Transcription de l'appel des résultats du premier trimestre 2020 de Public Service Enterprise Group Inc (PEG)

Transcription de l'appel des résultats du premier trimestre 2020 de Public Service Enterprise Group Inc (PEG)

Source de l'image: The Motley Fool.

Public Service Enterprise Group Inc (NYSE: PEG) Appel des résultats du premier trimestre de 2020 4 mai 2020, 11 h 00 HE Contenu:
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Remarques préparées:
OperatorLadies et messieurs, merci de votre présence. Je m'appelle Christie et je suis votre organisatrice d'événements aujourd'hui. Je souhaite la bienvenue à tous à la conférence d'aujourd'hui, à la conférence téléphonique et à la webdiffusion sur les résultats du premier trimestre 2020 du Groupe des entreprises de la fonction publique. (Instructions pour l'opérateur) J'aimerais maintenant confier la conférence à Carlotta Chan. S'il vous plaît, allez-y.Carlotta Chan – Vice-présidente, Relations avec les investisseursMerci, Christie. Bonjour. PSEG a publié les résultats du premier trimestre 2020 plus tôt dans la journée. Les pièces jointes et les diapositives de publication des résultats détaillant les résultats sont publiées sur le site Web de PSEG IR et notre 10-Q sera déposé sous peu. Le communiqué de presse et les autres questions dont nous discuterons lors de l'appel d'aujourd'hui contiennent des déclarations et des estimations prospectives qui sont soumises à divers risques et incertitudes. Nous discutons également du bénéfice d'exploitation non conforme aux PCGR et du BAIIA ajusté non conforme aux PCGR, qui diffèrent du bénéfice net présenté conformément aux principes comptables généralement reconnus aux États-Unis. Des rapprochements de nos mesures financières non conformes aux PCGR et un avertissement concernant les déclarations prospectives sont affichés sur notre site Web IR et inclus dans les documents sur les résultats d'aujourd'hui. Je vais maintenant passer la parole à Ralph Izzo, président du conseil, président et chef de la direction de la fonction publique Groupe d'entreprise. Dan Cregg, vice-président exécutif et directeur financier, se joint à Ralph lors de l'appel d'aujourd'hui. À la fin de leurs remarques, vous aurez le temps de poser vos questions.Ralph Izzo – Président du conseil d'administration, président et chef de la directionMerci, Carlotta, et merci à tous de vous joindre à nous aujourd'hui. Avant de commencer notre examen des résultats de ce trimestre, permettez-moi de prendre un moment pour exprimer mes sincères condoléances à tous ceux qui ont été personnellement touchés par COVID-19. J'exprime également ma gratitude aux premiers intervenants en soins de santé et d'urgence. Pour ces héros de première ligne dans le New Jersey, PSEG a récemment donné 50 000 masques N95 et 200 000 paires de gants pour aider à reconstituer l'équipement de protection individuelle. À partir de maintenant, j'appellerai cela un EPP. La Fondation PSEG s'est également engagée à verser 2,5 millions de dollars pour octroyer des subventions aux banques alimentaires régionales et aux organismes de santé et de services sociaux de nos collectivités. La responsabilité première et principale de PSEG a toujours été de fournir des services électriques et gaziers sûrs et fiables à nos 3,7 millions de clients dans le New Jersey et à Long Island. Dans le cadre de la région métropolitaine de New York, le New Jersey et Long Island ont été parmi les les zones les plus durement touchées par COVID-19, mais montre des signes d'amélioration. Les taux d'incidence confirmés de COVID-19 parmi les employés de PSEG sont demeurés inférieurs à ceux de la population générale du New Jersey et de Long Island. Environ 1% de nos employés sont actuellement en autosurveillance, la disponibilité du personnel reste forte et un test de l'efficacité des protocoles de sécurité que nous mettons en place dès le début, ce qui deviendra encore plus important au début de la saison des tempêtes d'été et l'accès à les ressources d'aide mutuelle peuvent être grumeleuses. La sécurité continue de nos employés et de nos clients est au cœur de la réponse de PSEG à COVID-19. Nous examinons régulièrement nos protocoles de sécurité par rapport aux recommandations des autorités sanitaires fédérales, étatiques et locales concernant la pratique de la distance physique, l'EPI et l'exécution de protocoles de nettoyage approfondis.Pendant que nous avons suspendu les activités de terrain non essentielles, PSE & G et PSEG Long Island continuent de répondre aux pannes des clients et demander des services d'urgence tels que pas de chauffage ni d'appels d'eau chaude. Surtout, nous poursuivons notre travail sur des projets d'infrastructures énergétiques critiques qui contribuent à la fiabilité et à la résilience du système que nos clients apprécient. La semaine dernière, le gouverneur Murphy a décrit le chemin du retour, une approche en plusieurs étapes pour la reprise et le redémarrage de l'économie du New Jersey dans les semaines et les mois à venir, si les conditions le permettent. Dans l'avenir, nous avons également commencé à planifier une rentrée responsable pour la main-d'œuvre de PSEG une fois le les États dans lesquels nous opérons, le New Jersey, New York, le Connecticut et le Maryland, entament leur transition vers le mode de récupération. Pour atteindre cet objectif, PSEG se prépare soigneusement à apporter des modifications à nos sites de travail, à nos pratiques et procédures de travail afin de protéger la santé et la sécurité de nos employés et clients. Nous prendrons ces mesures afin de sortir plus forts, plus agiles et plus résilients de l'autre côté de cette transition. Passons maintenant à nos résultats financiers du premier trimestre, nous avons eu un bon début d'année. PSEG a déclaré 1,03 $ par action de bénéfice d'exploitation non-GAAP contre 1,08 $ par action au premier trimestre de 2019. Nos résultats GAAP pour le trimestre étaient de 0,88 $ par action, contre 1,38 $ par action au premier trimestre de l'année dernière. Vous trouverez des détails sur les résultats du trimestre sur la diapositive 5 de la présentation des résultats.Les moteurs du trimestre comprenaient une expansion basée sur les tarifs de l'investissement continu dans les infrastructures de transmission et de distribution chez PSE & G, l'ajout de certificats d'émission zéro ou de ZEC chez PSEG Power , qui n'a pas commencé avant le deuxième trimestre 2019, compensé par une baisse programmée des prix des capacités de Power et des comparaisons météorologiques défavorables à la fois à PSE & G et en particulier à Power en raison du deuxième premier trimestre le plus doux jamais enregistré dans le New Jersey. fermeture temporaire de la plupart des entreprises, des écoles et des bâtiments gouvernementaux du New Jersey à la suite des commandes de séjour à domicile qui commencent le 21 mars, le territoire de service PSE & G a connu une baisse d'environ 5% à 7% de la charge électrique de la fin mars à avril . Cela est conforme aux données plus agrégées que nous obtenons de PJM, ce qui suggère que la demande est en baisse de 5% à 7%. Ces gammes ainsi que la combinaison des usages chez les clients résidentiels, commerciaux et industriels sont imprécises car le manque de compteurs intelligents ou d'AMI dans le New Jersey limite notre capacité à analyser les changements de la demande en temps réel. Cela dit, nous prévoyons que cette réduction pourrait s'étendre au cours du deuxième trimestre et peut-être plus longtemps. En y remédiant directement, nous avons moins de risques de volume et de marge que la baisse des ventes de kilowattheures de PSE & G pourrait suggérer. Les clients du transport et de l'électricité et du gaz résidentiels représentaient les trois