Transcription de l'appel des résultats de CMS Energy (CMS) T4 2019

Transcription de l'appel des résultats de CMS Energy (CMS) T4 2019

janvier 31, 2020 Non Par Marc

Source de l'image: The Motley Fool.

CMS Energy (NYSE: CMS) Appel des résultats du quatrième trimestre 2019 30 janvier 2020, 8 h 30 HE

Contenu:

  • Remarques préparées
  • Questions et réponses
  • Appeler les participants
  • Remarques préparées:

    Opérateur

    Bonjour à tous et bienvenue aux résultats du quatrième trimestre de CMS Energy 2019. Le communiqué de presse sur les résultats publié plus tôt aujourd'hui et la présentation utilisée dans cette webémission sont disponibles sur le site Web de CMS Energy dans la section des relations avec les investisseurs. Cet appel est en cours d'enregistrement. [Operator instructions] Pour rappel, il y aura une rediffusion de cette conférence téléphonique aujourd'hui à partir de 12 h 00. Heure de l'Est jusqu'au 6 février.

    Cette présentation est également diffusée sur le Web et est disponible sur le site Web de CMS Energy dans la section des relations avec les investisseurs. À ce stade, je voudrais passer la parole à M. Sri Maddipati, vice-président de la trésorerie et des relations avec les investisseurs. Allez-y.

    Sri Maddipati – Vice-président du Trésor et des relations avec les investisseurs

    Bonjour à tous et merci de vous joindre à nous aujourd'hui. Je suis accompagné de Patti Poppe, présidente et chef de la direction; et Rejji Hayes, vice-président exécutif et directeur financier. Cette présentation contient des déclarations prospectives, qui sont soumises à des risques et incertitudes. Veuillez vous reporter à nos documents déposés auprès de la SEC pour plus d'informations sur les risques et autres facteurs susceptibles de faire varier sensiblement nos résultats réels.

    Cette présentation comprend également des mesures non conformes aux PCGR. Des rapprochements de ces mesures avec les mesures conformes aux PCGR les plus directement comparables sont inclus dans l'annexe et affichés sur notre site Web. Je vais maintenant passer l'appel à Patti.

    Patti Poppe – Président et chef de la direction

    Merci, Sri. Merci à tous de vous joindre à nous lors de notre appel sur les résultats de fin d'année. Ce matin, je partagerai nos résultats financiers pour 2019 et nos perspectives pour 2020. Je discuterai de la progression de notre plan d'immobilisations quinquennal et ferai le point sur les questions réglementaires clés. Rejji ajoutera plus de détails sur nos résultats financiers, ainsi qu'un regard sur 2020 et au-delà.

    Et bien sûr, nous attendons avec impatience les questions et réponses. Pour 2019, je suis ravi de publier un bénéfice ajusté de 2,49 $ par action. Nous avons pu réaliser une autre année de croissance ajustée du BPA de 7%, malgré des tempêtes record et divers vents contraires tout au long de l'année. Grâce à nos capacités opérationnelles uniques qui nous permettent de nous adapter aux conditions changeantes en gérant le travail et en réduisant les coûts grâce à notre système d'exploitation allégé, la voie CE. Pour les résultats de 2019 dans les livres, nous augmentons l'extrémité inférieure de nos prévisions de BPA ajusté pour 2020 de 2,63 $ à 2,64 $, ce qui nous donne une fourchette de 2,64 $ à 2,68 $, avec un biais vers le milieu, qui est en hausse de 6 à 8% par rapport au résultat réel que nous avons atteint en 2019.

    Alors que nous reportons notre plan sur un an, il reflète un montant supplémentaire de 0,5 milliard de dollars dans notre plan d'investissement de cinq ans pour le service public, qui soutient notre BPA ajusté annuel à long terme et la croissance des dividendes de 6% à 8%, et est en ligne avec notre plan d'investissement de 10 milliards de dollars sur 10 ans annoncé précédemment. Bien qu'il y ait eu beaucoup de discussions récentes sur ESG, c'est un sujet qui n'est pas nouveau pour nous. Notre succès continu chez CMS est motivé par notre engagement à fournir le triple résultat net des personnes, de la planète et du profit. Nous n'échangeons pas l'un contre l'autre.

    Ainsi, alors que 2019 a marqué notre 17e année de croissance du BPA à la pointe de l'industrie, ce fut également une année remarquable pour notre engagement envers les personnes, nos clients et nos collègues et notre planète. Nos clients nous ont attribué les meilleurs scores de satisfaction de la clientèle de J.D.Power et nous ont nommés n ° 1 dans le Midwest pour le gaz résidentiel. Ces clients satisfaits étaient servis par une main-d'œuvre hautement engagée et diversifiée.

    Nos réalisations sur la planète comprennent la conclusion d'un règlement dans notre plan de ressources intégré, l'annonce de notre objectif de zéro émission nette de méthane d'ici 2030 pour notre système de livraison de gaz et la restauration de plus de 1500 acres de terres dans notre État d'origine. Notre capacité à atteindre notre triple résultat net est sous-tendue par des performances de classe mondiale, et nous avons fourni nos meilleures mesures de livraison à temps pour les clients; éliminé plus de 20 millions de dollars de déchets grâce à la mise en œuvre de la voie CE, réglé notre cas de tarification électrique pour la deuxième fois seulement de notre histoire et reçu une commande de cas de gaz qui nous permet d'investir considérablement dans la sécurité et la fiabilité de notre grand et vieillissement du système de gaz. Bien que 2019 ait été une autre excellente année de performances solides et de réalisations record, nous sommes toujours insatisfaits. Nous continuerons de nous améliorer tandis que nous nous efforçons de respecter nos engagements financiers et opérationnels année après année.

