优先股强制转换率 - 公司A系列优先股强制转换率为6%，B系列为6.75%，C系列为4.875%[29] 前瞻性陈述风险 - 前瞻性陈述基于对未来的假设，存在风险和不确定性，未来结果可能与陈述有重大差异[35] - 可能导致实际结果与前瞻性陈述有重大差异的因素包括加州野火、政府监管决策、业务发展和建设项目的成败等[37] 投资风险提示 - 投资公司证券前需了解相关风险，若风险发生，公司及其子公司的经营成果、财务状况等可能受重大不利影响[39] 公司运营依赖与风险 - 公司现金流、支付股息和偿债能力很大程度取决于子公司和权益法核算投资实体的表现[40] - 公司业务面临基础设施和信息系统风险、恶劣天气和自然灾害风险等[40] - 加州野火对公司加州业务（特别是SDG&E）和公司构成风险[40] - 公司德州公用事业业务中，某些措施限制对Oncor管理、运营和政策的影响力[40] - 公司基础设施业务的项目开发可能不成功，在建项目可能无法按时或按预算完成[41] - 公司国际业务和运营面临更多法律、监管、税收等方面的风险和挑战[41] 加州政策要求 - 加州法律要求SDG&E等电力公司2026年、2030年、2035年和2040年分别从可再生能源获取至少50%、60%、90%和95%的年度电力需求，2045年实现零售电力供应零碳[248] - 加州要求2035年所有乘用车销售为零排放[248] 公司减排目标 - 公司目标是2050年实现净零排放，SDG&E和SoCalGas目标是2045年实现净零排放[249] 野火索赔事项 - 2021年7月至10月发生的加州史上最大单场野火Dixie fire，PG&E将向野火基金索赔损失[257] 养老金和PBOP计划风险 - 公司风险管理系统可能无法防止重大损失，市场表现或假设变化可能导致养老金和PBOP计划的意外缴款[237] - 养老金和PBOP计划资产市值下降或其他因素不利变化，可能增加公司资金义务[238] 业务审批风险 - 公司业务所需的各类审批可能无法及时获得、被修改或撤销，如SoCalGas与洛杉矶县的特许经营协议2023年6月到期[240] 气候变化与监管成本 - 公司业务面临气候变化问题，需承担环境合规和清洁能源转型成本[244] - 公司业务受众多政府监管和复杂税收、会计要求影响，规则变化可能增加运营成本[253] 法律诉讼风险 - 公司涉及多起诉讼等法律程序，解决这些事项的成本难以预估，可能与保险或预留金额有重大差异[255] 野火保险问题 - 野火责任保险难以获取且成本高，野火立法要求的10亿美元主要保险额度可能无法满足[258] SDG&E相关风险 - SDG&E对SONGS有20%的所有权，需承担相应费用和风险，信托资产受市场波动影响[270] 监管程序相关 - CPUC每三年进行一次资本成本程序，确定公用事业公司的授权资本结构和授权回报率，CCM适用于期间年份[276] - 加州电力行业DER部署增加，需对电网进行现代化改造，CPUC正进行相关程序[260][261][262] - SDG&E部分客户选择CCA和DA服务，CPUC修订框架以实现费率无差异，否则可能影响公司业绩[263] - CPUC和FERC分别监管公司客户费率、销售证券等财务事项以及电力传输费率等，程序结果受多种因素影响[273][274][277] - CPUC对公司运营事项有监管权，标准和程序更严格，可能导致罚款和处罚[278] - 公司可能受监管机构立法、法规等修订或重新解释以及倡导团体影响[280][281] 诉讼和解与成本估计 - 2021年9月，南加州天然气公司（SoCalGas）和森普拉能源公司（Sempra）与律师达成协议，解决约36000名原告的诉讼，支付约18亿美元[284] - 截至2022年12月31日，SoCalGas估计与泄漏事件相关的某些成本为34.86亿美元，其中12.79亿美元已从保险中获赔[288] - 截至2022年12月31日，成本估计中有1.29亿美元计入“阿利索峡谷成本准备金”，400万美元计入“递延贷项及其他”[288] 电价政策调整 - 