quarts des marges totales des services publics. Le transport n'est pas sensible au volume et la marge de la clientèle résidentielle devrait être plus élevée pendant la période d'abri à domicile. Le quart de marge restant provient des clients commerciaux et industriels, qui sont largement dus aux pics de demande. Et pour le gaz, il siège sur une base annuelle plutôt que sur le volume. En outre, le segment des clients non résidentiels contribuera à un pourcentage de marge beaucoup plus faible pendant la saison intermédiaire à faible utilisation qui couvre la majeure partie du deuxième trimestre.La réduction de la demande liée au COVID-19 est apparue à la fin du premier trimestre, mais a ajouté aux effets négatifs de l'hiver chaud dans le New Jersey. Cependant, PSEG a réussi à relever ces défis, en poursuivant son programme d'investissement chez PSE & G, en fournissant au New Jersey une énergie à zéro émission de carbone de nos installations nucléaires et en assurant une gestion efficace des coûts dans l'ensemble de nos activités.Un des projets les plus grands et les plus complexes que l'on puisse entreprendre même dans en temps normal, on gère une panne de combustible nucléaire. Je suis donc heureux d'annoncer que la panne de ravitaillement en carburant de Salem 2 se passe très bien. L'équipe nucléaire fait un excellent travail et a réduit la portée de la panne tout en élargissant les examens de santé pour inclure des équipes non-PSEG afin de protéger tous les travailleurs du site à plusieurs unités, qui comprend également Salem 1 et Hope Creek. a célébré le 50e anniversaire du Jour de la Terre le mois dernier, quoique virtuellement, PSEG a également publié son premier rapport sur le climat suivant le cadre établi par le Groupe de travail sur les divulgations financières liées au climat, également connu sous le nom de TCFD. Le rapport reconnaît l'impact continu du changement climatique sur les activités de PSEG, notre territoire de service et la vie de nos clients. Et il détaille avec fierté notre soutien à la préservation de la production nucléaire, la mise en œuvre de l'efficacité énergétique pour réduire les émissions de gaz à effet de serre et le plaidoyer pour des politiques climatiques efficaces. Plus important encore, un prix sur les émissions de carbone. Sur le front réglementaire et politique, il y a eu plusieurs développements constructifs à la fois à la FERC, à la Federal Energy Regulatory Commission et au New Jersey Board of Public Utilities, la BPU depuis notre dernier appel de résultats. En mars, la FERC a signalé dans un avis qu'elle proposait à Rulemaking de soutenir la poursuite des incitations au transport et de reconnaître la valeur globale des investissements dans le transport. La FERC a également proposé d'augmenter l'additionneur RTO de 50 points de base à 100 points de base pour participer à une organisation de transport régionale telle que PJM.Le New Jersey Energy Master Plan finalisé en janvier dernier a noté que la BPU s'engagerait de plus en plus dans les procédures de ROE et d'allocation des coûts de transmission. à la FERC pour le compte des contribuables du New Jersey. Nous continuons de travailler avec le BPU sur ces questions. La BPU a également suivi le rythme des multiples priorités de l'agenda des énergies propres, poursuivant sa procédure de transition vers l'efficacité énergétique, les groupes de travail des parties prenantes ont rencontré des webinaires, dont l'un se tient aujourd'hui. Le personnel de la BPU a des vues avancées sur l'administration des programmes d'EE pour atteindre les objectifs annuels d'économies d'électricité de 2% et de 0,75% de gaz dans la loi de 2008 sur l'énergie propre, les services publics ayant un rôle de premier plan dans la gestion de ces efforts critiques pour réduire de manière rentable l'utilisation et donc les émissions. et les factures des clients.Le personnel de l'UPB continue également de poursuivre – pour tenir compte des commentaires des parties prenantes sur le recouvrement des coûts de l'efficacité énergétique. PSE & G a participé activement au dialogue avec les parties prenantes sur ces sujets et sur d'autres sujets relatifs à l'efficacité énergétique. Il est prévu que le personnel du BPU soumette sa proposition finale d'efficacité énergétique pour un vote lors d'une prochaine réunion de l'ordre du jour dans un avenir proche.Le BPU a également soutenu la nécessité de l'AMI et a récemment mis fin au moratoire sur l'état des compteurs intelligents. La BPU a établi des calendriers de procédure pour les propositions Clean Energy Future, couvrant 600 millions de dollars d'Energy Cloud ou une infrastructure de comptage avancée, un compteur intelligent, si vous voulez, et 400 millions de dollars de programmes de stockage d'énergie pour les véhicules électriques. Nous allons travailler pour conclure l'AMI et la procédure de stockage d'énergie et de véhicules électriques vers la fin de cette année ou le début de la nouvelle année. Plus récemment, le BPU a entrepris d'étudier le besoin en ressources fixes ou FRR comme une alternative pour satisfaire l'état de l'État. obligations de capacité futures avec sa combinaison de ressources préférée. L'action de la BPU faisait suite à l'ordonnance de la FERC de décembre 2019 qui fixait les règles de remplacement pour l'enchère de capacité PJM et élargissait l'application de la règle du prix d'offre minimal à certaines ressources de production nouvelles et existantes subventionnées par l'État, en particulier l'éolien offshore, le solaire et le nucléaire Comme vous vous en souvenez peut-être, l'éolien offshore et les unités nucléaires du New Jersey ont tous deux été identifiés dans le récent plan directeur de l'énergie comme essentiels à la capacité de l'État à atteindre ses objectifs de réduction du carbone. Le dossier de conformité de PJM en mars, également en réponse à l'ordonnance de décembre de la FERC, proposait un prix plancher pour les unités nucléaires du New Jersey, appelé ACR ou taux de coût évitable, qui préserverait la flexibilité totale des enchères à dégager lors de la prochaine enchère de capacité de PJM. Si le New Jersey devait mettre en œuvre l'enchère du FRR en termes généraux, cela offrirait un choix à nos unités nucléaires et à la majorité de notre flotte fossile de soumissionner soit à l'enchère de capacité de PJM, soit à un FRR du New Jersey. Un FRR pourrait être structuré pour avoir une durée de vie plus longue, une préférence pour la production de zéro carbone et aurait des exigences de livraison locales.Nous pensons que l'État pourrait poursuivre un FRR sans législation, mais en fin de compte, la décision d'aller de l'avant est la leur. Nous avons l'intention de participer à cette procédure et nous proposerons des moyens de concevoir le FRR afin de minimiser au mieux l'impact des coûts de la décision de la FERC sur la capacité des clients du New Jersey. Nous restons déterminés à exécuter notre plan d'investissement de 12 à 16 milliards de dollars sur cinq ans sans avoir à émettre de capitaux propres. Ce plan devrait générer une croissance annuelle composée de la base tarifaire de PSE & G de 6,5% à 8% à partir d'une base de fin d'année 2019 d'un peu plus de 20 milliards de dollars. Je noterai également que plus de 90% des investissements des services publics bénéficient de l'une ou l'autre formule ou le recouvrement fondé sur des clauses de et sur le capital. PSEG poursuit sa diligence raisonnable et négocie un accord de coentreprise en vue d'acquérir potentiellement une participation de 25% et le projet Ocean Wind de 1 100 mégawatts d'Orsted et prévoit prendre une décision cet automne. PSEG a également amélioré sa position de liquidité nette, se terminant en mars avec environ 4 milliards de