业绩总结 - 2025年第二季度调整后的每股收益（EPS）为0.92美元，比预期高出0.07美元[12] - 2025年上半年每股收益（EPS）为2.01美元，较2024年上半年下降5.6%[14] - 预计2025年全年的调整后每股收益指导为4.30至4.20美元[20] - 加速折旧费用对2025年第二季度EPS影响为-0.03美元[14] - 债务清偿相关费用对2025年第二季度EPS影响为-0.09美元[14] 用户数据 - 第二季度零售电力销售增长3.0%，与去年同期相比[12] - 第二季度新增15,000个住宅客户，工业用电增长主要来自纸业、基础金属和运输行业[27] - 经济发展公告显示第二季度新增6,000个就业机会和约20亿美元的资本投资[27] 未来展望 - 预计未来调整后的每股收益（EPS）年增长率为5%至7%[51] - 预计到2025至2029年间，电力负荷增长约8%，主要受强劲经济发展的推动[50] - 预计到2029年，州监管公用事业的资本支出占比达到95%[48] 新产品和新技术研发 - 乔治亚电力公司申请认证10GW的新资源，包括3.7GW的联合循环和2.8GW的电池储能系统[28] - 预计到2025年，Georgia Power的资源RFP流程将包括气体发电、可再生能源和电池储存等[44] - 预计Georgia Power将通过RFP认证流程增加高达40亿美元的投资[44] 市场扩张和并购 - 资本投资计划总额为760亿美元，较之前的基础预测增加130亿美元，预计到2029年州监管的资产基数增长8%[32] - 预计到2029年，南方公司的资本投资机会可能高达50亿美元[43] 负面信息 - 截至2025年6月30日，南方公司已签订前期销售合同，预计销售约23,093,191股普通股，销售总价约为20亿美元[71] 其他新策略和有价值的信息 - 2025年，Georgia Power的长期融资计划预计为110亿美元[58] - 目前可用流动性为76亿美元，承诺的信用额度超过89亿美元[68] - 计算FFO与债务的公式中，分子为经营活动提供的净现金流，减去某些流动资产和负债的变动、资产退休义务的结算及对非控股权益的分配[73] - 总长期债务包括到期一年内的债务，外加资产负债表中的应付票据[73]

CMS Energy Corporation (CMS) 2025年第二季度业绩 - 公司第二季度每股收益(EPS)为71美分 超出Zacks共识预期67美分6% 同比增长7 6% [1] - GAAP每股收益66美分 略高于去年同期65美分 增长主要来自收入及营业利润提升 [1] - 营业收入达18 4亿美元 超出预期16 9亿美元9% 同比增幅14 4% [2] CMS运营表现 - 营业支出15 2亿美元 同比上升14 9% [3] - 净利润1 93亿美元 高于去年同期的1 82亿美元 超出模型预测值1 822亿美元 [3] - 利息支出1 99亿美元 同比增加15% [3] CMS财务状况 - 截至2025年6月30日 现金及等价物8 44亿美元 较2024年底1 03亿美元大幅增长 [4] - 总债务及金融租赁(不含证券化债务)174亿美元 较2024年底158 7亿美元上升 [4] - 2025上半年经营活动净现金流14 1亿美元 低于去年同期16 6亿美元 [4] CMS业绩指引 - 重申2025年调整后EPS指引3 54-3 60美元 中点略低于Zacks共识预期3 58美元 [5] - 维持长期调整后EPS年增长率6-8%的目标 [5] 同业公司对比 - 美国电力公司(AEP)第二季度EPS 1 43美元 超预期11 7% 收入50 9亿美元同比增11 1% [9] - CenterPoint能源(CNP)调整后EPS 29美分 低于预期14 7% 收入19 4亿美元同比微增2% [10] - NextEra能源(NEE)调整后EPS 1 05美元 超预期2 9% 收入67亿美元同比增10 4%但低于预期7 22亿美元 [11]

