PNM Resources, Inc. (NYSE:PNM) Conférence téléphonique sur les résultats du premier trimestre 2020 1er mai 2020 11:00 AM ET

Entreprises participantes

Lisa Goodman – Directrice des relations avec les investisseurs

Pat Vincent-Collawn – Président, président et directeur général

Chuck Eldred – Vice-président exécutif, Développement et finances de l’entreprise

Don Tarry – Premier vice-président et directeur financier

Participants à la conférence téléphonique

Julien Dumoulin-Smith – Bank of America

Durgesh Chopra – Evercore ISI

Paul Fremont – Mizuho

Jonathan Reeder – Wells Fargo

Paul Patterson – Glenrock Associates

Opérateur

Bonjour et bienvenue à la conférence téléphonique de PNM Resources pour le premier trimestre 2020. Tous les participants seront en mode écoute seulement. [Operator Instructions] Après la présentation d’aujourd’hui, il sera possible de poser des questions. [Operator Instructions] Veuillez noter que cet événement est en cours d’enregistrement.

Je voudrais maintenant céder la parole à Lisa Goodman. Je vous en prie, allez-y.

Lisa Goodman

Merci, Jason, et merci à tous de vous joindre 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 d’appui sont disponibles sur notre site web à l’adresse pnmresources.com.

Je suis accompagné aujourd’hui de Pat Vincent-Collawn, président et directeur général de PNM Resources, de Chuck Eldred, vice-président exécutif chargé du développement et des finances de l’entreprise, et de Don Tarry, notre vice-président principal et directeur financier.

Avant de passer la parole à Pat, je dois vous rappeler que certaines des informations fournies ce matin doivent être considérées comme des déclarations prospectives conformément au Private Securities Litigation Reform Act de 1995. Nous vous avertissons que toutes les déclarations prévisionnelles sont basées sur les attentes et les 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 vous référer à nos rapports annuels actuels et futurs sur le formulaire 10-K, aux rapports trimestriels sur le formulaire 10-Q, ainsi qu’aux rapports sur le formulaire 8-K déposés auprès de la SEC.

Sur ce, je passe la parole à Pat.

Pat Vincent-Collawn

Merci, Lisa. Bonjour à tous, et merci de vous joindre à nous aujourd’hui. Notre équipe de squelettes 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 nous vivons des moments inhabituels.

On m’a dit que cela aidait à retrouver un peu de normalité et à conserver un certain sens de la routine. C’est dans cet esprit que nous maintenons aujourd’hui l’appel de fonds précédemment prévu, même si nous avons fourni nos résultats au début du mois pour assurer la transparence des effets de COVID-19 au premier trimestre.

Nous sommes 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 chez vous en mai. Je sais que beaucoup d’entre vous ont encore fait la cuisine, j’ai donc quelques options de planification de menu pour vous. Mai est le mois national des barbecues, le mois national des œufs, le mois des hamburgers, le mois des salades, le mois de la salsa et le mois des fraises. Si j’étais vous, j’étalerais tout cela et je n’essaierais pas toutes ces choses en un seul repas. C’est donc à peu près la seule chose qui va ressembler à notre appel de salaire habituel ce matin.

Rien n’a changé dans les résultats des bénéfices que nous avons communiqués le 13 avril. Nos diapositives typiques sur les revenus se trouvent en annexe, mais nous ne prévoyons pas de les couvrir aujourd’hui. Si vous avez des questions, n’hésitez pas à contacter Lisa. Je sais qu’elle aime avoir de vos nouvelles à tous. Aujourd’hui, nous vous présenterons plutôt une mise à jour des impacts de COVID-19 que nous avons constatés sur l’ensemble de 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 progressons sur les points réglementaires et nos principales initiatives stratégiques.

Commençons donc par la diapositive 4. COVID-19 nous a rappelé à quel point l’électricité est essentielle à notre vie, qu’il s’agisse de l’électricité dans les hôpitaux ou dans nos foyers. Il nous a également rappelé, en tant qu’entreprise, que nos communautés attendent de nous plus que cette électricité. Nous avons été un fier partenaire des efforts de développement économique local et tant l’entreprise que nos employés ont donné de l’argent et du temps à diverses organisations à but non lucratif du Nouveau-Mexique et du Texas, qui ont besoin de nous maintenant plus que jamais.

Notre équipe n’a pas déçu. Non seulement ils ont fait la transition vers des environnements de travail changeants, mais ils continuent à se surpasser pour aider ceux qui en ont besoin. Ils sont vraiment nos atouts les plus importants et c’est pourquoi leur sécurité est notre priorité absolue. Nous savons que les lignes électriques apportent 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 soumettre à nos régulateurs et qui se plonge dans la modélisation des ressources pour déterminer comment nous pouvons atteindre nos objectifs environnementaux. Ils restent concentrés sur nos activités essentielles et nous font avancer même si une grande partie du monde a marqué une pause. Il ne fait aucun doute que leur sécurité est ma priorité absolue, et pas seulement pendant cette pandémie. Nous faisons beaucoup de choses que les autres services publics du pays font et notre réseau de services publics est une excellente ressource pour partager les meilleures pratiques en matière de plans de continuité des activités et de protocoles de pandémie que nous espérions tous ne jamais avoir à utiliser. Nous limitons l’accès aux salles de contrôle critiques, nous organisons des sauvegardes et nous minimisons l’exposition des employés.

Au Nouveau-Mexique, le gouverneur cherche à entamer une réouverture progressive et sûre. Trois membres de notre équipe PNM participent à des sous-commissions du conseil de relance économique du gouverneur afin d’aider à déterminer la meilleure approche pour la réouverture de notre État.

Au Texas, une ouverture de la phase 3 est déjà en cours. Alors qu’un grand nombre de nos employés sont considérés comme essentiels pour nos opérations essentielles et quittent leur domicile chaque jour pour aller travailler, d’autres employés travaillent à domicile, tout en essayant de trouver un équilibre entre la garde d’enfants et l’éducation en ligne.

Quelle que soit la situation, nous avons reconnu que nos parents ont besoin de flexibilité pour s’occuper de leur famille et nous avons pris les dispositions nécessaires pour faciliter cela dès maintenant.

Nous étendons cette même flexibilité à nos clients également. Au Texas, nous avons travaillé avec les autorités de régulation pour mettre au point un programme de protection des clients sur l’ensemble du 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 organisations à but non lucratif et nous faisons des choses comme l’achat de commandes à emporter de grande taille auprès de restaurants locaux pour les livrer aux premiers intervenants.

Nous avons livré des masques et des repas, surtout dans les régions de l’État qui ont été les plus durement touchées. Et nous gardons l’électricité allumée. Nous restons en contact étroit avec les vendeurs et les fournisseurs afin de nous assurer que nous disposons du matériel nécessaire pour maintenir la fiabilité de notre propre système, tout en veillant à ce que les efforts soient coordonnés au niveau régional et dans l’ensemble du secteur.

Avant de poursuivre, je dois dire que nos équipes ont parfaitement exécuté nos plans de continuité des activités. Je continue à être étonné en voyant ce qu’elles ont accompli.

Pour ce qui est de la cinquième diapositive, nous avons également revu nos plans réglementaires en vue de déposer une révision générale des tarifs au cours du deuxième trimestre. Une révision complète des tarifs se traduirait par des augmentations des tarifs des clients pour refléter nos dépenses d’investissement prévues et notre base tarifaire dans le cadre d’une future année test, les coûts inflationnistes et la récupération 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. Nous avons donc décidé de nous concentrer sur les éléments essentiels de la tarification qui sont importants pour la santé financière à long terme de la compagnie.

