根据您的要求，我已将提供的所有关键点按照单一主题维度进行分组。以下是分组结果： 客户规模 - 公司为约360万电力客户和200万天然气客户提供能源服务[16] - NSP-Minnesota拥有150万电力客户和50万天然气客户[23] - NSP-Wisconsin拥有30万电力客户和10万天然气客户，总资产27亿美元，发电容量563兆瓦，对合并收益贡献为5%至10%[25] - PSCo拥有150万电力客户和140万天然气客户，总资产173亿美元，发电容量5,685兆瓦，对合并收益贡献为35%至45%[28] - SPS拥有40万电力客户，总资产67亿美元，发电容量4,406兆瓦，对合并收益贡献为15%至20%[30] - 2018年天然气零售客户数增至2,037,000户较2017年2,014,019户增长1.1%[109] 业务地域覆盖 - 公司业务覆盖科罗拉多州、密歇根州、明尼苏达州、新墨西哥州、北达科他州、南达科他州、德克萨斯州和威斯康星州八个州[16] 发电容量与资产规模 - NSP-Minnesota总资产达185亿美元[23] - NSP-Minnesota发电容量为7,530兆瓦[23] - NSP-Minnesota天然气储存容量为147亿立方英尺[23] 对合并收益的贡献 - NSP-Minnesota对合并收益的贡献率为35%至45%[23] 电力销售与收入 - 2018年总零售电力销售量为915.83亿千瓦时，总电力收入为97.19亿美元，零售客户平均用电量为25,263千瓦时[33] 发电结构 - 2018年Xcel Energy自有发电占比67%，购电占比33%；NSP System自有发电占比77%，PSCo为70%，SPS为49%[36] 可再生能源占比 - 2018年NSP System可再生能源占比27.0%，其中风电16.4%；PSCo可再生能源占比27.4%，其中风电23.8%；SPS可再生能源占比21.1%，其中风电19.1%[38][39][40] 能源成本 - 2018年NSP System风电平均成本为每兆瓦时44美元（购电）和37美元（自有）；PSCo风电平均成本为每兆瓦时43美元；SPS风电平均成本为每兆瓦时26美元[41][42][43] - 2018年NSP System燃料加权平均成本为每百万英热单位1.78美元，煤炭成本2.13美元占比42%；PSCo燃料加权平均成本2.33美元，煤炭成本1.45美元占比62%；SPS燃料加权平均成本2.13美元，煤炭成本2.04美元占比56%[44][45] - 2018年PSCo天然气平均交付成本为每MMBtu 3.20美元较2017年3.45美元下降7.2%[114] 燃料需求与供应 - 2018年煤炭需求量：NSP System为780万吨，PSCo为940万吨，SPS为510万吨；2019年煤炭合同供应量占比分别为76%、83%和64%[46] - 核燃料供应合同覆盖100%的铀浓缩需求至2021年，覆盖2022-2033年需求的约51%[51] - 转化服务合同覆盖100%的需求至2021年，覆盖2022-2033年需求的约43%[51] - 浓缩服务合同覆盖100%的需求至2025年，覆盖2026-2033年需求的约19%[51] 天然气业务表现 - 2018年天然气总交付量达418,575千MMBtu较2017年363,957千MMBtu增长15%[109] - 2018年天然气总收入达17.39亿美元较2017年16.5亿美元增长5.4%[109] - PSCo 2018年最大日输气量为1,903,878 MMBtu较2017年1,948,167 MMBtu下降2.3%[110] - PSCo合同管道容量为每日1,834,843 MMBtu含871,418 MMBtu第三方地下存储[111] - PSCo自有存储设施提供约43,500 MMBtu峰值日天然气供应[112] 资本支出与投资项目 - Dakota Range 300兆瓦风电项目预计资本投资约3.5亿美元，计划于2021年投入运营[63] - MISO估算由NSP-Minnesota和ITC Midwest共同拥有的新345千伏输电线路成本为1.08亿美元[67] - PSCo投资约10亿美元用于CEP组合包括500兆瓦风电场和380兆瓦天然气发电[92] - PSCo的Rush Creek风电场于2018年投产容量为600兆瓦[91] - SPS风能项目资本投资预计约16亿美元包括522兆瓦Sagamore和478兆瓦Hale County[105] - NSP-Minnesota、NSP-Wisconsin和PSCo分别有4.37亿美元、8900万美元和11亿美元的资本支出计划（于2019-2033年及2019-2029年到期）[125] 