dollars de liquidités disponibles. Et comme toujours, nous reconnaissons l'importance de notre dividende commun pour nos actionnaires, toujours conscients de notre historique de 113 ans et nous sommes déterminés à continuer pour offrir la possibilité d'une croissance cohérente et durable de ce dividende. Aujourd'hui, nous réaffirmons nos prévisions de bénéfice d'exploitation non-GAAP pour l'exercice complet de 2020 de 3,30 $ à 3,50 $ par action. Nos prévisions supposent que les opérations d'implants météorologiques normales pour le reste de l'année, le temps extrêmement doux du trimestre et la faiblesse associée de la demande du marché ainsi que les impacts de COVID-19 nécessiteront de maintenir des opérations solides et un contrôle des coûts solide dans les deux services publics. et PSEG Power, en particulier pendant la saison de refroidissement du troisième trimestre. Je conclurai en remerciant tous nos 13000 employés pour leur dévouement extraordinaire, leur flexibilité et leur souci mutuel et pour nos clients au cours de ces nombreuses semaines difficiles. appelez Dan pour plus de détails sur nos résultats financiers et opérationnels. Dan? (Problème technique) OpérateurBonjour? Daniel J. Cregg – Vice-président exécutif et chef de la direction financièrePouvez-vous entendre? OpérateurNous pouvons vous entendre maintenant.Daniel J. Cregg – Vice-président exécutif et chef de la direction financièreOkay. Je reviens au début de mes remarques. Désolé pour les difficultés techniques. Comme Ralph l'a mentionné, PSEG a déclaré un bénéfice d'exploitation non-GAAP pour le premier trimestre de 2020 de 1,03 $ par action contre 1,08 $ par action au premier trimestre de l'année dernière. Nous vous avons fourni des informations sur la diapositive 10 concernant la contribution au bénéfice d'exploitation non-GAAP par entreprise pour le trimestre. Et la diapositive 11 contient un graphique en cascade qui vous montre les variations nettes d'un trimestre à l'autre du bénéfice d'exploitation non conforme aux PCGR par grande entreprise. Et je vais commencer à examiner chaque entreprise plus en détail avec PSE & G.PSE & G, comme le montre la diapositive 13, a déclaré un bénéfice net pour le premier trimestre de 2020 de 0,87 $ par action contre 0,79 $ par action pour le premier trimestre de 2019, en hausse de 10 % par rapport à l'année dernière. Les résultats de PSE & G ont été tirés par la croissance des revenus provenant des programmes d'investissement en cours dans le transport et la distribution, qui ont plus que compensé l'impact des conditions météorologiques hivernales défavorables sur la marge électrique et gazière. Pour rappel, notre activité de distribution de gaz dispose d'une clause de normalisation des conditions météorologiques qui atténue l'impact des variations des ventes liées aux conditions météorologiques par rapport aux conditions météorologiques normales.La croissance de la base de tarification du transport, qui a ajouté 0,06 $ par action au résultat net du premier trimestre, comprend environ 0,02 $ par action de éléments qui s'inverseront au cours des deuxième et troisième trimestres de 2020 en raison du calendrier des dépenses dans les réévaluations de 2019. La marge de gaz, qui comprend la récupération des investissements réalisés dans le cadre du programme de modernisation du système de gaz ou du GSMP II, ainsi que l'augmentation des marges de vente de gaz normalisées par les conditions météorologiques, ont amélioré les comparaisons de revenus nets d'un trimestre à l'autre de 0,04 $ Météo d'hiver mesurée par le degré de chauffage jours était 19% plus chaud que la normale et 19% plus chaud que le premier trimestre de 2019. L'impact négatif des conditions météorologiques défavorables sur la marge gazière d'un trimestre à l'autre a été largement compensé par les coûts de normalisation des conditions météorologiques au gaz. Cependant, la baisse des ventes et des revenus de l'électricité en raison de la grande différence des conditions météorologiques a réduit les comparaisons de bénéfices d'un trimestre à l'autre de 0,02 $ par action. Pour les 12 derniers mois terminés le 31 mars, l'électricité et les gaz fermes normalisés en fonction des conditions météorologiques les ventes ont baissé d'environ 1% chacune, en raison de la baisse de l'utilisation commerciale et industrielle. Les ventes résidentielles sont demeurées stables, la croissance de la clientèle étant légèrement inférieure à 1%, contrebalancée par une augmentation de l'efficacité énergétique et de la mesure nette du solaire. installations de transmission et de distribution. PSE & G a investi environ 600 millions de dollars au premier trimestre et est en voie de réaliser son programme d'investissement en immobilisations prévu de 2,7 milliards de dollars pour l'année. Les progrès se poursuivent sur plusieurs projets importants, notamment le projet Metuchen-Trenton-Burlington, qui a alimenté sa deuxième phase et le projet Aldene to Linden, qui a récemment alimenté un circuit amélioré reliant Aldene et Linden. Les deux projets respectent le plan et le budget et l'abordabilité des factures des clients demeure une considération clé à mesure que nous investissons dans le système. Et PSE & G reste bien positionné sur cette métrique avec ses factures d'électricité et de gaz combinées inférieures à 3% du revenu médian des ménages du New Jersey au 1er janvier 2020. En mars, PSE & G a temporairement suspendu tous les arrêts de service non liés à la sécurité pour les paiement pendant la crise COVID-19, reconnaissant les difficultés financières que beaucoup de nos clients connaissent actuellement. Et nous les informerons des programmes d'aide au paiement et des outils de gestion des factures disponibles. Pour rappel, du côté électrique, nous recouvrons nos créances douteuses par le biais des charges sociales, qui sont revues périodiquement. Nous réaffirmons les prévisions de bénéfice net de PSE & G pour 2020 de 1 310 millions à 1 370 millions de dollars. Je passe maintenant à Power. PSEG Power a déclaré un bénéfice d'exploitation non-GAAP de 0,17 $ par action et un BAIIA ajusté non-GAAP de 201 millions $. Cela se compare à un bénéfice d'exploitation de 0,29 $ par action et à un BAIIA ajusté de 304 millions de dollars déclaré pour le premier trimestre de 2019. Le bénéfice net pour le premier trimestre était de 13 millions de dollars ou 0,02 $ par action et une charge avant impôts de 20 millions de dollars pour refléter une baisse de l'ajustement des coûts ou du marché aux stocks de pétrole a été comptabilisé au premier trimestre et exclu de nos mesures non conformes aux PCGR. La publication des résultats et la diapositive 18 vous fournissent une analyse détaillée des éléments ayant une incidence sur le bénéfice d'exploitation non EBITDA ajusté selon les PCGR par rapport au bénéfice net d'un trimestre à l'autre. Nous vous avons également fourni plus de détails sur la production pour le trimestre sur la diapositive 19. Les résultats du premier trimestre de PSEG Power ont été négativement affectés par des conditions météorologiques hivernales extrêmement douces par rapport au premier trimestre de 2019. Une baisse programmée des revenus de capacité PJM a Comparaison des bénéfices d'exploitation selon les PCGR de 0,11 $ par action par rapport au T1 2019. L'ajout des revenus de ZEC aux résultats du premier trimestre a ajouté 0,07 $ par action.La production de production inférieure pour le trimestre a réduit les comparaisons de 0,01 $ par action et la restructuration a réduit les résultats de 0,01 $ par action, reflétant une baisse d'environ 1 $ par mégawatt-heure du prix de couverture moyen par rapport au même trimestre de l'an dernier. La baisse liée aux conditions météorologiques de