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]

业绩总结 - 2021年第四季度每股净收入为0.88美元，较2020年第四季度的0.85美元有所增长[13] - 2021年全年非GAAP运营收益每股为3.65美元，较2020年的3.43美元增长了6.4%[14] - PSEG 2021年总净收入为-12.9亿美元，较2020年的37.6亿美元下降了505亿美元[60] - PSEG 2021年净收入为4.45亿美元，较2020年增加3.25%[124] - PSEG 2021年全年净损失为2,056百万美元，相较于2020年的594百万美元显著增加[127] 用户数据 - PSE&G在2021年实现了27亿美元的投资，主要用于电力和天然气基础设施升级及清洁能源项目[74] - PSE&G的2021年净收入为14.46亿美元，同比增长约9%[74] - PSE&G的年末资产基数为245亿美元，比2020年增长10%[74] - PSEG的2021年核电运营的平均容量因子为88.5%[15] - PSEG Power在2021年核电站的发电量占总发电量的58%[95] 未来展望 - PSEG的2022年非GAAP运营收益指导范围为每股2.78美元至2.90美元，预计2022年至2025年间的多年度收益增长率为5%-7%[30] - PSEG的2022年净收入指导范围为15.1亿至15.6亿美元，较之前的指导范围有所收窄[74] - PSEG的2022年股息支付比率预计为56%至63%[36] - PSEG的气候愿景已加速至2030年实现净零温室气体排放[38] - PSEG的2022年非GAAP运营收益指导范围为每股3.35至3.55美元，较之前的3.30至3.60美元有所收窄[45] 新产品和新技术研发 - PSEG在2021年完成了27亿美元的资本投资计划，旨在升级电力和天然气传输与分配设施[15] - PSEG的基础设施提升计划提交了8.48亿美元的四年投资计划，预计将在2022年秋季获得新泽西州公共事业委员会的行动[21] - PSEG的五年资本支出预测为150亿至170亿美元，预计在2021至2025年间实现6.5%至8%的年复合增长率[45] - PSE&G的五年资本计划预计在140亿至160亿美元之间，专注于可靠性、韧性和清洁能源[101] 市场扩张和并购 - PSEG以约19亿美元的价格出售其6750兆瓦的化石燃料发电组合，预计将减少整体业务风险和收益波动[19] - PSEG在2021年获得了联邦和州级的所有必要监管批准，以完成对ArcLight Capital Partners的6750兆瓦发电组合的出售[19] 负面信息 - 2021年第四季度的预税损失为298百万美元，因提前赎回PSEG Power债务而产生[128] - 2021年第四季度的运营收益（非GAAP）为-25百万美元，较2020年的-17百万美元有所恶化[127] - 2021年全年运营收益（非GAAP）为-31百万美元，较2020年的-16百万美元下降93.8%[127] 其他新策略和有价值的信息 - PSEG的长期债务总额截至2021年12月31日为41亿美元[120] - PSEG的现金抵押品净额为8.44亿美元，主要与2021年下半年因能源价格上涨而产生的对冲头寸相关[122] - PSEG的债务资本化比率为57%[120] - PSEG截至2021年12月31日的可用流动性约为29亿美元[122]

资产出售 - 2021年8月公司签订协议，2022年2月完成出售PSEG Power的6750兆瓦化石发电组合[24] 福利假设变动影响 - 养老金假设中，折现率降低1%，2021年12月31日福利义务增加9.45亿美元，2022年成本增加3200万美元，资本化金额增加2100万美元；预期资产回报率降低1%，2022年成本增加6700万美元[451] - 其他退休福利（OPEB）假设中，折现率降低1%，2021年12月31日福利义务增加1.31亿美元，2022年成本增加1500万美元，资本化金额增加1500万美元；预期资产回报率降低1%，2022年成本增加600万美元[451] 资产退役义务相关 - 截至2021年12月31日，PSEG