财报发布与预期 - Evergy公司计划于2025年11月6日开盘前发布2025年第三季度财报 [1] - 公司上一季度财报的每股收益超出预期7.89% [1] - 第三季度每股收益的Zacks一致预期为2.14美元，意味着同比增长5.9% [4][9] - 第三季度营收的Zacks一致预期为18.7亿美元，意味着同比增长3.4% [4] 影响第三季度业绩的积极因素 - 持续进行的基础设施和技术投资旨在满足不断增长的客户需求，可能支撑了季度收益 [2] - 服务区域内持续的经济发展带来了更强的电力需求，使公司受益 [2] - 来自数据中心的需求增长可能提振了公司收益 [2] - 来自住宅、商业和工业客户的预期需求增长可能支持了第三季度收益 [3] 影响第三季度业绩的潜在挑战 - 较高的运营和维护费用可能对公司利润造成压力 [3][9] 量化模型预测与同业比较 - 量化模型并未明确预测Evergy本次财报将超出预期，其收益ESP为0.00% [5] - Evergy目前拥有Zacks Rank 2评级 [6] - 投资者可关注同行业其他公司，如Atmos Energy，其收益ESP为+4.85%，Zacks Rank为2，长期收益增长率为7.49% [7][8] - Duke Energy收益ESP为+1.63%，Zacks Rank为2，长期收益增长率为6.43%，第三季度每股收益预期为1.74美元 [10] - New Jersey Resources收益ESP为+8.51%，Zacks Rank为3，第四季度每股收益预期为0.16美元，营收预期为3.031亿美元 [11]

财报发布安排 - Alliant Energy (LNT) 计划于2025年11月6日美股盘后发布2025年第三季度财报 [1] - 上一季度公司实现了9.68%的盈利惊喜 [1] LNT第三季度业绩预期 - 每股收益的Zacks一致预期为1.17美元，意味着同比增长1.7% [4] - 收入的Zacks一致预期为11亿美元，意味着同比增长2% [4] - 总电力输送量的Zacks一致预期为8,901兆瓦时，同比增长0.5% [4] 影响LNT业绩的积极因素 - 对配电的战略投资预计提升了服务可靠性和客户服务，并支持了盈利表现 [2] - 强大的客户基础、强劲的经济发展以及数据中心需求的增长预计推动了季度收益 [3] - 持续的成本管理努力可能进一步增强了盈利能力 [3][9] 量化模型对LNT的预测 - 预测模型显示Alliant Energy此次可能实现盈利超预期 [5] - 公司的盈利ESP为+0.43%，且Zacks排名为第3位 [5][6] 同行业其他可关注公司 - Atmos Energy Corporation (ATO) 预计于2025年11月5日盘后发布2025财年第四季度财报，盈利ESP为+4.85%，Zacks排名第2位 [7] - ATO的长期盈利增长率为7.49%，每股收益预期为96美分，同比增长11.6% [8] - Duke Energy (DUK) 预计于2025年11月7日盘前发布第三季度财报，盈利ESP为+1.63%，Zacks排名第2位 [10] - DUK的长期盈利增长率为6.43%，每股收益预期为1.74美元，同比增长7.4% [10] - New Jersey Resources Corporation (NJR) 预计于2025年11月19日盘后发布2025财年第四季度财报，盈利ESP为+8.51%，Zacks排名第3位 [11] - NJR的收入预期为3.031亿美元，每股收益预期为16美分 [11]

核心财务预期 - 华尔街分析师预计公司季度每股收益为0.46美元，同比增长9.5% [1] - 预计季度营收为21.7亿美元，同比增长5.1% [1] - 过去30天内，市场对季度每股收益的共识预期下调了3.4% [1] 分区域营收预期 - 宾夕法尼亚监管业务营收预计为7.6016亿美元，同比增长6.2% [4] - 罗德岛监管业务营收预计为5.1673亿美元，同比增长13.6% [4] - 肯塔基监管业务营收预计为9.0496亿美元，同比增长1.1% [4] 近期市场表现 - 公司股价在过去一个月内下跌2%，同期标普500指数上涨2.1% [4]

业绩总结 - 2025年第三季度GAAP每股收益为0.86美元，较2024年第三季度的0.70美元增长22.86%[11] - 2025年第三季度调整后每股收益为0.86美元，较2024年第三季度的0.71美元增长21.13%[11] - 2025年截至9月30日，GAAP每股收益为2.15美元，较2024年的1.81美元增长18.8%[119] - 2025年ComEd的GAAP每股收益为0.89美元，较2024年的0.82美元增长8.5%[119] - 2025年PECO的GAAP每股收益为0.64美元，较2024年的0.36美元增长77.8%[119] - 2025年BGE的GAAP每股收益为0.39美元，较2024年的0.35美元增长11.4%[119] - 2025年PHI的GAAP每股收益为0.62美元，较2024年的0.60美元增长3.3%[119] - 2025年“其他”类别的GAAP每股收益为-0.40美元，较2024年的-0.32美元下降25%[119] - 2025年调整后的非GAAP每股收益为2.17美元，较2024年的1.86美元增长16.7%[119] - 2025年ComEd的调整后非GAAP每股收益为0.92美元，较2024年的0.86美元增长6.9%[119] - 2025年PECO的调整后非GAAP每股收益为0.64美元，较2024年的0.36美元增长77.8%[119] - 2025年BGE的调整后非GAAP每股收益为0.39美元，较2024年的0.35美元增长11.4%[119] 资本投资与融资 - 2025年资本投资达到380亿美元，导致7.4%的资产基础增长[11] - 预计2025年将发行约7亿美元的股权，以支持资本支出计划[25] - 