Nous prévoyons de déposer en mai une demande de mécanisme de découplage complet pour les clients résidentiels et les petits clients commerciaux. Cela permettra de corriger les fluctuations dans le recouvrement de nos coûts fixes et de remédier aux insuffisances inhérentes à notre tarification actuelle.

En supposant que la Commission travaille avec nous pour résoudre ce problème critique de tarification, nous pourrons ensuite attendre et envisager un moment plus approprié pour aborder les autres éléments d’un examen complet des tarifs lorsqu’il y aura une plus grande certitude quant aux impacts de la 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 engagés. Cette démarche est conforme aux ordres d’autres commissions du pays. Le recouvrement de ces coûts sera déterminé lors d’une future révision des tarifs.

À la TNMP, j’ai déjà mentionné le programme d’aide à l’électricité qui soutient l’ensemble du système ERCOT en créant un fonds initial pour maintenir la solvabilité des fournisseurs d’électricité au détail tout en fournissant des rappels de factures aux clients dans le besoin.

Nous utilisons également les mécanismes de recouvrement au Texas qui encouragent l’investissement sans qu’il soit nécessaire de procéder à une révision générale complète des taux. Nous avons reçu l’approbation de notre premier dépôt de coûts de service de transmission pour 2020 et avons mis en œuvre les tarifs approuvés en mars. Nous avons effectué notre premier dépôt de coûts de distribution du service début avril et les tarifs devraient être mis en œuvre en septembre.

Sur la sixième diapositive, nous continuons à nous concentrer sur l’exécution de notre initiative stratégique visant à transformer la production de PNM pour qu’elle soit sans émissions d’ici 2040. Une base de ressources de base rentable continue d’être importante pour répondre à la demande constante de 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 habitudes d’utilisation. En travaillant à la transformation de notre portefeuille, nous allons équilibrer le niveau des ressources de base nécessaires à la fiabilité avec la disponibilité d’énergies renouvelables à faible coût et d’autres ressources flexibles plus propres.

Nos plans ne se contenteront pas de répondre au portefeuille croissant de l’État en matière d’énergies renouvelables, ils permettront également de réaliser de réelles économies pour les clients et d’offrir de réels avantages environnementaux. En utilisant la loi sur la transition énergétique, nous pouvons faire progresser ces économies pour les clients grâce au financement de la titrisation et nous pouvons également apporter un certain soulagement financier aux personnes et aux communautés qui sont touchées 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’énergie de remplacement.

Les examinateurs de l’audition 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 AAE hybrides solaire et stockage qui ont été inclus dans notre proposition de scénario de ressource de remplacement.

Bien que ces contrats aient reçu un soutien massif de la part des parties, la Commission a décidé qu’elles devaient attendre la décision recommandée par les examinateurs de l’audition sur un scénario de remplacement complet de la puissance.

Les examinateurs de l’audition ont indiqué précédemment qu’ils auraient une décision recommandée sur les ressources restantes proposées d’ici la fin juin.

Ensuite, nous chercherons à éliminer les derniers propriétaires de charbon en sortant de 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 étudions les possibilités de nous retirer plus tôt. La capacité de location restante dont nous disposons à Palo Verde offre une autre possibilité d’évaluer les ressources de production de base actuelles par rapport à des ressources flexibles à moindre coût.

Dans les mois à venir, nous nous pencherons sur les 114 mégawatts de notre capacité de location restante à Palo Verde. Chacun de ces points nous donne l’occasion d’offrir des avantages à nos clients, aux communautés et à l’environnement.

Sur ce, je vais céder la parole à Chuck pour parler de notre analyse de scénario et de notre planification financière à la lumière de COVID-19. Ensuite, Don fournira des informations supplémentaires sur la manière dont nous gérons ces impacts. Chuck ?

Chuck Eldred

Merci, Pat et bonjour à tous. Je commencerai sur la diapositive 8 par un rappel de l’analyse de scénario que nous avons introduite en mars dernier. Nous examinons COVID-19 en trois étapes différentes en fonction de la durée de vie de l’environnement et du niveau des impacts que nous constatons.

Commençons donc par la première étape, pour en arriver là où nous en sommes actuellement. Nous constatons certainement des changements dans les schémas de charge de notre catégorie de clients, avec la mise en place de commandes de séjours à domicile et d’autres restrictions. Nous ne connaissons pas de perturbations importantes de la main-d’œuvre dues à l’absentéisme ni de perturbations dans notre chaîne d’approvisionnement nécessaires pour maintenir nos plans de projets en place.

Dans la deuxième étape, nous analysons l’entreprise en partant de l’hypothèse que les effets de la première étape continuent à se faire sentir pendant les mois d’été de juin et juillet, lorsque la plus grande partie de nos revenus est générée par une plus grande utilisation des clients et aussi par les tarifs saisonniers au Nouveau-Mexique. Et bien sûr, dans 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 que la reprise est très lente, ce qui entraîne une réduction de l’utilisation de nos deux services publics. À ce stade, nous pensons que nous pourrions également voir des changements dans nos plans d’investissement en raison des perturbations de notre chaîne d’approvisionnement.

Passons maintenant à la diapositive 10. En mars, nous avons fait preuve de transparence dans l’analyse des scénarios. À la mi-avril, nous avons publié plus tôt nos résultats du premier trimestre et les tendances de la charge de travail de mars associées à COVID-19. Maintenant que nous terminons le mois d’avril, notre premier mois complet sous restrictions COVID-19, nous vous fournissons des tendances plus récentes et des mises à jour de notre analyse. Nous avons prévu des conférences virtuelles pour les investisseurs au début du mois de juin, alors attendez-vous à être de retour dans un mois avec les mises à jour continues de ce que nous observons dans nos activités.

Les températures estivales seront vraiment déterminantes pour l’évolution de la situation au cours des prochains mois et pour la mise en place progressive de nos plans d’urgence en matière de coûts, et nous continuerons à évaluer les résultats et à communiquer avec vous. Ne vous inquiétez donc pas si nous vous 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 les fondamentaux de nos entreprises restent intacts tout au long de cette pandémie. Nous visons un taux de croissance de base de 8,9 % jusqu’en 2023, sur la base de nos plans d’investissement en capital. Notre diapositive type sur les capitaux 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 augmenté d’un petit montant ce trimestre pour faciliter l’arrivée de nouveaux clients toujours attendus cette année.

Nous évaluons en permanence nos besoins en capitaux pour assurer un service sûr et fiable et équilibrer ces besoins avec les impacts sur les tarifs des clients. Une partie de ce processus consiste à répartir le capital entre nos activités de production et de T&D. Si des modifications apportées à nos centrales 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 fonds supplémentaires aux projets de T&D qui ont été mis en attente et de les intégrer dans nos plans.

Au Texas, nous continuons à voir de nouvelles demandes de services sur l’ensemble du territoire de service qui jouent dans l’évaluation du groupe de planification régionale d’ERCOT pour les besoins futurs du système de transition et nous ne prévoyons pas de changements dans nos plans d’immobilisations au TNMP. En particulier, nous avons reçu un certain nombre de questions sur le Texas occidental en raison des prix du pétrole et du gaz. Nous continuons à suivre et à évaluer la situation sur l’ensemble de notre territoire de service.

Et les projets d’investissement pour la région sont largement liés aux groupes de planification du transport régional d’ERCOT afin d’avoir une vision à plus long terme de la région. Nous avons très peu de projets d’investissement spécifiques aux clients individuels. Et si ceux-ci devaient changer, nous avons la possibilité d’utiliser ce capital dans toute l’entreprise.

