财务数据和关键指标变化 - 第一季度GAAP每股收益为0.14美元，运营每股收益为0.66美元，高于指引区间中点0.01美元 [23] - 确认2020年每股收益指引为2.40 - 2.60美元，预计2021年复合年增长率为6% - 8%，2023年为5% - 7%，计划在2020 - 2023年发行至多6亿美元股权 [24] - 引入2020年第二季度每股收益指引为0.48 - 0.58美元，拥有35亿美元充足流动性 [25] 各条业务线数据和关键指标变化 配电业务 - 与2019年第一季度相比，收益下降，主要因温和天气影响客户用电量致收入降低，不过俄亥俄州解耦收入及俄亥俄和宾夕法尼亚州增量附加费收入部分抵消了这一影响 [32] - 2020年第一季度配电收益还因俄亥俄州DMR收入缺失、折旧费用增加和净融资成本上升而减少，尽管费用有所降低 [33] - 客户用电量在实际和天气调整基础上均较2019年第一季度下降，第一季度供暖度日数比2019年正常水平低约18%，实际住宅销售额较2019年第一季度下降12.6%，天气调整后下降1.3%，商业客户销售额实际下降7.5%，调整后下降1.6%，工业客户负荷下降3% [33][34][35] 输电业务 - 第一季度收益增加，主要因公式费率公司的费率基数提高，与“为未来供电”项目的持续投资有关，客户部门第一季度业绩主要反映运营费用降低 [36] 各个市场数据和关键指标变化 - 从3月中旬到4月中旬，系统范围经天气调整后的负荷较去年同期下降近6% [15] - 宾夕法尼亚州住宅客户用电量因居家令增加超6%，预计其他服务地区住宅用电量也会有类似增长 [16] - 商业和工业客户负荷较2016 - 2019年四年平均水平下降近13%，此前因制造业衰退工业销售已减少 [17] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司是一家低风险、完全受监管、稳定且可预测的电线公用事业公司，业务覆盖五个州，拥有600万公用事业客户，三分之二的配电收入来自住宅客户，三分之一来自工商业客户，结合俄亥俄州解耦政策，部分抵御经济衰退影响 [44] - 与监管机构关系良好，2023年规划期内监管日程轻松，监管风险低 [45] - 每年在服务区域投资30亿美元，有大量受监管的资本支出项目，超60%的投资采用公式费率和附加费，减少监管滞后并及时获得投资回报 [46] - 三分之一的收益来自输电业务，不受近期客户负荷变化影响，主要由PJM规定或公司维持安全可靠输电服务所需的资本项目支持 [47] - 目标是获得三大评级机构的BBB信用评级，拥有35亿美元充足流动性，资本市场渠道成熟且强劲，支持有吸引力的复合年增长率和可持续股息 [48] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 疫情是公司和国家的关键时刻，公司将变得更强，有能力应对经济放缓影响，配电和输电投资将继续提供稳定可预测的收益 [13] - 运营的多样性和规模使公司能根据需要调整投资，继续在系统中配置资本，预计供应链不会出现重大中断 [14] - 公司对2020年业绩指引有信心，认为不会出现重大波动使其偏离指引，尽管工商业客户影响可能持续，但住宅客户积极影响也会持续一段时间 [69][70][71] 其他重要信息 - 公司采取多项措施应对疫情，超7000名员工远程工作，占员工总数一半以上，包括呼叫中心员工；为无法远程工作的员工提供防护设备，增加清洁消毒措施，调整工作安排以减少暴露风险 [9][10][11] - 马里兰州公共服务委员会本月授权递延未来收回所有合理的增量新冠相关成本，俄亥俄州和新泽西州可通过现有附加费收回增量坏账费用 [19] - 公司目前监管日程包括2020年2月在新泽西州提交的配电基本费率案，预计很快会分配行政法法官并发布程序时间表；计划2020年12月30日在西弗吉尼亚州提交综合资源计划信息文件；承诺2023年初在马里兰州为旗下最小的公用事业公司波托马克爱迪生提交费率案 [20][22] - 公司已达成协议将JCP&L在亚德溪电厂的部分转让给LS Power，预计交易在2021年上半年完成，有待批准 [21] - 公司养老金计划在市场波动中表现良好，2019年底资金状况为79%，2020年2月重新计量时为77%，资金要求略有下降，保守的资产配置使其在2020年表现出色 [37][38] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 员工如何应对疫情及复工计划，以及资本支出计划执行情况和重新评估场景 - 公司行业有业务连续性和疫情应急响应计划，此次全面实施，员工表现出色，运营基本正常，仅9例确诊且无工作场所传播，可灵活决定复工时间，预计疫情结束需疫苗广泛分发；资本支出方面，因供应链无担忧且大部分投资由多年前签约的承包商完成，所以对实现指引和复合年增长率有信心 [50][51][55] 问题2: 新泽西州费率案是否能在今年达成和解及下一个综合激励计划（IIP）的时间 - 费率案因疫情延迟，预计很快恢复正常程序，最早今年晚些时候有和解讨论机会，2020年预计无影响且不在指引范围内；当前IIP到今年底结束，公司仍在评估是否提交新的IIP，认为现有投资可满足新泽西州客户服务需求 [58][59][61] 问题3: 宾夕法尼亚州是否有寻求解耦的理由，现有机制是否足够 - 公司未来几年在宾夕法尼亚州无广泛费率案计划，认为长期激励计划（LTIP）和配电服务改善成本（DSIC）机制运行良好，能为客户带来所需投资并为股东带来可靠回报，无需改变 [62] 问题4: 若2021年经济持续低迷，如何看待资本支出计划及客户支付能力 - 公司过去多年负荷增长有限，投资时会考虑对客户的影响，认为输电和配电基础设施需要维修和现代化，投资是必要的，且通过合理安排可控制对客户的影响，不会大幅调整计划 [65][66] 问题5: 若疫情持续，供应链哪些部分风险更大 - 公司多年前实施“购买美国货”战略，超80%产品来自美国公司，目前供应链无担忧，认为各州会重新开放，可采取措施保障员工健康和供应链稳定 [67] 问题6: 销售假设及经济衰退规划中的基本假设和敏感度分析 - 公司认为情况复杂仍在分析，居家令使住宅用电量增加6% - 6.5%，65%的配电收入来自该领域，工商业负荷下降13%，但80% - 90%通过客户费用和需求费用收取，加上俄亥俄州解耦政策，有信心实现业绩指引；公司会参考穆迪等经济指标进行预测，工商业影响可能持续，住宅积极影响也会持续一段时间 [69][70][71] 问题7: 工商业固定费率中的需求费用通常如何重置，客户削减负荷是否影响明年固定部分 - 固定部分基本每月重置，客户每月账单基于当月峰值需求，与用电量下降的吞吐量无直接关联；若客户削减负荷，固定部分可能降低，但并非所有客户都有能力这样做，且过去衰退经验表明，尽管吞吐量下降，但因固定费用和需求费用，收入下降幅度较小 [75][76][80] 问题8: 过去几年住宅和工业客户数量趋势，以及2008 - 2009年客户数量变化 - 2008 - 2009年公司失去大量客户，如工业负荷一年下降25%，俄亥俄州失去5万台电表；目前每年电表数量有增长，但因能源效率提高，增长基本被抵消，整体负荷增长平缓；2020年第一季度住宅客户数量较2019年第一季度增长约0.5%，且该趋势已持续多个季度 [82][83][84] 问题9: 6% - 8%和5% - 7%长期每股收益增长率中的负荷增长假设 - 公司假设规划期内负荷基本持平，目前过去12个月略低于该水平 [85] 问题10: 若经济深度衰退，公司是否能抵御，是否有监管变化影响 - 公司认为业务覆盖范围和收入来源的多样性，以及三分之一的输电业务不受负荷影响，65%的配电收入来自住宅且该部分增长，使其有信心在每股收益0.20美元的范围内实现业绩指引；若有需要，公司可加强运营和维护（O&M）纪律以抵消影响；虽有小企业可能无法复工，但会有新企业替代，公司有能力应对 [87][88][90] 问题11: 除马里兰州外，其他司法管辖区跟踪新冠相关成本的机制，以及区分新冠和非新冠成本的难易程度 - 公司在俄亥俄州和新泽西州已有回收坏账费用的机制，正在与其他监管机构沟通；目前成本未引起担忧，将其视为正常运营挑战，若成本增加会与监管机构合作；公司未将这些成本正常化，若行业普遍这样做，公司也不会处于劣势 [92][93][95] 问题12: 是否有因社交距离无法高效完成的资本支出项目需要推迟或提前 - 公司认为资本支出项目大多规模较小，员工有创造力且能安全工作，如应对两次重大风暴时恢复服务速度与正常情况相当甚至更快，目前无担忧 [96] 问题13: 2008 - 2009年坏账费用情况及与现在的比较，以及俄亥俄州和新泽西州回收机制详情 - 