财务数据和关键指标变化 - 2022年第二季度，公司净收入为1.31亿美元，即每股0.26美元，而2021年第二季度净亏损为1.77亿美元，即每股0.35美元 [6] - 2022年第二季度非GAAP运营收益为3.2亿美元，即每股0.64美元，2021年第二季度为3.56亿美元，即每股0.70美元 [6] - 2022年前六个月公用事业收益同比增长4% [8] - 2022年PSE&G净收入预测为15.1 - 15.6亿美元，无变化；无碳基础设施及其他业务非GAAP运营收益预测为1.7 - 2.2亿美元，无变化 [21][24] - 截至6月30日，PSEG资金池可用流动性（包括手头现金）为37亿美元；7月底，Power净抵押品头寸约为25亿美元 [25] 各条业务线数据和关键指标变化 PSE&G - 第二季度净收入与2021年第二季度相比基本持平，反映了投资计划、天然气系统货币化、Energy Strong计划和SIP实施带来的费率基数增加，但被当季IRLM部分抵消 [19] - 与2021年第二季度相比，输电利润率持平；天然气分销利润率每股提高0.02美元；电力分销利润率每股提高0.02美元；其他利润率每股增加0.01美元 [20] - 运营和维护费用每股不利0.04美元；利息费用每股不利0.01美元；PSEG 5亿美元股票回购计划对2022年第二季度业绩每股有0.01美元的收益 [20] - 截至6月30日的过去12个月，经天气调整后的电力和天然气销售显示，住宅销售均下降约3%，商业和工业销售分别增长2%和3%；电力和天然气客户数量在过去12个月增长约1% [21] - 第二季度投资约7.41亿美元，年初至6月30日约14亿美元，有望执行2022年29亿美元的资本投资计划 [21] 无碳基础设施及其他 - 2022年第二季度净亏损1.74亿美元，即每股0.35美元，非GAAP运营收益为1500万美元，即每股0.03美元；2021年第二季度净亏损4.86亿美元，非GAAP运营收益为4700万美元 [22] - 2022年第二季度电力毛利润率每股下降0.25美元，主要由于化石燃料组合和太阳能资产出售；ZECs每股增加0.01美元；天然气业务利润率下降导致毛利润率每股下降0.01美元 [22] - 与2021年第二季度相比，成本同比改善每股0.22美元；当前活动每股不利0.01美元；税收及其他每股不利0.01美元 [22][23] - 2022年第二季度核能发电量增长超3.7%，达到75太瓦时；年初至6月30日，核电机组容量因子为95.1% [23] - 预计2022年剩余两个季度核能发电量为14 - 16太瓦时，约95% - 100%已对冲，平均价格为每兆瓦时28美元；2023年核能基本负荷发电量为30 - 32太瓦时，95% - 100%已对冲，平均价格为每兆瓦时31美元；2024年核能基本负荷发电量为29 - 31太瓦时，55% - 60%已对冲，平均价格为每兆瓦时32美元 [23][24] 各个市场数据和关键指标变化 - 第二季度电力和天然气价格持续上涨，尽管PJM部分价格近期有所回落，但仍处于高位 [12] - 天然气和电力供应成本约占典型住宅天然气和电力账单的40% - 45% [12] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司有望实现2022年非GAAP运营收益每股3.35 - 3.55美元的指引，主要得益于受监管投资的持续费率增长和无碳基础设施业务侧发电资产出售带来的成本降低 [6][7] - 重申2022年非GAAP运营收益指引中点到2025年每股收益复合年增长率为5% - 7%，专注于提高系统可靠性和弹性、降低业务整体风险以及为客户实现成本最小化 [10] - 与BPU工作人员和费率顾问达成和解，未来四年将投资5亿美元用于基础设施推进计划，为电网向电动汽车快速转型做准备，并实现可再生能源资源的更大整合 [11] - 继续推进内部准备工作，确定全公司减排目标，并提交给联合国支持的科学碳目标倡议进行验证 [11] - 