l'émission totale de gaz aux clients commerciaux et industriels a réduit les résultats de 0,04 $ par action. L'augmentation des dépenses d'exploitation et d'entretien résultant d'une panne imprévue à l'unité 1 de Salem a réduit les résultats de 0,01 $ par action. De plus, les frais d'intérêt plus élevés ont fait baisser les comparaisons de 0,01 $ par action par rapport au trimestre de l'exercice précédent. La marge brute pour le premier trimestre a légèrement diminué à 30 $ par mégawatt-heure comparativement à 31 $ par mégawatt-heure au cours de la même période l'an dernier. Les prix de l'électricité étaient plus faibles à PJM, à New York et en Nouvelle-Angleterre par rapport au trimestre précédent, les températures hivernales étant en moyenne de 16% supérieures au premier trimestre de 2019. Les prix moyens de capacité de PSEG Power en PJM devraient augmenter au cours du second semestre de 2020. Et à partir du 1er juin, le prix moyen de la capacité PJM passera à 168 $ par mégawatt-jour, contre 116 $ par mégawatt-jour. Et les prix de capacité ISO de la Nouvelle-Angleterre devraient baisser, mais l'impact sur nos revenus de capacité sera modéré par l'ajout de Bridgeport Harbour 5 et de son verrouillage de capacité de sept ans à 232 $ par mégawatt par jour. Passons maintenant aux opérations de Power. La production totale de la production a diminué de 6,5%% pour s'établir à 13,2 térawattheures, reflétant la vente des unités Keystone et Conemaugh l'automne dernier. Le parc à cycle combiné de PSEG Power a produit 5,1 térawattheures de production, en hausse de 16%, reflétant l'ajout de Bridgeport Harbour 5, qui a été mis en service en juin 2019.Les trois plus récentes unités à cycle combiné, Keys, Sewaren et Bridgeport, ont combiné pour afficher un fort facteur de capacité moyen de 81% sur le trimestre. Le parc nucléaire a fonctionné à un facteur de capacité moyen de 94,9% au premier trimestre, produisant huit térawattheures, soit 61% de la production totale. L'augmentation de la production de Hope Creek et de Salem 2 a partiellement compensé une interruption de réparation d'un mois à l'unité Salem 1, entraînant une baisse de 2% de la production nucléaire pour le trimestre. Salem 2 est entré dans sa 24e panne de ravitaillement le 11 avril. Et la panne a été réduite pour terminer un ensemble de tâches essentielles, ce qui devrait réduire la durée et le coût de la panne.PSEG Power continue de prévoir la production annuelle pour les années 2020 à 2022 de 50 térawattheures à 52 térawattheures. Pour le reste de 2020, Power a couvert environ 95% à 100% de la production à un prix moyen de 36 $ par mégawatt-heure. 2021, Power a couvert de 55% à 60% de la production prévue à un prix moyen de 35 $ par mégawatt-heure. Et pour 2022, Power a couvert 25% à 30% de la production prévue à un prix moyen de 35 $ par mégawattheure. Plus de 70% de la marge brute attendue de PSEG Power en 2020 est assurée par notre position de couverture plus élevée de la production d'énergie, des revenus de capacité fixé dans les enchères précédentes, la possibilité de gagner une année complète de revenus ZEC et certains paiements de services auxiliaires tels que la puissance réactive. Nous réaffirmons nos prévisions d'un bénéfice d'exploitation non conforme aux PCGR de PSEG Power pour 2020 de 345 millions de dollars à 435 millions de dollars et d'un BAIIA ajusté non conforme aux PCGR de 950 millions de dollars à 1050 millions de dollars.Le BAIIA ajusté pour le premier trimestre de 2020 comprend des charges avant impôts de 35 millions de dollars liés à l'achat de crédits d'impôt du New Jersey et l'avantage de ce programme est inclus sous le BAIIA dans la charge d'impôt sur le résultat et il se combine pour un avantage net pour le trimestre de 5 millions de dollars et il n'y a pas eu de transactions similaires au premier trimestre de 2019. j'aborderai brièvement les résultats de PSEG Enterprise et Other. Pour le premier trimestre de 2020, Enterprise and Other a déclaré une perte nette de 5 millions de dollars ou 0,01 $ par action par rapport à un bénéfice net de 1 million de dollars par action au premier trimestre de l'exercice précédent. La perte nette du premier trimestre reflète la hausse des intérêts et des charges fiscales de la société mère, partiellement compensée par les contributions continues de PSEG Long Island. Pour 2020, nous réaffirmons que les prévisions pour PSEG Enterprise and Other restent inchangées avec une perte nette de 5 millions de dollars. Le PSEG a terminé le trimestre avec 799 millions de dollars de liquidités au bilan. En mars de cette année, PSEG a conclu un prêt à taux variable de 300 millions de dollars échéant en mars 2021. Au 31 mars, PSEG avait accès à 3,2 milliards de dollars en vertu de sa facilité de crédit de 4,2 milliards de dollars, le revolver de 4 milliards de dollars étant prolongé d'une année à mars. 2024. Fin mars, la dette s'élevait à 52% de notre capital consolidé. La dette de PSEG Power représentait 32% de son capital à la fin du trimestre. Au cours du premier trimestre, PSE & G a émis 300 millions de dollars de prêts à moyen terme garantis à 2,45% sur 10 ans et 300 millions de dollars de prêts à moyen terme garantis à 3,15% sur 30 ans à 3,15%. . De plus, nous avons retiré un billet de 5,13% de 406 millions de dollars chez PSEG Power, arrivé à échéance en avril. Toujours en avril, PSEG a conclu deux autres prêts à terme totalisant 500 millions de dollars. Pour le reste de l'année, nous avons environ 260 millions de dollars d'échéances PSE & G venant à échéance en août et une échéance parentale de 700 millions de dollars en novembre. Notre bilan solide et nos mesures de crédit nous permettent de financer en interne notre programme d'investissement en immobilisations de 2020 à 2024 sans avoir à émettre de nouveaux capitaux propres. Comme Ralph l'a mentionné plus tôt, nous réaffirmons notre prévision d'un bénéfice d'exploitation non-GAAP pour l'année 2020 de 3,30 $ à 3,50 $ par action. Ceci conclut mes remarques. Et maintenant je vais vous rappeler pour des questions.Questions et réponses: Opérateur (Instructions de l'opérateur) La première question vient de Julien Dumoulin-Smith de Bank of America.Julien Dumoulin-Smith – Bank of America Merrill Lynch – Analyste, bonjour . Félicitations d'avoir tout réuni.Ralph Izzo – Président du conseil d'administration, président et chef de la directionMerci, Julien.Julien Dumoulin-Smith – Bank of America Merrill Lynch – Analyste, absolument. Je voulais donc approfondir un peu plus le Power et le PSE & G '20 réaffirment. Lorsque vous pensez aux contrôles des coûts que vous avez intégrés, et j'apprécie, c'est une situation dynamique, il est donc difficile de mettre le doigt dessus. Quel est l'ordre de grandeur que vous envisagez tous de réaffirmer ici aujourd'hui, en particulier en ce qui concerne le côté puissance de l'entreprise, car il est évident que cela est couvert en grande partie, mais pas entièrement. Donc, j'essaie juste de comprendre l'ordre de grandeur que vous envisagez tous dans vos conseils ici lorsque vous pensez aux options de vente et de prise ici par rapport à ce qui est évidemment un objectif mobile et des attentes pour une charge annuelle complète et des prix moyens? Ralph Izzo – – Président du conseil d'administration, président et chef de la direction Donc Julien, plutôt que de vous donner des pièces avec des numéros spécifiques attachés à chaque pièce, – tout d'abord, il est bon d'entendre votre voix. J'espère que vous et votre famille allez bien et que vous gérez également en ces temps difficiles. Certaines des choses que nous avons faites, comme par exemple, c'est que nous avons recalibré notre panne de combustible nucléaire et moi – et nous avons pris un tas de jours de