业绩总结 - 2022年净收入为6.06亿美元，资产总额为228亿美元，股本回报率为8.45%[155] - 2021年净收入为3.18亿美元，资产总额为93亿美元，股本回报率为9.22%[191] - 2022年每股收益（EPS）指导范围为$3.14-$3.19，2023年预计为$3.30-$3.40[56] 用户数据 - 2022年客户因风能节省的费用约为18亿美元[49] - 2022年到2027年，电力和天然气的客户账单年均增长率分别为0.8%和0.3%[47] - 预计到2030年，五分之一的电动车将由公司提供充电服务[8] 未来展望 - 预计到2030年，电力部门将实现80%的碳减排，2050年实现100%无碳[8] - 预计到2030年，天然气部门将实现25%的温室气体减排，2050年实现净零排放[8] - 预计未来五年现金流改善约为18亿美元，财务灵活性增强[115] 新产品和新技术研发 - 预计到2030年，每五辆电动车中将有一辆由公司提供电力，年均避免CO2排放500万吨[98] - 2022年新拥有风能容量超过3600兆瓦，年发电量约为1600万兆瓦时[71] 市场扩张和并购 - 2023-2027年基础资本预测为约295亿美元，预计年均增长率为6.5%[11] - 2023-2027年潜在增量投资为20亿至40亿美元，其中可再生能源投资为15亿至30亿美元，预计新增3500兆瓦的可再生能源[14] 财务状况 - 预计股东总回报率为8%-10%，每年EPS增长5%-7%，股息收益率约为3%[59] - 2023年FFO/债务比率约为18%，预计在2024年上升至19%，之后保持在18%[116] - 2023年债务/EBITDA为4.9倍，预计在2024年至2027年保持不变[116] 负面信息 - 2021年煤炭占能源结构的比例为36%，预计到2030年将降至12%[85] - 2021年二氧化碳排放量较2005年减少50%，目标是到2030年减少80%[77] 其他新策略 - 预计通过通货膨胀减少的燃料成本将为客户节省开支，燃料相关费用占比从2010年的54%降至2030年的25%[72] - PSCo计划在2023年至2027年期间的总资本支出为113亿美元，其中电力分配、电力传输和天然气领域的支出分别为371亿美元、332亿美元和259亿美元[185]

财务数据和关键指标变化 - 2022年第三季度每股收益为1.18美元，2021年同期为1.13美元 [6][20] - 2022年盈利指引范围收窄至每股3.14 - 3.19美元，2023年盈利指引为每股3.30 - 3.40美元，反映5% - 7%的长期每股收益增长目标 [6][33] - 2022年至今经天气调整后的电力销售增长2.2%，预计2022年销售增长2%，2023年为1% [22] - 第三季度运营与维护（O&M）费用增加4300万美元，预计年度O&M增长约4%，2023年持平 [23] 各条业务线数据和关键指标变化 电力业务 - 电力和天然气利润率提高使每股收益增加0.33美元，主要得益于资本投资回收的附加费和监管结果 [20] 天然气业务 - 科罗拉多委员会批准天然气费率提高6400万美元，加权平均资本成本为6.7%，净资产收益率（ROE）为9.2%，股权比率为53.8% [26] - 明尼苏达天然气费率案达成全面和解，费率提高2100万美元，ROE为9.57%，股权比率为52.5% [24] 各个市场数据和关键指标变化 未提及相关内容 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司更新了未来5年295亿美元的基础投资计划，预计带来6.5%的费率基数增长，支持清洁能源转型和长期战略执行 [7] - 明尼苏达和科罗拉多资源计划获批，预计增加近10000兆瓦公用事业规模可再生能源，到2030年实现85%的碳减排 [14] - 公司计划在明尼苏达和科罗拉多发布招标书，预计明年年中提交推荐组合，下半年获得决策 [15] - 公司的“钢铁换燃料”战略为客户提供了抵御大宗商品价格上涨的对冲，自有风电场预计2022年为客户节省近10亿美元燃料成本，自2017年以来节省近30亿美元 [16] - 公司在ESG方面表现出色，MSCI将其评级从AA提升至AAA，被评为ESG领导者，并入选《投资者商业日报》100家最佳ESG公司 [17] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 通胀削减法案（IRA）为公司和客户带来显著好处，包括税收抵免可转让性、降低可再生能源项目成本、提高竞争力和客户节省成本等 [11][32] - 公司对实现长期盈利和股息增长目标充满信心，预计在清洁能源转型中保持领先地位，同时为客户保持低成本 [34] 其他重要信息 - 明尼苏达委员会批准了460兆瓦的Sherco太阳能项目，预计2024 - 2025年投入使用，IRA通过后，该项目平准化成本预计下降超过30% [12][13] - 公司更新了融资计划，包括现金生成、债务和股权，预计18亿美元的税收抵免转让将改善信用指标，降低可再生能源项目成本 [29][30] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 提高资本支出、降低股权需求但复合年增长率（CAGR）不变的抵消因素是什么 - 税收抵免可转让性使公司能够将递延税资产货币化，降低可再生能源项目成本，减少股权需求，增加资本支出，并提高费率基数质量 [38] 问题2: 明尼苏达电力费率案的信心水平和截止日期 - 公司认为天然气费率案为电力费率案提供了良好框架，听证会在12月中旬，应以此为和解截止日期 [40] 问题3: 科罗拉多天然气费率案下次提交时间 - 公司预计2023年某个时间提交新的天然气费率案，因为目前的历史性测试年案件未满足未来资本支出需求 [42] 问题4: IRA对电力购买协议（PPA）买断和重新发电机会的影响 - IRA延长了PPA买断机会，公司过去成功买断约7.5亿美元PPA，未来可能有更多太阳能买断机会，2028 - 2030年可能对自有风电场进行重新发电 [43][45] 问题5: PPA买断和重新发电机会何时纳入资本支出计划 - 可能在明年年中至下半年的科罗拉多招标书结果中看到相关机会，长期来看更具机会性 [46] 问题6: 未来可能的增量资本支出和MISO机会 - 明尼苏达和科罗拉多的竞争性投标发电以及科罗拉多电力通道的增量输电可能带来20 - 40亿美元的增量资本支出，此外，PPA买断、重新发电、西南服务地区的可再生能源加速、弹性支出、氢能源和储能等也是潜在机会 [49][50][52] 问题7: 2023年销售增长从2%降至1%的原因和实现O&M持平的考虑 - 销售增长下降是由于后疫情时代正常化和保守预测，预计居民用电将下降，而经济仍将增长；2023年O&M持平是因为今年进行了投资，未来将加强持续改进计划 [56][57] 问题8: 科罗拉多天然气阶梯式增长被拒是否是定期提交费率案的信号以及对电力业务的影响 - 不认为天然气和电力业务之间存在关联，今年天然气案件受大宗商品价格和冬季风暴影响敏感，公司将继续投资电力系统并于明年提交费率案 [58] 问题9: 18亿美元的现金流量表（CFO）增长是否包含税收抵免 - 包含 [64] 问题10: 税收抵免可转让性的运作方式和市场情况 - 从2023年1月1日起产生的税收抵免可转让，市场正在建立中，公司已与有现金税需求的当地公司进行双边交易讨论，预计2023年转让一半抵免 [65] 问题11: 公司是否在推动每股收益增长指引的高端以及20 - 40亿美元资本支出潜力的时间 - 公司有信心在5% - 7%的每股收益增长指引高端交付业绩，增量资本支出可能在计划的后半段或后两年 [70] 问题12: 冬季天然气燃料费用的考虑和对客户的影响 - 公司积极开展能源效率计划，争取联邦和州的低收入家庭能源援助计划（LIHEAP）资金，与客户沟通，延长冬季风暴Yuri成本的分摊时间，以减轻客户负担 [71][72] 问题13: 