成本节约与财务影响 - 终止Benson和Laurentian购电协议预计在未来10年为客户节省超过6亿美元[64] - 2018年NSP-Wisconsin因燃料成本低于授权水平，保留了约360万美元成本，并递延了约280万美元[80] 法规与合规要求 - 明尼苏达州法律要求NSP-Minnesota将其州电力收入的2%和州天然气收入的0.5%投资于CIP[59] - 管道安全法案要求对位于高后果区域或人口更密集区域的管道进行最大允许操作压力确认，重大事故可能导致更高监管审查、罚款和运营成本[149] - 联邦能源监管委员会对每项违规行为处以最高130万美元的每日罚款[197] 长期愿景与战略 - 公司宣布2050年实现100%零碳能源供应的愿景[17] - 公司正在实施覆盖7个州的12个新低成本风电场计划[17] - Xcel Energy在2018年将二氧化碳排放量从2005年水平减少了约40%[134] 设施运营许可 - Monticello核电站的运营许可至2030年，PI 1号机组至2033年，PI 2号机组至2034年[73] 需求模式与季节性 - 2018年NSP系统峰值需求为8,927兆瓦，较2017年的8,546兆瓦有所增长[52] - 电力需求高峰通常出现在夏季月份，而天然气销售高峰出现在冬季月份[123] - 电力需求在夏季和冬季月份通常更大，天然气收入主要在第一和第四季度确认[189] 天气影响 - 天气条件温和会导致Xcel Energy历史上产生较少的收入和收益[123] - 异常温和的冬季和夏季可能对公司的财务状况、经营成果或现金流产生不利影响[189] 运营风险 - 公司面临天然气和电力传输及配电业务的操作风险，包括泄漏、爆炸和停电，可能导致重大财务损失，并可能对财务状况、经营成果和现金流量产生重大影响[147] - 公司子公司NSP-Minnesota面临核发电风险，美国核管理委员会可能处以罚款和/或关停机组，新的安全要求可能导致大量资本支出或运营费用增加[154] 行业趋势与市场风险 - 电力行业正经历重大变革，包括能效提升、可再生能源成本降低以及从燃煤发电转向天然气发电，可能导致输电和发电资源过剩及搁浅成本[152] - 客户用电效率提升和成本效益分布式发电的可用性对销售增长构成下行压力，可能导致成本回收不足、资源过剩及电价上涨[153] 成本回收与盈利能力风险 - 燃料成本上涨可能导致客户需求下降和坏账费用增加，若成本无法回收将显著影响经营成果，燃料成本回收延迟可能影响现金流量[157] - 公司盈利能力取决于公用事业子公司回收成本的能力，持续低利率环境对股权回报率构成下行压力，监管机构可能判定成本不审慎导致成本不予回收[161] - 如果监管机构不允许公司回收合规成本，可能对其经营成果、财务状况或现金流产生重大影响[196][201] 融资与信用风险 - 信用评级下调可能导致融资成本增加和资本市场准入受限，子公司若评级低于投资级可能需提供抵押品或结算合同[165][166] - 公用事业运营需要大量资本投资，资本市场任何中断可能对运营资金筹集能力产生重大影响，导致发行条件不利如更高利率[167] 员工与劳资关系 - 截至2018年12月31日，Xcel Energy共有11,043名全职员工和49名兼职员工，其中5,129名员工受集体谈判协议覆盖[135] - NSP-Minnesota受集体谈判协议覆盖的员工为2,064名，总员工数为3,278名[136] - NSP-Wisconsin受集体谈判协议覆盖的员工为386名，总员工数为540名[136] - PSCo受集体谈判协议覆盖的员工为1,904名，总员工数为2,426名[136] - SPS受集体谈判协议覆盖的员工为775名，总员工数为1,151名[136] - XES（Xcel Energy Services）总员工数为3,697名，无员工受集体谈判协议覆盖[136] 养老金与退休后计划 - 公司有固定收益养老金和退休后计划，与未来成本、投资回报和利率相关的假设对这些计划的资金需求有重大影响，资金要求未来可能发生变化[173] 安全与保险风险 - 公司已产生因恐怖主义风险增加的安全和资本支出成本[180] - 保险可能具有更高的免赔额、更高的保费和更严格的保单条款[181] 网络安全风险 - 公司运营可能因网络事件导致收入大幅减少和产生额外成本（如罚款、第三方索赔、维修）[187] 气候变化相关风险 - 公司可能因气候变化诉讼而产生大量资本支出、支付巨额罚款或损害赔偿[194] - 极端天气事件频率增加可能提高公司的服务成本[205] - 如果Xcel Energy被认定对野火损害负有责任，潜在金额可能超过其保险覆盖范围[205]