    Maintenant, chaque année, vous verrez les hauts et les bas qui se présentent à nous, comme illustré sur la diapositive 6. Et chaque année, notre capacité unique d'adaptation aux conditions changeantes nous permet de fournir les résultats que vous attendez, année après année. -en dehors. En 2019, nous avons été confrontés défi après défi, car les coûts de restauration après une tempête ont dépassé notre budget annuel à six mois dans l'année. Mais nous ne faisons pas d'excuses pour les tempêtes ou autres impacts liés aux conditions météorologiques sur les revenus.

    C'est ce que j'aime dans notre modèle, où nous montons les montagnes russes pour vous, afin que vous puissiez profiter du résultat fluide et prévisible mis en évidence par la ligne verte. Ce modèle a servi nos clients et notre vision au cours de la dernière décennie et nous continuerons de l'utiliser à l'avenir. Je me sens obligé de remercier toute l'équipe de CMS Energy pour la ténacité et l'agilité dont ils ont fait preuve en 2019. Étant donné les vents contraires auxquels nous avons été confrontés et les défis que nous avons surmontés, je ne pourrais être plus fier des résultats et reconnaissant des efforts de mes collèges.

    Comme nous le faisons chaque année, nous célébrons la course et passons à notre prochaine série de priorités et fixons de nouveaux objectifs. Avec 2019 derrière nous et alors que nous nous préparons à livrer en 2020, nous continuerons à progresser pour assurer la sécurité de notre système de gaz, stimuler la satisfaction des clients et respecter notre plan d'énergie propre. Les objectifs que nous nous sommes fixés en 2020 sont ambitieux. Et comme toujours, ils sont alimentés par la maturité continue de notre système d'exploitation Lean, la voie CE.

    Notre capacité à exécuter notre plan d'immobilisations et à effectuer les investissements dont notre système a besoin dépendra de notre capacité à voir et à éliminer les déchets, où qu'ils se trouvent. Alors que nous continuons à mûrir à la manière de la CE, nous créons une culture, où tous nos collègues sont à la fois motivés et capables de réaliser notre objectif. Des performances de classe mondiale, offrant un service local. Ces mots simples signifient beaucoup pour nous.

    Les besoins en capital de nos systèmes au niveau de la compagnie d'électricité ont continué de croître. Et à cette fin, nous reportons notre plan d'immobilisations d'une année supplémentaire, ce qui portera les dépenses au cours des cinq prochaines années à environ 12,25 milliards de dollars et soutiendra une croissance de la base des taux de 7% au cours de cette période. Cette augmentation reflète la montée en puissance continue des investissements annuels dans nos infrastructures électriques et gazières pour améliorer la sécurité et la fiabilité de nos systèmes, ainsi que l'augmentation des investissements dans les actifs de production solaire convenus dans notre assurance crédit, qui a été approuvé par la commission en dernier année. Il convient de noter que seulement environ 15% de ces projets au cours des cinq prochaines années dépassent les 200 millions de dollars, et environ 75% de ces projets sont traités dans des ordonnances de commission pluriannuelles telles que l'assurance crédit, ce qui atténue les risques et fournit plus de certitude quant à l'exécution et à la réglementation résultats.

    Nous vous rappellerons également que notre plan d'investissement client sur cinq ans est limité, non pas par les besoins de notre système qui s'étend à grande échelle dans le grand État du Michigan, mais plutôt par les contraintes de bilan, la capacité de main-d'œuvre et l'abordabilité des clients. . Regardons maintenant vers les questions réglementaires. Avec la perte d'énergie de 2016 pleinement mise en œuvre, et avec les avantages de la réforme fiscale abordés dans les récentes ordonnances de commission. Notre calendrier réglementaire pour 2020 est beaucoup plus léger que ces dernières années.

    L'année dernière, nous avons convenu de rester en dehors d'un dossier tarifaire électrique et la stratégie nous a bien servi car nous avons pu capitaliser sur certains des efforts de performance des coûts en tirant parti de la voie CE. Nous allons maintenant avoir la possibilité de répercuter une partie de ces économies sur nos clients et de compenser une partie des besoins d'investissement en capital. Parallèlement à nos efforts pour augmenter nos économies d'efficacité énergétique à 2% d'ici 2021, nous garderons les factures des clients à un prix abordable. Nous prévoyons déposer notre prochain dossier de tarification électrique d'ici la fin de ce trimestre.

    En décembre 2019, nous avons déposé une demande dans notre dossier de tarification du gaz pour 245 millions de dollars de revenus supplémentaires, y compris un ROE de 10,5% et un ratio de capitaux propres de 52,5% par rapport à la dette, alors que nous continuons de nous concentrer sur la sécurité et la fiabilité de notre livraison de gaz. système. Cette affaire s'appuie sur la commande de notre dernière affaire de gaz, où presque tous les investissements en capital ont été approuvés parce que vous vous attendez à ce que les besoins de notre système n'aient pas beaucoup changé en seulement un an. Parallèlement à notre dossier sur le gaz, nous avons également déposé notre plan de livraison de gaz naturel sur 10 ans, qui fournit un aperçu détaillé des besoins à long terme de notre système de livraison de gaz et soutient notre plan d'investissement de 10 ans. Nous sommes reconnaissants pour l'environnement réglementaire constructif dans le Michigan qui permet des ordonnances tarifaires en temps opportun et une planification prospective.

    Et l'engagement de la commission à travailler avec nous pour améliorer en permanence la sécurité et la fiabilité de notre système. Je vous rappelle, quelles que soient les conditions changeantes qui nous entourent, notre triple résultat net et notre modèle commercial simple ont bien servi nos clients et nos investisseurs et nous permettent de fonctionner de manière cohérente année après année. Comme souligné sur la diapositive 10, nos antécédents démontrent notre capacité à fournir les résultats premium constants que vous attendez année après année après année. Et cette année, vous pouvez vous attendre à la même chose.

    Sur ce, je passe l'appel à Rejji.

