Transcription de l'appel des résultats de PNM Resources Inc (PNM) T1 2020

Transcription de l'appel des résultats de PNM Resources Inc (PNM) T1 2020

Source de l'image: The Motley Fool.

PNM Resources Inc (NYSE: PNM) Appel des résultats du premier trimestre de 2020 1er mai 2020, 11 h 00 HE Contenu:
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Questions et réponses
Appeler les participants
Remarques préparées:
Bonne journée et bienvenue à la conférence téléphonique du premier trimestre 2020 de PNM Resources. Tous les participants seront en mode écoute seule. (Instructions pour l'opérateur) Après la présentation d'aujourd'hui, il sera possible de poser des questions. (Instructions pour l'opérateur) Veuillez noter que cet événement est en cours d'enregistrement. J'aimerais maintenant confier la conférence à Lisa Goodman. Merci, Lisa Goodman – Directrice des relations avec les investisseurs, merci Jason et merci à tous de vous être joints à nous ce matin pour la conférence téléphonique du premier trimestre 2020 de PNM Resources. Veuillez noter que la présentation de cette conférence téléphonique et d'autres documents justificatifs sont disponibles sur notre site Web à pnmresources.com. Je suis accompagné aujourd'hui du président et chef de la direction de PNM Resources, Pat Vincent-Collawn; Chuck Eldred, vice-président exécutif du développement de l'entreprise et des finances; et Don Tarry, notre vice-président principal et chef de la direction financière.Avant de céder la parole à Pat, je dois vous rappeler que certaines des informations fournies ce matin devraient être considérées comme des déclarations prospectives conformément à la Private Securities Litigation Reform Act de 1995. Nous vous avertissons que tous les énoncés prospectifs sont basés sur les attentes et estimations actuelles et que PNM Resources n'assume aucune obligation de mettre à jour ces informations. Pour une discussion détaillée des facteurs affectant les résultats de PNM Resources, veuillez consulter nos rapports annuels actuels et futurs sur le formulaire 10-K, les rapports trimestriels sur le formulaire 10-Q, ainsi que les rapports sur le formulaire 8-K déposés auprès de la SEC. cela, je cède la parole à Pat. Merci Lisa. Bonjour à tous et merci de vous joindre à nous aujourd'hui. Notre équipe squelette à distance sociale aujourd'hui, le niveau est sûr et sain, et nous espérons sincèrement que c'est le cas pour vous, vos équipes et vos proches. Je sais, c'est inhabituel pour moi de commencer sur une note aussi sérieuse, mais ce sont certainement des moments inhabituels. Une chose, m'a-t-on dit, c'est que cela aide à garder une certaine normalité pour conserver tout sens de la routine. Donc, dans cet esprit, nous tenons notre appel de résultats précédemment prévu aujourd'hui, même si nous avons fourni nos résultats de résultats plus tôt ce mois-ci pour assurer la transparence sur les impacts de COVID-19 au premier trimestre. Aujourd'hui est le 1er mai, qui est évidemment le 1er mai, mais j'ai également préparé une liste de choses qui pourraient vous aider si vous continuez à rester à la maison en mai. Je sais que beaucoup d'entre vous ont cuisiné encore plus, j'ai donc quelques options de planification de menu pour vous. Mai est le mois national du barbecue, le mois national des œufs, le mois du hamburger, le mois de la salade, le mois de la salsa et le mois de la fraise. Si j'étais vous, je l'étalerais et n'essaierais pas toutes ces choses en un seul repas. C'est donc à peu près la seule chose qui sera similaire à notre appel habituel de revenus ce matin. Rien n'a changé dans les résultats de résultats que nous avons publiés le 13 avril. Nos diapositives types de résultats sont en annexe, mais nous ne prévoyons pas de les couvrir aujourd'hui. Vous pouvez contacter Lisa pour toute question. Je sais qu'elle aime vous entendre tous. Au lieu de cela aujourd'hui, nous vous fournirons une mise à jour sur les impacts COVID-19 qui, nous avons vu à travers notre territoire de service, ce que nous faisons pour aider à gérer ces impacts pour nos clients, nos communautés et notre entreprise et comment nous sommes aller de l'avant sur les éléments réglementaires et nos principales initiatives stratégiques. Commençons donc par la diapositive quatre. COVID-19 nous a rappelé à quel point l'électricité est essentielle à notre vie, que nous parlions d'électricité dans les hôpitaux ou à la maison. En tant qu'entreprise, cela nous a également rappelé que nos collectivités comptent sur nous pour plus que cette électricité. Nous sommes un fier partenaire des efforts de développement économique local et l'entreprise et nos employés ont donné de l'argent et du temps à divers organismes sans but lucratif du Nouveau-Mexique et du Texas, qui ont plus que jamais besoin de nous. Notre équipe n'a pas déçu. Non seulement ils sont passés à des environnements de travail changeants, mais ils continuent d'aller au-delà pour aider ceux qui en ont besoin. Ce sont vraiment nos atouts les plus importants et c'est pourquoi leur sécurité est notre priorité absolue. Nous savons que les lignes électriques apportent de l'électricité aux clients, mais nous comptons sur notre équipe pour tout faire, de l'entretien de ces lignes à la collaboration étroite avec les clients, pour trouver une solution de paiement. C'est notre équipe qui développe des solutions créatives à présenter à nos régulateurs et qui se penche sur la modélisation des ressources pour comprendre comment nous pouvons atteindre nos objectifs environnementaux. Ils restent concentrés sur nos opérations essentielles et nous font avancer même lorsque la majeure partie du monde s'est arrêtée. Il n'y a aucun doute, pourquoi leur sécurité est ma priorité absolue et pas seulement pendant cette pandémie. Nous faisons beaucoup des mêmes choses que d'autres services publics à travers le pays et notre réseau de services publics est une excellente ressource pour partager les meilleures pratiques pour les plans de continuité des activités et les protocoles pandémiques que nous espérions tous, nous n'aurions jamais à utiliser. Nous limitons l'accès aux salles de contrôle critiques, organisons les sauvegardes et minimisons l'exposition des employés. Au Nouveau-Mexique, le gouverneur envisage d'entamer une réouverture progressive et sûre. Trois de nos membres de l'équipe PNM participent à des sous-comités du conseil de relance économique du gouverneur pour aider à déterminer la meilleure approche pour la réouverture de notre État. Au Texas, une ouverture de la phase trois commence déjà. Alors que bon nombre de nos employés sont considérés comme essentiels à nos activités essentielles et quittent leur domicile chaque jour pour travailler, d'autres employés travaillent à domicile, tout en essayant d'équilibrer la garde d'enfants et l'éducation en ligne. Quelle que soit la situation, nous avons reconnu que nos gens ont besoin de flexibilité pour prendre soin de leur famille et nous avons pris les dispositions nécessaires pour faciliter cette tâche dès maintenant. Nous étendons également cette même flexibilité à nos clients. Au Texas, nous avons travaillé avec les régulateurs pour développer un programme qui met en place des protections clients sur le marché ERCOT. Au Nouveau-Mexique, nous travaillons avec les clients individuellement pour créer des plans de paiement plus flexibles. Nous utilisons notre fondation pour octroyer des subventions à des organismes à but non lucratif et nous faisons des choses comme acheter de grosses commandes à emporter dans des restaurants locaux pour les livrer aux premiers intervenants. Nous avons livré des masques et des repas, en particulier dans les régions de l'État les plus durement touchées. Et nous gardons le courant. Nous restons en contact étroit avec les vendeurs et fournisseurs pour nous assurer que nous aurons les matériaux dont nous avons besoin pour maintenir la fiabilité de notre propre système tout en travaillant pour nous assurer que les efforts sont coordonnés au niveau régional et dans l'ensemble de