First quarter GAAP diluted earnings per share were $0.70 in 2022 compared with $0.67 in 2021.
Xcel Energy reaffirms 2022 EPS earnings guidance range of $3.10 to $3.20.
MINNEAPOLIS--(BUSINESS WIRE)--Xcel Energy Inc. (NASDAQ: XEL) today reported 2022 first quarter GAAP and ongoing earnings of $380 million, or $0.70 per share, compared with $362 million, or $0.67 per share in the same period in 2021.
Earnings reflect capital investment recovery and other regulatory outcomes, partially offset by higher depreciation, interest expense and operating and maintenance (O&M) expenses.
“Xcel Energy achieved solid first quarter results, and we have reaffirmed our 2022 earnings guidance,” said Bob Frenzel, chairman, president and CEO. “We reached constructive regulatory outcomes on several key matters, including approval of our Upper Midwest Resource Plan, the Colorado Power Pathway transmission project and an electric rate case in Colorado.
The Upper Midwest Resource Plan adds approximately 5,800 megawatts of wind and solar energy to our system, extends the life of our carbon-free Monticello nuclear plant to 2040 and retires our coal fleet in the region by 2030. The Colorado Power Pathway project is a $1.7 billion investment that will enable approximately 5,500 MW of new renewables, including access to some of the richest wind resources in the region.”
At 9:00 a.m. CDT today, Xcel Energy will host a conference call to review financial results. To participate in the call, please dial in 5 to 10 minutes prior to the start and follow the operator’s instructions.
US Dial-In: |
(800) 289-0720 |
||
International Dial-In: |
(400) 120-9264 |
||
Conference ID: |
7267038 |
The conference call also will be simultaneously broadcast and archived on Xcel Energy’s website at www.xcelenergy.com. To access the presentation, click on Investors under Company. If you are unable to participate in the live event, the call will be available for replay from 12:00 p.m. CDT on April 28 through 12:00 p.m. CDT on May 1.
Replay Numbers |
|
||
US Dial-In: |
(888) 203-1112 |
||
International Dial-In: |
(719) 457-0820 |
||
Access Code: |
7267038 |
Except for the historical statements contained in this report, the matters discussed herein are forward-looking statements that are subject to certain risks, uncertainties and assumptions. Such forward-looking statements, including those relating to 2022 EPS guidance, long-term EPS and dividend growth rate objectives, future sales, future expenses, future tax rates, future operating performance, estimated base capital expenditures and financing plans, projected capital additions and forecasted annual revenue requirements with respect to rider filings, expected rate increases to customers, expectations and intentions regarding regulatory proceedings, and expected impact on our results of operations, financial condition and cash flows of resettlement calculations and credit losses relating to certain energy transactions, as well as assumptions and other statements are intended to be identified in this document by the words “anticipate,” “believe,” “could,” “estimate,” “expect,” “intend,” “may,” “objective,” “outlook,” “plan,” “project,” “possible,” “potential,” “should,” “will,” “would” and similar expressions. Actual results may vary materially. Forward-looking statements speak only as of the date they are made, and we expressly disclaim any obligation to update any forward-looking information. The following factors, in addition to those discussed in Xcel Energy’s Annual Report on Form 10-K for the fiscal year ended Dec. 31, 2021 and subsequent filings with the Securities and Exchange Commission, could cause actual results to differ materially from management expectations as suggested by such forward-looking information: uncertainty around the impacts and duration of the COVID-19 pandemic, including potential workforce impacts resulting from vaccination requirements, quarantine policies or government restrictions, and sales volatility; operational safety, including our nuclear generation facilities and other utility operations; successful long-term operational planning; commodity risks associated with energy markets and production; rising energy prices and fuel costs; qualified employee work force and third-party contractor factors; violations of our Codes of Conduct; ability to recover costs, changes in regulation and subsidiaries’ ability to recover costs from customers; reductions in our credit ratings and the cost of maintaining certain contractual relationships; general economic conditions, including inflation rates, monetary fluctuations, supply chain constraints and their impact on capital expenditures and/or the ability of Xcel Energy Inc. and its subsidiaries to obtain financing on favorable terms; availability or cost of capital; our customers’ and counterparties’ ability to pay their debts to us; assumptions and costs relating to funding our employee benefit plans and health care benefits; our subsidiaries’ ability to make dividend payments; tax laws; effects of geopolitical events, including war and acts of terrorism; cyber security threats and data security breaches; seasonal weather patterns; changes in environmental laws and regulations; climate change and other weather; natural disaster and resource depletion, including compliance with any accompanying legislative and regulatory changes; costs of potential regulatory penalties; and regulatory changes and/or limitations related to the use of natural gas as an energy source.
This information is not given in connection with any sale, offer for sale or offer to buy any security.
XCEL ENERGY INC. AND SUBSIDIARIES CONSOLIDATED STATEMENTS OF INCOME (UNAUDITED) (amounts in millions, except per share data) |
||||||||
|
|
Three Months Ended March 31 |
||||||
|
|
2022 |
|
2021 |
||||
Operating revenues |
|
|
|
|
||||
Electric |
|
$ |
2,633 |
|
|
$ |
2,870 |
|
Natural gas |
|
|
1,090 |
|
|
|
647 |
|
Other |
|
|
28 |
|
|
|
24 |
|
Total operating revenues |
|
|
3,751 |
|
|
|
3,541 |
|
|
|
|
|
|
||||
Operating expenses |
|
|
|
|
||||
Electric fuel and purchased power |
|
|
1,094 |
|
|
|
1,386 |
|
Cost of natural gas sold and transported |
|
|
710 |
|
|
|
299 |
|
Cost of sales — other |
|
|
10 |
|
|
|
8 |
|
Operating and maintenance expenses |
|
|
602 |
|
|
|
584 |
|
Conservation and demand side management expenses |
|
|
92 |
|
|
|
73 |
|
Depreciation and amortization |
|
|
562 |
|
|
|
521 |
|
Taxes (other than income taxes) |
|
|
171 |
|
|
|
163 |
|
Total operating expenses |
|
|
3,241 |
|
|
|
3,034 |
|
|
|
|
|
|
||||
Operating income |
|
|
510 |
|
|
|
507 |
|
|
|
|
|
|
||||
Other income, net |
|
|
1 |
|
|
|
5 |
|
Earnings from equity method investments |
|
|
15 |
|
|
|
14 |
|
Allowance for funds used during construction — equity |
|
|
13 |
|
|
|
14 |
|
|
|
|
|
|
||||
Interest charges and financing costs |
|
|
|
|
||||
Interest charges — includes other financing costs of $8 and $7, respectively |
|
|
214 |
|
|
|
205 |
|
Allowance for funds used during construction — debt |
|
|
(5 |
) |
|
|
(5 |
) |
Total interest charges and financing costs |
|
|
209 |
|
|
|
200 |
|
|
|
|
|
|
||||
Income before income taxes |
|
|
330 |
|
|
|
340 |
|
Income tax benefit |
|
|
(50 |
) |
|
|
(22 |
) |
Net income |
|
$ |
380 |
|
|
$ |
362 |
|
|
|
|
|
|
||||
Weighted average common shares outstanding: |
|
|
|
|
||||
Basic |
|
|
545 |
|
|
|
538 |
|
Diluted |
|
|
545 |
|
|
|
539 |
|
|
|
|
|
|
||||
Earnings per average common share: |
|
|
|
|
||||
Basic |
|
$ |
0.70 |
|
|
$ |
0.67 |
|
Diluted |
|
|
0.70 |
|
|
|
0.67 |
|
XCEL ENERGY INC. AND SUBSIDIARIES Notes to Investor Relations Earnings Release (Unaudited)
Due to the seasonality of Xcel Energy’s operating results, quarterly financial results are not an appropriate base from which to project annual results.
Non-GAAP Financial Measures
The following discussion includes financial information prepared in accordance with generally accepted accounting principles (GAAP), as well as certain non-GAAP financial measures such as ongoing return on equity (ROE), ongoing earnings and ongoing diluted EPS. Generally, a non-GAAP financial measure is a measure of a company’s financial performance, financial position or cash flows that adjusts measures calculated and presented in accordance with GAAP. Xcel Energy’s management uses non-GAAP measures for financial planning and analysis, for reporting of results to the Board of Directors, in determining performance-based compensation and communicating its earnings outlook to analysts and investors. Non-GAAP financial measures are intended to supplement investors’ understanding of our performance and should not be considered alternatives for financial measures presented in accordance with GAAP. These measures are discussed in more detail below and may not be comparable to other companies’ similarly titled non-GAAP financial measures.
Ongoing ROE is calculated by dividing the net income or loss of Xcel Energy or each subsidiary, adjusted for certain nonrecurring items, by each entity’s average stockholder’s equity. We use these non-GAAP financial measures to evaluate and provide details of earnings results.
Earnings Adjusted for Certain Items (Ongoing Earnings and Ongoing Diluted EPS)
GAAP diluted EPS reflects the potential dilution that could occur if securities or other agreements to issue common stock (i.e., common stock equivalents) were settled. The weighted average number of potentially dilutive shares outstanding used to calculate Xcel Energy Inc.’s diluted EPS is calculated using the treasury stock method. Ongoing earnings reflect adjustments to GAAP earnings (net income) for certain items. Ongoing diluted EPS for Xcel Energy is calculated by dividing net income or loss, adjusted for certain items, by the weighted average fully diluted Xcel Energy Inc. common shares outstanding for the period. Ongoing diluted EPS for each subsidiary is calculated by dividing the net income or loss for such subsidiary, adjusted for certain items, by the weighted average fully diluted Xcel Energy Inc. common shares outstanding for the period.
We use these non-GAAP financial measures to evaluate and provide details of Xcel Energy’s core earnings and underlying performance. We believe these measurements are useful to investors to evaluate the actual and projected financial performance and contribution of our subsidiaries. For the three months ended March 31, 2022 and 2021, there were no such adjustments to GAAP earnings and therefore GAAP earnings equal ongoing earnings for these periods.
Note 1. Earnings Per Share Summary
Xcel Energy’s first quarter diluted earnings were $0.70 per share in 2022, compared with $0.67 per share in 2021. The increase was driven by regulatory recovery of capital investment, partially offset by higher depreciation, interest expense and O&M expenses. Costs for natural gas sold and transported significantly increased in 2022 primarily due to market price fluctuations. However, fluctuations in electric and natural gas revenues associated with changes in fuel and purchased power and/or natural gas sold and transported generally do not significantly impact earnings (changes in revenues are offset by the related variation in costs).
Summarized diluted EPS for Xcel Energy:
|
|
Three Months Ended March 31 |
||||||
Diluted Earnings (Loss) Per Share |
|
2022 |
|
2021 |
||||
PSCo |
|
$ |
0.32 |
|
|
$ |
0.31 |
|
NSP-Minnesota |
|
|
0.23 |
|
|
|
0.24 |
|
SPS |
|
|
0.10 |
|
|
|
0.11 |
|
NSP-Wisconsin |
|
|
0.09 |
|
|
|
0.06 |
|
Earnings from equity method investments — WYCO |
|
|
0.01 |
|
|
|
0.01 |
|
Regulated utility (a) |
|
|
0.75 |
|
|
|
0.73 |
|
Xcel Energy Inc. and Other |
|
|
(0.05 |
) |
|
|
(0.06 |
) |
Total (a) |
|
$ |
0.70 |
|
|
$ |
0.67 |
|
(a) |
Amounts may not add due to rounding. |
PSCo — Earnings increased $0.01 per share for the first quarter of 2022, reflecting regulatory recovery of capital investment and higher demand revenues, partially offset by increased depreciation, O&M expenses and incremental power costs from the Comanche Unit 3 outage (see Note 4).
