公司重组与债务交易 - 2022年6月30日公司完成重组，将印第安纳天然气和VEDO的股权从VUH转移至CERC Corp [286] - 2022年5月27日，CERC Corp和VUH完成债务交换，CERC Corp发行3.02亿美元新高级票据，交换VUH全部3.02亿美元未偿还PPNs [287] - 2022年6月30日，VUH全额偿还4亿美元修订和重述信贷协议下的所有未偿债务并终止相关义务 [288] - 2022年5月27日，CERC Corp.发行3.02亿美元新高级票据，交换所有未偿还的VUH PPNs[343] - 截至2022年6月30日，VUH偿还4亿美元修订并重述信贷协议下的所有未偿债务[366] 新债发行与债务偿还 - 2022年上半年，休斯顿电力发行8亿美元新债，CERC发行5亿美元新债，公司偿还或赎回10.3亿美元债务，其中CERC赎回4.25亿美元 [289] 资产出售 - 2022年上半年，公司出售能源传输股权证券，净收益7.02亿美元 [290] - 2022年1月10日，CERC Corp完成阿肯色州和俄克拉荷马州天然气业务的出售 [291] 普通股股东可用收入变化 - 2022年第二季度，公司普通股股东可用收入较2021年同期减少4200万美元 [295] - 2022年上半年，公司普通股股东可用收入较2021年同期增加1.42亿美元 [295] 电力业务数据 - 2022年第二季度，电力业务收入17.3亿美元，较2021年同期增加4800万美元 [295] - 电力业务板块，2022年与2021年相比，三个月收入有利差异为1.16亿美元，六个月为1.79亿美元[306] - 2022年第二季度总营收8.81亿美元，2021年同期为7.86亿美元，增长9500万美元；2022年上半年总营收16.27亿美元，2021年同期为14.7亿美元，增长1.57亿美元[315] - 2022年第二季度居民吞吐量9710GWh，2021年同期为8024GWh，增长21%；2022年上半年居民吞吐量15698GWh，2021年同期为13725GWh，增长14%[315] - 2022年第二季度总吞吐量27704GWh，2021年同期为25396GWh，增长9%；2022年上半年总吞吐量49638GWh，2021年同期为45135GWh，增长10%[315] - 2022年第二季度制冷度日数为10年平均水平的127%，2021年同期为103%，增长24%；2022年上半年制冷度日数为10年平均水平的118%，2021年同期为104%，增长14%[315] - 2022年第二季度供热度日数为10年平均水平的13%，2021年同期为142%，下降129%；2022年上半年供热度日数为10年平均水平的124%，2021年同期为105%，增长19%[315] - 2022年第二季度末居民计量客户数为2382145户，2021年同期为2333786户，增长2%；2022年上半年末居民计量客户数为2382145户，2021年同期为2333786户，增长2%[315] - 2022年第二季度末总计量客户数为2686295户，2021年同期为2634108户，增长2%；2022年上半年末总计量客户数为2686295户，2021年同期为2634108户，增长2%[315] - 休斯顿电力公司2022年与2021年相比，3个月总收入为9500万美元，6个月为1.57亿美元[317] - 休斯顿电力公司2022年与2021年相比，3个月运营和维护总支出为 - 1400万美元，6个月为 - 3700万美元[317] 天然气业务数据 - 2022年上半年，天然气业务收入4.26亿美元，较2021年同期增加1.23亿美元 [295] - 天然气业务板块，2022年三个月收入为8.18亿美元，2021年为7.4亿美元，有利差异为0.78亿美元；六个月收入2022年为26.42亿美元，2021年为24.03亿美元，有利差异为2.39亿美元[309] - 天然气业务板块，2022年三个月总费用为7.45亿美元，2021年为6.49亿美元，不利差异为0.96亿美元；六个月总费用2022年为22.38亿美元，2021年为19.94亿美元，不利差异为2.44亿美元[309] - 天然气业务板块，2022年三个月运营收入为0.73亿美元，2021年为0.91亿美元，不利差异为0.18亿美元；六个月运营收入2022年为4.04亿美元，2021年为4.09亿美元，不利差异为0.05亿美元[309] - 天然气业务板块，2022年净收入为0.28亿美元，2021年为0.74亿美元，不利差异为0.46亿美元；六个月净收入2022年为4.26亿美元，2021年为3.03亿美元，有利差异为1.23亿美元[309] - 天然气业务板块，居民吞吐量2022年为28 Bcf，2021年为30 Bcf，下降7%；六个月居民吞吐量2022年为151 Bcf，2021年为158 Bcf，下降4%[309] - 天然气业务板块，商业和工业吞吐量2022年为90 Bcf，2021年为88 Bcf，增长2%；六个月商业和工业吞吐量2022年为226 Bcf，2021年为233 Bcf，下降3%[309] - 天然气业务板块，总吞吐量2022年为118 Bcf，与2021年持平；六个月总吞吐量2022年为377 Bcf，2021年为391 Bcf，下降4%[309] - 天然气业务板块，供暖度日数2022年为102%（10年平均），2021年为104%，下降2%；六个月供暖度日数2022年为108%，2021年为100%，增长8%[309] - 天然气业务板块，期末居民计量客户数量2022年为3919079户，2021年为4334297户，下降10%；商业和工业计量客户数量2022年为295487户，2021年为341963户，下降14%；总计量客户数量2022年为4214566户，2021年为4676260户，下降10%[309] CERC公司业务数据 - CERC公司2022年3个月收入7.96亿美元，2021年同期7.21亿美元；2022年6个月收入25.6亿美元，2021年同期23.16亿美元[320] - CERC公司2022年3个月总支出7.27亿美元，2021年同期6.33亿美元；2022年6个月总支出21.81亿美元，2021年同期19.2亿美元[320] - CERC公司2022年3个月净收入2700万美元，2021年同期7300万美元；2022年6个月净收入6.63亿美元，2021年同期2.95亿美元[320] - CERC公司居民吞吐量2022年为270亿立方英尺，较之前下降7%；6个月为1470亿立方英尺，较之前下降5%[320] - CERC公司商业和工业吞吐量2022年为820亿立方英尺，增长3%；6个月为2070亿立方英尺，较之前下降5%[320] - CERC公司服务区域供暖度日数2022年为102%，较之前下降2%；6个月为109%，较之前增长9%[320] - CERC公司期末居民计量客户数量2022年为3815625户，较之前下降10%[320] - CERC公司期末商业和工业计量客户数量2022年为284914户，较之前下降14%[320] 公司整体收入与成本变动 - 2022年与2021年相比，六个月收入变动总计7.5亿美元，成本变动总计-14.1亿美元[322] - 2022年阿肯色州和俄克拉荷马州天然气业务1月九天销售影响，收入减少7800万美元，成本增加2600万美元[322] 公司现金流情况 - 2022年6月30日止六个月，中心点能源经营活动提供现金9.78亿美元，投资活动提供现金9.42亿美元，融资活动使用现金15.97亿美元[327] - 2022年6月30日止六个月，休斯顿电力经营活动提供现金1.88亿美元，投资活动使用现金13.91亿美元，融资活动提供现金10.66亿美元[327] - 2022年6月30日止六个月，CERC经营活动提供现金7.67亿美元，投资活动提供现金13.94亿美元，融资活动使用现金21.73亿美元[327] - 2022年与2021年相比，六个月中心点能源经营活动现金变动主要因净监管资产和负债变动增加24.42亿美元[327] - 2022年与2021年相比，六个月中心点能源投资活动现金变动主要因出售股权证券收入7.02亿美元和资产剥离收入20.75亿美元[329] - 2022年与2021年相比，六个月中心点能源融资活动现金变动主要因商业票据未偿还额净减少14.51亿美元和长期债务未偿还额净减少24.28亿美元[329] - 2022年与2021年相比，六个月休斯顿电力融资活动现金变动主要因母公司出资11.43亿美元和应付关联公司票据净减少5.04亿美元[329] - 