    Rejji Hayes – Vice-président exécutif et directeur financier

    Merci Patti et bonjour à tous. Avant d'entrer dans les détails, j'aimerais partager la merveilleuse nouvelle que Travis Uphaus de notre équipe IR et sa femme, Maryland, accueillent leur septième enfant, Mara Christine Uphaus mardi matin. Nous souhaitons donc à la famille Uphaus nos meilleurs vœux depuis notre siège social à Jackson, Michigan. Comme Patti l'a souligné, nous sommes heureux d'annoncer notre bénéfice net ajusté de 708 millions de dollars en 2019 avec 2,49 dollars par action, en hausse de 7% d'une année sur l'autre.

    Notre BPA ajusté exclut certains éléments non récurrents, y compris les coûts estimatifs de cessation d'emploi et de rétention pour nos collègues de nos installations de production de charbon de maïs, qui devraient être mis à la retraite en 2023, ainsi que la constatation d'une charge liée au règlement potentiel de questions juridiques héritées. Les résultats de 2019 du service public ont été largement tirés par les résultats constructifs de notre règlement de cas de tarifs électriques en janvier 2019, et la commande de tarif de gaz que nous avons reçue en septembre, qui ont été partiellement compensées par une forte tempête, en particulier au cours des trois premiers trimestres de l'année . Nos segments non utilitaires ont dépassé les prévisions de 0,02 $ au total, en grande partie grâce aux financements à faible coût de CMS Energy et à la solide performance d'Enerbank. En examinant notre suite complète d'objectifs financiers et d'accessibilité financière pour 2019 sur la diapositive 12, vous remarquerez qu'en plus d'atteindre une croissance annuelle ajustée du BPA de 7%, nous avons augmenté notre dividende proportionnellement et généré environ 1,8 milliard de dollars de flux de trésorerie d'exploitation.

    Notre génération régulière de flux de trésorerie et notre stratégie de financement prudente au fil des ans continuent de renforcer notre bilan, comme en témoigne notre solide ratio FFO / dette, qui est d'environ 17,5% à la fin de l'exercice et n'a nécessité aucune émission d'actions en 2019. Enfin, en Conformément à notre modèle d'autofinancement, nous avons effectivement atteint nos objectifs d'accessibilité pour les clients en maintenant les factures à l'inflation ou en dessous pour les entreprises de gaz et d'électricité, tout en investissant un niveau record de capital d'environ 2,3 milliards de dollars dans le service public. Passons à 2020. Comme Patti l'a noté, nous augmentons nos prévisions de bénéfices ajustés pour 2020 de 2,64 $ à 2,68 $ par action, ce qui implique une croissance annuelle de 6% à 8% par rapport à nos chiffres réels de 2019.

    Sans surprise, nous nous attendons à ce que les services publics génèrent la grande majorité de notre performance financière consolidée, avec la contribution régulière habituelle des secteurs d'activités autres que les services publics. Un élément à noter est que les prévisions de BPA des entreprises sont légèrement en baisse par rapport à leurs résultats de 2019, compte tenu de l'absence de gain sur la vente d'actifs sélectionnés au deuxième trimestre de 2019. Dans l'ensemble, nous continuerons de viser le milieu de notre consolidation Gamme de croissance du BPA en fin d'année. Pour élaborer sur la trajectoire de descente pour atteindre notre plage de guidage EPS 2020, comme vous le remarquerez sur le graphique en cascade de la diapositive 14, nous prévoyons des conditions météorologiques normales, qui dans ce cas représentent environ 0,06 $ d'écart négatif – négatif d'une année à l'autre sur un an, compte tenu du froid du temps normal enregistré en 2019 au profit de notre activité gaz.

    Nous prévoyons que les initiatives de réduction des coûts, largement motivées par cette vague de l'UE, et d'autres sources attendues de faveur d'une année sur l'autre, telles que la baisse des dépenses de restauration après une tempête sans précédent l'an dernier, compenseront pleinement l'absence de conditions météorologiques favorables dans 2019. Il convient également de noter que nous capitalisons sur une opportunité de financer intégralement notre régime de retraite à prestations définies plus tôt ce mois-ci, ce qui permet de réaliser des économies de coûts hors exploitation supplémentaires et d'atténuer le risque de BPA. Passons à l'allégement des taux. Nous prévoyons environ 0,17 $ de collecte de BPA en 2020.

    Comme mentionné lors de notre appel au troisième trimestre, environ les deux tiers de ce ramassage ont déjà été approuvés par la commission dans l'ordre de taux de gaz que nous avons reçu en septembre. Et l'approbation de notre plan d'énergie renouvelable au premier trimestre de 2019. Nous nous attendons à la commande finale dans notre dossier de gaz en attente en octobre de cette année, qui constitue effectivement le solde de notre allégement tarifaire prévu, grâce à la contribution du BPA en 2020 Alors que nous prévoyons de déposer un dossier électrique au premier trimestre de cette année, l'année de test de ce dossier commencera en 2021.

    Enfin, nous appliquons nos hypothèses conservatrices habituelles concernant les ventes, les financements et d'autres variables. Comme toujours, nous nous adapterons aux nouvelles conditions et circonstances tout au long de l'année pour atténuer les risques et augmenter la probabilité d'atteindre nos objectifs financiers et opérationnels au profit des clients et des investisseurs. Alors que nous nous efforçons d'atteindre notre objectif de BPA 2020, nous restons concentrés sur les opportunités de réduction des coûts dans l'ensemble de notre structure de coûts de 5,5 milliards d'euros, dont les principaux composants sont illustrés sur la diapositive 15. Pendant plus d'une décennie, nous avons réussi à atteindre les objectifs planifiés et non planifiés des économies de coûts pour atténuer le risque intra-annuel et créer une marge de sécurité à long terme dans nos factures d'électricité et de gaz pour soutenir les investissements importants de nos clients dans le service public. Alors que nous nous tournons vers 2020 et au-delà, nous continuons de croire qu'il existe de nombreuses opportunités de réduction des coûts dans toute notre structure de coûts.