不能认为无法支付账单的客户都会成为坏账，公司会灵活与客户合作减少坏账；在俄亥俄州和新泽西州，只有核销坏账时才成为无法收回的费用，可通过现有费率从其他客户处回收，新泽西州有一定滞后；宾夕法尼亚州公司将与公共事业委员会讨论，马里兰州已率先采取行动，其他监管机构也在关注新冠相关成本 [98][99] 问题14: 公司信用指标与目标的对比情况，以及与信用评级机构的沟通情况 - 公司计划2022年前不发行新股，2022 - 2023年每年最多发行6亿美元；今年是过渡年，排除Energy Harbor影响后，公司目前信用指标符合所有当前阈值；惠誉评级为BBB，标准普尔将公司升级阈值从13降至12，预计最终会给出积极展望；公司与穆迪讨论升级阈值，目前与评级机构的沟通重点是升级而非降级，公司低风险特征是讨论的关键驱动因素，目标是获得三大评级机构的BBB评级并长期维持 [101][102][103] 问题15: 新泽西州智能电表禁令结束后的最新想法 - 公司将与新泽西州政府和公共事业委员会（BPU）沟通，在宾夕法尼亚州已安装近200万台智能电表，在俄亥俄州开始电网改造项目将安装约70万台，有能力分享智能电表的利弊，若政策制定者有需求，将在新泽西州安装100万台 [106] 问题16: 居家期间监管机构或政治家对智能电表的兴趣是否有变化 - 新泽西州州长在疫情前推出新能源总体规划，目前州政府包括BPU都专注于应对疫情，相关讨论推迟，待恢复正常运营后再继续 [107] 问题17: 幻灯片中称股息可持续且管理层希望增长，是否意味着股息政策软化 - 公司认为提问者过度解读，股息政策未变，目前处于承诺范围的高端，是否每年增长由董事会决定，公司会遵守已公布的股息政策 [108]

疫情影响与业务调整 - 受疫情影响，公司约7000名员工可居家办公，自2020年3月13日起停止对客户停电，预计零售负荷近期或增加，工商业负荷或下降[225][226] 监管增长计划 - 2020年公司继续执行监管增长计划，包括实施前瞻性费率、申请费率上调、完成退出竞争性发电业务等[227] 受监管业务费率基数与投资 - 受监管配电业务预计2018 - 2023年费率基数复合年增长率约4%，计划投资超100亿美元[228] - 受监管输电业务预计2018 - 2023年费率基数复合年增长率约10%，计划投资超70亿美元，90%资本投资按前瞻性公式费率收回[229] - 受监管配电业务预计2018 - 2023年费率基数复合年增长率约4%，期间预计资本投资超100亿美元[294] 股息变化 - 2019年3月1日普通股股息增至0.38美元/股，增幅6%；2020年3月1日增至0.39美元/股，增幅3%[231] 股权发行 - 2018年发行25亿美元股权，预计2022 - 2023年每年发行至多6亿美元股权[235] - 2018年公司进行25亿美元股权发行，预计2022 - 2023年每年发行不超过6亿美元股权[291] 破产重组与和解金支付 - 2020年2月27日FES债务人完成破产重组，公司支付8.53亿美元和解金及1.25亿美元税收分享款[237] - 2020年2月27日，公司向FES债务人支付8.53亿美元和解金和1.25亿美元税收分摊款[301] 第一季度财务数据 - 2020年第一季度，公司营收27.09亿美元，同比下降6%；净利润7400万美元，同比下降77%[240] - 2020年第一季度公司总营收27.09亿美元，较2019年第一季度的28.83亿美元减少1.74亿美元[244][246][247] - 2020年第一季度公司总运营费用21.77亿美元，较2019年第一季度的22.54亿美元减少0.77亿美元[244][246][248] - 2020年第一季度公司净收入7400万美元，较2019年第一季度的3.2亿美元减少2.46亿美元[244][246][248] 受监管配电业务数据 - 受监管配电业务服务约600万客户，控制3790兆瓦发电容量[220] - 受养老金和OPEB按市值计价调整、客户用电量下降等因素影响，受监管配电业务净收入在2020年第一季度减少1.93亿美元[250] - 2020年第一季度配电收入减少2400万美元，主要因客户用电量下降和特定收入结束，部分被费率调整等因素抵消[251][252] - 2020年第一季度居民、商业、工业和其他类别的总配电兆瓦时较2019年下降7.8%[252] - 2020年第一季度居民和商业客户配电量下降主要因供暖度日数比2019年和正常水平低18%[252] 发电业务数据 - 2020年第一季度发电收入减少1.89亿美元，零售和批发业务的销量和价格变化均为负贡献[254] - 2020年第一季度零售发电销售因销量减少1.33亿美元、价格下降2100万美元，共减少1.54亿美元[254] - 2020年第一季度批发发电销售因销量减少600万美元、价格下降800万美元、容量收入减少2100万美元，共减少3500万美元[254] - 2020年第一季度批发发电收入较2019年同期减少3500万美元[256] 运营费用数据 - 2020年第一季度总运营费用较2019年同期减少1.35亿美元，其中燃料费用减少3300万美元，购电成本减少8700万美元，其他运营费用减少7200万美元[257][258][261] - 2020年第一季度折旧费用和摊销费用分别较2019年同期增加1400万美元和4600万美元[262] - 2020年第一季度其他费用较2019年同期增加2.34亿美元[263] 监管输电业务数据 - 2020年第一季度监管输电净收入较2019年同期增加1300万美元，总收入增加4500万美元[265][266] 公司/其他业务数据 - 2020年第一季度公司/其他业务持续经营业务亏损较2019年同期增加1.51亿美元[272] - 2020年第一季度终止经营业务税后收入为5000万美元，2019年同期税后亏损为3500万美元[273] 替代供应商电力占比 - 新泽西州和宾夕法尼亚州替代供应商提供的电力占总交付量的比例分别从47%增至51%、从63%增至66%[255] 监管配电有效税率 - 受资产处置影响，2020年第一季度监管配电有效税率为 - 30.8%，2019年同期为21.3%[264] 公司流动性与资金状况 - 截至2020年4月20日，公司可用流动性为35亿美元，预计未来12个月维持该水平[303] - 截至2020年3月31日，公司营运资金净赤字主要源于应付账款8.98亿美元、短期借款7.5亿美元等[305] - 公司参与两个五年期银团循环信贷安排，总承贷额35亿美元，分别于2022年12月6日到期[306] - 截至2020年3月31日和2019年12月31日，公司短期借款分别为7.5亿美元和10亿美元[308] - 2018年10月，公司签订两笔银团定期贷款协议，金额分别为12.5亿美元和5亿美元，后修订为10亿美元和7.5亿美元[313] - 2020年前三个月，受监管公司资金池借款平均年利率为1.80%，非受监管公司为1.90%[317] - 信贷安排要求借款人保持合并债务与总资本比率不超过65%，FET为75%[307] - 截至2020年3月31日，公司及其子公司可额外发行约65亿美元债务，或减少35亿美元股权，仍符合财务契约限制[318] - 截至2020年3月31日，公司现金及现金等价物为1.52亿美元，受限现金约3300万美元，较2019年12月31日的6.27亿美元和5200万美元减少[319] 现金流量数据 - 2020年前三个月，经营活动净现金使用量为5.6亿美元，2019年同期为1.82亿美元，主要因2020年2月的现金结算和税收分享支付增加[323] - 2020年前三个月，融资活动提供的现金为7.25亿美元，2019年同期为5.93亿美元[324] - 2020年前三个月，投资活动使用的现金为6.59亿美元，较2019年同期增加2900万美元，主要因物业增加[328] 债务发行 - 2020年2月20日，公司发行17.5亿美元高级无抵押票据，用于偿还贷款、支付和解款项等[324] - 2020年3月31日，MAIT发行2.5亿美元高级无抵押票据，用于再融资、资本支出等[325] - 2020年4月20日，PN发行2.5亿美元高级票据，用于再融资、资本支出等[326] 担保与潜在付款 - 截至2020年3月31日，公司及其子公司担保的最大潜在未来付款金额约为17亿美元[331] - 截至2020年3月31日，公司及其子公司潜在的额外信用评级或有合同抵押义务为3.53亿美元[334] - 截至2020年3月31日，Global Holding在银团高级有担保定期贷款安排下的未偿本金余额为1.14亿美元，FE为此提供担保[336] 衍生品与负债 - 截至2020年3月31日，FirstEnergy在非套期保值衍生品合约中的净负债为700万美元，主要与部分公用事业公司的NUG合约有关[340] 