NSP-Minnesota — Earnings decreased $0.01 per share for the first quarter of 2022, as regulatory recovery of capital investment was offset by increased depreciation and O&M expenses.
SPS — Earnings decreased $0.01 per share for the first quarter of 2022, primarily due to taxes (other than income taxes) and impacts associated with Winter Storm Uri, partially offset by favorable sales.
NSP-Wisconsin — Earnings increased $0.03 per share for the first quarter of 2022, reflecting the impact of regulatory rate outcomes and higher sales attributable to weather, partially offset by higher O&M expenses.
Xcel Energy Inc. and Other — Primarily includes financing costs at the holding company and earnings from Energy Impact Partners (EIP) funds equity method investments.
Components significantly contributing to changes in 2022 EPS compared to 2021:
Diluted Earnings (Loss) Per Share |
|
Three Months Ended March 31 |
||
GAAP and ongoing diluted EPS — 2021 |
|
$ |
0.67 |
|
|
|
|
||
Components of change - 2022 vs. 2021 |
|
|
||
Higher electric revenues, net of electric fuel and purchased power |
|
|
0.08 |
|
Lower effective tax rate (ETR) (a) |
|
|
0.05 |
|
Higher natural gas revenues, net of cost of natural gas sold and transported |
|
|
0.04 |
|
Higher depreciation and amortization |
|
|
(0.06 |
) |
Higher O&M expenses |
|
|
(0.02 |
) |
Higher taxes (other than income taxes) |
|
|
(0.01 |
) |
Higher interest charges |
|
|
(0.01 |
) |
Other, net |
|
|
(0.04 |
) |
GAAP and ongoing diluted EPS — 2022 |
|
$ |
0.70 |
|
(a) |
|
Includes production tax credits (PTCs) and plant regulatory amounts, which are primarily offset as a reduction to electric revenues. |
Note 2. Regulated Utility Results
Estimated Impact of Temperature Changes on Regulated Earnings — Unusually hot summers or cold winters increase electric and natural gas sales, while mild weather reduces electric and natural gas sales. The estimated impact of weather on earnings is based on the number of customers, temperature variances, the amount of natural gas or electricity historically used per degree of temperature and excludes any incremental related operating expenses that could result due to storm activity or vegetation management requirements. As a result, weather deviations from normal levels can affect Xcel Energy’s financial performance. However, decoupling mechanisms in Colorado and proposed sales true-up mechanisms in Minnesota predominately mitigate the positive and adverse impacts of weather for the electric utility.
Normal weather conditions are defined as either the 10, 20 or 30-year average of actual historical weather conditions. The historical period of time used in the calculation of normal weather differs by jurisdiction, based on regulatory practice. To calculate the impact of weather on demand, a demand factor is applied to the weather impact on sales. Extreme weather variations, windchill and cloud cover may not be reflected in weather-normalized estimates.
Weather — Estimated impact of temperature variations on EPS compared with normal weather conditions:
|
Three Months Ended March 31 |
|||||||||
|
2022 vs.
|
|
2021 vs.
|
|
2022 vs.
|
|||||
Retail electric |
$ |
0.020 |
|
|
$ |
— |
|
$ |
0.020 |
|
Decoupling and sales true-up |
|
(0.010 |
) |
|
|
0.002 |
|
|
(0.012 |
) |
Electric total |
$ |
0.010 |
|
|
$ |
0.002 |
|
$ |
0.008 |
|
Firm natural gas |
|
0.016 |
|
|
|
0.003 |
|
|
0.013 |
|
Total |
$ |
0.026 |
|
|
$ |
0.005 |
|
$ |
0.021 |
|
Sales — Sales growth (decline) for actual and weather-normalized sales in 2022 compared to 2021:
|
|
Three Months Ended March 31 |
|||||||||||||
|
|
PSCo |
|
NSP-Minnesota |
|
SPS |
|
NSP-Wisconsin |
|
Xcel Energy |
|||||
Actual |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
Electric residential |
|
(1.4 |
) % |
|
4.7 |
% |
|
0.3 |
% |
|
6.2 |
% |
|
1.9 |
% |
Electric C&I |
|
2.7 |
|
|
6.6 |
|
|
10.2 |
|
|
4.7 |
|
|
6.2 |
|
Total retail electric sales |
|
1.2 |
|
|
5.9 |
|
|
8.0 |
|
|
5.2 |
|
|
4.8 |
|
Firm natural gas sales |
|
(1.5 |
) |
|
20.6 |
|
|
N/A |
|
|
22.1 |
|
|
6.7 |
|
|
|
Three Months Ended March 31 |
|||||||||||||
|
|
PSCo |
|
NSP-Minnesota |
|
SPS |
|
NSP-Wisconsin |
|
Xcel Energy |
|||||
Weather-Normalized |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
Electric residential |
|
(1.5 |
) % |
|
0.4 |
% |
|
(0.1 |
) % |
|
0.8 |
% |
|
(0.3 |
) % |
Electric C&I |
|
2.7 |
|
|
5.9 |
|
|
10.1 |
|
|
4.1 |
|
|
5.9 |
|
Total retail electric sales |
|
1.2 |
|
|
4.0 |
|
|
7.8 |
|
|
3.0 |
|
|
3.9 |
|
Firm natural gas sales |
|
(1.2 |
) |
|
5.3 |
|
|
N/A |
|
|
7.3 |
|
|
1.5 |
|
Weather-normalized electric sales growth (decline)
Weather-adjusted sales results for each of our utility subsidiaries in 2022 reflect generally improving economies as the adverse effects of COVID-19 lessen. The recovery reflects increased sales in the C&I sector due to increased economic activity. Individuals returning to work have led to declines in use per customer and overall residential sales.
Weather-normalized natural gas sales growth (decline)
Electric Margin — Electric margin is presented as electric revenues less electric fuel and purchased power expenses. Expenses incurred for electric fuel and purchased power are generally recovered through various regulatory recovery mechanisms. As a result, changes in these expenses are generally offset in operating revenues. See Note 4 for additional discussion.
Electric revenues and fuel and purchased power expenses are impacted by fluctuations in the price of natural gas, coal and uranium. However, these price fluctuations generally have minimal earnings impact due to fuel recovery mechanisms that recover fuel expenses. In addition, electric customers receive a credit for PTCs generated, which reduce electric revenue and income taxes. Electric revenues, fuel and purchased power and margin:
|
|
Three Months Ended March 31 |
||||||
(Millions of Dollars) |
|
2022 |
|
2021 |
||||
Electric revenues |
|
$ |
2,633 |
|
|
$ |
2,870 |
|
Electric fuel and purchased power |
|
|
(1,094 |
) |
|
|
(1,386 |
) |
Electric margin |
|
$ |
1,539 |
|
|
$ |
1,484 |
|
(Millions of Dollars) |
|
Three Months
|
||
Regulatory rate outcomes (Minnesota, Colorado, Wisconsin, Texas and New Mexico) |
|
$ |
63 |
|
Non-fuel riders |
|
|
36 |
|
Sales and demand (a) |
|
|
22 |
|
Conservation and demand side management (offset in expense) |
|
|
14 |
|
Estimated impact of weather (net of decoupling/sales true-up) |
|
|
6 |
|
PTCs flowed back to customers (offset by lower ETR) |
|
|
(53 |
) |
Proprietary commodity trading, net of sharing (b) |
|
|
(25 |
) |
Comanche Unit 3 outage (c) |
|
|
(9 |
) |
Other (net) |
|
|
1 |
|
Total increase |
|
$ |
55 |
|
(a) |
|
Sales excludes weather impact, net of decoupling in Colorado and proposed sales true-up mechanism in Minnesota. |
(b) |
|
Includes $27 million of net gains recognized in the first quarter of 2021, driven by market changes associated with Winter Storm Uri. |
(c) |
|
See Note 4 for further information. |
Natural Gas Margin — Natural gas margin is presented as natural gas revenues less the cost of natural gas sold and transported. Expenses incurred for the cost of natural gas sold are generally recovered through various regulatory recovery mechanisms. As a result, changes in these expenses are generally offset in operating revenues.
Natural gas expense varies with changing sales and the cost of natural gas. However, fluctuations in the cost of natural gas generally have minimal earnings impact due to cost recovery mechanisms. Natural gas revenues, cost of natural gas sold and transported and margin:
|
|
Three Months Ended March 31 |
||||||
(Millions of Dollars) |
|
2022 |
|
2021 |
||||
Natural gas revenues |
|
$ |
1,090 |
|
|
$ |
647 |
|
Cost of natural gas sold and transported |
|
|
(710 |
) |
|
|
(299 |
) |
Natural gas margin |
|
$ |
380 |
|
|
$ |
348 |
|
(Millions of Dollars) |
|
Three Months
|
||
Regulatory rate outcomes (Minnesota, Wisconsin, North Dakota) |
|
$ |
17 |
|
Estimated impact of weather |
|
|
10 |
|
Gas sales and transport (excluding weather impact) |
|
|
7 |
|
Other (net) |
|
|
(2 |
) |
Total increase |
|
$ |
32 |
|
O&M Expenses — O&M expenses increased $18 million for the first quarter, due to additional investments in technology and customer programs, higher insurance premiums and additional bad debt expenses (primarily attributable to higher billings and/or increased commodity prices), partially offset by a reduction in employee benefit costs.
Depreciation and Amortization — Depreciation and amortization increased $41 million for the first quarter. The increase was primarily driven by several wind farms going into service and normal system expansion.
Interest Charges — Interest charges increased $9 million for the first quarter, largely due to increased long-term debt levels to fund capital investments and the unrecovered/deferred balances related to Winter Storm Uri.
Income Taxes — Effective income tax rate:
|
|
Three Months Ended March 31 |
|||||||
|
|
2022 |
|
2021 |
|
2022 vs 2021 |
|||
Federal statutory rate |
|
21.0 |
% |
|
21.0 |
% |
|
— |
% |
State tax (net of federal tax effect) |
|
4.9 |
|
|
4.9 |
|
|
— |
|
(Decreases) increases: |
|
|
|
|
|
|
|||
Wind PTCs (a) |
|
(34.4 |
) |
|
(24.6 |
) |
|
(9.8 |
) |
Plant regulatory differences (b) |
|
(4.8 |
) |
|
(6.1 |
) |
|
1.3 |
|
Other tax credits, net operating loss & tax credits allowances |
|
(1.5 |
) |
|
(1.1 |
) |
|
(0.4 |
) |
Other (net) |
|
(0.4 |
) |
|
(0.6 |
) |
|
0.2 |
|
Effective income tax rate |
|
(15.2 |
) % |
|
(6.5 |
) % |
|
(8.7 |
) % |
(a) |
|
Wind PTCs are credited to customers (reduction to revenue) and do not materially impact net income. |
(b) |
|
Plant regulatory differences primarily relate to the credit of excess deferred taxes to customers through the average rate assumption method. Income tax benefits associated with the credit are offset by corresponding revenue reductions. |
Income tax benefit increased $28 million for the first quarter, primarily driven by an increase in wind PTCs.