2022年与2021年相比，六个月CERC融资活动现金变动主要因商业票据未偿还额净减少5.42亿美元和长期债务未偿还额净减少12.72亿美元[329] 公司未来支出计划 - 2022年剩余六个月，CenterPoint预计资本支出19.01亿美元，Houston Electric预计为8.97亿美元，CERC预计为8.02亿美元[330] - 2022年剩余六个月，CenterPoint和Houston Electric计划支付证券化债券本金1.07亿美元[330] - 2022年剩余六个月，CenterPoint预计向养老金和其他退休后计划最低缴款700万美元，CERC预计为200万美元[330] - 2022年剩余六个月，CenterPoint和Houston Electric移动发电的融资租赁费用预计为3.47亿美元[330] 项目建设与维修成本 - 印第安纳州电力公司计划建设的天然气燃烧涡轮机设施预计成本3.34亿美元，输出功率460兆瓦，预计2025年底投入运营[336] - F.B. Culley 3号机组维修成本预计约700 - 900万美元，预计6 - 12个月恢复运营[341] - 印第安纳州电力公司计划退役的煤炭发电设施合格成本估计为3.59亿美元，其中3.5亿美元将融资，900万美元为持续成本[342] 公司申请事项 - 休斯顿电力公司申请收回移动发电租赁递延成本约2亿美元，年营收增加约5700万美元[344] - CERC向MPUC申请收入增加约6700万美元，要求ROE为10.2%，总回报率为7.06%，基于约18亿美元的总费率基数[347] - 公司EECRF申请金额共6400万美元，包括2023年相关成本3800万、2021年费用300万和奖金2300万[354] - DCRF申请因2019 - 2021年投资资本净变化超10亿美元，及2021年移动发电设施约2亿美元，请求整体收入增加1.42亿美元，部分和解后为7800万美元[354] - TCOS基于5.74亿美元投资资本净变化，实现收入增加6400万美元[355] - GRIP基于2021年2.13亿美元投资资本净变化，实现收入增加3400万美元[355] - RRA基于2021年测试年调整后ROE为7.74%，请求收入增加约300万美元，临时增加100万，最终商定增加200万，ROE为8.27% [355] - DRR请求为2021年投资增加6300万美元费率基数，实现年收入增加900万美元[355] - TDSIC请求增加4200万美元费率基数，实现年收入增加300万美元，80%计入请求费率增加[355] - CECA请求减少不到100万美元费率基数，实现年收入减少300万美元[355] 公司环保目标与计划 - 公司宣布2035年Scope 1和Scope 2净零排放目标，Scope 3减排20% - 30% [358] - 公司计划到2035年实现范围1和范围2排放的净零目标，将730兆瓦的燃煤发电设施替换为可再生能源[362] - 公司预计在清洁能源投资和支持方面支出超30亿美元[362] 公司信贷额度与使用情况 - 截至2022年6月30日，公司循环信贷额度总计约36亿美元[367] - 截至2022年7月21日，CenterPoint Energy循环信贷额度24亿美元，使用1100万美元用于信用证和4.43亿美元商业票据，加权平均利率1.87%[367] - 截至2022年7月21日，CERC循环信贷额度9亿美元，使用6.12亿美元商业票据，加权平均利率2.12%[367] 公司货币池投资情况 - 截至2022年7月21日，公司货币池投资（借款）中，Houston Electric为1.62亿美元，加权平均利率1.89%[373] 公司潜在风险与抵押情况 - 若CERC Corp.信用评级低于适用门槛，截至2022年6月30日可能需提供高达2.11亿美元现金或其他抵押品[379] - 若2022年6月30日所有ZENS兑换现金，需支付约6.02亿美元递延税[380] - 若2022年6月30日出售所有ZENS相关证券，按2022年税率需支付约1.12亿美元资本利得税[380] 公司商誉情况 - 2022年6月30日，CERC因重组从公司天然气报告部门获得9.72亿美元商誉[39

财务数据和关键指标变化 - 2022年第一季度GAAP每股收益为0.82美元，其中包括中游相关收益0.05美元、阿肯色州和俄克拉荷马州地方配送公司（LDC）出售的税后净收益0.30美元；非GAAP每股收益为0.47美元，与2021年同期持平 [26] - 2022年第一季度收益因阿肯色州和俄克拉荷马州业务剥离减少0.03美元，有利的增长和费率回收贡献0.05美元，天气使用和其他因素贡献0.02美元，但被较高的持续成本管理费用部分抵消0.03美元 [27] - 重申2022年非GAAP每股收益指导范围为1.36 - 1.38美元，较2021年的1.27美元增长8%；预计2022 - 2024年非GAAP每股收益年增长率为8%，2024 - 2030年为6% - 8%的中高端 [7][29][30] - 预计2022年资本支出为43亿美元，较之前的40亿美元增加3亿美元；五年资本支出预测从192亿美元提高到193亿美元 [12][34] 各条业务线数据和关键指标变化 - 出售阿肯色州和俄克拉荷马州LDC后，预计到2022年底费率基数62%为电力业务 [6] - 休斯顿电力地区连续11年实现2%或更高的客户增长 [8] - 德克萨斯州天然气业务上月开始正式部署智能电表系统，预计全面部署后将为天然气系统带来显著节省 [18] - 印第安纳州的煤炭转型计划有助于避免因煤炭发电导致的客户账单大幅增加，预计可再生能源和天然气联合循环的清洁组合将使客户账单每月增加不到10美元，而继续运营煤炭设施将使客户每月多花费50美元 [19] 各个市场数据和关键指标变化 - 休斯顿地区经济增长带来能源需求增加，预计未来三到五年系统贷款需求将增加，至少有1吉瓦相关项目可能使资本投资计划额外加速1.5亿美元 [15] - 明尼苏达州天然气业务提交的费率案和解协议，规定股权回报率为9.39%，预计年收入要求增加4850万美元，等待明尼苏达州公共事业委员会（PUC）在2022年第三季度审批 [36] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司已出售剩余的能源传输（Energy Transfer）头寸，完全退出中游投资，成为纯公用事业公司，利用约29亿美元的税后净收益偿还债务，并计划将剩余现金用于资助行业领先的费率基数增长，且不计划进行外部股权发行 [5][6] - 资本计划第二年，未来五年资本投资增加到193亿美元，10年计划预计超过40亿美元，预计10年计划的费率基数复合年增长率为9% [11] - 继续与客户合作，满足其对安全、可靠性和清洁可持续投资的需求，如休斯顿的“弹性现在”（Resilient Now）能源计划，以确定进一步的资本规划决策 [9] - 专注于控制运营和维护（O&M）费用，预计10年计划中每年平均节省1% - 2%的O&M费用，以保持客户账单的可承受性 [10][17] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司连续八个季度实现运营执行，有信心实现2022年非GAAP每股收益指导目标，并在未来保持增长 [5][7] - 虽然面临通胀和供应链挑战，但公司通过提前规划和与供应商合作，有效管理这些影响，预计不会对长期计划产生重大影响 [73] - 对绿色氢生产设施上线感到兴奋，认为这是向更广泛的碳减排目标迈进的一步，未来将考虑更多相关项目 [37] 其他重要信息 - 公司在多个司法管辖区进行证券化工作，预计德克萨斯州将在未来几个月发行全州证券化债券，以100%回收去年冬季风暴产生的11亿美元天然气成本及相关费用；印第安纳州预计在未来几周提交与两座煤炭设施退役相关的成本申请 [38][39] - 对维修费用扣除方法的评估预计将在2022年带来约3亿美元的一次性现金税收优惠，并在未来每年至少增加2500万美元，五年内总计至少4亿美元，可重新投入业务 [42] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 如何看待增量资本的资金来源，是否需要发行外部股权或进行进一步的投资组合轮换？ - 公司目前有足够的现金流满足10年计划，无需发行外部股权或剥离更多LDC；若有额外资本机会，会考虑出售更多天然气LDC [47][48] 问题2: 2022年公司更新的节奏如何，是更注重核心指标的执行，还是有更大的战略项目？ - 可以用“埋头苦干”来概括，虽然第一季度仍很活跃，但未来将继续执行既定战略，预计不会改变执行节奏，且有信心实现所有战略目标 [50] 问题3: 自分析师日以来资本支出增加的原因，以及能否回填第四和第五年的资本？ - 2022年资本支出增加3亿美元，五年计划增加1亿美元，主要是将2亿美元从2023年提前到2022年，并增加了1亿美元的常规工作；未来将继续与休斯顿市合作改善电网弹性，预计在第三季度财报电话会议上提供更新，并在今年晚些时候提供工业需求对资本支出计划的长期影响的更全面更新 [53][54] 问题4: 在当前紧张的劳动力市场和供应链问题下，实现10年计划中O&M目标的难度如何，以及AMI投资的费率基数机会和监管回收计划？ - 管理层认为应对供应链和通胀挑战是其职责所在，有信心继续实现每年1% - 2%的O&M成本降低目标；AMI投资在10年计划中达数亿美元，将通过正常的资本投资途径寻求回收，并在2023年底提交的天然气LDC费率案中解决长期实施问题 [57][59] 问题5: LDC估值回升是否会改变公司将其视为资金来源的看法？ - 公司仍将LDC视为“预付借记卡”，提供了一定的选择权，但不会加速剥离，直到有机会将资本重新投入电力业务；公司将继续寻找增量资本机会，在合适时出售天然气LDC并投资于电力业务 [61] 问题6: 供应链问题和通胀，特别是商务部的关税规避调查，如何影响电力综合资源规划（IRP）流程？ - 公司虽受市场影响，但与开发合作伙伴积极合作寻找解决方案；煤炭转型的成本仍远低于继续运营煤炭设施的成本；今年夏天将发出更广泛的提案请求，以获取最新的定价和技术成本信息，为明年提交的IRP提供参考 [65][66] 问题7: 德克萨斯州能源立法带来的弹性机会何时能实质性纳入计划？ - 预计在今年第三季度财报电话会议上，能更好地了解弹性对资本计划的长期影响，包括休斯顿市及周边社区；工业需求更新的节奏将取决于客户和行业情况，也希望在第三季度提供对五年和十年资本支出计划的全面更新 [67] 问题8: 正常的通胀对资本支出预算有何影响，是否有通缩假设？ - 本季度资本支出增加主要是项目提前，而非通胀因素；公司已感受到通胀影响，但目前未将其纳入计划，将继续监测并在未来季度提供更新；目前没有对计划后端的通缩假设 [72][73] 问题9: 对德克萨斯州电力可靠性委员会（ERCOT）的输电发展有何看法？ - 公司对该机会感到兴奋，将继续与委员会合作，加速新输电项目的选址和执行，认为这可能为计划带来增量上行空间 [75][76] 问题10: 印第安纳州太阳能项目和IRP面临的政治监管反馈如何，监管机构是否理解成本增加？ - 这是与委员会工作人员的持续对话，其他公用事业公司也面临类似压力，委员会希望公司与开发商合作找到建设性解决方案，目前对话尚处于早期阶段 [79] 问题11: 公司业务组合向电力业务转移的长期目标是什么？ - 从400亿美元的资本支出计划来看，明显偏向电力业务；若不采取其他行动，电力业务占比将在五年和十年计划中逐渐上升；若有大量增量资本投资，通常会集中在电力业务，并通过出售LDC来资助，这将进一步推动业务组合向电力倾斜 [80][81] 问题12: 资本计划增加时，劳动力可用性是否面临压力？ - 公司此前已积极锁定足够的施工队伍来满足资本支出计划，目前劳动力数量方面状况良好，但存在劳动力成本压力 [83] 问题13: 休斯顿电力需求增长的原因是什么？ - 休斯顿经济表现出色，住房开工数多，欧洲能源需求增加促使美国能源出口，当地的液化天然气、石化和炼油产业发展，工业持续增长，人口也在增加，这些因素共同推动了电力需求增长 [84]

业绩总结 - 公司2022年第一季度非GAAP每股收益为0.47美元，全年指导范围为1.36至1.38美元[9] - 2022年第一季度，合并可供普通股东的收入为3.04亿美元，稀释每股收益为0.48美元[30] - 2022年第一季度，非GAAP基础下的合并收入为2.99亿美元，稀释每股收益为0.47美元[30] - 2022年第一季度，电力总吞吐量同比增长9%，天然气总吞吐量同比下降5%[25] - 2022年第一季度，住宅客户的电力吞吐量为2,502,253 GWh，同比增长5%[25] - 2022年第一季度，天然气住宅客户数量为4,223,462，同比下降10%[25] 用户数据 - 公司预计2022年末的资产基础约为200亿美元，其中约62%为电力业务[10] - 公司在2022年和2024年将有约9%的当前平均住宅客户账单的额外空间，因CEHE证券化到期[9] 未来展望 - 公司预计2022年至2024年非GAAP每股收益年增长率为8%，并在2030年前实现6%-8%的中高端增长[5] - 公司计划在2030年前将FFO/债务目标设定为14%-15%[5] - 公司预计2022年非GAAP每股收益增长8%[27] 新产品和新技术研发 - 印第安纳州的电力CPCN中，400 MW太阳能项目于2021年10月获得批准，BTA从300 MW缩减至200 MW，PPA保持在100 MW[15] - 预计2022年第二季度或第三季度将发布460 MW天然气CT的订单[15] 市场扩张和并购 - 公司已完成对阿肯色州和俄克拉荷马州天然气业务的100%出售，获得约20%的溢价，总净收益约为20亿美元[8] - 明尼苏达州的费率案件和解将带来4850万美元的收入增长，投资回报率为9.39%[15] 负面信息 - 2022年第一季度，受天然气LDC销售影响，税后损失为189百万美元[28] - 2021年第一季度，市场证券的税后净损失为4000美元[30] - 2021年第一季度，债务的早期清偿成本税后为6000美元[30] - 2021年第一季度，Vectren合并相关影响的税后损失为1000美元[30] 其他新策略和有价值的信息 - 公司当前五年资本计划增加至193亿美元，十年资本计划超过400亿美元[5] - 公司计划在2035年前实现净零范围1排放，目标比同行平均水平提前近15年[5] - 自2020年5月以来未计划进行外部股权发行[5]

资产出售与收益 - 2022年1月10日，CERC Corp.完成阿肯色州和俄克拉荷马州天然气业务出售[269] - 2022年第一季度，公司出售能源转移普通股和优先股，净收益7.02亿美元[270] - 天然气业务出售阿肯色州和俄克拉荷马州业务实现净收益3000万美元[293] 债务情况 - 2022年第一季度，休斯顿电力发行8亿美元新债，公司和CERC偿还或赎回10.3亿美元债务[271] 公司整体财务数据 - 2022年第一季度，公司普通股股东可获得收入为5.18亿美元，较2021年同期增加1.84亿美元[275] 电力业务数据 - 2022年第一季度，电力业务净收入为8200万美元，较2021年同期增加700万美元[275] - 2022年第一季度，电力业务总吞吐量为231.55亿千瓦时，较2021年同期增长9%[286] - 2022年第一季度末，电力业务住宅计量客户数量为250.23万户，较2021年同期增长2%[286] - 休斯顿电力2022年第一季度总收入7.46亿美元，较2021年同期的6.84亿美元增加6200万美元[297] - 休斯顿电力2022年第一季度净收入6100万美元，较2021年同期的5300万美元增加800万美元[297] - 休斯顿电力2022年第一季度总吞吐量21934GWh，较2021年同期的19739GWh增长11%[297] - 休斯顿电力2022年第一季度末计量客户总数2673393户，较2021年同期的2615917户增长2%[297] 天然气业务数据 - 2022年第一季度，天然气业务净收入为3.98亿美元，较2021年同期增加1.69亿美元[275] - 2022年第一季度，天然气业务总吞吐量为2600亿立方英尺，较2021年同期下降5%[291] - 2022年第一季度末，天然气业务计量客户总数为422.35万户，较2021年同期下降10%[291] CERC业务数据 - CERC 2022年第一季度总收入13.85亿美元，较2021年同期的11.77亿美元增加2.08亿美元[302] - CERC 2022年第一季度净收入5.54亿美元，较2021年同期的1.51亿美元增加4.03亿美元[302] - CERC 2022年第一季度总吞吐量164Bcf，较2021年同期的180Bcf下降9%[302] - CERC 2022年第一季度末计量客户总数3141433户，较2021年同期的3624846户下降13%[302] - CERC 2022年第一季度加热度日数为10年平均水平的117%，较2021年同期的102%增长15%[302] 财务指标差异 - 2022年第一季度与2021年同期相比，CERC收入减成本的总差异为 - 2500万美元，运营和维护总差异为1100万美元，折旧和摊销总差异为800万美元，非所得税总差异未提及，出售收益为5.57亿美元，利息费用和其他财务费用为300万美元[304] 