2025年融资计划中，发行的第一抵押债券(FMB)总额为2,725百万美元，剩余未发行金额为0百万美元[69] - 截至2025年9月30日，总债务为49.9亿美元，其中长期债务为48.8亿美元[73] - Exelon在2025年到2028年期间需要280亿美元的股权融资，年均700百万美元[62] 未来展望 - 预计2024至2028年每股收益年复合增长率为5%至7%[11] - 预计2025年调整后每股收益预期为2.64至2.74美元[11] - 基于Exelon 2024年调整后运营收益指导范围的中点，预计年化运营收益增长为5-7%[31] - 预计2025至2028年间，Exelon的年化调整后运营收益增长将保持在5-7%[62] - 预计2025年有效税率为15.6%，2026年预计为20.1%[77] 用户数据与费率 - Exelon的客户费率比美国最大城市低21%[30] - DPL DE的请求收入要求增加为3740万美元，预计居民总账单将增加21.0%[85] - ACE的请求收入要求增加为1.089亿美元，预计居民总账单将增加8.1%[89] - Pepco MD Electric的请求收入要求增加为1.332亿美元，预计回报率(ROE)为10.50%[81] - Pepco的住宅总账单预计将增加6.7%[92] 负面信息 - 2025年“其他”类别的GAAP每股收益为-0.40美元，较2024年的-0.32美元下降25%[119] 新产品与市场扩张 - 预计2024年供应商支出预计超过10亿美元，主要用于高密度负载项目[33] - Exelon在2025年预计将完成超过100亿美元的传输项目，包括Tri-County Line和Brandon Shores项目[41] - Exelon的传输资本支出预计在2022至2025年间增长22%[38] - 预计到2029年及以后，传输投资需求将持续增长，主要受气候变化和负载增长的推动[33]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后每股收益为0.87加元，较去年同期增长0.02加元 [15] - 年初至今调整后每股收益为2.63加元，较去年同期增长0.18加元 [15] - 第三季度报告收益为4.09亿加元，合每股0.81加元；年初至今报告收益为13亿加元，合每股2.57加元 [15] - 出售Fortis TCI产生约每股0.06加元的所得税和结账成本，剔除该影响后得到调整后每股收益 [15] - 宣布第四季度股息为每股0.64加元，增幅为4.1%，标志着连续52年增加股息 [13] - 通过股息再投资计划发行股份导致加权平均股数增加，对每股收益产生0.02加元的负面影响 [18] 各条业务线数据和关键指标变化 - 美国电力和天然气公用事业部门每股收益增加0.03加元，主要得益于UNS的输电收入增长和与大型资本项目相关的AFUDC（在建工程允许使用的资金）增加 [16] - ITC部门因持续的资本投资和相关费率基础增长，每股收益增加0.02加元，部分被更高的股票薪酬和控股公司融资成本所抵消 [16] - 加拿大西部公用事业部门每股收益增加0.01加元，主要由费率基础增长驱动，包括FortisBC Energy对Eagle Mountain管道项目的投资带来的收益 [17] - 其他电力部门每股收益与去年同期基本持平，费率基础增长被Fortis TCI的处置所抵消 [17] - 企业和其它部门每股收益减少0.03加元，反映更高的控股公司融资成本、外汇合同未实现损失和总回报互换未实现收益减少 [17] - 美元兑加元汇率走高为季度每股收益贡献0.01加元的增长 [17] 各个市场数据和关键指标变化 - 在ITC，资本计划增加20亿加元，主要由新互联项目（如Big Cedar负荷扩展项目）、MISO长期输电计划和基线可靠性项目驱动 [6] - 在UNS Energy，输配电投资增加10亿加元，其中FERC监管的输电项目占7亿加元，主要归因于TEP的新输电线路 [6] - UNS Energy的发电投资减少9亿加元，主要因计划将Springville发电站转换为天然气 [6] - FortisBC的资本计划包括确保系统可靠性和完整性的项目，以及液化天然气和先进计量基础设施的大型资本项目 [11] - 在亚利桑那州，TEP达成一项能源供应协议，以满足约300兆瓦的需求，该需求将从2027年开始增加，并利用现有和计划内的容量 [10] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司公布新的五年资本计划，总额为288亿加元，较先前计划增加28亿加元，支持7%的费率基础增长和4%-6%的年度股息增长指引至2030年 [4][7] - 资本计划高度可执行，约77%投向输配电投资和关键基础设施，驱动稳定、可预测的回报 [7] - 计划强调维持用户可负担性，优先考虑能为用户带来成本节约的资本投资，例如亚利桑那州Springville发电站的煤改气转换 [4][5] - 公司通过出售Fortis TCI和伯利兹资产，强化资产负债表并降低风险敞口，目前资产100%为受监管资产 [3] - 在ITC，存在超出基础计划的重大机遇，包括约33-38亿美元（2030年后）的Tranche 2.1项目，以及与拟建数据中心相关的超过8000兆瓦负荷增长的客户连接 [8] - 在亚利桑那州，除了初始300兆瓦的协议外，正在积极谈判额外的300兆瓦容量以支持600兆瓦的全面扩建，以及第二个地点500-700兆瓦的额外容量 [10] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司专注于在执行基础五年资本计划的同时，解锁所有管辖区域内超出计划的增长机遇 [13] - 北美能源输送公用事业正面临一个充满活力和前景的时代，特别是在数据中心负荷增长方面 [13] - 