18%的FFO与债务比率是否为未来目标 - 公司综合考虑FFO与债务比率和控股公司债务与总债务比率，以保持良好的信用质量 [77] 问题14: 20 - 40亿美元增量资本支出的融资方式 - 融资方式与合并资本结构一致，但具体股权需求取决于资本支出的时间和规模 [78][80] 问题15: IRA对太阳能和风电成本节省的基准 - Sherco太阳能项目的30%成本下降是从修订后的申请文件（包含供应链压力导致的成本增加）到IRA通过后的对比；通用情况下，假设资本成本相同，考虑税收抵免和附加福利后的节省 [85][86] 问题16: 与Bloom Energy在零排放电解槽和核电站合作的里程碑以及在核电站进行该过程的原因 - 项目预计2023年晚些时候上线，利用核电站的废蒸汽进行高温蒸汽电解，可使电解过程效率提高30%，保持反应堆稳定并产生氢气 [93][95][96] 问题17: 20 - 40亿美元增量资本支出的实现方式和50%可再生能源假设的上行空间 - 主要通过明尼苏达和科罗拉多的招标书流程实现，预计IRA将使公司在可再生能源项目中更具成本竞争力，有望拥有超过50%的资产 [99][100] 问题18: 重新发电是否严格通过招标书流程进行 - 公司自有风电场的重新发电在本十年后期，不在当前招标书范围内，PPA买断可能通过招标书和资源计划实现 [102][103] 问题19: 氢气枢纽对公司业务前景的影响 - 公司正在申请两个氢气枢纽项目，分别位于上中西部和西部，预计是数十亿美元的机会，主要集中在本十年后半段，目前计划中仅包括明尼苏达资源计划中的可靠性资产（燃烧涡轮机）的氢气改造，不包括氢气生产 [107][109][110] 问题20: 选举对公司的影响 - 公司与各政府部门合作良好，认为选举结果不会显著改变公司的计划、投资理念和十年发展轨迹 [112]

UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION Washington, D.C. 20549 FORM 10-Q (Mark One) ☒ QUARTERLY REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the quarterly period ended Sept. 30, 2022 or ☐ TRANSITION REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the transition period from to Commission File Number: 001-3034 Xcel Energy Inc. (Exact Name of Registrant as Specified in its Charter) (State or Other Jurisdiction of Incorporation or O ...

财务数据和关键指标变化 - 2022年第二季度每股收益0.60美元，2021年同期为0.58美元，公司重申2022年每股收益指引为3.10 - 3.20美元，符合5% - 7%的长期每股收益增长目标 [5][19][28] - 本季度收益的主要驱动因素包括：电力和天然气利润率提高使每股收益增加0.25美元，有效税率降低使每股收益增加0.06美元；抵消因素包括：折旧费用增加使每股收益减少0.15美元，运维费用增加使每股收益减少0.02美元，利息和其他税费增加使每股收益减少0.08美元，其他项目合计使每股收益减少0.04美元 [19][20][21] - 2022年前6个月经天气调整后的电力销售增长3.1%，主要因服务区域经济活动强劲带动工商业销售增长，公司将2022年销售增长假设上调至2% [22] - 第二季度运维费用增加1400万美元，公司预计全年运维费用约增长2% [23] 各条业务线数据和关键指标变化 - 清洁能源计划方面，6月科罗拉多委员会批准资源计划，包括约4000兆瓦公用事业规模可再生能源项目、2025年底前将Pawnee煤电厂转换为天然气电厂、2030年底前提前退役Comanche 3煤电机组；明尼苏达和科罗拉多资源计划获批，将增加10000兆瓦公用事业规模可再生能源，到2030年实现85%的碳减排 [6][7] - 输电业务方面，MISO长期规划确定Futures 1项目预计投资300亿美元，分4批授予；本周MISO董事会批准第1批，含100亿美元项目，公司预计在第1批中有12亿美元投资机会 [10] - 电动汽车业务方面，公司在实现到2030年为150万辆电动汽车供电的目标上取得进展，预计8月初在明尼苏达和威斯康星提交综合交通计划，提案涉及住宅、商业客户项目及校车试点，2024 - 2026年预计资本投资约3.25亿美元 [11][13] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司服务区域失业率比全国平均水平低80个基点，经济活动强劲带动工商业销售增长 [22] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司清洁能源战略包括增加可再生能源、减少碳排放、推进输电扩张和电动汽车普及，与“以钢换燃料”战略一致，自有风电场预计2022年为客户节省近10亿美元燃料成本，自2017年以来总计节省27亿美元 [7][8][9] - 公司积极参与监管程序，争取成本回收和费率调整，如在科罗拉多、明尼苏达、得克萨斯和南达科他等地的资源计划、费率案件等 [24][25][27] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为公司本季度业绩稳健，重申2022年盈利指引，对长期盈利和股息增长有信心，预计在清洁能源转型中保持5% - 7%目标区间的上半部分增长 [5][28][29] - 对于通胀削减法案，虽需分析细节，但认为包含的清洁能源税收抵免将为客户带来实质利益，有助于公司清洁能源转型并保持客户账单合理 [15][16] - 从销售趋势看，短期内工商业销售强劲，经济反弹良好；长期来看，电动汽车普及和工业流程电气化将带来积极影响，但也需关注宏观经济和利率变化的潜在影响 [34][35] 其他重要信息 - 公司草原岛核电站获得核动力运行研究所的优秀评级，持续提升性能和成本效率 [14] - 公司入选气候领导力名人堂，获休伯特·H·汉弗莱公共领导力奖和EEI全国大客户奖 [17] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 若有替代最低税，公司业务如何应对 - 公司有可用抵免额度抵消75%的账面替代最低税影响，结合法案中的可转让性条款，认为这对公司现金流有增值作用，但仍在研究法案文本 [32] 问题: 今年电力销售预测两次上调，趋势如何，与长期预测对比，是否有长期顺风因素 - 第一季度和第二季度均上调销售指引，全年仍有上调空间；服务区域工商业销售强劲，住宅销售也高于预期；长期来看，电动汽车普及和工业流程电气化是顺风因素，但需关注宏观经济和利率影响 [33][34][35] 问题: MISO项目中，绿地项目与棕地项目情况，以及可能的增量范围和竞争流程 - 公司对输电建设机会有信心，MISO MTEP项目预计投资机会约15亿美元，涉及6个项目部分；威斯康星项目为升级项目，预计不参与竞争；目前估计不包含竞争投标，若成功参与竞争投标，将是12亿美元之外的增量 [38][40][42] 问题: 通胀削减法案对公司计划的近期和长期最大潜在影响和机会，CCS是否会受更多关注 - 法案中太阳能生产税收抵免、可转让性条款、独立储能信贷等有吸引力，对北达科他州的CCS也很重要；法案对公司现金流有增值作用，使计划对客户更有利，还可能推动绿色氢发展 [44][45][47] 问题: 与此前BBB法案下的债务改善目标相比，通胀削减法案考虑可转让性元素后的情况，以及对股权需求的影响 - 初步看法与第三季度讨论的类似，可能使FFO与CFO对债务比率提高75 - 100个基点或更多，提供融资灵活性；公司将在第三季度更新资本计划和融资方式 [52][53][59] 问题: FERC对ROFR的挑战情况和时间框架 - ROFR在州和联邦法院均面临挑战，但预计能维持 [60] 问题: 考虑通胀对运维和融资成本的影响，公司在2023年有何应对措施 - 公司持续应对通胀压力，自2014年以来运维费用保持平稳，今年上调5%；有持续改进团队和数字运营工厂，通过技术投资降低运维成本 [62][63] 问题: 法案对核业务的影响，是否改变未来5 - 10年建设小型模块化核电站的计划 - 法案对现有核电站业主和客户有益；长期来看，新核能应在国家清洁能源转型中发挥作用，但对公司而言是下一个十年或更长远的机会 [65][66] 问题: 科罗拉多电力通道的潜在上行机会何时明确，明尼苏达费率案件何时可能达成和解及前景 - 确定项目位置和组合后，预计明年年中能明确可再生能源机会和增量输电投资；明尼苏达费率案件通常在对方提交证词后开始讨论和解，天然气案件预计8月底，电力案件预计10月初，可能在第三季度末或第四季度更适合讨论 [69][70] 问题: MISO第1批项目中，已具备建设条件的部分占比，以及竞争机会情况，这些在长期资本计划中的体现 - 项目处于早期开发阶段，多数线路为绿地项目，需当地选址和许可；将通过监管和证书申请程序，预计1 - 1.5年完成；部分已包含在5年计划中，随着计划滚动更新，相关支出将纳入新的5年和10年计划 [73][74][76] 问题: 各地区ROE在9%左右且较稳定，随着利率上升，ROE趋势是否会反转 - 公司认为随着通胀和利率上升，目前多数辖区授权ROE低于全国平均水平，希望能接近全国平均水平，公司运营良好且政策与监管机构和州目标一致，有望在未来结果中体现 [78][79][80] 问题: 通胀削减法案对费率的潜在影响，以及明尼苏达南部风力发电限电情况 - 长期来看，法案可能使客户账单在复合年增长率基础上受益约1%，有助于将长期客户账单影响控制在通胀水平以下；明尼苏达西南部存在风力发电限电和拥堵情况，MTAP项目将解决此问题，限电情况可管理，公司正与利益相关者沟通 [82][87][89]

总体财务数据关键指标变化 - 2022年和2021年三个月截至6月30日总运营收入分别为34.24亿美元和30.68亿美元，六个月分别为71.75亿美元和66.09亿美元[16] - 2022年和2021年三个月截至6月30日总运营费用分别为29.55亿美元和26.30亿美元，六个月分别为61.96亿美元和56.64亿美元[16] - 2022年和2021年三个月截至6月30日运营收入分别为4.69亿美元和4.38亿美元，六个月分别为9.79亿美元和9.45亿美元[16] - 2022年和2021年三个月截至6月30日净收入分别为3.28亿美元和3.11亿美元，六个月分别为7.08亿美元和6.73亿美元[16] - 2022年和2021年三个月截至6月30日基本每股收益分别为0.60美元和0.58美元，六个月分别为1.30美元和1.25美元[16] - 2022年和2021年三个月截至6月30日稀释每股收益分别为0.60美元和0.58美元，六个月分别为1.30美元和1.25美元[16] - 2022年和2021年三个月截至6月30日总综合收益分别为3.41亿美元和3.14亿美元，六个月分别为7.28亿美元和6.79亿美元[18] - 2022年和2021年三个月截至6月30日其他综合收益分别为1300万美元和300万美元，六个月分别为2000万美元和600万美元[18] - 2022年和2021年三个月截至6月30日利息费用和融资成本分别为2.40亿美元和2.06亿美元，六个月分别为4.49亿美元和4.06亿美元[16] - 2022年和2021年三个月截至6月30日所得税收益分别为 - 7400万美元和 - 3800万美元，六个月分别为 - 1.24亿美元和 - 6000万美元[16] - 2022年上半年净收入7.08亿美元，2021年同期为6.73亿美元[20] - 2022年上半年经营活动提供的净现金为19.88亿美元，2021年同期为4.89亿美元[20] - 2022年上半年投资活动使用的净现金为20.55亿美元，2021年同期为22.02亿美元[20] - 2022年上半年融资活动提供的净现金为2.36亿美元，2021年同期为21.22亿美元[20] - 截至2022年6月30日，现金、现金等价物和受限现金为3.35亿美元，2021年底为1.66亿美元[20][22] - 截至2022年6月30日，总资产为593.17亿美元，2021年底为578.51亿美元[22] - 截至2022年6月30日，总负债和权益为593.17亿美元，2021年底为578.51亿美元[22] - 2022年上半年普通股股东总权益为159.71亿美元，2021年同期为147.92亿美元[23] - 2022年6月30日普通股发行数量为5.46807793亿股，2021年6月30日为5.38305927亿股[23] - 2022年上半年宣布的普通股股息为5.31亿美元，2021年同期为4.92亿美元[23] - 2022年和2021年6月30日结束的三个月有效所得税税率分别为-29.1%和-13.9%，2022年和2021年6月30日结束的六个月分别为-21.2%和-9.8%[44] - 2022年和2021年6月30日结束的三个月基本每股收益计算所用普通股加权平均数分别为5.46亿股和5.39亿股，六个月分别为5.45亿股和5.39亿股；稀释每股收益计算所用稀释加权平均股数三个月分别为5.46亿股和5.39亿股，六个月分别为5.46亿股和5.39亿股[48] - 2022年和2021年6月30日结束的三个月稀释普通股中包含的普通股等价物均为30万股，六个月分别为20万股和30万股[48] - 2022年第二季度GAAP摊薄收益为每股0.60美元，2021年为每股0.58美元，增长因资本投资监管回收，部分被更高折旧、利息和运维费用抵消[155] - 2022年第二季度PSCo每股收益减少0.01美元，年初至今持平；NSP - Minnesota每股收益增加0.01美元，年初至今持平；SPS每股收益增加0.04美元；NSP - Wisconsin第二季度持平，年初至今增加0.02美元[156][157] - 2022年与2021年相比，GAAP和持续摊薄每股收益变化的主要因素包括：净电力收入增加0.26（三个月）和0.34（六个月）、有效税率降低0.06（三个月）和0.10（六个月）等[161] - 2022年第二季度末三个月，合并总收入34.25亿美元，2021年为30.69亿美元；净收入3.28亿美元，2021年为3.11亿美元[146] - 2022年第二季度末六个月，合并总收入71.76亿美元，2021年为66.11亿美元；净收入7.08亿美元，2021年为6.73亿美元[146] 资产负债相关数据关键指标变化 - 截至2022年6月30日，应收账款净额为10.84亿美元，较2021年12月31日的10.18亿美元有所增加[30] - 截至2022年6月30日，物业、厂房及设备净值为465.35亿美元，较2021年12月31日的454.57亿美元有所增加[31] - 截至2022年6月30日，短期借款期末余额为1.36亿美元，较2021年12月31日的10.05亿美元大幅减少；加权平均利率为1.05%，较2021年的0.57%有所上升[32] - 截至2022年6月30日，信用证未偿还金额为3900万美元，较2021年12月31日的1900万美元有所增加[32] - 截至2022年6月30日，存货总额为6.45亿美元，较2021年12月31日的6.31亿美元略有增加[34] - 截至2022年6月30日和2021年12月31日，核退役基金未实现收益分别为10亿美元和13亿美元，未实现损失分别为7600万美元和700万美元[63] - 截至2022年6月30日，核退役基金中现金等价物公允价值为5300万美元，混合基金为12.09亿美元，债务证券为6.21亿美元，权益证券为9.72亿美元，总计28.55亿美元[63] - 