现金流量情况 - 2022年第一季度与2021年同期相比，CenterPoint Energy、Houston Electric和CERC经营活动提供的现金分别为5.8亿美元、7300万美元和3.47亿美元，投资活动使用的现金分别为 - 19.34亿美元、8.48亿美元和 - 18.6亿美元，融资活动使用的现金分别为26.21亿美元、 - 6.64亿美元和22.11亿美元[309] - 2022年第一季度与2021年同期相比，CenterPoint Energy经营活动现金增加的主要原因是净监管资产和负债的变化为24.32亿美元，投资活动现金增加的主要原因是出售股权证券所得为7.02亿美元和资产剥离所得为20.6亿美元，融资活动现金减少的主要原因是商业票据未偿还额的净变化为 - 19.79亿美元和长期债务未偿还额的净变化为 - 27.28亿美元[309][310][312] - 2022年第一季度与2021年同期相比，CenterPoint Energy经营活动现金增加的其他原因包括调整非现金项目后净收入的变化为 - 2.48亿美元、营运资金的变化为 - 2600万美元、未合并附属公司收益权益的变化为1.08亿美元等[309] - 2022年第一季度与2021年同期相比，Houston Electric投资活动现金增加的主要原因是应收附属公司票据的净变化为3.11亿美元[310] - 2022年第一季度与2021年同期相比，CERC融资活动现金减少的主要原因是商业票据未偿还额的净变化为 - 10.02亿美元和长期债务未偿还额的净变化为 - 21.24亿美元[312] 资本支出与计划 - 公司预计2022年剩余九个月的资本支出分别为CenterPoint Energy 29.86亿美元、Houston Electric 14.75亿美元和CERC 11.82亿美元，证券化债券的预定本金支付为1.82亿美元，养老金计划和其他退休后计划的最低缴款分别为1100万美元、100万美元和300万美元，移动发电的融资租赁为3.47亿美元[313] 表外安排 - 除Houston Electric为CenterPoint Energy的免税长期债务发行的一般抵押债券和担保外，公司没有表外安排[314] 项目建设与收购 - 2021年2月9日，Indiana Electric与Capital Dynamics的子公司签订协议，计划收购300兆瓦太阳能阵列项目，后因成本上升等原因计划将项目规模缩减至约200兆瓦，预计2023年投入使用[317] - 2021年6月17日，Indiana Electric申请建设两台天然气燃烧涡轮机以取代部分现有燃煤发电舰队，预计成本3.34亿美元，总输出460兆瓦，预计2025年第一季度投入运营[318] - 印第安纳电力申请购买185兆瓦和150兆瓦太阳能电力，分别来自Oriden LLC和Origis Energy USA Inc.，预计2023年投入使用[319] 业务协议与营收调整 - 休斯顿电力2021年签订两份临时应急电力租赁协议，截至2022年3月31日，一份从220兆瓦减至92兆瓦，另一份交付253兆瓦，截至2021年12月31日交付125兆瓦，申请回收约2亿美元递延成本，年营收增加约6000万美元[323] - CERC 2021年11月申请明尼苏达州基本费率案，寻求约6700万美元营收增长，要求10.2%的净资产收益率和7.06%的总回报率，基于约18亿美元的总费率基数，临时费率增加约5200万美元，最终和解方案为4850万美元营收增长和6.65%的总回报率[325] - CERC预计2022年提交创新计划，创新计划的最高允许成本将从该州公用事业收入的1.75%开始，到2033年可能增至4%[327] - 休斯顿电力DCRF申请基于2019年1月1日至2021年12月31日配电投资资本净变化超10亿美元及2021年约2亿美元移动发电设施，请求整体营收增加1.46亿美元，提议生效日期为2022年9月1日[331] - 休斯顿电力TCOS申请基于5.74亿美元的投资资本净变化，申请金额为6400万美元[331] - CERC GRIP申请基于2021日历年2.13亿美元的投资资本净变化，申请金额为3400万美元[331] - CERC密西西比州RRA申请基于9.568%的净资产收益率和2021年测试年调整后7.74%的净资产收益率，营收增加约300万美元，临时增加约100万美元于2022年5月31日实施[331] - 中心点能源俄亥俄州DRR申请为2021年投资增加6300万美元费率基数，反映当前营收每年增加900万美元[331] - 印第安纳电力TDSIC申请增加4200万美元费率基数，反映当前营收每年增加300万美元，80%的营收要求包含在请求的费率增加中，20%递延至下一个费率案[334] 减排目标与投资计划 - 拜登宣布到2035年全经济范围温室气体减排50%、实现100%无碳电力的目标，公司宣布到2035年实现范围1和范围2净零排放，范围3减排20% - 30%[339] - 2020年6月，印第安纳电力确定首选发电资源，将730兆瓦燃煤发电设施替换为含太阳能和风能的可再生能源[344] - 2021年9月宣布的10年资本计划中，公司预计在清洁能源投资和支持方面支出超30亿美元[344] 循环信贷额度情况 - 截至2022年3月31日，公司循环信贷额度总计约40亿美元[349] - 截至2022年4月20日，公司循环信贷额度使用情况：中心点能源24亿美元额度中使用1100万美元和4.43亿美元商业票据，加权平均利率0.70%；另一笔4亿美元额度中使用2.45亿美元商业票据，加权平均利率0.62%；休斯顿电力3亿美元额度未使用；CERC 9亿美元额度中使用9600万美元商业票据，加权平均利率0.60%[349] 临时投资情况 - 截至2022年4月20日，公司无临时投资[354] 资金池活动 - 截至2022年4月20日，中心点能源资金池活动中，休斯顿电力投资1.45亿美元，加权平均利率0.67%[356] 信用评级 - 穆迪、标普和惠誉对公司各主体信用评级：中心点能源高级无担保债务评级Baa2、BBB、BBB，展望均稳定；休斯顿电力高级有担保债务评级A2、A、A，展望稳定；CERC高级无担保债务评级A3、BBB+、A - ，展望稳定[357] 注册声明 - 2020年5月29日，公司向SEC提交联合暂搁注册声明，将于2023年5月29日到期[352][353] 资金池资金需求 - 公司参与资金池，中心点能源和CERC资金池净资金需求预计分别通过循环信贷额度借款或商业票据销售满足[355] 信用评级风险 - 若CERC Corp.信用评级低于适用门槛，截至2022年3月31日可能需提供高达2.03亿美元现金或其他抵押品[361] 税务风险 - 若2022年3月31日所有ZENS换为现金，需支付约5.75亿美元递延税；若出售所有ZENS相关证券，按2022年税率需支付约1.24亿美元资本利得税[362] 债务违约风险 - 借款人或其重要子公司对超过1.25亿美元的债务违约，将导致其信贷安排或定期贷款协议违约[363] 利率风险 - 截至2022年3月31日和2021年12月31日，CenterPoint Energy浮动利率债务分别为21亿美元和45亿美元；若浮动利率从2022年3月31日起提高10%，年利息支出将增加约200万美元[377] - 截至2022年3月31日和2021年12月31日，CenterPoint Energy未偿还固定利率债务本金分别为118亿美元和117亿美元，公允价值分别为120亿美元和130亿美元；若利率从2022年3月31日起下降10%，公允价值将增加约4.43亿美元[378] - 截至2022年3月31日，ZENS债务部分为900万美元，若利率从该日起下降10%，公允价值将增加约100万美元；衍生品部分负债为7.97亿美元，若无风险利率从该日起提高10%，公允价值将减少约100万美元[380] 股票市值风险 - CenterPoint Energy持有1020万股AT&T普通股、90万股Charter普通股和250万股WBD普通股，若这些股票市值从2022年3月31日起下降10%，净损失将少于100万美元[381][383] 能源衍生品资产 - 截至2022年3月31日，CenterPoint Energy印第安纳州公用事业天然气业务非交易能源衍生品资产公允价值为3900万美元[384] 天然气采购价格锁定 - CenterPoint Energy印第安纳州公用事业天然气业务有权锁定高达50%的年度天然气采购价格，期限最长10年[384] 业务退出 - 2008年，PUCO批准CenterPoint Energy退出俄亥俄州天然气服务领域的商业业务[385]