l'industrie. Avant de poursuivre, je dois dire que nos équipes ont parfaitement exécuté nos plans de continuité des activités. Je suis toujours étonné de voir ce qu'ils ont accompli. Passant à la diapositive cinq, nous avons également revu nos plans réglementaires pour déposer une révision générale des tarifs au deuxième trimestre. Un examen complet des tarifs entraînerait une augmentation des tarifs pour les clients afin de refléter nos dépenses en immobilisations et notre base de tarifs prévues dans le cadre d'une prochaine année d'essai, les coûts inflationnistes et la reprise réelle de nos investissements actuels. Cependant, étant donné les défis auxquels les clients sont confrontés dans cette pandémie, cela n'a pas beaucoup de sens en ce moment pour notre entreprise axée sur le client. Ainsi, au lieu de cela, nous avons restreint notre objectif actuel aux composants de tarification critiques qui sont importants pour la santé financière à long terme du service public. Nous prévoyons déposer en mai un mécanisme de découplage complet pour les clients résidentiels et les petits clients commerciaux. Cela aidera à corriger les fluctuations du recouvrement de nos coûts fixes et à combler les lacunes inhérentes à notre tarification actuelle. En supposant que la commission travaille avec nous pour résoudre ce problème critique de tarification, nous pouvons par la suite attendre et chercher un moment plus approprié pour aborder les autres composantes d'un examen complet des taux lorsqu'il existe une plus grande certitude quant aux impacts du COVID-19. Nous nous sommes également associés à d'autres services publics du Nouveau-Mexique pour demander à la commission l'autorisation de suivre et de reporter les coûts de COVID-19 qui sont encourus. Cela est conforme aux commandes d'autres commissions à travers le pays. Le recouvrement de ces coûts serait déterminé lors d'un prochain examen des tarifs. Chez TNMP, j'ai déjà mentionné le programme de secours en électricité qui prend en charge l'ensemble du système ERCOT en créant un fonds initial pour garder les fournisseurs d'électricité au détail solvables tout en offrant des remises de factures aux clients dans le besoin. Nous utilisons également les mécanismes de récupération au Texas qui encouragent les investissements sans avoir besoin d'une révision complète des taux généraux. Nous avons reçu l'approbation pour notre premier dépôt de coût de service de transmission pour 2020 et avons mis en œuvre les tarifs approuvés en mars. Nous avons déposé notre premier rapport sur le coût du service de distribution au début d'avril et les tarifs devraient être mis en œuvre en septembre. Sur la diapositive six, nous continuons de nous concentrer sur l'exécution de notre initiative stratégique visant à transformer la production de PNM sans émissions d'ici 2040. Une base de ressources rentables de base continue d'être importante pour répondre à la quantité de demande constante sur notre système. Au-delà de ce montant, il existe une valeur croissante pour les ressources flexibles qui peuvent être ajustées à la hausse ou à la baisse en fonction des modèles d'utilisation. Alors que nous travaillons à transformer notre portefeuille, nous équilibrerons ce niveau de ressources de base nécessaires à la fiabilité avec la disponibilité d'énergies renouvelables à faible coût et d'autres ressources plus propres et flexibles. Nos plans répondront non seulement au portefeuille renouvelable croissant de l'État, mais ils permettront également de réelles économies pour les clients et de réels avantages environnementaux. En utilisant l'Energy Transition Act, nous pouvons accroître les économies de nos clients grâce au financement de la titrisation et nous pouvons également fournir un certain allègement financier aux individus et aux communautés qui sont touchés par la fermeture des centrales au charbon. La Commission du Nouveau-Mexique a approuvé l'abandon et la titrisation de la centrale de San Juan le 1er avril et travaille actuellement à la détermination du portefeuille d'électricité de remplacement. Les examinateurs ont présenté une proposition visant à séparer le pouvoir de remplacement en deux parties. Et dans la première partie, ils ont recommandé l'approbation des deux PPA solaires et de stockage hybrides qui étaient inclus dans notre scénario de ressource de remplacement proposé. Bien que ces contrats aient reçu un soutien écrasant des parties, la commission a déterminé qu'elles devraient attendre pour examiner une décision recommandée des examinateurs d'audience sur un scénario de remplacement complet de la puissance. Les examinateurs d'audience ont précédemment indiqué qu'ils auraient une décision recommandée sur les ressources proposées restantes d'ici la fin de juin. Ensuite, nous chercherons à éliminer le dernier de nos propriétaires de charbon en quittant la centrale électrique de Four Corners. Bien que les accords actuels de propriété et d'approvisionnement en charbon n'expirent pas avant 2031, nous avons clairement indiqué que nous recherchons des opportunités de sortie plus tôt. La capacité de location restante que nous avons à Palo Verde offre une autre occasion d'évaluer les ressources actuelles de production de base par rapport à des ressources flexibles à moindre coût. Nous chercherons à décider des 114 mégawatts de notre capacité de location restante à Palo Verde au cours des prochains mois. Chacun de ces articles nous donne l'occasion de fournir des avantages à nos clients, à nos communautés et à l'environnement. Sur ce, je vais confier la présentation à Chuck pour parler de notre analyse de scénario et de notre planification financière à la lumière de COVID-19. Et puis Don fournira plus d'informations sur la façon dont nous gérons ces impacts. Chuck? Charles Eldred – Vice-président exécutif, Développement de l'entreprise et finances Merci, Pat et bonjour à tous. Je vais commencer sur la diapositive huit avec un rappel de l'analyse de scénario que nous avons introduite en mars. Nous examinons COVID-19 à travers trois étapes différentes en fonction de la durée de vie de l'environnement et du niveau d'impacts que nous observons. Donc, à partir de la première étape, nous en sommes actuellement. Nous constatons certainement certains changements dans les modèles de charge dans notre classe de clients, car les commandes à domicile et d'autres restrictions sont en place. Nous ne connaissons pas de perturbations significatives de la main-d'œuvre dues à l'absentéisme ni aucune perturbation de notre chaîne d'approvisionnement nécessaire pour maintenir nos plans de projets en place.Dans la deuxième étape, nous analysons l'entreprise en supposant que les impacts de la première étape continuent d'évoluer dans le les mois d'été de juin et juillet, lorsque la plus grande partie de nos bénéfices est générée par une utilisation accrue de la clientèle et également des tarifs saisonniers au Nouveau-Mexique. Et bien sûr, à la troisième étape, nous supposons qu'après la levée des restrictions strictes de l'État, l'économie ne revient pas à un niveau normal et nous nous retrouvons avec une récupération très lente entraînant une réduction de l'utilisation dans nos deux services publics. À ce stade, nous pensons que nous pourrions également voir des changements dans nos plans d'investissement découlant de perturbations de notre chaîne d'approvisionnement. Passons maintenant à la diapositive 10. En mars, nous avons fourni la transparence dans l'analyse des scénarios. À la mi-avril, nous sommes sortis tôt avec nos résultats du premier trimestre et les tendances de charge de mars associées à COVID-19. Maintenant que nous terminons avril, notre premier mois complet sous restrictions COVID-19, nous vous fournissons des tendances et des mises à jour plus récentes dans notre analyse. Nous sommes alignés avec quelques conférences virtuelles des investisseurs au début de juin, alors attendez-vous à être de retour dans un autre mois avec les mises à jour continues sur ce que nous voyons dans notre entreprise. nous introduisons