.1% [23] - 预计2022年剩余两个季度核能发电量为14 - 16太瓦时，约95% - 100%已对冲，平均价格为每兆瓦时28美元；2023年核能基本负荷发电量为30 - 32太瓦时，95% - 100%已对冲，平均价格为每兆瓦时31美元；2024年核能基本负荷发电量为29 - 31太瓦时，55% - 60%已对冲，平均价格为每兆瓦时32美元 [23][24] 各个市场数据和关键指标变化 - 第二季度电力和天然气价格持续上涨，尽管PJM部分价格近期有所回落，但仍处于高位 [12] - 天然气和电力供应成本约占典型住宅天然气和电力账单的40% - 45% [12] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司有望实现2022年非GAAP运营收益每股3.35 - 3.55美元的指引，主要得益于受监管投资的持续费率增长和无碳基础设施业务侧发电资产出售带来的成本降低 [6][7] - 重申2022年非GAAP运营收益指引中点到2025年每股收益复合年增长率为5% - 7%，专注于提高系统可靠性和弹性、降低业务整体风险以及为客户实现成本最小化 [10] - 与BPU工作人员和费率顾问达成和解，未来四年将投资5亿美元用于基础设施推进计划，为电网向电动汽车快速转型做准备，并实现可再生能源资源的更大整合 [11] - 继续推进内部准备工作，确定全公司减排目标，并提交给联合国支持的科学碳目标倡议进行验证 [11] - 在电力方面，PSE&G按三年滚动方式签订基本发电服务合同，新费率于6月1日生效，由于实际与假设容量成本下降，电费实际下降；在天然气方面，PSE&G可通过BGSS关税收回高达80%（约115 Bcf）的年度住宅需求对冲成本，并已提交即将到来的冬季季节费率申请 [12][13] - 核能业务在2022年和2023年已完全对冲，2024年超过一半已对冲，随着继续向2024年和2025年逐步出售电力，若价格维持在当前高位，有望看到更高价格 [14] - 继续推进多个海上风电机会，包括Coastal Wind Link输电合作伙伴关系、Ocean Wind 1开发工作以及与Ørsted的共同投资对话 [16] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对拟议的《降低通胀法案》中包含的现有核能和新海上风电资源生产税收抵免条款感到鼓舞，希望本周能在参议院进行审议 [8] - 若市场状况在12月31日计量日仍紧张，预计2023年养老金将面临与市场下跌相关的非现金逆风，但公司养老金资金充足，短期内无需现金缴款，正在积极制定计划应对潜在逆风 [9] - 公司认为PSE&G潜在的公用事业增长故事依然完好，估值将反映业务组合改善和整体风险降低 [10] - 新泽西州的监管框架具有建设性，基础设施推进计划的和解获得BPU批准，为公司未来发展提供了积极环境 [11] 其他重要信息 - 2022年3月中旬，新泽西州取消了住宅电力和天然气服务的全州停电禁令，收款和停电工作已重启，但部分申请付款援助计划的客户受到保护，PSE&G应收账款账龄仍较高，预计需要数年时间才能恢复到历史水平 [10] - PSE&G的电力分销坏账费用可通过社会福利条款机制收回，天然气分销坏账费用及其他COVID - 19增量成本已递延至未来回收，可能在下次分销基本费率案例中进行 [10] - 公司计划在2023年第一季度举行分析师日活动 [38] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 关于养老金潜在抵消措施及对2023年利率案例的影响 - 公司会考虑成本与质量的平衡，审视成本结构以寻找潜在成本削减措施，但不会损害长期服务质量和公司健康；养老金影响需在12月31日确定，目前难以量化，且公用事业费率案例从2024年1月1日开始，将其视为短期逆风 [28][29] 问题2: 关于发电战略，通胀削减法案对核能资产评估的影响以及海上风电价值重估和退出剩余发电业务的触发点 - 若《降低通胀法案》按提议通过，核能资产将具有稳定且有吸引力的现金流，经济上可行，但需等待总统签署及观察投资者反应；海上风电方面，将密切关注另一家公司战略审查结果，同时继续推进相关机会，新泽西州及其他州的海上风电建设将带来增长机会 [30][31][32] 问题3: 费率案例的测试年份 - 测试年份为2023年7月至2024年6月，将于2024年1月1日提交费率案例 [33] 问题4: 重申的5% - 7%每股收益复合年增长率是长期还是2023年可见的增长 - 5% - 7%的复合年增长率是指从2022年指引中点到2025年的期间，并非每年都适用，公司未给出2023年或2024年的具体增长情况 [35][36] 问题5: 《降低通胀法案》中15%最低税对公司业务的影响及抵消措施 - 需根据公司盈利规模确定是否适用，该税会强调折旧等因素并降低税率，行业将从现金流角度评估；若适用，前期税收现金流会增加，但超额部分可无限期结转，最终会影响递延税资产或负债以及费率制定 [37] 问题6: 今年是否有分析师日活动 - 计划在2023年第一季度举行分析师日活动 [38] 问题7: 养老金在受监管和非受监管部分的大致分配 - 约75% - 80%的养老金用于受监管部分 [40] 问题8: 对5% - 7%复合年增长率的信心来源，是否依赖市场反弹或费率案例调整 - 更多考虑监管方面的影响，尽管市场会影响养老金资产回报和贴现率，但大部分养老金在公用事业侧，监管因素很重要，并非依赖市场反弹 [41][42] 问题9: 《降低通胀法案》通过的可能性 - 认为该法案通过的可能性较高，虽曾担心参议员Sinema，但税收条款影响不大；随着中期选举临近，参议院民主党多数派希望通过该法案巩固地位，且一些民主党左翼成员支持该法案 [45] 问题10: 海上风电输电招标流程的更新 - 预计下一轮招标的RFP将于明年第一季度发布，目前仍在等待BPU在10月给出答复，PJM提供了相关技术支持和风险评估 [46] 问题11: 目前公用事业的实际ROE与授权ROE情况以及对5% - 7%目标的建模 - 