管理层对亚利桑那州的数据中心机会以及不列颠哥伦比亚省的液化天然气扩张机会感到兴奋和乐观，但强调在将这些项目纳入资本计划之前需要完成协议谈判和监管流程 [26][27] - 公司通过流程改进和创新持续管理运营成本 [5] - 公司致力于为用户提供安全、可靠、可负担和更清洁的能源 [22] 其他重要信息 - 2025年前九个月，公用事业系统投资达42亿加元，全年预计投资约56亿加元 [3] - 截至9月，公司筹集了超过20亿加元的债务，包括首次发行的7.5亿加元、利率为5.1%的公司混合债券 [18] - 混合债券发行和Fortis TCI出售的收益用于偿还公司信贷额度，为执行资本计划提供资金灵活性 [19] - 资金计划主要依赖运营现金流、公用事业债务和股息再投资计划，500加元的ATM计划尚未使用，但可根据需要提供资金灵活性 [20] - 纽约州公共服务委员会于8月批准了Central Hudson的三年费率计划，追溯至2025年7月1日，包括9.5%的允许ROE和48%的普通股权益比率 [21] - 不列颠哥伦比亚省公用事业委员会（BCUC）最近批准了Tilbury液化天然气储罐扩建项目，可能带来约3亿加元的额外投资机会 [11][12] 问答环节所有提问和回答 问题: 关于超出基础计划但在五年期内机会的时机和可能性 - 管理层对亚利桑那州约15-20亿加元的增量发电机会和不列颠哥伦比亚省Tilbury储罐扩建约3亿加元的机会持乐观但谨慎态度 [25] - 强调在将项目纳入资本计划之前，需要完成与交易对手的协议、获得监管批准、解决设备选址和许可问题，并确保为用户和公司提供充分的财务保护 [26][27] 问题: 关于资产出售后的资金计划和进一步资产优化 - 管理层表示近期出售资产（如Fortis TCI和伯利兹）不代表退出加勒比海地区，当前投资组合良好且已100%受监管，没有进一步剥离资产的计划 [29][30] - 资金计划清晰，股息再投资计划是唯一的股权来源，ATM计划作为备用，当前资本计划中不需要离散股权融资 [30] 问题: 亚利桑那州新发电容量的时间安排 - 数据中心客户希望尽快获得电力，但实际时间受数据中心建设、设备选址、许可以及发电资源（如燃气轮机、可再生能源、储能）的交付周期影响 [34] - 基于第一个300兆瓦项目计划在2027年投运并在此后逐步增加，认为在2030年前完成额外发电容量是可行的 [35] 问题: ITC的8吉瓦负荷增长机会和未来批准 - ITC的8吉瓦负荷增长机会与数据中心和经济发展项目相关，自上一季度以来增加了3吉瓦 [8][38] - 目前无法具体说明哪些项目或确切时间，但机会队列在增长，管理层保持乐观；多数请求针对现有五年计划的后几年（2028-2030年） [38][62] 问题: 是否提供每股收益复合年增长率指引 - 公司目前提供费率基础增长和股息增长指引，但未提供每股收益指引 [42] - 正在等待图森电力公司（TEP）费率案件的结果，公式费率可能提供更稳定的收益前景，从而可能在未来提供更多可见性 [42][43] 问题: 资产出售趋势和对CUC的看法 - 对加勒比海资产等资产的买方兴趣和市场情况时有波动，买方群体几乎每年都在变化 [44] - 近期出售是独立的交易，不意味着公司正在退出加勒比海地区或寻求进一步资产优化 [44] 问题: 更高资本支出的摩擦点（除用户可负担性和资产负债表外） - 关键点在于确保新的大型负荷用户（如数据中心）为其所需的基础设施付费，遵循"增长为增长付费"的原则，从而对用户可负担性产生积极或中性影响 [49][50] - 其他挑战包括社区支持、资源使用（如转向空气冷却以节约水资源）、许可和选址 [51] 问题: 亚利桑那州初始300兆瓦站点的批准状态和后续300兆瓦的要求 - 初始300兆瓦的能源供应协议已提交亚利桑那州公司委员会（ACC）审批，预计年底前获批；数据中心客户需要获得国家打井许可（用于生活用水） [52][53] - 对于后续阶段，需要建设新的发电资源，时间取决于资源结构（如可再生能源、储能、天然气），客户对资源结构有重要影响 [54][55] 问题: 未来五年资金计划是否包含更多混合债券发行 - 当前资金计划未包含进一步的混合债券发行，但具备发行能力 [56] - 如果讨论中的增长机会实现并纳入计划，可能会探索混合债券市场，也会根据市场定价情况考虑 [56] 问题: ITC大型负荷请求的时间分布 - 多数正在洽谈的负荷请求针对现有五年计划的后几年（2028-2030年），具体时间取决于项目地点、现有输电基础设施、MISO审批流程等 [61][62] 问题: 亚利桑那州2026年新综合资源计划（IRP）与大型负荷的时机 - 2026年提交的IRP将包含不同负荷增长情景下的资源组合，但即使IRP提交后，新增数据中心负荷也可以通过类似"迷你IRP"的方式处理，其成本由该客户承担 [64][65] - IRP流程是持续的，可以更新以适应新的负荷需求 [65] 问题: 阿尔伯塔省和BC省费率基础增长率低于7%组合平均值的潜在催化剂 - BC省Okanagan地区的电力业务有显著增长机会，尽管规模较小 [69] - BC省液化天然气方面，除了已批准的Tilbury储罐扩建，还有增加液化能力用于船舶燃料加注的机会；政治层面有支持LNG投资的动向 [69][70] - 增长是周期性的，BC省过去执行良好，未来有望增加投资 [71] 问题: 现金流负债率目标和资金灵活性 - 五年平均现金流负债率为12.4%，但在计划后期缓冲可达约100个基点，这为融资计划外项目提供了充足的灵活性 [73][74] - 目标缓冲在75-100个基点 above 12%的阈值，当前计划相比之前有所改善，部分得益于资产处置和股息再投资计划 [74]