In April 2022, the IRS published inflation factors used to determine the PTC rate. As a result, the 2022 PTC rate on the sale of electricity produced from wind is 2.7 cents per kilowatt hour, compared to 2.5 cents for 2021.
Note 3. Capital Structure, Liquidity, Financing and Credit Ratings
Xcel Energy’s capital structure:
(Millions of Dollars) |
|
March 31, 2022 |
|
Percentage of Total
|
|
Dec. 31, 2021 |
|
Percentage of Total
|
||||
Current portion of long-term debt |
|
$ |
851 |
|
2 |
% |
|
$ |
601 |
|
1 |
% |
Short-term debt |
|
|
996 |
|
3 |
|
|
|
1,005 |
|
3 |
|
Long-term debt |
|
|
21,534 |
|
55 |
|
|
|
21,779 |
|
56 |
|
Total debt |
|
|
23,381 |
|
60 |
|
|
|
23,385 |
|
60 |
|
Common equity |
|
|
15,732 |
|
40 |
|
|
|
15,612 |
|
40 |
|
Total capitalization |
|
$ |
39,113 |
|
100 |
% |
|
$ |
38,997 |
|
100 |
% |
Liquidity — As of April 25, 2022, Xcel Energy Inc. and its utility subsidiaries had the following committed credit facilities available to meet liquidity needs:
(Millions of Dollars) |
|
Credit Facility (a) |
|
Drawn (b) |
|
Available |
|
Cash |
|
Liquidity |
|||||
Xcel Energy Inc. |
|
$ |
1,250 |
|
$ |
641 |
|
$ |
609 |
|
$ |
1 |
|
$ |
610 |
PSCo |
|
|
700 |
|
|
133 |
|
|
567 |
|
|
3 |
|
|
570 |
NSP-Minnesota |
|
|
500 |
|
|
11 |
|
|
489 |
|
|
3 |
|
|
492 |
SPS |
|
|
500 |
|
|
256 |
|
|
244 |
|
|
2 |
|
|
246 |
NSP-Wisconsin |
|
|
150 |
|
|
50 |
|
|
100 |
|
|
1 |
|
|
101 |
Total |
|
$ |
3,100 |
|
$ |
1,091 |
|
$ |
2,009 |
|
$ |
10 |
|
$ |
2,019 |
(a) |
|
Expires June 2024. |
(b) |
|
Includes outstanding commercial paper and letters of credit. |
Bilateral Credit Agreement — In April 2022, NSP-Minnesota extended an uncommitted bilateral credit agreement of $75 million (limited in use to support letters of credit for one-year). NSP-Minnesota had $45 million of outstanding letters of credit as of March 31, 2022.
Credit Ratings — Access to the capital markets at reasonable terms is partially dependent on credit ratings. The following ratings reflect the views of Moody’s, S&P Global Ratings and Fitch. The highest credit rating for debt is Aaa/AAA and the lowest investment grade rating is Baa3/BBB-. The highest rating for commercial paper is P-1/A-1/F-1 and the lowest rating is P-3/A-3/F-3. A security rating is not a recommendation to buy, sell or hold securities. Ratings are subject to revision or withdrawal at any time by the credit rating agency and each rating should be evaluated independently of any other rating.
Credit ratings assigned to Xcel Energy Inc. and its utility subsidiaries as of April 25, 2022:
Credit Type |
|
Company |
|
Moody’s |
|
S&P Global Ratings |
|
Fitch |
Senior unsecured debt |
|
Xcel Energy Inc. |
|
Baa1 |
|
BBB+ |
|
BBB+ |
Senior secured debt |
|
NSP-Minnesota |
|
Aa3 |
|
A |
|
A+ |
|
|
NSP-Wisconsin |
|
Aa3 |
|
A |
|
A+ |
|
|
PSCo |
|
A1 |
|
A |
|
A+ |
|
|
SPS |
|
A3 |
|
A |
|
A- |
Commercial paper |
|
Xcel Energy Inc. |
|
P-2 |
|
A-2 |
|
F2 |
|
|
NSP-Minnesota |
|
P-1 |
|
A-2 |
|
F2 |
|
|
NSP-Wisconsin |
|
P-1 |
|
A-2 |
|
F2 |
|
|
PSCo |
|
P-2 |
|
A-2 |
|
F2 |
|
|
SPS |
|
P-2 |
|
A-2 |
|
F2 |
2022 Financing Activity — During 2022, Xcel Energy plans to issue approximately $75 to $80 million of equity through the DRIP and benefit programs. In addition, Xcel Energy may issue up to $800 million in equity from 2022-2026. Xcel Energy and its utility subsidiaries plan to issue the following:
Issuer |
|
Security |
|
Amount |
|
Status |
|
Xcel Energy |
|
Unsecured Bonds |
|
$ |
700 |
|
Planned - Q2 |
PSCo |
|
First Mortgage Bonds |
|
|
700 |
|
Planned - Q2 |
SPS |
|
First Mortgage Bonds |
|
|
200 |
|
Planned - Q2 |
NSP-Minnesota |
|
First Mortgage Bonds |
|
|
500 |
|
Planned - Q2 |
NSP-Wisconsin |
|
First Mortgage Bonds |
|
|
100 |
|
Planned - Q3 |
Financing plans are subject to change, depending on legislative initiatives (e.g., federal tax law changes), capital expenditures, regulatory outcomes, internal cash generation, market conditions and other factors.
Note 4. Rates, Regulation and Other
NSP-Minnesota — 2022 Minnesota Electric Rate Case — In October 2021, NSP-Minnesota filed a three-year electric rate case with the MPUC. The rate case is based on a requested ROE of 10.2%, a 52.50% equity ratio and forward test years. The request is detailed as follows:
(Amounts in Millions, Except Percentages) |
|
2022 |
|
2023 |
|
2024 |
|
Total |
||||||||
Rate request |
|
$ |
396 |
|
|
$ |
150 |
|
|
$ |
131 |
|
|
$ |
677 |
|
Increase percentage |
|
|
12.2 |
% |
|
|
4.8 |
% |
|
|
4.2 |
% |
|
|
21.2 |
% |
Rate base |
|
$ |
10,931 |
|
|
$ |
11,446 |
|
|
$ |
11,918 |
|
|
|
N/A |
|
In December 2021, the MPUC approved interim rates, subject to refund, of $247 million, effective Jan. 1, 2022. Next steps in the procedural schedule are expected to be as follows:
NSP-Minnesota — 2022 Minnesota Natural Gas Rate Case — In November 2021, NSP-Minnesota filed a request with the MPUC for an annual natural gas rate increase of $36 million, or 6.6%. The filing is based on a 2022 forecast test year and includes a requested ROE of 10.5%, an equity ratio of 52.5% and a rate base of $934 million. In December 2021, the MPUC approved interim rates of $25 million, subject to refund, effective Jan. 1, 2022. Next steps in the procedural schedule are expected to be as follows:
NSP-Minnesota — 2021 North Dakota Natural Gas Rate Case — In September 2021, NSP-Minnesota filed a request with the NDPSC for a natural gas rate increase of $7 million, or 10.5%. The filing is based on a requested ROE of 10.5%, an equity ratio of 52.54%, a 2022 forecast test year and a rate base of $124 million. Interim rates of $7 million, subject to refund, were implemented on Nov. 1, 2021.
In April 2022, NDPSC Staff recommended a $4 million increase, based on an ROE of 9.5% and an equity ratio of 52.0%. In April 2022, NSP-Minnesota updated its request to $6 million, or 8.8% based on a requested ROE of 10.5%, an equity ratio of 52.54% and an updated rate base of $115 million. Hearings are expected June 1-3, 2022. An NDPSC decision is expected in the third quarter of 2022.
NSP-Minnesota — Minnesota Resource Plan Settlement — In July 2019, NSP-Minnesota filed its Minnesota (Upper Midwest) resource plan, which runs through 2034. In February 2022, the MPUC approved the following:
NSP-Wisconsin — Michigan Electric Rate Case — In March 2022, the Michigan Public Service Commission approved an electric rate case settlement granting NSP-Wisconsin an electric revenue increase of $1.6 million in 2022, based on a ROE of 9.7% and an equity ratio of 52.5%. New rates were effective April 1, 2022.
PSCo — Colorado Electric Rate Request — In July 2021, PSCo filed a request with the Colorado Public Utilities Commission (CPUC) seeking a net electric rate increase of $343 million (or 12.4%). The total request reflects a $470 million increase, which includes $127 million of previously authorized costs currently recovered through various rider mechanisms. The request was based on a 10.0% ROE, an equity ratio of 55.64%, a 2022 forecast test year, a rate base of $10.3 billion and impacts of a new depreciation study.
In March 2022, the CPUC approved an unopposed settlement without modification. Rates became effective April 1, 2022. Key settlement terms include:
PSCo — Resource Plan Settlement — In April 2022, PSCo and multiple intervenors filed a revised settlement of the resource plan, which will result in the further acceleration of the retirement of the Comanche Unit 3 coal plant, an expected carbon reduction of at least 85% and an 80% renewable mix by 2030. A CPUC decision is expected in the second quarter of 2022. Key settlement terms include:
PSCo — Power Pathway Settlement — In February 2022, the CPUC approved the Certificate of Public Convenience and Necessity (CPCN) for the Pathway Project. Key decisions include:
PSCo — Natural Gas Rate Case — In January 2022, PSCo filed a request with the CPUC seeking a net increase to retail natural gas rates of $107 million. The total change to base rates is $215 million, which reflects the transfer of $108 million previously recovered from customers through the Pipeline System Integrity Adjustment (PSIA) rider. The request is based on a 10.25% ROE, an equity ratio of 55.66% and a 2022 current test year with a projected rate base of $3.6 billion. PSCo has requested a proposed effective date of Nov. 1, 2022.
Additionally, PSCo’s request includes step revenue increases of $40 million (effective Nov. 1, 2023) and $41 million (effective Nov. 1, 2024) related to continued capital investment.
Next steps in the procedural schedule are expected to be as follows:
PSCo — Comanche Unit 3 Outage — In January 2022, PSCo experienced an extended outage at the Comanche Unit 3 plant (750 MW, coal-fueled electric generating unit). PSCo will not seek recovery of any incremental replacement power costs which are estimated to be $25 million, assuming normal weather, current market pricing and remediation in June 2022. Incremental replacement power costs incurred as of March 31, 2022 were $9 million.
SPS — New Mexico 2021 Electric Rate Case — In January 2021, SPS filed an electric rate case with the New Mexico Public Regulation Commission (NMPRC) with a current requested base rate increase of $84 million.
In February 2022, the NMPRC approved an uncontested stipulation without modification, which reflected a $62 million rate increase, a change in the depreciation life of the Tolk coal plant to 2032, an equity ratio of 54.72% and a ROE of 9.35% for reconciliation statements and determining the revenue requirements for the Sagamore and Hale wind projects. New rates went into effect on Feb. 26, 2022.
SPS — Texas 2021 Electric Rate Case — In 2021, SPS filed an electric rate case with the PUCT and its municipalities seeking an increase in base rates of approximately $140 million. The request was based on a ROE of 10.35%, an equity ratio of 54.60%, a rate base of approximately $3.3 billion and a historic test year based on the 12-months ended Dec. 31, 2020.