业绩总结 - 2021年非GAAP公用事业每股收益为0.27美元，2021年全年为1.27美元[8] - 2021年GAAP每股收益为第四季度1.01美元，全年2.28美元[11] - 2021年非GAAP每股收益为1.64美元，较2020年的1.40美元增长17%[21] - 预计2022年非GAAP每股收益指导范围为1.36至1.38美元[10] - 预计2024年前每年非GAAP每股收益增长8%[22] 用户数据 - 2021年电力部门客户增长2%，达到2,814,859户[24] - 2021年天然气部门客户增长1%，达到4,727,030户[24] 资本支出与投资计划 - 2021年资本支出增加约1亿美元，2022年加速资本支出为2亿美元，主要用于移动发电的加速部署[8] - 2021年总资本支出约为36亿美元，2022年预计为40亿美元，五年计划为192亿美元，十年计划超过400亿美元[15] - 电力部门2021年资本支出约为21亿美元，2022年预计为24亿美元，五年计划为112亿美元，十年计划超过230亿美元[15] - 天然气部门2021年资本支出约为14亿美元，2022年预计为14亿美元，五年计划为76亿美元，十年计划超过160亿美元[15] 未来展望与战略 - 计划在2022年底之前完全退出中游业务，2021年已售出75%的ET普通股和50%的ET系列G优先股[9] - 预计2021年至2025年的五年资本计划为192亿美元，十年资本计划超过400亿美元[7] - 计划到2035年实现净零范围1排放，目标比同行平均水平提前近15年[7] 负面信息 - 2021年冬季风暴乌里造成的未回收天然气成本在阿肯色州和俄克拉荷马州的余额为3.98亿美元，预计通过融资订单在2022年中期进行证券化[17] - 2021年第四季度，因Enable与Energy Transfer合并产生的损失为547百万美元，影响稀释每股收益0.86美元[25] - 2021年第四季度，ZENS相关的公允价值变动损益中，股权证券的净损失为71百万美元，影响稀释每股收益0.11美元[25] 财务指标与评估 - 公司在财务表现评估中使用非GAAP收入、公共事业每股收益（Utility EPS）和长期资金运营（FFO）等指标[33] - 公司管理层认为，非GAAP财务指标能够增强投资者对CenterPoint Energy整体财务表现的理解[33] - 公司在财报中提到，非GAAP财务指标可能与其他公司使用的非GAAP财务指标有所不同[33] - 公司在财务报告中强调，非GAAP财务指标应作为GAAP财务指标的补充，而非替代[33]

财务数据和关键指标变化 - 2021年全年GAAP EPS为2.28美元，第四季度为1.01美元，其中包括Enable和Energy Transfer合并带来的约5.5亿美元税后净收益，部分被能源转移证券出售损失抵消 [30] - 2021年第四季度非GAAP EPS为0.36美元，2020年第四季度为0.29美元，2021年第四季度非GAAP EPS由0.27美元的公用事业收益和0.09美元的中游业务收益组成 [31] - 2021年全年公用事业EPS为1.27美元，较2020年增长8.5%，为行业领先水平 [7][12] - 公司重申2022年非GAAP EPS指引为1.36 - 1.38美元，中点较2021年增长8%，2022 - 2024年目标为每年实现8%的非GAAP EPS增长，2024 - 2030年为6% - 8%的中高端增长 [12][32][34] - 2021年资本支出为36亿美元，比9月分析师日预计的多1亿美元 [34] - 2022年资本支出指引提高至40亿美元，原计划为38亿美元，年底费率基数指引增加3亿美元至200亿美元 [17][37] - 五年资本支出计划从180亿美元以上增加到192亿美元 [18][38] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2021年电力客户增长2%，天然气客户增长1% [8] - 2021年可控运营与维护成本减少1%，公司计划在10年计划中实现运营与维护成本年均降低1% - 2% [8] - 出售阿肯色州和俄克拉荷马州的天然气地方配送公司（LDC）业务后，费率基数中电力业务占比超过60% [10] 各个市场数据和关键指标变化 无 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司专注成为纯受监管公用事业公司，退出中游业务，出售70%的Energy Transfer权益和阿肯色州及俄克拉荷马州的天然气LDC业务 [9][10] - 2021年推出新的ESG战略，目标是到2035年实现直接排放净零，获得Sustainalytics评级显著提升，处于公用事业行业前四分之一 [11] - 未来五年资本支出计划超180亿美元，十年超400亿美元，用于支持增长、弹性和安全，已确定额外资本机会，将五年计划提高到192亿美元 [16][18] - 与休斯顿市合作开展“Resilient Now”战略电力弹性倡议，制定主能源计划，包括电网和基础设施加固、现代化、住宅防风化和可再生能源基础设施投资 [21][22] - 继续推进印第安纳州从煤炭发电向可再生能源的转型计划，目标是拥有50%的可再生能源发电需求，通过购电协议签订另外50%，并拥有简单循环天然气发电厂以保障可靠性 [43] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司连续七个季度业绩改善，执行9月分析师日制定的战略，2021年实现行业领先的公用事业EPS增长和费率基数增长 [24] - 公司有望成为优质公用事业公司，持续实现战略目标，未来将在无中游业务帮助的情况下实现非GAAP EPS增长 [25][26] - 公司流动性强劲，通过战略交易偿还债务，降低母公司层面债务，目标是到2022年底将母公司层面债务降至约20% [52][51] - 随着全州证券化的实施，穆迪已将CERC的展望调整为稳定，所有评级实体在三大机构的展望均为稳定 [54] 其他重要信息 - 本季度是公司讨论公用事业EPS的最后一个季度，2022年起将发布合并基础上的非GAAP EPS指标 [3][4] - 公司采购500兆瓦移动发电容量，价值约7亿美元，分布在2021 - 2022年，预计2022 - 2023年通过DCRF文件开始成本回收，2023年9月全部计入费率并获得股权回报 [36][38][39] - 公司在明尼苏达州进行全面费率案例，乐观预计在4月证据听证会前达成和解，该州所有天然气公用事业公司有关于冬季风暴增量天然气成本审慎性的单独文件待处理 [45] - 德克萨斯州铁路委员会发布全州证券化债券融资命令，预计将100%回收去年冬季风暴产生的11亿美元天然气成本及相关成本，债券预计在2022年年中前发行 [46] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 2022 - 2024年是否还有更多资本支出加速机会，休斯顿主能源计划的支出是否为增量支出 - 休斯顿“Resilient Now”机会很好，但处于早期阶段，需完成主能源计划，预计在今年下半年完成，该计划将确定增量资本；公司有10亿美元储备资本可用于支出或加速支出 [57][58][59] 问题2: 主能源计划的时间表，以及是否仍坚持无需股权融资来支持增量资本支出 - 公司目前不需要股权融资来支持资本加速或增量支出，有其他选择，如继续出售天然气LDC业务 [61][62] 问题3: 完全退出中游业务后，信用评级阈值可能会发生什么变化 - 目前穆迪的降级阈值为14%，公司强烈主张降至13%，与双燃料同行一致；主张降低降级阈值并非用于融资，而是为信用指标提供缓冲 [64][65] 问题4: 休斯顿“Resilient Now”计划是否会促使公司出售天然气LDC业务 - 目前处于早期阶段，公司不会提前确定方向，天然气LDC业务规模多样，是增加资本支出的一个好选择 [66][67] 问题5: 对印第安纳州发电计划获批的信心如何 - 公司对此非常乐观，认为计划平衡了利益相关者的利益，得到了工业客户的支持，预计今年各阶段申请将陆续获批 [69][70] 问题6: 主能源计划将评估哪些内容，初始提交后是否会有后续计划更新 - 主能源计划关注休斯顿及周边地区未来电网需求，包括应对增长、恶劣天气、电动汽车基础设施和社会社区需求，将推动投资机会，确保不影响电费 [72][73][74] 问题7: 出售剩余Energy Transfer股份的时间安排和限制条件 - 