公司战略与目标 - 公司宣布到2035年实现范围1和范围2排放净零目标，范围3排放减少20% - 30%[309] - 公司计划到2035年将范围1和范围2的排放量减少20% - 30%[409] - 公司未来10年资本支出计划超400亿美元，其中清洁能源投资和支持方面预计超30亿美元[370] - 2021年9月宣布的10年资本计划中，公司预计在清洁能源投资和支持方面支出超30亿美元[413] - 公司计划2022年完全退出中游投资可报告板块[434] 公司业务出售与交易 - 2021年4月29日，公司子公司签订协议以21.5亿美元现金出售阿肯色州和俄克拉荷马州天然气业务[310] - 2021年4月29日，公司子公司CERC Corp.签订资产购买协议，以21.5亿美元现金出售阿肯色州和俄克拉荷马州的天然气业务，包括约4.25亿美元风暴相关增量天然气成本[433] - 2021年9月21日，CNP Midstream签订远期销售协议，将交付5000万股Energy Transfer普通股[313] - 2021年9月21日，CNP Midstream签订远期销售协议，待Enable合并完成后交付5000万个Energy Transfer普通股单位[434] - 公司子公司CERC Corp.于2021年8月31日完成向Last Mile Energy出售MES[435] 公司治理结构变化 - 2021年7月22日，公司宣布实施新的独立董事会领导和治理结构并任命新主席[317] 各业务线收入数据 - 2021年第三季度，电力业务收入1.85亿美元，天然气业务收入500万美元，总公用事业运营收入1.9亿美元[321] - 2021年前三季度，电力业务收入3.85亿美元，天然气业务收入3.08亿美元，总公用事业运营收入6.93亿美元[321] - 电力业务板块前三季度营收28.23亿美元，去年同期为26亿美元，增长2.23亿美元[334] - 天然气业务板块前三季度营收30.22亿美元，去年同期为25.29亿美元，增长4.93亿美元[339] - 2021年第三季度总收入87400万美元，2020年同期为82800万美元，增加4600万美元；2021年前九个月总收入23.44亿美元，2020年同期为21.82亿美元，增加1.62亿美元[345] - 2021年前三季度与2020年同期相比，总收入增加3.18亿美元，从19.2亿美元增至22.38亿美元[351] 可分配给普通股股东的收入变化 - 2021年第三季度，公司可分配给普通股股东的收入较2020年增加1.26亿美元[322] - 2021年前三季度，公司可分配给普通股股东的收入较2020年增加18.5亿美元[327] - 排除特定项目后，2021年第三季度公司可分配给普通股股东的收入较2020年增加100万美元[324] - 排除特定项目后，2021年前三季度公司可分配给普通股股东的收入较2020年增加1.21亿美元[328] 各业务线运营与利润数据 - 电力业务板块前三季度运营收入6.12亿美元，去年同期为3.74亿美元，增长2.38亿美元[334] - 电力业务板块前三季度净利润3.85亿美元，去年同期为1.6亿美元，增长2.25亿美元[334] - 天然气业务板块前三季度运营收入4.42亿美元，去年同期为3.82亿美元，增长0.6亿美元[339] - 天然气业务板块前三季度净利润3.08亿美元，去年同期为2.29亿美元，增长0.79亿美元[339] - 2021年第三季度总费用6.42亿美元，2020年同期为5.96亿美元，增加4600万美元；2021年前九个月总费用18.35亿美元，2020年同期为17.16亿美元，增加1.19亿美元[345] - 2021年第三季度运营收入2.32亿美元，与2020年同期持平；2021年前九个月运营收入5.09亿美元，2020年同期为4.66亿美元，增加4300万美元[345] - 2021年第三季度持续经营业务税前收入1.85亿美元，2020年同期为1.83亿美元，增加200万美元；2021年前九个月持续经营业务税前收入3.67亿美元，2020年同期为3.24亿美元，增加4300万美元[345] - 2021年第三季度净收入1.51亿美元，2020年同期为1.57亿美元，减少600万美元；2021年前九个月净收入3.07亿美元，2020年同期为2.77亿美元，增加3000万美元[345] - 