congé. Je ne peux pas vous donner ce numéro parce que je ne pense pas que nous l'avons affiché sur Oasis. Nous n'avions pas le nombre de jours d'origine. Et donc donc, je ne veux pas vous donner le nouveau nombre de jours. Pendant que O&M augmente, étant donné les règles de travail que nous devons mettre en place pour une panne, et donc, nous n'avons économisé qu'une modeste quantité d'O & M en raccourcissant la panne, nous avons augmenté beaucoup les attentes de revenus pour des choses comme les paiements ZEC, des choses de ce genre par abréviation la panne. Vous avez mentionné la position de couverture, et même si les couvertures ne sont pas parfaites, elles l'étaient – nous étions couverts à environ 90% cette année. Il y a eu des réductions de fonctionnement et d'entretien assez modestes uniquement en termes de services de support que nous avons pu capturer simplement en raison du changement dans les pratiques de travail, ce sont donc les types de choses sur Power. Dans le service public, parce que nous ne faisons que le travail essentiel pour les clients, il y a eu une certaine réduction des coûts d'exploitation et d'entretien associés à certains travaux de réparation d'appareils et à des choses de cette nature que le gouverneur nous a demandé de ne pas faire. Et en attendant, nous sommes toujours à pleine vitesse sur le programme d'immobilisations qui, comme vous le savez, obtient une récupération de la clause de 90%. C'est donc une combinaison de choses. Et l'équipe travaille 24h / 24 et 7j / 7 pour s'assurer que nous nous adaptons et peaufinons constamment. Et Dan, n'hésitez pas à ajouter quelque chose si vous le souhaitez? Daniel J. Cregg – Vice-président exécutif et directeur financier Non, je pense que c'est un bon résumé. Et je pense également que vous constaterez des avantages dans la mesure où vous constaterez également un coût inférieur pour servir sur certaines de nos couvertures. Donc, dans la mesure où nous avons un marché plus bas sur lequel nous pouvons travailler pour soutenir certaines des couvertures, vous pouvez voir certains avantages se concrétiser là-bas et certains de ces contrats ont tendance à s'appuyer un peu plus sur le petit côté ou sur le côté résidentiel afin qu'il puisse y avoir une certaine hausse là aussi, Julien.Julien Dumoulin-Smith – Bank of America Merrill Lynch – Analyste Excellent. Et puis, si je peux rapidement revenir sur une deuxième pièce ici. L'arrangement de l'éolien offshore, comment envisagez-vous de vous entendre là-dessus? Et finalement, le moment de cela est-il finalement inscrit dans une conversation plus large sur le FRR, un processus électoral et de réflexion dans l'État? Et devons-nous voir une sorte de résolution de l'État pour que vous vous sentiez à l'aise de participer sous quelque forme que ce soit? Ralph Izzo – Président du conseil d'administration, président et chef de la directionMerci, Julien. Bonne question. Permettez-moi d'être plus explicite que je ne l'ai été par le passé, car Orsted n'est qu'une entreprise formidable et un partenaire très précieux, mais le temps est notre ami. Nous sommes donc juste – je ne veux pas déranger mes collègues à Orsted s'ils écoutent, mais il est à notre avantage de prendre chaque jour pour en apprendre autant que possible sur cette entreprise et maximiser le délai qu'ils 'nous a accordé de prendre cette décision, parce que nous sommes partis d'une position d'ignorance relative. Donc, vraiment, il s'agit simplement de profiter de chaque jour pour être plus intelligent et plus intelligent sur ce qui est impliqué dans le développement de ce projet.L'État est absolument déterminé à construire ce projet. Il semblerait que les agences fédérales le soient aussi. Il y a eu des retards bien médiatisés dans différents projets autour de l'entreprise. Orsted eux-mêmes ont parlé de certains retards dans l'obtention des permis fédéraux. Ce n'est donc pas du tout une question de FRR. Le BPU ordonne assez clairement quelles seront les conditions commerciales de ce projet, seront et seront. Et nous devons maintenant comprendre qu'étant donné ce chiffre d'affaires très bien établi, à quoi ressemble le milieu du compte de résultat en termes de coûts opérationnels courants, puis prendre une décision à un moment donné à l'automne. Donc, c'est juste le, je vais me répéter, le temps est notre ami en termes de collecte de plus en plus d'informations et de devenir plus intelligent et plus intelligent.Julien Dumoulin-Smith – Bank of America Merrill Lynch – AnalystGot you. Excellent. Et puis pas de mise à jour du calendrier de résolution des FRR en ce qui vous concerne? Ralph Izzo – Président du conseil d'administration, président et chef de la direction Ma supposition éclairée, et je ne veux pas paraître présomptueuse en mettant l'ajustif éduqué, que est probablement à la fin de l'année, se déversant probablement au premier trimestre de l'année prochaine. Rappelez-vous que l'État n'a vraiment pas à s'inquiéter de payer le double de sa capacité maintenant que les unités nucléaires sont couvertes ou du moins dans un avenir prévisible jusqu'à ce que l'éolien offshore soit mis en ligne et que cela ne se produira qu'en 2024. Vous devez donc vous inquiéter de la Vente aux enchères de 2021, mais avant de devoir lancer votre FRR afin d'éviter ce paiement en double pour la capacité.Julien Dumoulin-Smith – Bank of America Merrill Lynch – AnalystExcellent. Thank you all very much. All the best. Stay safe.Ralph Izzo — Chairman of the Board, President & Chief Executive OfficerThanks, Julien.OperatorYour next question comes from the line of Constantine with Guggenheim Partners.Constantine Lednev — Guggenheim Partners — AnalystHi. Good morning, guys. Shar has a jump so I'm taking some questions here. It's great to hear the update on everyone's staying safe and work going on. You mentioned the kind of 5% to 7% load impact that you're seeing. And so if we kind of just look at kind of an extended lockdown in New Jersey, saying kind of full second quarter, what does that kind of mean in terms of sensitivities for EPS and understanding that there is some offsetting dynamics and kind of having only a quarter of the margin on really on C&I? And can you talk about kind of you've mentioned the bid on the cost efficiency levers that are being applied, a little bit more detail in terms of kind of magnitude versus that sensitivity?Daniel J. Cregg — Executive Vice President and Chief Financial OfficerYeah, Constantine. So it's been a little challenging. Ralph referenced in his original remarks that without AMI the granularity that we would like to have we don't have. So we know for a fact that in the aggregate when we take a look at what reductions are, we're in that 5% to 7% range on a weather-normalized basis. And by all indications, we're going to see an uptick on the residential side and we're going to see more challenges on the C&I side, just knowing what's going on.So we basically have taken a look at that kind of a trajectory and presume that we would continue to see that through the balance of the year. Now it's going to have varied effects as you go through the year, you're going to have different seasonality, you're going to have different effects moving through the year, but that's what we used to try to gauge what things would look like. And if you take a look at both from a power and utility business combined and you try to take a look at what that's going to do from an EPS perspective, ranges in the order of about $0.01 a month from the standpoint of impact from an enterprise earnings perspective through the summer period. And then when you get into the fall into more of a shoulder period, you could see a little bit less of an impact just because you've got a different