截至2021年12月31日，核退役基金中现金等价物公允价值为6400万美元，混合基金为12.94亿美元，债务证券为6.75亿美元，权益证券为12.23亿美元，总计32.56亿美元[63] - 截至2022年6月30日，核退役基金中债务证券按最终合同到期日划分，1年或以内到期的为300万美元，1 - 5年到期的为1.9亿美元，5 - 10年到期的为2.32亿美元，10年以后到期的为1.96亿美元，总计6.21亿美元[64] - 截至2022年6月30日，拉比信托资产公允价值为9800万美元，2021年12月31日为1.09亿美元[66] - 2022年6月30日和2021年12月31日，因信用评级可能被降级需提供抵押品或结算的衍生品负债分别为1100万美元和300万美元[82] - 2022年6月30日和2021年12月31日，因交叉违约条款需提供抵押品或结算的衍生品负债分别约为1.17亿美元和6400万美元[82] - 截至2022年6月30日和2021年12月31日，公司无因充足保证条款在衍生品合同中提供的抵押品[83] - 截至2022年6月30日和2021年12月31日，公司可回收现金抵押权利分别为200万美元和3000万美元[84] - 2022年6月30日，当前衍生资产总计5.29亿美元，非当前衍生资产总计1.05亿美元；2021年12月31日，当前衍生资产总计1.2亿美元，非当前衍生资产总计6700万美元[84] - 2022年6月30日，当前衍生负债总计1.42亿美元，非当前衍生负债总计1.2亿美元；2021年12月31日，当前衍生负债总计6900万美元，非当前衍生负债总计1.05亿美元[84] - 2022年6月30日商品交易当前衍生资产为9500万美元，非当前衍生资产为1亿美元；2021年12月31日，当前衍生资产为4600万美元，非当前衍生资产为6100万美元[84] - 2022年6月30日商品交易当前衍生负债为1.17亿美元，非当前衍生负债为8300万美元；2021年12月31日，当前衍生负债为4400万美元，非当前衍生负债为6500万美元[84] - 2022年6月30日，长期债务账面价值为238.56亿美元，公允价值为220.76亿美元；2021年12月31日，账面价值为223.8亿美元，公允价值为252.32亿美元[88] - 截至2022年6月30日和2021年12月31日，长期PPA容量分别约为4037兆瓦和4062兆瓦[133] - 截至2022年6月30日和2021年12月31日，担保和债券赔偿未偿还金额分别约为6100万美元和6000万美元[135] - 截至2022年6月30日和2021年12月31日，权益法投资分别为2.2亿美元和2.08亿美元[143] 股权发行与债券发行相关数据关键指标变化 - 2022年第二季度，公司通过ATM计划发行213万股普通股，约1.5亿美元；截至2022年6月30日，ATM计划剩余可用额度约3亿美元[39] - 2022年上半年，公司通过DRIP发行2000万美元股权，2021年同期为2800万美元[41] - 2022年上半年，公司及子公司发行多笔长期债券，包括7亿美元4.60%无担保优先票据、5亿美元4.50%第一抵押债券等[40] - 2022年7月15日，NSP - Wisconsin定价1亿美元4.86%第一抵押债券，预计9月12日完成销售[38] 税收相关数据关键指标变化 - 联邦法定税率为21.0%，2022年和2021年6月30日结束的三个月州税（扣除联邦税影响后）分别为5.2%和4.9%，六个月分别为5.0%和4.9%[44] - 风能生产税收抵免（Wind PTCs）在2022年和2021年6月30日结束的三个月分别为-48.3%和-33.1%，六个月分别为-40.4%和-28.4%[44] - 所得税收益二季度增加3600万美元，年初至今增加6400万美元，主要因现有风电场产量增加和新电场投入运营使风能生产税收抵免（PTC）增加[181] - 2022年风能发电销售的PTC率为每千瓦时2.6美分，2021年为2.5美分[182] 衍生品相关数据关键指标变化 - 2022年6月30日，电力商品兆瓦时的商品远期、期权和FTRs名义总额为1.06亿，2021年12月31日为8000万；天然气百万英热单位分别为1.59亿和1.56亿[73] - 2022年第二季度，指定为现金流量套期的利率衍生品税前公允价值收益为1500万美元；其他衍生品工具中，电力商品在监管资产和负债项为9800万美元，天然气商品为 - 100万美元，总计9700万美元[78] - 2022年上半年，指定为现金流量套期的利率衍生品税前公允价值收益为2200万美元；其他衍生品工具中，电力商品在监管资产和负债项为1亿美元，天然气商品为300万美元，总计1.03亿美元[78] - 2022年和2021年截至6月30日的六个月内，公司无指定为公允价值套期的衍生品工具[79] - 截至2022年6月30日，3个月内3级商品衍生品余额从4月1日的3900万美元增至4.85亿美元；2021年同期从 - 1300万美元增至7100万美元[87] - 截至2022年6月30日，6个月内3级商品衍生品余额从1月1日的1900万美元增至4.85亿美元；2021年同期从 - 4900万美元增至7100万美元[87] - 2022年3个月内3级商品衍生品购买/发行额为3.9亿美元，结算额为 - 1.55亿美元；2021年同期购买/发行额为6300万美元，结算额为 - 3200万美元[87] - 2022年6个月内3级商品衍生品购买/发行额为3.94亿美元，结算额为 - 1.81亿美元；2021年同期购买/发行额为6300万美元，结算额为 - 4800万美元[87] 养老金相关数据关键指标变化 - 2022年第一季度养老金福利服务成本为2500万美元，2021年为2600万美元；2022年上半年分别为4900万美元和5200万美元[89] - 2022年1月，公司向四个养老金计划注资5000万美元，且预计2022年不会有额外注资[89] 法律诉讼与和解相关数据关键指标变化 - CORE在2022年2月披露，其对Comanche Unit 3诉讼索赔总损失超过1.25亿美元[96] - 2021年1月，OAG和DOC建议NSP - Minnesota退还约1700万美元的替代电力成本，NSP - Minnesota回应称此前MPUC已驳回2200万美元相关成本，无需额外退款[102] - 2022年第二季度，Westmoreland仲裁案以200万美元达成和解，此前索赔包括1

业绩总结 - 2021年持续每股收益（Ongoing EPS）为2.96美元，较2020年的2.79美元增长6.1%[118] - 2021年GAAP每股收益（GAAP EPS）为2.96美元，较2020年的2.79美元增长6.1%[118] - 2021年整体回报率（ROE）为10.61%[131] - 2021年北方州电力公司（NSPM）的回报率为8.22%[131] - 2021年公共服务公司（PSCo）的回报率为10.85%[131] - SPS的2021年净收入为3.18亿美元，资产总额为93亿美元，ROE为9.22%[191] 用户数据 - 预计2021年到2026年，电力和天然气的客户账单增长率将低于通货膨胀率[45] - 公司在2021年实现了超过60%的供应链支出用于本地采购，投资约10亿美元，创造了5000个就业机会[102] 未来展望 - 2022年每股收益（EPS）指导范围为3.10至3.20美元[54] - 预计2021至2026年基础资本年均增长率（CAGR）约为6.5%[18] - 预计2021至2026年增量资本年均增长率（CAGR）约为7.3%[18] - 预计2024至2026年将有15亿至25亿美元的增量投资机会[17] - 预计到2030年，电力碳排放减少80%，到2050年实现100%无碳[8] - 公司计划到2030年实现80%的碳排放减少，并在2050年实现100%无碳电力[102] - 