progressivement nos plans d'urgence et nous continuerons d'évaluer les résultats et de communiquer avec vous. Ne vous inquiétez donc pas si nous fournissons plus de mises à jour que d'habitude. Nous pensons que nous pouvons tous bénéficier d'une communication fréquente et transparente en ce moment. Passons maintenant à la diapositive 10. Je tiens à souligner que nos fondamentaux commerciaux restent intacts pendant cette pandémie. Nous visons une croissance de la base des taux de 8,9% jusqu'en 2023 sur la base de nos plans d'investissement en capital. Notre diapositive de capital typique se trouve en annexe. Et bien qu'il n'y ait pas eu de changements significatifs, je noterai que le capital de PNM T&D a encore légèrement augmenté ce trimestre pour faciliter l'arrivée de nouveaux clients encore attendus cette année.Nous évaluons continuellement nos besoins en capital pour assurer un service sûr et fiable et équilibrer ces besoins avec les impacts sur les tarifs clients. Une partie de ce processus est une allocation de capital entre notre production et nos activités T&D. Si des changements à nos centrales électriques de remplacement de San Juan ou à tout autre élément devaient libérer des capitaux supplémentaires, nous serions en mesure de rééquilibrer ces priorités et d'allouer des dollars supplémentaires aux projets T&D qui ont été suspendus et de les intégrer à nos plans. , nous continuons à voir de nouvelles demandes de service à travers le territoire de service qui jouent dans l'évaluation du groupe de planification régional ERCOT pour les besoins futurs du système de transition et nous ne prévoyons aucun changement à nos plans d'investissement chez TNMP. En particulier, nous avons reçu un certain nombre de questions sur l'ouest du Texas en raison des prix du pétrole et du gaz. Nous continuons de surveiller et d'évaluer la situation sur l'ensemble de notre territoire de service. Et les projets d'investissement pour la région sont largement liés aux groupes régionaux de planification du transport d'ERCOT pour avoir une vision à plus long terme de la région. Nous avons très peu de projets d'immobilisations spécifiques aux clients individuels. Et si ceux-ci devaient changer, nous avons la possibilité d'utiliser ce capital dans l'ensemble de l'entreprise. Nous avons également ciblé une croissance des bénéfices de 5% à 6% jusqu'en 2023. Notre glissement du pouvoir des bénéfices est inclus dans l'annexe sans aucun changement depuis notre dernier appel. Nous pourrions constater certains ajustements au cours des années précédentes que vous attendez de la modification de nos plans tarifaires chez PNM, qui seront compensés par une certaine récupération des coûts fixes par le biais du découplage. Nos plans continuent de soutenir notre vision à long terme et notre objectif de croissance. Pour l'année en cours, nous confirmons les prévisions pour 2020 et Don suivra ces hypothèses. Nous avons une histoire éprouvée de maintien de plans de financement flexibles et nous pouvons répondre aux changements de conditions météorologiques et de charge comme nous le voyons dans COVID-19. Nous allons marcher – nous parlerons de ces plans au cours de l'année.Notre croissance des dividendes devrait refléter la croissance des bénéfices. Notre conseil d'administration déclare un dividende trimestriel, mais il maintient une vision à long terme de l'entreprise lorsqu'il envisage de modifier le dividende annuel en décembre de chaque année. Nous ne prévoyons aucun changement dans nos situations de croissance des bénéfices ou de liquidité à long terme. Il n'est donc pas nécessaire de réévaluer le dividende. Une liquidité suffisante est importante en période d'incertitude et nous avons pris des mesures pour garantir une position permettant de répondre aux besoins à long terme de l'entreprise. Notre offre d'actions à terme en janvier et l'achèvement de nos plans de financement en avril ont contribué à notre solide position de liquidité. Passons maintenant à la diapositive 11, qui montre 1,2 milliard de dollars disponibles dans le cadre de nos soldes de trésorerie de facilités de crédit renouvelables pluriannuelles et des fonds propres à terme, qui pourraient être tirée avant décembre si nécessaire. En évaluant le marché des capitaux accédant au marché des capitaux en avril à la fois au PNM et au TNMP, nous avons pu rembourser nos soldes à court terme et financer les investissements en capital avec ces nouvelles facilités tout en gardant notre milliard de dollars de liquidités disponibles. , met en évidence nos domaines financiers prioritaires au fur et à mesure que nous parcourons les impacts de COVID-19. Don parcourra chacun de ces scénarios un peu plus en détail. À titre indicatif, nous parlerons de la manière dont nous atténuons les impacts des tendances de charge au cours de chaque étape. Nous continuerons à surveiller les tendances de charge et fournirons des mises à jour de ce que nous voyons dans les impacts projetés sur les bénéfices.Nous poursuivrons la passe réglementaire appropriée pour tenir compte des coûts incrémentaux de COVID-19 ainsi que les investissements de récupération de manière à soutenir nos clients . Ces domaines nécessitent de l'attention et nous continuerons de nous concentrer sur les moyens de naviguer dans l'environnement actuel sans perdre de vue les objectifs à long terme et l'orientation stratégique qui soutiennent les clients et les communautés et offrent de la valeur pour les actionnaires. Don Tarry – Premier vice-président et directeur financier. Merci, Chuck et bonjour à tous. Je vais reprendre la diapositive 14, avec une discussion sur la façon dont nous envisageons les prévisions de revenus pour cette année. Nous confirmons notre fourchette indicative de 2,16 $ à 2,26 $ par action sur la base des lignes directrices actuelles de l'État et des impacts de la première étape COVID-19 que nous avons supposés. Sur le côté gauche, vous verrez les impacts mensuels du BPA que nous attendons pour les changements en charge de COVID-19. Bien que nous ayons commencé à observer des tendances compensatoires dans la façon dont nos différentes catégories de clients utilisent l'énergie en mars, les impacts nets ne reflètent qu'une partie du mois et n'étaient pas significatifs pour les résultats du premier trimestre. Avril était le premier mois complet dans le cadre du séjour à domicile commandes au Nouveau-Mexique et au Texas. Et nous commençons à voir une meilleure image des tendances basses. Chez PNM, la charge globale diminue, tandis que chez TNMP, nous constatons une augmentation de la charge volumétrique qui compense largement les baisses des clients basés sur la demande. Sur la base de ces tendances, nous nous attendons à voir un impact de 0,04 $ sur avril et mai.Sur le côté droit, vous pouvez voir certains des effets de compensation qui nous donnent un certain confort dans la fourchette d'orientation à ce stade. Nous avons pu profiter de taux d'intérêt plus bas sur le marché et de coûts de financement globalement réduits. Nous avons également connu un temps relativement normal au premier trimestre et nous avons commencé à connaître des jours plus chauds au Nouveau-Mexique et au Texas en avril, ce qui contribuera également à compenser les effets de la charge. Nous avons pu maintenir nos coûts d'exploitation et d'entretien à plat à travers cette période et construit des plans d'urgence pour travailler à mesure que nous nous déplaçons tout au long de l'année. Alors que nous envisageons de passer à la deuxième étape, l'impact EPS escompté pour la charge est plus important, car les clients utilisent plus d'énergie à l'approche des mois plus chauds et des taux saisonniers plus élevés commencent en juin chez PNM. la charge au cours du deuxième trimestre sera la clé de notre prise de décision, car un été plus chaud peut faire une grande différence. Nous examinerons également toutes les décisions que la Commission du Nouveau-Mexique prend à notre demande de reporter les coûts supplémentaires liés aux COVID à un actif réglementaire. Sur la base de ces