Nous avons également ciblé une croissance des revenus de 5 à 6 % jusqu’en 2023. Notre diapositive sur la capacité de gain figure en annexe sans aucun changement depuis notre dernier appel. Il se peut que nous constations, au cours des années précédentes, certains ajustements que vous pourriez attendre de la modification de nos plans tarifaires au PNM, qui seront compensés par une certaine récupération des coûts fixes grâce au découplage. Nos plans continuent de soutenir notre vision à long terme et notre objectif de croissance.

Pour l’année en cours, nous affirmons les orientations pour 2020 et Don va passer en revue ces hypothèses. Nous avons fait la preuve de notre capacité à maintenir des plans de financement flexibles et à réagir aux changements de temps et de charge, comme nous le constatons dans COVID-19. Nous allons suivre ces plans au fur et à mesure que nous avancerons dans l’année.

La croissance de nos dividendes devrait refléter la croissance des bénéfices. Notre conseil d’administration déclare un dividende trimestriel, mais il garde 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 la croissance de nos bénéfices à long terme ou dans notre situation de liquidité. Il n’est donc pas nécessaire de réévaluer le dividende. Il est important de disposer de liquidités suffisantes en période d’incertitude et nous avons pris des mesures pour garantir une position permettant de soutenir les 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 forte position de liquidité.

La diapositive 11 montre les 1,2 milliard de dollars dont nous disposons dans le cadre de nos facilités de crédit renouvelables pluriannuelles, les soldes de trésorerie et les fonds propres à terme, qui pourraient être utilisés avant décembre si nécessaire. En évaluant le marché des capitaux – en 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.

La diapositive 12 présente les domaines financiers sur lesquels nous nous concentrons pour faire face aux conséquences de COVID-19. M. Don va passer en revue 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 la charge au fur et à mesure que nous progressons dans chaque étape. Nous continuerons à surveiller les tendances de la charge et à fournir des mises à jour sur les impacts prévus sur les revenus.

Nous nous efforcerons d’obtenir les autorisations réglementaires appropriées pour tenir compte des coûts supplémentaires de COVID-19 et des investissements de récupération de manière à soutenir nos clients. Ces domaines requièrent une attention particulière et nous continuerons à 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 apportent de la valeur aux actionnaires.

Don, je te le donne maintenant.

Don Tarry

Merci, Chuck et bonjour à tous. Je reprendrai la diapositive 14, avec une discussion sur la façon dont nous envisageons l’orientation des revenus pour cette année. Nous confirmons notre fourchette de 2,16 à 2,26 dollars par action sur la base des directives actuelles et des impacts de la première étape de COVID-19 que nous avons supposés.

Sur la gauche, vous verrez les impacts mensuels du BPA que nous attendons pour les changements de charge de COVID-19. Bien que nous ayons commencé à observer certaines tendances compensatoires dans la manière dont nos différentes catégories de clients utilisent l’énergie en mars, les impacts nets ne reflètent qu’une partie du mois et ne sont pas significatifs pour les bénéfices du premier trimestre.

Le mois d’avril a été le premier mois complet où des commandes de séjours à domicile ont été passées au Nouveau-Mexique et au Texas. Et nous commençons à voir un meilleur aperçu des tendances à la baisse. Au PNM, la charge globale est en baisse tandis qu’au TNMP, nous constatons une augmentation de la charge volumétrique qui compense largement les baisses des clients en fonction de la demande. Sur la base de ces tendances, nous nous attendons à un impact de 0,04 $ en avril et mai.

Sur la droite, vous pouvez voir certains des impacts compensatoires qui nous donnent une certaine aisance dans la fourchette d’orientation à ce stade. Nous avons pu profiter de la baisse des taux d’intérêt sur le marché et de la réduction globale des coûts de financement. Nous avons également eu un temps relativement normal au cours du premier trimestre et nous avons commencé à connaître quelques jours plus chauds au Nouveau-Mexique et au Texas en avril, ce qui contribuera également à compenser les effets de la charge.

Nous avons réussi à maintenir nos coûts d’exploitation et d’entretien au même niveau pendant toute cette période et nous avons élaboré des plans d’urgence qui nous permettront de travailler au fur et à mesure de nos déplacements tout au long de l’année. Alors que nous envisageons de passer à la deuxième étape, l’impact prévu sur le BPA pour la charge est plus important car les clients consomment plus d’énergie à mesure que nous entrons dans les mois plus chauds et les tarifs saisonniers plus élevés commencent en juin au PNM.

Comme l’a mentionné Chuck, la surveillance des conditions météorologiques et de l’impact total sur la charge au cours du deuxième trimestre sera essentielle à notre prise de décision, car un été plus chaud peut faire une grande différence. Nous prendrons également en considération toute décision que la Commission du Nouveau-Mexique prendra à notre demande de reporter les coûts supplémentaires liés à COVID à un actif réglementaire. Sur la base de ces résultats, nous devrons peut-être passer activement à l’introduction progressive de nos plans d’urgence en matière de coûts.

Il est évident que si tous ces éléments jouent contre nous ou si nous constatons d’autres baisses de charge au-delà des tendances que nous avons identifiées, il peut devenir difficile de gérer la partie inférieure de la fourchette d’orientation. 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 remontées par rapport aux plans d’urgence que nous avons élaborés.

Nous ne sommes pas en mesure de prédire comment les choses pourraient évoluer avec COVID-19. Cependant, nous avons fait preuve de transparence dans notre analyse et nous continuerons à fournir des mises à jour au fur et à mesure que nous travaillerons chaque mois et que de nouvelles tendances se dessineront.

Passons à la diapositive 15. Je vais parler davantage des tendances de charge que nous avons observées en avril. Nous les avons déjà intégrées dans l’analyse des scénarios que j’ai présentée sur la dernière diapositive. Le mois d’avril a été le premier mois complet de restriction des séjours à domicile et des activités professionnelles. Au Nouveau-Mexique, nous avons constaté une tendance à la baisse de la charge par rapport à nos prévisions initiales de la première étape. Les clients résidentiels ont affiché une utilisation plus importante que prévu et nous avons donc maintenu l’attente d’une augmentation de 5 % de leur utilisation.

Les clients commerciaux, en revanche, ont été plus touchés par les restrictions imposées par l’État, qui ont réduit les activités de certaines entreprises et entraîné la fermeture complète d’autres. Dans notre analyse, nous avons actualisé nos attentes concernant l’utilisation de la classe commerciale, en la réduisant de 15 % par rapport aux 10 % que nous avions prévus lors de la première étape.

La règle empirique des impacts par charge au Nouveau-Mexique est qu’un changement de 10 % de la charge résidentielle ou commerciale équivaut à un impact mensuel de 0,02 $ en avril et mai. L’impact est de 0,03 à 0,04 $ pour les mois de juin à septembre, en fonction des volumes et des tarifs plus élevés au cours de ces mois. Vous trouverez ces informations en annexe.

Au Texas, les données provenant d’ERCOT confirment notre analyse selon laquelle la charge globale n’a pas été aussi fortement touchée que nous l’avions prévu. Nous avons mis à jour nos hypothèses de charge en fonction de la demande pour une réduction de seulement 5 % par rapport aux 10 % que nous avions précédemment prévus, car nous n’avons pas constaté une baisse aussi importante de la demande en avril. Nous avons maintenu notre hypothèse d’une augmentation de 5 % de la charge volumétrique, qui concerne principalement les clients résidentiels.