公司业绩发布 - Duke Energy Corporation (DUK) 计划于2025年8月5日盘前发布第二季度财报 [1] - 上一季度公司盈利超出预期10.69%，过去四个季度平均盈利超出预期6.07% [1] 影响第二季度业绩的因素 - 第二季度大部分服务区域气温高于正常水平，可能提升用户制冷用电需求，从而推动收入增长 [2] - 住宅用户增加和数据中心扩张（得益于运营州的经济增长）可能提升收入 [2] - 4月签署近1吉瓦(GW)数据中心项目协议，可能小幅提升第二季度收入 [3] - 部分服务区域遭遇强降雨、雷暴、山体滑坡、洪水和龙卷风，可能导致用户停电和基础设施损坏，推高运营成本并影响利润 [4] - 更高的折旧和利息支出可能对季度盈利产生压力 [5] - 销量增长、电力和天然气板块新费率实施、电网投资回报以及成本削减措施可能整体提升第二季度盈利 [5] 第二季度预期 - Zacks共识预期收入为74亿美元，同比增长3.2% [6] - Zacks共识预期每股收益为1.25美元，同比增长5.9% [6] 其他相关公司 - Fortis (FTS) 预计2025年8月1日盘前发布财报，Zacks预期收入20.1亿美元（同比增长3.2%），每股收益0.51美元 [10][11] - ONE Gas, Inc. (OGS) 预计2025年8月5日盘后发布财报，Zacks预期收入4.041亿美元（同比增长14.1%），每股收益0.53美元 [11][12] - Southwest Gas (SWX) 预计2025年8月6日盘前发布财报，Zacks预期收入12.1亿美元（同比增长2.2%），每股收益0.42美元 [12][13]

PG&E Corporation (PCG) 2025年第二季度财报 - 调整后每股收益(EPS)为31美分 低于Zacks共识预期的33美分6.1% 与去年同期持平 [1] - GAAP每股收益24美分 与去年同期持平 [1] - 总营收59亿美元 同比下降1.5% 低于Zacks共识预期63.2亿美元6.6% [2][9] 运营表现 - 总运营费用48亿美元 同比下降1% [3] - 运营收入11亿美元 低于去年同期的11.3亿美元 [3] - 利息支出7.92亿美元 低于去年同期的8.12亿美元 [3] 财务状况 - 现金及等价物4.9亿美元 较2024年底的9.4亿美元下降47.9% [4] - 2025上半年运营现金流39.1亿美元 同比增加31.6% [4] - 资本支出57亿美元 同比增加15.4% [4] - 长期债务540亿美元 较2024年底增加0.8% [5] 业绩指引 - 维持2025年调整后EPS指引1.48-1.52美元 与Zacks共识预期中值1.50美元一致 [6][9] 同业公司表现 - CenterPoint Energy(CNP)调整后EPS 29美分 低于预期14.7% 营收19.4亿美元超预期 [10] - NextEra Energy(NEE)调整后EPS 1.05美元超预期2.9% 营收67亿美元同比增10.4% [11] - DTE Energy(DTE)运营EPS 1.36美元略低于预期0.7% [12]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度GAAP每股收益为0.25美元 调整特殊项目后持续经营每股收益为0.32美元 [4] - 预计2025年持续经营每股收益至少达到1.81美元的中位数 主要得益于资本投资回报率提高和运营维护成本降低 [5] - 2025年计划完成40亿美元基础设施改进 预计2025-2028年基础设施投资达200亿美元 年均费率基础增长9.8% [5] - 预计2025年相比2021年基线实现累计年度运营维护节省1.5亿美元 [5] - 第二季度持续经营每股收益同比下降0.06美元 主要由于运营成本时间差异和2024年第二季度有利天气影响 [33] 各条业务线数据和关键指标变化 - 肯塔基业务板块业绩与2024年同期持平 销量下降被多个因素抵消 [36] - 宾夕法尼亚监管业务板块每股收益同比下降0.02美元 主要由于运营成本增加和输电收入调整时间差异 [36] - 罗德岛业务板块每股收益同比下降0.03美元 资本投资带来的配电收入增长被运营成本时间差异抵消 [36] - 公司及其他业务每股收益同比下降0.01美元 主要由于利息支出增加 [36] 各个市场数据和关键指标变化 - 肯塔基州经济开发潜力达8.5吉瓦 包括5.7吉瓦数据中心负荷和2.8吉瓦制造业等其他负荷 [30] - 宾夕法尼亚州数据中心项目处于后期开发阶段达14.5吉瓦 其中5吉瓦已公开宣布 [17] - 预计宾夕法尼亚服务区域未来5-7年需要新增7.5吉瓦发电能力 对应170-190亿美元投资需求 [21] - 肯塔基州2020-2024年宣布新投资达360亿美元 近一半位于公司服务区域 [29] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 战略重点是为数据中心提供服务 包括快速并网和支持新发电项目建设 [15] - 与黑石基础设施成立合资企业 计划签订长期能源服务协议建设新发电能力 [19] - 合资企业股权结构为公司51% 黑石49% 不涉及公司现有受监管子公司 [20] - 支持宾夕法尼亚州立法允许受监管公用事业公司建设发电能力解决资源充足性问题 [21] - 在肯塔基州提交391亿美元费率增加申请 支持系统安全性和可靠性投资 [11] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 预计至少到2028年实现6%-8%的每股收益和股息年增长率 [6] - 维持16%-18%的FFO/债务比率和低于25%的控股公司/总债务比率 [7] - 数据中心需求快速增长 需要前所未有的响应和市场参与者共同解决 [18] - 合资企业将创造股东价值同时保护宾夕法尼亚客户免受价格上涨影响 [29] - 预计回归更正常的费率案例节奏 利用AI和未来公用事业战略提高效率 [89] 其他重要信息 - 肯塔基州发电建设CPCN程序达成建设性协议 支持建设两座645兆瓦天然气联合循环机组 [8] - 罗德岛达成1.55亿美元账单信用结算 将在2026-2027年冬季实施 [12] - 预计2025年底提交宾夕法尼亚州费率案例 为十年来首次 [13] - 宾夕法尼亚州宣布超过900亿美元项目承诺 包括数据中心扩展 [16] - 预计需要7.5-12.5亿美元输电投资满足数据中心需求 目前计划仅包含4亿美元 [18] 问答环节所有的提问和回答 关于宾夕法尼亚州170-190亿美元资本需求 - 该估算是基于服务区域14.5吉瓦数据中心负荷全部实现 将导致7.5吉瓦发电短缺 [43] - 解决方案可能来自合资企业 现有独立发电商和可能获准的PPL电力公司 [44] - 全州范围需求可能达12吉瓦或更高 基于PJM队列数据 [45] - 合资企业活动将保持适当业务组合比例 不显著改变公司风险状况 [46] 关于合资企业风险结构 - 合资企业采用受监管类似风险模式 签订长期合同与信用良好对手方 [48] - 协议条款将支持维持公司信用指标 具体结构取决于与评级机构讨论 [49] 关于股权需求 - 2025年上半年通过ATM发行3.5亿美元股票 全年指导为4-5亿美元 [50] - 将继续评估选择以实现最有效资本成本 [51] 关于PJM容量拍卖 - 近期拍卖导致客户账单增加约20美元/月 但无新发电能力建设 [58] - 竞争性市场难以满足发电需求 因新建会降低现有资产价值 [59] - PJM队列中宾夕法尼亚州仅1.2吉瓦可调度发电 主要为天然气和核能 [61] 关于合资企业财务结构 - 资本结构取决于与超大规模企业签订的ESA条款 [63] - 预计回报略高于受监管回报 反映略高风险 [64] 关于合资企业时间表 - 涡轮机预订需要重大存款 目前未做出重大财务承诺 [70] - 正积极与超大规模企业谈判 时间表部分取决于对方决策 [71] 关于肯塔基州发电需求 - 最新预测显示比六个月前增加700兆瓦需求 [75] - 若持续增长 可能需要重新提交CPCN申请至少400兆瓦电池存储 [75] 关于工业销售疲软 - 宾夕法尼亚州主要受单一钢铁客户影响 肯塔基州受小型工业客户影响 [82] - 2025年5月天气较凉可能影响部分客户制冷需求 [83] 关于肯塔基州CPCN资本计划 - 数据中心相关输电投资中值可覆盖500亿美元资本需求 [84] 关于费率案例时间 - 各辖区多年未提交费率案例 宾夕法尼亚上次为2016年 [87] - 预计未来将回归更正常费率案例节奏 [89] 