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 [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，合每股0.81加元；年初至今报告收益为13亿加元，合每股2.57加元 [15] - 出售Fortis TCI产生约每股0.06加元的所得税和结账成本，剔除该影响后得到调整后每股收益 [15] - 宣布第四季度股息为每股0.64加元，增幅为4.1%，标志着连续52年增加股息 [13] - 通过股息再投资计划发行股份导致加权平均股数增加，对每股收益产生0.02加元的负面影响 [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部门每股收益增加0.03加元，主要得益于UNS的输电收入增长和与大型资本项目相关的AFUDC（在建工程允许使用的资金）增加 [16] - ITC部门因持续的资本投资和相关费率基础增长，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] - 加拿大西部公用事业部门每股收益增加0.01加元，主要由费率基础增长驱动，包括FortisBC Energy对Eagle Mountain管道项目的投资带来的收益 [17] - 其他电力部门每股收益与去年同期基本持平，费率基础增长被Fortis TCI的处置所抵消 [17] - 企业和其它部门每股收益减少0.03加元，反映更高的控股公司融资成本、外汇合同未实现损失和总回报互换未实现收益减少 [17] - 美元兑加元汇率走高为季度每股收益贡献0.01加元的增长 [17] 各个市场数据和关键指标变化 - 在ITC，资本计划增加20亿加元，主要由新互联项目（如Big Cedar负荷扩展项目）、MISO长期输电计划和基线可靠性项目驱动 [6] - 在UNS Energy，输配电投资增加10亿加元，其中FERC监管的输电项目占7亿加元，主要归因于TEP的新输电线路 [6] - UNS Energy的发电投资减少9亿加元，主要因计划将Springville发电站转换为天然气 [6] - FortisBC的资本计划包括确保系统可靠性和完整性的项目，以及液化天然气和先进计量基础设施的大型资本项目 [11] - 在亚利桑那州，TEP达成一项能源供应协议，以满足约300兆瓦的需求，该需求将从2027年开始增加，并利用现有和计划内的容量 [10] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司公布新的五年资本计划，总额为288亿加元，较先前计划增加28亿加元，支持7%的费率基础增长和4%-6%的年度股息增长指引至2030年 [4][7] - 资本计划高度可执行，约77%投向输配电投资和关键基础设施，驱动稳定、可预测的回报 [7] - 计划强调维持用户可负担性，优先考虑能为用户带来成本节约的资本投资，例如亚利桑那州Springville发电站的煤改气转换 [4][5] - 公司通过出售Fortis TCI和伯利兹资产，强化资产负债表并降低风险敞口，目前资产100%为受监管资产 [3] - 在ITC，存在超出基础计划的重大机遇，包括约33-38亿美元（2030年后）的Tranche 2.1项目，以及与拟建数据中心相关的超过8000兆瓦负荷增长的客户连接 [8] - 在亚利桑那州，除了初始300兆瓦的协议外，正在积极谈判额外的300兆瓦容量以支持600兆瓦的全面扩建，以及第二个地点500-700兆瓦的额外容量 [10] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司专注于在执行基础五年资本计划的同时，解锁所有管辖区域内超出计划的增长机遇 [13] - 北美能源输送公用事业正面临一个充满活力和前景的时代，特别是在数据中心负荷增长方面 [13] - 管理层对亚利桑那州的数据中心机会以及不列颠哥伦比亚省的液化天然气扩张机会感到兴奋和乐观，但强调在将这些项目纳入资本计划之前需要完成协议谈判和监管流程 [26][27] - 公司通过流程改进和创新持续管理运营成本 [5] - 公司致力于为用户提供安全、可靠、可负担和更清洁的能源 [22] 其他重要信息 - 2025年前九个月，公用事业系统投资达42亿加元，全年预计投资约56亿加元 [3] - 截至9月，公司筹集了超过20亿加元的债务，包括首次发行的7.5亿加元、利率为5.1%的公司混合债券 [18] - 混合债券发行和Fortis TCI出售的收益用于偿还公司信贷额度，为执行资本计划提供资金灵活性 [19] - 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，500加元的ATM计划尚未使用，但可根据需要提供资金灵活性 [20] - 