在电力方面，PSE&G按三年滚动方式签订基本发电服务合同，新费率于6月1日生效，由于实际与假设容量成本下降，电费实际下降；在天然气方面，PSE&G可通过BGSS关税收回高达80%（约115 Bcf）的年度住宅需求对冲成本，并已提交即将到来的冬季季节费率申请 [12][13] - 核能业务在2022年和2023年已完全对冲，2024年超过一半已对冲，随着继续向2024年和2025年逐步出售电力，若价格维持在当前高位，有望看到更高价格 [14] - 继续推进多个海上风电机会，包括Coastal Wind Link输电合作伙伴关系、Ocean Wind 1开发工作以及与Ørsted的共同投资对话 [16] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对拟议的《降低通胀法案》中包含的现有核能和新海上风电资源生产税收抵免条款感到鼓舞，希望本周能在参议院进行审议 [8] - 若市场状况在12月31日计量日仍紧张，预计2023年养老金将面临与市场下跌相关的非现金逆风，但公司养老金资金充足，短期内无需现金缴款，正在积极制定计划应对潜在逆风 [9] - 公司认为PSE&G潜在的公用事业增长故事依然完好，估值将反映业务组合改善和整体风险降低 [10] - 新泽西州的监管框架具有建设性，基础设施推进计划的和解获得BPU批准，为公司未来发展提供了积极环境 [11] 其他重要信息 - 2022年3月中旬，新泽西州取消了住宅电力和天然气服务的全州停电禁令，收款和停电工作已重启，但部分申请付款援助计划的客户受到保护，PSE&G应收账款账龄仍较高，预计需要数年时间才能恢复到历史水平 [10] - PSE&G的电力分销坏账费用可通过社会福利条款机制收回，天然气分销坏账费用及其他COVID - 19增量成本已递延至未来回收，可能在下次分销基本费率案例中进行 [10] - 公司计划在2023年第一季度举行分析师日活动 [38] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 关于养老金潜在抵消措施及对2023年利率案例的影响 - 公司会考虑成本与质量的平衡，审视成本结构以寻找潜在成本削减措施，但不会损害长期服务质量和公司健康；养老金影响需在12月31日确定，目前难以量化，且公用事业费率案例从2024年1月1日开始，将其视为短期逆风 [28][29] 问题2: 关于发电战略，通胀削减法案对核能资产评估的影响以及海上风电价值重估和退出剩余发电业务的触发点 - 若《降低通胀法案》按提议通过，核能资产将具有稳定且有吸引力的现金流，经济上可行，但需等待总统签署及观察投资者反应；海上风电方面，将密切关注另一家公司战略审查结果，同时继续推进相关机会，新泽西州及其他州的海上风电建设将带来增长机会 [30][31][32] 问题3: 费率案例的测试年份 - 测试年份为2023年7月至2024年6月，将于2024年1月1日提交费率案例 [33] 问题4: 重申的5% - 7%每股收益复合年增长率是长期还是2023年可见的增长 - 5% - 7%的复合年增长率是指从2022年指引中点到2025年的期间，并非每年都适用，公司未给出2023年或2024年的具体增长情况 [35][36] 问题5: 《降低通胀法案》中15%最低税对公司业务的影响及抵消措施 - 需根据公司盈利规模确定是否适用，该税会强调折旧等因素并降低税率，行业将从现金流角度评估；若适用，前期税收现金流会增加，但超额部分可无限期结转，最终会影响递延税资产或负债以及费率制定 [37] 问题6: 今年是否有分析师日活动 - 计划在2023年第一季度举行分析师日活动 [38] 问题7: 养老金在受监管和非受监管部分的大致分配 - 约75% - 80%的养老金用于受监管部分 [40] 问题8: 对5% - 7%复合年增长率的信心来源，是否依赖市场反弹或费率案例调整 - 更多考虑监管方面的影响，尽管市场会影响养老金资产回报和贴现率，但大部分养老金在公用事业侧，监管因素很重要，并非依赖市场反弹 [41][42] 问题9: 《降低通胀法案》通过的可能性 - 