关于新建发电成本 - 当前肯塔基州建设成本约2200美元/千瓦 其他报价达2500美元或更高 [94] - 现有场地建设比绿地项目更具成本效益 [95] 关于2025年指引 - 维持至少达到1.81美元中位数的指引 长期指引为6-8% [96] 关于电池存储项目 - 同意延长Mill Creek II运营替代电池存储建设 [97] - 视负荷增长情况可能重新申请电池项目 [98]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度核心每股收益为0.31美元，2025年至今为0.54美元，符合内部计划但低于全年运行率[5] - 重申2025年全年每股收益指引区间为1.48至1.52美元，较2024年增长10%，倾向于中点[5] - 2025年前六个月核心收益为0.64美元，低于去年同期，主要受12月股权融资稀释和CPUC资本成本第二阶段决定影响[22] - 预计下半年时间项目将完全逆转，并有超过100项举措可带来额外O&M节约[22] - 2022至2024年期间实现25亿美元资本和费用节约[24] - 2022、2023和2024年非燃料O&M成本每年节约超过2亿美元，预计今年及以后将继续超过2%的目标[25] - 重申2028年前630亿美元的资本计划，不包括至少50亿美元对客户有益的工作[25][26] 各条业务线数据和关键指标变化 - 数据中心管道从上一季度的8.7吉瓦增长至10吉瓦，同比增长近3倍[18] - 10吉瓦代表50多个项目，包括微软在圣何塞规划的90兆瓦数据中心项目[19] - 每增加1吉瓦负载可使电费降低1%至2%[21] - 在圣何塞宣布近2吉瓦项目，预计2026年底至2027年初开始建设，负载主要在2027年实现[70][71] - 从首次申请到建设的数据中心项目预计有50%的损耗率[95] 各个市场数据和关键指标变化 - 加州立法机构正在关注AB 1054野火基金的持久性机制和合理的可负担性立法[6] - 预计将有措施在今年立法会议期间解决下行风险并改善现状[6] - 加州需要长期全面的社会方法来应对气候变化条件下的灾难性野火风险[7] - 立法提案中支持将公共目的计划资金从公用事业账单中移除，可为客户每月节省12美元[9][39] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 简单可负担模型提供框架，继续投资同时将客户账单保持在或低于通胀率[10] - 专注于物理和财务安全、客户可负担性以及支持加州增长和清洁能源雄心[11] - 部署超过10,000个传感器以检测潜在故障、防止点火并缩短停电时间[12] - 扩展PSPS模型以评估传统高风险边界之外的燃料风险[13] - 2027年一般费率案件是十年来请求的最低GRC百分比增长，反映对稳定客户账单的承诺[23] - 地下化是最高风险区域的正确永久解决方案，单位成本正在下降[90] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 对2028年前的当前五年财务计划充满信心，包括2025年EPS增长10%和2026至2028年每年至少9%[10] - 预计2025年住宅综合账单基本持平，2026年再次下降，2027年可能低于当前水平[15] - 预计2027年费率案件将导致客户账单与当前持平，GRC收入增长被其他项目减少所抵消[16] - 预计全国电费上涨将使可负担性成为积极差异化因素[17] - 对实现投资级评级充满信心，将降低未来借款成本[30] - 对2026年CPUC股本回报率设定为11.3%充满信心，前提是今年解决AB 1054[31][113] 其他重要信息 - 对于2025年的任何火灾，将首先动用客户资助的自保保险，最高10亿美元[14] - 超过10亿美元门槛将转向野火基金，超过基金将向CPUC寻求增强审慎标准下的回收[14] - 如果单一年度内多次事件超过基金资源，可用资金将按比例分配而非先到先得[14] - 不打算在当前水平发行额外股权[26] - 2026年前母公司债务减少20亿美元不是义务，可能保持当前水平至2026年[29] - 预计2025年公用事业长期债务发行50亿美元，已筹集30亿美元[29] 