可再生能源和碳减排目标 - 公司计划从2024年到2028年在受监管的可再生能源项目上投资约70亿美元[372] - 公司设定了到2025年底和2030年底分别将电力业务碳排放量较2005年基准减少60%和80%的目标,并计划到2050年实现电力业务碳中和[369] - 公司的天然气配送业务计划到2030年实现甲烷排放净零[378] 基础设施投资计划 - 公司计划在2024年到2028年期间在其受监管的公用事业业务和非公用事业基础设施业务以及在ATC的投资上投资约237亿美元[390] - 公司计划从2024年到2028年投资约38亿美元用于提高可靠性相关的项目[386] 退役化石燃料发电机组 - 公司已经自2018年初以来退役了近2,500兆瓦的化石燃料发电机组,并计划到2031年底再退役约1,200兆瓦的化石燃料发电机组[371] 数字化和客户服务 - 公司的数字化客户服务计划提供标准化、无缝的跨公司客户体验[392] 安全目标 - 公司的"目标零"安全计划旨在实现零事故、零伤害[394] 业务表现 - 公司的威斯康星州和伊利诺伊州业务受到较高的运营成本影响,导致利润下降[399] - 公司的企业和其他业务分部受到所得税费用和利息费用上升的不利影响[400] - 威斯康星州电力和天然气业务的净收入下降28.8%,主要由于运营费用增加[407] - 电力销售量略有增加,主要受到天气影响[418][419] - 天然气销量下降,主要受到天气较暖的影响[420] - 电力边际利润下降4.6百万美元,主要由于燃料和购电成本回收的负面影响[428][429] - 天然气边际利润增加0.2百万美元,主要由于2024年1月1日生效的有限费率案重新调整的正面影响[431] - 其他运营费用增加56.1百万美元,主要由于土地出售收益减少、折旧和摊销费用增加、以及维修和风暴恢复费用增加[432][433][434] - 其他收益净额下降5.0百万美元,主要由于WG的LNG设施于2024年2月投入运营导致AFUDC-Equity减少[436] - 伊利诺伊州分部对归属于普通股股东的净收入贡献为2570万美元,较2023年同期下降440万美元或14.6%,主要由于与ICC于2023年12月1日和2024年2月1日分别发布的PGL和NSG费率命令相关的天然气公用事业利润率下降所致[439] - 天然气销量中住宅用户为1043万热量单位,商业和工业用户为378万热量单位,总零售销量为1421万热量单位,运输用户为1185万热量单位,总销量为2606万热量单位[446] - 天然气收入增加330万美元,主要由于平均单位天然气成本上涨约15%所致[449] - 伊利诺伊州分部的天然气公用事业利润率净减少700万美元,主要由于PGL和NSG费率命令的影响所致[450] - 其他州分部的净收入贡献为60万美元,较2023年同期下降310万美元或83.8%,主要由于坏账费用和财产及营业税增加所致[458] - 输电联营公司的权益性收益增加320万美元,主要由于ATC持续进行资本投资所致[478] - 非公用能源基础设施分部的营业收入增加了410万美元[481] - 非公用能源基础设施分部的利息费用减少了100万美元[489] - 非公用能源基础设施分部的所得税收益增加了50万美元[490] - 公司及其他分部的营业亏损减少了450万美元[491] - 公司及其他分部的利息费用增加了1450万美元[498] - 伊利诺伊州分部的净收益增加了7000万美元[503] - 非公用能源基础设施分部的净收益增加了1320万美元[504] - 威斯康星州分部的净收益减少了4430万美元[505] - 预计2024年全年有效税率将在12.5%至13.5%之间[506] - 电力销售量总计下降2.6千千瓦时,其中大型商业和工业客户下降42.1千千瓦时[523] - 天然气销售量总计下降101.8百万热量单位,其中住宅客户下降53.5百万热量单位[525] - 电力边际利润增加39.6百万美元,主要由于燃料和购电成本回收增加32.6百万美元[533,534] - 天然气边际利润增加7.8百万美元,主要由于威斯康星州限制性费率案重新开放带来的31.6百万美元增加,但被天气影响导致的销量下降22.5百万美元所抵消[536] - 其他运营费用增加83.7百万美元,主要由于折旧和摊销费用增加35.3百万美元,以及土地出售收益减少21.7百万美元[538,539,540] - 伊利诺斯州业务净收益增加70.0百万美元,主要由于天然气边际利润增加[544,546,547,549] - 天然气销量下降75.5百万热量单位,主要由于住宅和工商业客户销量下降[554] - 天然气收入增加6960万美元,主要由于天然气成本的变化被客户当前费率所抵消[557] - 伊利诺伊州天然气公用事业利润增加1.089亿美元,主要由于PGL和NSG的费率命令带来的影响[558] - 其他运营费用增加540万美元,主要包括[560][561][562]: - 折旧和摊销费用增加1020万美元 - 财产和收入税增加860万美元 - 天然气配送和维护成本增加820万美元 - 客户服务费用增加200万美元 - 费率案相关的监管摊销增加190万