公司计划到2030年将水消耗减少70%，截至2021年已减少29%[102] 新产品和新技术研发 - 公司计划到2030年实现1.5百万辆电动车的充电基础设施，预计每年避免500万吨二氧化碳排放[97] - 2022至2026年电动车基础设施投资约为7.5亿美元，目标是到2030年支持150万辆电动车[37] 市场扩张和并购 - 预计到2030年，天然气温室气体排放减少25%，到2050年实现净零排放[8] - NSPM计划在2030年前实现85%的碳减排并完全退出煤炭[148] - NSPW计划在2031年前完全退出煤炭[177] 资本支出和财务指标 - 2022-2026年电力分配的基础资本支出预计为79.3亿美元[122] - 2022-2026年公共服务公司（PSCo）的基础资本支出预计为99.3亿美元[124] - NSPM的2022-2026年电力分配资本支出总额为3,070百万美元[156] - PSCo的2022-2026年电力分配资本支出总额为3,160百万美元[181] - SPS的2022-2026年电力分配资本支出总额预计为10.9亿美元[193] - 公司在2022年的FFO/债务比率预计为约17%[111] - 公司在2022年的债务/EBITDA比率预计为5.0倍[111] - 公司在2022年的股权比率预计为40%[111] 负面信息 - PSCo在冬季风暴Uri中，电力和天然气的延迟燃料成本全额回收，电力为2.63亿美元，天然气为2.87亿美元[188]

财务数据和关键指标变化 - 2022年第一季度每股收益为0.70美元，2021年同期为0.67美元，公司重申2022年每股收益指引为3.10 - 3.20美元 [6][23] - 本季度收益的主要驱动因素包括：电力和天然气利润率提高使每股收益增加0.12美元；有效税率降低使每股收益增加0.05美元；折旧费用增加使每股收益减少0.06美元；运维费用增加使每股收益减少0.02美元；利息费用和其他税费增加使每股收益减少0.02美元；其他项目合计使每股收益减少0.04美元 [23][24] - 2022年第一季度经天气调整后的电力销售增长3.9%，公司将2022年电力销售增长假设从1%提高到2% [25] - 第一季度运维费用增加1800万美元，预计全年运维费用增长约1% [25] 各条业务线数据和关键指标变化 电力业务 - 科罗拉多州委员会批准电力费率案和解协议，净费率将增加1.77亿美元，基于9.3%的净资产收益率和55.7%的股权比率，新费率于4月生效 [26] - 新墨西哥州委员会批准电力费率案和解协议，净费率将增加6200万美元，包括9.35%的净资产收益率和54.7%的股权比率，费率于2月底生效 [27] - 德克萨斯州的电力费率案有一项“黑匣子”和解协议，费率将增加约8900万美元，该协议还将托尔科煤矿厂的折旧年限提前至2034年，委员会预计今年晚些时候做出决定 [28] 天然气业务 - 今年早些时候在科罗拉多州提交天然气费率案，预计委员会今年晚些时候做出决定，最终费率将于2022年11月实施 [30] 各个市场数据和关键指标变化 - MISO的Future 1情景预计有300亿美元的投资机会，分四批授予，第一批约100亿美元的项目，MISO预计今年7月做出决定，公司初步估计在第一批中有10 - 20亿美元的投资机会，长期来看，预计将获得约50 - 60亿美元的Future 1投资 [13] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司推进清洁能源计划，明尼苏达州委员会批准资源计划，到2030年实现85%的碳减排和完全淘汰煤炭，包括提前退役金煤矿厂和舍尔科3号机组、延长蒙蒂塞洛核电站运营10年、增加约6000兆瓦的新风能和太阳能资源等 [7] - 科罗拉多州达成修订后的电力资源计划和解协议，加速科曼奇3号煤电机组不迟于2031年1月1日退役，预计到2030年至少减少85%的碳排放，该计划将增加约4000兆瓦的可再生能源，并将波尼煤矿厂转换为天然气厂不迟于2026年1月1日 [9] - 公司预计今年下半年发布招标书，明年年初确定首选投资组合，2023年上半年获得委员会决定，推荐的发电资产组合将包括自建、建设 - 拥有 - 转让以及一些电力购买协议 [11] - 公司执行科罗拉多州和新墨西哥州的电动汽车计划，并获得明尼苏达州交通计划的批准，支持明尼苏达州的综合交通立法，计划今年夏天对这些项目进行更实质性的更新 [16][17] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为监管和解和成果反映了与利益相关者的合作努力，对清洁能源转型充满信心，能够在保持客户账单低廉的同时实现长期盈利和股息增长 [18][34] - 虽然Build Back Better立法停滞，但仍有关于更温和版本的讨论，公司认为其中的能源条款将为客户带来实质性利益，有助于加速清洁能源转型 [14][15] 其他重要信息 - 公司因系统恢复能力和风暴准备工作展示了运营卓越性，在北达科他州遭遇两英尺降雪时迅速恢复客户电力供应 [19] - 公司再次被评为全球最具道德公司和全球最受尊敬公司，还因对退伍军人招聘的持续承诺受到军事时报和GI Jobs的认可 [20] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 关于太阳能供应链的对话及DOC反规避调查的解决情况 - 公司与开发商保持定期联系，目前没有达成共识，预计8月底的初步调查结果是第一个关键数据点，太阳能资本支出占公司五年资本支出计划的不到3%，公司有灵活性推迟项目 [39][40] 问题2: 科罗拉多州IRP修订和解协议中科曼奇3号机组2031年退役的潜在发电替代方案 - 资源计划中有约4000兆瓦的新可再生能源，但科曼奇3号机组的替代需要单独的监管程序，预计在两到三年后进行 [44] 问题3: MISO第一批10 - 20亿美元资本支出与预期的对比及后续投资机会 - 公司对MISO Future 1和第一批的预期没有改变，全国范围内MISO的Future 3与美国的脱碳计划相匹配，公司认为有很大机会，只是MISO公布结果和获得董事会批准的时间有所延迟 [45][46] 问题4: 科曼奇3号机组近期购买电力的影响及提高机组可靠性的努力 - 该机组1月停机，预计维修时间从两个月延长到四个月，成本从900 - 1000万美元增加到2500万美元，6月有望恢复运行，长期来看机组可靠性将得到维持 [51][52] 问题5: 电力购买协议买断机会的进展、风电成本增加对经济性的影响 - 公司认为下一个机会将通过招标书出现，长期来看，天然气价格上涨使风电和买断机会对客户更有价值，生产税收抵免的延长也提供了更多机会 [56][57] 问题6: 2022年收益指引中折旧费用增加的原因及对现金流的影响 - 折旧费用增加是由于科罗拉多州和新墨西哥州费率案实施新费率，这是收益中性的，对现金流有适度的积极影响 [64][67] 问题7: 短期内是否会从太阳能转向风能，以及风能供应链是否存在问题 - 短期内可能会有从太阳能向风能的转变，但长期来看公司需要太阳能和风能的资源多样性，公司目前的可再生能源组合中，风能约11吉瓦，太阳能约2吉瓦，未来新增的10000兆瓦中可能是60%风能和40%太阳能 [72][73] 问题8: 输电项目和提案何时纳入资本支出计划 - 预计MISO在夏季批准，之后需要通过州委员会的需求证书程序，目前第一批MISO资本未纳入五年计划，可能在2025 - 2026年开始体现 [75] 问题9: Xcel在MISO容量拍卖中面临的供应成本影响及MISO输电资本支出增加的资金来源 - 在此次拍卖中公司处于有利地位，是受益者，这将有助于缓解明尼苏达州的电力费率案；如果没有联邦立法支持，增量资本仍按50%股权融资考虑 [82][84] 问题10: 科罗拉多州资源计划减少太阳能对科罗拉多州路径增量资本支出的影响及公司服务区域的可靠性和增量容量需求 - 目前难以确定，因为这取决于项目的具体位置；公司认识到需要可靠的可调度资源，如燃烧涡轮机，短期内将评估替代机会以确保系统可靠性 [91][96] 问题11: 明尼苏达州近期监管事项的最新情况 - 乌里天然气回收案等待5月25日左右的行政法法官决定，公司与总检察长办公室和商务部仍存在较大分歧，委员会预计8月做出决定；费率案仍处于早期阶段，尚未进行大量调查 [101][102]