In January 2022, SPS and intervenors filed a blackbox settlement. Key terms include:
In February 2022, the ALJ issued an order approving interim rates, effective March 1, 2022. A PUCT decision is expected in the second quarter of 2022.
Xcel Energy’s ability to meet customer energy requirements, respond to storm-related disruptions and execute our capital expenditure program are dependent on maintaining an efficient supply chain. Manufacturing processes have experienced disruptions related to scarcity of certain raw materials and interruptions in production and shipping. These disruptions have been further exacerbated by inflationary pressures, labor shortages and the impact of international conflicts/issues. Xcel Energy continues to monitor the availability of materials and has sought to mitigate impacts by seeking alternative suppliers as necessary.
Solar Resources
In April 2022, the U.S. Department of Commerce initiated an anti-circumvention investigation that would subject Crystalline Silicon Photovoltaic (CSPV) solar panels and cells imported from Malaysia, Vietnam, Thailand, and Cambodia with potential incremental tariffs ranging from 50% to 250%. These countries account for more than 80% of CSPV panel imports.
The uncertainty of the investigation and the adverse impact on potential tariffs has resulted in the cancellation or delay of certain domestic solar projects.
The impacts on Xcel Energy are as follows:
Note 5. Winter Storm Uri
In February 2021, the United States experienced Winter Storm Uri. As a result of the extremely high market prices, Xcel Energy incurred net natural gas, fuel and purchased energy costs of approximately $1 billion.
Regulatory Overview — Xcel Energy has natural gas, fuel and purchased energy mechanisms in each jurisdiction for recovering incurred costs. However, the utility subsidiaries have deferred February 2021 cost increases for future recovery and sought recovery of the cost increases over a period of up to 63 months to mitigate the impact to customer bills. Additionally, we did not request recovery of financing costs in order to further limit the impact to our customers.
Xcel Energy currently has approval for recovery of Winter Storm Uri costs in Wisconsin, Michigan, North Dakota and New Mexico. There were no material costs for South Dakota. A summary of the pending regulatory requests for Winter Storm Uri cost recovery in the other states is listed below.
Utility Subsidiary |
Jurisdiction |
Regulatory Status |
NSP-Minnesota |
Minnesota |
In 2021, the MPUC allowed recovery of $179 million of costs (with no financing charge) starting in September 2021. The C&I class ($82 million) will be recovered over 27 months and the residential class ($97 million) will be recovered over a 63-month recovery period. The $179 million in extraordinary cost recovery is subject to refund pending the outcome of a contested case before an ALJ.
In December 2021, direct testimony was received from intervenors. A hearing before the ALJs took place in February 2022. The Company and intervenors subsequently submitted briefs. The Department of Commerce (DOC) recommended that NSP-Minnesota be disallowed $122 million in costs. The Office of the Attorney General (OAG) modified its position, recommending disallowances of $110 million to $148 million, and the Citizens Utility Board (CUB) continues to recommend a $69 million disallowance.
Xcel Energy strongly disagrees with the recommendations of the DOC, OAG and CUB and believes that it acted prudently and according to MPUC approved procedures for the best interest of its customers and stakeholders. An ALJ decision is expected in late May and an MPUC decision is expected in Q3 of 2022. |
PSCo |
Colorado |
In May 2021, PSCo filed a request with the CPUC to recover $263 million in weather-related electric costs, $287 million in incremental natural gas costs and $4 million in incremental steam costs over 24 months with no financing charge.
In October, a partial settlement was reached with the Staff and the Colorado Energy Office, allowing full recovery of Winter Storm Uri deferred costs of $263 million (electric utility) and $287 million (natural gas utility) over a 24-month and 30-month period, respectively, with no carrying charges. A CPUC decision on the settlement is pending.
The statutory date for decision is July 15, 2022. In addition, the CPUC is considering prospective changes in fuel cost recovery. |
SPS |
Texas |
In 2021, SPS filed to recover $88 million of Winter Storm Uri costs over 24 months, as part of the Texas fuel surcharge filing.
In January 2022, SPS and other parties filed a stipulation for interim rates. The filing covers all fuel under-collections occurring between January 2020 and August 2021, totaling $121 million. The settlement does not address the prudence of Winter Storm Uri costs nor the retention of $11 million related to market sales during the event. These items will be reviewed through the triennial Fuel Reconciliation proceeding and are subject to a final PUCT decision. Interim rates, designed to collect up to $110 million over a period of 30 months, began on Feb. 1, 2022. |
Note 6. Earnings Guidance and Long-Term EPS and Dividend Growth Rate Objectives
Xcel Energy 2022 Earnings Guidance — Xcel Energy’s 2022 GAAP and ongoing earnings guidance is a range of $3.10 to $3.20 per share.(a)
Key assumptions as compared with 2021 levels unless noted:
(a) |
|
Ongoing earnings is calculated using net income and adjusting for certain nonrecurring or infrequent items that are, in management’s view, not reflective of ongoing operations. Ongoing earnings could differ from those prepared in accordance with GAAP for unplanned and/or unknown adjustments. Xcel Energy is unable to forecast if any of these items will occur or provide a quantitative reconciliation of the guidance for ongoing EPS to corresponding GAAP EPS. |
Long-Term EPS and Dividend Growth Rate Objectives — Xcel Energy expects to deliver an attractive total return to our shareholders through a combination of earnings growth and dividend yield, based on the following long-term objectives:
XCEL ENERGY INC. AND SUBSIDIARIES EARNINGS RELEASE SUMMARY (UNAUDITED) (amounts in millions, except per share data) |
||||||||
|
|
|
|
|
||||
|
|
Three Months Ended March 31 |
||||||
|
|
2022 |
|
2021 |
||||
Operating revenues: |
|
|
|
|
||||
Electric and natural gas |
|
$ |
3,723 |
|
|
$ |
3,517 |
|
Other |
|
|
28 |
|
|
|
24 |
|
Total operating revenues |
|
|
3,751 |
|
|
|
3,541 |
|
|
|
|
|
|
||||
Net income |
|
$ |
380 |
|
|
$ |
362 |
|
|
|
|
|
|
||||
Weighted average diluted common shares outstanding |
|
|
545 |
|
|
|
539 |
|
|
|
|
|
|
||||
Components of EPS — Diluted |
|
|
|
|
||||
Regulated utility |
|
$ |
0.75 |
|
|
$ |
0.73 |
|
Xcel Energy Inc. and other costs |
|
|
(0.05 |
) |
|
|
(0.06 |
) |
GAAP and ongoing diluted EPS (a)(b) |
|
$ |
0.70 |
|
|
$ |
0.67 |
|
|
|
|
|
|
||||
Book value per share |
|
$ |
28.86 |
|
|
$ |
27.29 |
|
Cash dividends declared per common share |
|
|
0.4875 |
|
|
|
0.4575 |
|
(a) |
|
For the three months ended March 31, 2022, there were no adjustments to GAAP earnings and therefore GAAP earnings equal ongoing earnings for these periods. |
(b) |
|
Amounts may not add due to rounding. |
Разводненная прибыль на акцию по ОПБУ за первый квартал составила $0,70 в 2022 году по сравнению с $0,67 в 2021 году.
Xcel Energy подтверждает прогноз прибыли на акцию на 2022 год в диапазоне от $ 3,10 до $ 3,20.
МИННЕАПОЛИС - (ДЕЛОВАЯ ПЕРЕПИСКА) -Xcel Energy Inc. (NASDAQ: XEL) сегодня сообщила о GAAP за первый квартал 2022 года и текущей прибыли в размере 380 миллионов долларов, или 0,70 доллара на акцию, по сравнению с 362 миллионами долларов, или 0,67 доллара на акцию за аналогичный период 2021 года.
Прибыль отражает восстановление капитальных вложений и другие результаты регулирования, частично компенсируемые более высокой амортизацией, процентными расходами и расходами на эксплуатацию и техническое обслуживание (O&M).
“Xcel Energy добился хороших результатов в первом квартале, и мы подтвердили наши прогнозы по прибыли на 2022 год”, - сказал Боб Френцель, председатель, президент и главный исполнительный директор. “Мы достигли конструктивных результатов регулирования по нескольким ключевым вопросам, включая утверждение нашего Ресурсного плана Верхнего Среднего Запада, проекта передачи электроэнергии в Колорадо и обоснования тарифов на электроэнергию в Колорадо.
Ресурсный план Верхнего Среднего Запада добавляет к нашей системе около 5800 мегаватт энергии ветра и солнца, продлевает срок службы нашей безуглеродной атомной электростанции в Монтичелло до 2040 года и выводит из эксплуатации наш угольный флот в регионе к 2030 году. Проект Colorado Power Pathway - это инвестиции в размере 1,7 миллиарда долларов, которые позволят получить около 5500 МВт новых возобновляемых источников энергии, включая доступ к некоторым из самых богатых ветровых ресурсов в регионе.”
Сегодня в 9:00 утра по Гринвичу Xcel Energy проведет селекторное совещание для обзора финансовых результатов. Чтобы принять участие в звонке, пожалуйста, наберите номер за 5-10 минут до начала и следуйте инструкциям оператора.
US Dial-In: |
(800) 289-0720 |
||
International Dial-In: |
(400) 120-9264 |
||
Conference ID: |
7267038 |
Конференц-связь также будет одновременно транслироваться и архивироваться на веб-сайте Xcel Energy по адресу www.xcelenergy.com . Чтобы получить доступ к презентации, нажмите на Инвесторов в разделе Компания. Если вы не сможете принять участие в прямом эфире, звонок будет доступен для воспроизведения с 12:00 по Гринвичу 28 апреля до 12:00 по Гринвичу 1 мая.