2021年前三季度与2020年同期相比，营业利润增加4200万美元，从2560万美元增至2980万美元[351] - 2021年前三季度与2020年同期相比，持续经营业务的净利润增加6600万美元，从1420万美元增至2080万美元[351] - 2021年前三季度与2020年同期相比，净收入增加1.32亿美元，从亏损7600万美元转为亏损100万美元[351] 各业务线吞吐量数据 - 电力业务板块居民吞吐量前三季度为25567GWh，去年同期为26113GWh，下降2%[334] - 天然气业务板块居民吞吐量前三季度为175Bcf，去年同期为157Bcf，增长11%[339] - 2021年第三季度居民吞吐量10723GWh，2020年同期为11237GWh，下降5%；2021年前九个月居民吞吐量24448GWh，2020年同期为25028GWh，下降2%[345] - 2021年第三季度总吞吐量29318GWh，2020年同期为28031GWh，增长5%；2021年前九个月总吞吐量74453GWh，2020年同期为71293GWh，增长4%[345] - 2021年三季度与2020年同期相比，居民天然气吞吐量下降7%，从14 Bcf降至13 Bcf[351] - 2021年三季度与2020年同期相比，商业和工业天然气吞吐量增长6%，从48 Bcf增至51 Bcf[351] - 2021年三季度与2020年同期相比，总天然气吞吐量增长3%，从62 Bcf增至64 Bcf[351] 客户数量数据 - 电力业务板块期末居民计量客户数为2480292户，去年同期为2420855户，增长2%[334] - 天然气业务板块期末居民计量客户数为4332079户，去年同期为4295169户，增长1%[339] - 2021年末居民计量客户数量为2345920户，2020年末为2291038户，增长2%；2021年末总计量客户数量为2646955户，2020年末为2586093户，增长2%[345] - 截至期末，居民计量客户数量增长1%，从3329032户增至3359891户[351] - 截至期末，商业和工业计量客户数量增长1%，从258660户增至260145户[351] 温度相关数据 - 2021年第三季度制冷度日数为101%（10年平均水平），2020年同期为106%，下降5%；2021年前九个月制冷度日数为103%，2020年同期为109%，下降6%[345] - 2021年前九个月供热度日数为105%（10年平均水平），2020年同期为68%，增长37%[345] - 2021年三季度与2020年同期相比，供暖度日数下降60%，从100%降至40%[351] CERC相关差异数据 - 2021年前三季度与2020年同期相比，CERC收入减成本的有利差异为800万美元[353] - 2021年前三季度与2020年同期相比，CERC运营和维护的不利差异为100万美元[353] - 2021年前三季度与2020年同期相比，CERC折旧和摊销的不利差异为400万美元[353] - 2021年前三季度与2020年同期相比，CERC非所得税的不利差异为100万美元[353] - 2021年前三季度与2020年同期相比，CERC出售MES的净收益为1100万美元[353] - 2021年前三季度与2020年同期相比，CERC利息费用和其他财务费用的有利差异为400万美元[353] - 2021年前三季度与2020年同期相比，CERC其他收入（费用）净额的不利差异为200万美元[353] 现金流量数据 - 2021年前三季度，CenterPoint Energy、Houston Electric和CERC经营活动产生的现金流量分别为-5.51亿美元、4.97亿美元和-14.66亿美元[358] - 2021年前三季度，CenterPoint Energy、Houston Electric和CERC投资活动使用的现金流量分别为-21.04亿美元、-11.04亿美元和-5.34亿美元[358] - 2021年前三季度，CenterPoint Energy、Houston Electric和CERC融资活动产生的现金流量分别为26.44亿美元、5.76亿美元和19.99亿美元[358] 冬季风暴相关成本 - 截至2021年9月30日，因2021年2月冬季风暴事件，公司在各州的估计增量天然气成本总计20.77亿美元，其中CERC为19.7亿美元[374,379,380] 