résultats, nous devrons peut-être activement progresser vers la mise en œuvre progressive de nos plans d'urgence. Évidemment, si toutes ces choses vont à l'encontre de nous ou si nous voyons plus de diminutions à charger au-delà des tendances que nous avons identifiées, il peut devenir difficile de gérer le faible fin de la plage de guidage. D'un autre côté, nous verrions des modèles de charge qui commenceraient à remonter, certaines entreprises rouvriraient et un été chaud pourrait signifier que nous sommes en mesure d'équilibrer ces camionnettes par rapport aux plans d'urgence que nous avons développés. une position pour prédire comment les choses peuvent évoluer avec COVID-19. Cependant, nous avons fourni la transparence dans notre analyse et nous continuerons à fournir des mises à jour au fur et à mesure que nous progressons chaque mois et que de nouvelles tendances se développent. Passons à la diapositive 15. Je parlerai davantage des tendances de charge que nous avons vues en avril. Nous les avons déjà intégrés dans l'analyse de scénario que j'ai couverte sur la dernière diapositive. Avril a été le premier mois complet des restrictions sur le maintien à la maison et des limitations commerciales. Au Nouveau-Mexique, nous avons observé une tendance des charges inférieure à notre projection initiale de la première étape. Les clients résidentiels ont montré une utilisation plus élevée que prévu et nous avons donc maintenu l'espoir que leur utilisation reste à une augmentation de 5%. Les clients commerciaux, d'autre part, ont vu des impacts plus importants car les restrictions de l'État ont réduit les opérations pour certaines entreprises et ont entraîné des fermetures complètes pour autres. Nous avons mis à jour nos attentes pour l'utilisation de la classe commerciale dans notre analyse à une réduction de 15% par rapport aux 10% que nous supposions précédemment à l'étape 1. La règle de base par impact sur les charges au Nouveau-Mexique est qu'un changement de 10% soit résidentiel ou la charge commerciale équivaut à un impact mensuel de 0,02 $ en avril et mai. Cela augmente à un impact de 0,03 $ à 0,04 $ au cours des mois de juin à septembre en raison des volumes et des taux plus élevés au cours de ces mois. Vous pouvez trouver ces informations dans l'annexe. Au Texas, les données provenant d'ERCOT appuient notre analyse selon laquelle la charge globale n'a pas été affectée aussi fortement que nous l'avions prévu. Nous avons mis à jour nos hypothèses pour la charge basée sur la demande à une réduction de seulement 5% par rapport aux 10% que nous supposions précédemment, car nous n'avons pas vu une baisse aussi importante de la demande en avril. Nous avons maintenu notre hypothèse d'une augmentation de 5% de la charge volumétrique, qui est principalement des clients résidentiels.La règle de base pour la charge au Texas est qu'une variation de 10% de la charge volumétrique ou basée sur la demande équivaut à 0,01 $ d'EPS mensuel. Le montant volumétrique augmente à 0,02 $ par mois de juin à septembre en raison des volumes élevés au cours de ces mois d'été. Nous nous attendons à ce que les impacts de la charge chez TNMP restent stables ou s'améliorent légèrement au fur et à mesure de la réouverture progressive des entreprises.Au fur et à mesure que nous parcourons les diapositives suivantes, je fournirai des informations supplémentaires sur la manière de penser les impacts pour chaque région de notre service. territoire. Nous continuerons à surveiller les tendances et la charge et à intégrer tout changement dans notre analyse au fur et à mesure que nous communiquerons avec vous au sujet des directives de l'année en cours. Des températures plus chaudes pourraient apporter un confort supplémentaire à notre gamme et nous aurions une meilleure visibilité à ce sujet dans la dernière partie de l'étape 2. Passons maintenant à la diapositive 16 pour un aperçu du profil du Nouveau-Mexique. Les plus grands employeurs de l'État comprennent le gouvernement et l'industrie des soins de santé, et l'économie comprend également une grande présence de petites entreprises locales. Comme vous vous en doutez, cela signifie une charge plus faible provenant de certains clients et une charge stable provenant d'autres. Comme Pat l'a mentionné plus tôt, le gouverneur prévoit une réouverture progressive et sûre, nous verrons donc différentes étapes de réouverture pour différents secteurs.Je tiens à souligner que l'industrie de la construction a été considérée comme une activité essentielle dès le début, permettant les permis de construire à émettre et projets à réaliser. Nos clients résidentiels représentent le pourcentage le plus élevé de nos revenus, à 46%, et ont augmenté leur utilisation en fonction de la commande à domicile.Les clients commerciaux, en particulier nos petites entreprises, sont ceux dont la charge a été affectée négativement par les restrictions, car les entreprises l'État a limité les opérations ou fermé ses portes pendant cette période. La charge industrielle ne fournit que 10% de nos revenus, car ils ont des tarifs nettement inférieurs liés à leur utilisation plus élevée par client et nous n'avons identifié aucun impact sur leur utilisation sur la base de COVID-19. Ces clients incluent la fabrication de semi-conducteurs et les opérations de centres de données qui sont considérés comme des services essentiels et n'ont pas eu à réduire les opérations.Comme Pat l'a mentionné précédemment, les fluctuations de la charge au PNM peuvent entraîner des défis de récupération des coûts fixes de l'entreprise. Bien que notre demande de découplage n'aborde pas les impacts immédiats des changements de charge dus à COVID-19, il est important de résoudre ce problème à long terme et de travailler pour lever une certaine incertitude de nos activités. Passons maintenant à la diapositive 17. Notre Texas le territoire de service est bien diversifié en ce qui concerne la localisation géographique du type de client ainsi que le type de mécanismes de tarification qui sont utilisés pour récupérer nos investissements. Notre mécanisme de récupération de transmission réduit l'exposition aux changements de charge et de demande. 45% des revenus de TNMP en 2019 étaient liés au recouvrement de nos investissements et dépenses de transport. Les revenus de transport en gros sont approuvés par le biais des dépôts TCOS et du recouvrement des investissements dans le transport. Toute modification de la demande serait incluse dans le prochain dépôt de TCOS, minimisant ainsi les impacts sur la charge et le retard réglementaire global.Les portions restantes des revenus de transport prévoient le recouvrement des frais de transport facturés à TNMP par d'autres fournisseurs de T&D. Ces revenus sont collectés dans le cadre de notre avenant tarifaire qui est révisé deux fois par an, éliminant ainsi tout décalage réglementaire. Les 55% restants du chiffre d'affaires de TNMP correspondent aux frais de non-transport des clients particuliers. Ces clients sont répartis à peu près également entre ceux qui sont facturés au kilowatt-heure et l'autre moitié qui est facturée en fonction de la demande de pointe.La majorité des clients facturés en demande de pointe ont également un rochet de facturation dans leurs tarifs. Et ils sont facturés sur la plus grande de leur demande pour le mois en cours ou 80% du pic des 11 mois précédents, ce qui permet de garantir le recouvrement de nos coûts fixes. Aussi, comme Pat l'a mentionné, nous avons déposé notre premier dépôt DCOS au Texas en avril. Le dossier demandait une augmentation de nos tarifs de distribution de 14,7 millions de dollars. Ce mécanisme tarifaire nous permet de revaloriser nos tarifs de distribution pour les nouveaux investissements et les impacts de charges liés à l'année précédente. Nous prévoyons que ces taux entreront en vigueur en septembre. Ces considérations et mécanismes de taux nous indiquent que les changements de charge au Texas n'équivalent pas nécessairement au même changement de revenus. La répartition régionale sur la carte