    Ces opportunités comprennent, mais sans s'y limiter, l'expiration des PPAS à prix élevé, la mise hors service de notre parc de charbon, des économies grâce aux capitaux alors que nous modernisons nos systèmes de distribution d'électricité et de gaz, et la maturation continue de notre système d'exploitation allégé, le Voie CE. Ces opportunités fourniront des sources d'atténuation des risques intra-annuels, ainsi qu'une stratégie de financement durable pour notre plan d'investissement à long terme pour les clients, qui maintiendra les factures des clients à un niveau absolu bas et par rapport aux autres produits de base des ménages du Michigan, comme illustré. dans le graphique à droite de la page. Passons à des ventes normalisées par les conditions météorologiques. Comme nous en avons discuté dans le passé, les conditions économiques au Michigan restent positives, en particulier dans notre territoire de service électrique, qui est ancré par Grand Rapids, l'une des villes les plus dynamiques du pays, comme en témoignent les statistiques en haut à gauche – coin droit de la diapositive 16.

      Zonage Pinel Saint-Brieuc

    Et quand il s'agit de l'économie du Michigan, nous ne sommes pas des participants passifs. En fait, en plus d'investir directement chaque année des milliards de dollars dans tout l'État, nous collaborons avec les principaux intervenants de l'État pour stimuler l'activité industrielle grâce à nos efforts de développement économique. Ces efforts ont attiré près de 300 mégawatts de nouvelle charge électrique sur notre territoire de service depuis 2016, et en 2019 seulement, les contrats que nous avons signés soutiendront plus de 3600 emplois et apporteront plus de 1,5 milliard de dollars d'investissement au Michigan. Un Michigan prospère, soutenu par nos efforts de développement économique, offre de multiples avantages à notre modèle économique.

    À court terme, il stimule les ventes volumétriques, qui soutiennent nos objectifs financiers, et à plus long terme, il crée une marge dans les factures des clients en réduisant nos tarifs. Comme mentionné dans le passé, nous continuons également de constater les effets d'entraînement positifs de cette activité industrielle sur nos segments résidentiels et commerciaux à marge plus élevée au fil du temps sous la forme d'une croissance régulière du nombre de clients et de tendances de charge favorables. Comme vous le remarquerez dans le graphique à droite de la diapositive, nous avons observé une croissance moyenne de la charge résidentielle de 1% et 1,5% respectivement pour les entreprises d'électricité et de gaz au cours des cinq dernières années, une fois normalisées pour les conditions météorologiques. et nos programmes d'efficacité énergétique. Pour résumer, nos objectifs financiers et d'accessibilité pour la clientèle pour 2020 et au-delà, nous nous attendons à une nouvelle année solide de croissance du BPA ajusté de 6 à 8%, d'une solide croissance des flux de trésorerie d'exploitation, à l'exclusion de la contribution discrétionnaire aux pensions susmentionnée, et des prix à la clientèle égaux ou inférieurs à l'inflation.

    Du point de vue du bilan, nous continuons de viser de solides paramètres de crédit de première qualité et, comme vous le remarquerez, nos besoins en actions sont d'environ 250 millions de dollars en 2020, en raison du report précédemment noté de nos besoins d'émission d'actions en 2019. Nous prévoyons nos fonds propres doivent être d'environ 150 millions de dollars par an en 2021 et au-delà, ce qui peut être complété par notre programme d'émission de titres ATM, que nous déposerons probablement avec notre étagère au cours du premier semestre de cette année. Notre modèle a bien servi nos parties prenantes dans le passé, car les clients reçoivent de l'électricité et du gaz sûrs, fiables et propres, et des prix abordables, et nos investisseurs bénéficient d'une performance financière constante et à la pointe de l'industrie. Sur la diapositive 18, nous avons actualisé notre analyse de sensibilité sur les variables clés pour vos hypothèses de modélisation.

    Comme vous le remarquerez, avec des hypothèses de planification raisonnables et une atténuation des risques robuste, la probabilité de grandes variations par rapport à notre plan est minimisée. Il y aura toujours des sources de volatilité dans cette entreprise, qu'il s'agisse des conditions météorologiques, des coûts de carburant, des résultats réglementaires ou autres. Et chaque année, nous considérons qu'il est de notre mandat de vous avertir et d'atténuer les risques en conséquence. Et avec cela, je vais le remettre à Patti pour ses remarques finales avant Q&A.

    Patti Poppe – Président et chef de la direction

    Merci, Rejji. Notre thèse d'investissement est convaincante et nous servirons nos clients, notre planète et nos investisseurs pour les années à venir. Et avec cela, Chad, voudriez-vous s'il vous plaît ouvrir la ligne pour les questions et réponses?

    Questions et réponses:

    Opérateur

    Certainement, merci beaucoup, Patti. [Operator instructions]La première question viendra de Greg Gordon avec Evercore ISI. Allez-y.

    Greg Gordon – Evercore ISI – Analyste

    Bonjour, Patti, Rejji.

    Patti Poppe – Président et chef de la direction

    Bonjour, Greg.

    Rejji Hayes – Vice-président exécutif et directeur financier

    Bonjour, Greg.

    Greg Gordon – Evercore ISI – Analyste

    Quelques questions sur l'année. Alors, Rejji, avez-vous dit que ce petit gain de vente d'actifs des entreprises était au deuxième trimestre, n'est-ce pas?

    Rejji Hayes – Vice-président exécutif et directeur financier

    C'est vrai.

    Greg Gordon – Evercore ISI – Analyste

    Pouvez-vous simplement nous donner un peu plus de description de quel atout il s'agissait, de ce que vous avez vu et de la raison de cela?

    Rejji Hayes – Vice-président exécutif et directeur financier

    Absolument. Absolument. Ainsi, les entreprises creusent spécifiquement, ajoutent des actifs liés au transport. Ainsi, le langage informel est les actifs de commutation, qu'ils ont vendus à ITC transmission au deuxième trimestre.