La règle empirique pour la charge du Texas est qu’une variation de 10 % de la charge volumétrique ou de la charge basée sur la demande équivaut à 0,01 $ de BPA mensuel. Le montant volumétrique passe à 0,02 $ par mois de juin à septembre en raison des volumes élevés pendant ces mois d’été. On peut s’attendre à ce que l’impact de la charge au TNMP reste stable ou s’améliore légèrement avec la réouverture progressive des entreprises.

Au fur et à mesure que nous travaillerons sur les diapositives suivantes, j’ajouterai des couleurs supplémentaires pour montrer comment penser aux impacts pour chaque région de notre territoire de service. Nous continuerons à suivre les tendances et à charger et intégrer tout changement dans notre analyse au fur et à mesure que nous communiquerons avec vous autour des orientations de l’année en cours. Des températures plus chaudes pourraient apporter un certain confort supplémentaire à notre gamme et nous aurions une meilleure visibilité sur ce point dans la dernière partie de la phase 2.

Passons maintenant à la diapositive 16 pour voir le profil du Nouveau-Mexique. Les principaux employeurs de l’État sont le gouvernement et le secteur des soins de santé, et l’économie comprend également une forte présence de petites entreprises locales. Comme vous pouvez vous en douter, cela signifie que certains clients ont une charge de travail plus faible et d’autres une charge de travail régulière. Comme Pat l’a mentionné précédemment, le gouverneur prévoit une réouverture progressive et sûre, nous verrons donc différentes étapes de réouverture pour différents secteurs.

Je tiens à souligner que le secteur de la construction a été considéré comme une activité essentielle dès le départ, permettant la délivrance de permis de construire et l’avancement des projets. Nos clients résidentiels représentent le plus grand pourcentage de nos revenus, soit 46 %, et ont augmenté leur utilisation en fonction de la commande de séjours à domicile.

Les clients commerciaux, en particulier nos petites entreprises, sont ceux dont la charge a été affectée par les restrictions, car les entreprises de tout l’État ont limité leurs activités ou fermé leurs portes pendant cette période. La charge industrielle ne fournit que 10 % de nos revenus, car ils ont des tarifs considérablement plus bas liés à leur utilisation plus élevée par client et nous n’avons pas identifié d’impact sur leur utilisation sur la base de COVID-19. Ces clients comprennent la fabrication de semi-conducteurs et les opérations des centres de données qui sont considérés comme des services essentiels et n’ont pas eu à réduire leurs opérations.

Comme Pat l’a mentionné précédemment, les fluctuations de la charge de travail au PNM peuvent entraîner des difficultés de recouvrement 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 d’aborder cette question sur le long terme et de travailler à éliminer une certaine incertitude de notre activité.

Passons maintenant à la diapositive 17. Notre territoire de service au Texas est bien diversifié en termes de localisation géographique, de type de clients et de mécanismes tarifaires utilisés pour récupérer nos investissements. Notre mécanisme de récupération de la transmission réduit l’exposition aux changements de charge et de demande. 45 % des revenus du TNMP en 2019 étaient liés au recouvrement de nos investissements et de nos dépenses de transmission. Les revenus du transport en gros sont approuvés par le biais des dépôts de TCOS et du recouvrement des investissements de transport. Tout changement de la demande sera inclus dans le prochain dépôt de TCOS, ce qui minimisera l’impact sur la charge et le retard réglementaire global.

La partie restante des revenus de transmission prévoit le recouvrement des frais de transmission facturés à la TNMP par d’autres fournisseurs de T&D. Ces recettes sont collectées dans le cadre de notre avenant tarifaire, qui est actualisé deux fois par an, ce qui élimine tout retard réglementaire. Les 55 % restants des recettes de TNMP représentent les frais de transmission non facturés par les clients de détail. Ces clients sont répartis à peu près également entre ceux qui sont facturés par kilowattheure et l’autre moitié qui est facturée en fonction de l’utilisation de la demande de pointe.

La majorité des clients facturés aux heures de pointe ont également un cliquet de facturation dans leurs tarifs. Et ils sont facturés sur la plus grande partie de leur demande pour le mois en cours ou 80% de la pointe des 11 mois précédents, ce qui contribue à assurer le recouvrement de nos coûts fixes. Comme Pat l’a également mentionné, nous avons déposé notre premier dossier DCOS au Texas en avril. Ce dépôt demandait une augmentation de nos tarifs de distribution de 14,7 millions de dollars. Ce mécanisme de tarification nous permet d’actualiser nos tarifs de distribution pour les nouveaux investissements et les impacts de charge liés à l’année précédente. Nous prévoyons que ces tarifs entreront en vigueur en septembre. Ces considérations et ces mécanismes tarifaires 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 centrale du Texas, 50 % de la région de la côte du Golfe et seulement 15 % de l’ouest du Texas. Je voulais également signaler que la commande de séjours à domicile au Texas a expiré hier et que les entreprises vont commencer à rouvrir à capacité limitée. Le Texas a également jugé essentiel le secteur de la construction, ce qui a permis de poursuivre les projets dans tout l’État au cours des dernières semaines.

Passons maintenant à la diapositive 18 et je vais vous présenter la charge et les considérations économiques pour chacune de ces régions, en commençant par le Texas occidental. Cette région a fait la une des journaux ces derniers temps et est connue pour ses productions de pétrole et de gaz. Je voulais souligner que les 15 % de revenus qui proviennent de cette région ; la moitié de ce montant provient de la récupération des transmissions qui est effectuée semestriellement. De plus, 25 % des revenus du Texas occidental proviennent de clients qui utilisent le service haute tension et nous continuons à voir leur demande de pointe dépasser les niveaux de 2019.

Les prix du pétrole et du gaz sont tombés récemment à des niveaux historiquement bas et nous avons vu les gros titres des entreprises qui modifient leurs plans pour l’année. Si une grande partie de cette région est liée à l’industrie du pétrole et du gaz, tous nos clients ne sont pas des producteurs. Pour ceux qui se trouvent dans le bassin du Delaware, une zone spécifique du bassin Permien continue d’avoir l’un des points d’équilibre les plus bas du pays. De nombreux opérateurs n’ont pas de service public dans cette région et les efforts déployés pour électrifier la région permettront de réduire encore leurs coûts de production.

Comme Chuck l’a mentionné précédemment, les projets d’investissement pour 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’investissement spécifiques à des clients particuliers. Et si cela devait changer, nous avons d’autres possibilités d’utiliser ces ressources dans l’ensemble de l’entreprise.

Passons maintenant à la diapositive 19 et à la région du territoire de service TNMP dans le nord et le centre du Texas, nous avons une clientèle très différente. La ville de Dallas et Fort Worth ne font pas partie de notre territoire de service, mais ces villes ont pris une telle ampleur au fil du temps que nous avons assisté à une forte expansion de la population qui s’est déplacée vers les villes environnantes qui font partie de notre territoire de service.

Au fur et à mesure que ces communautés se sont développées, nous avons un mélange assez équilibré de revenus provenant des clients résidentiels et de revenus provenant des communautés et des entreprises qui soutiennent ces résidents. Du point de vue de COVID-19, nous voyons les impacts compensatoires comme des augmentations volumétriques lorsque les gens restent chez eux et une diminution de la demande lorsque certaines entreprises sont limitées.

La région de la côte du Golfe, illustrée sur la diapositive 20, est souvent liée à l’économie des raffineries de pétrole de Houston, mais tous nos plus gros clients ne sont pas des raffineries. La région compte également plusieurs grandes entreprises pétrochimiques qui produisent de tout, du chewing-gum aux nettoyants en passant par le plastique et les planches de surf.