Power核设施未来退役相关的资产退役义务（ARO）占公司总ARO的超75%，金额为12.01亿美元[466] - 折现率降低1%，核资产退役义务（Nuclear ARO）将增加1.3亿美元[473] - 通货膨胀率上升1%，核资产退役义务将增加13.21亿美元[473] - 若联邦政府停止报销特定乏燃料成本，核资产退役义务将增加3.39亿美元[473] - 若选择或被要求按DECON方案对塞勒姆和霍普溪进行退役，核资产退役义务将增加10.2亿美元[473] - 若PSEG Power将提前关闭概率提高到100%，核资产退役义务将增加6.98亿美元[473] 市场风险与管理 - 公司运营面临商品价格、利率和股票价格变化带来的市场风险，通过正常运营、融资活动和衍生品交易管理风险[452] 资产减值评估 - 公司对长期资产进行减值评估，当资产账面价值超过未折现未来现金流估计时可能存在减值[460] 长期资产退休成本处理 - 公司为存在法律义务的长期资产退休成本确认负债，按公允价值记录并资本化[464] 核退役成本研究 - 公司每三年更新一次核退役成本研究，最近一次在2021年[465] 前瞻性陈述风险 - 公司的前瞻性陈述受风险和不确定性影响，实际结果可能与预期有重大差异[20] - 公司提醒读者不要过度依赖前瞻性陈述进行投资决策，且无义务更新此类陈述[23] 风险价值指标变化 - 2021年12月31日，95%置信水平下MTM VaR期末值为7100万美元，2020年为1600万美元[480] - 2021年12月31日，99.5%置信水平下MTM VaR期末值为1.12亿美元，2020年为2400万美元[480] 市场利率变动对债务公允价值影响 - 截至2021年12月31日，市场利率假设提高10%，债务公允价值将减少4.21亿美元，其中PSE&G减少3.85亿美元，PSEG减少3600万美元[482] 福利计划信托净资产 - 截至2021年12月31日，公司养老金和其他退休后福利计划信托净资产为75亿美元[483] NDT基金情况 - 截至2021年12月31日，NDT基金包含13亿美元股票证券和13亿美元固定收益证券，假设股票市场变动10%，NDT基金中股票证券价值将受约1.3亿美元影响[483]

财务数据和关键指标变化 - 2021年第三季度非GAAP运营收益为每股0.98美元，去年同期为每股0.96美元；GAAP结果为每股净亏损3.10美元，与2020年第三季度每股净收入1.14美元相比，PSEG Power记录了约21.7亿美元的税前减值损失 [7] - 2021年前9个月非GAAP运营收益为每股2.96美元，较2020年前9个月的每股2.78美元增长6.5% [8][9] - 公司将2021年全年非GAAP运营收益预测上调至每股3.55 - 3.70美元，并重申2022年非GAAP运营收益指导为每股3.30 - 3.60美元 [29][30] 各条业务线数据和关键指标变化 PSE&G - 2021年第三季度净收入为3.89亿美元，即每股0.77美元，2020年第三季度为3.13亿美元，即每股0.61美元，增长0.16美元/股 [35] - 第三季度天气比去年同期暖和4%，比正常情况暖和22%，过去12个月天气正常化的电力销售持平，天然气销售增长近2% [38] - 电力和天然气客户数量较2020年第三季度各增长约1.5% [39] - 已将2021年净收入预测从14.2 - 14.7亿美元提高到14.3 - 14.8亿美元 [41] PSEG Power - 2021年第三季度净亏损19.33亿美元，即每股3.84美元；非GAAP运营收益为1.19亿美元，即每股0.23美元；非GAAP调整后EBITDA为2.37亿美元 [42] - 第三季度非GAAP运营收益比2020年第三季度低0.10美元/股，毛利润率从去年第三季度的每兆瓦时33美元降至28美元 [45][49] - 总发电量为14.9太瓦时，与2020年第三季度持平；联合循环机组产出6.8太瓦时，核电机组平均容量因子为94.8%，产出8.1太瓦时，占总发电量的54% [50] - 已将2021年非GAAP运营收益预测从3.5 - 4.25亿美元提高到3.65 - 4.4亿美元，非GAAP调整后EBITDA预测从8.5 - 9.5亿美元提高到8.7 - 9.7亿美元 [53] Enterprise and Other - 2021年第三季度净亏损2000万美元，即每股0.03美元，2020年第三季度净收入800万美元，即每股0.02美元；非GAAP运营亏损为1300万美元，即每股0.02美元，2020年为非GAAP运营收益800万美元，即每股0.02美元 [54] - 2021年非GAAP运营亏损预测维持在2000万美元不变 [55] 各个市场数据和关键指标变化 - 由于夏季天气比正常情况暖和以及COVID - 19限制解除，本季度每日峰值负荷达到9620兆瓦，高于去年第三季度的9557兆瓦；今年峰值负荷为6月30日的10064兆瓦，自2013年以来首次超过10000兆瓦 [21] - FERC已批准PJM将涵盖2023 - 2024能源年的下一次容量拍卖推迟到2022年1月下旬，2024 - 2025拍卖安排在2022年8月，2025 - 2026拍卖安排在2023年2月 [24] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 宣布将5年资本支出计划增加10亿美元，2022年普通股股息每股增加0.12美元，预计在化石资产出售完成后实施5亿美元股票回购计划，并设定2022 - 2025年5% - 7%的长期收益增长目标 [11] - 提交了多个联合提案，与Orsted合作建设新泽西州海上风电传输基础设施，名为沿海风电连接，涵盖陆上升级、新的陆上和海上传输连接设施以及网络化海上传输系统 [22][23] - 加速净零愿景至2030年，加入联合国支持的“奔向零碳”运动，本周将参加COP 26会议，倡导气候行动和保护现有核能发电 [13] - 计划在未来几天向BPU提交基础设施推进计划，若获批，将在4年内投资约8.48亿美元改善电力分配系统可靠性 [16][17] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 极端天气给服务区域带来破坏，但过去和现在的能源强投资使能源基础设施受益，公司将扩大可靠性改善计划 [15][16] - 核电力的经济困境是全国性挑战，需要联邦层面的广泛解决方案，公司正努力确保联邦税法对现有面临风险的核电站提供支持 [25] - 对核生产税收抵免（PTC）的两党支持感到乐观，认为这对国家核舰队有重要影响，评级机构可能会认为长期支持核能更有价值和稳定性 [64][68] 其他重要信息 - 9月30日公司拥有约30亿美元可用流动性、18亿美元现金及现金等价物，债务占综合资本的58% [55] - 8月PSE&G发行4.25亿美元1.9%的有担保中期票据，PSEG签订12.5亿美元364天可变利率定期贷款协议；9月PSEG Power退休了总计14亿美元的3笔高级票据 [58] - 10月穆迪下调了PSE&G、PSEG Power和PSEG的信用评级，但各公司信用展望稳定 [60] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 核生产税收抵免（PTC）的支持情况、通过信心及对业务的影响，以及评级机构的反应 - 核PTC获得两党支持，但对其所在的整体立法存在担忧；众议院版本的法案中有8年PTC，目标是每兆瓦时15美元税收抵免；长期支持核能对评级机构来说更有价值和稳定性 [64][66][68] 问题2: 第四季度更新和2022年范围缩小的情况，以及今年提前完成项目的可持续性 - 预计会缩小范围，主要变数在于养老金；股票市场强劲和低利率对年底预计福利义务有相反影响，目前暂不提供更多信息 [72] 问题3: FERC潜在变化和恢复完整委员会后对公司的预期 - 若出售完成，MOPR对公司的担忧减少，核电厂主要考虑能源收入；FERC对输电投资对碳减排的重要性的认识变化对公司业务有利 [74][75] 问题4: 核与氢的互补性及如何融入未来战略 - 密切关注氢的进展，其对核能的价值在于避免核电站循环，使核电站能继续基荷运行；但大规模氢气生产的安全问题需更多讨论 [79] 问题5: 如何利用当前商品市场和长期合同机会进行套期保值 - 仍认为对基荷电力（如核能）进行多年套期保值计划有意义；会捕捉一些高价机会，但影响有限，因有套期保值基础、价格反向和流动性挑战 [82][84] 问题6: 联邦政策是否会改变公司长期持有核资产的观点 - 若能使核舰队更像受监管资产，有可预测现金流，投资者可能会更认可；公司会根据投资者的看法来决定，首要目标是安全运营和长期经济可行性 [87][88][89] 问题7: 2021年强劲表现是否会有运维费用灵活性延续到2022年 - 有一些边际上的灵活性，但不会改变大型项目的工作计划，如核燃料更换停机计划和大型输电资产的主要维护 [92] 问题8: 提交给BPU和PJM的提案是输电解决方案还是海上风电与输电的组合 - 提案主要是海上风电输电解决方案，包括在海上创建电网、将电力输送到陆地以及陆上升级，以支持新的电力供应注入 [94] 问题9: 提案的规模和何时纳入资本支出计划 - 规模为10位数；PJM预计在明年第一季度末或第二季度初向新泽西BPU提供技术评估，BPU可能需要6个月评估，最早第三季度做出决定，项目预计在2028 - 2029年投入使用 [97][102] 问题10: 海上风电输电项目是否仍有AFUDC - 是的，会有AFUDC [104] 问题11: 项目投资潜力的范围能否量化 - 目前难以量化，提案刚提交，结果未知，且有多个提案，不确定哪些会被采纳 [106][107] 问题12: 是否看到其他方的提案 - 未看到其他方提案，但已知有79个参与者提交了提案，公司提交了9个 [108] 问题13: PJM的技术评估是否会广泛提供 - 预计只会提供给BPU，BPU是否公开待定，通常只公布中标结果 [110] 问题14: 本季度客户增长与长期假设的比较 - 本季度电力和天然气客户增长1.5%，与长期假设相当，长期约为1%，会根据数据定期更新 [112] 问题15: 冬季天然气业务客户账单压力、套期保值情况及应对策略 - 现有机制能较好保护客户，天然气方面可在一年中两次对商品部分提价5%；电力方面，居民客户目前支付的价格基于过去三年2月的拍卖，明年6月新拍卖价格将部分生效，且价格曲线呈反向，有缓和作用 [115][117][118] 问题16: 海上风电输电提案中，陆上组件在变电站落地的公司是否有竞争优势 - 有一些优势，如从路权角度，但最终取决于路径长度、供应商关系、成本竞争力、环境许可等因素，不能确保获胜 [123] 问题17: 披露中2022 - 2024年的百分比和价格是基于总毛利率还是仅能源 - 是基于能源 [126][129]

资本支出计划 - PSEG计划在2021 - 2023年对输电基础设施的资本支出为26亿美元[338] - 2020 - 2023年，PSE&G的CEF - EE项目承诺投资10亿美元，多数投资在五年内完成[333] - 2021年1月，BPU批准PSE&G的CEF - EC项目，预计未来四年投资约7亿美元[335] - 2021年1月，BPU批准PSE&G的CEF - EV项目，批准投资1.66亿美元[336] - 2021年前九个月，PSE&G资本支出18.18亿美元，PSEG Power资本支出7800万美元[445][446] 资产出售与收购 - 2021年8月，PSEG签订两份协议出售PSEG Power超6750兆瓦的化石发电资产[327] - 2020年12月公司收购Ørsted Ocean Wind项目25%股权，新泽西计划到2035年增加7500 MW海上风电装机容量[354] 疫情相关成本 - 截至2021年9月30日，PSE&G记录与COVID - 19相关的监管资产递延增量成本9500万美元[341] 业务线发电量与容量因子 - 2021年前九个月，PSEG Power天然气和核电机组发电量分别为16.7和23.6太瓦时，容量因子分别为49.0%和93.0%[345] 套期保值与抵押品 - 2021年第三季度末，PSEG Power与套期保值相关的净现金抵押品从6月底的3.43亿美元增至9.99亿美元[345] - 截至2021年10月底，PSEG Power的抵押品约为13亿美元[346] - 2021年第三季度，PSEG Power现金抵押品净额从6月底的3.43亿美元增至9月底的9.99亿美元，10月底约为13亿美元[432] 借款与债务赎回 - 2021年10月，PSEG Power从信贷安排借款7.55亿美元用于支持高级票据赎回和额外抵押品[345] - 