养老金与OPEB计划资产 - 截至2020年3月31日，FirstEnergy养老金计划资产分配为：25%股权证券、43%固定收益证券、10%绝对回报策略、9%房地产、4%私募股权、4%衍生品和5%现金及短期证券[341] - 截至2020年3月31日，FirstEnergy OPEB计划资产分配为：47%股权证券、49%固定收益证券和4%现金及短期证券[343] - 截至2020年3月31日，FirstEnergy的养老金和OPEB计划资产较年度预期回报率7.5%分别损失约4.4%和9.2%；2月27日至3月31日分别损失约7.0%和10.5%[344] - 2020年第一季度，FirstEnergy确认了约4.23亿美元的非现金、税前养老金和OPEB按市值计价调整，主要因折现率下降38个基点[347] - FirstEnergy预计2020年税前净定期福利成本约为2.46亿美元，包括第一季度4.23亿美元的养老金和OPEB按市值计价调整[348] NDT基金投资 - 截至2020年3月31日，JCP&L、ME和PN的NDT基金约14%投资于固定收益证券（市值约1.24亿美元），86%投资于短期投资（市值约7.67亿美元）[345] 税收抵免与扣除 - FirstEnergy约1800万美元的可退还AMT抵免将通过《CARES法案》全额退还，预计从NOL结转条款中不会产生额外所得税退款，2020年起利息可全额扣除[353] 各子公司业务计划 - JCP&L计划在2019年6月1日至2020年12月31日期间进行高达约9700万美元的资本投资，以增强配电系统的可靠性和弹性[364] - JCP&L申请年度配电基本费率提高1.869亿美元，整体平均费率提高7.8%[365] - JCP&L拟以1.55亿美元出售Yards Creek抽水蓄能水电厂50%权益，预计2021年上半年完成交易[366] - 俄亥俄公司ESP IV规定2019年6月1日至2022年5月31日每年增收2000万美元，2022年6月1日至2024年5月31日每年增收1500万美元[367] - 俄亥俄公司ESP IV计划为相关项目总计投入5100万美元[367] - 2017 - 2019年俄亥俄公司通过Rider DMR每年收取约1.68亿美元，2019年被责令停止收取并退还相关资金[367] - 俄亥俄公司申请3年投资5.16亿美元进行电网现代化改造获批准[371] - 宾夕法尼亚公司2016 - 2021年第三阶段能效与节能计划预计成本达3.9亿美元[373] - 宾夕法尼亚公司申请2020 - 2024年基础设施改进项目投资约5.72亿美元获批准[374] - MP和PE申请2020年ENEC费率降低610万美元，降幅0.4%；VMS费率提高760万美元，增幅0.5%[377][379] ATSI费用 - ATSI因RTO调整产生约7800万美元费用，需提交成本效益分析证明对客户有净收益才能收回[384] FERC规则与命令 - 2019年11月21日，FERC发布最终规则（第864号命令），要求输电公式费率公用事业公司更新公式费率模板，规定费率公用事业公司需在下次输电费率案件中处理新要求[386] - 2019年11月21日，FERC在涉及MISO公用事业公司的投诉程序中宣布，将依靠贴现现金流和资本资产定价模型来确定ROE[387] - 2020年1月24日，FERC在PATH输电弃置费率案件中发布命令，要求各方就2018年10月方法对PATH ROE的适用性进行陈述[388] - 2020年3月20日，FERC启动关于2005年《能源政策法案》第219条输电费率激励条款的规则制定程序，初始评论应于7月1日提交[389] - 2019年10月30日，JCP&L向FERC提交关税修正案，请求将现有规定输电费率转换为前瞻性公式输电费率，2019年12月19日，FERC允许其从2020年1月1日起过渡[390] 环保法规与目标 - CSAPR要求分两阶段（2015年和2017年）减少NOx和SO2排放，最终将受影响州的SO2排放量限制在每年240万吨，NOx排放量限制在每年120万吨[394] - 2015年，公司设定目标，到2045年将全公司CO2排放量比2005年水平至少降低90%，截至2018年12月31日，已降低约62%[398] - 2014年5月，EPA最终确定CWA第316(b)条规定，要求进水速度大于0.5英尺/秒的冷却水进水结构将鱼类撞击率降至12%的年平均水平[403] - 2015年9月30日，EPA最终确定更严格的蒸汽发电行业废水排放限值，处理义务从2018年到2023年按五年周期分阶段实施，2019年11月4日，EPA提议修订限值并将合规期限延长至2025年12月31日[404] - EPA提议处以90万美元罚款，以解决明戈和斯普林代尔垃圾填埋场过去硼超标问题，谈判仍在进行中[405] - 2015年4月，EPA敲定CCRs（非危险废物）处置法规；2017年9月宣布重新考虑部分条款；2018年7月延长部分CCR设施关闭期限；2018年8月部分CCR规则被发回EPA；2019年12月提议加速部分CCR蓄水池关闭日期至2020年8月31日[407] 环境负债与投资 - 截至2020年3月31日，公司已计提约1.09亿美元环境负债，其中约7000万美元用于新泽西州前MGP和储气设施的环境修复[409] - 截至2020年3月31日，JCP&L、ME和PN共约8.75亿美元投资于外部信托，用于退役TMI - 2核电站的退役和环境修复[410] - 截至2019年12月31日，TMI - 2相关负债约9亿美元，交易涉及资产报废义务7亿美元、NDTs 8.75亿美元[411] TMI - 2相关交易 - 2019年10月15日，JCP&L、ME、PN和

业绩总结 - 2020年第一季度GAAP每股收益为0.14美元，较2019年第一季度的0.59美元下降了0.45美元[37] - 2020年第一季度的非GAAP每股运营收益为0.66美元，较2019年第一季度的0.67美元下降0.01美元[37] - 2020年第一季度的净收入为1.36亿美元，较2019年第一季度的3.29亿美元下降了1.93亿美元[38] - 第一季度总收入为2,883百万美元，较上年同期下降46百万美元[52] - 电力销售收入为2,512百万美元，较上年同期下降31百万美元[52] - 2020年第一季度的特殊项目每股收益为0.29美元，而2019年为0.01美元，增加了0.28美元[41] 用户数据 - 从3月中旬到4月中旬，系统范围内的天气调整负荷同比下降近6%[10] - 2020年第一季度，受气候影响，调节后的住宅、商业和工业销售分别下降12.6%、7.5%和3.0%[25] 未来展望 - 2020年GAAP收益预测更新为10.20亿至11.30亿美元，或每股1.88至2.08美元[18] - 2020年非GAAP每股运营收益指导维持在2.40至2.60美元[18] - 2020年预计每股收益(损失)为$1.84 - $1.98，较2020年第二季度预计的$0.85 - $0.89有所增长[54] - 2020年预计净收入(损失)为$1,000 - $1,075百万，较2020年第二季度预计的$460 - $485百万有所增加[54] - 2020年预计运营每股收益(损失)为$2.13 - $2.27，较2020年第二季度预计的$0.85 - $0.89有所增长[54] 新产品和新技术研发 - 养老金的合格资金状态在2019年年底为79%，在2月重新计量时为77%[27] - 由于缺乏俄亥俄州分销现代化附加费（DMR），每股收益减少0.06美元[41] 市场扩张和并购 - 公司预计在2022年和2023年每年将有高达6亿美元的股权融资，以支持增长计划[18] - 公司在未来12个月内预计保持约35亿美元的流动性[28] - FirstEnergy的年度资本投资为30亿美元，超过60%的投资在公式费率/附加费下，提供及时的投资回报[31] 负面信息 - 由于天气相关使用量降低，分销收入每股收益减少0.07美元，部分被俄亥俄州实施的解耦补偿抵消[39] - 2020年第一季度的特殊项目总计0.52美元，主要包括养老金和其他后就业福利计划的公允价值调整[51] - 2020年第一季度的运营收入(损失)为(80)百万美元，较2019年第一季度下降了97百万美元[53] - 2020年第一季度净收入(损失)为(193)百万美元，较2019年第一季度下降了246百万美元[53]