La région TNMP a en fait notre plus grande partie de clients résidentiels a s’est étendue de Houston a déménagé dans notre territoire de service semblable aux situations autour de Dallas. 60 % des revenus de la région proviennent des clients résidentiels qui restent chez eux et consomment plus d’énergie. Le reste est principalement constitué de grandes entreprises, certaines appartenant à des catégories tarifaires en baisse et d’autres à un niveau stable.

Par exemple, les entreprises pétrochimiques ont augmenté leur production de produits chimiques utilisés dans les EPI médicaux et les désinfectants pour les mains. Nous espérons qu’en détail – nous espérons que ce détail vous donnera une meilleure image de ce qui constitue notre activité TNMP dans chacune des régions et comment ils compensent les facteurs qui nous empêchent d’avoir un impact négatif immédiat sur l’activité dans l’environnement actuel.

Passons maintenant à la diapositive 21, où je vais aborder les considérations relatives aux créances douteuses. La PNM a fait partie d’un dépôt conjoint, lundi, avec d’autres services publics du Nouveau-Mexique pour demander que les coûts supplémentaires liés à COVID-19 soient suivis et reportés dans un actif réglementaire. Lors de la réunion ouverte de la Commission mercredi, les commissaires ont reconnu que la situation actuelle aurait un impact financier pour les services publics qu’ils réglementent et ont noté que d’autres États prenaient des mesures pour suivre et comptabiliser les coûts supplémentaires, les créances douteuses et les pertes de revenus.

Ils ont exprimé leur soutien à l’idée de prendre des mesures pour que les services publics soient en mesure d’apporter un soutien aux clients, afin que des modalités de paiement plus souples puissent être proposées. Nous allons donc surveiller ce dossier au cours du mois prochain.

Nous avons pris contact avec les clients pour nous assurer qu’ils savent comment accéder à l’aide qui leur est offerte et pour que les clients touchés par la pandémie puissent discuter avec eux du type de modalités de paiement qui conviennent à leur situation individuelle.

Dans le cas où nous verrions finalement une augmentation des créances douteuses au PNM, nous estimons actuellement qu’elles se situent dans une fourchette de 0,01 à 0,02 $ sur une base annuelle pour la première et la deuxième étape, car notre pourcentage de créances douteuses a été inférieur à 0,5 % des recettes au cours des années historiques.

Au Texas, le risque de créances douteuses à la TNMP a été atténué par le programme d’allégement de la consommation d’électricité COVID-19 que le PUCT a rapidement mis en œuvre fin mars. N’oubliez pas que les clients de TNMP sont techniquement les fournisseurs d’électricité au détail qui reçoivent les paiements des utilisateurs finaux. Dans le cadre d’une commande PUCT, TNMP suit et reporte également d’autres coûts liés à COVID-19.

Je terminerai la diapositive 22 avec le dépôt du découplage que le PNM prévoit de faire en mai au lieu d’une affaire de taux général cette année. Il s’agirait d’un découplage complet des revenus pour les clients résidentiels et les petits clients commerciaux, ce qui signifie que tout changement d’utilisation est ajusté à des niveaux prédéterminés.

Nous demanderions une ordonnance avant la fin de la mise en œuvre au début de 2021, ce qui nous semble raisonnable. Selon la proposition, la différence entre les recettes autorisées nécessaires pour recouvrer nos coûts fixes sur la base d’un coût par client et les recettes réelles perçues sur la base de l’utilisation par les clients sera ajustée. Cela permet de mieux aligner les tarifs sur les coûts fixes de notre activité et de séparer dans une certaine mesure nos recettes de la quantité fluctuante que les clients utilisent chaque mois.

Actuellement, plus de 90 % du coût de la desserte des clients résidentiels du PNM est fixe, mais seulement 12 % environ du coût fixe est perçu par le biais d’une redevance, le reste étant perçu à un taux volumétrique. De même, pour les petits consommateurs d’électricité, plus de 90 % du coût est fixe, mais seuls 10 % du coût fixe sont collectés par le biais des redevances.

La proposition de découplage vise à remédier à cette disparité et à garantir le recouvrement de la partie des coûts fixes de ces factures de clients. Nos autres catégories de clients PNM ont déjà une composante “demande” dans leurs tarifs, ils récupèrent donc déjà une grande partie de leurs coûts fixes.

En garantissant le recouvrement de nos coûts fixes, nous serons mieux à même de promouvoir des programmes d’efficacité énergétique ou de conservation qui réduisent les coûts variables des clients qui, autrement, auraient une incidence sur notre capacité à obtenir le rendement autorisé. Pour souligner le point précédent de Pat, nous avons choisi de faire ce dépôt plutôt qu’une révision complète des tarifs parce que c’est une bien meilleure solution pour les clients à la lumière des défis créés par COVID-19.

Comme l’a indiqué Chuck, cela entraînera évidemment quelques fluctuations dans la trajectoire de la croissance de nos revenus à court terme, mais cela ne change rien à notre capacité à atteindre notre objectif de croissance des revenus de 5 à 6 % jusqu’en 2023.

Sur ce, je vous le remets Pat.

Pat Vincent-Collawn

Merci Don. Avant de passer aux questions, je tiens à remercier à nouveau tous les membres de notre équipe ici à PNM Resources, PNM et TNMP pour la résilience et le dévouement dont ils ont fait preuve à travers nous tous. Des jours meilleurs nous attendent et nous relèverons tous ces défis et en sortirons encore plus forts. Il y aura certainement des impacts et des changements durables dans notre façon de travailler, mais nous finirons par retourner dans nos bureaux, nos magasins, nos restaurants et nos bars.

Alors, Jason, ouvrons le débat pour les questions.

Séance de questions-réponses

Opérateur

Je vous remercie. [Operator Instructions] La première question vient de Julien Dumoulin-Smith de la Bank of America. Allez-y, s’il vous plaît.

Julien Dumoulin-Smith

Bonjour à toute l’équipe. J’espère que vous allez tous bien.

Pat Vincent-Collawn

Bonjour, Julien. J’espère que vous aussi.

Julien Dumoulin-Smith

Je vous remercie. En effet. Alors, si je peux commencer, quel est l’historique de la Commission en ce qui concerne le découplage ? Pouvez-vous nous donner un peu de contexte quant au contexte dans lequel s’inscrit la demande de découplage à l’heure actuelle ? Et ensuite, dans le même ordre d’idées, comment pensez-vous que cela s’inscrive dans une affaire plus vaste concernant les taux, là aussi ?

Pat Vincent-Collawn

Oui. Et Julien, je vais te donner un peu d’histoire ici et ensuite je laisserai Don parler du découplage. Lorsque la loi sur l’utilisation efficace de l’énergie a été adoptée, puis modifiée, elle préconisait le recours au découplage pour nous encourager à promouvoir l’efficacité et la conservation de l’énergie et elle contenait des dispositions stipulant expressément que nous ne pouvions pas déduire les RE pour cela. C’est donc sur cette base que nous l’examinons.

Et nous avons déjà parlé du découplage avec la Commission, mais nous n’en avons jamais vraiment eu avec le personnel. Nous n’avons jamais vraiment eu de preuves de perte de charge, parce qu’il y en a eu un peu après la crise financière et puis nous avons connu une nouvelle croissance. Et maintenant, nous avons la situation. Le personnel a toujours dit : “Voyons un peu de perte de charge”.

C’est donc un peu l’arrière-plan. Et la compagnie de gaz a un découplage modifié ici. Ils ont donc une certaine expérience en la matière. Nous avons donc demandé à Don de vous expliquer comment cela s’inscrit dans le cadre d’un dépôt de tarifs plus large.