认为该法案通过的可能性较高，虽曾担心参议员Sinema，但税收条款影响不大；随着中期选举临近，参议院民主党多数派希望通过该法案巩固地位，且一些民主党左翼成员支持该法案 [45] 问题10: 海上风电输电招标流程的更新 - 预计下一轮招标的RFP将于明年第一季度发布，目前仍在等待BPU在10月给出答复，PJM提供了相关技术支持和风险评估 [46] 问题11: 目前公用事业的实际ROE与授权ROE情况以及对5% - 7%目标的建模 - 预计未来将实现授权回报，养老金等因素会带来顺风和逆风，但其他项目会有抵消作用；40%的费率基数是输电，基本每年都会调整，保护激励计划也会平衡实际回报 [49][50][51] 问题12: 参与海上发电对获得海上输电机会的战略重要性 - 认为两者是独立的，参与海上发电并非获得输电机会的关键因素 [52][53] 问题13: 2024年电力业务的对冲环境、加速对冲能力及流动性情况 - 市场流动性增加，但无法在短期内完成全部对冲，公司将按既定的可比例对冲计划进行，当前市场价格较高但曲线呈反向，会在设定范围内继续推进 [55] 问题14: 未来一年左右的战略考虑中，资本重新部署和收益使用的早期想法 - 基础设施推进计划表明对电网最后一英里投资的重视，客户对电力可靠性和弹性的需求增加，公司认为最后一英里有很多投资机会，但会始终考虑客户承受能力 [56][57] 问题15: 5% - 7%复合年增长率是否包括最新的养老金逆风、电力按市值计价情况，以及当前资产的年度表现 - 具体数字要到12月31日才能确定，市场波动会导致数字变化；公司会采取措施平衡短期逆风，最终结果将取决于这些举措的实施情况，相关指导将适时公布 [59][60] 问题16: 是否预计公用事业具体增长5% - 7% - 公司未分别公布各业务的复合年增长率，但由于90%的资本支出有相应回报，公用事业收益应等于费率基数减去运营和维护费用、减去监管滞后，加上新客户增长（非SIP部分），后三项影响较小 [62] 问题17: 2024年仅增加5个百分点对冲的原因，是否受联邦支持不确定性影响 - 主要是与可比例对冲计划一致，目前对冲比例略高于三年可比例计算结果，同时考虑到曲线的反向情况，预计未来不会超出可比例范围 [63][64] 问题18: 联邦层面核能生产税收抵免（PTC）与新泽西州零排放证书（ZECs）的动态关系 - 若获得联邦核能PTC，新泽西州的ZECs将被取代；对于已对冲部分，加上ZECs后价格约为每兆瓦时42美元，若有PTC，价格在每兆瓦时42 - 44美元之间，为价格上行空间；未对冲部分，价格根据实际情况确定，若高于每兆瓦时44美元则按当前价格，若在PTC范围内则按PTC价格，若维持现状则为对冲价格加ZECs [66][67][69] 问题19: 2.5亿美元抵押品在未来18个月返还对资产负债表的影响 - 抵押品返还时，将减少最初用于提供资金的来源，如短期债务或信贷额度，短期债务在资产负债表上会相应减少 [74][75] 问题20: 若将《降低通胀法案》的最低税要求应用于2022年，对今年现金流的影响程度 - 难以给出单一年份的具体影响，因为存在一次性项目干扰；主要考虑加速折旧和税率的差异，以及从21%降至15%的6%税率变化与税收优惠减少的权衡，影响程度因每年资本部署和加速折旧情况而异 [78] 问题21: 《降低通胀法案》对公司融资策略和机构门槛的影响 - 法案包含多个方面，如核能PTC、海上风电PTC与ITC权衡以及最低税等，会导致现金流变化；公司有能力应对，但边缘的增量融资会根据这些因素的时间和影响进行调整，目前距离最终通过还有时间来确定实际影响 [82] 问题22: 核能PTC可见性对机构观点的影响 - 核能PTC是有利因素，其影响程度有待确定，可为核能提供稳定性和降低风险，对机构有吸引力，与海上风电的灵活性一样，对发电业务有价值 [84] 问题23: IAP流程对未来CEF和GSMP项目扩展的启示 - IAP更多是对电网最后一英里工作需求的认可，为未来在最后一英里进行更积极的工作提供了信号，而非主要针对CEF和GSMP项目 [85]