dynamic with respect to what overall loads are.So that's an admittedly rough estimate given the data that we do have and how we've been able to forecast it out. And as we go through time, we'll continue to get more data and more data on a customer segment perspective and be able to refine that. But that's the order of magnitude that we've seen from the standpoint of losses to date and where we think it may end up coming out.That's a gross margin number. So we're going to take that. And then you would tax effect that and then you're going to work your way through on the cost side. And there are some basic things that are fairly obvious if you think about the cost structure of the business and you could think about things like travel, you could think about some of the basic things like Ralph described that we're going to strip some of the outages down to.So some work may be more expensive to do, but there will be some of it that will not be done during this period, which will cause some savings. So we will continue to manage this as we go through the balance of the year. And I think from taking all this and looking at it, that's what gives us confidence to be able to reaffirm guidance.Constantine Lednev — Guggenheim Partners — AnalystOkay. That makes sense kind of offering on both sides. Another one kind of — this might be one for Ralph. You talked about some of NJBPU and kind of engaging stakeholders on ROE. Are there kind of any advancements and what sorts of conversations are kind of being had at this stage?Ralph Izzo — Chairman of the Board, President & Chief Executive OfficerYeah, Constantine. And I'd echo what I mentioned a moment ago. I'm glad to hear your voice and hope you and your family are well in addition. So I don't want to go into details on the conversation with the BPU on transmission ROE, but sufficed to say that we still are in conversation. And the motivation for that really is the fact that the New Jersey economy is in a tough state right now. And I think the BPU realizes that this is a great opportunity for possibly refunding to customers, many, many dollars as a result of a reduction in our allowed ROE. And rather than enter into a protracted litigated case at FERC, which would take many years to have that rate relief occur, now is a good time to do it, and we would agree with that.Having said that, we've been very clear with the BPU as to what we think is a fair return and we're not going to settle on something unless it matches what we think is a fair return. And I'm sure they feel the same way. So the good news is we are still in conversation and we both recognize that there could be a win-win if we can narrow the gap that continues to exist between us. So I'm sorry for not giving you a specific number or specific answer right now Constant, but just the nature of that dialog doesn't allow me to do that. But all parties realize it would be a great benefit to many folks to reach resolution. And if we can't, then so be it. It will be decided elsewhere.We had technical difficulties before. I'm hoping that we didn't just go silent again?Constantine Lednev — Guggenheim Partners — AnalystNo. Sorry about that. I just happened to be on mute. Just one real quick one for Dan. Is there any kind of volume metric risk remaining with the hedges on power for the remainder of the year or is that kind of pretty hedged out?Daniel J. Cregg — Executive Vice President and Chief Financial OfficerThere is volumetric aspects on some of our hedges. There is volumetric aspects on some of our generation as well. And that's how I would have you think about it, Constantine. So the nuclear units are going to run like nuclear units. And in our gas units with pretty significant capacity factors will still follow load. And similarly, we will have some blockages that will be on and we will have some load deals that will be on and that makes up the aggregate of our hedge portfolio.So I think you've got the ability for some of your generation to flex based upon changes in load. And I think you've got some of your hedges that will do the same. And so they will not be an absolute lockstep, but I think that those hedges will work well for the fleet that we have and you'll see some of them work in approximate tandem.Constantine Lednev — Guggenheim Partners — AnalystPerfect. Thanks for that, guys. Stay safe, OK?Ralph Izzo — Chairman of the Board, President & Chief Executive OfficerStay safe to you too.OperatorYour next question is from Stephen Byrd with Morgan Stanley. Mr. Byrd, your line is open.Carlotta Chan — Vice President, Investor RelationsChristie, let's go to the next question.OperatorYes. Your next question comes from the line of Steve Fleishman with Wolfe Research.Steven I. Fleishman — Wolfe Research — AnalystYeah. Hi, good morning. Hopefully you can hear me?Ralph Izzo — Chairman of the Board, President & Chief Executive OfficerYeah. We can hear you.Steven I. Fleishman — Wolfe Research — AnalystI've seen you nearly as much as — Hi. I think I've seen you Ralph nearly as much as my family on TV the last few weeks. So it's been nice. Good to see your face. So couple of things. Just on the guidance for 2020, you mentioned just continued strong operations and cost control. Is that just kind of say that there are pressures and you don't have as much cushion as normal or what are you trying to kind of emphasize there?Ralph Izzo — Chairman of the Board, President & Chief Executive OfficerNothing more than what we said there, Steve. I mean, so the kind of flexibility you have is outage duration and that helps both in terms of the cost associated with the outage as well as the opportunity for margin acquisition. In the utilities type of thing that you have is, if you do less O&M and more capital, you can both benefit from the clause recovery associated with the capital and benefit from the reduced O&M. And eliminating some of the non-essential services, there are some reduction in over time.So it's really a combination of things like that. It's not one specific item. By the way that TV spot that you saw was recorded by my wife on an iPhone. So we saved money there, if you're curious. We almost incurred some expense with a divorce attorney, but that was OK, we managed for that. So I know that everybody wants to — OK, so what are we doing to get $0.05? What are we doing to get $0.03? But it just doesn't work that way. It's really a never ending focus on a bunch of small things that add up.In terms of the guidance range, as Dan said, we are going to be swimming against about $0.01 a share if this current trend in demand reduction continues with a lesser amount after the summer. So that's the bogey that we're fighting against. So when we give a $0.20 range, we have enough flexibility in there with that kind of a headwind with some of the offsets to reaffirm.Steven I. Fleishman — Wolfe Research — AnalystGreat. And then just on the New Jersey capital programs outside of the base rate case, just based on the schedules you have now, how are you feeling about some meaningful amount of those investments starting to be made or being made in 2021?Ralph Izzo — Chairman of the Board, President & Chief Executive OfficerWell, I feel good about it. Let me tell you why, because that is something you've heard me say before. Despite phenomenally good management on the part of Governor Murphy, New Jersey has been dealt a really tough hand here. We are a densely populated state. And therefore, as a result of that population density, we are being hit harder than no other state other than New York in terms of COVID-19. That is having huge social impact, health impact, as well as economic impact. And we are as a company probably best positioned to help in regard to