投资策略风险 - 公司聚焦受监管的配电和输电业务投资，但投资策略能否成功存在风险，影响因素包括FERC对费率的审批、投资是否纳入PJM的RTEP等[161] - FERC对输电成本回收政策的变化或延迟，可能影响公司输电投资策略，降低未来收益和现金流[170] 费率与成本回收风险 - 未来配电或输电费率申请若被拒绝或延迟，可能限制公司成本回收，对业务和财务状况产生重大不利影响[162] - 公司公用事业和输电公司的收费率可能被降低，且成本回收可能延迟，无法保证及时全额收回成本[165] 法规监管风险 - 公司受各级政府监管，法规变化或重新解释可能使公司产生额外成本，影响业务和财务状况[164] - 违反NERC/FERC的强制可靠性标准，公司可能面临高达每天100万美元的罚款[171] - EPA对公司发电设施进行NSR调查，若被认定违规，可能需进行重大资本投资，影响业务和财务状况[179] - 遵守环境法规成本高昂，新法规可能增加合规成本或加速资本支出，不遵守可能导致责任和罚款[181] 环境相关风险 - 可再生能源组合要求、能效和峰值需求降低任务以及能源价格上涨，可能增加公司成本，对财务结果产生负面影响[175] - 公司可能面临环境责任，包括污染场地的修复成本，无法预测未来支出，且保险可能无法覆盖全部损失[183] - 公司82%的发电舰队容量为燃煤发电，总计3160兆瓦，面临环保法规成本和合规风险[205] - 公司旗下MP 86%的发电舰队为燃煤发电，总计3093兆瓦，投资和保险政策或影响公司业务和财务状况[206] - 气候变化的物理风险可能导致公司成本增加、服务中断，影响业务运营、财务状况和现金流[187] - 公司可能面临与环境事项相关的私人诉讼，不利裁决会对业务和财务产生负面影响[188] 资本投资计划 - 公司计划在2018 - 2023年的输电和配电方面进行大规模资本投资，输电扩展项目投资高达79亿美元，每年配电资本支出预计为17亿美元[209] 诉讼相关风险 - 公司在多州的石棉诉讼中被列为被告，部分诉讼无保险覆盖，需承担相关费用[189] - 公司面临多起诉讼、仲裁等程序，不利裁决可能对财务状况和经营成果产生重大不利影响[211] 外部因素影响 - 天气状况影响电力需求和公司营收，恶劣天气会导致停电和财产损失，增加额外成本[190][192] - 公司业务受经济周期和重工业影响，电力需求下降会减少营收[193] 运营风险 - 公司的发电厂和输配电设备运营存在风险，可能导致收入减少、费用增加[194] - 网络攻击、数据安全漏洞等可能损害公司业务、运营结果、财务状况和声誉，且保险可能无法覆盖损失[198][204] 债务相关风险 - 截至2019年12月31日，Global Holding在银团高级有担保定期贷款安排下的未偿本金余额约为1.14亿美元，若第三方违约，公司可能承担巨额成本[218] - 若FEV增加对Global Holding的股权并获得控制权，公司债务将增加1.14亿美元[219] - 根据FES破产和解协议，公司同意提供现金支付，本金总额不超过8.53亿美元[225] - FE为AE Supply出售天然气发电资产提供两份为期三年的有限担保，总额达5.55亿美元[228] - 公司债务和信贷协议规定，每个财季末的合并债务与总资本比率不得超过65% [236] 业务交易 - 2020年1月30日，AE Supply完成向FG转让1300兆瓦的Pleasants发电站及相关资产[227] 金融市场风险管理 - 公司使用非衍生和衍生工具管理金融市场风险，估值依赖管理层判断和估计，市场波动可能导致财务损失[210] 人力资源风险 - 公司面临人力资源风险，可能出现劳动力中断，影响业务[213] 运营成本增加风险 - 公司运营和维护费用预计增加，包括医疗保健和养老金成本，实际成本可能高于预期[216] 利率风险 - 2021年后伦敦银行间同业拆借利率（LIBOR）预计逐步淘汰，公司部分债务利率基于LIBOR波动且未对冲利率风险，利率上升会增加利息支出，资本成本可能大幅上升[238] 现金流风险 - 公司是控股公司，现金流依赖子公司运营现金流及向上游输送现金的能力，子公司无法支付股息或现金可能影响公司现金流和财务状况[239] - 州公用事业和联邦委员会可能对公用事业和输电公司向公司支付股息或现金施加限制[240] 股息分配风险 - 董事会每季度评估普通股股息，无法保证未来会支付股息，也不能保证股息金额和频率与过去相同[241] 税务分配风险 - 公司向股东分配的税务性质可能改变，取决于内部税务计算的收益和利润（E&P）[242] - 分配金额不超过当前或累计E&P时视为股息，超过部分可能视为非应税资本返还[243] - 预计公司2019年税务年度累计E&P已耗尽或在FES债务人破产重组后耗尽，部分当前或未来分配可能被视为资本返还[244] 市场风险披露 - 关于市场风险的定量和定性披露信息在“管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析”中[514]

公司战略 - 公司战略是成为完全受监管的公用事业公司，聚焦受监管业务单元的稳定收益和现金流[277] 受监管配电业务数据 - 受监管配电业务服务约600万客户，控制3790兆瓦发电容量，2018 - 2021年预计资本投资62 - 67亿美元，费率基数增长率约5%[273][278] - 2019年第三季度受SCOH裁决停止收取Rider DMR和天气相关客户使用量降低影响，受监管配电业务运营结果较2018年同期减少4600万美元[301] - 2019年第三季度配电服务收入较2018年同期减少2400万美元[303] - 2019年前九个月配电服务收入较2018年同期减少9400万美元，主要因SCOH裁决、天气相关客户用量降低等因素[333][334] - 2019年前九个月居民、商业、工业和其他类别的电力配送量较2018年分别下降3.3%、3.0%、1.5%和1.2%，总配送量下降2.5%[334] - 2019年前九个月受监管配电业务净收入较2018年同期减少1.58亿美元[332] - 受税法案和解及监管委员会命令影响，2019年第三季度受监管配电业务有效税率为21.8%，低于2018年的23.2%[316] - 2019年前九个月受监管配电业务有效税率为21.3%，2018年同期为24.3% [346] - 2018 - 2021年公司在受监管配电业务板块投资62 - 67亿美元，约40%资本支出可通过各种费率机制收回[377] 受监管输电业务数据 - 受监管输电业务运营约24500英里，约80%资本投资按前瞻性公式费率回收，2018 - 2021年计划投资至多48亿美元，费率基数预计增长约11%[279] - 公司认为现有输电基础设施有超200亿美元的增量投资机会[281] - 2019年第三季度受监管输电业务运营结果较2018年同期增加1400万美元，收入增加2900万美元，运营费用增加1700万美元，其他费用增加600万美元[317][318][321][322] - 受FERC与税法案相关指导影响，2019年第三季度受监管输电业务有效税率为18.7%，低于2018年的25.6%[323] - 2019年前九个月受监管输电业务净收入较2018年同期增加3100万美元，主要因ATSI和MAIT费率基数提高[347] - 2019年前九个月受监管输电业务有效税率为20.7%，2018年同期为25.6% [353] - 2014 - 2017年公司在输电增长项目上资本投资44亿美元，2018 - 2021年计划再投资最多48亿美元，其中2021年前每年目标投资12亿美元，2021年后现有输电基础设施有超200亿美元增量投资机会[376] 公司发电业务数据 - 公司电力发电船队现有3790兆瓦受监管发电容量，不包括待转让的1300兆瓦Pleasants电站和67兆瓦OVEC容量权益[292] - 2019年第三季度发电收入较2018年同期减少1.03亿美元，其中零售价格变化减少7600万美元，批发价格变化减少800万美元，容量收入减少2300万美元[305] - 2019年第三季度批发发电收入较2018年同期减少3300万美元[307] - 2019年前九个月发电销售收入较2018年同期减少1.89亿美元，其中零售减少1.28亿美元，批发减少6100万美元[333][336] - 2019年前九个月零售发电价格下降主要因宾夕法尼亚州非购物发电拍卖率降低和西弗吉尼亚州ENEC费率降低[337] - 2019年前九个月批发发电收入较2018年同期减少6100万美元，主要因现货市场价格和容量收入降低[338] 公司竞争子公司破产相关 - 2018年3月31日，公司竞争子公司FES和FENOC申请破产，相关业务作为终止经营列报[272][284] - FES破产和解协议包括公司支付2.25亿美元现金、发行6.28亿美元票据等多项条款[286] - 