Replay Numbers |
|
||
US Dial-In: |
(888) 203-1112 |
||
International Dial-In: |
(719) 457-0820 |
||
Access Code: |
7267038 |
За исключением исторических заявлений, содержащихся в настоящем отчете, вопросы, обсуждаемые здесь, являются прогнозными заявлениями, которые подвержены определенным рискам, неопределенностям и допущениям. Такие прогнозные заявления, в том числе касающиеся руководства по прибыли на акцию на 2022 год, долгосрочных целей по прибыли на акцию и темпам роста дивидендов, будущих продаж, будущих расходов, будущих налоговых ставок, будущих операционных показателей, предполагаемых базовых капитальных затрат и планов финансирования, прогнозируемого прироста капитала и прогнозируемых требований к годовому доходу в отношении заявок на участие в гонках, ожидаемые повышения ставок для клиентов, ожидания и намерения в отношении регулирующих процедур, а также ожидаемое влияние на наши результаты деятельности, финансовое состояние и денежные потоки расчетов по переселению и кредитных убытков, связанных с определенными энергетическими операциями, а также допущения и другие заявления должны быть обозначены в этом документе словами “предвидеть,”верю”, ”мог бы“, ”оцениваю“, ”ожидаю“, ”намереваюсь“, ”могу“, ”цель“, ”перспектива“, ”план“, ”проект“, ”возможно“, ”потенциал“, ”должен“, ”будет“, ”хотел бы" и подобные выражения. Фактические результаты могут существенно отличаться. Заявления прогнозного характера действуют только на дату их составления, и мы прямо отказываемся от каких-либо обязательств по обновлению любой прогнозной информации. Следующие факторы, в дополнение к тем, которые обсуждаются в Xcel Energy годовой отчет по форме 10-К за финансовый год, закончившийся декабря. 31, 2021 и последующих заявок по ценным бумагам и биржам, могут вызвать фактические результаты могут существенно отличаться от ожиданий менеджмента, как полагают прогнозной информации: неопределенность вокруг последствий и длительность COVID-19 пандемией, в том числе потенциальной рабочей силы последствия вакцинация, карантинные правила или правительственных ограничений, и продажи волатильности; эксплуатационной безопасности, в том числе и нашей атомной генерации помещения и прочие хозяйственные операции; долгосрочное и успешное оперативное планирование; товарная риски, связанные с энергетических рынков и производства; рост цен на энергоносители и расходы на топливо; квалифицированный работник рабочей силы и стороннего подрядчика факторы; нарушения наших норм поведения; способность в целях возмещения затрат, изменения в законодательстве и дочерних компаний возможность взыскивать расходы на оплату от клиентов; скидки на наши кредитные рейтинги и стоимость поддержание договорных отношений; общие экономические условия, в том числе темпы инфляции, валютных колебаний, ограничений цепочек поставок и их влияния на капитальные вложения и/или способность Xcel Energy Инк. и его дочерних получить финансирование на льготных условиях; наличие или стоимости капитала; наших клиентов и контрагентов, возможность оплатить свои долги перед США; предположения и расходы на финансирование пенсионных и медицинских услуг; наши дочерние компании’ возможность делать выплаты дивидендов; налоговое законодательство; влияние геополитических событий, включая войны, террористические акты; кибер угроз безопасности данных и нарушения безопасности; сезонных погодных условий; изменения законодательства по охране окружающей среды и правил; изменение климата и другие погодные, природные катастрофы и исчерпания природных ресурсов, в том числе соблюдения каких-либо сопровождения законодательных и нормативных изменений; расходы на возможные штрафы от контролирующих органов; и нормативные изменения и/или ограничений, связанных с использованием природного газа в качестве источника энергии.
Эта информация не предоставляется в связи с какой-либо продажей, предложением о продаже или предложением купить какую-либо ценную бумагу.
Xcel Energy INC. AND SUBSIDIARIES CONSOLIDATED STATEMENTS OF INCOME (UNAUDITED) (amounts in millions, except per share data) |
||||||||
|
|
Three Months Ended March 31 |
||||||
|
|
2022 |
|
2021 |
||||
Operating revenues |
|
|
|
|
||||
Electric |
|
$ |
2,633 |
|
|
$ |
2,870 |
|
Natural gas |
|
|
1,090 |
|
|
|
647 |
|
Other |
|
|
28 |
|
|
|
24 |
|
Total operating revenues |
|
|
3,751 |
|
|
|
3,541 |
|
|
|
|
|
|
||||
Operating expenses |
|
|
|
|
||||
Electric fuel and purchased power |
|
|
1,094 |
|
|
|
1,386 |
|
Cost of natural gas sold and transported |
|
|
710 |
|
|
|
299 |
|
Cost of sales — other |
|
|
10 |
|
|
|
8 |
|
Operating and maintenance expenses |
|
|
602 |
|
|
|
584 |
|
Conservation and demand side management expenses |
|
|
92 |
|
|
|
73 |
|
Depreciation and amortization |
|
|
562 |
|
|
|
521 |
|
Taxes (other than income taxes) |
|
|
171 |
|
|
|
163 |
|
Total operating expenses |
|
|
3,241 |
|
|
|
3,034 |
|
|
|
|
|
|
||||
Operating income |
|
|
510 |
|
|
|
507 |
|
|
|
|
|
|
||||
Other income, net |
|
|
1 |
|
|
|
5 |
|
Earnings from equity method investments |
|
|
15 |
|
|
|
14 |
|
Allowance for funds used during construction — equity |
|
|
13 |
|
|
|
14 |
|
|
|
|
|
|
||||
Interest charges and financing costs |
|
|
|
|
||||
Interest charges — includes other financing costs of $8 and $7, respectively |
|
|
214 |
|
|
|
205 |
|
Allowance for funds used during construction — debt |
|
|
(5 |
) |
|
|
(5 |
) |
Total interest charges and financing costs |
|
|
209 |
|
|
|
200 |
|
|
|
|
|
|
||||
Income before income taxes |
|
|
330 |
|
|
|
340 |
|
Income tax benefit |
|
|
(50 |
) |
|
|
(22 |
) |
Net income |
|
$ |
380 |
|
|
$ |
362 |
|
|
|
|
|
|
||||
Weighted average common shares outstanding: |
|
|
|
|
||||
Basic |
|
|
545 |
|
|
|
538 |
|
Diluted |
|
|
545 |
|
|
|
539 |
|
|
|
|
|
|
||||
Earnings per average common share: |
|
|
|
|
||||
Basic |
|
$ |
0.70 |
|
|
$ |
0.67 |
|
Diluted |
|
|
0.70 |
|
|
|
0.67 |
|
Xcel Energy INC. И ДОЧЕРНИЕ КОМПАНИИ Примечания к Отчету о доходах по связям с инвесторами (Неаудированный)
Из-за сезонности операционных результатов Xcel Energy квартальные финансовые результаты не являются подходящей базой для прогнозирования годовых результатов.
Финансовые показатели, Не относящиеся к ОПБУ
Следующее обсуждение включает финансовую информацию, подготовленную в соответствии с общепринятыми принципами бухгалтерского учета (GAAP), а также некоторые финансовые показатели, не относящиеся к GAAP, такие как текущая рентабельность собственного капитала (ROE), текущая прибыль и текущая разводненная прибыль на акцию. Как правило, финансовый показатель, не относящийся к GAAP, представляет собой показатель финансовых результатов, финансового положения или движения денежных средств компании, который корректирует показатели, рассчитанные и представленные в соответствии с GAAP. Руководство Xcel Energy использует показатели, отличные от GAAP, для финансового планирования и анализа, для представления результатов Совету директоров, при определении вознаграждения, основанного на результатах деятельности, и для информирования аналитиков и инвесторов о своих прогнозах прибыли. Финансовые показатели, не относящиеся к GAAP, призваны дополнить понимание инвесторами нашей деятельности и не должны рассматриваться в качестве альтернативы финансовым показателям, представленным в соответствии с GAAP. Эти показатели более подробно обсуждаются ниже и могут быть несопоставимы с аналогичными финансовыми показателями других компаний, не относящимися к GAAP.
Текущая рентабельность инвестиций рассчитывается путем деления чистой прибыли или убытка Xcel Energy или каждой дочерней компании, скорректированной на определенные разовые статьи, на средний акционерный капитал каждой компании. Мы используем эти финансовые показатели, не относящиеся к GAAP, для оценки и предоставления подробной информации о результатах прибыли.
Прибыль, скорректированная по определенным статьям (Текущая прибыль и Текущая Разводненная прибыль на акцию)
Разводненная прибыль на акцию по ОПБУ отражает потенциальное разбавление, которое может произойти, если будут урегулированы ценные бумаги или другие соглашения о выпуске обыкновенных акций (т.е. эквиваленты обыкновенных акций). Средневзвешенное количество потенциально разводняющих акций в обращении, используемое для расчета разводненной прибыли на акцию Xcel Energy Inc., рассчитывается с использованием метода казначейских акций. Текущая прибыль отражает корректировки прибыли по GAAP (чистая прибыль) по определенным статьям. Текущая разводненная прибыль на акцию для Xcel Energy рассчитывается путем деления чистой прибыли или убытка, скорректированных по определенным статьям, на средневзвешенное значение полностью разводненных обыкновенных акций Xcel Energy Inc., находящихся в обращении за период. Текущая разводненная прибыль на акцию для каждой дочерней компании рассчитывается путем деления чистой прибыли или убытка для такой дочерней компании, скорректированной по определенным статьям, на средневзвешенное значение полностью разводненных обыкновенных акций Xcel Energy Inc., находящихся в обращении за период.
Мы используем эти финансовые показатели, не относящиеся к GAAP, для оценки и предоставления подробной информации об основных доходах и основных показателях Xcel Energy. Мы считаем, что эти измерения полезны инвесторам для оценки фактических и прогнозируемых финансовых показателей и вклада наших дочерних компаний. За три месяца, закончившихся 31 марта 2022 и 2021 годов, таких корректировок прибыли по ОПБУ не было, и, следовательно, прибыль по ОПБУ равна текущей прибыли за эти периоды.
Примечание 1. Сводная Информация О Прибыли На Акцию
Разводненная прибыль Xcel Energy за первый квартал составила $0,70 на акцию в 2022 году по сравнению с $0,67 на акцию в 2021 году. Рост был обусловлен нормативным восстановлением капитальных вложений, частично компенсированным более высокой амортизацией, процентными расходами и расходами на эксплуатацию и техническое обслуживание. Затраты на продажу и транспортировку природного газа значительно возросли в 2022 году, в первую очередь из-за колебаний рыночных цен. Однако колебания доходов от электроэнергии и природного газа, связанные с изменением цен на топливо и покупную мощность и/или проданный и транспортируемый природный газ, как правило, не оказывают существенного влияния на прибыль (изменения в доходах компенсируются соответствующими изменениями в расходах).
Обобщенный разбавленный EPS для ПСЕВДОНИМОВ_0:
|
|
Three Months Ended March 31 |
||||||
Diluted Earnings (Loss) Per Share |
|
2022 |
|
2021 |
||||
PSCo |
|
$ |
0.32 |
|
|
$ |
0.31 |
|
NSP-Minnesota |
|
|
0.23 |
|
|
|
0.24 |
|
SPS |
|
|
0.10 |
|
|
|
0.11 |
|
NSP-Wisconsin |
|
|
0.09 |
|
|
|
0.06 |
|
Earnings from equity method investments — WYCO |
|
|
0.01 |
|
|
|
0.01 |
|
Regulated utility (a) |
|
|
0.75 |
|
|
|
0.73 |
|
Xcel Energy Inc. and Other |
|
|
(0.05 |
) |
|
|
(0.06 |
) |
Total (a) |
|
$ |
0.70 |
|
|
$ |
0.67 |
|
(a) |
Amounts may not add due to rounding. |
Прибыль PSCo увеличилась на 0,01 доллара на акцию за первый квартал 2022 года, что отражает восстановление капитальных вложений и рост доходов от спроса, частично компенсированный увеличением амортизации, расходов на эксплуатацию и техническое обслуживание и дополнительных затрат на электроэнергию из—за отключения энергоблока Comanche 3 (см. Примечание 4).
NSP-Миннесота — Прибыль снизилась на 0,01 доллара на акцию за первый квартал 2022 года, поскольку нормативное восстановление капитальных вложений было компенсировано увеличением амортизации и расходов на эксплуатацию и техническое обслуживание.
SPS — Прибыль снизилась на 0,01 доллара на акцию за первый квартал 2022 года, в основном из-за налогов (кроме налога на прибыль) и последствий, связанных с зимним штормом Uri, частично компенсированным благоприятными продажами.
NSP-Висконсин — Прибыль увеличилась на 0,03 доллара на акцию за первый квартал 2022 года, что отражает влияние нормативных ставок и рост продаж, обусловленный погодными условиями, частично компенсированный увеличением расходов на эксплуатацию и техническое обслуживание.
