财务数据和关键指标变化 - 2022年第一季度GAAP净亏损每股不足0.01美元，主要因能源价格上涨与现有远期销售合同的按市值计价调整所致；非GAAP运营收益为每股1.33美元，2021年第一季度净收入和非GAAP运营收益均为每股1.28美元 [7] - 2022年第一季度CFIO净亏损每股1.02美元，非GAAP运营收益每股0.32美元；2021年第一季度净收入和非GAAP运营收益均为每股0.34美元 [10] - PSE&G预计2022年净收入在15.1 - 15.6亿美元之间，CFIO非GAAP运营收益预计在1.7 - 2.2亿美元之间 [41][54] - 重申2022年非GAAP运营收益指引为每股3.35 - 3.55美元，预计到2025年实现5% - 7%的每股收益复合年增长率 [31][53] 各条业务线数据和关键指标变化 PSE&G业务 - 2022年第一季度非GAAP运营收益较上年同期每股增加0.07美元，得益于投资计划、天然气系统现代化计划和保护激励计划的实施 [35] - 与2021年第一季度相比，输电业务每股不利0.03美元；配电业务中，天然气利润率每股提高0.08美元，电力利润率每股提高0.02美元；其他利润率每股有利0.02美元；较高的OEM费用每股不利0.02美元；较高的折旧费用使结果每股减少0.01美元；较低的养老金费用每股增加0.01美元 [35][36][37] - 2022年第一季度投资6.56亿美元，有望执行29亿美元的2022年资本投资计划 [41] 碳自由基础设施及其他（CFIO）业务 - 2022年第一季度净亏损5.11亿美元（每股1.02美元），非GAAP运营收益1.63亿美元（每股0.32美元）；2021年第一季度净收入1.71亿美元（每股0.34美元），非GAAP运营收益1.73亿美元（每股0.34美元） [42] - 2022年第一季度电力毛利润率每股下降0.27美元，主要因2022年2月出售6750兆瓦化石燃料组合和Solar Source，以及约8太瓦时核能发电的重新签约价格降低；天然气业务利润率每股提高0.04美元；成本同比改善每股0.21美元；税收及其他项目每股有利0.01美元，母公司活动每股不利0.01美元 [42][43][44] - 核能发电输出增长超2%，达到8.4太瓦时，第一季度核舰队产能利用率达100%；预计2022年剩余季度发电输出为21 - 23太瓦时，2023年为30 - 32太瓦时，2024年为29 - 31太瓦时 [45] 各个市场数据和关键指标变化 - 截至3月31日的过去12个月，经天气调整后的电力销售中，居民销售分别下降4.8%和3.2%，工商业销售分别增长3.3%和2.8% [40] - 过去12个月，电力和天然气客户数量增长约1% [41] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 完成化石燃料资产出售后，公司将专注于受监管的增长，致力于实现联合国支持的“奔向零碳”运动目标，承诺到2030年实现净零排放，并将所有三个范围的排放目标控制在1.5摄氏度以内 [15][17] - 未来五年资本支出计划为150 - 170亿美元，大部分用于支持1.5摄氏度的业务目标，包括减少碳排放、提高能源效率和适应气候变化等 [16] - 参与新泽西州海上风电输电招标，提交的解决方案投资机会在10 - 30亿美元之间 [28] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 能源价格上涨对核能业务长期有利，但公司需关注利率上升、金融市场不利条件、养老金信托回报以及通货膨胀等因素的影响，仍有信心实现到2025年5% - 7%的每股收益复合年增长率 [24] - 俄罗斯入侵乌克兰后，公众对核能的支持有所增加，希望华盛顿能通过税收激励措施，以维持核能发电的经济可行性 [25] 其他重要信息 - 2022年3月，PSEG和PSEG Power将循环信贷协议合并为总借款能力27.5亿美元的主信贷安排；PSE&G将现有循环信贷协议扩大至10亿美元，两项安排均延长至2027年3月 [47][48] - 截至3月31日，PSEG总可用信贷额度为32亿美元，资产负债表上有现金和短期投资约16亿美元 [48] - 2022年第一季度，PSEG Power因能源价格上涨产生15亿美元的现金抵押品，截至4月底增至约26亿美元，预计随着合同履行，大部分抵押品将返还 [50][51] - 2022年3月，PSE&G发行首笔5亿美元绿色债券；PSEG签订15亿美元可变利率定期贷款，PSEG Power完成2亿美元信用证安排 [52] - 公司已通过公开市场购买和加速股票回购计划完成5亿美元股票回购，加速股票回购计划将于6月完成 [53] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 能源价格上涨对非监管核能业务的长期所有权决策有何影响 - 公司坚持三部分计划，希望华盛顿或新泽西采取行动，为核能业务提供更稳定的长期收入流，如生产税收抵免或排放信用；当前市场可能使华盛顿更容易通过生产税收抵免，这对新泽西客户也有帮助，但公司仍处于评估长期解决方案的阶段 [58] 问题2: 公司对海上风电项目的承诺以及未使用租赁地块的规划 - 公司在Ocean Wind 1项目上还有最终投资决策待做，正在等待BPU对Coastal Wind Link的反馈；Skipjack项目若要扩建需使用公司部分租赁地块，公司正在进行尽职调查，评估项目回报与资本的其他用途，只有在风险调整后回报超过受监管公用事业的要求时才会推进 [60] 问题3: 联邦生产税收抵免为何是决定核能资产所有权的关键因素 - 从运营角度看，核能资产表现出色；若能通过联邦生产税收抵免实现类似受监管的收益或利润率稳定性，要么能让市场认可公司是资产的合理所有者，反映在估值上，要么能提升资产对其他合理所有者的价值；未来几个月华盛顿的决策将提供更多信息，若华盛顿无法行动，公司将关注新泽西的情况 [63][64][65] 问题4: 为何2023年核能发电产量从31太瓦时变为30 - 32太瓦时的范围，以及当前的对冲策略 - 资产的预期运营表现没有变化，30 - 32太瓦时的范围中点仍为31太瓦时；公司采用三年按比例对冲策略，并根据市场异常波动给予一定灵活性，目前两年后的对冲比例较高 [69] 问题5: CFIO第一季度业绩与全年指引的关系，以及IAP和解讨论达成广泛协议的前景 - CFIO全年业绩会因容量收入、税收和重新签约等因素发生变化，公司重申了CFIO的全年指引；IAP和解讨论刚刚开始，属于机密内容，公司会尊重相关方的要求 [74][75][76] 问题6: 如何在当前批发远期价格下维持2024 - 2025年5% - 7%的每股收益复合年增长率，以及与BPU等方面的长期解决方案讨论 - 公司尽量保持长期盈利指引的稳定性，避免随季度报告频繁调整；2022 - 2023年公司已进行对冲，2024 - 2025年的价格虽有上涨但不如前两年高；市场远期价格为稳定核能业务提供了机会，联邦生产税收抵免能稳定利润率并减轻新泽西客户负担，若联邦政府无法行动，新泽西州也会考虑解决资产的长期稳定性问题 [80][81][85] 问题7: Skipjack项目的决策时间，以及9月投资者会议时的决策进展 - 没有明确的截止日期，决策预计在几个月内做出；Ocean Wind 1的最终投资决策可能在明年第一季度或今年年底，BPU将在10月对Coastal Wind Link给出反馈；9月投资者会议时可能会有更多信息，但不太可能做出决策 [91][93] 问题8: 海上风电输电投资机会从约10亿美元变为10 - 30亿美元的原因 - BPU对海上风电输电投资的分类方式多样，包括海上骨干网、骨干网与陆地的连接、现有电网升级等，BPU在设计输电方案上有很大灵活性，公司的投标范围较广，最低可能为零，公司认为自己是最佳投标人，但不保证中标 [95][96] 问题9: 现金抵押品流出情况，以及现金回流后的用途 - 截至4月底，现金流出26亿美元，主要用于交易所交易，大部分对冲合约在2022 - 2023年，现金将随着电力交付和价格下降回流；现金回流后将主要用于偿还为抵押品提供资金的商业票据和定期贷款 [100][102] 问题10: 若成功获得10 - 30亿美元海上风电投资，是否会改变此前到2025年无需股权融资的说法，以及第一季度核能燃料成本每兆瓦时降低的原因 - 目前不会改变，投资的实际支出将在本十年后半段；核能燃料是多年期采购，合同提前多年签订，当前利润表中摊销的是多年前签订的燃料成本 [104][105][108] 问题11: 燃料对冲平均期限，剩余2.5亿美元股票回购的完成情况，以及下一次新泽西州GRC申请的时间 - 燃料周期各组成部分的对冲平均期限约为6年；剩余2.5亿美元股票回购已完成约80%；下一次新泽西州GRC申请预计在2023年第四季度 [109][110][113] 问题12: 核电厂寿命延长的潜在折旧收益，GAAP基础上的账面价值，以及电器服务业务0.02美元正向收益的驱动因素和前景 - 桃子底核电站的折旧收益已确认，塞勒姆和希望溪核电站在有长期解决方案并确定公司为合理所有者之前，不会考虑折旧收益；核电厂寿命延长时的账面价值更具参考意义，目前与那时还有很长时间；电器服务业务的正向收益可能是客户临时服务需求或合同业务在温和天气下的表现，公司会提供具体信息，预计该业务在今年剩余时间将是主要驱动因素 [117][119][121]