Fortis (NYSE:FTS) Q3 2025 Earnings Call November 04, 2025 08:30 AM ET Company ParticipantsJocelyn Perry - Executive VP and CFODavid Hutchens - President and CEONone - Company Representative 1None - Company Representative 2Stephanie Amaimo - VP of Investor RelationsConference Call ParticipantsJohn Mould - AnalystPatrick Kenny - AnalystBen Pham - AnalystMark Jarvi - Equity Research AnalystMaurice Choy - AnalystRob Hope - AnalystOperatorThank you for standing by. This is Betsy, the conference operator. Welcome ...

财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后每股收益为0.87加元，较去年同期增长0.02加元 [14][15] - 年初至今调整后每股收益为2.63加元，较去年同期增长0.18加元 [15] - 第三季度报告收益为4.09亿加元，每股0.81加元 [14] - 年初至今报告收益为13亿加元，每股2.57加元 [14] - 出售Fortis TCI产生约每股0.06加元的所得税和结算成本 [14][15] - 出售伯利兹资产预计不会对未来的调整后收益产生重大影响 [18] - 加权平均股数增加导致每股收益减少0.02加元，主要由股息再投资计划下的股份发行驱动 [18] - 截至9月，公司筹集了超过20亿加元债务，包括首次发行的7.5亿加元混合债，利率为5.1% [18] 各条业务线数据和关键指标变化 - 美国电力和天然气公用事业板块每股收益增加0.03加元 [15] - UNS Energy收益增长反映了输电收入增加以及主要在建资本项目的AFUDC（在建工程资金占用费）增加 [16] - UNS Energy存在监管滞后，超过7亿美元（美元）的费率基础未反映在现行费率中 [16] - Central Hudson收益增长得益于费率基础增长以及自2025年7月1日起坏账监管递延确认方式的变更 [16] - Central Hudson的增长因联合和解协议下的客户福利基金捐款而受到抑制，该协议了结了一项正在进行的执法程序，这些监管事项合计影响调整后每股收益0.01加元 [16] - ITC因持续资本投资和相关费率基础增长使每股收益增加0.02加元，部分被更高的股票薪酬和控股公司融资成本所抵消 [16] - 西部加拿大公用事业板块每股收益增加0.01加元，主要由费率基础增长驱动，包括FortisBC Energy在Eagle Mountain管道项目上的投资带来的收益 [17] - Fortis Alberta的绩效基础监管（PBR）效率机制到期以及自2025年1月1日起较低的允许ROE抑制了该板块的收益 [17] - 其他电力板块每股收益与2024年第三季度基本一致，费率基础增长被9月2日出售Fortis TCI所抵消 [17] - 公司及其他板块每股收益减少0.03加元，反映了更高的控股公司融资成本、外汇合约的未实现损失以及总回报互换的未实现收益减少 [17] - 较高的美元兑加元汇率对季度每股收益贡献了0.01加元的增长 [17] 各个市场数据和关键指标变化 - ITC的五年资本计划为98亿加元，支持8%的费率基础年增长率，较先前计划提高100个基点 [7][8] - UNS Energy的资本计划为56亿加元，支持约7%的平均年费率基础增长率 [9] - FortisBC的资本计划为49亿加元 [11] - 在亚利桑那州，TEP达成了一项能源供应协议，以满足约300兆瓦的需求，该需求将于2027年开始攀升 [10] - TEP正在积极谈判额外的300兆瓦容量，以支持初始站点600兆瓦的全面扩建，并且正在为第二个站点积极谈判500-700兆瓦范围的额外容量 [10] - 在ITC，与拟建数据中心和经济发展项目相关的负荷增长机会超过8,000兆瓦，自上一季度以来增加了3,000兆瓦 [8] - 在卑诗省，BCUC批准了Tilbury LNG储罐扩建项目，若采用更大的储罐，可能有约3亿加元的增量投资机会 [11] - FortisBC在Okanagan电力服务区域存在客户和负荷增长机会 [12] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司现在由100%受监管资产组成 [3] - 新的288亿加元五年资本计划较先前计划增加28亿加元，支持7%的费率基础增长以及到2030年4%-6%的年度股息增长指引 [4] - 资本计划高度可执行，约77%投向输电和配电投资以及关键基础设施，驱动稳定、可预测的回报 [6] - 资本计划是低风险的，完全基于100%受监管项目，仅包含11个主要资本项目，占计划的21% [6] - 综合费率基础预计从2025年约420亿加元增长至2030年580亿加元，增加160亿加元，支持7%的平均年增长率，较先前计划的6.5%提高50个基点 [6][7] - 公司战略强调通过创新和流程改进提高效率来管理运营成本 [5] - 在亚利桑那州，重点是通过让新的大型负荷客户（如数据中心）为所需的基础设施增长付费，来实现"增长为增长买单"，从而积极影响客户可负担性 [45][46][47] - 公司专注于在执行基础五年资本计划的同时，释放所有管辖区域内超出计划的增长机会 [12] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对北美能源输送公用事业的前景持乐观态度，认为这是一个充满活力和前景的时期 [12] - 亚利桑那州的数据中心负荷增长机会被视作重大机遇，但需要完成客户协议、获得监管批准、解决选址和许可问题，并确保为客户和公司提供财务保护 [10][25][45] - ITC的输电建设被描述为"非常激动人心的时刻"，存在显著的增长机会 [8] - 卑诗省Tilbury LNG储罐扩建项目的增量机会取决于明年预期的环境评估结果 [11][25] - 公司预计，如果亚利桑那州后续阶段的协议最终敲定，到2030年将需要约15亿至20亿加元的新增发电投资以及新的输电投资 [10] - 预计新增电力供应将包括可再生能源、天然气发电和储能的组合 [10] - TEP和UNS Electric计划在2026年提交的下一个综合资源计划（IRP）中将需要新的能源资源投资 [11] 其他重要信息 - 董事会宣布第四季度股息为每股0.64加元，增长4.1%，标志着连续52年增加股息支付 [12] - 年度股息增长指引4%-6%延长至2030年 [12] - 八月，纽约州公共服务委员会批准了Central Hudson的三年费率计划，追溯至2025年7月1日生效，包括延续9.5%的允许ROE和48%的普通股权益比率 [20] - 公司预计全年投资额约为56亿加元，截至9月，公用事业已在系统中投资了42亿加元 [3] - 出售Fortis TCI和伯利兹资产旨在加强资产负债表并降低风险状况 [3] - 资金计划主要依赖运营现金流、公用事业债务和股息再投资计划（DRIP），500加元的ATM计划尚未使用，但可根据需要提供资金灵活性 [19] - 资金计划支持期间平均现金流负债比率超过12%，在计划后期留有充足缓冲 [19][71] 问答环节所有提问和回答 问题: 关于超出基础计划的增量投资机会（如亚利桑那州发电和卑诗省LNG存储）的时间安排和可能性的提问 [24] - 管理层承认这些机会的潜力，但强调在将其纳入资本计划之前，需要完成客户协议、解决监管审批、选址、许可以及客户信用和费率保护等问题，步骤繁多 [25][26] - 对于卑诗省LNG储罐项目，仍需通过环境评估流程 [25] 问题: 