2019年第一季度，公司因FES相关事项确认2700万美元税前收入费用，其中1700万美元计入持续经营业务[287] - 2019年10月16日，破产法院确认FES债务人的重组计划，但包括FERC在内的多方提出上诉[289] 公司财务关键指标变化（整体） - 2019年前三季度公司收入83.62亿美元，较2018年的85.51亿美元减少1.89亿美元，降幅2%；第三季度收入29.63亿美元，较2018年的30.64亿美元减少1.01亿美元，降幅3%[293] - 2019年前三季度公司运营费用64.67亿美元，较2018年的65.61亿美元减少0.94亿美元，降幅1%；第三季度运营费用22.82亿美元，较2018年的23.54亿美元减少0.72亿美元，降幅3%[293] - 2019年前三季度公司运营收入18.95亿美元，较2018年的19.90亿美元减少0.95亿美元，降幅5%；第三季度运营收入6.81亿美元，较2018年的7.10亿美元减少0.29亿美元，降幅4%[293] - 2019年前三季度公司其他费用净额为 - 5.29亿美元，较2018年的 - 6.47亿美元增加1.18亿美元，增幅18%；第三季度其他费用净额为 - 1.85亿美元，较2018年的 - 1.90亿美元增加0.05亿美元，增幅3%[293] - 2019年前三季度公司税前收入13.66亿美元，较2018年的13.43亿美元增加0.23亿美元，增幅2%；第三季度税前收入4.96亿美元，较2018年的5.20亿美元减少0.24亿美元，降幅5%[293] - 2019年前三季度公司所得税为2.81亿美元，较2018年的4.55亿美元减少1.74亿美元，降幅38%；第三季度所得税为1.07亿美元，较2018年的1.21亿美元减少0.14亿美元，降幅12%[293] - 2019年前三季度公司持续经营业务收入10.85亿美元，较2018年的8.88亿美元增加1.97亿美元，增幅22%；第三季度持续经营业务收入3.89亿美元，较2018年的3.99亿美元减少0.10亿美元，降幅3%[293] - 2019年前三季度公司净收入10.23亿美元，较2018年的12.10亿美元减少1.87亿美元，降幅15%；第三季度净收入3.91亿美元，较2018年的 - 4.58亿美元增加8.49亿美元，增幅185%[293] - 2019年第三季度公司总收入减少1.30亿美元，其中配电服务减少2400万美元，零售发电销售减少7000万美元，批发发电销售减少3300万美元，其他减少300万美元[302] - 2019年第三季度总运营费用较2018年同期减少5200万美元，其中燃料费用减少1500万美元，购电成本减少7900万美元，其他运营费用增加5200万美元，折旧费用增加1300万美元，摊销费用减少2300万美元[308][309][312][313][314] - 2019年第三季度其他费用较2018年同期减少900万美元[315] - 2019年前九个月公司持续经营业务收入为10.85亿美元，净收入为10.23亿美元[327] - 2018年前九个月公司总收入为85.51亿美元，2019年前九个月总收入为83.62亿美元，同比减少1.89亿美元[329][330][333] - 2019年前九个月总运营费用减少3200万美元，燃料成本降低2200万美元，主要因单位成本降低[330][339] - 2019年前九个月购电成本减少2.14亿美元，主要因单位成本降低，部分被新泽西零排放计划实施抵消[330][339] - 2019年前九个月其他运营费用较2018年同期减少1.11亿美元，主要因风暴恢复成本减少1.23亿美元等[342] - 2019年前九个月折旧费用较2018年同期增加4600万美元，主要因费率基数提高等[343] - 2019年前九个月摊销费用较2018年同期增加2.73亿美元，主要因风暴恢复成本递延减少等[344] - 2019年前九个月总收入增加9300万美元，主要因增量运营费用回收和ATSI、MAIT费率基数提高[348] - 2019年前九个月运营费用较2018年同期增加5900万美元，主要因运营和维护费用增加等[351] - 2019年前九个月公司持续经营业务收入较2018年同期增加3.24亿美元，主要因所得税降低等[354] - 2019年前九个月持续经营业务收入为1.97亿美元，2018年同期为8880万美元；净亏损为1.87亿美元，2018年同期为净利润1.21亿美元[329][330] 公司股权发行 - 2018年1月22日，公司宣布25亿美元股权发行，包括16.2亿美元强制可转换优先股和8.5亿美元普通股[283] - 2018年1月22日公司宣布25亿美元股权发行，包括16.2亿美元强制可转换优先股和8.5亿美元普通股[372] 公司资金与信贷相关 - 截至2019年9月30日，公司营运资金净赤字主要源于10亿美元短期借款、3.81亿美元当前应付长期债务和10.84亿美元其他流动负债[381] - 公司和子公司参与两个五年期银团循环信贷安排，总承贷额35亿美元，其中FE安排可借25亿美元，FET安排可借10亿美元，均到2022年12月6日到期[382] - 各信贷安排要求借款人保持合并债务与总资本比率不超过65%，FET为75% [383] - 截至2019年9月30日和2018年12月31日，公司短期借款分别为10亿美元和12.5亿美元，截至2019年10月31日，外部可用流动性为42.37亿美元[385] - 2018年10月19日，公司签订两笔银团定期贷款协议，初始借款17.5亿美元，2019年9月11日修订，金额变为10亿美元和7.5亿美元，到期日分别延至2020年9月9日和2021年9月11日[390] - 公司公用事业运营子公司可相互借贷满足短期营运资金需求，2019年前九个月，受监管公司资金池借款平均年利率为2.43%，非受监管公司为2.92% [392] - 截至2019年10月31日，公司及子公司有不同的信用评级，如FE的企业信用评级S&P为BBB，Moody's为Baa3，Fitch为BBB - [393] - 截至2019年9月30日，公司及子公司可额外发行约85亿美元债务，或减少46亿美元股权仍符合财务契约限制[395] 公司现金流量相关 - 截至2019年9月30日，公司现金及现金等价物为7.16亿美元，受限现金约3400万美元，而2018年12月31日分别为3.67亿美元和约6200万美元[396] - 2019年前九个月经营活动净现金为17.37亿美元，2018年同期为5.58亿美元，主要变化包括合格养老金计划现金缴款减少7.5亿美元等[398] - 2019年前九个月融资活动提供现金6.65亿美元，2018年同期为15.23亿美元，如2019年无担保票据发行18.5亿美元，2018年为5.5亿美元[401] - 2019年1月10日，ME发行5亿美元4.30%的2029年到期高级票据，用于再融资等[402] - 2019年2月8日，JCP&L发行4亿美元4.30%的2026年到期高级票据，用于再融资等[403] - 2019年前九个月投资活动使用现金20.81亿美元，2018年为22.37亿美元，减少1.56亿美元[411] 公司担保与抵押相关 - 截至2019年9月30日，公司及子公司在担保等安排下未来潜在最大付款额约16亿美元[415] - 某些双边协议要求公司或子公司根据信用评级提供现金或信用支持形式的抵押品[416] - 公用事业公司已提供总计200万美元的抵押品[417] - 截至2019年9月30日，当前信用评级下潜在抵押义务总计100万美元，进一步降级后为4000万美元，担保债券抵押金额为3.1亿美元，合同义务总风险敞口为3.51亿美元[419] - 公司为一笔3亿美元的银团高级有担保定期贷款提供担保，截至2019年9月30日，全球控股的未偿本金余额为1.45亿美元[420] - 全球控股69.99%的直接和间接成员权益以及FEV和WMB营销风险投资公司各自33 - 1/3%的全球控股成员权益被质押给贷款人作为抵押[421] 公司衍生品与投资计划相关 - 截至2019年9月30日，公司非套期保值衍生品合约净负债为2000万美元[424] - 截至2019年9月30日，公司养老金计划资产分配为：29%股权证券、37%固定收益证券、10%绝对回报策略、7%房地产、2%私募股权、4%衍生品和11%现金及短期证券；养老金计划资产收益率约为17.4%，而计划资产的年度预期回报率为7.5%[425] - 截至2019年9月30日，公司其他退休后福利（OPEB）计划资产收益率约为12.8%，而计划资产的年度预期回报率为7.5%[426] - 截至2019年9月30日，NDT基金约54%投资于固定收益证券、41%投资于股权证券、5%投资于短期投资，市场价值分别约为4.82亿美元、3.61亿美元和430万美元；假设股价下跌10%，公允价值将减少3600万美元[428] - 假设贴现率为3.00% - 3.50%，公司预计税后按市值计价损失在4亿美元至10亿美元之间[429] 各子公司业务计划与费率调整 - PE的20