2021年10月，公司赎回PSEG Power剩余债务，并宣布5亿美元股票回购计划[356] - 2021年10月，PSEG赎回PSEG Power剩余高级票据，包括7亿美元3.85%、2.5亿美元4.30%和4.04亿美元8.63%的高级票据，赎回溢价约2.94亿美元[436] 法律诉讼 - 2020年12月LIPA起诉PSEG LI，索赔7000万美元，2021年6月双方达成非约束性条款清单[349] 净零愿景与减排计划 - 2021年6月公司将净零愿景提前20年，目标是到2030年实现净零碳排放[351] - GSMP一期替换约450英里燃气基础设施，二期预计到2023年再替换875英里，2018 - 2023年预计甲烷排放减少约22%，2011 - 2030年预计减少约60%[351] 股息调整 - 2021年公司将年度股息提高至每股2.04美元，2022年提高至每股2.16美元[357] - 2021年7月20日，董事会宣布2021年第三季度普通股股息为每股0.51美元，2022年指示性年股息率为每股2.16美元[441] 盈利与亏损情况 - 2021年第三季度PSE&G盈利3.89亿美元，PSEG Power亏损19.33亿美元，PSEG净亏损15.64亿美元；前九个月PSE&G盈利11.75亿美元，PSEG Power亏损22.55亿美元，PSEG净亏损10.93亿美元[358] - 2021年前三季度公司净收入分别减少21.39亿美元和25.67亿美元，主要因PSEG Power化石资产减值损失、MTM损失增加等[360] 政策影响 - 2021年4月FERC拟取消RTO成员激励措施，可能使PSE&G年净收入和现金流入减少约3000万美元[364] - 2021年10月，公司与BPU和新泽西费率顾问达成的和解协议获FERC批准，PSE&G基础ROE从11.18%降至9.9%，实施后首12个月净收入预计减少约5000万 - 6000万美元[365] - 2021年7月，PJM向FERC提交提案，若通过，PSEG Power新泽西核电站获ZEC付款将不受MOPR限制；9月FERC因委员分歧未行动，PJM规则9月29日自动生效，下次基础剩余拍卖推迟至2022年1月25日[366] - FERC取消市场卖方报价上限，采用特定机组方法审查容量市场报价，或致容量价格降低[367] - 2021年7月，BPU报告称新泽西参与区域市场是实现清洁能源目标最有效方式，暂停考虑退出，建议探索新泽西或区域竞争性拍卖设计[369] - 2020年1月，新泽西重新加入RGGI，PJM 2019年启动碳定价机制调查，若有市场解决方案，或影响PSEG Power发电资产价值[370] ZEC奖励 - 2019年4月和2021年4月，PSEG Power的三座核电站获ZEC奖励，每兆瓦时约10美元，每次预计获三年收入[373][374] 税收政策 - 《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，2020年12月31日通知将合格项目连续性安全港从四年延长至十年[380] - 2020年7月，IRS规定2022年前非管制企业计算30%调整后应税收入上限时可加回折旧，增加可扣除利息；2022年及以后不允许加回[381] - 2020年3月《CARES法案》允许2017年12月31日后至2021年1月1日前产生的净营业亏损五年结转，公司可结转2018年税收净营业亏损获未来税收利益[382] 公司挑战 - 公司未来需应对监管和政治不确定性、新冠疫情影响、税收法律变化、价格和需求变化等挑战[386] 运营收入变化 - 2021年第三季度公司运营收入19.03亿美元，较2020年的23.7亿美元减少4.67亿美元，降幅20%；前九个月运营收入66.66亿美元，较2020年的72.01亿美元减少5.35亿美元，降幅7%[388] - 2021年第三季度PSE&G运营收入18.2亿美元，较2020年的16.6亿美元增加1.6亿美元，增幅10%；前九个月运营收入54.07亿美元，较2020年的49.99亿美元增加4.08亿美元，增幅8%[389] - 截至2021年9月30日的三个月，运营收入减少6.95亿美元，降幅93%，主要因发电和天然气供应收入变化[408][409] - 