问答环节所有的提问和回答 问题: 在各种立法结果下实现增长的信心[37] - 已评估多种立法情景，重申2028年前指引，有足够灵活性[38] - 不支持证券化提案，因其会导致账单上升而非下降[39] - 不认为需要大额前期支付来补充野火基金，索赔通常需要多年支付[40][46] 问题: 资产负债表能力和母公司债务容量[48] - 630亿美元计划目前已全额融资[49] - 母公司债务支付时间调整提供2026年灵活性，仍计划2028年前支付，目标中期FFO与债务比率[50] 问题: 野火基金的分期或延迟贡献可能性[56] - 野火基金旨在为客户平滑费率，长期支付与基金流动性需求匹配[57] - 需要系统性解决方案包括保险市场、建筑规范和森林管理[59][60] 问题: 圣何塞数据中心更新和负载增长收益时间[68] - 圣何塞项目预计2026年底至2027年初开始建设，负载主要在2027年实现[70][71] - 与圣何塞市长合作加速许可和建设[71] 问题: 可负担性对话和时间框架[72] - 希望今年立法会议达成可负担性解决方案[73] - 30-40%账单由政策驱动，立法机构有机会发挥作用[75] - 支持公共目的计划移除、NEM改革和传输债务融资等创新解决方案[76] 问题: AB 1054和可负担性法案合并可能性[81] - 立法过程可能将多项议题合并，需确保整体方案对客户和投资者有利[82] - 选择加入需确保净效益优于现状[83][85] 问题: SCE ALJ建议降低野火缓解资本支出对GRC影响[89] - 继续提交野火缓解计划，GRC反映该计划[90] - 地下化是最高风险区域的永久解决方案，比植被管理更经济[90] 问题: 数据中心管道转换率和证券化影响[94] - 早期阶段到建设的转换率约50%[95] - 数据中心资本支出多为FERC资助而非CPUC[97] 问题: O&M节约潜在上升空间[98] - AI等技术改进检查流程和植被管理降低成本[99] - 自我保险等项目带来持续节约[100] 问题: AB 1054中期研究和全面解决方案[102] - 需研究保险市场、建筑规范、社区硬化计划和森林清理[103] - 需要类似地震的全面加州野火应对方法[104] 问题: SDP-410资本资金与计划互动[105] - PD允许2025和2026年额外24亿美元资金[106] - 新资本批准可能优先考虑客户可负担性项目或延长9%增长计划[106] 问题: 资本成本程序修改可能性[111] - 申请假设AB 1054解决，相信会有建设性解决方案[113] - 程序允许非周期申请，但预计立法解决是正确方案[113] 问题: 不同立法情景下实现目标增长率的支持选项[117] - 有资本重新部署选择权，包括FERC监管传输投资[118] - IOU模式对加州安全、AI领导和清洁能源目标至关重要[119] 问题: 媒体报道的180亿美元补充计划细节[125] - 不依赖媒体报道，立法过程将达成正确结果[126] - 确保基金持久性、客户可负担性和投资者吸引力是关键[126]

核心财务表现 - 第二季度运营每股收益(EPS)为32美分 低于Zacks共识预期37美分135% 同比去年38美分下降 [1] - GAAP基础EPS为25美分 同比去年26美分略降 [1] - 总营收203亿美元 超越共识预期198亿美元215% 同比去年188亿美元增长77% [2] - 营业利润406亿美元 同比去年390亿美元增长41% [3] 运营数据 - 电力销售量15737吉瓦时 同比下滑09% [3] - 总运营支出162亿美元 同比去年149亿美元增长87% 主要因燃料和能源采购成本上升 [3] - 利息支出199亿美元 同比去年182亿美元增长93% [4] 分业务表现 - 宾夕法尼亚监管业务：调整后EPS 19美分 同比21美分下降95% [5] - 肯塔基监管业务：调整后EPS 18美分 同比持平 [5] - 罗德岛监管业务：调整后EPS 1美分 同比4美分骤降75% 主因输配电收入减少 [5] - 企业及其他业务：每股亏损6美分 同比亏损5美分扩大 [5] 财务状况 - 现金及等价物294亿美元 较2024年底306亿美元减少 [6] - 长期债务1529亿美元 