总体财务数据关键指标变化 - 2022年第一季度总运营收入为37.51亿美元，2021年同期为35.41亿美元[14] - 2022年第一季度总运营费用为32.41亿美元，2021年同期为30.34亿美元[14] - 2022年第一季度运营收入为5.1亿美元，2021年同期为5.07亿美元[14] - 2022年第一季度净收入为3.8亿美元，2021年同期为3.62亿美元[14] - 2022年第一季度基本每股收益为0.7美元，2021年同期为0.67美元[14] - 2022年第一季度综合总收入为3.87亿美元，2021年同期为3.65亿美元[16] - 2022年第一季度经营活动提供的净现金为11.4亿美元，2021年同期使用1.36亿美元[19] - 2022年第一季度投资活动使用的净现金为9.52亿美元，2021年同期为10.35亿美元[19] - 2022年第一季度融资活动使用的净现金为2.64亿美元，2021年同期提供20.81亿美元[19] - 2022年第一季度末现金、现金等价物和受限现金为9000万美元，2021年同期为10.39亿美元[19] - 截至2022年3月31日，公司普通股股东权益为1.5732亿美元，较2021年12月31日的1.5612亿美元增长0.77%[23] - 2022年3月31日，公司总资产为579.85亿美元，较2021年12月31日的578.51亿美元增长0.23%[23] - 2022年3月31日，公司总负债为564.12亿美元，较2021年12月31日的562.9亿美元增长0.22%[23] - 2022年第一季度，公司净收入为3.8亿美元，较2021年第一季度的3.62亿美元增长4.97%[21] - 2022年第一季度，公司宣布普通股股息为每股0.4875美元，较2021年第一季度的每股0.4575美元增长6.56%[21] - 2022年第一季度累计其他综合损失为1.16亿美元，2021年同期为1.38亿美元[121] 各业务线营收及净收入关键指标变化 - 2022年第一季度公司总营收37.51亿美元，其中电力营收26.33亿美元，天然气营收10.90亿美元，其他营收2800万美元；2021年第一季度总营收35.41亿美元，其中电力营收28.70亿美元，天然气营收6.47亿美元，其他营收2400万美元[39][40] - 2022年第一季度，公司零售业务营收31.28亿美元，其中住宅业务营收14.89亿美元，工商业（C&I）业务营收15.93亿美元[39] - 2022年第一季度受监管电力业务总收入为26.33亿美元，净收入为2.78亿美元；2021年同期总收入为28.7亿美元，净收入为2.69亿美元[128] - 2022年第一季度受监管天然气业务总收入为10.9亿美元，净收入为1.3亿美元；2021年同期总收入为6.47亿美元，净收入为1.18亿美元[128] - 2022年第一季度所有其他业务总收入为2800万美元，净亏损为2800万美元；2021年同期总收入为2400万美元，净亏损为2500万美元[128] 税务相关指标变化 - 2022年第一季度联邦法定税率为21.0%，州税（扣除联邦税影响后）为4.9%，有效所得税税率为 - 15.2%；2021年同期联邦法定税率21.0%，州税4.9%，有效所得税税率为 - 6.5%[41] 每股收益计算相关指标变化 - 2022年第一季度基本每股收益（EPS）计算中普通股加权平均股数为5.45亿股，摊薄后为5.45亿股；2021年第一季度基本为5.38亿股，摊薄后为5.39亿股；2022年和2021年第一季度摊薄后普通股股数中包含的普通股等价物均为20万股[44] 资产计量相关 - 现金等价物公允价值一般基于成本加应计利息，货币市场基金按报价资产净值（NAV）计量[46] - 权益证券按活跃市场报价估值，混合基金按资产净值（NAV）计量[47] - 债务证券公允价值由第三方定价服务根据近期交易和类似证券的可观察利差确定[48] 核退役基金相关指标变化 - NSP - Minnesota需维持投资组合为核电厂退役成本提供资金，基金包含现金等价物、债务证券、权益证券和其他投资[57] - 核退役基金未实现收益在2022年3月31日和2021年12月31日分别为12亿美元和13亿美元，未实现损失分别为3700万美元和700万美元[59] - 截至2022年3月31日，核退役基金非衍生工具按公允价值计量的总额为31.14亿美元，成本为19.86亿美元；截至2021年12月31日，总额为32.56亿美元，成本为19.62亿美元[59] - 截至2022年3月31日，核退役基金债务证券按合同到期日划分，1年及以内到期的为200万美元，1 - 5年到期的为1.42亿美元，5 - 10年到期的为1.93亿美元，10年以上到期的为2.79亿美元，总计6.16亿美元[60] - 2022年第一季度和2021年第一季度，核退役基金三级投资或各层级间金额转移不重大[59] rabbi信托资产相关指标变化 - 截至2022年3月31日和2021年12月31日， rabbi信托资产成本均为9500万美元，公允价值分别为1.05亿美元和1.09亿美元[61] 利率衍生品相关指标变化 - 截至2022年3月31日，与利率衍生品相关的累计其他综合损失中，预计未来12个月将重分类至收益的净损失为500万美元，未结算利率互换名义金额为2.45亿美元[64] 商品衍生工具相关指标变化 - 公司公用事业子公司开展批发和商品交易活动，包括电力容量、能源等的买卖[66] - 公司为管理商品价格变动对未来现金流的影响及交易目的，签订商品衍生工具合同，截至2022年3月31日，无指定为现金流量套期的商品合同[67][68] - 用于交易目的的商品衍生工具，其公允价值变动计入电力运营收入，2022年3月31日和2021年12月31日，电力兆瓦时的名义金额分别为6300万和8000万，天然气百万英热单位的名义金额分别为1.41亿和1.56亿[69] - 公司持续监控利率和商品衍生工具合同交易对手的信用状况，信用风险对未结算商品衍生工具公允价值影响不大[69] 交易对手信用风险相关 - 截至2022年3月31日，公司十大重要交易对手方中，四家占信用风险敞口8000万美元（31%），有投资级信用评级[70] - 截至2022年3月31日，公司十大重要交易对手方中，四家占信用风险敞口5600万美元（22%），内部分析信用质量达投资级但无外部评级[72] - 截至2022年3月31日，公司十大重要交易对手方中，两家占信用风险敞口5900万美元（23%），内部分析信用质量低于投资级[72] 衍生品收益及重分类相关 - 2022年第一季度，指定为现金流套期的衍生品，利率类税前公允价值收益为600万美元[70] - 2022年第一季度，其他衍生品工具中，电力商品和天然气商品税前公允价值收益总计500万美元，2021年同期为300万美元[70] - 2022年第一季度，指定为现金流套期的衍生品，利率类税前收益重分类至收入为200万美元[70] - 2022年第一季度，其他衍生品工具税前（收益）损失重分类至收入总计为 - 2500万美元，2021年同期为2400万美元[70] 衍生负债相关指标变化 - 2022年3月31日和2021年12月31日，因信用评级下调相关条款的衍生负债分别为400万美元和300万美元[74] - 2022年3月31日和2021年12月31日，因交叉违约条款的衍生负债分别约为9400万美元和6400万美元[74] 衍生资产及抵押相关指标变化 - 截至2022年3月31日和2021年12月31日，公司无因充足保证条款在衍生品合约中存入的抵押品[75] - 2022年3月31日和2021年12月31日，公司可回收现金抵押权利分别为3400万美元和3000万美元[76] - 