截至2021年9月30日的九个月，运营收入减少10.51亿美元，降幅40%，主要因发电和天然气供应收入变化[408][415] 能源成本变化 - 2021年第三季度公司能源成本8.6亿美元，较2020年的7.75亿美元增加0.85亿美元，增幅11%；前九个月能源成本24.95亿美元，较2020年的22.76亿美元增加2.19亿美元，增幅10%[388] - 2021年第三季度PSE&G能源成本6.98亿美元，较2020年的6.63亿美元增加0.35亿美元，增幅5%；前九个月能源成本20.56亿美元，较2020年的18.81亿美元增加1.75亿美元，增幅9%[389] - 截至2021年9月30日的三个月，能源成本持平，九个月减少4600万美元，降幅4%[408][411][417] 折旧与摊销费用变化 - 2021年第三季度公司折旧与摊销费用2.83亿美元，较2020年的3.17亿美元减少0.34亿美元，降幅11%；前九个月折旧与摊销费用9.46亿美元，较2020年的9.56亿美元减少0.1亿美元，降幅1%[388] - 2021年第三季度PSE&G折旧与摊销费用2.26亿美元，较2020年的2.18亿美元增加0.08亿美元，增幅4%；前九个月折旧与摊销费用6.98亿美元，较2020年的6.57亿美元增加0.41亿美元，增幅6%[389] - 截至2021年9月30日的三个月，折旧和摊销费用减少4100万美元，降幅45%，九个月减少5100万美元，降幅18%[408][412][418] 资产处置及减值收益变化 - 2021年第三季度公司资产处置及减值收益21.58亿美元，较2020年的 - 1.22亿美元增加22.8亿美元；前九个月资产处置及减值收益26.15亿美元，较2020年的 - 1.22亿美元增加27.37亿美元[388] - 2021年第三季度PSE&G资产处置收益0.04亿美元，2020年为0；前九个月资产处置收益0.04亿美元，2020年为0[389] - 截至2021年9月30日的三个月，资产处置和减值损失为21.62亿美元，九个月为26.19亿美元[408][412][419] 所得税费用变化 - 2021年第三季度公司所得税费用 - 6.82亿美元，较2020年的1.21亿美元减少8.03亿美元；前九个月所得税费用 - 6.27亿美元，较2020年的2.74亿美元减少9.01亿美元[388] - 2021年第三季度PSE&G所得税费用0.74亿美元，较2020年的0.4亿美元增加0.34亿美元，增幅85%；前九个月所得税费用2.14亿美元，较2020年的1.96亿美元增加0.18亿美元，增幅9%[389] - 截至2021年9月30日的三个月，所得税费用减少8.71亿美元，九个月减少9.4亿美元[408][414][423] 信托投资净收益变化 - 截至2021年9月30日的三个月，信托投资净收益减少1.2亿美元，九个月增加4100万美元，增幅52%[408][413][420] 利息费用变化 - 截至2021年9月30日的三个月，利息费用减少900万美元，降幅32%，九个月减少2200万美元，降幅24%[408][414][422] 运营现金流变化 - 截至2021年9月30日的九个月，公司运营现金流减少13.39亿美元，PSE&G运营现金流从14.24亿美元降至12.83亿美元，减少1.41亿美元[426][428] - PSEG Power九个月运营现金流从10亿美元降至1.66亿美元，减少11.66亿美元[429] 定期贷款协议 - 2021年3月、5月、8月，PSEG分别签订3亿美元、7.5亿美元、5亿美元和12.5亿美元的364天定期贷款协议[433][434] 信贷额度与流动性 - 截至2021年9月30日，公司总信贷额度41亿美元，可用流动性27.52亿美元[434] 信用评级调整 - 2021年5月、8月、10月，穆迪分别调整PSE&G、PSEG和PSEG Power的展望评级，10月下调PSEG高级无担保票据评级至Baa2，PSE&G抵押债券评级至A1，商业票据评级至P2，PSEG Power发行人信用评级为Baa2 [442] MTM VaR波动 - 2021年7 - 9月，按95%置信水平，MTM VaR在2200万美元至7600万美元之间波动[453]