12月市场发售的锁定期于2月初到期，公司可自由交易剩余股份，有多种处置方式，将在年底前完成退出 [76][77] 问题8: 明尼苏达州《天然气创新法案》对计划的影响 - 公司将于年中提交相关计划，绿色氢试点项目即将上线，短期内不会成为资本支出的主要驱动因素，但在10年资本支出计划后期有机会，公司将谨慎发展，确保成本效益 [80][81] 问题9: 休斯顿主能源计划的近期机会如何，影响会持续多久 - 休斯顿地区停电一天将损失14亿美元GDP，主能源计划旨在提供更具弹性的经济，支持电动汽车采用，解决社会公平问题；公司在输电和变电站方面取得进展，配电系统有很大提升空间，计划将是一个长达十年的项目，预计年底公布 [84][88][89] 问题10: 德克萨斯州电力传输将清洁能源引入负荷中心的机会和挑战 - 公司服务区域占德州地理面积2.5%，但占电力负荷近四分之一，充足的输电至关重要；目前可再生能源更多建在服务区域内，德州公共事业委员会也在关注向高需求地区输电；今年有4.4吉瓦可再生项目接入休斯顿市附近系统，还有14吉瓦拟议项目排队，公司认为发电互联和长输电线路将分别成为短期和长期增长驱动力 [92][93][97] 问题11: 公司与德州公共事业委员会关于输电需求的对话是否令人鼓舞 - 公司对此表示肯定 [98] 问题12: 德州移动发电成本通过DCRF回收的时间 - 2022年9月DCRF文件将包含2亿美元，开始获得股权回报，2023年9月剩余5亿美元计入费率并获得回报 [99] 问题13: 是否有计划将ZENS证券变现，公司在预测期内是否仍持有该证券 - ZENS证券是20世纪90年代末的税收递延策略，公司按市值计价，排除市值波动影响；证券与债务相抵，递延税单将于2029年到期，公司正在寻找变现投资、偿还债务和解决递延税负债的方法 [101][102] 问题14: 2022年非GAAP EPS指引范围的驱动因素与之前相比有无变化 - 这是为了简化财务报告，公司仍重申基于公用事业板块的8%增长，排除能源转移相关收益实际上是净利好，公司希望市场关注公用事业业务的核心盈利能力 [104] 问题15: 如何看待未来五年内实际ROE与允许ROE的关系 - 公司有机会缩小实际ROE与允许ROE的差距，在一些较大司法管辖区，实际ROE略低于允许ROE，但通过线下活动弥补；随着公司专注于各司法管辖区实现允许ROE和降低企业管理费用，未来五年盈利增长情况有望改善 [106][107]

浮动利率债务情况 - 截至2021年12月31日和2020年，CenterPoint Energy浮动利率债务分别为45亿美元和24亿美元，若浮动利率从2021年12月31日水平提高10%，其利息费用每年将增加约200万美元[519] - 截至2021年12月31日和2020年，CERC浮动利率债务分别为19亿美元和3.47亿美元，若浮动利率从2021年12月31日水平提高10%，其利息费用每年将增加约100万美元[520] 固定利率债务情况 - 截至2021年12月31日和2020年，CenterPoint Energy固定利率债务本金分别为117亿美元和111亿美元，公允价值分别为130亿美元和129亿美元，若利率从2021年12月31日水平下降10%，其公允价值将增加约3.59亿美元[521] - 截至2021年12月31日和2020年，Houston Electric固定利率债务本金分别为55亿美元和51亿美元，公允价值分别约为63亿美元和60亿美元，若利率从2021年12月31日水平下降10%，其公允价值将增加约2.14亿美元[522] - 截至2021年12月31日和2020年，CERC固定利率债务本金分别为25亿美元和21亿美元，公允价值分别为28亿美元和25亿美元，若利率从2021年12月31日水平下降10%，其公允价值将增加约7100万美元[523] ZENS债务及衍生品情况 - 2021年12月31日，ZENS债务组成部分为1000万美元，若利率从2021年12月31日水平下降10%，其公允价值将增加约100万美元；若无风险利率从2021年12月31日水平提高10%，衍生品组成部分负债公允价值将减少约100万美元[525][527] 股票投资风险情况 - CenterPoint Energy持有1020万股AT&T普通股、90万股Charter普通股、5100万股Energy Transfer普通股和20万股Energy Transfer G系列优先股，若这些股票市值从2021年12月31日水平下降10%，净损失将少于100万美元[528] 非交易能源衍生品资产情况 - 截至2021年12月31日，CenterPoint Energy印第安纳州公用事业天然气业务非交易能源衍生品资产公允价值为1400万美元，由监管资产抵消[529] 融资能力风险情况 - 若无法以可接受条款安排未来融资，公司为资本支出融资或为未偿债务再融资的能力可能受限[38] 应收账款风险情况 - 休斯顿电力应收账款主要集中在少数零售商，付款延迟或违约可能对其财务状况、经营成果和现金流产生不利影响[41]

业绩总结 - 2021年第三季度非GAAP每股收益为0.33美元，其中公用事业业务贡献0.25美元[8] - 2021年第三季度的GAAP每股收益为0.32美元[10] - 2021年迄今的非GAAP每股收益为1.28美元[11] - 2021年第三季度合并收入为190百万美元，稀释每股收益为0.32美元[19] - 公司在2021年截至9月30日的合并收入为693百万美元，稀释每股收益为1.25美元[20] 用户数据 - 2021年第三季度住宅电力客户数量为2,800,548，同比增长2%[18] - 2021年第三季度电力总发电量为31,178 GWh，同比增长6%[18] - 2021年第三季度天然气总吞吐量为96 Bcf，同比下降6%[18] 未来展望 - 将2021年公用事业每股收益指引上调至1.26-1.28美元，这是今年的第三次上调[8] - 预计2022年公用事业每股收益将达到1.36-1.38美元，2024年前年均增长率为8%[8] - 预计通过战略性收益回收超过30亿美元，计划在2030年前不进行外部股权发行[9] - 公司预计到2035年实现净零直接排放的目标，比同行平均水平提前近15年[6] 资本支出与投资 - 资本计划增加至超过180亿美元，五年内的资本支出计划为180亿美元以上[6] - 2021年第三季度电力部门资本支出为444百万美元，年初至今为1,364百万美元，预计2021财年为2,040百万美元[12] - 自然气部门2021年第三季度资本支出为359百万美元，年初至今为900百万美元，预计2021财年为1,380百万美元[12] - 2021年第三季度总资本支出为814百万美元，年初至今为2,296百万美元，预计2021财年为3,450百万美元[12] 收入增长与费率案件 - 印第安纳州南部的费率案件批准了2050万美元的收入增加，投资回报率为9.7%[13] - 明尼苏达州的费率案件申请了6710万美元的收入增加，投资回报率为10.2%[13] 负面信息 - 市场证券的净损失为31百万美元，稀释每股收益影响为-0.05美元[20] - 与早期债务清偿相关的成本为27百万美元，稀释每股收益为0.04美元[20]

财务数据和关键指标变化 - 2021年第三季度GAAP每股收益为0.32美元，2020年第三季度为0.13美元；非GAAP每股收益为0.33美元，2020年第三季度为0.34美元；公用事业每股收益为0.25美元，中游投资贡献0.08美元 [25] - 2021年前9个月已实现全年公用事业每股收益指引的近80%，现将2021年公用事业每股收益指引提高至1.26 - 1.28美元，2022年提高至1.36 - 1.38美元，2022 - 2024年目标年增长率为8%，2025 - 2030年预计达到6% - 8%区间的中高端 [11][27] - 截至9月1日，公司B系列优先股转换为3600万股普通股，预计对收益无影响，未来仅因股息再投资或激励计划使股份数量适度增加 [28] - 公司目前流动性为18亿美元，包括短期信贷额度下的可用借款和不受限制的现金 [30] 各条业务线数据和关键指标变化 - 电力业务方面，2021年第三季度休斯顿少73个冷却度日，每个高于正常水平的冷却度日对休斯顿电力业务约有每日7万美元的影响 [26] - 天然气业务方面，截至目前公司在各司法管辖区约60%的天然气采购已套期保值，多数司法管辖区锁定的天然气加权平均成本在每百万英热单位3美元的中高位 [41] 各个市场数据和关键指标变化 无 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司制定首个10年计划，目标为股东实现可持续盈利增长，为客户提供可持续、有弹性且负担得起的费率，为社区环境带来可持续积极影响 [6] - 公司计划成为纯受监管公用事业公司，预计年底完成Enable合并，随后出售中游股权，预计2022年底完全退出中游领域 [8] - 公司资本投资倾向于电力业务，未来将继续向该方向发展，但未给出具体比例预测 [45] - 公司目标到2035年实现直接排放净零，持续建设可再生能源是实现该目标的关键驱动力 [19] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司新领导团队每个季度都达到或超过季度公用事业每股收益和股息预期，2020年和2021年均提高年度公用事业每股收益指引，对团队实现增长目标有信心 [7] - 公司认为自身发展势头良好，有很多顺风因素，未来将继续以每年8%的速度增长 [38] - 尽管面临供应链问题和劳动力成本上升压力，但公司有信心实现资本计划 [50] 其他重要信息 - 飓风尼古拉斯袭击德州墨西哥湾沿岸，公司休斯顿电力47万客户停电，3天内恢复95%电力，5天内整个系统恢复供电 [10] - 公司因近期天气事件资本支出计划略有延迟，但有追赶计划，预计2022年初弥补缺口 [14][30] - 公司致力于持续改进成本管理，目标是平均每年降低1% - 2%的运营和维护成本，今年已实现部分改进效益 [15] - 公司运营地区有有机增长，电力客户年同比增长约2%，天然气客户增长1% [17] - 公司在印第安纳州获得太阳能发电项目的CPCN批准，预计2022年第二或第三季度获得天然气CT厂的CPC决定，第三季度获得增量太阳能PPA的决定 [18] - 公司在德州就天然气成本证券化达成和解，预计年底获得融资命令，明年年中收到款项；在明尼苏达州9月开始回收成本，并提出替代费率稳定计划 [20][21] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司未来是处于稳定状态还是会继续提高指引？ - 公司目前发展势头良好，正从转型期向优质公用事业公司转变，未来每年将比上一年增长8% [38] 问题2: 对天然气价格下降的看法及对客户费率的影响？ - 天然气价格期货曲线开始下降，但公司有有机增长和运营维护方面的应对措施，可抵消部分影响；公司各司法管辖区约60%的天然气采购已套期保值，多数司法管辖区锁定的天然气加权平均成本在每百万英热单位3美元的中高位，对即将到来的冬季有较好准备 [40][41] 问题3: 公司电力与天然气业务贡献的目标比例及实现时间，以及增加资本支出的影响因素？ - 公司战略倾向于电力业务，因煤炭转型会吸收大量资本，若有其他机会，剩余天然气LDC资产可作为流动性来源；增加资本支出的因素包括德州立法新工具的最终确定和找到足够的劳动力、零部件和库存等 [45][46] 问题4: 当前环境下执行资本支出计划是否有挑战，以及出售中游业务单位是否有数量限制？ - 公司面临供应链问题和劳动力成本上升压力，但有信心实现资本计划，已采取措施确保施工人员和长周期物品的供应；出售中游业务单位无直接限制，交易完成后可与Energy Transfer协调进行市场发售，也可逐步出售 [50][54] 问题5: 对ET交易时间线有信心的原因，以及替代稳定计划的机制和反馈？ - 公司观察到Energy Transfer与FTC的沟通进展，对第四季度完成交易有信心；替代稳定计划基于明尼苏达州上次费率案例的和解条款，旨在改善天然气系统安全的同时，减轻对客户的费率影响，目前与利益相关者的沟通尚处于早期阶段 [58][61] 问题6: 印第安纳州太阳能项目75/25的比例是否为未来目标，以及如何确定该比例？ - 公司在煤炭转型计划的第一阶段，可再生能源部分目标是50%自有、50%通过PPA合同；最初提交的太阳能项目是75%自有、25%PPA，第三季度又提交了100%PPA的太阳能项目 [68] 问题7: 联邦立法草案对公司的影响，包括税收政策和清洁能源支持？ - 从可再生能源和ESG方面看，联邦立法草案支持公司发展方向，但目前不会加速或减速公司计划；公司是联邦现金纳税人，有效现金税率在8% - 10%，最低15%的税收会带来一定影响，但不构成资本支出计划的障碍 [71][73]

公司战略与目标 - 公司宣布到2035年实现范围1和范围2排放净零目标，范围3排放减少20% - 30%[309] - 公司计划到2035年将范围1和范围2的排放量减少20% - 30%[409] - 公司未来10年资本支出计划超400亿美元，其中清洁能源投资和支持方面预计超30亿美元[370] - 2021年9月宣布的10年资本计划中，公司预计在清洁能源投资和支持方面支出超30亿美元[413] - 公司计划2022年完全退出中游投资可报告板块[434] 公司业务出售与交易 - 2021年4月29日，公司子公司签订协议以21.5亿美元现金出售阿肯色州和俄克拉荷马州天然气业务[310] - 2021年4月29日，公司子公司CERC Corp.签订资产购买协议，以21.5亿美元现金出售阿肯色州和俄克拉荷马州的天然气业务，包括约4.25亿美元风暴相关增量天然气成本[433] - 2021年9月21日，CNP Midstream签订远期销售协议，将交付5000万股Energy Transfer普通股[313] - 2021年9月21日，CNP Midstream签订远期销售协议，待Enable合并完成后交付5000万个Energy Transfer普通股单位[434] - 公司子公司CERC Corp.于2021年8月31日完成向Last Mile Energy出售MES[435] 公司治理结构变化 - 2021年7月22日，公司宣布实施新的独立董事会领导和治理结构并任命新主席[317] 各业务线收入数据 - 2021年第三季度，电力业务收入1.85亿美元，天然气业务收入500万美元，总公用事业运营收入1.9亿美元[321] - 2021年前三季度，电力业务收入3.85亿美元，天然气业务收入3.08亿美元，总公用事业运营收入6.93亿美元[321] - 电力业务板块前三季度营收28.23亿美元，去年同期为26亿美元，增长2.23亿美元[334] - 天然气业务板块前三季度营收30.22亿美元，去年同期为25.29亿美元，增长4.93亿美元[339] - 2021年第三季度总收入87400万美元，2020年同期为82800万美元，增加4600万美元；2021年前九个月总收入23.44亿美元，2020年同期为21.82亿美元，增加1.62亿美元[345] - 2021年前三季度与2020年同期相比，总收入增加3.18亿美元，从19.2亿美元增至22.38亿美元[351] 可分配给普通股股东的收入变化 - 2021年第三季度，公司可分配给普通股股东的收入较2020年增加1.26亿美元[322] - 2021年前三季度，公司可分配给普通股股东的收入较2020年增加18.5亿美元[327] - 排除特定项目后，2021年第三季度公司可分配给普通股股东的收入较2020年增加100万美元[324] - 排除特定项目后，2021年前三季度公司可分配给普通股股东的收入较2020年增加1.21亿美元[328] 各业务线运营与利润数据 - 电力业务板块前三季度运营收入6.12亿美元，去年同期为3.74亿美元，增长2.38亿美元[334] - 电力业务板块前三季度净利润3.85亿美元，去年同期为1.6亿美元，增长2.25亿美元[334] - 天然气业务板块前三季度运营收入4.42亿美元，去年同期为3.82亿美元，增长0.6亿美元[339] - 天然气业务板块前三季度净利润3.08亿美元，去年同期为2.29亿美元，增长0.79亿美元[339] - 2021年第三季度总费用6.42亿美元，2020年同期为5.96亿美元，增加4600万美元；2021年前九个月总费用18.35亿美元，2020年同期为17.16亿美元，增加1.19亿美元[345] - 2021年第三季度运营收入2.32亿美元，与2020年同期持平；2021年前九个月运营收入5.09亿美元，2020年同期为4.66亿美元，增加4300万美元[345] - 2021年第三季度持续经营业务税前收入1.85亿美元，2020年同期为1.83亿美元，增加200万美元；2021年前九个月持续经营业务税前收入3.67亿美元，2020年同期为3.24亿美元，增加4300万美元[345] - 2021年第三季度净收入1.51亿美元，2020年同期为1.57亿美元，减少600万美元；2021年前九个月净收入3.07亿美元，2020年同期为2.77亿美元，增加3000万美元[345] - 2021年前三季度与2020年同期相比，营业利润增加4200万美元，从2560万美元增至2980万美元[351] - 