    Et donc, nous avons enregistré un gain d'environ 16 millions de dollars, ou 0,04 $ au T2. Cela faisait partie de notre plan tout au long de l'année, c'est pourquoi vous verrez une sorte de tendance aberrante entre nos chiffres réels de 19 et ce que nous prévoyons pour 2020.

    Greg Gordon – Evercore ISI – Analyste

    Compris. Je me trompe peut-être, mais je pense que vous séparez Enerbank séparément pour la première fois. Je suis heureux d'obtenir la divulgation progressive, mais pouvez-vous simplement nous expliquer pourquoi, et ensuite, j'ai une autre question.

    Rejji Hayes – Vice-président exécutif et directeur financier

    Ouais, heureux. Enerbank cette année, et ils ont eu une merveilleuse année, comme Patti l'a noté, ils ont atteint environ 2,6, un peu plus de 2,6 milliards d'actifs, ce qui dépasse 10% de notre seuil d'actifs consolidé, et nous avons donc choisi de déclarer segment à ce stade.

    Greg Gordon – Evercore ISI – Analyste

    Génial. Ma dernière question est la décision de financer la pension. Combien de dollars avez-vous complété la pension, et pouvons-nous penser à l'avantage financier de cette sorte de delta entre les coûts de financement et le rendement attendu de la pension?

    Rejji Hayes – Vice-président exécutif et directeur financier

    Oui, donc en commençant par votre dernière question d'abord, oui, nous en avons tenu compte, et vous devez supposer que la collecte liée au BPA est nette des coûts de financement, et donc, nous prévoyons environ 0,05 $ de bénéfice par action à la hausse attribuable à cela. Le montant – et vous le verrez en annexe, est un peu plus de 530 millions de dollars, ce qui nous a permis de financer entièrement notre régime inactif à prestations définies.

    Greg Gordon – Evercore ISI – Analyste

    Et cela a été financé par une perfusion parentale ou par le biais du bilan réel de la société d'exploitation?

    Rejji Hayes – Vice-président exécutif et directeur financier

    Le dernier. Nous avons donc fait un prêt à terme dans l'intervalle à l'énergie du consommateur. Et c'est intéressant. Le financement à terme de ce prêt était d'environ 300 millions de dollars.

    Nous avions en fait un petit excédent de trésorerie que nous nous avons alloué pour le financer avec un peu d'excédent de trésorerie, ce qui a également contribué à l'accroissement du BPA attribuable à cela.

    Greg Gordon – Evercore ISI – Analyste

    D'ACCORD. Merci beaucoup à tous. Passez une bonne matinée.

    Rejji Hayes – Vice-président exécutif et directeur financier

    Merci, Greg.

    Patti Poppe – Président et chef de la direction

    Merci, Greg.

    Opérateur

    La question suivante vient de Julien Dumoulin Smith de Bank of America. Allez-y.

    Julien Dumoulin Smith – Bank of America Merrill Lynch – Analyste

    Salut à toi.

    Patti Poppe – Président et chef de la direction

    Bonjour Julien.

    Julien Dumoulin Smith – Bank of America Merrill Lynch – Analyste

    Hey. Alors peut-être, pour commencer, tout d'abord, comme d'habitude, nous nous concentrons sur les investissements et la tendance à la hausse, et bien fait sur l'augmentation du demi-milliard supérieur ici à mesure que vous avancez. Pouvez-vous nous parler un peu de la trajectoire haussière? Je suppose que si vous considérez ce demi-milliard de dollars comme la dernière année isolée, et que vous continuez à l'utiliser, vous vous retrouvez un peu au-dessus de votre type de plan décennal. Évidemment, vous en avez un peu parlé, mais peut-être que cela pourrait être l'occasion de développer un peu.

    Et puis, je vais commencer par votre deuxième question en même temps. DTE a eu un certain recul sur son dernier processus d'approvisionnement dans son assurance crédit. Toutes les raisons concernant vos efforts continus sur le côté renouvelable, en particulier. Je veux juste clarifier cela.

    Patti Poppe – Président et chef de la direction

    Eh bien, je vais prendre la première partie, et je vais laisser Raj prendre la deuxième partie, Julien. Le plan d'immobilisations, le plan d'immobilisations de 25 milliards de dollars, a des fluctuations d'une année à l'autre, et vous verrez que nous avons un aperçu de cinq ans dans l'annexe du pont afin que vous puissiez voir quel est le plan par année. Et nous avons des opportunités dans ces 25 milliards, et nous en avons parlé après le troisième trimestre, vous savez. Il y a certainement une demande de dépenses supplémentaires pour la fiabilité électrique, la modernisation du réseau et nos activités gazières, et comme toujours, nous travaillons pour équilibrer les demandes concurrentielles de capitaux en interne, en ayant nos batailles de capitaux internes, si vous voulez.

    Mais aussi en veillant à ce que nos factures restent abordables, en veillant à ce que la capacité de faire le travail soit possible afin que nous ayons une bonne crédibilité auprès de nos régulateurs que nous fassions ce que nous avons dit que nous ferions. Et donc l'avantage que vous voyez dans cette première année supplémentaire de cinq ans est la fluctuation naturelle, mais tout cela soutient le plan de 25 milliards de dollars, et cela soutient notre trajectoire de croissance de 6 à 8%.