公司概况 * 公司是第一太平有限公司 一家投资控股公司 在香港上市 股票代码00142 [1] * 公司投资组合涵盖多个行业和地区 核心资产包括印多福食品公司 麦德龙太平洋投资公司 PLDT电信公司等 [2][4] * 截至2025年9月底 公司投资组合总价值略高于50亿美元 其中印多福价值19亿美元 [4] * 资产地理分布为菲律宾占略高于一半 印尼占38% 新加坡占7% [5] 投资策略与优势 * 投资策略专注于熟悉的东南亚地区 投资于已知行业 偏好大型公司或垄断性业务 如收费公路运营商 [7][8] * 倾向于持有资产的多数股权或大量股份 以确保对业务运营和财务策略的影响力 [9] * 投资组合由防御性资产构成 这些资产在经济下行时受影响较小 例如收费公路和电信服务 [5][6] * 香港上市为美元投资者消除了股价的汇率风险 因为港元自1984年起以7.8港元兑1美元的汇率与美元挂钩 [6] * 公司市值约为35亿美元 市盈率低于5倍 相对于同业较低 且存在净资产值折让 使其成为有吸引力的投资标的 [6][22] 财务表现与展望 * 过去四个完整财年的经常性利润连续创下历史新高 [9] * 2025年上半年 公司贡献增长8% 经常性利润增长11% 因总部成本有所控制 [10] * 公司对中期持续盈利增长充满信心 因其投资于全球增长最快市场的防御性公司 [10] * 股息收入方面 2023年因新加坡太平洋之光电力公司首次派息而创下新高 2024年仍保持高位 [11] * 公司总债务约为14亿美元 大部分为银行贷款 有一笔3.5亿美元的债券 固定利率与浮动利率借款各占约一半 [12] * 公司拥有标普和穆迪的投资级信用评级 有助于降低借贷成本 [13] * 公司实行渐进式股息政策 目标是逐年增加每股股息 2024年每股派息创历史新高 该政策取决于财务表现和资金需求 [9][10] 核心资产详情 **印多福食品公司** * 全球最大的小麦基方便面生产商 面条业务占其收入的46% [2][13] * 其他业务包括面粉和面食部门Bogasari 乳制品部门以及种植园部门 [13] * 自2011年以来 收入连续创下历史新高 [15] * 面条业务的息税前利润率约为25%或更高 但2023-2025年因商品价格高企面临挑战 [14] **麦德龙太平洋投资公司** * 公司持有其近50%股权 于2023年10月私有化 [4][16] * MPIC持有菲律宾最大电力分销商Meralco的48%股权 Meralco正大力建设可再生能源和天然气发电 [17][19] * 收费公路业务通过持有93%的Metro Pacific Tollways Corporation 并持有印尼Trans-Java Toll Road等项目的股份 [17] * Maynilad Water Services是菲律宾客户数量最多的水务公司 将于本月在马尼拉证券交易所上市 [17] * 医疗保健业务拥有29家医院 是菲律宾最大的私营医疗保健业务 [18] * MPIC的盈利近年来非常强劲地增长 主要贡献来自电力业务 其次是水务和收费公路 [18] **PLDT电信公司** * 公司持有约四分之一的PLDT股权 其在菲律宾移动市场占有约50%份额 固网份额略高 [3][19] * 盈利保持稳定 历史上将其核心利润的60%作为股息派发给股东 是公司重要的现金来源 [20] * PLDT是金融科技公司Maya的最大股东 [3][20] **太平洋之光电力公司** * 公司与Meralco共同持有PLP 是新加坡首个纯液化天然气电厂运营商 [3][20] * 正在建设一个新的670兆瓦氢能就绪项目 预计2029年初投产 [21] * PLP已成为重要的股息来源 [11][21] 潜在增长催化剂 **Philex Mining Corporation** * 公司持有Philex Mining 其为铜金生产商 目前运营一个较老的矿场 Pad Cal矿每吨矿石含金量仅为0.2克 [23] * 明年将在棉兰老岛启用新的Salangan矿 新矿藏的金和铜品位远高于现有矿场 例如Santa Barbara One的金品位为0.7克/吨 [23] * 新矿初期日产量约为2000吨 而现有矿场日产量为18000吨品位较低的矿石 [24] **Maya金融科技** * Maya是菲律宾唯一由电信公司控制的金融科技平台 被评为头号消费金融科技应用 [24] * 截至2025年6月 银行存款用户约820万 存款略高于500亿菲律宾比索 其中约一半资金（250亿比索）被贷出 [25] * 净息差从2023年的7%增长至2025年上半年的略高于20% [25] * 客户中85%为千禧一代和Z世代 60%的借款人视Maya为唯一银行 增长空间巨大 [26] **MPIC价值重估** * 公司目前按2023年私有化价格对MPIC估值 其49.9%股权价值约13亿美元 [27] * 花旗和里昂证券等券商对MPIC的估值几乎是公司当前估值的三倍 [27] * 公司对Meralco的经济权益已达约25亿美元 已超过其对整个MPIC持股的估值 预计MPIC估值方法改变只是时间问题 [28] 其他重要信息 * 资本支出主要发生在子公司层面 如印多福的面条产能扩张（年产约370亿包） First Pacific层面未来几年主要参与新加坡PLP的新电厂项目 [31] * 子公司的借款均不由First Pacific担保 公司对其无追索权 [32] * 公司无计划改变在美国OTC Pink市场的上市状态 [32] * 股息支付率（派息占利润比例）近年有所下降 但因利润增长快于现金收入增长 但绝对股息金额预计将随时间增加 [34] * 大部分业务是垄断或本地最大 这使其在面对投入成本上升和竞争时具有一定定价能力 [34]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后每股收益为0.87加元，较去年同期增长0.02加元 [14][15] - 年初至今调整后每股收益为2.63加元，较去年同期增长0.18加元 [15] - 第三季度报告收益为4.09亿加元，每股0.81加元 [14] - 年初至今报告收益为13亿加元，每股2.57加元 [14] - 出售Fortis TCI产生约每股0.06加元的所得税和结算成本 [14][15] - 出售伯利兹资产预计不会对未来的调整后收益产生重大影响 [18] - 加权平均股数增加导致每股收益减少0.02加元，主要由股息再投资计划下的股份发行驱动 [18] - 截至9月，公司筹集了超过20亿加元债务，包括首次发行的7.5亿加元混合债，利率为5.1% [18] 各条业务线数据和关键指标变化 - 美国电力和天然气公用事业板块每股收益增加0.03加元 [15] - UNS Energy收益增长反映了输电收入增加以及主要在建资本项目的AFUDC（在建工程资金占用费）增加 [16] - UNS Energy存在监管滞后，超过7亿美元（美元）的费率基础未反映在现行费率中 [16] - Central Hudson收益增长得益于费率基础增长以及自2025年7月1日起坏账监管递延确认方式的变更 [16] - Central Hudson的增长因联合和解协议下的客户福利基金捐款而受到抑制，该协议了结了一项正在进行的执法程序，这些监管事项合计影响调整后每股收益0.01加元 [16] - ITC因持续资本投资和相关费率基础增长使每股收益增加0.02加元，部分被更高的股票薪酬和控股公司融资成本所抵消 [16] - 西部加拿大公用事业板块每股收益增加0.01加元，主要由费率基础增长驱动，包括FortisBC Energy在Eagle Mountain管道项目上的投资带来的收益 [17] - Fortis Alberta的绩效基础监管（PBR）效率机制到期以及自2025年1月1日起较低的允许ROE抑制了该板块的收益 [17] - 其他电力板块每股收益与2024年第三季度基本一致，费率基础增长被9月2日出售Fortis TCI所抵消 [17] - 公司及其他板块每股收益减少0.03加元，反映了更高的控股公司融资成本、外汇合约的未实现损失以及总回报互换的未实现收益减少 [17] - 较高的美元兑加元汇率对季度每股收益贡献了0.01加元的增长 [17] 各个市场数据和关键指标变化 - ITC的五年资本计划为98亿加元，支持8%的费率基础年增长率，较先前计划提高100个基点 [7][8] - UNS Energy的资本计划为56亿加元，支持约7%的平均年费率基础增长率 [9] - FortisBC的资本计划为49亿加元 [11] - 在亚利桑那州，TEP达成了一项能源供应协议，以满足约300兆瓦的需求，该需求将于2027年开始攀升 [10] - TEP正在积极谈判额外的300兆瓦容量，以支持初始站点600兆瓦的全面扩建，并且正在为第二个站点积极谈判500-700兆瓦范围的额外容量 [10] - 在ITC，与拟建数据中心和经济发展项目相关的负荷增长机会超过8,000兆瓦，自上一季度以来增加了3,000兆瓦 [8] - 在卑诗省，BCUC批准了Tilbury LNG储罐扩建项目，若采用更大的储罐，可能有约3亿加元的增量投资机会 [11] - FortisBC在Okanagan电力服务区域存在客户和负荷增长机会 [12] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司现在由100%受监管资产组成 [3] - 新的288亿加元五年资本计划较先前计划增加28亿加元，支持7%的费率基础增长以及到2030年4%-6%的年度股息增长指引 [4] - 资本计划高度可执行，约77%投向输电和配电投资以及关键基础设施，驱动稳定、可预测的回报 [6] - 资本计划是低风险的，完全基于100%受监管项目，仅包含11个主要资本项目，占计划的21% [6] - 综合费率基础预计从2025年约420亿加元增长至2030年580亿加元，增加160亿加元，支持7%的平均年增长率，较先前计划的6.5%提高50个基点 [6][7] - 公司战略强调通过创新和流程改进提高效率来管理运营成本 [5] - 在亚利桑那州，重点是通过让新的大型负荷客户（如数据中心）为所需的基础设施增长付费，来实现"增长为增长买单"，从而积极影响客户可负担性 [45][46][47] - 公司专注于在执行基础五年资本计划的同时，释放所有管辖区域内超出计划的增长机会 [12] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对北美能源输送公用事业的前景持乐观态度，认为这是一个充满活力和前景的时期 [12] - 亚利桑那州的数据中心负荷增长机会被视作重大机遇，但需要完成客户协议、获得监管批准、解决选址和许可问题，并确保为客户和公司提供财务保护 [10][25][45] - ITC的输电建设被描述为"非常激动人心的时刻"，存在显著的增长机会 [8] - 卑诗省Tilbury LNG储罐扩建项目的增量机会取决于明年预期的环境评估结果 [11][25] - 公司预计，如果亚利桑那州后续阶段的协议最终敲定，到2030年将需要约15亿至20亿加元的新增发电投资以及新的输电投资 [10] - 预计新增电力供应将包括可再生能源、天然气发电和储能的组合 [10] - TEP和UNS Electric计划在2026年提交的下一个综合资源计划（IRP）中将需要新的能源资源投资 [11] 其他重要信息 - 董事会宣布第四季度股息为每股0.64加元，增长4.1%，标志着连续52年增加股息支付 [12] - 年度股息增长指引4%-6%延长至2030年 [12] - 八月，纽约州公共服务委员会批准了Central Hudson的三年费率计划，追溯至2025年7月1日生效，包括延续9.5%的允许ROE和48%的普通股权益比率 [20] - 公司预计全年投资额约为56亿加元，截至9月，公用事业已在系统中投资了42亿加元 [3] - 出售Fortis TCI和伯利兹资产旨在加强资产负债表并降低风险状况 [3] - 资金计划主要依赖运营现金流、公用事业债务和股息再投资计划（DRIP），500加元的ATM计划尚未使用，但可根据需要提供资金灵活性 [19] - 资金计划支持期间平均现金流负债比率超过12%，在计划后期留有充足缓冲 [19][71] 问答环节所有提问和回答 问题: 关于超出基础计划的增量投资机会（如亚利桑那州发电和卑诗省LNG存储）的时间安排和可能性的提问 [24] - 管理层承认这些机会的潜力，但强调在将其纳入资本计划之前，需要完成客户协议、解决监管审批、选址、许可以及客户信用和费率保护等问题，步骤繁多 [25][26] - 对于卑诗省LNG储罐项目，仍需通过环境评估流程 [25] 问题: 关于未来资产出售或投资组合优化的提问 [27] - 管理层表示当前重点在于执行五年资本计划及挖掘增量机会，近期资产出售不应被解读为退出加勒比海地区或其他行动的信号，目前投资组合良好且100%受监管 [28] - 资金计划中的股权融资仅依赖股息再投资计划（DRIP），未包含离散股权发行，ATM计划作为备用 [28] 问题: 关于亚利桑那州新增发电投资（15-20亿加元）时间安排的提问 [32] - 管理层指出客户希望尽快获得电力，但实际时间取决于数据中心建设、发电设备选址、许可以及设备（如燃气轮机）的交付周期，预计时间线与首个300兆瓦项目类似（2027年上线），但认为在2030年前完成是可行的 [32][33] 问题: 关于ITC的8吉瓦负荷增长机会详情以及未来12个月内项目批准可能性的提问 [34] - 管理层确认机会队列在增长，并与主要客户（如DTE, CMS, Alliant）密切合作，但尚无法具体说明项目细节、地点或确切时间，仅表示乐观 [35][36] - 多数请求预计在现有五年计划的后几年（2028-2030年）实现 [59] 问题: 关于公司是否会提供每股收益（EPS）复合年增长率（CAGR）指引的提问 [39] - 管理层表示仍在评估，目前倾向于提供费率基础增长和股息指引等详细信息，亚利桑那州图森电力公司（TEP）费率案件的结果（可能引入公式费率）将为提供更清晰的盈利展望创造条件，但并非承诺一定会提供盈利指引 [40] 问题: 关于近期加勒比海资产出售的估值趋势以及CUC（加勒比公用事业公司）在投资组合中地位的提问 [41] - 管理层表示买方兴趣时有波动，买方群体几乎每年都在变化，近期交易是独立的，不意味着公司正在退出加勒比海地区 [42] 问题: 关于资本支出增长的主要障碍（如客户可负担性、设备供应、许可）的提问 [45] - 管理层强调通过"增长为增长买单"的模式，新大型负荷客户可以改善现有客户的可负担性，障碍还包括社区支持、资源需求（如用水，已转向空气冷却）、许可和选址等 [45][47][48] 问题: 关于亚利桑那州首个300兆瓦数据中心项目的审批状态以及后续300兆瓦投资决策所需条件的提问 [49] - 管理层指出能源供应协议已提交亚利桑那州公司委员会（ACC）审批，预计年底前获批，数据中心客户方面主要需要获得打井许可（用于生活用水） [50] - 后续阶段需要新建发电资源，时间取决于资源组合 [51][52] 问题: 关于未来五年资金计划是否包含更多混合债发行以及大致规模的提问 [54] - 管理层表示当前计划未包含额外混合债，但具备发行能力，如果计划外增长实现，可能会探索混合债市场，也会根据市场定价情况考虑 [54] 问题: 关于ITC负荷增长请求的时间分布（特别是自上一季度增加的3吉瓦）的提问 [57] - 管理层表示多数请求针对现有五年计划的后几年（2028-2030年），具体时间取决于选址、现有输电基础设施情况以及MISO审批流程 [58][59] 问题: 关于亚利桑那州2026年综合资源计划（IRP）提交所需的大型负荷确定性时间点的提问 [60] - 管理层解释IRP将基于不同负荷增长情景（含/不含数据中心）制定资源组合，但即使IRP提交后，新增数据中心需求也可通过类似"迷你IRP"流程处理，其相关成本由新客户承担，因此不依赖于主IRP的时间点 [62][63] 问题: 关于阿尔伯塔省和卑诗省公用事业费率基础增长率低于7%组合平均值，是否存在宏观或政治顺风可缩小差距的提问 [66] - 管理层指出Okanagan地区（卑诗省）的电力业务有增长机会，卑诗省LNG投资（如Tilbury的液化能力和 bunkering）存在政治顺风，增长是周期性的，当前计划执行完毕后会有新机会 [67][68] 问题: 关于资金计划中五年平均现金流负债比率（12.4%）的充足性以及应对加元疲软或资本计划变动的财务灵活性的提问 [69] - 管理层确认12.4%的平均值高于S&P门槛，且在计划后期缓冲可达约100个基点，这为计划外增长提供了充足的"干火药"，75-100个基点的缓冲是理想目标，当前计划相比之前有所改善 [71][72]

财务数据和关键指标变化 - 2025年前九个月EBITDA达到10.04亿美元，与去年同期持平，显示出运营韧性 [7][19] - 2025年第三季度EBITDA为3.45亿美元，较2024年同期减少6300万美元，主要受PPA销售额下降影响 [17] - 2025年前九个月净利润为3.52亿美元，同比下降21%，主要由于折旧、摊销、减值及坏账费用增加8400万美元 [23] - 经营现金流（FFO）在前九个月达到6.15亿美元，较去年同期改善2.48亿美元，主要得益于2.85亿美元的PEC应收账款回收 [25] - 净营运资本增加对FFO产生3.29亿美元的负面影响，主要由于2024年开发资本支出支付及配电业务收款减少 [25] - 截至2025年9月，总债务为39亿美元，与2024年12月持平，平均债务期限从6.2年降至5.5年，平均债务成本从5.0%降至4.8% [27][28] - 流动性状况稳健，拥有6.4亿美元可用授信额度和3.73亿美元现金等价物 [28] 各条业务线数据和关键指标变化 - 发电业务：2025年前九个月净发电量同比下降9%，第三季度发电量为5.4太瓦时，同比减少1.1太瓦时，主要由于水力发电量下降、两个太阳能电站维护以及输电限制导致的更高限电水平 [9] - 能源销售：前九个月能源销售量为22.7太瓦时，第三季度销售额从8.4太瓦时降至7.6太瓦时，主要因监管合同到期导致 regulated customers 销售量减少 [10] - 