Xcel Energy Inc. и другие — В основном включает затраты на финансирование в холдинговой компании и доходы от инвестиций в фонды Energy Impact Partners (EIP) по методу долевого участия.
Компоненты, существенно влияющие на изменения в EPS 2022 года по сравнению с 2021 годом:
Diluted Earnings (Loss) Per Share |
|
Three Months Ended March 31 |
||
GAAP and ongoing diluted EPS — 2021 |
|
$ |
0.67 |
|
|
|
|
||
Components of change - 2022 vs. 2021 |
|
|
||
Higher electric revenues, net of electric fuel and purchased power |
|
|
0.08 |
|
Lower effective tax rate (ETR) (a) |
|
|
0.05 |
|
Higher natural gas revenues, net of cost of natural gas sold and transported |
|
|
0.04 |
|
Higher depreciation and amortization |
|
|
(0.06 |
) |
Higher O&M expenses |
|
|
(0.02 |
) |
Higher taxes (other than income taxes) |
|
|
(0.01 |
) |
Higher interest charges |
|
|
(0.01 |
) |
Other, net |
|
|
(0.04 |
) |
GAAP and ongoing diluted EPS — 2022 |
|
$ |
0.70 |
|
(a) |
|
Includes production tax credits (PTCs) and plant regulatory amounts, which are primarily offset as a reduction to electric revenues. |
Примечание 2. Регулируемые Результаты полезности
Предполагаемое влияние изменений температуры на регулируемые доходы — Необычно жаркое лето или холодная зима увеличивают продажи электроэнергии и природного газа, в то время как мягкая погода снижает продажи электроэнергии и природного газа. Предполагаемое влияние погоды на прибыль основано на количестве клиентов, перепадах температур, количестве природного газа или электроэнергии, исторически использованных на градус температуры, и исключает любые дополнительные связанные с этим операционные расходы, которые могут возникнуть из-за штормовой активности или требований к управлению растительностью. В результате отклонения погоды от нормального уровня могут повлиять на финансовые показатели Xcel Energy. Однако механизмы разделения в Колорадо и предлагаемые механизмы повышения продаж в Миннесоте в основном смягчают положительные и отрицательные последствия погоды для электроэнергетики.
Нормальные погодные условия определяются как среднее значение фактических исторических погодных условий за 10, 20 или 30 лет. Исторический период времени, используемый при расчете нормальной погоды, отличается в зависимости от юрисдикции, основываясь на практике регулирования. Чтобы рассчитать влияние погоды на спрос, к влиянию погоды на продажи применяется коэффициент спроса. Экстремальные погодные колебания, ветряной ветер и облачный покров могут не отражаться в оценках, нормированных по погоде.
Прогнозируемое погодой влияние колебаний температуры на EPS по сравнению с обычными погодными условиями:
|
Three Months Ended March 31 |
|||||||||
|
2022 vs.
|
|
2021 vs.
|
|
2022 vs.
|
|||||
Retail electric |
$ |
0.020 |
|
|
$ |
— |
|
$ |
0.020 |
|
Decoupling and sales true-up |
|
(0.010 |
) |
|
|
0.002 |
|
|
(0.012 |
) |
Electric total |
$ |
0.010 |
|
|
$ |
0.002 |
|
$ |
0.008 |
|
Firm natural gas |
|
0.016 |
|
|
|
0.003 |
|
|
0.013 |
|
Total |
$ |
0.026 |
|
|
$ |
0.005 |
|
$ |
0.021 |
|
Продажи — Рост (снижение) фактических продаж и продаж с учетом погодных условий в 2022 году по сравнению с 2021 годом.:
|
|
Three Months Ended March 31 |
|||||||||||||
|
|
PSCo |
|
NSP-Minnesota |
|
SPS |
|
NSP-Wisconsin |
|
Xcel Energy |
|||||
Actual |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
Electric residential |
|
(1.4 |
) % |
|
4.7 |
% |
|
0.3 |
% |
|
6.2 |
% |
|
1.9 |
% |
Electric C&I |
|
2.7 |
|
|
6.6 |
|
|
10.2 |
|
|
4.7 |
|
|
6.2 |
|
Total retail electric sales |
|
1.2 |
|
|
5.9 |
|
|
8.0 |
|
|
5.2 |
|
|
4.8 |
|
Firm natural gas sales |
|
(1.5 |
) |
|
20.6 |
|
|
N/A |
|
|
22.1 |
|
|
6.7 |
|
|
|
Three Months Ended March 31 |
|||||||||||||
|
|
PSCo |
|
NSP-Minnesota |
|
SPS |
|
NSP-Wisconsin |
|
Xcel Energy |
|||||
Weather-Normalized |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
Electric residential |
|
(1.5 |
) % |
|
0.4 |
% |
|
(0.1 |
) % |
|
0.8 |
% |
|
(0.3 |
) % |
Electric C&I |
|
2.7 |
|
|
5.9 |
|
|
10.1 |
|
|
4.1 |
|
|
5.9 |
|
Total retail electric sales |
|
1.2 |
|
|
4.0 |
|
|
7.8 |
|
|
3.0 |
|
|
3.9 |
|
Firm natural gas sales |
|
(1.2 |
) |
|
5.3 |
|
|
N/A |
|
|
7.3 |
|
|
1.5 |
|
Рост продаж электроэнергии с учетом погодных условий (снижение)
Скорректированные на погодные условия результаты продаж каждой из наших дочерних компаний в 2022 году отражают общее улучшение экономики по мере уменьшения неблагоприятных последствий COVID-19. Восстановление отражает увеличение продаж в секторе C&I в связи с увеличением экономической активности. Люди, возвращающиеся на работу, привели к снижению потребления на одного клиента и общего объема продаж жилья.
Рост продаж природного газа с учетом погодных условий (снижение)
Электрическая маржа — Электрическая маржа представлена как доходы от электроэнергии за вычетом затрат на электрическое топливо и приобретенную электроэнергию. Расходы, понесенные на электрическое топливо и приобретенную мощность, как правило, возмещаются с помощью различных регулирующих механизмов возмещения. В результате изменения в этих расходах, как правило, компенсируются операционными доходами. См. Примечание 4 для дополнительного обсуждения.
На доходы от электроэнергии, а также на расходы на топливо и покупную электроэнергию влияют колебания цен на природный газ, уголь и уран. Однако эти колебания цен, как правило, оказывают минимальное влияние на прибыль из-за механизмов рекуперации топлива, которые возмещают расходы на топливо. Кроме того, потребители электроэнергии получают кредит за произведенные ПТС, что снижает доходы от электроэнергии и налоги на прибыль. Доходы от электроэнергии, топлива и покупной мощности и маржа:
|
|
Three Months Ended March 31 |
||||||
(Millions of Dollars) |
|
2022 |
|
2021 |
||||
Electric revenues |
|
$ |
2,633 |
|
|
$ |
2,870 |
|
Electric fuel and purchased power |
|
|
(1,094 |
) |
|
|
(1,386 |
) |
Electric margin |
|
$ |
1,539 |
|
|
$ |
1,484 |
|
(Millions of Dollars) |
|
Three Months
|
||
Regulatory rate outcomes (Minnesota, Colorado, Wisconsin, Texas and New Mexico) |
|
$ |
63 |
|
Non-fuel riders |
|
|
36 |
|
Sales and demand (a) |
|
|
22 |
|
Conservation and demand side management (offset in expense) |
|
|
14 |
|
Estimated impact of weather (net of decoupling/sales true-up) |
|
|
6 |
|
PTCs flowed back to customers (offset by lower ETR) |
|
|
(53 |
) |
Proprietary commodity trading, net of sharing (b) |
|
|
(25 |
) |
Comanche Unit 3 outage (c) |
|
|
(9 |
) |
Other (net) |
|
|
1 |
|
Total increase |
|
$ |
55 |
|
(a) |
|
Sales excludes weather impact, net of decoupling in Colorado and proposed sales true-up mechanism in Minnesota. |
(b) |
|
Includes $27 million of net gains recognized in the first quarter of 2021, driven by market changes associated with Winter Storm Uri. |
(c) |
|
See Note 4 for further information. |
Маржа по природному газу — Маржа по природному газу представлена как выручка от продажи природного газа за вычетом стоимости проданного и транспортированного природного газа. Расходы, понесенные в связи со стоимостью проданного природного газа, как правило, возмещаются с помощью различных регулирующих механизмов возмещения. В результате изменения в этих расходах, как правило, компенсируются операционными доходами.
Расходы на природный газ варьируются в зависимости от изменения объема продаж и стоимости природного газа. Однако колебания стоимости природного газа, как правило, оказывают минимальное влияние на прибыль из-за механизмов возмещения затрат. Доходы от природного газа, стоимость проданного и транспортированного природного газа и маржа:
|
|
Three Months Ended March 31 |
||||||
(Millions of Dollars) |
|
2022 |
|
2021 |
||||
Natural gas revenues |
|
$ |
1,090 |
|
|
$ |
647 |
|
Cost of natural gas sold and transported |
|
|
(710 |
) |
|
|
(299 |
) |
Natural gas margin |
|
$ |
380 |
|
|
$ |
348 |
|
(Millions of Dollars) |
|
Three Months
|
||
Regulatory rate outcomes (Minnesota, Wisconsin, North Dakota) |
|
$ |
17 |
|
Estimated impact of weather |
|
|
10 |
|
Gas sales and transport (excluding weather impact) |
|
|
7 |
|
Other (net) |
|
|
(2 |
) |
Total increase |
|
$ |
32 |
|
Расходы на НИОКР — Расходы на НИОКР увеличились на 18 миллионов долларов за первый квартал из-за дополнительных инвестиций в технологии и клиентские программы, более высоких страховых взносов и дополнительных расходов по безнадежным долгам (в основном из-за более высоких счетов и / или роста цен на сырьевые товары), частично компенсированных сокращением расходов на выплаты работникам.
Износ и амортизация — Износ и амортизация увеличились на 41 миллион долларов за первый квартал. Увеличение было вызвано главным образом вводом в эксплуатацию нескольких ветряных электростанций и нормальным расширением системы.
Процентные платежи — Процентные платежи увеличились на 9 миллионов долларов за первый квартал, в основном из-за увеличения уровня долгосрочного долга для финансирования капитальных вложений и непогашенных / отложенных остатков, связанных с Uri Winter Storm.
Подоходный налог — Эффективная ставка подоходного налога:
|
|
Three Months Ended March 31 |
|||||||
|
|
2022 |
|
2021 |
|
2022 vs 2021 |
|||
Federal statutory rate |
|
21.0 |
% |
|
21.0 |
% |
|
— |
% |
State tax (net of federal tax effect) |
|
4.9 |
|
|
4.9 |
|
|
— |
|
(Decreases) increases: |
|
|
|
|
|
|
|||
Wind PTCs (a) |
|
(34.4 |
) |
|
(24.6 |
) |
|
(9.8 |
) |
Plant regulatory differences (b) |
|
(4.8 |
) |
|
(6.1 |
) |
|
1.3 |
|
Other tax credits, net operating loss & tax credits allowances |
|
(1.5 |
) |
|
(1.1 |
) |
|
(0.4 |
) |
Other (net) |
|
(0.4 |
) |
|
(0.6 |
) |
|
0.2 |
|
Effective income tax rate |
|
(15.2 |
) % |
|
(6.5 |
) % |
|
(8.7 |
) % |
(a) |
|
Wind PTCs are credited to customers (reduction to revenue) and do not materially impact net income. |
(b) |
|
Plant regulatory differences primarily relate to the credit of excess deferred taxes to customers through the average rate assumption method. Income tax benefits associated with the credit are offset by corresponding revenue reductions. |
Льгота по налогу на прибыль увеличилась на 28 миллионов долларов за первый квартал, в основном за счет увеличения количества ветряных электростанций.