    Rejji Hayes – Vice-président exécutif et directeur financier

    Oui, Julien, vous venez aussi de demander ce qui pourrait nous permettre, je pense que si je vous ai bien entendu, de profiter de ces opportunités à la hausse. Et comme Patti et moi en avons parlé dans le passé, les contraintes sont, principalement, vous savez, l'abordabilité des clients, et donc, c'est la principale contrainte pour savoir si nous serons en mesure de saisir ces opportunités à la hausse de 3 à 4 milliards dans ce plan décennal, ainsi que les contraintes de bilan et, potentiellement, la capacité de main-d’œuvre. Et donc, au fil du temps, comme tous ceux qui évoluent potentiellement favorablement, nous envisagerons de recalibrer, mais pour l'instant, c'est là que le plan se situe. Maintenant, pour en revenir à votre deuxième question concernant, si je vous ai bien entendu, encore une fois, le flux n'était pas si bon, mais cela ressemblait à une réaction potentielle, je pense, à la décision de l'ALJ et au plan de recherche intégré du DTE.

    Inutile de dire que nous n'allons pas parler au nom de DTE sur leurs dépôts réglementaires, mais si vous demandez si cela a un impact sur notre assurance crédit et l'exécution de notre assurance crédit. La réponse à cette question est non, nous venons évidemment de conclure la DP. Eh bien, premièrement, nous avons obtenu l'approbation de l'assurance crédit au milieu de l'année dernière, et nous venons de conclure en septembre ou au début du quatrième trimestre la demande de proposition pour la première tranche de 300 mégawatts d'énergie solaire, et cela fait partie d'un effort à plus long terme pour vraiment construire des actifs de production d'énergie solaire à hauteur de six gigawatts d'ici 2040. Et cette première tranche de, appelons-le, 1,1 gigawatts qui ont été approuvés dans le règlement, nous venons de faire environ 300 mégawatts cette année, nous ferons encore 300 mégawatts en RFP en septembre de cette année, et le solde de 500 mégawatts en 2021, dont la moitié sera une base tarifaire, dont la moitié sera PPA.

    Et donc, nous sommes en mode exécution, et évidemment, nous chercherons à déposer un nouvel assurance crédit en juin 21 pour les colonies. Alors, où – c'est là que nous en sommes.

    Julien Dumoulin Smith – Bank of America Merrill Lynch – Analyste

    D'accord. Excellent. Je vais le laisser là. Merci à tous.

    Bonne chance.

    Patti Poppe – Président et chef de la direction

    Merci Julien.

    Rejji Hayes – Vice-président exécutif et directeur financier

    Je vous remercie.

    Opérateur

    La prochaine question sera posée par Michael Weinstein du Credit Suisse. Allez-y.

    Michael Weinstein – Credit Suisse – Analyste

    Salut. Bonjour les gars.

    Patti Poppe – Président et chef de la direction

    Bonjour Michael.

    Michael Weinstein – Credit Suisse – Analyste

    Je voulais juste confirmer que les 500 millions supplémentaires de dépenses en capital prévus pour les cinq prochaines années ne font pas partie des 3 à 4 milliards d'opportunités à la hausse, n'est-ce pas, parce que le plan décennal total n'a pas vraiment changé beaucoup?

    Patti Poppe – Président et chef de la direction

    C'est vrai, Michael. Vous avez raison. Ce n'est que le report d'un an, il montre donc la modification du plan.

    Michael Weinstein – Credit Suisse – Analyste

    Je l'ai. C'est donc – est-ce une accélération des dépenses que vous auriez fait au cours des deux dernières années de ce plan décennal, essentiellement?

    Patti Poppe – Président et chef de la direction

    Non, c'est conforme à notre plan. Il en ajoute d'autres, l'assurance crédit solaire qui a été approuvé, ainsi qu'une certaine fiabilité électrique supplémentaire, et vraiment, le – vous pouvez planifier les fluctuations entre le gaz, l'électricité, les parties renouvelables des dépenses au fil des années, afin que nous puissions optimiser ces dépenses en capital au profit des clients, et encore une fois, atténuer les défis que Rejji a articulés autour de l'abordabilité, du bilan. Nous travaillons toujours simplement sur le plan pour avoir le capital le plus élevé d'année en année.

    Michael Weinstein – Credit Suisse – Analyste

    Droite. Et aussi, je voulais confirmer qu'il n'y a pas non plus de besoins en capitaux propres supplémentaires. De toute évidence, il ne semble pas que le plan ait changé du tout en termes d'équité, et que ce soit tous les ATM et les programmes internes, non? Il n'y a pas d'équité par bloc.

    Rejji Hayes – Vice-président exécutif et directeur financier

    C'est correct.

    Michael Weinstein – Credit Suisse – Analyste

    D'ACCORD. Et une chose que je voudrais – vous pourriez peut-être en parler un peu plus, c'est que vous avez discuté un peu des nouveaux clients et de l'attraction de nouveaux clients commerciaux et industriels sur votre territoire. Et pouvez-vous discuter des impacts potentiels sur la charge électrique et sur vos clients industriels, alors que les véhicules électriques gagnent du terrain tout au long de la chaîne d'approvisionnement de l'industrie automobile.

    Patti Poppe – Président et chef de la direction

    Oui, vous savez, je dirais que les charges industrielles que nous voyons s'ajouter, en fait, finissent par être très indépendantes de l'automobile. Le Michigan est de plus en plus diversifié. Nous avons eu d'importants ajouts de clients agricoles et des ajouts pharmaceutiques, et je dirais donc que nous constatons une certaine diversification au Michigan dans la composition de notre base de tarifs industriels. Mais je dirais aussi – ou notre clientèle industrielle.

    Mais je dirais également sur le front des véhicules électriques qu'en tant que président du transport électrique de l'EEI, en tant que coprésident de ce comité, j'ai eu l'occasion de vraiment me familiariser avec certains des exploitants de parcs nationaux. Nous avons eu Amazon, par exemple, lors de notre réunion nationale EEI en janvier, pour parler de leurs ambitions d'électrifier leur flotte. Je vois cela comme une grande opportunité. Vous savez, la croissance de la charge électrique par habitant n'a certainement pas connu d'augmentation significative.