montre que 35% de nos revenus proviennent de la région Nord et Centre du Texas avec 50% provenant de la région de la côte du golfe et seulement 15% de l'ouest du Texas. Je voulais également noter que l'ordre de séjour à domicile au Texas a expiré hier et que les entreprises commenceront à rouvrir à capacité limitée. Le Texas a également estimé que les activités de construction étaient essentielles, ce qui permet de poursuivre les projets dans l'ensemble de l'État au cours des dernières semaines.Maintenant, passons à la diapositive 18 et je vous expliquerai la charge et les considérations économiques pour chacune de ces régions en commençant par l'ouest du Texas. Cette région a récemment fait la une des journaux et est connue pour ses productions de pétrole et de gaz. Je tenais à souligner que les 15% des revenus qui proviennent de cette région, la moitié de ce montant, proviennent de la reprise du transport qui est révisée semestriellement. De plus, 25% des revenus de l'ouest du Texas proviennent de clients qui utilisent des services à haute tension et nous continuons de voir leurs demandes de pointe augmenter au-dessus des niveaux de 2019.Les prix récents du pétrole et du gaz ont chuté à des niveaux record et nous avons vu les gros titres. des entreprises qui modifient leurs plans pour l'année. Bien qu'une grande partie de cette région soit liée à l'industrie pétrolière et gazière, tous nos clients ne sont pas des producteurs. Pour ceux qui se trouvent dans le bassin du Delaware, une zone spécifique du bassin du Permien continue d'avoir l'un des points d'équilibre les plus bas du pays. De nombreux opérateurs n'ont pas de service public et les efforts d'électrification de la région réduiront encore leurs coûts de production.Comme Chuck l'a mentionné précédemment, les projets d'investissement dans cette région sont principalement liés aux initiatives de planification du transport régional d'ERCOT qui ont une vision à plus long terme de la région. Nous avons eu très peu de projets d'immobilisations spécifiques aux clients individuels. Et si cela devait changer, nous avons d'autres opportunités d'utiliser ces ressources à travers l'entreprise. Passant à la diapositive 19 et à la région du territoire de service TNMP dans le nord et le centre du Texas, nous avons une combinaison de clients très différente. La ville de Dallas et de Fort Worth ne fait pas partie de notre territoire de service, mais ces villes ont pris une telle ampleur au fil du temps que nous avons vu un nombre important de personnes déménager dans les villes environnantes qui relèvent de notre territoire de service. nous avons une combinaison assez uniforme de revenus provenant des clients résidentiels et des revenus des communautés et des entreprises qui soutiennent ces résidents. Du point de vue de COVID-19, nous constatons des effets compensatoires à mesure que le volume augmente tandis que les gens restent à la maison et que la demande diminue car certaines entreprises sont restreintes.La région de la côte du Golfe illustrée à la diapositive 20 est souvent liée à l'économie de la raffinerie de Houston, pas tous cependant, nos plus gros clients sont des raffineries. La région compte également plusieurs grandes sociétés pétrochimiques qui mènent finalement à la production de tout, du chewing-gum et des nettoyants aux plastiques et aux planches de surf.La région TNMP a en fait notre plus grande partie de clients résidentiels.L'étalement de Houston s'est déplacé vers notre territoire de service similaire à les situations autour de Dallas. 60% des revenus de la région proviennent de clients résidentiels qui restent à la maison et utilisent plus d'énergie. Les autres sont pour la plupart des entreprises plus grandes, certaines tombant dans les classes de taux qui ont tendance à baisser et d'autres à tendance constante, par exemple les sociétés pétrochimiques ont augmenté leur production de produits chimiques utilisés dans les EPI médicaux et les désinfectants pour les mains. Nous espérons que dans le détail – nous espérons que ce détail vous fournira une meilleure image de ce qui compose notre entreprise TNMP dans chacune des régions et comment ils compensent les facteurs qui nous empêchent d'avoir un impact négatif immédiat sur l'entreprise dans le l'environnement actuel. Passons maintenant à la diapositive 21 où j'aborderai les considérations relatives aux créances irrécouvrables. PNM was part of a joint filing on Monday with other utilities in New Mexico to request the incremental costs related to COVID-19 being tracked and deferred into a regulatory asset. At the Commission's open meeting on Wednesday commissioners recognize that there would be a financial impact from the ongoing situation for utilities that they regulate and noted that other states were taking action to track and account for additional costs bad debt expense and lost revenues.They expressed support for taking action to ensure that utilities are able to provide support to customers, so that more flexible payment arrangements could be offered. So we will be watching that docket over the next month.We have been reaching out to customers to ensure that they know how to access any support that is available to them and for the customers that are impacted by the pandemic to talk with them about the type of payment arrangements that fit their individual situations.In the event that we do ultimately see increases to bad debt expense at PNM we currently estimate them to be in the range of $0.01 to $0.02 on an annual basis for Stage one and two as our percentage of bad debt has been under 0.5% of revenue in historical years.In Texas the risk of bad debt at TNMP has been mitigated by COVID-19 electricity relief program that the PUCT quickly implemented in late March. Keep in mind that TNMP's customers are technically the retail electric providers who receive payments from end users. Under a PUCT order TNMP is also tracking and deferring other costs related to COVID-19.I'll wrap up on slide 22 with the decoupling filing that PNM plans to make in May in lieu of a general rate case this year. This would be a full revenue decoupling for residential and small commercial customers meaning that any change in usage is trued up to predetermined levels.We would request an order by the end of the implementation at the beginning of 2021 which we believe is reasonable. Under the proposal the difference between the authorized revenues needed to recover our fixed costs based on a cost per customer and the actual revenues collected based on customer usage will be trued up. This better aligns rates with fixed costs of our business and provides some separation of our revenues from the fluctuating amount customers use each month.Currently over 90% of the cost to serve PNM residential customers is fixed, but only about 12% of the fixed cost is collected through a customer charge with the remainder collected under a volumetric rate. Similarly for PNM small power customers over 90% of the cost is fixed but only 10% of the fixed cost is collected through customer charge.The decoupling proposal addresses this disparity and ensures that the fixed cost portion of these customer bills are recovered. Our other classes of PNM's customers already have a demand component in their rates so they're already recovering a large portion of their fixed costs.By ensuring that our fixed costs will be recovered we will be in a better position to promote energy efficiency or conservation programs that reduce customers' variable costs that would otherwise impact our ability to earn our authorized return. To emphasize Pat's earlier point, we are opting to make this filing instead of a full rate review because it's a much better solution for customers in light of the challenges created by COVID-19.As Chuck indicated, this will obviously create some fluctuations in the trajectory of our earnings growth in the near term, but it does not change our focus our ability to meet our targeted earnings growth of 5% to 6% through 2023.With that I'll turn it over to you