公司战略 - 公司战略是成为完全受监管的公用事业公司，聚焦受监管业务单元的稳定收益和现金流[258] 业务板块资本投资计划 - 受监管配电业务预计2018 - 2021年资本投资62 - 67亿美元，费率基数增长率约5%[259] - 受监管输电业务预计2018 - 2021年资本投资达48亿美元，费率基数增长率约11%[260] - 公司现有输电基础设施有超200亿美元的增量投资机会[262] - 2014 - 2017年输电项目投资44亿美元，2018 - 2021年计划再投资48亿美元，2021年后预计有超200亿美元增量投资机会[354] - 2018 - 2021年，公司在受监管配电业务板块投资62 - 67亿美元，约40%的资本支出可通过各种费率机制收回[355] 股权发行 - 2018年1月22日，公司宣布25亿美元股权发行，包括16.2亿美元强制可转换优先股和8.5亿美元普通股[264] FES相关事项 - FES破产和解协议涉及公司支付2.25亿美元现金、发行6.28亿美元票据等多项条款[267] - 2019年第二季度，FES债务人向公司支付约6000万美元现金解决未决养老金和服务费用[268] - 2018年3月9日，FES从FE借款5亿美元，FES破产后，FE全额预留相关借款[358] 业务板块客户及发电容量情况 - 截至2019年6月30日，公司受监管配电业务服务约600万客户，控制3790兆瓦发电容量[254] - 截至2019年6月30日，公司企业/其他业务有71亿美元控股公司债务，含67兆瓦发电容量[256] - 公司电力发电船队现有3790兆瓦受监管发电容量[269] 公司整体财务数据关键指标变化 - 2019年第二季度公司总营收25.16亿美元，较2018年同期的26.25亿美元减少1.09亿美元，降幅4%[273] - 2019年上半年公司总营收53.99亿美元，较2018年同期的54.87亿美元减少0.88亿美元，降幅2%[273] - 2019年第二季度公司运营费用19.31亿美元，较2018年同期的19.25亿美元增加0.06亿美元，增幅可忽略不计[273] - 2019年第二季度公司运营收入5.85亿美元，较2018年同期的7亿美元减少1.15亿美元，降幅16%[273] - 2019年第二季度公司其他费用净额为1.63亿美元，较2018年同期的2.91亿美元减少1.28亿美元，降幅44%[273] - 2019年第二季度公司税前收入4.22亿美元，较2018年同期的4.09亿美元增加0.13亿美元，增幅3%[273] - 2019年第二季度公司所得税为0.81亿美元，较2018年同期的1.01亿美元减少0.2亿美元，降幅20%[273] - 2019年第二季度公司持续经营业务收入3.41亿美元，较2018年同期的3.08亿美元增加0.33亿美元，增幅11%[273] - 2019年第二季度公司净收入3.12亿美元，较2018年同期的2.99亿美元增加0.13亿美元，增幅4%[273] - 2019年和2018年前六个月，公司终止经营业务税后损失分别为2900万和900万美元[304] - 2018年前六个月公司总收入为54.87亿美元，2019年前六个月为53.99亿美元，减少8800万美元[307][309] - 2019年前六个月持续经营业务收入为2.07亿美元，2018年同期为4.89亿美元，2019年净亏损10.36亿美元，2018年为净收入16.68亿美元[307][309] - 2019年前六个月总收入增加6400万美元，ATSI、MAIT收入分别增加3300万、3500万美元，TrAIL收入减少600万美元[326][327] - 2019年前六个月总运营费用较2018年同期增加4200万美元[329] - 2019年前六个月已终止业务净亏损6400万美元，而2018年同期为收入11.79亿美元[333] 受监管配电业务数据关键指标变化 - 受俄亥俄州某些可再生能源证书采购可收回储备未转回、联邦能源管理委员会结算重新分配某些输电成本及天气相关用电量下降致收入降低等因素影响，2019年第二季度受监管配电业务运营结果较2018年同期减少1.19亿美元[282] - 2019年第二季度总营收减少1.6亿美元，2019年为21.92亿美元，2018年为23.52亿美元[283] - 2019年第二季度配电服务收入减少7300万美元，住宅、商业、工业和其他类别的电力配送量分别下降9.7%、5.6%、1.7%和1.4%，总配送量下降5.5%[284] - 2019年第二季度发电收入减少8700万美元，零售销售因销量和价格变化分别减少4400万和3200万美元，批发销售因销量、价格和容量收入变化分别减少1600万、增加600万和减少100万美元[286] - 2019年第二季度总运营费用增加2600万美元，购电成本减少9300万美元，其他运营费用减少3600万美元，折旧费用增加2000万美元，摊销费用增加1.41亿美元[289][292][293][294] - 2019年第二季度其他费用增加400万美元，利息费用因债务到期和再融资等因素减少[295] - 受税收法案和解及不确定税收状况重估影响，2019年第二季度受监管配电业务有效税率为20.6%，低于2018年的26.8%[296] - 2019年前六个月配电服务收入较2018年同期减少7000万美元，总发电量销售收入减少8600万美元[311] - 2019年前六个月居民、商业、工业和其他类别的电力配送量较2018年同期分别下降4.0%、3.5%、0.9%和0.7%，总配送量下降2.7%[311] - 2019年前六个月零售发电销售收入减少5800万美元，主要因价格下降6000万美元，批发发电销售收入减少2800万美元，主要因销量下降3200万美元[313] - 新泽西州和宾夕法尼亚州替代供应商提供的总发电量占总兆瓦时交付量的比例分别从52%降至49%和从67%降至66%[314] - 2019年前六个月总运营费用增加2000万美元，燃料成本降低700万美元，购电成本降低1.35亿美元[309][316][317] - 购电成本降低主要因非关联方单位成本降低1.08亿美元和关联方单位成本降低300万美元，以及关联方采购量减少4600万美元[318] - 2019年前六个月其他运营费用减少1.63亿美元，主要因风暴恢复成本减少1.46亿美元、网络传输费用净增加3800万美元等[320] - 2019年前六个月受监管配电业务净收入较2018年同期减少1.12亿美元[310] - 2019年前六个月折旧费用较2018年同期增加3300万美元[321] - 2019年前六个月摊销费用较2018年同期增加2.96亿美元[322] - 2019年前六个月受税法案和解等影响，受监管分销业务有效税率从24.8%降至21.0%[324] 受监管输电业务数据关键指标变化 - 2019年第二季度受监管输电业务运营结果增加1200万美元，营收增加3100万美元，运营费用增加2000万美元[297][298][301] - 受税收法案相关FERC指导影响，2019年第二季度受监管输电业务有效税率为20.5%，低于2018年的26.8%[302] - 2019年前六个月受监管输电业务净收入较2018年同期增加1700万美元[325] - 2019年前六个月受监管输电业务有效税率从25.6%降至21.7%[331] 企业/其他业务数据关键指标变化 - 2019年第二季度企业/其他业务持续经营业务收入增加1.4亿美元，主要因利息费用减少9700万美元和净杂项收入增加[303] - 2019年前六个月公司/其他业务持续经营业务收入增加3.02亿美元，主要因所得税、利息和其他运营费用降低[332] 公司资金及债务情况 - 截至2019年6月30日，公司净营运资金赤字主要源于12.5亿美元短期借款、3.81亿美元当期应付长期债务和8.4亿美元其他流动负债[362] - 公司参与两个五年期银团循环信贷安排，总承贷额35亿美元，分别为FE安排25亿美元和FET安排10亿美元[363] - 截至2019年6月30日和12月31日，公司短期借款均为12.5亿美元；截至2019年7月22日，外部可用流动性为37.69亿美元[365] - FE参与两个银团定期贷款信贷安排，分别为12.5亿美元364天安排和5亿美元两年期安排[370] - 2019年前六个月，受监管公司资金池借款平均利率为2.54%，非受监管公司为3.04%[373] - 截至2019年6月30日，公司及其子公司可额外发行约86亿美元债务或减少46亿美元股权，仍符合信贷安排财务契约限制[375] - 