财务数据和关键指标变化 - 2025年第四季度，公司报告净收入为每股0.63美元，2025年全年为每股4.22美元 [7] - 2025年第四季度，非GAAP运营收益为每股0.72美元，2025年全年为每股4.05美元 [7] - 2024年全年净收入为每股3.54美元，非GAAP运营收益为每股3.68美元，2025年全年净收入和非GAAP运营收益均同比增长 [20] - 2024年第四季度净收入为每股0.57美元，非GAAP运营收益为每股0.84美元，2025年第四季度净收入同比增长，但非GAAP运营收益同比下降 [20] - 公司宣布2026年第一季度股息，指示性年化股息率为每股2.68美元，较去年增加0.16美元，增幅约6% [8] - 2026年非GAAP运营收益指引范围为每股4.28至4.40美元，中点较2025年结果增长7% [15] - 公司将2026-2030年长期非GAAP收益增长展望上调至6%-8% [16] - 截至2025年底，公司总可用流动性保持强劲，为28亿美元，其中包括约1.3亿美元现金 [29] - 预计到2030年，营运资金与债务比率将保持在15%左右，远高于最低门槛 [31] 各条业务线数据和关键指标变化 - **PSE&G（公用事业）**：2025年第四季度净收入和非GAAP运营收益为3.52亿美元，2024年同期为3.78亿美元 [21] - **PSE&G（公用事业）**：2025年全年净收入和非GAAP运营收益为17.5亿美元，2024年为15.5亿美元 [21] - 公用事业全年业绩受到2024年10月中旬生效的新电力和燃气分销费率推动，以回收超过30亿美元的先前资本投资回报 [21] - 与2024年第四季度相比，分销利润率增加了每股0.07美元，主要反映了第三季度GSMP2项目带来的增量燃气利润、客户数量增加以及更高的燃气需求 [22] - 分销运营和维护费用较2024年第四季度增加每股0.04美元，主要由于更高的准备金和运营成本 [22] - 折旧和利息费用较2024年第四季度上升每股0.02美元，反映了更高水平的可折旧工厂投资和更高利率的长期债务 [23] - 与分销相关的税收高出每股0.05美元，原因是与工厂相关的税收以及坏账核销较2024年减少 [23] - **PSEG Power and Other（发电及其他）**：2025年第四季度净亏损3700万美元，2024年同期净亏损9200万美元 [26] - **PSEG Power and Other（发电及其他）**：2025年第四季度非GAAP运营收益为1000万美元，2024年同期为4300万美元 [27] - **PSEG Power and Other（发电及其他）**：2025年全年净收入为3.66亿美元，2024年为2.25亿美元 [27] - **PSEG Power and Other（发电及其他）**：2025年全年非GAAP运营收益为2.84亿美元，2024年为2.92亿美元 [27] - 第四季度净能源利润率与去年同期持平，较高的燃气运营被零排放证书的缺失以及Hope Creek核电站计划换料导致的发电量下降所抵消 [27] - 运营和维护费用较2024年第四季度高出每股0.04美元，主要受Hope Creek换料大修驱动 [28] - 核电部门在2025年第四季度生产了约7.2太瓦时电力，2024年同期约为7.3太瓦时 [29] - 2025年全年核电发电量约为30.9太瓦时，略高于2024年的30.6太瓦时 [29] - 核电部门2025年第四季度和全年的容量因子分别为83.7%和91.2% [29] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司在新泽西州和长岛的服务区域经历了多次严重风暴和极端天气事件 [9] - 2026年2月7日，公司创下季节性燃气输送峰值，为历史第五高 [9] - 在寒流期间，公司家电服务业务每天响应近2000个无暖气呼叫，而典型冬季日均呼叫量为600个 [9] - 第四季度天气，以供暖度日数衡量，比正常情况冷9%，比2024年第四季度冷23% [24] - 住宅燃气和电力客户增长在2025年均为约1% [24] - PSE&G在2025年可靠性表现、系统韧性和客户参与度方面获得奖项，并在JD Power 2025年美国电力公用事业住宅客户满意度研究中，在东部地区大型电力公司中排名第一，这是连续第四年位居榜首 [12] - PSEG长岛公司在JD Power 2025年美国电力公用事业商业客户满意度研究中，在东部地区大型电力公司中排名第一，自接管长岛电网运营以来，排名从底部上升了11年 [13] - PSEG长岛公司获得了为期5年的合同延期，将继续作为长岛和洛克威的输配电运营商至2030年 [13] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司2026-2030年资本计划更新为240亿至280亿美元，其中超过90%专注于受监管投资 [15] - 2026-2030年期间，受监管资本支出预计在225亿至255亿美元之间，支持同期费率基础复合年增长率达到6%-7.5% [16] - 2025年第四季度，PSE&G投资了约10亿美元，2025年全年受监管资本支出总额约为37亿美元 [14][24] - 2026年，计划对受监管业务的资本投资计划约为42亿美元 [25] - 公司强大的资产负债表支持执行这一稳健的五年资本计划，无需发行新股或出售资产 [16] - 公司正在与新泽西州政策制定者合作，探索供应选项，包括开发额外的3000兆瓦社区太阳能和电池存储 [17] - 新泽西州立法机构最近重新提出了一项法案，旨在建立新的天然气发电厂采购计划，并与一项早先提出的建立新核电采购计划的法案相配合 [18] - 公司拥有具备电网连接能力和管道供应的场地，以及内部专业知识，可以在新泽西州以现行工资劳动力建设新的供应 [19] - 公司正在努力将Hope Creek核电站的换料周期从18个月过渡到24个月，这将长期产生额外的兆瓦时并节省运营和维护费用 [28] - 公司预计2026年发电量约95%已进行对冲，并且由于价格环境较高，预计2026年不会记录核电生产税抵免 [33] - 公司正在严格管理可控成本，但利息和折旧费用将随着PSE&G投资余额的增加以及PSEG Power and Parent因当前较高利率再融资到期而导致的更高利息费用而上升 [34] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对长期预测充满信心，这支撑了股息的增加 [8] - 公司运营绩效在州和地区继续保持积极的差异化优势 [12] - 2025年是公司运营和财务上成功的一年 [13] - 公司连续第21年实现或超过盈利指引 [14] - 公司预计2026年非GAAP运营收益指引中点较2025年增长7% [15] - 公司预计通过签订现有和额外发电输出合同以及增量受监管资本投资，有可能实现超过预测的6%-8%复合年增长率范围的增长 [17] - 公司期待与政策制定者进行建设性对话，以推进能源战略和资源，确保可负担、可靠和多样化的能源供应 [18] - 公司认为已做好充分准备帮助满足新泽西州潜在的新的州内发电需求 [19] - 公司预计2026年电力基本费率将保持稳定 [32] - 公司预计2026年核电换料周期包括Salem 2号机组的春季换料以及Salem 1号机组和Peach Bottom 2号机组的秋季换料 [33] - 公司对实现2026年非GAAP运营收益指引充满信心，并连续第二年使用更高的基线更新了长期非GAAP运营收益复合年增长率至6%-8% [34] 其他重要信息 - 公司实施了多项夏季救济措施，并与新泽西州监管机构合作，帮助客户管理PJM相关的电力供应成本影响 [10] - 公司自2025-2026年冬季供暖季开始，将住宅燃气费率保持稳定 [10] - 新泽西州公共事业委员会批准了最新的电力供应拍卖结果，从2026年6月1日起，PSEG住宅电力客户的月平均账单将减少1.8% [11] - 公司计划在未来几个月推出更多帮助客户管理和节省水电费的方式，包括增加预算账单教育、新的分时电价以及更多能效解决方案 [11] - PSE&G的三年期GSMP III计划获得延期批准，该计划旨在减少强效温室气体甲烷排放，自2018年以来，这些计划已使全系统甲烷排放量减少超过30% [11] - 最近的冬季天气验证了燃气系统投资的有效性，与过去的类似低温事件相比，减少了管道破裂和低压问题的数量 [12] - 公司累计的甲烷减排进展自2018年以来已使全系统排放量减少超过30% [11] - 2025年6月热浪期间，PSEG Nuclear生产了约30.9太瓦时的全天候无碳基荷电力 [14] - 公司2025年非GAAP运营收益处于收窄后的指引范围4.00-4.06美元每股的高端 [14] - 