Pat.Patricia K. Collawn — Chairman, President and Chief Executive OfficerThanks Don. Before I open it up for questions, I want to again thank all of our team members here at PNM Resources, PNM and TNMP for the resilience and dedication that they have shown through all of us. There will be brighter days ahead and we'll get through all of these challenges and come out even stronger. There will certainly be some lasting impacts and changes to the way we work, but eventually we will return to our offices, stores, restaurants and bars.So, Jason, let's open it up for questions.Questions and Answers:OperatorThank you. (Operator Instructions) The first question comes from Julien Dumoulin-Smith of Bank of America. Please go ahead.Julien Dumoulin-Smith — Bank of America — AnalystHi. Good morning team. I hope you are all doing well.Patricia K. Collawn — Chairman, President and Chief Executive OfficerGood morning, Julien. Hopefully you are too.Julien Dumoulin-Smith — Bank of America — AnalystThank you. En effet. So if I can start out what's the history of the Commission with respect to decoupling? Can you give us a little bit of context as to the background for filing for decoupling at present? And then subsequently kind of from the same line how do you think about this fitting into a wider eventual rate case there as been well?Patricia K. Collawn — Chairman, President and Chief Executive OfficerYes. And Julien, I'll give you a little history here and then I'll let Don talk about decoupling. When the Efficient Use of Energy Act was passed and then amended, it called for the use of decoupling to help encourage us to promote energy efficiency and conservation and it actually had language in there specifically saying that we couldn't have an ROE deduct for that. And so that's the basis on which we're looking at it.And we've talked about decoupling before with the Commission, but we've never really had with staff. We've never really had any evidence of load loss, because there was a little bit after the financial crisis and then we grew again. And now we have the situation. Staff had always said well let's see some load loss.So it's kind of the background of it. And the gas company has a modified decoupling here. So they do have experience with it. So, we have Don sort of talk to you about how this fits in with a wider rate filing.Don Tarry — Senior Vice President and Chief Financial Officer.Yes. Good morning, Julien. We're still in the process of developing a filing as we talked about and we will file that at the end of May. But to give you kind of a little bit of an example, I mean, as Pat alluded the legislation does provide that the Commission not reduce ROE for decoupling which is a good thing.To kind of give you a feel of impact as this flows through and kind of give you an example, we would seek approval to happen by January 1. If you've kind of think a little bit about the rate case, that approval would have happened and rates would have gone into effect the midyear of 2021.And a little bit of feeling of how it work is, if you look back at our 2015 rate case, which was our last fully litigated cost of service, we've seen a decrease in our use per customer on the residential front from there to now of about 4% to 5%. And this is driven by energy efficiency and rooftop solar.So if you kind of try to get a model or mindset to this and you kind of look at that decline, that would be about a $2 to $3 impact per our month per our residential customers. And so if you take our 470,000 customers you'd look at a range of decoupling in the range of about $11 million to $17 million just looking at how that shifted due to use per customer since 2015.Julien Dumoulin-Smith — Bank of America — AnalystGot it. If I can follow-up a little bit, how do you think about this? You've always pretty been very thoughtful and a leader in providing disclosure across the industry frankly. But how do you think about decoupling in 2021 relative to the different stages that you could see a load loss in 2020 here, i.e. to what extent would that help roll back some of the more acute impacts that you could see in 2020 and limit them from being ongoing impact? How would you frame that if you will given the time line for limitation next year? And some great impact.Patricia K. Collawn — Chairman, President and Chief Executive OfficerI think Julien, and if I don't answer your question please let me know is that, obviously, the decoupling in 2021 doesn't do anything for us in 2020 and we will work to manage if we have impacts in terms of O&M cuts. I can tell you Chuck is doing his part. His expense report for April was only $36.99. So we are set for the rest of the year in cost reductions. But it would allow us to keep investing as we go forward and to keep our capital plans up and recover what we are putting in our system just, because of the way that fixed and variable costs are set as Don said.And we are still seeing a fair amount of construction here. So we will still have new customers coming online but it will protect us against that what I think is a permanent decrease in use per customer that started long before COVID-19 just given stronger buildings and codes and better appliances and energy efficiency programs. Is that what you're looking for?Julien Dumoulin-Smith — Bank of America — AnalystYes. I mean, some level of confidence on earned returns in 2021 as well. The converse of that right? So as bad as it could get in 2020 Stage II, Stage III, you could see some of that roll back in 2021 based on these new rates under a decoupling mechanism potentially. Again the exact details pending.Don Tarry — Senior Vice President and Chief Financial Officer.Yeah. And Julien, kind of, walk through a little bit on earned returns and EPS. We haven't come up with guidance or came out with guidance for 2021 yet. We usually do that in December. But again as you think of the frame of reference, you would think if decoupling is approved and goes into place in January, the rate case would have came in, in midyear. There's some benefits as you look at the timing of those elements associated with it, soJulien Dumoulin-Smith — Bank of America — AnalystGot it. Super quick last question if I can. There's, obviously, been a lot of noise about your replacement power dockets pending. What's your confidence as it stands right now that say by October, we get clarity about your ownership piece in whatever is to be done? And I'll leave it as broadly as that.Patricia K. Collawn — Chairman, President and Chief Executive OfficerOkay. Julien, we're very confident about getting that decision. One could argue for looking at the portfolio as a whole, which is what the commissioners decided they wanted to do or pulling those two PPAs out. But from where we sit a PNM perspective, looking at it as a whole makes a lot of sense. The hearing examiners have talked about having that second piece out in June, which — but now that will also include those PPAs. And that gives the commission plenty of time to take a look at that portfolio.And one of the things that we were pleased about in the commission's discussion, is that they were talking about potentially reopening and rebidding the case and that would have harmed our ability to get those replacement power in on time. And they decided not to do that. And so we think that is a very good sign that they're going to look at the portfolio or the different portfolios that we have submitted as we submitted multiple portfolios and decide on one of those in the appropriate time frame. I think they just wanted to look at the whole picture at one point in time as opposed to bifurcating it.Julien Dumoulin-Smith — Bank of America — AnalystExcellent. Thank you.Patricia K. Collawn — Chairman, President and Chief Executive OfficerThank you, Julien.OperatorThe next question comes from Durgesh Chopra from Evercore ISI. Please go ahead.Durgesh Chopra — Evercore ISI — AnalystHey, good morning team. I want to compliment you the detail on TNMP is just super. Thanks for putting that out