截至2019年6月30日，公司现金及现金等价物为4.22亿美元，受限现金约5200万美元，较2018年12月31日有变化[376] 公司票据发行情况 - 2019年1月10日，ME发行5亿美元4.30%的高级票据，用于再融资等[383] - 2019年2月8日，JCP&L发行4亿美元4.30%的高级票据，用于再融资等[387] - 2019年3月28日，FET发行5亿美元4.55%的高级票据，用于支持资本结构等[388] - 2019年4月15日，ATSI发行1亿美元4.38%的高级票据，用于偿还短期借款等[389] - 2019年5月21日，WP发行1亿美元4.22%的FMBs，剩余预计8月15日结算，用于再融资等[390] - 2019年6月3日，PN发行3亿美元3.60%的高级票据，用于再融资等[391] - 2019年6月5日，AGC发行5000万美元4.47%的高级无担保票据，用于改善流动性等[392] 公司衍生品及投资计划情况 - 截至2019年6月30日，公司在非套期保值衍生品合约中有3300万美元净负债[407] - 截至2019年6月30日，FirstEnergy养老金计划资产分配为：37%股权证券、36%固定收益证券、10%绝对回报策略、8%房地产、2%私募股权、5%衍生品和2%现金及短期证券[408] - 2019年2月1日，公司向合格养老金计划自愿现金缴款5亿美元，预计到2021年无需额外缴款[408] - 截至2019年6月30日，FirstEnergy养老金计划资产收益率约13.7%，而计划资产的年度预期回报率为7.5%[408] - 截至2019年6月30日，FirstEnergy其他退休后福利（OPEB）计划收益率约10.9%，计划资产年度预期回报率为7.5%[409] - 截至2019年6月30日，NDT基金约54%投资于固定收益证券、45%投资于股权证券、1%投资于短期投资，市场价值分别约为4.75亿美元、3.93亿美元和1100万美元[411] - 假设证券交易所报价下跌10%，截至2019年6月30日，公允价值将减少3900万美元[411] 各地区业务计划及成本情况 - PE获批的2018 - 2020年EmPOWER Maryland计划预计三年总成本1.16亿美元，成本按五年摊销[416] - PE提出的电动汽车充电基础设施计划预计总成本1200万美元，按五年摊销，2019年7月3日获批实施[418] - JCP&L将在2019年6月1日至2020年12月31日投资至多约9700万美元用于资本投资，并通过加速成本回收机制寻求成本回收[423] - 俄亥俄公司ESP IV中Rider DMR在2017年起三年每年可收取1.325亿美元，2018和2019年经联邦所得税调整后约为1.68亿美元[425] - 俄亥俄公司2017 - 2019年能源效率计划成本约2.68亿美元，PUCO设定成本和共享节约上限为公司总销售额的4%[429] - 2017年12月1日，俄亥俄公司提交约4.5亿美元的DPM计划申请，2018年11月9日达成和解协议，将在三年内投资5.16亿美元进行电网现代化[431][433] - 因税法变更，客户每年可节省近4000万美元，俄亥俄公司基本配电费率冻结至2024年5月[434] - 2018年2月27日，PUCO命令俄亥俄公司修订最终关税，排除约9500万美元2018年5月31日前产生的遗留RTEP成本回收[435] - 2019年4月19日，OCC申请 rehearing，称应退还俄亥俄公司OE客户4200万美元[436] - 宾夕法尼亚公司2016年6月至2021年5月的第三阶段EE&C计划获批，预计成本达3.9亿美元[439] - 2019年1月18日，宾夕法尼亚公司提议2019年ME、PN、Penn和WP的LTIIP支出分别约为4500万美元、2500万美元、2600万美元和5100万美元[441] - 2019年7月11日，宾夕法尼亚州联邦法院推翻PPUC 2018年4月19日的决定，要求公司修改关税和DSIC计算以包含ADIT和州所得税[442] - MP和PE自2015年2月起按WVPSC批准的费率运营，通过ENEC回收净电力供应成本，ENEC费率每年更新[443] 公司业务监管及可靠性情况 - 公用事业公司、AE Supply、AGC和输电公司的批发服务和费率受FERC监管，部分公司获授权以市场价格进行州际批发电力销售[444][445]

业务战略调整与终止经营业务 - 受战略调整影响，2018年3月31日起FES、FENOC等业务作为终止经营业务列报[250] - 2018年3月31日FES和FENOC自愿申请破产，相关业务从财务报表中剥离[262] - 2018年3月31日，FES及其合并子公司申请美国破产法第11章破产保护[430] 受监管配电业务数据 - 受监管的配电业务服务约600万客户，控制3790兆瓦发电容量，2018 - 2021年预计资本投资62 - 67亿美元，费率基数增长率约5%[251][256] - 2018 - 2021年公司在受监管配电业务投资62 - 67亿美元，约40%资本支出可通过费率机制收回[321] - 2019年起俄亥俄公司预计投资，包括安装约70万台先进电表等[321] - 受递延成本回收相关费率提高影响，配电服务收入增加300万美元，但因天气因素致客户用电量降低部分抵消了增长[279][280] - 2019年第一季度居民客户配电交付量为1510.3万兆瓦时，2018年同期为1499.9万兆瓦时，同比增长0.7%[280] - 2019年第一季度商业客户配电交付量为1038.1万兆瓦时，2018年同期为1052.6万兆瓦时，同比下降1.4%[280] - 2019年第一季度工业客户配电交付量为1305.7万兆瓦时，2018年同期为1307.5万兆瓦时，同比下降0.1%[280] 受监管输电业务数据 - 受监管的输电业务运营约24500英里，2018 - 2021年计划投资至多48亿美元，费率基数预计增长约11%，公司认为现有输电基础设施还有超200亿美元增量投资机会[257][259] - 2014 - 2017年公司通过输电增长计划“为未来赋能”进行44亿美元资本投资，计划在2018 - 2021年再投资最多48亿美元，2021年后现有输电基础设施有超200亿美元增量投资机会[320] - 受ATSI和MAIT费率基数提高及TrAIL费率基数降低影响，2019年第一季度受监管输电业务运营结果增加500万美元，总收入增加3300万美元[293][294] 股权发行与转换 - 2018年1月22日公司宣布26亿美元股权发行，包括16.2亿美元强制可转换优先股和8.5亿美元普通股，截至2019年3月31日，1406178股优先股已转换为51282928股普通股[261] - 2018年1月22日，公司宣布25亿美元股权发行，包括16.2亿美元强制可转换优先股和8500万美元普通股，所得款项用于减少控股公司债务14.5亿美元等[315] FES破产相关事项 - FES破产和解协议涉及多项条款，包括2.25亿美元现金支付、6.28亿美元票据发行等[264] - 2019年第一季度，公司因FES相关事项确认2700万美元税前收入费用，其中1700万美元计入持续经营业务[265] - 2018年3月9日FES从FE借款5亿美元，FE已全额预留相关款项[324] 财务关键指标对比（2019年Q1与2018年Q1） - 2019年第一季度与2018年第一季度相比，收入从28.62亿美元增至28.83亿美元，增幅1%；运营费用从22.82亿美元降至22.54亿美元，降幅1%；运营收入从5.8亿美元增至6.29亿美元，增幅8%[268] - 2019年第一季度与2018年第一季度相比，所得税前收入从4.14亿美元增至4.48亿美元，增幅8%；所得税从2.33亿美元降至0.93亿美元，降幅60%；持续经营业务收入从1.81亿美元增至3.55亿美元，增幅96%[268] - 2019年第一季度与2018年第一季度相比，终止经营业务净收入从11.88亿美元降至 - 0.35亿美元；净收入从13.69亿美元降至3.2亿美元，降幅77%[268] - 2019年第一季度公司合并净收入为3.2亿美元，2018年同期为13.69亿美元，同比减少10.49亿美元[272][274][276] - 2019年第一季度总营收为28.83亿美元，2018年同期为28.62亿美元，同比增加0.21亿美元[272][274][276] - 2019年第一季度总运营费用为22.54亿美元，2018年同期为22.82亿美元，同比减少0.28亿美元[272][274][276] 发电业务数据 - 