Don Tarry

Oui. Bonjour, Julien. Nous sommes toujours en train d’élaborer un dossier comme nous en avons parlé et nous le déposerons à la fin du mois de mai. Mais pour vous donner un petit exemple, je veux dire, comme Pat l’a fait allusion, que la législation prévoit que la Commission ne réduise pas le ROE pour le découplage, ce qui est une bonne chose.

Pour vous donner une idée de l’impact que cela aura et pour vous donner un exemple, nous demandons l’approbation pour le 1er janvier. Si vous avez réfléchi un peu au cas des taux, cette approbation aurait eu lieu et les taux seraient entrés en vigueur au milieu de l’année 2021.

Et pour vous donner une idée de la façon dont cela fonctionne, si vous regardez notre affaire tarifaire de 2015, qui était notre dernier coût de service entièrement litigieux, nous avons constaté une diminution de notre utilisation par client sur le plan résidentiel de 4 à 5 %. Et cette baisse est due à l’efficacité énergétique et à l’énergie solaire sur les toits.

Donc, si vous essayez d’établir un modèle ou un état d’esprit à ce sujet et que vous examinez cette baisse, cela représenterait un impact d’environ 2 à 3 dollars par mois pour nos clients résidentiels. Et donc, si vous prenez nos 470 000 clients, vous obtiendrez un découplage de l’ordre de 11 à 17 millions de dollars, si vous regardez l’évolution de l’utilisation par client depuis 2015.

Julien Dumoulin-Smith

J’ai compris. Si je peux suivre un peu, que pensez-vous de cela ? Vous avez toujours été très réfléchi et vous avez été un leader en matière de divulgation dans l’ensemble du secteur, franchement. Mais que pensez-vous du découplage en 2021 par rapport aux différentes étapes que vous pourriez voir ici en 2020, c’est-à-dire dans quelle mesure cela aiderait-il à réduire certains des impacts les plus graves que vous pourriez voir en 2020 et à limiter leur impact permanent ? Comment définiriez-vous cela si vous donnez le délai de limitation l’année prochaine ? Et un impact important.

Pat Vincent-Collawn

Je pense, Julien, et si je ne réponds pas à votre question, faites-moi savoir que, évidemment, le découplage en 2021 ne fait rien pour nous en 2020 et nous nous efforcerons de gérer si nous avons des impacts en termes de réductions d’O&M. Je peux vous dire que Chuck fait sa part. Son rapport de dépenses pour le mois d’avril n’était que de 36,99 $. Nous sommes donc fixés pour le reste de l’année en termes de réduction des coûts. Mais cela nous permettrait de continuer à investir à mesure que nous avançons et de maintenir nos plans d’investissement et de récupérer ce que nous mettons dans notre système, grâce à la façon dont les coûts fixes et variables sont fixés, comme l’a dit Don.

Et nous voyons encore pas mal de constructions ici. Nous aurons donc toujours de nouveaux clients qui s’installeront en ligne, mais cela nous protégera contre ce que je pense être une diminution permanente de l’utilisation par client qui a commencé bien avant COVID-19, grâce à des bâtiments et des codes plus stricts, de meilleurs appareils et des programmes d’efficacité énergétique. C’est ce que vous recherchez ?

Julien Dumoulin-Smith

Oui, je veux dire un certain niveau de confiance sur les rendements gagnés en 2021 également. L’inverse de ce droit ? Aussi mauvais que cela puisse être en 2020 – Phase II, Phase III – vous pourriez voir une partie de cette baisse en 2021 sur la base de ces nouveaux taux dans le cadre d’un mécanisme de découplage potentiel. Encore une fois, les détails exacts sont en attente.

Don Tarry

Oui. Et Julien, en quelque sorte, se penche un peu sur les rendements et les BPA. Nous n’avons pas encore élaboré de directives ou de conseils pour 2021. Nous le faisons généralement en décembre. Mais encore une fois, quand on pense au cadre de référence, on pourrait penser que si le découplage est approuvé et entre en vigueur en janvier, le cas de taux serait arrivé, au milieu de l’année. Il y a certains avantages à considérer le calendrier des éléments qui y sont associés, donc…

Julien Dumoulin-Smith

J’ai compris. Dernière question super rapide si je peux. Il y a eu, évidemment, beaucoup de bruit à propos de votre remplacement de l’alimentation électrique en attente. Quelle est votre confiance actuelle dans le fait que, d’ici octobre, nous aurons des précisions sur votre part de propriété dans tout ce qui sera fait ? Et je vais m’en tenir à cette question.

Pat Vincent-Collawn

D’accord. Julien, nous sommes très confiants quant à l’obtention de cette décision. On pourrait argumenter en faveur d’un examen du portefeuille dans son ensemble, ce que les commissaires ont décidé de faire, ou du retrait de ces deux AAE. Mais du point de vue du PNM, il est tout à fait logique de le considérer dans son ensemble. Les examinateurs de l’audition ont parlé de la possibilité de sortir cette deuxième pièce en juin, ce qui – mais maintenant cela inclura également ces AAE. Et cela donne à la Commission beaucoup de temps pour examiner ce portefeuille.

Et l’une des choses dont nous nous sommes réjouis lors de la discussion de la commission, c’est qu’ils parlaient de la possibilité de rouvrir et de refaire un appel d’offres, ce qui aurait nui à notre capacité à obtenir ces puissances de remplacement à temps. Et ils ont décidé de ne pas le faire. Nous pensons donc que c’est un très bon signe qu’ils vont examiner le portefeuille ou les différents portefeuilles que nous avons soumis, car nous avons soumis plusieurs portefeuilles et décider de l’un d’entre eux dans le délai approprié. Je pense qu’ils voulaient simplement examiner l’ensemble du tableau à un moment donné, au lieu de le diviser en plusieurs parties.

Julien Dumoulin-Smith

Excellent. Je vous remercie.

Pat Vincent-Collawn

Merci, Julien.

Opérateur

La question suivante vient de Durgesh Chopra d’Evercore ISI. Allez-y, s’il vous plaît.

Durgesh Chopra

Bonjour l’équipe. Je tiens à vous féliciter, les détails sur la TNMP sont tout simplement super. Merci d’avoir mis ça sur le tapis. Je peux vous demander et je comprends que la tarification de pointe et l’impact sur les recettes soient minimes, mais en ce qui concerne les tendances de la demande, pouvez-vous quantifier ce que vous voyez en termes de diminution ou de destruction de la demande dans l’ouest du Texas et sur la côte du Golfe ?

Pat Vincent-Collawn

Bien sûr, et bonjour Durgesh. Je vais demander à Don de s’en occuper pour vous.

Don Tarry

Oui. Donc nos catégories de demande dans l’ouest du Texas sont des clients à forte demande. Nous les appelons nos principaux clients et nous n’avons pas vu la demande diminuer là-bas. En fait, ils continuent à bien produire et la charge continue à augmenter. Notre demande continue d’augmenter dans ces catégories. Il s’agit en fait de petits clients à la demande de type commercial, et nous les avons quantifiés à environ 5 %. Cela est compensé par des facteurs associés à — du côté résidentiel. Nous avons donc constaté une compensation assez directe entre la demande résidentielle et la demande plus faible.

Pat Vincent-Collawn

Et je pense qu’ERCOT a établi un record la semaine dernière.

Durgesh Chopra

J’ai compris. Merci. Et puis peut-être, puis-je vous demander, évidemment, si vous entrez dans la phase II ou III ici et qu’il semble que l’affaire des tarifs pourrait être retardée. Comment envisagez-vous les répercussions sur vos paramètres de crédit ? Et si vous avez eu des conversations avec les agences de crédit, j’aimerais que ces conversations soient colorées.