预计未来将实现授权回报，养老金等因素会带来顺风和逆风，但其他项目会有抵消作用；40%的费率基数是输电，基本每年都会调整，保护激励计划也会平衡实际回报 [49][50][51] 问题12: 参与海上发电对获得海上输电机会的战略重要性 - 认为两者是独立的，参与海上发电并非获得输电机会的关键因素 [52][53] 问题13: 2024年电力业务的对冲环境、加速对冲能力及流动性情况 - 市场流动性增加，但无法在短期内完成全部对冲，公司将按既定的可比例对冲计划进行，当前市场价格较高但曲线呈反向，会在设定范围内继续推进 [55] 问题14: 未来一年左右的战略考虑中，资本重新部署和收益使用的早期想法 - 基础设施推进计划表明对电网最后一英里投资的重视，客户对电力可靠性和弹性的需求增加，公司认为最后一英里有很多投资机会，但会始终考虑客户承受能力 [56][57] 问题15: 5% - 7%复合年增长率是否包括最新的养老金逆风、电力按市值计价情况，以及当前资产的年度表现 - 具体数字要到12月31日才能确定，市场波动会导致数字变化；公司会采取措施平衡短期逆风，最终结果将取决于这些举措的实施情况，相关指导将适时公布 [59][60] 问题16: 是否预计公用事业具体增长5% - 7% - 公司未分别公布各业务的复合年增长率，但由于90%的资本支出有相应回报，公用事业收益应等于费率基数减去运营和维护费用、减去监管滞后，加上新客户增长（非SIP部分），后三项影响较小 [62] 问题17: 2024年仅增加5个百分点对冲的原因，是否受联邦支持不确定性影响 - 主要是与可比例对冲计划一致，目前对冲比例略高于三年可比例计算结果，同时考虑到曲线的反向情况，预计未来不会超出可比例范围 [63][64] 问题18: 联邦层面核能生产税收抵免（PTC）与新泽西州零排放证书（ZECs）的动态关系 - 若获得联邦核能PTC，新泽西州的ZECs将被取代；对于已对冲部分，加上ZECs后价格约为每兆瓦时42美元，若有PTC，价格在每兆瓦时42 - 44美元之间，为价格上行空间；未对冲部分，价格根据实际情况确定，若高于每兆瓦时44美元则按当前价格，若在PTC范围内则按PTC价格，若维持现状则为对冲价格加ZECs [66][67][69] 问题19: 2.5亿美元抵押品在未来18个月返还对资产负债表的影响 - 抵押品返还时，将减少最初用于提供资金的来源，如短期债务或信贷额度，短期债务在资产负债表上会相应减少 [74][75] 问题20: 若将《降低通胀法案》的最低税要求应用于2022年，对今年现金流的影响程度 - 难以给出单一年份的具体影响，因为存在一次性项目干扰；主要考虑加速折旧和税率的差异，以及从21%降至15%的6%税率变化与税收优惠减少的权衡，影响程度因每年资本部署和加速折旧情况而异 [78] 问题21: 《降低通胀法案》对公司融资策略和机构门槛的影响 - 法案包含多个方面，如核能PTC、海上风电PTC与ITC权衡以及最低税等，会导致现金流变化；公司有能力应对，但边缘的增量融资会根据这些因素的时间和影响进行调整，目前距离最终通过还有时间来确定实际影响 [82] 问题22: 核能PTC可见性对机构观点的影响 - 核能PTC是有利因素，其影响程度有待确定，可为核能提供稳定性和降低风险，对机构有吸引力，与海上风电的灵活性一样，对发电业务有价值 [84] 问题23: IAP流程对未来CEF和GSMP项目扩展的启示 - IAP更多是对电网最后一英里工作需求的认可，为未来在最后一英里进行更积极的工作提供了信号，而非主要针对CEF和GSMP项目 [85]

资产出售与投资计划 - 2022年2月公司完成出售PSEG Power位于新泽西、康涅狄格、纽约和马里兰的6750兆瓦化石发电资产[285] - 2021 - 2025年PSE&G资本投资计划预计在140亿 - 160亿美元，预计从2021年末到2025年末费率基数的复合年增长率为6% - 7.5%[287] - IAP是一项为期四年、5.11亿美元的投资计划，其中3.51亿美元通过定期费率更新收回，1.6亿美元通过未来基本费率案例收回[288] 业务运营数据 - 2022年前六个月，公司核电机组发电量为16.0太瓦时，容量因子为95.1%[291] - 2022年PSEG Power超过90%的预期毛利润与能源保证金套期保值等相关[291] - 2021年4月，PSEG Power的三座核电站获零排放证书，2022年6月起三年有效期内，电价约为10美元/兆瓦时[321] 环保目标与计划 - 公司设定到2030年实现温室气体净零排放目标，涵盖范围1和范围2排放[292] - GSMP第一阶段更换约450英里铸铁和无保护钢制天然气主管道基础设施，第二阶段预计到2023年再更换875英里天然气管道，预计到2023年系统范围内甲烷泄漏减少约22%，2011 - 2030年期间甲烷排放总体减少约60%[294] 信用与监管资产 - 自2020年3月以来，PSE&G信用损失准备金增加约2.75亿美元[299] - 截至2022年6月30日，PSE&G记录了一项与COVID - 19相关的监管资产，递延增量成本为1.18亿美元[301] 股票回购与股息 - 2021年董事会授权5亿美元股票回购计划，2021年12月开展2.5亿美元公开市场股票回购计划，2022年1 - 2月完成；2022年3月开展2.5亿美元加速股票回购协议，于5月完成[304] - 2022年公司指示性年度每股股息提高至2.16美元[306] - 2022年7月19日，PSEG董事会批准第三季度每股0.54美元普通股股息，指示性年股息率为每股2.16美元[386] 盈利与净收入情况 - 2022年第二季度PSE&G盈利3.05亿美元，2021年同期为3.09亿美元；2022年上半年盈利8.14亿美元，2021年同期为7.86亿美元[307] - 2022年第二季度PSEG Power亏损1.62亿美元，2021年同期亏损4.83亿美元；2022年上半年亏损6.81亿美元，2021年同期亏损3.22亿美元[307] - 2022年第二季度PSEG净收入1.31亿美元，2021年同期净亏损1.77亿美元；2022年上半年净收入1.29亿美元，2021年同期为4.71亿美元[307] - 