较2024年底1595亿美元下降 [6] - 2025年前六个月经营活动净现金流112亿美元 同比105亿美元增长 [6] 未来展望 - 重申2025年EPS指引区间175-187美元 高于Zacks共识预期182美元 [9] - 维持2025-2028年6-8%的年收益增长率目标 [9] - 计划2025-2028年基础设施投资200亿美元 [9] - 预计2025年运营维护成本节约至少15亿美元 [9] 同业动态 - NRG能源将于8月6日公布季报 预期EPS 118美元 同比下滑203% 长期收益增长率154% [11] - Pinnacle West Capital预计8月6日发布季报 预期EPS 158美元 同比降102% 长期增长率212% [12] - Alliant能源计划8月7日披露业绩 预期EPS 62美分 同比增88% 长期增长率659% [13]

财务表现 - 公司第二季度营收达69 7亿美元 同比增长7 9% [1] - 每股收益0 91美元 低于去年同期的1 09美元 [1] - 营收超出Zacks一致预期6 56亿美元 超出幅度6 24% [1] - 每股收益超出预期4 6% 一致预期为0 87美元 [1] 业务板块表现 - 天然气业务营收9 79亿美元 超出分析师平均预期9 1714亿美元 [4] - 南方公司天然气业务营收9 79亿美元 超出预期8 5544亿美元 同比增长17 8% [4] - 南方电力业务营收5 46亿美元 略低于分析师预期的5 5252亿美元 同比增长4 2% [4] - 佐治亚电力批发业务营收1 07亿美元 大幅超出预期7097万美元 同比增长69 8% [4] - 佐治亚电力其他业务营收2 38亿美元 超出预期2 2521亿美元 同比增长10 7% [4] - 密西西比电力零售业务营收2 74亿美元 超出预期2 4308亿美元 同比增长13 2% [4] - 密西西比电力其他业务营收900万美元 低于预期1208万美元 同比下降10% [4] - 南方公司天然气分销业务营收8 85亿美元 超出预期7 8107亿美元 同比增长18 2% [4] - 南方公司天然气营销服务营收8300万美元 超出预期7482万美元 同比增长18 6% [4] - 零售电力业务营收47 6亿美元 超出预期43亿美元 同比增长6 1% [4] - 阿拉巴马电力业务营收19 7亿美元 超出预期19 2亿美元 同比增长5 1% [4] 市场表现 - 公司股价过去一个月上涨4 1% 跑赢标普500指数2 7%的涨幅 [3] - 公司当前Zacks评级为3级(持有) 预计短期内将与大盘表现一致 [3]

业绩总结 - 2025年全年的每股收益（EPS）指导范围为4.00至4.20美元，反映出中位数5%的年增长[7] - 2025年第二季度每股收益为0.33美元，较2024年第二季度的0.38美元下降[20] - 2025年截至目前的每股收益为2.24美元，较2024年同期的2.19美元增长[22] - 2025年第二季度的每股收益（EPS）为1.87美元，第一季度为1.87美元[73] - 2023年可供普通股股东的净收入（GAAP）为262.2百万美元，较2022年增长1.5%[84] - 2023年调整后的可供普通股股东的净收入（非GAAP）为262.2百万美元，保持不变[84] - 2023年调整后的每股收益（非GAAP）为3.91美元，与2022年持平[84] - 2025年截至目前的可供普通股股东的净收入（GAAP）为161.7百万美元[84] - 2025年截至目前的调整后每股收益（非GAAP）为2.24美元[84] 用户数据与市场展望 - 预计到2028年，数据中心的每股收益贡献将超过10%[16] - 预计2025年将实现4%至6%的长期每股收益增长[7] - 2025年将继续维持55%至65%的股息支付比率[7] - 预计2025年将实现1亿美元的资本投资，主要用于安全和系统完整性项目[13] - 2025年，预计运营和维护费用的年均复合增长率约为3.5%[79] 资本投资与财务状况 - 2025年至2029年资本投资预测为47亿美元，2025年单年投资为12亿美元[9] - 2025年6月的总债务为43.76亿美元，净债务占资本化的54.6%[70] - 