2020年8月，加州公用事业委员会（CPUC）启动制定规则，以开发现有净计量电价（NEM）的替代方案；2022年11月撤回先前提案并发布新提案；12月批准新的净计费电价，适用于2023年4月14日后并网的客户[293] - 因应2022年加州立法，CPUC启动规则制定，到2024年7月1日将默认居民电价的固定成本收取方式从按用电量收费改为按收入分级固定收费[293] Oncor相关规定 - Oncor的13人董事会中，7名董事须为独立董事；其余6名中，2名由Sempra指定，2名由少数股东TTI指定，2名是现任或前任Oncor高管[297] - Oncor若出现特定情况将不支付股息或其他分配，如多数独立董事或TTI指定董事认为应留存资金、支付会使债务权益比超PUCT批准比例、高级担保债务信用评级低于BBB（穆迪为Baa2）[297] - 若Oncor预算中的资本支出或运维费用总额与上一财年或多年期预算相应金额相差超10%，须获多数独立董事和TTI指定董事（至少一人出席并投票）批准[297] - Oncor在得州电力可靠性委员会（ERCOT）市场运营，费率由公共事业委员会（PUCT）根据历史测试年设定，无法保证能获得全部投资资本回报[299] - Oncor目前向PUCT提交的基本费率审查申请，PUCT可能不批准其所有请求，包括成本回收、资本结构和授权净资产收益率等[300] - Oncor业务资本密集，未来需大量资本支出，若无法满足资本需求，公司可能进行大量资本注入，或对公司产生不利影响[305] 公司剥离与税收风险 - 2016年EFH将子公司Vistra Energy Corp.的普通股分发给债权人，Vistra成为独立上市公司，此次剥离旨在符合部分免税待遇[306] - 若合并导致剥离不符合预期税收待遇，公司可能承担巨额税收负债，影响对Oncor的间接投资价值及公司业绩[307] 能源基础设施项目风险 - 公司参与多个能源基础设施项目，面临财务、技术、审批、建设等多方面风险，若项目失败或成本超支，将影响公司业绩[309] - LNG出口项目除面临能源基础设施项目的一般风险外，还受全球能源市场、价格、竞争等因素影响，可能影响项目开发和运营[311] - 公司LNG项目面临诸多限制和挑战，如Cameron LNG Phase 2需满足融资协议条件，ECA LNG项目存在土地和许可纠纷等[312][313] - LNG出口项目资本需求大，可能无法按计划完成，导致成本超支，对公司业绩产生不利影响[316] - 公司可能参与能源基础设施项目的融资安排，面临额外风险，影响公司业绩[317] - Cameron LNG Phase 1设施依赖第三方设备，设备故障导致运营问题，影响公司业务和现金流[318][319][320] 合同与市场竞争风险 - 公司签订的固定价格长期合同受通胀压力影响，盈利能力可能下降，虽采取措施但效果可能有限[323] - 天然气管道、存储和LNG市场竞争激烈，墨西哥天然气分销业务因独家期结束面临更多竞争，或对公司运营、财务等产生重大不利影响[325] - ECA Regas Facility有与少数交易对手的长期容量协议，Cameron LNG JV与三家交易对手有长期液化和再气化收费协议，长期协议和少量客户使公司面临风险[326] 运输与客户风险 - 公司依赖第三方运输资产和服务，若运输中断、新基础设施建设未按时完成或容量不足，可能影响项目进度、销售交付并导致客户流失[331] 墨西哥业务风险 - 公司墨西哥业务面临外汇和通胀风险，汇率和通胀率波动可能影响国际业务的收入、成本和现金流[333] - 公司国际业务面临法律、监管、税收、经济、地缘政治和管理监督等风险[335] - 墨西哥政府对经济和能源事务影响力增加，过去几年在电力市场的行动可能威胁私人可再生能源发电前景[336][337] - 2021年5月墨西哥《碳氢化合物法》修正案生效，赋予SENER和CRE暂停和撤销许可证的额外权力[338] - 公司国际业务受美国和墨西哥法律、法规及外交政策影响，政策转变可能对业务产生不利影响[341] - 公司在墨西哥的财产存在产权纠纷，能源基础设施资产可能被墨西哥政府征用或国有化[342][344]