Don Tarry

Oui, Durgesh, nous ne déposons pas le dossier sur les tarifs. Nous passons au mécanisme de découplage dont nous avons un peu parlé. Nous avons des discussions en cours avec les agences de notation et nous les guidons à travers nos mesures financières. Nous venons d’effectuer un nombre important de financements qui ont permis de lever nos liquidités ou de nous positionner correctement, comme l’a fait allusion Chuck à propos de nos liquidités. De ce point de vue, nous sommes donc en bonne position.

Durgesh Chopra

D’accord. Merci les gars. C’est tout ce que j’avais. Merci.

Pat Vincent-Collawn

Je vous remercie.

Opérateur

La question suivante vient de Paul Fremont de Mizuho. Allez-y, je vous prie.

Pat Vincent-Collawn

Bonjour, Paul.

Paul Fremont

Bonjour. Pendant la délibération de la NMPRC sur votre demande de bifurcation, on aurait dit qu’ils donnaient plus de poids à l’exigence de la loi sur la transition énergétique qui veut que des ressources de remplacement soient construites dans le district de San Juan. Donc, si nous excluons le charbon gazéifié comme étant très cher, très peu respectueux de l’environnement et pas nécessairement finançable, cela ne signifie-t-il pas que la seule alternative qui conviendrait à ce scénario serait votre scénario 2, qui consiste à construire essentiellement tout le gaz ? Cette alternative ne risque-t-elle pas d’entraîner une augmentation de la base tarifaire et des investissements de la société ?

Pat Vincent-Collawn

Donc Paul, je pense que d’après leur discussion, il semblait qu’ils décrivaient un scénario que je dirais similaire au scénario 2. Il pourrait y avoir quelques modifications et peut-être un peu plus de soleil là-haut. Mais, oui, je pense que notre point de vue sur la discussion est qu’ils ont mis plus de poids alors que la loi sur la transition énergétique est en cours, et qu’il y a une préférence pour ce que j’ai entendu les trois commissaires exprimer.

Paul Fremont

D’accord. Et puis, en supposant que la proposition modifiée du WRA soit adoptée, quel serait l’effet sur vos dépenses d’investissement et aussi, en quelque sorte, sur votre base de taux ?

Pat Vincent-Collawn

La proposition modifiée de l’ARB qui a plus de gaz et un peu plus de solaire, Don ?

Don Tarry

Oui. Donc, je pense que — la proposition modifiée diminue de quelques unités de LM6000. Je pense donc que la façon de penser à ces LM6000, c’est qu’il y a environ 25 millions par LM6000 qui sont liés à cela. Je veux dire que c’est un peu le solde. Vous verriez l’ajustement. Comme Chuck y a fait allusion, nous équilibrons toujours les tarifs des clients avec des projets de transmission et de distribution supplémentaires que nous pourrions — nous pouvons aussi nous aligner pour combler le vide associé à cela, qu’ils sont là prêts à partir.

Paul Fremont

Et puis, je suppose que la dernière question est un peu déroutante avec les graphiques de la capacité de gain, car le type de distribution des chiffres et les chiffres ne cessent de changer d’un trimestre à l’autre. Pouvez-vous en discuter ? Comme en 2022, il semble que les chiffres soient un peu plus bas. La relation entre l’entreprise et le financement est complètement différente de celle du graphique que vous présentez en quelque sorte au quatrième trimestre.

Chuck Eldred

Paul, peut-être… C’est Chuck. Il serait peut-être mieux de parler au moins…

Paul Fremont

Vous voulez le mettre hors ligne ? C’est bien.

Chuck Eldred

Oui. Parce que c’est — nous sommes en train de réconcilier certains chiffres, et que nous voulons être sûrs d’être clairs sur ce que vous regardez et comment nous pouvons arriver à un accord. Alors, mettons cela hors ligne. Et puis, s’il y a quoi que ce soit…

Paul Fremont

Pas de problème, pas de problème.

Chuck Eldred

Appréciez. D’accord. Je voudrais également ajouter que dans le deuxième scénario, vous avez parlé de l’assiette tarifaire, en vérifiant simplement les chiffres ici. Il y a le scénario tout gaz 440 mégawatts de gaz par rapport à la combinaison du gaz et du stockage sur batterie. Le premier scénario que nous avons recommandé est une base tarifaire de 298 millions de dollars, puis le gaz dans un seul endroit de 440 mégawatts de gaz est de 304 millions de dollars. C’est donc encore très proche, car les coûts de stockage sur batterie sont plus élevés. Je pense donc qu’il n’y a pas beaucoup de différence du point de vue de l’assiette tarifaire. Je ne veux pas donner l’impression qu’ils avaient une base tarifaire qui sera si importante s’ils s’engagent dans cette voie.

Paul Fremont

J’ai compris. Ok. Merci.

Pat Vincent-Collawn

Merci Paul. Lisa a besoin de la compagnie. Alors appelez-la.

Paul Fremont

D’accord.

Opérateur

La question suivante est posée par Jonathan Reeder de Wells Fargo. Allez-y, je vous prie.

Jonathan Reeder

Salut à tous. La plupart de mes questions ont été répondues, mais je voulais juste clarifier quelques points. Les impacts mensuels des étapes 2 et 3 de la diapositive 14, est-ce une hypothèse d’ordre complet de séjour à domicile ?

Pat Vincent-Collawn

Jon, peux-tu… c’est Pat. Bonjour. Vous avez en quelque sorte rompu sur la dernière partie. Pourriez-vous répéter votre dernière phrase ?

Jonathan Reeder

Oui, je voulais juste… l’ordre complet de rester à la maison dans les phases 2 et 3 a des répercussions mensuelles sur la diapositive 14 ?

Pat Vincent-Collawn

Bien sûr. Vous demandez donc si la totalité des commandes de séjour à domicile se trouvent dans les scénarios deux et trois.

Jonathan Reeder

Dans les scénarios deux et trois, oui, la diapositive 14 sur la sensibilité. Est-ce que cela suppose une commande complète de séjour à domicile ?

Chuck Eldred

Jonathan, bonjour. Pour la deuxième étape, on supposerait une commande complète de séjours à domicile et pour la troisième étape, on supposerait que nous entrons davantage en mode de récession et que les entreprises tardent à s’ouvrir jusqu’à la fin de l’année.

Pat Vincent-Collawn

Et la troisième étape envisage également une deuxième vague. Je veux dire que nous savons tous que je pense que nous allons avoir une légère hausse dans les cas où elle s’ouvrira, mais la troisième étape envisage le fait que c’est une hausse significative dans les cas.

Jonathan Reeder

D’accord. Oui. Alors, je veux dire que maintenant que le Texas fait une réouverture partielle et que le Nouveau Mexique en parle, il semble que vous soyez en avance sur tout ce qui est envisagé dans un scénario de deuxième étape ?

Pat Vincent-Collawn

Oui. Et je pense que le Gouverneur ici fait une lente réouverture. Elle réouvre la plus grande partie de l’état plus rapidement. Malheureusement, une concentration des cas ici au Nouveau-Mexique se trouve dans le coin nord-ouest où se trouve la nation et certains des pueblos et de la tribu. Et je pense que, comme Don l’a mentionné, nous avons encore fait des travaux de construction ici. Et quand je vais faire un tour en voiture, il y a beaucoup de constructions qui se font ici. Je pense donc que lorsque nous rouvrirons et que les gens pourront se déplacer dans ces espaces, cela nous sera très utile. Donc…

Jonathan Reeder

D’accord. Et puis, l’autre chose, c’est l’hypothèse modifiée de l’impact de la charge par rapport aux attentes initiales, essentiellement les réductions commerciales plus élevées au Nouveau-Mexique étant essentiellement compensées par le fait que la charge terrestre au Texas n’a pas diminué autant. Je veux dire que cela ressemble un peu à un compromis entre ces deux éléments par rapport à ce que vous pensiez au départ.