2025年6月的股东权益为36.36亿美元，较2024年6月的34.47亿美元有所增长[70] - 2025年，Kansas Gas Docket 25-BHCG-298-RTS批准了每年1080万美元的新收入，新的费率将于2025年8月1日生效[52] - Nebraska Gas申请NG-124请求恢复4.53亿美元的投资和通货膨胀影响，预计2025年5月1日将产生3490万美元的收入增长[52] 其他策略与信息 - 公司强调非GAAP财务指标应与GAAP结果结合使用，以提供更全面的业务理解[83] - 管理层强烈建议投资者全面审视财务信息，而不是依赖单一财务指标[83] - 公司无法提供未来非GAAP指标的定量GAAP到非GAAP的调节，因为无法预见未来的非计划或独特事件[82] - 过去五年，低植被引起的停电率约为3.5%，远低于行业平均的20%[58] - 2020年至2023年，调整后的每股收益从3.65美元增长至3.91美元，年均增长率约为1.8%[84]

业绩总结 - 2025年第二季度非GAAP核心每股收益为31美分[6] - 2025年上半年非GAAP核心收益为14.02亿美元，每股收益为0.64美元[116] - 2025年第二季度的净收入为549百万美元，较2024年的524百万美元增长4.8%[137] - 2025年上半年净收入为1,183百万美元，较2024年的1,259百万美元下降6.0%[137] - 2025年第二季度的营业收入为1,096百万美元，较2024年的1,134百万美元下降3.4%[137] - PG&E Corporation的非GAAP调整后EBITDA在2025年第二季度为2,362百万美元，较2024年的2,283百万美元增长3.5%[137] - 2024年的调整后FFO为6,717百万美元[139] - 2024年的调整后总债务为49,077百万美元[140] - 调整后FFO与调整后总债务的比率为13.7%[141] - 2025年第二季度的利息支出为792百万美元，较2024年的812百万美元下降2.5%[137] 用户数据与市场展望 - 预计2025年将有20,000个新客户连接，支持未来的负载增长[28] - 预计2025年电力和天然气的客户账单增长在2%至4%之间[48] - 预计2027年客户账单将保持平稳，与2025年账单相比无显著变化[20] - 预计2027年居民燃气和电力账单将与2025年持平[64] - 预计电动汽车普及、数据中心和建筑电气化将推动电力负荷增长[69] 未来展望与投资计划 - 2025年资本支出预计为63亿美元，涵盖2024至2028年的五年计划[34] - 公司计划在2024-2028年期间投资630亿美元于加利福尼亚州，以支持电网安全和可靠性，同时保持可负担性[50] - 2026至2028年核心每股收益增长目标为至少9%[6] - 预计2025年将实现40亿美元的现金流，较2024年增长[48] - 公司计划在未来十年内每年在高火灾风险区域地下化307英里电力线[88] 成本与费用管理 - 2025年预计运营和维护成本（非燃料）将减少200百万美元，达到200百万美元的净节省[30] - 2025年因调查补救措施的成本预计为9500万美元[129] - 2025年第二季度与2024年相比，因野火相关成本净额的税后影响为4000万美元[113] - 2025年第二季度的折旧、摊销和退役费用为1,073百万美元，较2024年的1,053百万美元增长1.9%[137] - 2025年第二季度的野火相关成本净额为55百万美元，较2024年的6百万美元显著增加[137] 负面信息与风险管理 - 2025年因2019年金凯德火灾的相关成本为5200万美元，2021年迪克西火灾的相关成本为300万美元[113] - 2025年预计非核心项目的指导范围为4.7亿至5.1亿美元，无法回收的净利息在3.5亿至4亿美元之间[79] - 截至2025年6月30日，已批准的恢复状态为4亿美元，待处理的恢复为6亿美元，尚未提交的恢复为16亿美元，总计为26亿美元[82] - 2023年，较2022年，养老金和其他退休后福利服务成本减少3.21亿美元[64]