纽约州公共服务委员会于8月批准了Central Hudson的三年费率计划，追溯至2025年7月1日，包括9.5%的允许ROE和48%的普通股权益比率 [21] - 不列颠哥伦比亚省公用事业委员会（BCUC）最近批准了Tilbury液化天然气储罐扩建项目，可能带来约3亿加元的额外投资机会 [11][12] 问答环节所有提问和回答 问题: 关于超出基础计划但在五年期内机会的时机和可能性 - 管理层对亚利桑那州约15-20亿加元的增量发电机会和不列颠哥伦比亚省Tilbury储罐扩建约3亿加元的机会持乐观但谨慎态度 [25] - 强调在将项目纳入资本计划之前，需要完成与交易对手的协议、获得监管批准、解决设备选址和许可问题，并确保为用户和公司提供充分的财务保护 [26][27] 问题: 关于资产出售后的资金计划和进一步资产优化 - 管理层表示近期出售资产（如Fortis TCI和伯利兹）不代表退出加勒比海地区，当前投资组合良好且已100%受监管，没有进一步剥离资产的计划 [29][30] - 资金计划清晰，股息再投资计划是唯一的股权来源，ATM计划作为备用，当前资本计划中不需要离散股权融资 [30] 问题: 亚利桑那州新发电容量的时间安排 - 数据中心客户希望尽快获得电力，但实际时间受数据中心建设、设备选址、许可以及发电资源（如燃气轮机、可再生能源、储能）的交付周期影响 [34] - 基于第一个300兆瓦项目计划在2027年投运并在此后逐步增加，认为在2030年前完成额外发电容量是可行的 [35] 问题: ITC的8吉瓦负荷增长机会和未来批准 - ITC的8吉瓦负荷增长机会与数据中心和经济发展项目相关，自上一季度以来增加了3吉瓦 [8][38] - 目前无法具体说明哪些项目或确切时间，但机会队列在增长，管理层保持乐观；多数请求针对现有五年计划的后几年（2028-2030年） [38][62] 问题: 是否提供每股收益复合年增长率指引 - 公司目前提供费率基础增长和股息增长指引，但未提供每股收益指引 [42] - 正在等待图森电力公司（TEP）费率案件的结果，公式费率可能提供更稳定的收益前景，从而可能在未来提供更多可见性 [42][43] 问题: 资产出售趋势和对CUC的看法 - 对加勒比海资产等资产的买方兴趣和市场情况时有波动，买方群体几乎每年都在变化 [44] - 近期出售是独立的交易，不意味着公司正在退出加勒比海地区或寻求进一步资产优化 [44] 问题: 更高资本支出的摩擦点（除用户可负担性和资产负债表外） - 关键点在于确保新的大型负荷用户（如数据中心）为其所需的基础设施付费，遵循"增长为增长付费"的原则，从而对用户可负担性产生积极或中性影响 [49][50] - 其他挑战包括社区支持、资源使用（如转向空气冷却以节约水资源）、许可和选址 [51] 问题: 亚利桑那州初始300兆瓦站点的批准状态和后续300兆瓦的要求 - 初始300兆瓦的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；数据中心客户需要获得国家打井许可（用于生活用水） [52][53] - 对于后续阶段，需要建设新的发电资源，时间取决于资源结构（如可再生能源、储能、天然气），客户对资源结构有重要影响 [54][55] 问题: 未来五年资金计划是否包含更多混合债券发行 - 当前资金计划未包含进一步的混合债券发行，但具备发行能力 [56] - 如果讨论中的增长机会实现并纳入计划，可能会探索混合债券市场，也会根据市场定价情况考虑 [56] 问题: ITC大型负荷请求的时间分布 - 多数正在洽谈的负荷请求针对现有五年计划的后几年（2028-2030年），具体时间取决于项目地点、现有输电基础设施、MISO审批流程等 [61][62] 问题: 亚利桑那州2026年新综合资源计划（IRP）与大型负荷的时机 - 2026年提交的IRP将包含不同负荷增长情景下的资源组合，但即使IRP提交后，新增数据中心负荷也可以通过类似"迷你IRP"的方式处理，其成本由该客户承担 [64][65] - IRP流程是持续的，可以更新以适应新的负荷需求 [65] 问题: 阿尔伯塔省和BC省费率基础增长率低于7%组合平均值的潜在催化剂 - BC省Okanagan地区的电力业务有显著增长机会，尽管规模较小 [69] - BC省液化天然气方面，除了已批准的Tilbury储罐扩建，还有增加液化能力用于船舶燃料加注的机会；政治层面有支持LNG投资的动向 [69][70] - 增长是周期性的，BC省过去执行良好，未来有望增加投资 [71] 问题: 现金流负债率目标和资金灵活性 - 五年平均现金流负债率为12.4%，但在计划后期缓冲可达约100个基点，这为融资计划外项目提供了充足的灵活性 [73][74] - 目标缓冲在75-100个基点 above 12%的阈值，当前计划相比之前有所改善，部分得益于资产处置和股息再投资计划 [74]