2021年前三季度与2020年同期相比，持续经营业务的净利润增加6600万美元，从1420万美元增至2080万美元[351] - 2021年前三季度与2020年同期相比，净收入增加1.32亿美元，从亏损7600万美元转为亏损100万美元[351] 各业务线吞吐量数据 - 电力业务板块居民吞吐量前三季度为25567GWh，去年同期为26113GWh，下降2%[334] - 天然气业务板块居民吞吐量前三季度为175Bcf，去年同期为157Bcf，增长11%[339] - 2021年第三季度居民吞吐量10723GWh，2020年同期为11237GWh，下降5%；2021年前九个月居民吞吐量24448GWh，2020年同期为25028GWh，下降2%[345] - 2021年第三季度总吞吐量29318GWh，2020年同期为28031GWh，增长5%；2021年前九个月总吞吐量74453GWh，2020年同期为71293GWh，增长4%[345] - 2021年三季度与2020年同期相比，居民天然气吞吐量下降7%，从14 Bcf降至13 Bcf[351] - 2021年三季度与2020年同期相比，商业和工业天然气吞吐量增长6%，从48 Bcf增至51 Bcf[351] - 2021年三季度与2020年同期相比，总天然气吞吐量增长3%，从62 Bcf增至64 Bcf[351] 客户数量数据 - 电力业务板块期末居民计量客户数为2480292户，去年同期为2420855户，增长2%[334] - 天然气业务板块期末居民计量客户数为4332079户，去年同期为4295169户，增长1%[339] - 2021年末居民计量客户数量为2345920户，2020年末为2291038户，增长2%；2021年末总计量客户数量为2646955户，2020年末为2586093户，增长2%[345] - 截至期末，居民计量客户数量增长1%，从3329032户增至3359891户[351] - 截至期末，商业和工业计量客户数量增长1%，从258660户增至260145户[351] 温度相关数据 - 2021年第三季度制冷度日数为101%（10年平均水平），2020年同期为106%，下降5%；2021年前九个月制冷度日数为103%，2020年同期为109%，下降6%[345] - 2021年前九个月供热度日数为105%（10年平均水平），2020年同期为68%，增长37%[345] - 2021年三季度与2020年同期相比，供暖度日数下降60%，从100%降至40%[351] CERC相关差异数据 - 2021年前三季度与2020年同期相比，CERC收入减成本的有利差异为800万美元[353] - 2021年前三季度与2020年同期相比，CERC运营和维护的不利差异为100万美元[353] - 2021年前三季度与2020年同期相比，CERC折旧和摊销的不利差异为400万美元[353] - 2021年前三季度与2020年同期相比，CERC非所得税的不利差异为100万美元[353] - 2021年前三季度与2020年同期相比，CERC出售MES的净收益为1100万美元[353] - 2021年前三季度与2020年同期相比，CERC利息费用和其他财务费用的有利差异为400万美元[353] - 2021年前三季度与2020年同期相比，CERC其他收入（费用）净额的不利差异为200万美元[353] 现金流量数据 - 2021年前三季度，CenterPoint Energy、Houston Electric和CERC经营活动产生的现金流量分别为-5.51亿美元、4.97亿美元和-14.66亿美元[358] - 2021年前三季度，CenterPoint Energy、Houston Electric和CERC投资活动使用的现金流量分别为-21.04亿美元、-11.04亿美元和-5.34亿美元[358] - 2021年前三季度，CenterPoint Energy、Houston Electric和CERC融资活动产生的现金流量分别为26.44亿美元、5.76亿美元和19.99亿美元[358] 冬季风暴相关成本 - 截至2021年9月30日，因2021年2月冬季风暴事件，公司在各州的估计增量天然气成本总计20.77亿美元，其中CERC为19.7亿美元[374,379,380] 项目建设与投资 - 印第安纳电力与Capital Dynamics合作，将在2023年底建成300兆瓦太阳能阵列并收购[381] - 印第安纳电力计划建设的天然气燃烧涡轮机设施估计成本3.23亿美元，预计2024年投入运营[382] - 印第安纳电力申请购买185兆瓦和150兆瓦太阳能电力，预计2023年投入使用[383] - 太空城太阳能输电互联项目输电线路估计资本成本在2300万美元至7100万美元之间[389] 费率案相关 - 印第安纳南方基本费率案获批增收2100万美元，基于9.7%的净资产收益率和5.78%的总体税后回报率[387] - 印第安纳北方基本费率案和解建议减收600万美元，基于9.8%的净资产收益率和6.16%的总体税后回报率[388] - 2019年CERC向MPUC申请约6200万美元收入增加，2021年获批3900万美元[393] - 2021年11月CERC再次申请约6700万美元收入增加，请求约5200万美元临时费率增加[397] - 休斯顿电气EECRF申请6300万美元，2021年9月和解减少31.5万美元[401] - 休斯顿电气TCOS基于8000万美元和1.66亿美元投资资本净变化调整[401] - FRP基于11.53%的股权收益率，收入减少1040万美元，初始条款于2021年9月终止[403] - GRIP基于1.97亿美元的投资资本净变化[403] - RSP（1）中，北路易斯安那州基于测试年和14.8%的调整后股权收益率减少100万美元，南路易斯安那州基于测试年和1.7%的调整后股权收益率增加800万美元[403] - RRA基于9.81%的股权收益率，收入增加约300万美元；PBRC基于7.49%的调整后股权收益率，收入增加约300万美元；OCC基于12.42%的调整后股权收益率，收入信贷约100万美元[403] - CSIA（印第安纳州）分别请求将费率基数增加1100万美元和3700万美元，分别反映当前收入每年减少100万美元和增加500万美元[403] - DRR请求将费率基数增加7100万美元，反映当前收入每年增加900万美元，每年的（超额/未收回）差异变化为500万美元[404] - TDSIC请求将费率基数增加2800万美元和3500万美元，均反映当前收入每年增加300万美元[404] - CECA通过非传统费率制定方法使当前收入每年增加800万美元[404] - ECA请求将费率基数增加3900万美元，反映当前收入每年增加200万美元[404] 法规与政策相关 - 2021年德州立法多项法案，包括改革ERCOT董事会、建立电网要求等[391] - 2021年明尼苏达州通过《天然气创新法案》，CERC预计2022年提交创新计划[398][399] - 创新计划最大允许成本从占州内公用事业收入的1.75%起，2033年可能增至4%[399] 公司应对措施 - 休斯顿电气临时短期租赁135兆瓦移动发电设备应对天气事件[392] 公司资金需求与信贷 - 公司预计2021年剩余三个月的现金需求将通过信贷安排借款、发行长期债务等方式满足[371] - 截至2021年9月30日，公司循环信贷额度总计约40亿美元[417] - 截至2021年10月21日，公司循环信贷额度使用情况为：中心能源24亿美元、中心能源（1）4亿美元、休斯顿电力3亿美元、CERC 9亿美元，总计40亿美元，已使用21.44亿美元[417] - 中心能源循环信贷额度借款加权平均利率为0.18%，中心能源（1）为0.17%，CERC为0.17%[417] 公司证券与注册声明 - 2020年5月29日，公司向美国证券交易委员会提交联合暂搁注册声明，将于2023年5月29日到期[420] 公司资金池与投资 - 截至2021年10月21日，公司无临时投资[421] - 截至2021年10月21日，中心能源资金池休斯顿电力投资（借款）为 - 1.33亿美元，加权平均利率为0.18%[424] 公司信用评级 - 中心能源高级无担保债务穆迪评级为Baa2，展望稳定；标普评级为BBB，展望稳定；惠誉评级为BBB，展望稳定[425] 信用评级影响 - 若信用评级被标普和穆迪下调一档，对四项循环信贷安排下的借款成本影响不大；若CERC Corp.信用评级低于适用门槛，可能需提供高达2.23亿美元现金或其他抵押品[427][428] 税务相关 - 若2021年9月30日所有Z