2022年第二季度PSEG摊薄后每股净收入（亏损）为0.26美元，2021年同期为 - 0.35美元；2022年上半年为0.26美元，2021年同期为0.93美元[307] 费率与收入影响 - 2021年10月，FERC批准协议，PSE&G基础输电ROE从11.18%降至9.9%，协议有效期三年[313] - 取消区域输电组织成员资格附加费可能使PSE&G年度净收入和年度现金流入减少约3000万 - 4000万美元[314] 政策优惠 - 《2021年综合拨款法案》为2025年12月31日前开工的海上风电项目提供30%投资税收抵免[323] 运营收入与成本变化 - 2022年Q2运营收入20.76亿美元，较2021年同期增加2.02亿美元，增幅11%；2022年上半年运营收入43.89亿美元，较2021年同期减少3.74亿美元，降幅8%[332] - 2022年Q2能源成本7.65亿美元，较2021年同期增加1.59亿美元，增幅26%；2022年上半年能源成本20.1亿美元，较2021年同期增加3.75亿美元，增幅23%[332] - 2022年Q2 PSE&G运营收入16.68亿美元，较2021年同期增加1.54亿美元，增幅10%；2022年上半年运营收入39.52亿美元，较2021年同期增加3.65亿美元，增幅10%[333] - 2022年Q2 PSE&G能源成本6.3亿美元，较2021年同期增加1.21亿美元，增幅24%；2022年上半年能源成本15.98亿美元，较2021年同期增加2.4亿美元，增幅18%[333] - 2022年Q2 PSE&G运营与维护费用4.34亿美元，较2021年同期增加0.41亿美元，增幅10%；2022年上半年运营与维护费用8.97亿美元，较2021年同期增加0.8亿美元，增幅10%[333] - 2022年Q2 PSE&G折旧与摊销费用2.27亿美元，较2021年同期减少0.04亿美元，降幅2%；2022年上半年折旧与摊销费用4.68亿美元，较2021年同期减少0.04亿美元，降幅1%[333] - 2022年Q2 PSE&G其他收入（扣除项）2200万美元，较2021年同期减少200万美元，降幅8%；2022年上半年其他收入（扣除项）4100万美元，较2021年同期减少1100万美元，降幅21%[333] - 2022年Q2 PSE&G净非运营养老金和其他退休后福利信贷（成本）7100万美元，较2021年同期增加500万美元，增幅8%；2022年上半年净非运营养老金和其他退休后福利信贷（成本）1.41亿美元，较2021年同期增加900万美元，增幅7%[333] - 2022年Q2 PSE&G利息费用1.07亿美元，较2021年同期增加600万美元，增幅6%；2022年上半年利息费用2.1亿美元，较2021年同期增加1100万美元，增幅6%[333] - 2022年Q2 PSE&G所得税费用（收益）5600万美元，较2021年同期减少500万美元，降幅8%；2022年上半年所得税费用（收益）1.45亿美元，较2021年同期增加500万美元，增幅4%[333] 费用变化原因 - 运营与维护费用增加8000万美元，主要因条款和可再生相关费用增加3700万美元等，输电支出减少500万美元部分抵消了增长[349] - 折旧与摊销费用减少400万美元，主要因新的较低输电折旧率和监管资产摊销减少，新增服务设施增加3000万美元部分抵消了减少[350] - 其他收入（扣除项）减少1100万美元，主要因AFUDC权益部分减少1200万美元，投资利息和股息收入增加200万美元部分抵消了减少[351] - 利息费用增加1100万美元，主要因2022年债务发行、AFUDC和2021年净债务发行增加；所得税费用增加500万美元，主要因税前收入增加[352] - 燃气分销收入增加7500万美元，主要因CIP脱钩、GSMP II收款等；电力分销收入增加3000万美元，主要因CIP脱钩等，销售 volumes降低减少800万美元部分抵消了增长；输电收入降低1200万美元，主要因ROE结算影响[352] - 三个月运营收入增加1.08亿美元，主要因发电和天然气供应收入变化；能源成本增加1.01亿美元，主要因BGSS合同销售、第三方销售等增加[353][354][355] - 六个月运营收入减少5.99亿美元，主要因发电和天然气供应收入变化；能源成本增加2.8亿美元，主要因天然气成本增加和发电成本减少[353][362][365] - 运营与维护费用在三个月和六个月分别减少7700万美元和9500万美元，主要因化石发电站和太阳能电站出售及核电厂停运情况变化[353][356][365] - 折旧与摊销费用在三个月和六个月分别减少4800万美元和1.06亿美元，主要因太阳能和化石发电站待售及BH3退役停止折旧[353][357][366] - 信托投资净收益（损失）在三个月和六个月分别减少2.61亿美元和3.85亿美元，主要因NDT投资未实现损失和已实现损失增加[353][359][368] - 所得税收益增加2.4亿美元，主要因2022年税前亏损增加、2021年6月出售太阳能项目相关投资税收抵免收回及合格基金亏损税收优惠增加[370] 现金流情况 - 2022年上半年经营现金流较2021年同期减少6.93亿美元，主要因PSEG Power净现金抵押品要求增加和税收支付增加[373] - PSE&G 2022年上半年经营现金流从6.8亿美元增至13.12亿美元，增加6.32亿美元，主要因收到现金抵押品增加、电力和供应商付款减少等[375] 净现金抵押品情况 - PSEG Power与套期保值头寸相关的净现金抵押品从2021年6月底的3.43亿美元增至2022年6月底的21亿美元，7月底达到25亿美元[291] - PSEG Power净现金抵押品从2021年6月底的3.43亿美元增至2022年6月底的21亿美元，7月底达25亿美元[378] 贷款与信贷额度 - 2022年4月和5月，PSEG分别签订15亿美元和5亿美元的364天可变利率定期贷款协议[380] - 截至2022年6月30日，公司总信贷额度40.5亿美元，可用流动性33.87亿美元[382] 信用评级影响 - 若PSEG Power失去投资级信用评级，2022年6月30日和2021年12月31日需额外抵押约9.76亿美元和11.51亿美元[382] 资本支出 - 2022年上半年，PSE&G资本支出11.71亿美元，主要用于输配电系统可靠性[390] 风险指标 - 2022年4 - 6月，按95%置信水平，MTM VaR在7600万美元至3.65亿美元之间波动[399]