those economic impacts.The energy efficiency filing that we have made has huge benefits in terms of up to 5,000 jobs that could be created as a result of that and bill reductions for customers and shareholder benefits. I mean there is nothing that you can point to that has that kind of multiple benefit. But in the past, I'm not saying this will be repeated now, but in the past, in 2008 when we had economic downturn, there was a desire on the part of the BPU to accelerate some of the aging infrastructure replacement as a form of economic stimulus. We'll certainly remind them of that. And we do have bandwidth to do more on the electric distribution side than we're doing now, which is useful stuff to do while recognizing some of the economic impacts that we're experiencing as a state.So I do think that we are generally viewed as someone that can help with economic recovery. And right now, as you well know, we're expecting to resolve the energy efficiency component by September of this year.Steven I. Fleishman — Wolfe Research — AnalystOkay, great. Je vous remercie. Be well.Ralph Izzo — Chairman of the Board, President & Chief Executive OfficerThanks. You too, Steve.Daniel J. Cregg — Executive Vice President and Chief Financial OfficerThanks Steve.OperatorYour next question comes from Jonathan Arnold with Vertical Research.Jonathan Arnold — Vertical Research — AnalystHi. Good morning, guys, and it's good to hear from you.Ralph Izzo — Chairman of the Board, President & Chief Executive OfficerSame Jonathan.Jonathan Arnold — Vertical Research — AnalystA quick one on just — am I hearing you right, Ralph, I think what you're saying is that pretty much all of the capital work you're currently doing is continuing under an essential header, but it's really more O&M type activities that you are having to curtail. Is that correct or is there — are there some sort of elements of the capital program that are also going to need to catch up a little bit when things start to normalize?Ralph Izzo — Chairman of the Board, President & Chief Executive OfficerNo, that's correct, Jonathan. You heard me correctly.Jonathan Arnold — Vertical Research — AnalystOkay. So that was one. And then you mentioned, Ralph, in your prepared remarks that you have some concerns about mutual aid and how that will work as we get further into the year and storm season. Could you maybe talk about some of the things you're doing or thinking about as you try to address that?Ralph Izzo — Chairman of the Board, President & Chief Executive OfficerFirst of all, I'm surprised if you can tell if those are prepared remarks, I thought you realized that I just — but yeah. So we had a little bit of a taste of this, Jonathan, about two or so weeks ago. We had a significant storm roll through, but it was high winds and lots of rain, but it happened before the tree is all leafed out. So we dodged a bit of a bullet there. But normally what you do when you see a storm coming is you arrange for contractors and other utilities who are not likely to be affected because they're not in the path of the storm to stage a workforce. And it might be just getting them ready to leave from wherever they are or you might actually get them to New Jersey and have them in place. We were able to secure about 40% of what we asked for. And it was a combination of candidly utilities not willing to risk their own employees in terms of their exposure to jobs and travel invitations put on some of the contractors.So if we have that experience when the trees all have leaves on them and the wind blows, then we will have to communicate extensively with customers about some of the likely delays that they will experience in being restored.Jonathan Arnold — Vertical Research — AnalystGreat. D'accord. So you're really pointing out the issue as opposed to that being a way of addressing it at this point?Ralph Izzo — Chairman of the Board, President & Chief Executive OfficerRight.Jonathan Arnold — Vertical Research — AnalystOkay. Merci. You answered everything else I think, Ralph. Thank you.Ralph Izzo — Chairman of the Board, President & Chief Executive OfficerThank you.OperatorYour next question comes from Jeremy Tonet with J.P. Morgan.Jeremy Tonet — J.P. Morgan — AnalystGood morning. Thanks for having me.Ralph Izzo — Chairman of the Board, President & Chief Executive OfficerGood morning.Jeremy Tonet — J.P. Morgan — AnalystJust wanted to go back to FRR if I could. How do you see the near-term cost dynamics of an FRR versus the PJM capacity auction influencing the BPU's evaluation of the long-term issue of a double payment for capacity?Ralph Izzo — Chairman of the Board, President & Chief Executive OfficerSo there is multiple factors that we're exploring with the BPU as they are exploring with many other people, I didn't I mean to suggest that we are the only folks that they're talking to, that's not the case. They have a formal proceeding that they've announced. One possibility is that you could be seeing a different price in New Jersey than you would see in PJM writ large, but the fact that you only need to secure 15% or 16% reserve margin as opposed to the larger reserve margin that's in the broader PJM put a lot of the total amount of money that is paid by customers to be less whether that was a — you have a case where you pay a higher price in New Jersey, but you buy less of it, so the unit cost is more, but the number of units is less. So the product of the two turns out to be less expensive in the state.If you were to just look at offshore wind aspirations of the state and then take a look at what typical Eastern Mac capacity prices have been and then you factor in what the capacity value of the offshore wind might be granted by PJM, you quickly get to eight, if not nine figures in just a few years in terms of extra payments on the part of New Jersey customers for not having offshore wind be able to clear the auction.So you have those two potential savings. One savings is the avoidance of paying twice, that's the eight to nine figures for offshore wind capacity that won't be granted recognition on the part of PJM and would not be able to clear the auction at the ACRs that have been proposed. And the second is just the mere fact that by virtue of New Jersey having to secure only a 15% or 16% reserve margin, it could save there as well. So you have this double benefit that the state could realize if it designs the FRR in a competitive way that recognizes the carbon-free resources that it is committed to securing.Jeremy Tonet — J.P. Morgan — AnalystGreat. That's really helpful. Merci pour ça. And just one more if I could. If you have any thoughts you could share when you think settlement discussions could begin on the CEF proceeding?Ralph Izzo — Chairman of the Board, President & Chief Executive OfficerWell, we've had a good conversations with the board staff. They know what's important to us, and we've been very clear. It's to be indifferent to energy efficiency investments. We would hope that the board would incentivize us, I may have just created a verb. But a very least we should be indifferent to whether we invest in a circuit, a meter or energy efficiency, and that's worked in other states.We need to have fixed cost recovery because the profitability of energy efficiency is much smaller than the fixed cost lost if you avoid a kilowatt hour sale, and that's been recognized by other leading states. And last but not least, we want to make sure that the state recognizes the importance of having the useful life of the asset be matched up with the depreciable life of the asset which is just sort of good rate making practice that we apply to our $30 billion in rate base throughout the system.So I think those are the three