截至2025年12月，公司的可变利率债务约占其总债务的6% [31] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 关于新泽西州新天然气和核电立法进程的时机、步骤和潜在结构（如IRP、PPA）以及相关挑战（如空气许可、涡轮机排队积压）[37] - 回答: 管理层指出，目前有许多变量和法案在讨论中，政策制定者需要解决包括涡轮机积压、空气许可等所有挑战，公司正在帮助政策制定者思考并推动天然气或新核电的机会 [38] - 回答: 关于IRP，公司可以帮助制定，但IRP只提供建议，不具法律约束力，最终决策权在政策制定者 [39][41] 问题: 关于6%-8%复合年增长率中隐含的对冲水平和相对于生产税抵免的上行空间，以及范围下限是否锚定在生产税抵免水平假设上 [41] - 回答: 管理层表示，2026年约95%已对冲，未来几年对冲程度较低，更多是基于市场观点，该观点得到基本面支撑，公司将根据市场变化更新预期 [43][44] 问题: 关于6%-8%的复合年增长率是否是线性的，以及2027、2028年的关键驱动因素 [51] - 回答: 管理层表示目标是尽可能线性化，以提供可预测性，但可能存在结构性变化（如供需曲线变化导致价格超过生产税抵免下限），公司已据此调整指引，并对计划充满信心 [52][53] 问题: 关于核电合同签订的最新进展，以及新政府领导下数据中心吸引和数据中心客户对话的情况 [55] - 回答: 管理层表示，目前宾夕法尼亚州的机会更明确，新泽西州本地也有一些较小规模的机会，新泽西州新政府当前首要任务是预算，随后可能会关注经济发展，相关对话已在进展中 [56][57][58][59][60] 问题: 关于延长RPM价格上限的讨论以及当前计划中嵌入的假设 [61] - 回答: 管理层表示，市场是动态的，公司试图基于现实的市场观点制定长期计划，并指出PSEG区域的价格与发电机节点高度相关，而West Hub的交易价格通常高出约20% [62][63][64] 问题: 关于增量受监管资本投资可能落在哪些领域以及涉及的项目类型 [84] - 回答: 管理层指出主要有三个领域：PJM区域的增量输电投资、为新泽西州太阳能和电池部署做准备的配电系统投资、以及在政策明确后可能的发电侧投资 [85][86] - 回答: 强调当前资本计划中的项目都是短期、可执行且无重大审批障碍的，上述增量机会是计划之外的 [87][88][89] 问题: 关于6%-8%增长计划中在公用事业层面嵌入的运营和维护费用假设 [91] - 回答: 管理层表示，计划基于通胀假设制定，然后通过效率提升进行控制，目标是将通胀影响降至2%-2.25%左右，并已将即将到期的劳工协议续签影响考虑在内 [91][92][93][94] 问题: 关于更新后的计划中，受监管收益占比是否仍为90%左右 [100] - 回答: 管理层表示，希望该比例下降，因为那意味着电力价格上涨，发电业务表现更好，预计比例变化将是温和的，并指出生产税抵免下限类似于受监管回报，因此从风险角度看，大部分收益具有受监管特性 [100][103][104] 问题: 关于公用事业费率基础复合年增长率在过去几年较高，而未来指引为6%-7.5%的解读 [107] - 回答: 管理层表示，6%-7.5%的复合年增长率是持续一致的，过去几年费率基础增长高于此速率，现在在此基础上继续以6%-7.5%增长，意味着绝对增长值更高 [110] 问题: 关于新泽西州BPU的180天（实为90天）暂停令的影响，以及是否包括费率调整机制 [119] - 回答: 管理层澄清，该暂停令针对的是前政府颁布的法规，不影响公司业务，预计在90天后结束 [120][121][122][124] 问题: 关于在新泽西州未来发电中，小型模块化反应堆的可能性 [133] - 回答: 管理层表示，公司主张建设大型核电站，但早期场地许可是技术中立的，因此如果政策导向如此，也可以考虑SMRs [133][134] 问题: 关于核燃料供应和采购策略，特别是考虑到俄罗斯燃料可能退出市场的影响 [141] - 回答: 管理层表示，未来几年的燃料需求大部分已签订合同，预计燃料可用性不是问题，价格可能会有适度波动，但影响不大，公司已做好对冲 [142][143] 问题: 关于新泽西州州长对SMRs的倾向以及公司参与AP1000反应堆采购计划的可能性 [144] - 回答: 