    En fait, il diminue, dans de nombreux cas, à mesure que l'équipement devient plus efficace, l'éclairage devient plus efficace, et je vois ce potentiel de flotte comme un potentiel de croissance de la charge à l'avenir, à mesure que leurs ambitions se matérialiseront. Maintenant, je vais vous dire, cela ne va pas nous faufiler, car avec leur – tout d'abord, ils ont besoin d'avoir un transport électrique à l'échelle de la flotte disponible, les véhicules réels, les camions, etc., et ce développement le cycle n'est pas rapide. Mais ensuite, nous travaillerons avec eux pour dimensionner leurs bornes de recharge et nous assurer que nous maximisons les avantages pour le réseau et minimisons l'ajout à la demande de pointe. Je pense donc que c'est une grande opportunité, franchement, pour l'industrie, et le Michigan y participera certainement.

    Michael Weinstein – Credit Suisse – Analyste

    C'est super. Merci beaucoup.

    Rejji Hayes – Vice-président exécutif et directeur financier

    Je vous remercie.

    Opérateur

    La prochaine question sera posée par Praful Mehta avec Citigroup. Allez-y.

    Praful Mehta – Citi – Analyste

    Merci beaucoup. Salut les gars et bravo pour un bon trimestre.

    Patti Poppe – Président et chef de la direction

    Merci, Praful.

    Rejji Hayes – Vice-président exécutif et directeur financier

    Merci, Praful.

    Praful Mehta – Citi – Analyste

    So maybe, first, a more big-picture, step-back question, utilities, clearly, have been doing well in the current stock price environment, and CMS is clearly doing well too given the execution. Do you think there is any use of that currency, from your perspective, M&A or otherwise, that you think you can look at, or execution is primarily the focus at this point?

    Rejji Hayes — Executive Vice President and Chief Financial Officer

    Yeah, Praful, our position on M&A versus organic growth has been consistent for some time, and you know, we are fully focused on executing on our capital plan. We've got enough to do within our walls, and as I've said in the past, we're paying one times book to fund those capital investments. I'd rather do that than pay a premium for somebody else's capex backlog. So we're acutely focused on executing on our plan.

    Praful Mehta — Citi — Analyst

      Frais De Notaire Et Loi Pinel par Villes Accessibles Pinel ou Loi Pinel Logement Eligible

    C'est suffisant. Logique. Then just quickly on the operating cash flow, when you're looking at the Slide 17 and you say up 100 from the 2020 1.7 billion, just can you walk through that? What's the increase that you're kind of seeing in the long-term plan? And, I guess, connected to that, I also saw increased NOL utilization on Slide 23, so just try to understand a little bit of the drivers around the operating cash flow?

    Rejji Hayes — Executive Vice President and Chief Financial Officer

    Yeah So, Praful, as you may recall, prior to the enactment of tax reform at the end of 2017. We were on this very healthy trajectory of about $100 million of year over year, or at least year versus prior-year budget, OCF accretion per year, and it has to do with just the very nice fundamentals of this business. I mean, we're investing capital, growing rate base, getting solid customer receipts, and I'll give full credit to our folks who manage working capital very well in our team as well. And so, it's just a nice by-product of all that good work there.

    And so, the only reason we paused slightly was just due to tax reform and the cash flow degradation effects of that. So we, basically, took a two-year pause on that level of growth, and so, we guided in 2018 at 1.65 billion. We managed to exceed that. And again, we guided in 2019 to 1.65 billion and managed to exceed that again.

    And so, now, we feel like, again, relative to what we budgeted the prior year, we'll be back on that sort of $100 million per year increase starting this year in 2020. And so, that's what we have in the forecast. And we feel very good about that, particularly given the magnitude of the capital investment plan, our ability to manage our costs, and again, just execute well on the working capital front. And so, we feel like we have a very nice glide path to continue on that trajectory.

    Now, as it pertains to NOLs and credits, you know, we obviously, had a significant remeasurement going back to tax reform on our NOLS. We still think we've got a little bit of utilization left of what's remaining. But then also, we still have quite a few business credits that we've accumulated over time and we expect modest accretion of that, just given some of our efforts on the renewables side. And so, that's where you see still a decent amount of, I'll say, combination of NOLs and tax credits.

    And so, at this point, we don't expect to be a federal taxpayer until, call it, 2024. There's a modest amount that we'll pay in 2023, based on our forecast, but really not a partial taxpayer until 2024. Is that helpful?

    Praful Mehta — Citi — Analyst

    Yeah That's super helpful. Merci pour ça. And then, just, finally, in terms of storm impacts and storm costs, is there any — in the current rate case filing, is there any plan there to change what gets recovered, or what is allowed to be recovered in terms of storm costs?

    Patti Poppe — President and Chief Executive Officer

    Yeah In our next electric rate case, certainly, we want to reflect the average service restoration expenses. And what we've been recovering in rates is less than what we've actually experienced on the last five-year average, and so, we want that to be reflective. But we also want and believe that with the age of the system, that our increased spend in both the fundamental reliability of the system. We've been increasing both the actual spend, as well as the requested spend, we think there's a lot of justification for that to keep up with the age of the system.

    And so, we'll continue to ramp the reliability spend, but we also want accurate reflection of the operating expense associated with service restoration, while, frankly, at the same time, we're working to reduce the cost of every interruption by making our processes more efficient, by making our utilizing technology to respond faster and at a lower cost, and so, we're doing both simultaneously.

    Praful Mehta — Citi — Analyst

    Je l'ai. Super helpful. Congrats again, guys.

    Rejji Hayes — Executive Vice President and Chief Financial Officer

    Je vous remercie.

    Patti Poppe — President and Chief Executive Officer

    Je vous remercie.

    Opérateur

    And our next question comes from Shar Pourreza with Guggenheim Partners. Please go ahead.

    Shar Pourreza — Guggenheim Partners — Analyst

    Hey, good morning, guys.

    Patti Poppe — President and Chief Executive Officer

    Good morning, Shar.

    Rejji Hayes — Executive Vice President and Chief Financial Officer

    Good morning, Shar.