2022年3月31日和2021年12月31日，公司当前衍生资产净额均为1.2亿美元，非流动衍生资产净额分别为8900万美元和6100万美元[76] - 2022年3月31日和2021年12月31日，公司当前衍生负债净额分别为8000万美元和5200万美元，非流动衍生负债净额均为6500万美元[76] Level 3商品衍生品相关指标变化 - 2022年和2021年第一季度末，Level 3商品衍生品余额分别为4000万美元和 - 1300万美元[78] - 2022年第一季度，Level 3商品衍生品采购500万美元，结算 - 5000万美元，收益中确认收益4200万美元，监管资产和负债中确认净收益2400万美元[78] 长期债务相关指标变化 - 2022年3月31日和2021年12月31日，公司长期债务账面价值分别为223.85亿美元和223.8亿美元，公允价值分别为228.07亿美元和252.32亿美元[79] 养老金及退休福利相关指标变化 - 2022年和2021年第一季度，公司养老金福利净定期成本（信贷）分别为1700万美元和2700万美元[80] - 2022年和2021年第一季度，公司退休后医疗福利净定期成本（信贷）均为 - 100万美元[80] - 2022年第一季度，公司确认与2021年第四季度相关的结算费用调整100万美元[80] - 2022年1月，公司向四个养老金计划共缴款5000万美元，预计2022年不会有额外缴款[80] 法律诉讼及索赔相关 - CORE在Comanche Unit 3诉讼中索赔超1.25亿美元[86] - 明尼苏达州公共事业委员会（MPUC）可能不允许NSP - Minnesota部分递延成本，OAG建议不允许金额最高达1.48亿美元[89][91] - OAG和DOC建议NSP - Minnesota退还约1700万美元替换电力成本，此前MPUC已不允许2200万美元相关成本[94] - Westmoreland保险公司要求NSP - Minnesota赔偿1900万美元损失及预付利息[95][102] - MISO ROE投诉中，首次投诉要求将基础ROE传输公式费率从12.38%降至9.15%，第二次要求降至8.67%[96] - SPP向SPS收取约1300万美元此前未开票的输电升级费用，后FERC要求SPP退还[99][100] - LP&L与SPS达成和解协议，若2023年从SPP转至德州电力可靠性委员会，需支付SPS 7800万美元[103] - PSCo在CCR相关问题上，纠正措施总成本不确定，最高可达3500万美元[106] - NSP - Minnesota关闭现有灰塘估计成本400万美元，PSCo处理系统总成本约2500万美元[108][109] - Xcel Energy遵守撞击和夹带要求的未来成本约3900万美元，最高可达1.92亿美元[109] 租赁相关指标变化 - 2022年第一季度运营租赁费用为7600万美元，2021年同期为6600万美元；财务租赁费用为500万美元，2021年同期为600万美元[112] - PSCo进行池塘关闭预计成本为300万美元[113] - 截至2022年3月31日，运营租赁最低总义务为15.26亿美元，财务租赁为2.39亿美元[114] 可变利益实体及担保相关指标变化 - 截至2022年3月31日和2021年12月31日，公司通过长期PPA拥有的可变利益实体容量分别约为4037兆瓦和4062兆瓦[116] - 截至2022年3月31日和2021年12月31日，公司及其子公司担保和债券赔偿未偿还金额分别约为6100万美元和6000万美元[118] 权益法投资相关指标变化 - 截至2022年3月31日和2021年12月31日，公司权益法投资分别为2.15亿美元和2.08亿美元[126] 短期债务相关指标变化 - 2022年第一季度，公司短期债务平均未偿还金额为10.61亿美元，较2021年同期的13.99亿美元下降24.16%[32] - 截至2022年3月31日，公司商业票据和定期贷款未偿还金额为9.96亿美元，较2021年12月31日的10.05亿美元下降0.9%[32] - 截至2022年3月31日，公司信用证未偿还金额为3900万美元，较2021年12月31日的1900万美元增长105.26%[32] - 2022年第一季度，公司短期债务期末余额为9.96亿美元，低于2021年末的10.05亿美元；平均余额为10.61亿美元，低于2021年的13.99亿美元；最高余额为13.57亿美元，低于2021年的20.54亿美元[32] - 2022年第一季度，公司短期债务每日计算的加权平均利率为0.42%，低于2021年的0.57%；期末加权平均利率为0.93%，高于2021年的0.31%[32] 信贷协议相关 - 截至2022年3月31日和2021年12月31日，公司及其公用事业子公司在信贷安排下无直接预付款项[37] - 2022年4月，NSP - Minnesota的无承诺双边信贷协议续签一年，仅用于支持信用证；截至2022年3月31日，该协议下未偿还信用证额度为4500万美元，额度上限750

业绩总结 - 2022年第一季度每股收益（EPS）为0.70美元，同比增长4.5%[16] - 2022年EPS指导范围为3.10至3.20美元[4] - 2022年第一季度零售电力销售增长为1.2%[23] - 2022年第一季度天然气客户增长为1.1%[23] - 预计2022年零售电力销售增长约1%至2%[35] 用户数据 - 科罗拉多州的电力费率案件中，净基础费率增加约1.77亿美元，预计2022年4月1日生效[24] - 新墨西哥州的电力费率案件中，基础收入增加6200万美元，2022年2月生效[26] - 明尼苏达州的电力费率案件请求三年内增加677百万美元，预计2023年第二季度做出决定[30] 未来展望 - 预计2022年运营和维护(O&M)费用增加约1%，折旧费用增加2.85亿至2.95亿美元[35] - Xcel Energy的基础资产年复合增长率(CAGR)预计为6.5%，2021年至2026年期间的增量CAGR为7.3%[46] - 预计2022年至2026年将有15亿至25亿美元的增量投资机会，主要集中在可再生能源和传输领域[44] 新产品和新技术研发 - 科罗拉多州的传输项目投资为17亿美元，预计将支持5500兆瓦的可再生能源发电[9] - 明尼苏达州资源计划预计到2030年实现85%的碳减排[5] - 科罗拉多州资源计划预计到2031年实现全面退出煤炭[7] 市场扩张和并购 - PSCo申请2022年天然气基础费率增加约1.07亿美元，2023年和2024年分别增加4000万美元和4100万美元，总计增加2.15亿美元[33] - NSPM的天然气费率案请求的修订费率增加约600万美元，预计2022年第三季度作出决定[57] 财务状况 - PSCo的投资回报率(ROE)为10.25%，股本比例为55.66%，基础资产约为36亿美元[33] - Xcel Energy的信用评级为Moody's Baa1，S&P BBB+，Fitch BBB+，预计2022年FFO/债务比率约为17%[54] - 预计2022年PSCo将发行700百万美元的第一抵押债券，计划在第二季度完成[52]