关于未来资产出售或投资组合优化的提问 [27] - 管理层表示当前重点在于执行五年资本计划及挖掘增量机会，近期资产出售不应被解读为退出加勒比海地区或其他行动的信号，目前投资组合良好且100%受监管 [28] - 资金计划中的股权融资仅依赖股息再投资计划（DRIP），未包含离散股权发行，ATM计划作为备用 [28] 问题: 关于亚利桑那州新增发电投资（15-20亿加元）时间安排的提问 [32] - 管理层指出客户希望尽快获得电力，但实际时间取决于数据中心建设、发电设备选址、许可以及设备（如燃气轮机）的交付周期，预计时间线与首个300兆瓦项目类似（2027年上线），但认为在2030年前完成是可行的 [32][33] 问题: 关于ITC的8吉瓦负荷增长机会详情以及未来12个月内项目批准可能性的提问 [34] - 管理层确认机会队列在增长，并与主要客户（如DTE, CMS, Alliant）密切合作，但尚无法具体说明项目细节、地点或确切时间，仅表示乐观 [35][36] - 多数请求预计在现有五年计划的后几年（2028-2030年）实现 [59] 问题: 关于公司是否会提供每股收益（EPS）复合年增长率（CAGR）指引的提问 [39] - 管理层表示仍在评估，目前倾向于提供费率基础增长和股息指引等详细信息，亚利桑那州图森电力公司（TEP）费率案件的结果（可能引入公式费率）将为提供更清晰的盈利展望创造条件，但并非承诺一定会提供盈利指引 [40] 问题: 关于近期加勒比海资产出售的估值趋势以及CUC（加勒比公用事业公司）在投资组合中地位的提问 [41] - 管理层表示买方兴趣时有波动，买方群体几乎每年都在变化，近期交易是独立的，不意味着公司正在退出加勒比海地区 [42] 问题: 关于资本支出增长的主要障碍（如客户可负担性、设备供应、许可）的提问 [45] - 管理层强调通过"增长为增长买单"的模式，新大型负荷客户可以改善现有客户的可负担性，障碍还包括社区支持、资源需求（如用水，已转向空气冷却）、许可和选址等 [45][47][48] 问题: 关于亚利桑那州首个300兆瓦数据中心项目的审批状态以及后续300兆瓦投资决策所需条件的提问 [49] - 管理层指出能源供应协议已提交亚利桑那州公司委员会（ACC）审批，预计年底前获批，数据中心客户方面主要需要获得打井许可（用于生活用水） [50] - 后续阶段需要新建发电资源，时间取决于资源组合 [51][52] 问题: 关于未来五年资金计划是否包含更多混合债发行以及大致规模的提问 [54] - 管理层表示当前计划未包含额外混合债，但具备发行能力，如果计划外增长实现，可能会探索混合债市场，也会根据市场定价情况考虑 [54] 问题: 关于ITC负荷增长请求的时间分布（特别是自上一季度增加的3吉瓦）的提问 [57] - 管理层表示多数请求针对现有五年计划的后几年（2028-2030年），具体时间取决于选址、现有输电基础设施情况以及MISO审批流程 [58][59] 问题: 关于亚利桑那州2026年综合资源计划（IRP）提交所需的大型负荷确定性时间点的提问 [60] - 管理层解释IRP将基于不同负荷增长情景（含/不含数据中心）制定资源组合，但即使IRP提交后，新增数据中心需求也可通过类似"迷你IRP"流程处理，其相关成本由新客户承担，因此不依赖于主IRP的时间点 [62][63] 问题: 关于阿尔伯塔省和卑诗省公用事业费率基础增长率低于7%组合平均值，是否存在宏观或政治顺风可缩小差距的提问 [66] - 管理层指出Okanagan地区（卑诗省）的电力业务有增长机会，卑诗省LNG投资（如Tilbury的液化能力和 bunkering）存在政治顺风，增长是周期性的，当前计划执行完毕后会有新机会 [67][68] 问题: 关于资金计划中五年平均现金流负债比率（12.4%）的充足性以及应对加元疲软或资本计划变动的财务灵活性的提问 [69] - 管理层确认12.4%的平均值高于S&P门槛，且在计划后期缓冲可达约100个基点，这为计划外增长提供了充足的"干火药"，75-100个基点的缓冲是理想目标，当前计划相比之前有所改善 [71][72]