critical items. Then you have much more latitude about well how much of this do you want to do, and we've sized the program to achieve the targets of the Clean Energy Act. We could do more, but if the state doesn't want to achieve the targets of the Clean Energy Act or wants to phase that in more slowly, it may ask us to do less. I am encouraged by the fact that the state gave us $110 million bridge in just these next six months, while we wait to resolve these settlement discussions. And if you look at $110 million over six months and you compare that to the $40 million per year we've been averaging, that's certainly a nice step in the right direction. I'm not trying to signal anything with that other than obviously growing enthusiasm for energy efficiency. So we'll know more by September. And that's lot sooner than you may think.Hope that helps, Jeremy? I know it's once again in confidential settlement discussions. I have to just be careful about how much detail I share because I don't think that's fair to the other parties.Jeremy Tonet — J.P. Morgan — AnalystThat does help. I appreciate the color there. Thanks.OperatorYour next question is from Paul Patterson with Glenrock Associates.Paul Patterson — Glenrock Associates — AnalystHey, good morning.Ralph Izzo — Chairman of the Board, President & Chief Executive OfficerHey, Paul. I hope you're well?Paul Patterson — Glenrock Associates — AnalystI'm managing. Je vous remercie. So just to sort of follow-up on the FRR discussion, it sounds like that given everything you're saying and what the commission and what have you are saying, it's very likely that they probably will go for the FRR option. Is that the way we should be thinking?Ralph Izzo — Chairman of the Board, President & Chief Executive OfficerLook, they're the final decider of that. But I think that that is the logical thing for the state to do. Why New Jersey would want to pay twice for capacity in what is obviously an extremely ambitious carbon-free energy agenda would boggle my mind. New solar and offshore wind are not going to clear the auction at these ACRs. So I would think that the state would be greatly incented to do an FRR.Paul Patterson — Glenrock Associates — AnalystOkay. Ça a du sens. And so I guess what I was also wondering to follow-up on, you mentioned the stimulus benefit of infrastructure development that you guys have produced in the past. And you also mentioned the ROE transmission discussion that you're having with the commission. So I'm sort of wondering, how should we think about what — I think probably maybe you disagree, but there probably is going to be substantial budget pressure even with federal assistance, the New Jersey. How should we think about sort of just the potential financial problems that the state is going to be facing? And weighing the two issues that you mentioned, which is; one, perhaps not wanting to see big rate impacts. And then two, wanting to probably see economic activity stimulated? Do you follow what I'm saying? How should we…Ralph Izzo — Chairman of the Board, President & Chief Executive OfficerI do, I do. I mean, so if it were me and I were writing the script, which I don't, but certainly what we're telling policymakers is that an adjustment to transmission ROE to a reasonable level would still be a very attractive annual give back of rates to customers. Significant investments in energy efficiency also puts more money into customers' pockets by virtue of bill reductions. Infrastructure investments helps us to employ contractors and other folks in doing work that gets paid back over 40 and 60 years because that's how long these assets last. So you have both expense savings through transmission ROE reset and energy efficiency as well as payroll increases through energy efficiency and payroll increases through infrastructure investment, the latter of which gets paid over many decades because that is the life of the assets.So all that, if done properly, results in net reductions in bills and creations of thousands of jobs. And that's not Alchemy, that's just the hard reality and the benefits associated with energy efficiency rate relief and infrastructure investment. So I would do that in a heartbeat and we are having those kind of conversations. So that will be up to the BPU though to decide.Paul Patterson — Glenrock Associates — AnalystAwesome. Merci beaucoup. I really appreciate it. Hang in there.Ralph Izzo — Chairman of the Board, President & Chief Executive OfficerTake care, Paul. So I think we're at the appointed hour. I just want to conclude with three thoughts for you. I know it's a bit of a cliche at this point, but I must tell you I couldn't be more proud of our employees, whether it's managing a nuclear outage safely with de minimis impact on health and safety and being able to get the work done on time or the storm response to what I mentioned before in terms of that rain event. Our call center stats are even better than they were. We've closed the books on time. Our communications personnel are working from home, but keeping our employees apprised of what's going on. And a shout out, as Steve Fleishman mentioned, to my wife for her superior cameraman skills in getting our commercial on the year. And by the way, folks are not working five days a week anymore, they are 24/7 during this and somehow managing to get all of this done, so I couldn't be more proud of them.And I really want to thank the policymakers and decision makers at the BPU and in New Jersey government. They have recognized the essential nature of the work we've done. They've allowed us to keep our capital work on track with the right social distancing and with the right precautions. And we've taken that trust that they've given us quite seriously and our exposure rates are lower than the population at large despite the fact that about half of our employees are out there in the field doing work on a regular basis. And the BPU working remotely has kept their procedural schedules on track, not only now do we have procedural schedules for all of CEF, not only for energy efficiency, but for AMI and for electric vehicles and battery storage, but they've also taken on the challenge of resolving an FRR, and they've engaged us in an ROE discussion for transmission. So folks at the state government are just doing tremendous things in terms of meeting these challenges that we all feel personally while at the same time keeping the trains running on time and adding a few trains to the schedule.So despite these tough times, I'm just in awe of what people are doing everywhere in terms of rising to the challenge. And to all of you on the call, if you have friends or family members who are in a healthcare services or providing those services to the rest of the population, please express our thanks to them on our behalf and our respect and admiration for all that they are doing. So we'll see some of you virtually, I'm told in various meetings and conferences, and we'll Zoom or Webex or do whatever works and then hope to see you in person in a not a very distant future. Je vous remercie. Be well and stay safe. Take care.Operator(Operator Closing Remarks)Duration: 65 minutesCall participants:Carlotta Chan — Vice President, Investor RelationsRalph Izzo — Chairman of the Board, President & Chief Executive OfficerDaniel J. Cregg — Executive Vice President and Chief Financial OfficerJulien Dumoulin-Smith — Bank of America Merrill Lynch — AnalystConstantine Lednev — Guggenheim Partners — AnalystSteven I. Fleishman — Wolfe Research — AnalystJonathan Arnold — Vertical Research — AnalystJeremy Tonet — J.P. Morgan — AnalystPaul Patterson — Glenrock Associates — Analyst
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