2019年第一季度发电收入增加100万美元，主要因零售销量增加4700万美元、价格下降2900万美元，批发销量减少1600万美元、价格下降1000万美元及容量收入增加900万美元[282] - 新泽西州替代供应商提供的总发电量占总兆瓦时交付量的比例从51%降至47%，宾夕法尼亚州从65%降至63%[283] - 2019年第一季度燃料成本较2018年同期降低800万美元，主要因发电量降低[285] - 2019年第一季度购电成本较2018年同期降低4200万美元，主要因新泽西州拍卖率和西弗吉尼亚州现货市场价格下降[286] 运营费用相关 - 其他运营费用减少1.27亿美元，包括风暴恢复成本减少1.12亿美元、能效计划成本降低1100万美元、运营和维护费用降低400万美元[289] - 折旧费用增加1300万美元，摊销费用增加1.55亿美元[290] 公司/其他业务持续经营业务收入 - 2019年第一季度公司/其他业务持续经营业务收入增加1.62亿美元，主要因2018年第一季度西弗吉尼亚州递延税项重计量产生的1.26亿美元费用不再存在，其他运营费用减少4600万美元[299] 终止经营业务净收入变化 - 2019年和2018年第一季度，公司终止经营业务分别亏损3500万美元和盈利11.88亿美元，变化主要因2018年第一季度FES和FENOC破产后剥离产生的12亿美元收益不再存在[300] 净监管负债变化 - 截至2019年3月31日和2018年12月31日，净监管负债分别为24.72亿美元和24.07亿美元，变化为减少6500万美元[302] 养老金计划缴款 - 2019年2月1日，公司向合格养老金计划自愿现金缴款5亿美元，预计到2021年无需再缴款[319] - 2019年2月1日，公司向合格养老金计划自愿现金缴款5亿美元，预计到2021年无需额外缴款[367] 资金流动性与借款相关 - 截至2019年3月31日，公司营运资金净赤字主要因13亿美元短期借款和9.5亿美元其他流动负债[328] - 公司参与两个五年期银团循环信贷安排，总额35亿美元，分别为25亿和10亿美元[329] - 截至2019年3月31日和12月31日，公司短期借款分别为13亿和12.5亿美元[331] - 截至2019年4月19日，公司外部可用流动性为36.92亿美元[331] - 公司参与两个银团定期贷款信贷安排，分别为12.5亿和5亿美元[336] - 2019年前三个月，受监管公司资金池借款平均利率为2.56%，非受监管公司为3.21%[339] 信用评级相关 - 2019年穆迪和惠誉对公司及子公司多项评级进行了上调[340][341] - 截至2019年3月31日，公司及其子公司可额外发行约83亿美元债务或减少45亿美元股权，仍符合财务契约限制[342] 现金及现金等价物与现金流 - 截至2019年3月31日，公司现金及现金等价物为1.74亿美元，受限现金约3600万美元，较2018年12月31日分别减少1.93亿美元和2600万美元[343] - 2019年前三个月，经营活动净现金使用量为1.82亿美元，2018年同期为8.8亿美元，主要因养老金计划现金缴款减少7.5亿美元等因素[346] - 2019年前三个月，融资活动提供现金5.93亿美元，2018年同期为16.79亿美元，2019年发行14亿美元无担保票据等[347] - 2019年前三个月，投资活动使用现金6.3亿美元，较2018年同期减少5.13亿美元，主要因物业增加减少等[353][354] 担保与抵押相关 - 截至2019年3月31日，公司及其子公司担保的未来最大潜在付款额约为17亿美元[357] - 基于2019年3月31日AE Supply的电力投资组合风险敞口，AE Supply未提供抵押品，公用事业和FET子公司已提供总计300万美元的抵押品[359] - 截至2019年3月31日，公司潜在额外信用评级或有合同抵押义务总计3.58亿美元[361] - 截至2019年3月31日，公司作为3亿美元银团高级有担保定期贷款的担保人，Global Holding未偿还本金余额为1.88亿美元[362] 衍生品合约与计划资产 - 截至2019年3月31日，公司非套期保值衍生品合约净负债为4200万美元，主要与部分公用事业的NUG合约有关[366] - 截至2019年3月31日，FirstEnergy养老金计划资产分配为：39%股权证券、35%固定收益证券、9%绝对回报策略、8%房地产、2%私募股权、4%衍生品和3%现金及短期证券[367] - 截至2019年3月31日，FirstEnergy养老金计划资产收益率约8.4%，高于计划资产年度预期回报率7.5%[367] - 截至2019年3月31日，FirstEnergy其他退休后福利（OPEB）计划收益率约7.8%，高于计划资产年度预期回报率7.5%[368] - 截至2019年3月31日，NDT基金约54%投资于固定收益证券、45%投资于股权证券、1%投资于短期投资，市值分别约为4.62亿美元、3.81亿美元和800万美元[370] - 假设2019年3月31日证券交易所报价下跌10%，公允价值将减少3800万美元[370] 各子公司业务计划与成本 - PE获批的2018 - 2020年EmPOWER Maryland计划预计三年总成本1.16亿美元[375] - PE预计《税收法案》对其客户的影响约为每年700万 - 800万美元，已提供一次性税收节省信贷约500万美元，还将提供最终一次性信贷300万美元[379] - JCP&L计划在2019年6月1日至2020年12月31日对配电系统投资至多约9700万美元[383] - 俄亥俄公司ESP IV中Rider DMR在2018年和2019年每年获批金额约1.68亿美元，公司已申请两年延期[386] - 俄亥俄公司2017 - 2019年能源效率计划预计成本约2.68亿美元，PUCO批准计划时设成本和共享节约上限为公司总销售额的4% [389] - 俄亥俄公司申请约4.5亿美元的DPM计划，后达成和解协议，将在三年内投资5.16亿美元进行电网现代化[390] - 因税法调整，俄亥俄公司客户每年节省近4000万美元，基础配电费率冻结至2024年5月[392] - 2018年2月27日PUCO命令俄亥俄公司修订最终关税，不包括2018年5月31日前约9500万美元的遗留RTEP成本回收[393] - 宾夕法尼亚公司2016 - 2021年第三阶段EE&C计划获批，预计成本达3.9亿美元[396] - 2019年宾夕法尼亚公司各子公司拟修订LTIIP支出，ME约4500万美元、PN约2500万美元、Penn约2600万美元、WP约5100万美元[397][399] 费率调整相关 - 2018年8月31日MP和PE申请ENEC费率降低1.009亿美元，2019年1月1日生效，降幅约7.2% [402] - 因税法调整，MP和PE自2018年9月1日起向客户降低费率2560万美元[403] 监管相关 - 公用事业公司、AE Supply、AGC和输电公司的批发服务和费率受FERC监管[404] - 公用事业公司和AE Supply获FERC授权以市场价格进行州际批发电力销售[405] - ATSI某些“退出费”和输电成本分配费用约7880万美元，需提交成本效益分析证明向PJM转移的净效益后才能在输电费率中收回[410] 环保目标与排放规定 - 公司设定目标到2045年将全公司二氧化碳排放量在2005年水平基础上至少降低90%，截至2018年12月31日已降低约62%[420] - CSAPR要求分两阶段（2015年和2017年）减少氮氧化物和二氧化硫排放，最终将受影响州的二氧化硫排放量限制在每年240万吨，氮氧化物排放量限制在每年120万吨[416] - 2019年2月，EPA决定保留二氧化硫国家环境空气质量标准，即2010年基于健康的1小时标准75 PPB，截至2019年3月31日指定19个州和地区的40个区域为未达标区，但公司在这些区域无发电厂运营[417] - 2018年8月，特拉华州向EPA提交CAA第126条请愿书，要求哈里森发电设施短期氮氧化物排放率限制在0.125磅/百万英热单位；同年11月，马里兰州提交请愿书要求36个发电机组设定氮氧化物排放率限制；2018年9月，EPA驳回两州请愿，10月两州上诉至哥伦比亚特区巡回上诉法院[418] - 2014年5月，EPA最终确定CWA第316(b)条规定，要求进水速度大于0.5英尺/秒的冷却水进水结构将鱼类撞击率降至年平均12%[424] - 2015年9月30日，EPA最终确定更严格的蒸汽发电行业废水排放限值，处理义务从2018年到2023年按五年周期更新许可证时逐步实施，2017年4月和9月分别对相关事项进行复议和延期[425] - 2015年4月，EPA最终确定CCRs（非危险废物）处置规定，2017年9月宣布重新考虑部分条款，2018年