管理层表示，公司将继续倡导和帮助推动像AP1000这样的大型核电项目，并正在帮助新政府进行相关教育 [145] 问题: 关于州长行政命令中BPU研究的范围，以及长期计划中是否已考虑任何潜在的财务影响 [152] - 回答: 管理层认为现在评估还为时过早，但预计最终结果将对公司和客户都有利，目前计划中未纳入不同的监管流程假设 [152] 问题: 关于与新任BPU委员的初步对话 [153] - 回答: 管理层表示，目前的对话仅限于初步的见面和问候 [153]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度GAAP每股收益为0.38美元，调整后运营每股收益为2.14美元，较去年同期高出0.32美元 [7][48] - 伊利诺伊州ZEC和CMC项目实现更高价格，但部分被本季度确认的较低核电PTC所抵消 [49] - 由于全年预期价格较高，第一季度未记录PTC收入，而去年第一季度记录了部分PTC收入 [49] - 重申全年运营每股收益指导范围为8.9至9.6美元 [50] - 公司拥有约10亿美元的股票回购授权，但本季度因持有重大非公开信息而未在市场上回购 [20] 各条业务线数据和关键指标变化 - 核电站生产了超过4100万兆瓦时的可靠、可用且零排放的电力，容量因子达到94.1% [51] - 完成了三次换料大修，平均耗时24天，远低于行业平均的近40天 [51] - 可再生能源和天然气资产表现良好，可再生能源捕获率为96.2%，电力调度匹配率为99.2% [51] - 商业团队表现强劲，锁定了高于十年平均水平的利润率，支持2025年及未来的积压订单 [48][53] - 电力和天然气客户的续约率保持强劲 [53] 各个市场数据和关键指标变化 - ERCOT大型负荷互联队列从2025年的20吉瓦增长到2030年的超过100吉瓦，增长超过五倍 [26] - MISO、PJM和ERCOT这三个ISO的负荷增长预测明显高于对美国全国负荷增长预测的广泛咨询范围 [26] - 观察到同一数据中心需求在多个司法管辖区同时被考虑，导致队列重复计算 [25][26] - 历史上公用事业公司长期需求预测平均比实际高出23% [29] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 数据经济战略受益于非常有利的环境，大型科技公司加倍其资本和增长战略 [8] - 认为核能提供的清洁可靠能源选择将是未来几十年引人注目且持久的战略优势 [9] - 收购Calpine的交易看起来越来越好，收购成本远低于重建其机队的估计成本650亿美元 [17][32] - 新的联合循环燃气轮机（CCGT）建造成本估计超过2000美元/千瓦，某些估计接近3000美元/千瓦，是不到十年前建造成本的三倍 [31][32] - 太阳能加储能的成本现在也超过2500美元/千瓦，如果加上关税，成本可能再增加30至50美元/兆瓦时 [33] - 核能在成本、可靠性、20年固定价格的可预测性、执行速度、可持续性价值、弹性价值和政策支持等所有维度上都胜出 [35] - 电网销售对公司和客户都越来越有吸引力，消除了广泛监管流程的需要以及表后并置的复杂性 [14][15] - 拥有投资级信用评级是一个巨大的竞争优势 [43] - 正在取得良好进展以完成Calpine交易并整合两家公司，已进行所有必要的监管申报，预计在今年年底前完成交易 [45][46] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 对数据中心的电力需求将会很大，但关于增长规模的某些夸张说法来自有自己动机的利益相关者 [24] - 需求响应是一个极其强大的工具，如果客户在高峰时段削减25%的负荷，可以增加76吉瓦的新负荷 [40] - 看到数据经济客户也采用新的削减方法论，EPA放宽了数据中心备用发电的规定 [41] - 在当前环境下，经济的暂时放缓和电力需求的降低可能会被全国范围内看到的真实需求增长所抵消，包括持续电气化、制造业回流和数据经济建设带来的需求 [54] - 在经济衰退环境中，业务的最大风险是电力价格，但核电PTC提供了因经济衰退导致商品价格下跌的下行保护 [55][56] - 对当前关税环境的估计显示，对运营和维护（O&M）的影响可忽略不计，对2025年和2026年的资本支出（包括燃料）影响约为1%至2% [57] - PTC的通货膨胀调整预计2025年在2.3%至2.6%之间，如果调整超过2%，基础收益将会增加，这为核工业提供了经济可见性，并提供了与市场上大多数其他公司相比独特的通胀对冲好处 [58] - 认为未来五、六、七年应该是相当可控的，存储将是答案的一部分，担心的是十年、十五年后的时期 [105][106] 其他重要信息 - PJM宣布超过1150兆瓦的新核电，包括Crane清洁能源中心和其他核电站升级，被选入加速互联进程 [52] - Crane的重新招聘进展快于预期，目前已招聘超过半数所需的大约600名员工，首批操作员培训已开始，第二批将于今年秋季开始 [52] - 在FERC有一个关于表后配置规则的争议，行业迫切需要明确性 [14][73] - 有38名国会议员支持核电税收抵免 [88] 问答环节所有提问和回答 问题: 长期客户协议的进展以及是否需要政策明确性 [67] - 政策明确性会受到欢迎，但客户和公用事业公司已经在寻找解决方法 [68] - 公用事业公司加快了互联进程，客户转向电网销售，例如与GSA和Crane的交易 [69][71] - 表后配置仍然是一个选项，但当前由于不确定性，对话集中在表前 [70][71] 问题: 解决FERC 206程序的预期路径和时间表，以及和解的可能性 [72] - 认为FERC案卷中有足够的信息来提供明确性 [72] - 大多数程序参与方认为现有的PJM关税不合理，需要修改以创造明确性和速度 [74] - 无论是通过快速程序和解还是FERC指示PJM修改关税，都可以在几个月内完成 [75] 问题: 潜在新电力协议的定价指标、传输成本由谁承担以及在不同地区销售的能力 [80] - 定价应与Talend交易和新建成本一致，但出于竞争和谈判原因不愿透露具体数字 [83][84] - 传输（线路）费用不是公司承担的成本 [85] - 公司有能力在整个RTO范围内向客户销售电力，例如Crane重启为多个州的微软供电，这得益于其地理覆盖范围和商业团队 [81][82] 问题: 如果IRA中的可转让性不被允许，对公司货币化信贷意味着什么 [87] - 这对公司的影响微乎其微，因为收购Calpine后公司有足够的税收容量 [87] - 核电税收抵免得到了两党的强烈支持 [88] - 根据目前的远期价格，不需要转让任何信贷，甚至可能以折扣价购买他人的信贷 [91] 问题: 表后机会是否在减少，对话是否转向表前，或者是否仍有重大兴趣等待FERC明确性 [96] - 客户希望继续推进并开始建设，因此当前的对话集中在表前 [98] - 对于大型训练数据中心，表后支持可能仍然是必要的，未来可能会看到表前和表后的组合 [98][100] - FERC不应限制热电联产和并置的创新 [100] 问题: 对数据中心电力需求前景和电力价格观点的综合看法，以及对负担能力的担忧 [101] - 负担能力和可靠性问题主要出现在高峰时段，而不是大部分时间 [102] - 通过允许数据中心的备用发电在高峰事件中成为电网资源，以及需求响应，可以管理容量市场压力和成本 [103][104] - 未来五到七年应该是可控的，存储将是答案的一部分，担心的是十年十五年后的时期 [105][106] - 避免过度反应和建造不必要的东西是管理成本的最佳方式 [108] 问题: 是否即将达成交易，以及当地PJM公用事业公司互联研究的时间表 [111][112] - 对交易进程的阶段感到满意，但未提供具体时间表 [111] - 一些互联研究可能在六到七个月内完成，公用事业公司普遍希望加快进程 [113][114] - 目前互联似乎不是限制因素 [113] 问题: 数据中心对电力的需求是否从训练设施转向推理设施，导致对靠近负荷中心、规模较小的资产需求增加 [118] - 大部分预期负荷（约85%）始终来自推理数据中心，但即使是这些数据中心也在变得更大（100-150兆瓦） [119] - 关键因素转向电力和互联速度，而非光纤，这扩大了客户考虑的地理范围 [120][124][125] - 关于超大型数据中心（7-10吉瓦）的讨论有所减少，更倾向于组合多个大型（500兆瓦）数据中心 [120] 问题: 伊利诺伊州北部远期电力曲线大幅回撤的原因，以及对该州长期电价的看法 [122] - 不认为伊利诺伊州存在特定的监管或政治反对力量，客户只是去最容易连接的地方 [123] - 电力是关键因素，互联速度是关键因素，这扩大了客户考虑的地理范围，包括爱荷华州、印第安纳州和密歇根州 [123][124] - 数据中心曾经靠近大型人口中心，但现在这个因素已经减弱 [124]