财务数据和关键指标变化 - 2022年第一季度GAAP净亏损每股不足0.01美元，主要因能源价格上涨与现有远期销售合同的按市值计价调整所致；非GAAP运营收益为每股1.33美元，2021年第一季度净收入和非GAAP运营收益均为每股1.28美元 [7] - 2022年第一季度CFIO净亏损每股1.02美元，非GAAP运营收益每股0.32美元；2021年第一季度净收入和非GAAP运营收益均为每股0.34美元 [10] - PSE&G预计2022年净收入在15.1 - 15.6亿美元之间，CFIO非GAAP运营收益预计在1.7 - 2.2亿美元之间 [41][54] - 重申2022年非GAAP运营收益指引为每股3.35 - 3.55美元，预计到2025年实现5% - 7%的每股收益复合年增长率 [31][53] 各条业务线数据和关键指标变化 PSE&G业务 - 2022年第一季度非GAAP运营收益较上年同期每股增加0.07美元，得益于投资计划、天然气系统现代化计划和保护激励计划的实施 [35] - 与2021年第一季度相比，输电业务每股不利0.03美元；配电业务中，天然气利润率每股提高0.08美元，电力利润率每股提高0.02美元；其他利润率每股有利0.02美元；较高的OEM费用每股不利0.02美元；较高的折旧费用使结果每股减少0.01美元；较低的养老金费用每股增加0.01美元 [35][36][37] - 2022年第一季度投资6.56亿美元，有望执行29亿美元的2022年资本投资计划 [41] 碳自由基础设施及其他（CFIO）业务 - 2022年第一季度净亏损5.11亿美元（每股1.02美元），非GAAP运营收益1.63亿美元（每股0.32美元）；2021年第一季度净收入1.71亿美元（每股0.34美元），非GAAP运营收益1.73亿美元（每股0.34美元） [42] - 2022年第一季度电力毛利润率每股下降0.27美元，主要因2022年2月出售6750兆瓦化石燃料组合和Solar Source，以及约8太瓦时核能发电的重新签约价格降低；天然气业务利润率每股提高0.04美元；成本同比改善每股0.21美元；税收及其他项目每股有利0.01美元，母公司活动每股不利0.01美元 [42][43][44] - 核能发电输出增长超2%，达到8.4太瓦时，第一季度核舰队产能利用率达100%；预计2022年剩余季度发电输出为21 - 23太瓦时，2023年为30 - 32太瓦时，2024年为29 - 31太瓦时 [45] 各个市场数据和关键指标变化 - 截至3月31日的过去12个月，经天气调整后的电力销售中，居民销售分别下降4.8%和3.2%，工商业销售分别增长3.3%和2.8% [40] - 过去12个月，电力和天然气客户数量增长约1% [41] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 完成化石燃料资产出售后，公司将专注于受监管的增长，致力于实现联合国支持的“奔向零碳”运动目标，承诺到2030年实现净零排放，并将所有三个范围的排放目标控制在1.5摄氏度以内 [15][17] - 未来五年资本支出计划为150 - 170亿美元，大部分用于支持1.5摄氏度的业务目标，包括减少碳排放、提高能源效率和适应气候变化等 [16] - 参与新泽西州海上风电输电招标，提交的解决方案投资机会在10 - 30亿美元之间 [28] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 能源价格上涨对核能业务长期有利，但公司需关注利率上升、金融市场不利条件、养老金信托回报以及通货膨胀等因素的影响，仍有信心实现到2025年5% - 7%的每股收益复合年增长率 [24] - 俄罗斯入侵乌克兰后，公众对核能的支持有所增加，希望华盛顿能通过税收激励措施，以维持核能发电的经济可行性 [25] 其他重要信息 - 2022年3月，PSEG和PSEG Power将循环信贷协议合并为总借款能力27.5亿美元的主信贷安排；PSE&G将现有循环信贷协议扩大至10亿美元，两项安排均延长至2027年3月 [47][48] - 截至3月31日，PSEG总可用信贷额度为32亿美元，资产负债表上有现金和短期投资约16亿美元 [48] - 2022年第一季度，PSEG Power因能源价格上涨产生15亿美元的现金抵押品，截至4月底增至约26亿美元，预计随着合同履行，大部分抵押品将返还 [50][51] - 2022年3月，PSE&G发行首笔5亿美元绿色债券；PSEG签订15亿美元可变利率定期贷款，PSEG Power完成2亿美元信用证安排 [52] - 公司已通过公开市场购买和加速股票回购计划完成5亿美元股票回购，加速股票回购计划将于6月完成 [53] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 能源价格上涨对非监管核能业务的长期所有权决策有何影响 - 公司坚持三部分计划，希望华盛顿或新泽西采取行动，为核能业务提供更稳定的长期收入流，如生产税收抵免或排放信用；当前市场可能使华盛顿更容易通过生产税收抵免，这对新泽西客户也有帮助，但公司仍处于评估长期解决方案的阶段 [58] 问题2: 公司对海上风电项目的承诺以及未使用租赁地块的规划 - 公司在Ocean Wind 1项目上还有最终投资决策待做，正在等待BPU对Coastal Wind Link的反馈；Skipjack项目若要扩建需使用公司部分租赁地块，公司正在进行尽职调查，评估项目回报与资本的其他用途，只有在风险调整后回报超过受监管公用事业的要求时才会推进 [60] 问题3: 联邦生产税收抵免为何是决定核能资产所有权的关键因素 - 从运营角度看，核能资产表现出色；若能通过联邦生产税收抵免实现类似受监管的收益或利润率稳定性，要么能让市场认可公司是资产的合理所有者，反映在估值上，要么能提升资产对其他合理所有者的价值；未来几个月华盛顿的决策将提供更多信息，若华盛顿无法行动，公司将关注新泽西的情况 [63][64][65] 问题4: 为何2023年核能发电产量从31太瓦时变为30 - 32太瓦时的范围，以及当前的对冲策略 - 资产的预期运营表现没有变化，30 - 32太瓦时的范围中点仍为31太瓦时；公司采用三年按比例对冲策略，并根据市场异常波动给予一定灵活性，目前两年后的对冲比例较高 [69] 问题5: CFIO第一季度业绩与全年指引的关系，以及IAP和解讨论达成广泛协议的前景 - CFIO全年业绩会因容量收入、税收和重新签约等因素发生变化，公司重申了CFIO的全年指引；IAP和解讨论刚刚开始，属于机密内容，公司会尊重相关方的要求 [74][75][76] 问题6: 如何在当前批发远期价格下维持2024 - 2025年5% - 7%的每股收益复合年增长率，以及与BPU等方面的长期解决方案讨论 - 公司尽量保持长期盈利指引的稳定性，避免随季度报告频繁调整；2022 - 2023年公司已进行对冲，2024 - 2025年的价格虽有上涨但不如前两年高；市场远期价格为稳定核能业务提供了机会，联邦生产税收抵免能稳定利润率并减轻新泽西客户负担，若联邦政府无法行动，新泽西州也会考虑解决资产的长期稳定性问题 [80][81][85] 问题7: Skipjack项目的决策时间，以及9月投资者会议时的决策进展 - 没有明确的截止日期，决策预计在几个月内做出；Ocean Wind 1的最终投资决策可能在明年第一季度或今年年底，BPU将在10月对Coastal Wind Link给出反馈；9月投资者会议时可能会有更多信息，但不太可能做出决策 [91][93] 问题8: 海上风电输电投资机会从约10亿美元变为10 - 30亿美元的原因 - BPU对海上风电输电投资的分类方式多样，包括海上骨干网、骨干网与陆地的连接、现有电网升级等，BPU在设计输电方案上有很大灵活性，公司的投标范围较广，最低可能为零，公司认为自己是最佳投标人，但不保证中标 [95][96] 问题9: 现金抵押品流出情况，以及现金回流后的用途 - 截至4月底，现金流出26亿美元，主要用于交易所交易，大部分对冲合约在2022 - 2023年，现金将随着电力交付和价格下降回流；现金回流后将主要用于偿还为抵押品提供资金的商业票据和定期贷款 [100][102] 问题10: 若成功获得10 - 30亿美元海上风电投资，是否会改变此前到2025年无需股权融资的说法，以及第一季度核能燃料成本每兆瓦时降低的原因 - 目前不会改变，投资的实际支出将在本十年后半段；核能燃料是多年期采购，合同提前多年签订，当前利润表中摊销的是多年前签订的燃料成本 [104][105][108] 问题11: 燃料对冲平均期限，剩余2.5亿美元股票回购的完成情况，以及下一次新泽西州GRC申请的时间 - 燃料周期各组成部分的对冲平均期限约为6年；剩余2.5亿美元股票回购已完成约80%；下一次新泽西州GRC申请预计在2023年第四季度 [109][110][113] 问题12: 核电厂寿命延长的潜在折旧收益，GAAP基础上的账面价值，以及电器服务业务0.02美元正向收益的驱动因素和前景 - 桃子底核电站的折旧收益已确认，塞勒姆和希望溪核电站在有长期解决方案并确定公司为合理所有者之前，不会考虑折旧收益；核电厂寿命延长时的账面价值更具参考意义，目前与那时还有很长时间；电器服务业务的正向收益可能是客户临时服务需求或合同业务在温和天气下的表现，公司会提供具体信息，预计该业务在今年剩余时间将是主要驱动因素 [117][119][121]

业绩总结 - 第一季度净亏损低于每股0.01美元，主要受市场调整影响[11] - PSEG Q1 2022净收入为$0.00，相较于2021年的$1.28下降了$1.28[34] - 2022年第一季度的净收入为-2百万美元，而2021年同期为648百万美元[64] 用户数据 - PSEG的电力和天然气客户在过去12个月中各增长约1%[47] - PSE&G在JD Power的2022年第一季度住宅电力研究中表现位于东部大型公用事业公司的前四分之一[12] 财务数据 - 非GAAP运营收益为每股1.33美元，较2021年的1.28美元增长3.9%[64] - 2022年第一季度的非GAAP运营收益为672百万美元，较2021年同期的650百万美元增长3.4%[64] - PSEG的可用流动性为$32亿，现金和短期投资为$16亿[56] - PSEG的长期债务为$41亿，资本化率为59%[54] 投资与资本计划 - 第一季度投资约为6.56亿美元，计划在2022年投资29亿美元于输配电基础设施[12] - PSEG的2021-2025资本计划预计在150亿美元至170亿美元之间，90%将用于PSE&G[12] - 实施5亿美元的股票回购计划，已通过公开市场完成2.5亿美元[30] 未来展望 - 预计2022年到2025年每股收益年复合增长率为5%至7%[12] - PSEG在2022年的净收入指导为$15.1亿至$15.6亿[48] - 清洁能源合同销售预计在2022年为21-23 TWh[61] 新技术与运营 - 核电运营在2022年第一季度实现100%的平均容量因子[12] - 核电的发电量为8,444 GWh，较2021年的8,245 GWh增长[61] 其他信息 - 每股股息提高6%，至每年2.16美元的指示性年率[11] - 2022年第一季度的NDT基金相关活动的损益为72百万美元，2021年同期为-55百万美元[67] - 2022年第一季度的MTM损益为845百万美元，2021年同期为47百万美元[67] - 2022年第一季度的植物退休、处置和减值的损益为16百万美元，2021年同期为-2,940百万美元[67] - 2022年第一季度的与运营收益相关的所得税调整为-259百万美元，2021年同期为10百万美元[67] - 2022年第一季度的完全稀释后平均流通股数为501百万股，2021年同期为507百万股[67]