燃气业务：燃气优化活动在前九个月增加7400万美元边际收益，燃气交易在第三季度带来500万美元的边际收益增长 [8][18] - 配电业务：成功实施冬季计划，部署376支应急队伍，执行超过11.5万次树木修剪，安装新的远程控制单元，为超过19.3万客户升级基础设施，支持超过3000名电力依赖客户 [10][11] 各个市场数据和关键指标变化 - 水力发电：2025年设定水力发电目标为10.7太瓦时，基于过去十年平均值，尽管是特别干旱的年份，水力发电仍与战略计划保持一致 [8] - 燃气供应：依赖多元化的LNG和阿根廷燃气供应，10月完成对欧洲的燃气销售， margins 与2025年第二季度相似，正在评估2026年通过 firm contracts 从阿根廷获取有竞争力燃气的选项 [8][9] - 监管能源拍卖：2025年第四季度计划进行两次监管能源拍卖，2027-2030年拍卖量从每年1.7太瓦时增至3.4太瓦时，并启动每年1.5太瓦时的2026年短期拍卖 [14] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 投资重点：2025年前九个月总资本支出为2.45亿美元，其中41%（1.01亿美元）投向电网，31%（7600万美元）投向火电项目，27%（6700万美元）投向可再生能源和储能 [16] - 储能战略：BESS项目被设计为混合项目，在现有太阳能电站基础上加装储能系统，以节省成本和基础设施，8月生效的决议允许BESS参与辅助服务市场，增加了项目盈利能力 [49][50][55] - 资产优化：依靠灵活且有竞争力的火电机队来管理干旱情景，高效联合循环燃气轮机（CCGT）在低水位情况下被调用生产，保持高效率和性能 [8][41] - 配电韧性：冬季计划旨在加强电网韧性，在恶劣天气条件下保障服务连续性，措施包括应急队伍部署、植被管理和远程控制单元安装 [4][10] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 监管环境：2024-2028年配电周期正在制定中，2025年9月发布咨询公司最终报告，10月发布初步技术报告，预计2026年发布最终报告，2020-2024年VAD法令相关未偿债务预计在2026年结算 [12][13] - 经营挑战：2025年是水文条件特别艰难的一年，但公司通过灵活的燃气合同和高效CCGT展现了适应性，尽管气候条件不利，仍能确认年度业绩目标 [45] - 未来展望：预计未来几个月将有重要的监管更新，以明确关税和市场机制，为长期战略提供参考，公司正在实施主动措施应对投资组合动态和气候挑战 [29] - 2026年投资者日：计划在2026年第一季度举行，将分享公司战略和推动长期价值创造行动的全面视图 [30] 其他重要信息 - 会计准则变更：自2025年1月1日起，功能货币从智利比索改为美元，为便于比较，2024年前九个月和第三季度数据使用相应期间的平均汇率列示 [15] - 电价补贴：第三轮电价补贴从6月3日持续到7月15日，覆盖2025年7月至12月，约34.1万Enel配电客户受益，一项扩大补贴的法案仍在国会审议中 [14] - 人员成本：2025年第二季度记录了一次性人员成本影响，主要用于激励性提前退休计划，以支持旨在提高内部技能和绩效的公司组织 [22] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 由于CNE计算错误，Enel Chile需要返还给客户的金额是多少？ - CNE更改了计算公式，对Enel的影响金额在4000万至4500万美元之间，主要影响财务项目，只有约2%的变动金额通过电价转移给了客户，该金额将在2025年计提，并在2026年上半年偿还 [32][33] 问题: 与VAD 2020-2025冻结相关的，应付给Enel配电智利的金额是多少？ - 2020-2024年 remuneration period 的金额已确定，约为5000万至5500万美元，正在等待SEC通知收回剩余部分的时间，谨慎估计现金回流可能从2026年年中开始 [34][35] 问题: 关于LNG和阿根廷燃气的策略，2026年计划购买多少船货？ - 公司拥有长期的LNG合同，年量超过30太瓦时（约32太瓦时），2026年将继续使用，目前正在与阿根廷供应商就新合同进行谈判，但谈判尚未最终确定 [37][38] 问题: 2025年发电业务资本支出的最新情况？ - 2025年资本支出基本按计划进行，但BESS系统开发支出因等待辅助服务市场相关法规而略有延迟，预计第四季度在HGP和发电领域的投资总额约为1.5亿至1.6亿美元，其中至少5000万美元用于BESS [40][41] 问题: 正在采取哪些措施来解决日益增加的能源损耗？ - 能源损耗率略高于6%，主要原因是电价上涨以及客户习惯改变，措施包括加强追损活动、推出灵活还款计划、使用智能扩展工具定位损耗源，并与监管机构合作寻求监管变化以遏制此现象 [42][43] 问题: Enel Chile是否确认其最新业绩指引？ - 公司确认最新指引，尽管水文条件艰难，但通过灵活的燃气合同、高效CCGT和水库的利用展现了灵活性，能够应对不利气候条件并实现目标 [45] 问题: 前九个月FFO的动态以及年底预期？ - FFO通常集中在下半年，特别是第四季度，因EBITDA较高，前九个月因回收约3亿美元的历史监管应收款而FFO水平很高，预计第四季度普通业务的现金流将更高，营运资本管理也将更高效 [46][47] 问题: BESS Las Salinas (200 MW) 和 Acebache (58 MW) 项目是否涉及额外的太阳能容量，还是仅储能？另外200 MW BESS容量将如何部署？ - BESS项目是混合项目，将在北部的现有太阳能电站上加装储能系统，这样可以更快推进项目并节省成本，目前没有增加太阳能容量的计划，仅是使太阳能项目混合化 [49][50] 问题: 2025年储能扩张项目的5000万美元目标是否有变？关于辅助服务的决议是否符合预期？ - 计划新增约600 MW容量，其中450 MW与BESS相关，BESS项目于下半年启动，导致COD从2026年下半年移至2027年，8月关于BESS参与辅助服务市场的法规是利好消息，虽不会大幅增加收入（约500-700万美元/年），但使项目更具盈利性，为未来更高渗透率铺平道路 [54][55][56] 问题: 关于非监管PPA合同是否有任何消息？ - 目前没有关于非监管PPA合同的新消息 [57]