there. Can I just ask you and I appreciate the peak charge and minimal impact to revenue, but in terms of just the demand trends, can you quantify what are you seeing in terms of demand drag or demand destruction in West Texas and the Gulf Coast areas?Patricia K. Collawn — Chairman, President and Chief Executive OfficerSure, and good morning Durgesh. I'll have Don take that one for you.Don Tarry — Senior Vice President and Chief Financial Officer.Yeah. So our demand categories in West Texas are large demand customers. We call them our primary customers and we've seen no demand decreases there. In fact they're continuing to produce well and load continues to go up. Our demand continues to go up in those. It's really been those small commercial type demand customers and that's been in that range that we quantified at about 5%. That's being offset by factors associated with — on the residential side. So we've seen a pretty direct offset between the residential and the smaller demand.Patricia K. Collawn — Chairman, President and Chief Executive OfficerAnd I think ERCOT set a record peak this last week.Durgesh Chopra — Evercore ISI — AnalystGot it. Je vous remercie. And then maybe, can I ask you in terms of, obviously, if you get into Stages II or III here and it looks like the rate case might get delayed. How are you thinking about the impacts on your credit metrics? And if you've had any conversations with the credit agencies, would love any color from those conversations.Don Tarry — Senior Vice President and Chief Financial Officer.Yeah, Durgesh we're not filing the rate case. We're moving to the decoupling mechanism that we've talked a little bit about. We have ongoing discussions with the rating agencies and walk them through our financial metrics. We just completed a significant amount of financings that lifted our liquidity or positions us well that Chuck alluded to on our liquidity. So we're in good shape from that perspective.Durgesh Chopra — Evercore ISI — AnalystOkay. Thanks guys. That's all I had. Thank you.Patricia K. Collawn — Chairman, President and Chief Executive OfficerThank you.OperatorThe next question comes from Paul Fremont from Mizuho. Please go ahead.Patricia K. Collawn — Chairman, President and Chief Executive OfficerGood morning, Paul.Paul Fremont — Mizuho — AnalystMorning. During the NMPRC, sort of, deliberation on your bifurcation request, I mean, it sounded like they were giving more weight to the Energy Transition Act requirement that replacement resources be built in the San Juan District. So if we, sort of, rule out the gasified coal as being really expensive, really environmentally unfriendly and also not necessarily financeable, wouldn't that imply the only alternative that would fit that scenario would be your Scenario 2, which is to build essentially all gas? So wouldn't the alternative potentially result in more rate base and more investment for the company?Patricia K. Collawn — Chairman, President and Chief Executive OfficerSo Paul I think from their discussion, it sounded like they were describing a scenario I would say similar to Scenario 2. There could be some tweaks on it and maybe a little more solar up there. But, yes, I think our take of the discussion is that they were putting more weight while the Energy Transition Act's up to, and that there's a preference for I think what I heard the three commissioners expressing was a strong preference for.Paul Fremont — Mizuho — AnalystOkay. And then, assuming that the modified WRA proposal were to be adopted, what would be the effect on your capital spend and also sort of on your rate base?Patricia K. Collawn — Chairman, President and Chief Executive OfficerThe modified WRA proposal that has more gas and some more solar, Don?Don Tarry — Senior Vice President and Chief Financial Officer.Yeah. So, I think it — modified proposal decreases a couple of units of LM6000s. So I think the way to think about those LM6000s is there are about 25 million per LM6000 related to that. So I mean that would kind of be the balance. You'd see the adjustment. As Chuck alluded to, that we always balance customer rates with additional transmission and distribution projects that we could — we can align as well to fill the gap associated with that that they're there ready to go.Paul Fremont — Mizuho — AnalystAnd then, I guess the last question is sort of confusing with earnings power charts that the sort of the distribution of the numbers and the numbers keep changing from quarter-to-quarter. Can you sort of discuss that at all? Like in 2022, it looks like the numbers are down a little bit. The relationship between corporate and the financing are completely different than the chart that you put out sort of at the fourth quarter.Charles Eldred — Executive Vice President, Corporate Development and FinancePaul, maybe — this is Chuck. It might be better just to talk at least…Paul Fremont — Mizuho — AnalystTake that off-line? That's fine.Charles Eldred — Executive Vice President, Corporate Development and FinanceYeah. Because it's — we're reconciling some numbers, and that we want to be sure we're clear on what you're looking at and how we can get to an understanding. So let's just take that off-line. And then if there's anything…Paul Fremont — Mizuho — AnalystNo problem, no problem.Charles Eldred — Executive Vice President, Corporate Development and FinanceAppreciate. D'accord. And also I want to add too that in scenario two, you talked about the rate base piece of it just checking the numbers here. It does have the all-gas scenario 440 megawatts of gas versus the combination of gas and battery storage. The scenario one that we recommended is a $298 million rate base add and then the all-gas in one location of 440 megawatts of gas is $304 million. So it's still very close, because the battery storage costs are higher. So I think it doesn't have a whole lot of difference in the standpoint of rate base. I don't want to give any perspectives that they had a rate base is going to be that significant if they go down that path.Paul Fremont — Mizuho — AnalystGot it. D'accord. Thank you.Patricia K. Collawn — Chairman, President and Chief Executive OfficerThanks Paul. Lisa needs the company. So give her a call.Paul Fremont — Mizuho — AnalystOkay.OperatorThe next question comes from Jonathan Reeder from Wells Fargo. Please go ahead.Jonathan Reeder — Wells Fargo — AnalystHey, all. Most of my have been answered, but I just wanted to clarify a couple of things. Are the monthly impacts in the Stage two and three on slide 14, is that an assumption of full stay-at-home order?Patricia K. Collawn — Chairman, President and Chief Executive OfficerJon, can you — it's Pat. Bonjour. You broke up kind of on the last part. Would you repeat your last sentence?Jonathan Reeder — Wells Fargo — AnalystYes. I just wanted to — full stay-at-home order in the Stage two and three monthly impacts on slide 14?Patricia K. Collawn — Chairman, President and Chief Executive OfficerSure. So you're asking if the full stay-at-home orders are in scenarios two and three.Jonathan Reeder — Wells Fargo — AnalystIn scenarios two and three, yeah, the sensitivity slide 14. Is that assuming a full stay-at-home order?Charles Eldred — Executive Vice President, Corporate Development and FinanceJonathan, good morning. For stage two, it would assume a full stay-at-home order and stage three would assume that we go more into a recession mode and businesses are slow to open all the way through the end of the year.Patricia K. Collawn — Chairman, President and Chief Executive OfficerAnd stage three also kind of envisions a second wave. I mean we all know I think we're going to have a little bit of an uptick in cases when it opens but stage three would envision the fact that it's a significant uptick in cases.Jonathan Reeder — Wells Fargo — AnalystOkay. Yeah. So I mean obviously now with Texas doing a partial reopening and New Mexico talking about it, it seems like you're kind of ahead of anything contemplated in like a stage two scenario?Patricia