公司业务规模 - 公司为约370万电力客户和约210万天然气客户提供服务[15][16] - 公司总资产达579亿美元，电力发电容量为20653兆瓦，天然气存储容量为534亿立方英尺[16] - 公司电力传输线长111434英里，电力分配线长210470英里，天然气传输线长2293英里，天然气分配线长36510英里[16] - 公司拥有超11.1万导体英里输电线路，服务2.2万MW客户负载[93] - 公司有庞大配电网络，拥有约21万导体英里配电线路[96] 公司战略与目标 - 公司目标是到2050年实现100%无碳电力，到2030年在2005年的基础上减少80%的碳排放[24] - 公司致力于在2030年实现天然气系统的净零甲烷排放[20] - 公司通过三个战略优先事项实现愿景：引领清洁能源转型、提升客户体验、保持低电价[17] - 公司目标实现8 - 10%的总股东回报率、5 - 7%的每股收益增长和3%的股息收益率，派息率为60 - 70%[45] - 预计到2030年约80%的能源将来自无碳资源，到2034年实现无煤发电[32][33] - 公司计划到2030年使服务区域内电动汽车数量达150万辆，投资近20亿美元，带来0.6% - 0.7%的年度零售销售增量增长，每年避免约500万吨二氧化碳排放[37] 公司价值观与社会责任 - 公司的决策和行动受行为准则和四个价值观指导：连接、承诺、安全、值得信赖[21] - 公司自2000年起由董事会监督环境绩效，并在十五年前将碳减排与高管薪酬挂钩[28] - 公司为提前退休的煤炭厂员工提供提前通知、再培训和搬迁机会，且至今未裁员[27] - 公司公开承诺促进环境正义，并与社区合作开展能源、气候和环境倡议[27] 公司能源业务发展 - 自2020年底以来公司新增约800兆瓦自有风力发电装机容量，目前风力发电总装机容量超11000兆瓦，其中自有近4500兆瓦[32] - 2021年公司将客户发电碳排放较2005年水平降低约50%，有望到2030年实现碳排放减少80%[34] - 2021年公司安装超30万个智能电表，计划2022年安装超100万个[39] - 2021年公司启动20个经济发展项目，预计带来超10亿美元资本投资和5000个工作岗位，超60%的供应链支出为本地支出[40] - 自2013年以来，公司将居民平均电费年增长率控制在1%以下，电费和天然气费分别增长0.8%和0.3%[41] - 过去十年公司在节能项目上投资超20亿美元，通过增加自有风力发电为客户节省超18亿美元[42] - 预计到2030年电动汽车业务将为客户节省约10亿美元燃料成本[43] 公司电力业务数据 - 2021年公司电力销售总量为1154.74亿千瓦时，客户数量370万，电力收入112.05亿美元[68] - 2021年每零售客户的千瓦时销售量为23968，收入为2405美元，总零售收入每千瓦时为10.03美分[69] - 2021年公司自有和PPA的风能总容量为4075兆瓦，比2020年的3566兆瓦有所增加[72] - 2021年公司自有风能平均成本每兆瓦时NSP系统为25美元、PSCo为17美元、SPS为17美元；PPA平均成本每兆瓦时NSP系统为37美元、PSCo为35美元、SPS为27美元[72][73] - 2021年公司投入运营约500兆瓦自有风能和255兆瓦PPA风能，目前约1050兆瓦自有风能在建或改造，预计增加200兆瓦PPA风能[74] - 2021年公司太阳能PPA总容量为2767兆瓦，NSP系统平均成本每兆瓦时为90美元、PSCo为67美元、SPS为61美元[76] - 2021年公司两座核电站净夏季可靠容量约1700兆瓦，NSP系统核燃料交付成本每百万英热单位为0.77美元，占总燃料需求46%[80][81] - 2021年公司煤炭机组净夏季可靠容量约6500兆瓦，有多座煤电厂计划提前退役或转换燃料[84][85] - 2021年NSP系统、PSCo、SPS煤炭交付成本每百万英热单位分别为1.60美元、1.43美元、2.07美元，占燃料需求分别为39%、62%、66%[86] - 2021年公司22座天然气厂净夏季可靠容量约7900兆瓦[87] - 2021年NSP System、PSCo、SPS天然气每MMBtu交付成本分别为4.98美元、8.38美元、6.72美元，占总燃料需求百分比分别为15%、38%、34%；2020年分别为2.67美元、3.01美元、1.43美元，占比分别为17%、49%、60%[89] - 2021年NSP System、PSCo、SPS系统峰值需求分别为8837MW、6958MW、4054MW；2020年分别为8571MW、6899MW、4195MW[92] 公司天然气业务数据 - 2021年公司天然气交付量40.5895亿MMBtu，客户210万，天然气收入21.32亿美元[100] - 2021年MMBtu零售客户销售量114，零售客户收入917美元；2020年分别为118、720美元[101] 公司环境成本 - 2021 - 2026年核退役等环境成本年均约4.25亿美元，2021、2020、2019年分别约为3.65亿、4亿、3.45亿美元[125] 公司高管信息 - Robert C. Frenzel年龄为51岁，自2021年8月起担任Xcel Energy Inc.总裁兼首席执行官等职[129] - Brett C. Carter年龄为55岁，自2018年5月起担任Xcel Energy Inc.执行副总裁兼首席客户与创新官，2022年3月1日起将担任执行副总裁、集团总裁、公用事业及首席客户官[129] - Patricia Correa年龄为48岁，自2022年2月起担任Xcel Energy Inc.高级副总裁兼首席人力资源官[129] - Timothy O'Connor年龄为62岁，自2021年8月起担任Xcel Energy Inc.执行副总裁兼首席运营官[129] - Frank Prager年龄为59岁，自2020年3月起担任Xcel Energy Inc.高级副总裁，负责战略、规划和对外事务[129] - Amanda Rome年龄为41岁，自2020年6月起担任Xcel Energy Inc.执行副总裁兼总法律顾问[129] - Jeffrey S. Savage年龄为50岁，自2015年1月起担任Xcel Energy Inc.高级副总裁兼主计长，2022年3月1日起将担任首席审计与金融服务官，不再担任高管[129] - Brian J. Van Abel年龄为40岁，自2020年3月起担任Xcel Energy Inc.执行副总裁兼首席财务官[129] - 公司高管和董事之间不存在家族关系[129] 公司员工情况 - 截至2021年12月，董事会女性和少数族裔占比分别为23%和15%[56] - 2021年公司员工总数为11321人，其中受集体谈判协议覆盖的员工有4956人[59] - 2021年员工离职率为12%，其中谈判员工离职率为7%，非谈判员工离职率为15%；未来5年退休资格比例为26%，未来10年为40%；31%的离职是由于退休[59] 公司煤电厂退役计划 - 2022年PSCo子公司的Comanche 1机组退役，容量325兆瓦[84] - 2023年NSP - Minnesota子公司的Sherco 2机组退役，容量682兆瓦[84] - 2024年SPS子公司的Harrington机组退役，容量1018兆瓦[84] - 2025年PSCo子公司的Comanche 2机组退役，容量335兆瓦[84] - 2025年PSCo子公司的Craig 1机组退役，容量42兆瓦[84] - 2026年NSP - Minnesota子公司的Sherco 1机组退役，容量680兆瓦[84] - 2028年PSCo子公司的Craig 2机组退役，容量40兆瓦[84] - 2028年NSP - Minnesota子公司的A.S. King机组退役，容量511兆瓦[84] - 2030年NSP - Minnesota子公司的Sherco 3机组退役，容量517兆瓦[84] 公司太阳能项目进展 - 2021年6月NSP - Wisconsin获批以约1亿美元购买74兆瓦太阳能设施；NSP - Minnesota提议在Sherco场地增加460兆瓦太阳能设施，预计投资约5.75亿美元，MPUC预计2022年第三季度做出决定[78] 公司配电网络投资 - 自2016年起的多年项目中，公司计划投资约17亿美元用于配电网络数字化，已花费约5.68亿美元[97] 公司输电项目情况 - 2021年完成多个输电项目，如Hibbing Taconite Relocation（3英里，500KV）等[94] 公司燃料转换计划 - 2025年1月1日SPS将Harrington电厂从煤炭转换为天然气以达到联邦清洁空气法案标准[122]