В апреле 2022 года Налоговое управление США опубликовало коэффициенты инфляции, используемые для определения ставки PTC. В результате ставка PTC 2022 года на продажу электроэнергии, произведенной за счет ветра, составляет 2,7 цента за киловатт-час по сравнению с 2,5 центами на 2021 год.
Примечание 3. Структура капитала, Ликвидность, Финансирование и Кредитные рейтинги
Структура капитала Xcel Energy:
(Millions of Dollars) |
|
March 31, 2022 |
|
Percentage of Total
|
|
Dec. 31, 2021 |
|
Percentage of Total
|
||||
Current portion of long-term debt |
|
$ |
851 |
|
2 |
% |
|
$ |
601 |
|
1 |
% |
Short-term debt |
|
|
996 |
|
3 |
|
|
|
1,005 |
|
3 |
|
Long-term debt |
|
|
21,534 |
|
55 |
|
|
|
21,779 |
|
56 |
|
Total debt |
|
|
23,381 |
|
60 |
|
|
|
23,385 |
|
60 |
|
Common equity |
|
|
15,732 |
|
40 |
|
|
|
15,612 |
|
40 |
|
Total capitalization |
|
$ |
39,113 |
|
100 |
% |
|
$ |
38,997 |
|
100 |
% |
Ликвидность — По состоянию на 25 апреля 2022 года Xcel Energy Inc. и ее дочерние компании, занимающиеся коммунальными услугами, имели следующие кредитные линии, доступные для удовлетворения потребностей в ликвидности:
(Millions of Dollars) |
|
Credit Facility (a) |
|
Drawn (b) |
|
Available |
|
Cash |
|
Liquidity |
|||||
Xcel Energy Inc. |
|
$ |
1,250 |
|
$ |
641 |
|
$ |
609 |
|
$ |
1 |
|
$ |
610 |
PSCo |
|
|
700 |
|
|
133 |
|
|
567 |
|
|
3 |
|
|
570 |
NSP-Minnesota |
|
|
500 |
|
|
11 |
|
|
489 |
|
|
3 |
|
|
492 |
SPS |
|
|
500 |
|
|
256 |
|
|
244 |
|
|
2 |
|
|
246 |
NSP-Wisconsin |
|
|
150 |
|
|
50 |
|
|
100 |
|
|
1 |
|
|
101 |
Total |
|
$ |
3,100 |
|
$ |
1,091 |
|
$ |
2,009 |
|
$ |
10 |
|
$ |
2,019 |
(a) |
|
Expires June 2024. |
(b) |
|
Includes outstanding commercial paper and letters of credit. |
Двустороннее кредитное соглашение — В апреле 2022 года NSP-Minnesota продлила двустороннее кредитное соглашение на сумму 75 миллионов долларов США (ограниченное использование для поддержки аккредитивов сроком на один год). По состоянию на 31 марта 2022 года у NSP-Minnesota было непогашенных аккредитивов на сумму 45 миллионов долларов.
Кредитные рейтинги — Доступ к рынкам капитала на разумных условиях частично зависит от кредитных рейтингов. Приведенные ниже рейтинги отражают мнение Moody's, S&P Global Ratings и Fitch. Самый высокий кредитный рейтинг долга - Aaa/AAA, а самый низкий рейтинг инвестиционного уровня - Baa3/BBB-. Самый высокий рейтинг для коммерческих бумаг - P-1/A-1/F-1, а самый низкий рейтинг - P-3/A-3/F-3. Рейтинг ценных бумаг не является рекомендацией покупать, продавать или удерживать ценные бумаги. Рейтинги могут быть пересмотрены или отозваны кредитным рейтинговым агентством в любое время, и каждый рейтинг должен оцениваться независимо от любого другого рейтинга.
Кредитные рейтинги, присвоенные Xcel Energy Inc. и ее дочерним компаниям по коммунальным услугам по состоянию на 25 апреля 2022 года:
Credit Type |
|
Company |
|
Moody’s |
|
S&P Global Ratings |
|
Fitch |
Senior unsecured debt |
|
Xcel Energy Inc. |
|
Baa1 |
|
BBB+ |
|
BBB+ |
Senior secured debt |
|
NSP-Minnesota |
|
Aa3 |
|
A |
|
A+ |
|
|
NSP-Wisconsin |
|
Aa3 |
|
A |
|
A+ |
|
|
PSCo |
|
A1 |
|
A |
|
A+ |
|
|
SPS |
|
A3 |
|
A |
|
A- |
Commercial paper |
|
Xcel Energy Inc. |
|
P-2 |
|
A-2 |
|
F2 |
|
|
NSP-Minnesota |
|
P-1 |
|
A-2 |
|
F2 |
|
|
NSP-Wisconsin |
|
P-1 |
|
A-2 |
|
F2 |
|
|
PSCo |
|
P-2 |
|
A-2 |
|
F2 |
|
|
SPS |
|
P-2 |
|
A-2 |
|
F2 |
Финансовая деятельность 2022 года — В течение 2022 года Xcel Energy планирует выпустить акционерный капитал на сумму от 75 до 80 миллионов долларов в рамках программ DRIP и benefit. Кроме того, Xcel Energy может выпустить собственный капитал на сумму до 800 миллионов долларов в период с 2022 по 2026 год. Xcel Energy и его дочерние компании планируют выпустить следующее:
Issuer |
|
Security |
|
Amount |
|
Status |
|
Xcel Energy |
|
Unsecured Bonds |
|
$ |
700 |
|
Planned - Q2 |
PSCo |
|
First Mortgage Bonds |
|
|
700 |
|
Planned - Q2 |
SPS |
|
First Mortgage Bonds |
|
|
200 |
|
Planned - Q2 |
NSP-Minnesota |
|
First Mortgage Bonds |
|
|
500 |
|
Planned - Q2 |
NSP-Wisconsin |
|
First Mortgage Bonds |
|
|
100 |
|
Planned - Q3 |
Планы финансирования могут быть изменены в зависимости от законодательных инициатив (например, изменений в федеральном налоговом законодательстве), капитальных затрат, результатов регулирования, внутреннего генерирования денежных средств, рыночных условий и других факторов.
Примечание 4. Тарифы, Регулирование и другие
NSP-Миннесота — Дело о тарифах на электроэнергию в Миннесоте 2022 года — В октябре 2021 года NSP-Миннесота подала в MPUC трехлетнее дело о тарифах на электроэнергию. Расчет ставки основан на запрашиваемой рентабельности инвестиций в размере 10,2%, коэффициенте собственного капитала 52,50% и прогнозных тестовых годах. Запрос подробно изложен следующим образом:
(Amounts in Millions, Except Percentages) |
|
2022 |
|
2023 |
|
2024 |
|
Total |
||||||||
Rate request |
|
$ |
396 |
|
|
$ |
150 |
|
|
$ |
131 |
|
|
$ |
677 |
|
Increase percentage |
|
|
12.2 |
% |
|
|
4.8 |
% |
|
|
4.2 |
% |
|
|
21.2 |
% |
Rate base |
|
$ |
10,931 |
|
|
$ |
11,446 |
|
|
$ |
11,918 |
|
|
|
N/A |
|
В декабре 2021 года MPUC утвердил промежуточные ставки, подлежащие возврату, в размере 247 миллионов долларов, вступающие в силу с 1 января 2022 года. Ожидается, что следующие шаги в процедурном графике будут следующими:
NSP-Миннесота — Дело о тарифах на природный газ в Миннесоте в 2022 году — В ноябре 2021 года NSP-Minnesota подала запрос в MPUC на ежегодное повышение тарифов на природный газ на 36 миллионов долларов, или на 6,6%. Заявка основана на прогнозируемом тестовом году на 2022 год и включает запрашиваемую рентабельность инвестиций в размере 10,5%, коэффициент собственного капитала 52,5% и базовую ставку в размере 934 миллионов долларов. В декабре 2021 года MPUC утвердил промежуточные ставки в размере 25 миллионов долларов, подлежащие возврату, начиная с 1 января 2022 года. Ожидается, что следующие шаги в процедурном графике будут следующими:
NSP-Миннесота — Дело о тарифах на природный газ в Северной Дакоте в 2021 году — В сентябре 2021 года NSP-Minnesota подала в NDPSC запрос на повышение тарифов на природный газ на 7 миллионов долларов, или на 10,5%. Заявка основана на запрашиваемой рентабельности инвестиций в размере 10,5%, коэффициенте собственного капитала 52,54%, прогнозируемом тестовом году на 2022 год и базовой ставке в размере 124 миллионов долларов. Промежуточные ставки в размере 7 миллионов долларов, подлежащие возврату, были введены 1 ноября 2021 года.
В апреле 2022 года сотрудники NDPSC рекомендовали увеличить прибыль на 4 миллиона долларов, исходя из рентабельности инвестиций в размере 9,5% и коэффициента собственного капитала в 52,0%. В апреле 2022 года NSP-Minnesota обновила свой запрос до 6 миллионов долларов, или 8,8%, исходя из запрашиваемой рентабельности инвестиций в размере 10,5%, коэффициента собственного капитала 52,54% и обновленной базовой ставки в размере 115 миллионов долларов. Слушания ожидаются 1-3 июня 2022 года. Ожидается, что решение NDPSC будет принято в третьем квартале 2022 года.
NSP-Миннесота — Урегулирование плана ресурсов Миннесоты - В июле 2019 года NSP-Minnesota представила свой план ресурсов Миннесоты (Верхний Средний Запад), который рассчитан до 2034 года. В феврале 2022 года MPUC утвердил следующее:
NSP—Дело о тарифах на электроэнергию в Висконсине и Мичигане — В марте 2022 года Комиссия по государственной службе штата Мичиган одобрила урегулирование дела о тарифах на электроэнергию, предоставив NSP-Wisconsin увеличение доходов от электроэнергии на 1,6 миллиона долларов в 2022 году на основе рентабельности инвестиций в размере 9,7% и коэффициента собственного капитала 52,5%. Новые тарифы вступили в силу 1 апреля 2022 года.
PSCo — Запрос тарифов на электроэнергию в Колорадо — В июле 2021 года PSCo подала запрос в Комиссию по коммунальным услугам штата Колорадо (CPUC) с просьбой увеличить чистые тарифы на электроэнергию на 343 миллиона долларов (или на 12,4%). Общая сумма запроса отражает увеличение на 470 миллионов долларов, что включает в себя 127 миллионов долларов ранее утвержденных расходов, которые в настоящее время возмещаются с помощью различных механизмов финансирования. Запрос был основан на рентабельности инвестиций в размере 10,0%, коэффициенте собственного капитала 55,64%, прогнозируемом тестовом году на 2022 год, базовой ставке в размере 10,3 миллиарда долларов и последствиях нового исследования амортизации.