资产出售与收购 - 2022年2月公司完成出售PSEG Power位于新泽西、康涅狄格、纽约和马里兰的6750兆瓦化石发电资产[273][280] - 2021年4月公司完成收购Ørsted Ocean Wind 1项目25%的股权，该项目预计2025年全面商业运营[286] - 2021年12月Ørsted的846兆瓦Skipjack 2项目获马里兰公共服务委员会海上可再生能源信用额度，公司有购买50%股权的选择权[287] 资本投资与计划 - 2021 - 2025年PSE&G资本投资计划预计在140亿 - 160亿美元，预计费率基数复合年增长率为6.5% - 8%[275] - 2021年11月公司提交的IAP是一项为期四年、8.48亿美元的投资计划[276] 业务运营数据 - 发电量与利润 - 2022年前三个月公司核电机组发电量为8.4太瓦时，容量因子为100%[281] - 2022年PSEG Power超90%的预期毛利润与能源保证金套期保值等相关[281] 环保目标 - 2018 - 2023年通过GSMP II预计全系统减少约22%的甲烷泄漏，2011 - 2030年预计总体减少约60%[284] 输电项目进展 - 公司和Ørsted联合提交的输电项目提案，BPU预计2022年下半年选定中标提案，预计2030年投入使用[288] 疫情影响 - 自2020年3月以来，公司因疫情现金流入显著减少，应收账款账龄增加，坏账费用增加，信用损失备抵增加约2.91亿美元[289] - 截至2022年3月31日，公司记录了与疫情相关的监管资产，以递延1.2亿美元的增量成本[290] 股票回购与股息 - 2021年董事会授权5亿美元的股票回购计划，2021年12月开展2.5亿美元公开市场股票回购计划，2022年1 - 2月完成；2022年3月开展2.5亿美元加速股票回购协议[293] - 2022年公司将每股指示性年度股息提高至2.16美元[294] - PSEG董事会于2022年4月19日批准2022年第二季度每股0.54美元普通股股息，指示性年股息率为每股2.16美元[356] 贷款协议 - 2022年3月，PSEG Power签订12.5亿美元的三年期浮动利率定期贷款协议[294] - 2022年4月PSEG签订15亿美元364天可变利率定期贷款协议，截至2022年3月31日总信贷额度38.5亿美元，可用流动性32.42亿美元[350] 盈利情况 - 2022年第一季度PSE&G盈利5.09亿美元，2021年同期为4.77亿美元；PSEG Power亏损5.19亿美元，2021年同期盈利1.61亿美元；PSEG净亏损200万美元，2021年同期盈利6.48亿美元；PSEG摊薄后每股净亏损0美元，2021年同期为1.28美元[295] 费率调整 - 2021年10月，FERC批准协议，将PSE&G的基础输电净资产收益率从11.18%降至9.9%[300] 附加费影响 - 取消区域输电组织成员资格的附加费可能使PSE&G的年度净收入和年度现金流入减少约3000 - 4000万美元[301] 零排放证书 - 2019年4月和2021年4月，PSEG Power的三座核电站分别获零排放证书（ZEC），每个核电站预计分别在2022年5月前和2022年6月起的三年内获得ZEC收入，约为每兆瓦时10美元[308][309] - 新泽西费率顾问对BPU 2021年4月的ZEC授予决定提出上诉，公司无法预测结果[311] 税收抵免与法规 - 2021年末颁布的《2021年综合拨款法案》为2025年12月31日前开工的海上风电项目提供30%的投资税收抵免[314] - 2020年7月美国国税局发布的法规，允许在计算2022年前30%的调整后应纳税所得额上限时加回折旧，增加非监管企业可扣除的利息金额；2022年及以后，计算调整后应纳税所得额时不再允许加回折旧[316] - 2020年3月颁布的《新冠病毒援助、救济和经济安全法案》允许将2017年12月31日后至2021年1月1日前产生的净运营亏损向前结转五年[317] 运营收入与成本 - 整体 - 2022年第一季度公司运营收入23.13亿美元，较2021年减少5.76亿美元，降幅20%；能源成本12.45亿美元，较2021年增加2.16亿美元，增幅21%[323] 运营收入与成本 - PSE&G - 2022年第一季度PSE&G运营收入22.84亿美元，较2021年增加2.11亿美元，增幅10%；能源成本9.68亿美元，较2021年增加1.19亿美元，增幅14%[325] - PSE&G运营收入增加2.11亿美元，其中交付收入增加9300万美元，商品收入增加1.22亿美元，条款收入减少1000万美元，其他运营收入增加600万美元[326][327][328] - PSE&G能源成本增加1.19亿美元，运营和维护成本增加3900万美元，折旧和摊销成本不变，其他收入（扣除项）减少900万美元，非运营养老金和其他退休后福利信贷（成本）增加400万美元，利息费用增加500万美元，所得税费用增加1000万美元[325][329][330][331][332][333] 运营收入与成本 - PSEG Power - 2022年第一季度PSEG Power运营收入4.6亿美元，较2021年减少7.07亿美元，降幅61%；能源成本8.61亿美元，较2021年增加1.79亿美元，增幅26%[334] - PSEG Power运营收入减少7.07亿美元，能源成本增加1.79亿美元，运营和维护成本减少1800万美元，折旧和摊销成本减少5800万美元，资产处置和减值损失增加4300万美元，权益法投资收入增加100万美元，信托投资净收益（损失）减少1.24亿美元，其他收入（扣除项）减少1100万美元，非运营养老金和其他退休后福利信贷（成本）增加500万美元，利息费用减少2200万美元，所得税费用（收益）减少2.8亿美元[334] 运营收入与成本变动原因 - 