K. Collawn — Chairman, President and Chief Executive OfficerYeah. And I think the Governor here is doing a slow reopening. She's reopening the greater parts of the state faster. Unfortunately, a concentration of the cases here in New Mexico are in the Northwest corner where the nation and some of the pueblos and the tribe is. And I think as Don mentioned, we've still been doing construction here. And when I go out for a drive, there's a lot of construction going on here. So I think when we open again and people can move into those spaces, it will be very helpful for us. So…Jonathan Reeder — Wells Fargo — AnalystOkay. And then, the other thing just the modified load impact assumption relative to the original expectations, essentially the higher commercial reductions in New Mexico essentially being offset by the Texas land-based load not being down as much. I mean it kind of sounds like those two almost trade-off from what you're originally thinking.Don Tarry — Senior Vice President and Chief Financial Officer.Yeah. So Texas came down aligned on the residential side in Texas. So we see almost a direct offset in Texas between residential and commercial. On the PNM side, on the New Mexico side, we did see an increase of about 5% up to 15%, total 15% on the small commercial and commercial sector. And our residential state is at 5% in New Mexico. That's what we're seeing in April.Jonathan Reeder — Wells Fargo — AnalystOkay. But the net-net impact to like consolidated PNM. It's a little bit of a headwind overall, but not much?Don Tarry — Senior Vice President and Chief Financial Officer.Yes. It's aligned with the numbers that we have on 14 Jonathan. So…Jonathan Reeder — Wells Fargo — AnalystYeah. D'accord. D'accord. Génial. Thanks so for the additional data. I appreciate it.Patricia K. Collawn — Chairman, President and Chief Executive OfficerThanks, Jonathan.Operator(Operator Instructions) The next question comes from Paul Patterson from Glenrock Associates. Please go ahead.Paul Patterson — Glenrock Associates — AnalystHey, good morning.Patricia K. Collawn — Chairman, President and Chief Executive OfficerGood morning, Paul.Paul Patterson — Glenrock Associates — AnalystSo, just, I wanted to follow up on Paul Fremont's questions with respect to capex. Just on the — how much of this might be economically sensitive, I guess? And how do you see the economy being impacted? I know its early days and it's unprecedented, so I take it with a grain of salt, but just sort of a sense as to what you guys are feeling there on the ground in terms of the economic outlook. And just, if you could, sort of, remind us sort of what the sensitivity capex might be — that might be economically sensitive, if you follow me.Patricia K. Collawn — Chairman, President and Chief Executive OfficerYes. And, Paul, our capex really isn't economically sensitive. The replacement power is mostly for the nice flexible resources, the renewable resources and the stuff that replaces San Juan. And the day San Juan goes out of rate base and the new resources coming in, customers see a decrease in the bills, because we're securitizing San Juan.Our construction here in New Mexico is for new customers and there is still economic development going on out here. There's some projects that have started that just haven't been announced. And replacing of aging infrastructure here and building some of that transmission.And in Texas, as Don said, most of our capital there is because of ERCOT and its reliability. The last time I was out in — for this, I started with the Commission in Texas, they encourage us to keep building and doing that because they want to make sure that when customers come, they've got it ready. And then as Don said, a lot of it in West Texas is folks that want to electrify. So it's really not sensitive to the economy.Paul Patterson — Glenrock Associates — AnalystOkay, great. And then, with respect to — I know you guys are looking for deferrals and everything, but with respect to like your experience so far on sort of reurgence and stuff, could you give us a little bit of a flavor with respect to customer — which is for the commercial and residential deal-paying activities so far?Don Tarry — Senior Vice President and Chief Financial Officer.Yes. So, I mean, we're no disconnect at this point in New Mexico. Again, you alluded to it and we talked about it. We filed with the Commission with all the other utilities, the publicly held utilities in the state, to be able to defer those costs as well as other costs associated with it. And listening to the Commission hearing, they seem very receptive to that because what that allows is flexible payment arrangements as we work with customers. And our customer service group is outreaching on a daily basis to align folks up with payments.We have seen an increase in our — in the utility we break it down to 30, 60, 90 and you don't write off until 120, because you have the ability to turn off. And a lot of times folks will pay during that window. So we have seen an increase associated with that, which we expected. And it's in line with our assumptions that we've been monitoring. And we've talked a little bit about, if it goes to stage one and stage two, we'd see $0.01 impact for stage one and another $0.01 impact for stage two. So that kind of gives you a feel of how we're monitoring and working through the bad debt.Patricia K. Collawn — Chairman, President and Chief Executive OfficerSo just in general, how many like residential customers or what percentage would you say have now — are not paying their bills that were as opposed to what the normal rate would be? Can you give us a flavor for that?Don Tarry — Senior Vice President and Chief Financial Officer.I don't have that number on me. We've seen it go up and my guess would be 5% or 6% would be the kind of the range that we would see. And again, I mean, the good thing about working in the utility and why utilities have such low bad debt is, they'll eventually — once we're able to migrate into being able to disconnect, folks will get it working toward making payment arrangements and make their payments.And, historically, in New Mexico we've had very low bad debt. To give you a feel our bad debt ranges every year in total about $3 million, which is about 0.3% of our total revenues. And that's because you have the ability to be able to work with the customers. Eventually, they will pay as you move to disconnect.Patricia K. Collawn — Chairman, President and Chief Executive OfficerAnd, Paul, the Commission discussion around the tracker and setting it up as a regulatory asset was very positive, because I think the Commission sees that not only is strengthening the utilities' financing, but giving us even more flexibility to work with our customers. So it was — while they haven't acted yet, it was a very good discussion.Paul Patterson — Glenrock Associates — AnalystGreat. Good to hear. Thanks so much.Patricia K. Collawn — Chairman, President and Chief Executive OfficerThank you.OperatorThere are no more questions in the queue. Ceci conclut notre séance de questions et réponses. I would like to turn the conference back over to Pat Vincent-Collawn for any closing remarks.Patricia K. Collawn — Chairman, President and Chief Executive OfficerThank you, Jason, and thank you all again for joining us this morning. Please stay healthy and safe and we look forward to the time when we can see you all in person again. Thank you.Operator(Operator Closing Remarks)Duration: 60 minutesCall participants:Lisa Goodman — Director of Investor RelationsCharles Eldred — Executive Vice President, Corporate Development and FinanceDon Tarry — Senior Vice President and Chief Financial Officer.Patricia K. Collawn — Chairman, President and Chief Executive OfficerJulien Dumoulin-Smith — Bank of America — AnalystDurgesh Chopra — Evercore ISI — AnalystPaul Fremont — Mizuho — AnalystJonathan Reeder — Wells Fargo — AnalystPaul Patterson — Glenrock Associates — Analyst
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