Don Tarry

Oui. Donc le Texas s’est aligné sur le côté résidentiel du Texas. Nous voyons donc presque un décalage direct au Texas entre le résidentiel et le commercial. Du côté du PNM, du côté du Nouveau-Mexique, nous avons constaté une augmentation d’environ 5 % à 15 %, soit un total de 15 % pour le secteur des petites entreprises et du commerce. Et notre État résidentiel est à 5 % au Nouveau-Mexique. C’est ce que nous constatons en avril.

Jonathan Reeder

D’accord, mais l’impact net-net est comme un PNM consolidé. C’est un peu un vent contraire dans l’ensemble, mais pas beaucoup ?

Don Tarry

Oui. Il est aligné sur les chiffres que nous avons sur le 14 Jonathan. Donc…

Jonathan Reeder

Oui. Ok. Très bien. Super. Merci pour les données supplémentaires. J’apprécie.

Pat Vincent-Collawn

Merci, Jonathan.

Opérateur

[Operator Instructions] La question suivante vient de Paul Patterson de Glenrock Associates. Allez-y, s’il vous plaît.

Paul Patterson

Bonjour.

Pat Vincent-Collawn

Bonjour, Paul.

Paul Patterson

Donc, je voulais simplement donner suite aux questions de Paul Fremont concernant le CapEx. Juste sur la — quelle part de ce qui pourrait être économiquement sensible, je suppose ? Et comment voyez-vous l’impact sur l’économie ? Je sais qu’elle n’en est qu’à ses débuts et qu’elle est sans précédent, alors je prends cela avec un grain de sel, mais juste une sorte d’idée de ce que vous ressentez sur le terrain en termes de perspectives économiques. Et si vous pouviez nous rappeler la sensibilité des dépenses en capital, qui pourraient être sensibles sur le plan économique, si vous me suivez.

Pat Vincent-Collawn

Oui. Et, Paul, notre CapEx n’est pas vraiment sensible sur le plan économique. L’énergie de remplacement est principalement destinée aux ressources flexibles, aux ressources renouvelables et à ce qui remplace San Juan. Et le jour où San Juan sort de sa base tarifaire et où les nouvelles ressources arrivent, les clients voient leur facture diminuer, parce que nous sécurisons San Juan.

Notre construction ici au Nouveau-Mexique est destinée à de nouveaux clients et le développement économique se poursuit ici. Il y a des projets qui ont démarré mais qui n’ont pas encore été annoncés. Et le remplacement d’infrastructures vieillissantes ici et la construction d’une partie de cette transmission.

Et au Texas, comme l’a dit Don, la plupart de nos capitaux sont dus à ERCOT et à sa fiabilité. La dernière fois que j’y suis allé – pour cela, j’ai commencé avec la Commission au Texas, ils nous encouragent à continuer à construire et à faire cela parce qu’ils veulent s’assurer que lorsque les clients viennent, ils ont tout préparé. Et puis, comme Don l’a dit, dans l’ouest du Texas, il y a beaucoup de gens qui veulent s’électrifier. Ce n’est donc pas vraiment sensible à l’économie.

Paul Patterson

Ok, super. Et puis, en ce qui concerne – je sais que vous cherchez à obtenir des reports et tout le reste, mais en ce qui concerne votre expérience jusqu’à présent sur la sorte de ré-urgence et tout ça, pourriez-vous nous donner un petit aperçu de la clientèle – qui est pour les activités commerciales et résidentielles payantes jusqu’à présent ?

Don Tarry

Oui. Donc, je veux dire, nous ne sommes pas déconnectés en ce moment au Nouveau Mexique. Encore une fois, vous y avez fait allusion et nous en avons parlé. Nous avons déposé une demande auprès de la Commission auprès de tous les autres services publics, les services publics de l’État, afin de pouvoir reporter ces coûts ainsi que les autres coûts associés. Et en écoutant l’audience de la Commission, ils semblent très réceptifs à cela parce que cela permet des modalités de paiement flexibles dans le cadre de notre travail avec les clients. Et notre groupe de service à la clientèle s’efforce quotidiennement d’aligner les gens sur les paiements.

Nous avons constaté une augmentation de notre — de l’utilité ; nous la décomposons en 30, 60, 90 et vous n’amortissez pas avant 120, parce que vous avez la possibilité d’éteindre. Et bien souvent, les gens vont payer pendant cette période. Nous avons donc constaté une augmentation associée à cela, ce à quoi nous nous attendions. Et c’est conforme à nos hypothèses que nous avons surveillées. Et nous avons un peu parlé du fait que si nous passons à la première et à la deuxième étape, nous verrons un impact de 0,01 $ pour la première étape et un autre impact de 0,01 $ pour la deuxième étape. Cela vous donne une idée de la manière dont nous surveillons et traitons les créances douteuses.

Pat Vincent-Collawn

Donc, en général, combien de personnes, comme les clients résidentiels ou quel pourcentage diriez-vous avoir maintenant, ne paient pas leurs factures, contrairement à ce que serait le taux normal ? Pouvez-vous nous donner une idée de ce que cela signifie ?

Don Tarry

Je n’ai pas ce numéro sur moi. Nous l’avons vu augmenter et je pense que 5 ou 6 % serait le genre de fourchette que nous verrions. Et encore une fois, je veux dire, l’avantage de travailler dans les services publics et la raison pour laquelle les services publics ont si peu de créances irrécouvrables, c’est qu’ils finiront par – une fois que nous serons capables de migrer vers la possibilité de se déconnecter, les gens le feront travailler pour prendre des dispositions de paiement et effectuer leurs paiements.

Et, historiquement, au Nouveau Mexique, nous avons eu très peu de créances douteuses. Pour vous donner une idée, nos créances douteuses s’élèvent chaque année à environ 3 millions de dollars, soit environ 0,3 % de nos recettes totales. C’est parce que vous avez la capacité de travailler avec les clients. Ils finiront par payer lorsque vous vous déconnecterez.

Pat Vincent-Collawn

Et, Paul, la discussion de la Commission autour du tracker et de sa mise en place en tant qu’actif réglementaire a été très positive, car je pense que la Commission voit que non seulement cela renforce le financement des services publics, mais que cela nous donne encore plus de flexibilité pour travailler avec nos clients. C’était donc — bien qu’ils n’aient pas encore agi, c’était une très bonne discussion.

Paul Patterson

Super. C’est bon à entendre. Merci beaucoup.

Pat Vincent-Collawn

Je vous remercie.

Opérateur

Il n’y a plus de questions dans la file d’attente. Ceci conclut notre session de questions-réponses. Je voudrais redonner la parole à Pat Vincent-Collawn pour toute remarque de clôture.

Pat Vincent-Collawn

Merci, Jason, et merci encore à vous tous d’être venus ce matin. Restez en bonne santé et en sécurité et nous attendons avec impatience le moment où nous pourrons vous revoir tous en personne. Merci.

Opérateur

La conférence est maintenant terminée. Je vous remercie d’avoir assisté à la présentation d’aujourd’hui. Vous pouvez maintenant vous déconnecter.


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