业绩总结 - 2025年第三季度实际每股收益（EPS）为0.81加元，调整后每股收益为0.87加元，较2024年第三季度的0.85加元有所增长[9] - 2025年截至9月的调整后每股收益（EPS）为2.63美元，较2024年的2.45美元增长了0.18美元，增幅为7.35%[52] - 2025年第三季度的调整后净收益为441百万美元，较2024年的420百万美元增加了21百万美元[79] - 2025年截至9月的净收益为1,292百万美元，较2024年的1,210百万美元增加了82百万美元，增幅为6.77%[77] - 2025年第三季度的资本支出为1,316百万美元，较2024年的1,300百万美元增加了16百万美元[79] 资本支出与投资计划 - 2025年截至9月的资本支出为42亿加元，2025年资本预测为56亿加元[9] - 2026-2030年资本计划总额为288亿加元，为Fortis历史上最大[9] - 预计2026-2030年期间的资本支出将支持每年7%的率基复合年增长率（CAGR）[26] - 2026-2030年资本计划中，ITC的资本支出为98亿美金，支持约8%的率基CAGR[23] - 2025年到2030年的资本计划中，46%用于传输，31%用于分配，7%用于发电，5%用于可再生气体和液化天然气[19] 未来展望与目标 - 预计2026-2030年期间的平均年率基增长率为7%[18] - Fortis的目标是实现2050年温室气体排放净零目标[3] - 2025年，预计资本计划的外汇波动将影响约7亿美元的支出[101] - 2025-2030年各业务单位的总资产基础预计从419亿美元增长至579亿美元，年均增长率为7%[87] - ITC的资产基础预计在2030年达到198亿美元，年均增长率为8.1%[87] 负面信息与风险管理 - 2025年第三季度的企业债务评级为BBB+，展望稳定[58] - Fortis的外汇风险管理策略有效降低了美元与加元之间的汇率波动影响[108] 其他重要信息 - 2025年第四季度股息增加约4%，实现连续52年股息增长[9] - Fortis的信用评级为A-，ITC Holdings Corp.的信用评级也为A-[106] - Fortis的年度财务报告显示，公司的运营现金流（CFO）在过去一年中增长了15%[108] - Fortis的电力服务成本（COS）在监管框架下保持稳定，确保了合理的投资回报率[108] - Fortis的股东权益回报率（ROE）在过去一年中达到了8%[108]

核心财务业绩 - 公司2025年第三季度GAAP每股净收益为0.86美元，较2024年同期的0.70美元增长22.9% [3] - 公司2025年第三季度调整后（非GAAP）运营每股收益为0.86美元，较2024年同期的0.71美元增长21.1% [3] - 公司重申2025年全年调整后运营每股收益指引范围为2.64美元至2.74美元 [5] - 公司重申2024年至2028年运营每股收益复合年增长率（CAGR）为5%至7%的长期增长展望 [5] 各运营公司业绩 - ComEd第三季度GAAP净收入增至3.73亿美元（2024年同期为3.60亿美元），调整后运营收益增至3.73亿美元（2024年同期为3.60亿美元）[7] - PECO第三季度GAAP净收入大幅增至2.50亿美元（2024年同期为1.17亿美元），调整后运营收益增至2.50亿美元（2024年同期为1.18亿美元）[8] - BGE第三季度GAAP净收入增至8200万美元（2024年同期为4500万美元），调整后运营收益增至8200万美元（2024年同期为4500万美元）[10] - PHI第三季度GAAP净收入增至2.91亿美元（2024年同期为2.78亿美元），调整后运营收益增至2.90亿美元（2024年同期为2.78亿美元）[11] 业绩驱动因素 - 公用事业收益增长主要得益于ComEd和PHI的输配电费率、PECO和BGE的配电费率提升 [4] - PECO和BGE的风暴成本降低以及PECO的所得税费用降低也对业绩有正面贡献 [4] - ComEd业绩增长得益于监管资产回报率提高（主要因资产余额增加）、AFUDC（在建工程允许计入的资本化资金成本）增加以及BGE的信贷损失费用降低 [6] - PECO业绩增长得益于与投资回收相关的电力和天然气配送费率、因2025年第三季度异常2月和6月风暴成本递延导致的较低风暴成本以及所得税降低 [8] - BGE业绩增长得益于与投资回收相关的配送费率、较低的风暴成本和信贷损失费用 [10] - PHI业绩增长得益于投资回收相关的输配电费率，部分被较高的利息费用所抵消 [11] 近期发展与资本管理 - 公司董事会于2025年10月29日宣布季度现金股息为每股0.40美元，将于2025年12月15日支付 [12] - 子公司Pepco于2025年10月14日向马里兰州公共服务委员会提交了电价调整申请，要求增加1.33亿美元的总电费收入，反映其请求的股权回报率（ROE）为10.50% [17] - 公司已完成2025年所有计划的债务融资，并在股权计划方面取得持续进展，目前已定价了近一半的截至2028年的年度化股权融资需求 [5] - 公司计划在未来四年内投资380亿美元用于关键基础设施 [2] 运营与可靠性 - 公司的公用事业公司在全美可靠性排名中位列第1、2、4和7名，表现持续强劲 [5] - 由于收入脱钩机制，ComEd、BGE以及PHI旗下部分公司的配电收益不受实际天气或客户用电模式影响 [7][10][11]