В марте 2022 года CPUC одобрил безальтернативное урегулирование без изменений. Тарифы вступили в силу 1 апреля 2022 года. Основные условия расчетов включают:
PSCo — Урегулирование плана ресурсов — В апреле 2022 года PSCo и несколько участников подали пересмотренное урегулирование плана ресурсов, что приведет к дальнейшему ускорению вывода из эксплуатации угольной электростанции Comanche Unit 3, ожидаемому сокращению выбросов углерода не менее чем на 85% и 80% возобновляемой смеси к 2030 году. Ожидается, что решение CPUC будет принято во втором квартале 2022 года. Основные условия расчетов включают:
PSCo — Power Pathway Settlement - В феврале 2022 года CPUC утвердил Сертификат общественного удобства и необходимости (CPCN) для проекта Pathway. Ключевые решения включают в себя:
PSCo — Дело о тарифах на природный газ — В январе 2022 года PSCo подала запрос в CPUC с просьбой о чистом повышении розничных тарифов на природный газ на 107 миллионов долларов. Общее изменение базовых ставок составляет 215 миллионов долларов, что отражает перевод 108 миллионов долларов, ранее взысканных с клиентов через программу корректировки целостности трубопроводной системы (PSIA). Запрос основан на рентабельности инвестиций в размере 10,25%, коэффициенте собственного капитала 55,66% и текущем тестовом году 2022 года с прогнозируемой базовой ставкой в 3,6 миллиарда долларов. PSCo запросила предлагаемую дату вступления в силу - 1 ноября 2022 года.
Кроме того, запрос PSCo включает поэтапное увеличение выручки на 40 миллионов долларов США (вступает в силу 1 ноября 2023 года) и 41 миллион долларов США (вступает в силу 1 ноября 2024 года), связанное с продолжением капитальных вложений.
Ожидается, что следующие шаги в процедурном графике будут следующими:
PSCo — Отключение энергоблока № 3 в Команче — В январе 2022 года PSCo столкнулась с длительным отключением на энергоблоке № 3 в Команче (750 МВт, энергоблок, работающий на угле). PSCo не будет добиваться возмещения каких-либо дополнительных затрат на замену электроэнергии, которые оцениваются в 25 миллионов долларов, при условии нормальной погоды, текущих рыночных цен и проведения восстановительных работ в июне 2022 года. Дополнительные затраты на замену электроэнергии, понесенные по состоянию на 31 марта 2022 года, составили 9 миллионов долларов.
SPS — Дело о тарифах на электроэнергию в Нью—Мексико на 2021 год - В январе 2021 года SPS подала иск о тарифах на электроэнергию в Комиссию по государственному регулированию штата Нью-Мексико (NMPRC) с текущим запрошенным повышением базовой ставки на 84 миллиона долларов.
В феврале 2022 года NMPRC утвердил неоспоримое условие без изменений, которое отражало повышение ставки на 62 миллиона долларов, изменение срока амортизации угольной электростанции в Толке до 2032 года, коэффициент собственного капитала в размере 54,72% и рентабельность инвестиций в размере 9,35% для отчетов о сверке и определения требований к доходам для Sagamore и Проекты Hale wind. Новые тарифы вступили в силу 26 февраля 2022 года.
SPS — Дело о тарифах на электроэнергию в Техасе 2021 года — В 2021 году SPS подала иск о тарифах на электроэнергию в PUCT и его муниципалитеты, требуя увеличения базовых ставок примерно на 140 миллионов долларов. Запрос был основан на рентабельности инвестиций в размере 10,35%, коэффициенте собственного капитала 54,60%, базовой ставке примерно в 3,3 миллиарда долларов и историческом тестовом году, основанном на 12 месяцах, закончившихся 31 декабря 2020 года.
В январе 2022 года SPS и интервенторы подали иск об урегулировании черного ящика. Ключевые термины включают:
В феврале 2022 года ALJ издал приказ, утверждающий промежуточные ставки, вступающие в силу 1 марта 2022 года. Ожидается, что решение по PUCT будет принято во втором квартале 2022 года.
Способность Xcel Energy удовлетворять потребности клиентов в энергии, реагировать на сбои, связанные со штормом, и выполнять нашу программу капитальных затрат зависит от поддержания эффективной цепочки поставок. В производственных процессах произошли сбои, связанные с дефицитом определенного сырья и перебоями в производстве и отгрузке. Эти сбои были еще более усугублены инфляционным давлением, нехваткой рабочей силы и воздействием международных конфликтов/проблем. Xcel Energy продолжает следить за доступностью материалов и стремится смягчить последствия путем поиска альтернативных поставщиков по мере необходимости.
Солнечные ресурсы
В апреле 2022 года Министерство торговли США инициировало расследование по борьбе с обходом, в соответствии с которым солнечные панели и элементы из кристаллического кремния (CSPV), импортируемые из Малайзии, Вьетнама, Таиланда и Камбоджи, будут облагаться дополнительными тарифами в диапазоне от 50% до 250%. На эти страны приходится более 80% импорта панелей CSPV.
Неопределенность расследования и негативное влияние на потенциальные тарифы привели к отмене или задержке некоторых отечественных солнечных проектов.
Последствия для Xcel Energy заключаются в следующем:
Примечание 5. Зимний Шторм Ури
В феврале 2021 года Соединенные Штаты пережили зимний шторм Uri. В результате чрезвычайно высоких рыночных цен Xcel Energy понесла чистые затраты на природный газ, топливо и закупленную энергию в размере примерно 1 миллиарда долларов.
Обзор нормативных актов — Xcel Energy имеет механизмы возмещения понесенных затрат на природный газ, топливо и приобретенную энергию в каждой юрисдикции. Тем не менее, дочерние компании коммунальных служб отложили увеличение расходов в феврале 2021 года для будущего возмещения и потребовали возмещения увеличения расходов в течение периода до 63 месяцев, чтобы смягчить влияние на счета клиентов. Кроме того, мы не требовали возмещения финансовых затрат, чтобы еще больше ограничить воздействие на наших клиентов.
Xcel Energy в настоящее время имеет разрешение на возмещение затрат на Uri Зимнего шторма в Висконсине, Мичигане, Северной Дакоте и Нью-Мексико. Для Южной Дакоты не было никаких материальных затрат. Ниже приводится краткое изложение ожидающих рассмотрения запросов регулирующих органов на возмещение затрат на Uri Winter Storm в других штатах.
Utility Subsidiary |
Jurisdiction |
Regulatory Status |
NSP-Minnesota |
Minnesota |
In 2021, the MPUC allowed recovery of $179 million of costs (with no financing charge) starting in September 2021. The C&I class ($82 million) will be recovered over 27 months and the residential class ($97 million) will be recovered over a 63-month recovery period. The $179 million in extraordinary cost recovery is subject to refund pending the outcome of a contested case before an ALJ.
In December 2021, direct testimony was received from intervenors. A hearing before the ALJs took place in February 2022. The Company and intervenors subsequently submitted briefs. The Department of Commerce (DOC) recommended that NSP-Minnesota be disallowed $122 million in costs. The Office of the Attorney General (OAG) modified its position, recommending disallowances of $110 million to $148 million, and the Citizens Utility Board (CUB) continues to recommend a $69 million disallowance.
Xcel Energy strongly disagrees with the recommendations of the DOC, OAG and CUB and believes that it acted prudently and according to MPUC approved procedures for the best interest of its customers and stakeholders. An ALJ decision is expected in late May and an MPUC decision is expected in Q3 of 2022. |
PSCo |
Colorado |
In May 2021, PSCo filed a request with the CPUC to recover $263 million in weather-related electric costs, $287 million in incremental natural gas costs and $4 million in incremental steam costs over 24 months with no financing charge.
In October, a partial settlement was reached with the Staff and the Colorado Energy Office, allowing full recovery of Winter Storm Uri deferred costs of $263 million (electric utility) and $287 million (natural gas utility) over a 24-month and 30-month period, respectively, with no carrying charges. A CPUC decision on the settlement is pending.
The statutory date for decision is July 15, 2022. In addition, the CPUC is considering prospective changes in fuel cost recovery. |
SPS |
Texas |
In 2021, SPS filed to recover $88 million of Winter Storm Uri costs over 24 months, as part of the Texas fuel surcharge filing.
In January 2022, SPS and other parties filed a stipulation for interim rates. The filing covers all fuel under-collections occurring between January 2020 and August 2021, totaling $121 million. The settlement does not address the prudence of Winter Storm Uri costs nor the retention of $11 million related to market sales during the event. These items will be reviewed through the triennial Fuel Reconciliation proceeding and are subject to a final PUCT decision. Interim rates, designed to collect up to $110 million over a period of 30 months, began on Feb. 1, 2022. |
Примечание 6. Руководство по прибыли и Долгосрочные Цели по прибыли на акцию и Темпам роста дивидендов
Прогноз по прибыли Xcel Energy на 2022 год — ОПБУ Xcel Energy на 2022 год и текущие прогнозы по прибыли составляют от 3,10 до 3,20 доллара на акцию. (a)
Основные допущения по сравнению с уровнями 2021 года, если не указано иное:
(a) |
|
Ongoing earnings is calculated using net income and adjusting for certain nonrecurring or infrequent items that are, in management’s view, not reflective of ongoing operations. Ongoing earnings could differ from those prepared in accordance with GAAP for unplanned and/or unknown adjustments. Xcel Energy is unable to forecast if any of these items will occur or provide a quantitative reconciliation of the guidance for ongoing EPS to corresponding GAAP EPS. |
Долгосрочные цели по прибыли на акцию и темпам роста дивидендов — Xcel Energy рассчитывает обеспечить нашим акционерам привлекательную общую доходность за счет сочетания роста прибыли и дивидендной доходности, исходя из следующих долгосрочных целей:
Xcel Energy INC. AND SUBSIDIARIES EARNINGS RELEASE SUMMARY (UNAUDITED) (amounts in millions, except per share data) |
||||||||
|
|
|
|
|
||||
|
|
Three Months Ended March 31 |
||||||
|
|
2022 |
|
2021 |
||||
Operating revenues: |
|
|
|
|
||||
Electric and natural gas |
|
$ |
3,723 |
|
|
$ |
3,517 |
|
Other |
|
|
28 |
|
|
|
24 |
|
Total operating revenues |
|
|
3,751 |
|
|
|
3,541 |
|
|
|
|
|
|
||||
Net income |
|
$ |
380 |
|
|
$ |
362 |
|
|
|
|
|
|
||||
Weighted average diluted common shares outstanding |
|
|
545 |
|
|
|
539 |
|
|
|
|
|
|
||||
Components of EPS — Diluted |
|
|
|
|
||||
Regulated utility |
|
$ |
0.75 |
|
|
$ |
0.73 |
|
Xcel Energy Inc. and other costs |
|
|
(0.05 |
) |
|
|
(0.06 |
) |
GAAP and ongoing diluted EPS (a)(b) |
|
$ |
0.70 |
|
|
$ |
0.67 |
|
|
|
|
|
|
||||
Book value per share |
|
$ |
28.86 |
|
|
$ |
27.29 |
|
Cash dividends declared per common share |
|
|
0.4875 |
|
|
|
0.4575 |
|
(a) |
|
For the three months ended March 31, 2022, there were no adjustments to GAAP earnings and therefore GAAP earnings equal ongoing earnings for these periods. |
(b) |
|
Amounts may not add due to rounding. |