2022年第一季度运营收入减少7.07亿美元，主要因发电和天然气供应收入变化[335] - 2022年第一季度运营费用中能源成本增加1.79亿美元，其中天然气成本增加1.75亿美元，发电成本增加400万美元[336] - 2022年第一季度折旧和摊销减少5800万美元，主要因太阳能和化石燃料发电厂待售及BH3电厂退役[337] - 2022年第一季度信托投资净收益减少1.24亿美元，主要因NDT基金投资净实现损失和净未实现损失增加[338] - 2022年第一季度所得税费用减少2.8亿美元，主要因税前收入降低和购买更多新泽西州净运营亏损税收优惠[340] 运营现金流 - 2022年第一季度运营现金流减少5.55亿美元，主要因PSEG Power净现金抵押品要求减少6.39亿美元[343] - PSE&G 2022年第一季度运营现金流从5.18亿美元增至7.36亿美元，增加2.18亿美元，主要因收到现金抵押品增加等[345] 净现金抵押品 - PSEG Power净现金抵押品从2021年6月底的3.43亿美元增至2022年3月底的15亿美元，4月底达26亿美元[281] - PSEG Power净现金抵押品从2021年6月底的3.43亿美元增至2022年3月底的15亿美元，4月底达26亿美元[348] 风险价值（VaR） - 公司使用方差/协方差模型估计商品业务的MTM VaR，置信水平为95%和99.5%，持有期为一天[369] - 2022年1 - 3月，95%置信水平下MTM VaR在7000万美元至1.12亿美元之间变动[370] - 截至2022年3月31日的三个月，VaR范围比截至2021年12月31日的一年更窄[370] - 截至2022年3月31日的三个月，95%置信水平下期末MTM VaR为7800万美元，2021年末为7100万美元[371] - 截至2022年3月31日的三个月，95%置信水平下MTM VaR平均值为8600万美元，2021年为3600万美元[371] - 截至2022年3月31日的三个月，95%置信水平下MTM VaR最高为1.12亿美元，2021年为1.13亿美元[371] - 截至2022年3月31日的三个月，95%置信水平下MTM VaR最低为7000万美元，2021年为700万美元[371] - 截至2022年3月31日的三个月，99.5%置信水平下期末MTM VaR为1.22亿美元，2021年末为1.12亿美元[371] - 截至2022年3月31日的三个月，99.5%置信水平下MTM VaR平均值为1.35亿美元，2021年为5700万美元[371] - 截至2022年3月31日的三个月，99.5%置信水平下MTM VaR最高为1.75亿美元，2021年为1.78亿美元[371] 业务风险 - 若ZEC计划被推翻或重大不利修改，或相关电厂属性未获足够估值、财务状况受商品价格等因素重大不利影响，PSEG Power将停止运营相关电厂，这将对公司运营结果产生重大不利影响[312]

财务数据和关键指标变化 - 2021年第四季度GAAP每股收益为0.88美元，2020年同期为0.85美元；2021年全年净亏损1.29美元/股，2020年为净收入3.76美元/股，亏损源于出售PSEG Fossil相关费用 [6] - 2021年第四季度非GAAP运营收益为0.69美元/股，2020年同期为0.65美元/股；2021年全年非GAAP运营收益升至3.65美元/股，2020年为3.43美元/股 [7] - 2021年PSE&G净收入较2020年增长9%，贡献了PSEG约80%的合并非GAAP运营收益 [7] - 2022年非GAAP运营收益指引范围收窄至3.35 - 3.55美元/股，此前为3.30 - 3.60美元/股 [17] - 2022年PSE&G净收入预计在15.1 - 15.6亿美元，碳无基础设施及其他非GAAP运营收益预计在1.7 - 2.2亿美元 [55] - 2022年公司提高普通股股息至2.16美元/股，较2021年增长5.9%，派息率为63% [56] 各条业务线数据和关键指标变化 PSE&G - 2021年全年净收入增加1.19亿美元，约9%，年末费率基数增至245亿美元，增长10%；第四季度净收入为0.53美元/股，2020年同期为0.58美元/股 [33] - 2021年全年天气正常化电力销售与2020年持平，天然气销售略增0.3%；电力和天然气客户数量各增长约1% [36] - 2021年第四季度投资超7.7亿美元，全年完成27亿美元电力和天然气基础设施资本支出计划；2022年资本计划为29亿美元 [37][38] PSEG Power - 2021年全年净亏损4.09美元/股，非GAAP运营收益为0.86美元/股；第四季度净收入为0.40美元/股，较2020年同期增加0.10美元/股，非GAAP运营收益为0.21美元/股，较2020年同期增加0.11美元/股 [42] - 2021年第四季度非GAAP调整后EBITDA为1.79亿美元，全年为8.96亿美元；2020年第四季度和全年分别为1.82亿美元和9.90亿美元 [44] - 2021年第四季度和全年毛利润率为30美元/兆瓦时，较2020年下降2美元/兆瓦时；第四季度发电量为13.3太瓦时，较2020年增长9%；全年发电量为54太瓦时，较2020年增长2% [46][48] Enterprise and Other - 2021年第四季度净亏损较2020年同期增加0.02美元/股，因对PSEG基金会捐款和利息费用增加，部分被税收减少抵消 [51] 各个市场数据和关键指标变化 - 新泽西州能源价格上涨，PSE&G今冬实施两次5%天然气费率上调，但典型天然气居民客户账单仍低于区域同行；电力方面，6月默认供应费率将下降约2.8% [15] - 2022年PJM容量价格预计为核电机组提供约1.5亿美元收入，基于前五个月EMAC定价166美元/兆瓦日，后七个月降至98美元/兆瓦日；下一次PJM容量拍卖预计在2022年6月举行 [50] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司完成化石资产组合出售，专注清洁能源和基础设施投资，追求受监管和合同机会，目标是到2022年业务组合90%受监管 [8][9][11] - 提出2021 - 2025年150 - 170亿美元资本投资计划，约90%用于公用事业，预计费率基数复合年增长率为6.5% - 8% [18] - 推进区域海上风电项目，收购Ocean Wind 1 25%股权，与Orsted提交多个海上风电传输解决方案，预计2022年第三或第四季度获BPU决策 [22][23] - 积极参与气候倡导，与监管机构和利益相关者对话，支持核电生产税收抵免和清洁能源激励措施 [25] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对2021年运营和财务结果满意，连续17年业绩在管理层非GAAP运营收益指引范围内 [6] - 化石资产出售及其他优先事项将支持公司追求受监管和合同机会，实现清洁能源和基础设施投资增长 [9] - 公司预计2022 - 2025年非GAAP运营收益增长率为5% - 7%，有信心实现增长战略并向股东返还资本 [12] - 尽管能源价格上涨，但公司客户账单仍具竞争力，且有机制缓解价格波动影响 [15][123] 其他重要信息 - 公司在安全、可靠性和客户满意度方面表现出色，PSE&G在OSHA安全评分、SADE可靠性评分和JD Power客户满意度评分中取得优异成绩 [13] - 公司连续20年获PA Consulting颁发的ReliabilityOne奖，被评为大西洋中部地区最可靠的电力公用事业公司 [14] - 公司签署联合国“竞零排放”倡议，承诺到2030年实现范围一和范围二净零排放 [26] - 公司入选Just Capital 2022年美国最公正公司100强和2022年彭博性别平等指数 [27] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 对海上风电项目的最新看法及回报预期 - 公司认为海上风电项目回报需高于受监管机会，虽存在运营和建设风险，但随着对合作伙伴能力、其他州承诺和供应链发展的了解，早期担忧有所减轻，会设定内部目标并确保项目回报达标 [61][62] 问题2: 对华盛顿能源政策元素的看法及前景 - 目前能源政策受当前事件影响处于观望状态，但长期来看，当前事件将促使围绕能源政策展开更多讨论，对公司核电和可再生能源业务有积极影响，公司对此持乐观态度 [63][64] 问题3: 核电对公司和市场的价值，以及是否考虑转型为纯配电业务 - 公司将让投资者决定核电未来的合理所有者，当前优先确保核电业务持续出色运营。公司有信心在年内解决核电相关问题，若PSE&G在市场上未得到应有的认可，市场可能会发出信号，但目前不会急于下结论 [68][69] 问题4: 资本支出计划中海上风电、传输提案及配套基础设施的支出水平，以及Ocean Wind 2的最新情况 - 150 - 170亿美元资本支出计划不包括Ocean Wind 1投资，该投资将作为合资企业的股权处理；Ocean Wind Link支出也在计划之外。关于Ocean Wind 2暂无新消息，但公司正在就相关项目的回报预期进行一系列讨论 [72][73] 问题5: 是否有机会将海上风电业务货币化 - 公司不排除货币化海上风电业务的可能性，但目前认为该业务增长轨迹良好，处于区域优势领域，具有巨大传输潜力，过早货币化尚不成熟，不过会考虑能提升股东价值的询问 [76][77] 问题6: PJM和BPU对海上风电传输项目的选择是否会有短期名单 - 公司不确定是否会有短期名单，BPU注重透明度和公众参与，但由于PJM的其他标准以及BPU可能应用的标准尚不清楚，目前无法确定 [78] 问题7: 未来三到四年区域电力销售增长预期 - 公司预计电力销售增长率低于1%，并希望将其转为负数，因为公司业务基于电力价值而非销售，且有老化基础设施需要更换，同时在客户侧有降低账单和应对气候变化的机会 [81][82] 问题8: BGS对账单的影响是供应费率还是平均账单，以及其运作方式 - BGS对账单的影响是整体账单，而非仅供应费率。这是由于PJM容量拍卖延迟，之前BGS拍卖中假设的容量价格高于实际价格，导致此次拍卖后账单下降约2.8% [90][92] 问题9: 公司与州政府就核电延期的工作进展 - 过去四年公司与州政府就核电重要性进行了三次讨论，政策制定者希望核电站至少运营到2050年，但需先观察联邦层面的情况。目前州政策与联邦政策的协同尚未确定，公司希望在联邦决议基础上采取行动 [94][95] 问题10: 若联邦问题推迟，州政府今年是否可能采取行动 - 公司已开始与州政府的相关对话，会遵循立法者和州长的领导，鼓励今年采取行动以应对联邦结果，但难以估计联邦日程 [97] 问题11: 公司在未解决核电相关问题前不做战略决策，但又表示会尽快更新，如何理解 - 虽然有人对公司核电站感兴趣，但关键是确定核电的长期经济待遇，公司正在努力解决这一问题，待解决后会给出更明确的答案 [99] 问题12: 若剥离核电，信用指标会如何变化，以及剥离是否需盈利增长 - 公司未给出具体信用指标变化数字，但认为剥离核电后公司将更受监管，对信用有积极影响。公司会综合考虑整体价值、盈利增长和公司估值，而非仅关注盈利增长 [107] 问题13: 基础设施项目（IEP）与利益相关者的对话进展，是否能在秋季前达成建设性协议 - 公司在解决此类问题上有良好记录，预计此次也能通过和解解决，但无法保证。该项目符合州能源总体规划，具有社会正义意义，公司认为达成协议的可能性较大，预计在初秋有结果 [111][112] 问题14: 未来客户增长预期 - 公司认为过去一年电力和天然气客户各增长1%，以此作为未来预期是合理的 [116] 问题15: 剩余2.5亿美元股票回购的时间安排 - 公司未确定具体时间，但表示会在近期进行 [117] 问题16: 近期能源价格上涨对客户账单的影响，以及是否会影响与BPU的未来程序 - 新泽西州的机制有助于缓解能源价格波动对客户账单的影响，价格上涨或下跌的影响会较慢反映在账单上，且短期价格波动可能不会影响账单。若价格长期变化，会在账单上体现 [123][125]