项目建设与投资 - 印第安纳电力与Capital Dynamics合作，将在2023年底建成300兆瓦太阳能阵列并收购[381] - 印第安纳电力计划建设的天然气燃烧涡轮机设施估计成本3.23亿美元，预计2024年投入运营[382] - 印第安纳电力申请购买185兆瓦和150兆瓦太阳能电力，预计2023年投入使用[383] - 太空城太阳能输电互联项目输电线路估计资本成本在2300万美元至7100万美元之间[389] 费率案相关 - 印第安纳南方基本费率案获批增收2100万美元，基于9.7%的净资产收益率和5.78%的总体税后回报率[387] - 印第安纳北方基本费率案和解建议减收600万美元，基于9.8%的净资产收益率和6.16%的总体税后回报率[388] - 2019年CERC向MPUC申请约6200万美元收入增加，2021年获批3900万美元[393] - 2021年11月CERC再次申请约6700万美元收入增加，请求约5200万美元临时费率增加[397] - 休斯顿电气EECRF申请6300万美元，2021年9月和解减少31.5万美元[401] - 休斯顿电气TCOS基于8000万美元和1.66亿美元投资资本净变化调整[401] - FRP基于11.53%的股权收益率，收入减少1040万美元，初始条款于2021年9月终止[403] - GRIP基于1.97亿美元的投资资本净变化[403] - RSP（1）中，北路易斯安那州基于测试年和14.8%的调整后股权收益率减少100万美元，南路易斯安那州基于测试年和1.7%的调整后股权收益率增加800万美元[403] - RRA基于9.81%的股权收益率，收入增加约300万美元；PBRC基于7.49%的调整后股权收益率，收入增加约300万美元；OCC基于12.42%的调整后股权收益率，收入信贷约100万美元[403] - CSIA（印第安纳州）分别请求将费率基数增加1100万美元和3700万美元，分别反映当前收入每年减少100万美元和增加500万美元[403] - DRR请求将费率基数增加7100万美元，反映当前收入每年增加900万美元，每年的（超额/未收回）差异变化为500万美元[404] - TDSIC请求将费率基数增加2800万美元和3500万美元，均反映当前收入每年增加300万美元[404] - CECA通过非传统费率制定方法使当前收入每年增加800万美元[404] - ECA请求将费率基数增加3900万美元，反映当前收入每年增加200万美元[404] 法规与政策相关 - 2021年德州立法多项法案，包括改革ERCOT董事会、建立电网要求等[391] - 2021年明尼苏达州通过《天然气创新法案》，CERC预计2022年提交创新计划[398][399] - 创新计划最大允许成本从占州内公用事业收入的1.75%起，2033年可能增至4%[399] 公司应对措施 - 休斯顿电气临时短期租赁135兆瓦移动发电设备应对天气事件[392] 公司资金需求与信贷 - 公司预计2021年剩余三个月的现金需求将通过信贷安排借款、发行长期债务等方式满足[371] - 截至2021年9月30日，公司循环信贷额度总计约40亿美元[417] - 截至2021年10月21日，公司循环信贷额度使用情况为：中心能源24亿美元、中心能源（1）4亿美元、休斯顿电力3亿美元、CERC 9亿美元，总计40亿美元，已使用21.44亿美元[417] - 中心能源循环信贷额度借款加权平均利率为0.18%，中心能源（1）为0.17%，CERC为0.17%[417] 公司证券与注册声明 - 2020年5月29日，公司向美国证券交易委员会提交联合暂搁注册声明，将于2023年5月29日到期[420] 公司资金池与投资 - 截至2021年10月21日，公司无临时投资[421] - 截至2021年10月21日，中心能源资金池休斯顿电力投资（借款）为 - 1.33亿美元，加权平均利率为0.18%[424] 公司信用评级 - 中心能源高级无担保债务穆迪评级为Baa2，展望稳定；标普评级为BBB，展望稳定；惠誉评级为BBB，展望稳定[425] 信用评级影响 - 若信用评级被标普和穆迪下调一档，对四项循环信贷安排下的借款成本影响不大；若CERC Corp.信用评级低于适用门槛，可能需提供高达2.23亿美元现金或其他抵押品[427][428] 税务相关 - 若2021年9月30日所有Z