    Shar Pourreza — Guggenheim Partners — Analyst

    So just on just a couple of questions, on your annual capex regarding your disclosures, that's closer to the back of the slide deck, there's some, obviously, some shuffling of spend between 2020 and 2021. Can you just remind us what actually drove this, and can you maybe talk a little bit more about the new capex you're introducing toward the back end, really more specifically on the mix between gas and electric?

    Rejji Hayes — Executive Vice President and Chief Financial Officer

    Yeah, sure, Shar. Happy to take that. So a little bit of the shift that you probably have noticed between what we're expecting, or what we were expecting in 2020 in our prior five-year plan that we rolled out in Q1 of last year and sort of this five-year plan, it has everything to do with just the timing of the rate case in the four test years. And so, this current vintage, now that we're a year smarter, reflects the magnitude of spend we expect in 2021, and that aligns nicely with the gas case that's pending that we filed in December of last year.

    And with the electric case will likely file in Q1 of this year. And so, that's really why you see that shifting between '20 and '21. And what we've always said, and this remains true to form, is that the absolute amount or the quantum of capital we anticipate spending on a five-year period, one-year period is always pretty consistent, but the composition does change over time, and sometimes, you get shifts intra year, and so, that's effectively what you're seeing. And then, for the outer years I think Patti did a nice job summarizing this, is just we're just basically losing 2019 from the prior vintage and rolling in another year.

    So going from a '19 to '23 plan to a '20 to '24 plan, and as part of that roll forward, you're seeing an expansion, more of the solar generation will do attributable to the IRPs, so taking on that sort of final tranche of, call it, 250 megawatts that will rate base. And then, you couple that with additional spend in both our electric distribution reliability-related capital investments, as well as gas and infrastructure spend. And so, those are kind of the pieces you're seeing in the back-end of that five-year period.

    Shar Pourreza — Guggenheim Partners — Analyst

    Je l'ai. Je l'ai. And then, sorry — and then, Patti, just sorry to beat a dead horse on this, but I just have a follow-up on that incremental capital opportunities you guys have been highlighting. It seems like you're managing O&M well.

    You have bill headroom that continues to improve. The economic backdrop remains strong in your service stories you kind of highlight. You do have sort of balance sheet capacity. Some kind of curious, what are the drivers that we are missing as far as you look to pull forward some of that spend? Is there anything else outside of just managing toward that 7% growth target that midpoint? Is it a function of trying to find the optimal capital projects internally? So what's sort of the offsets to those drivers, because it seems like the drivers seem to fit toward you accelerating spend versus not?

    Patti Poppe — President and Chief Executive Officer

    Yeah You know, one thing I'll tell you about our 10-year capital plan, I think some people might argue that it's impossible to have a 10-year capital plan, because conditions change so much, or you don't know enough about the future. I can tell you, our 10-year capital plan has a significant amount of meat on the bones. And what we intend to do is make sure that we are able to execute the work that we have committed to.  And so, I'll tell you, the ramp-up of capital requires a significant operational and ability to execute, and prepare the workforce, and when we hear nationally about constraints on ability to attract talent and to build out a workforce, we have to attract the workforce to deliver all that work. And so that, we want to make sure is well-timed and well-planned, so that we do precisely what we said we're going to do.

    And it's also important that from an affordability standpoint, that our customers are able to pay, and would value for value the investments that we'll be making on their behalf. So really, customer affordability continues to be front of mind. And as an operator myself, I want to make sure my team is ready and prepared to execute the work that we commit to. It's easy to write a number in a spreadsheet, it's another thing to go dig the trench, and lay the wire, and roll the trucks.

    So we've got to make sure that we're ready all the way around.

    Shar Pourreza — Guggenheim Partners — Analyst

    Je l'ai. So the human capital aspect is a bit of a concern. OK, great. Thanks so much, guys.

    Congrats, again.

    Patti Poppe — President and Chief Executive Officer

    Thanks, Shar.

    Rejji Hayes — Executive Vice President and Chief Financial Officer

    Thanks, Shar.

    Opérateur

    Our next question will be from Jonathan Arnold with Vertical Research. Please go ahead.

    Jonathan Arnold — Vertical Research — Analyst

    Good morning, guys.

    Patti Poppe — President and Chief Executive Officer

    Good morning, Jonathan,

    Rejji Hayes — Executive Vice President and Chief Financial Officer

    Good morning to you, Jonathan.

    Jonathan Arnold — Vertical Research — Analyst

    Thanks for taking my question. So I was going to ask you about the shift in the capex from '20 to '21, and I think you've addressed that, so thank you for that. Just one other issue.  Now, you're giving this breakout of enterprises, Enerbank and the parent, which it sounds like you will continue to do that going forward given the size. But should we think already about the parent roughly consistent going forward with this number you're showing for 2020, or is that going to move around out in the five-year plan?

    Rejji Hayes — Executive Vice President and Chief Financial Officer

    Well, it should increase over time, Jonathan, because keep in mind, you know, that's largely, at this point, interest expense at the parent. And we have $12.2 billion of capital investments that we're going to be funding over this period, and so, obviously, we do the best we can in terms of getting low interest rates realized in our debt financings, but we just assume, with the new money we'll be raising that that interest expense should come up over time or increase over time, and so, we do expect that segment to increase. Every now and then, we overachieve, of course. Katrina's team have been very good at getting financings at lower rates than anticipated.

    But conservatively, we'll assume that that segment does increase.

    Jonathan Arnold — Vertical Research — Analyst

    D'ACCORD. So you can just basically finance of a portion of the underlying growth? I think that's it. I really wanted to ask on the capex, so thank you.

    Patti Poppe — President and Chief Executive Officer

    Thanks, Jonathan.

    Opérateur

    And the next question will be from Ali Agha with STRH. Please go ahead.

    Ali Agha — SunTrust Robinson Humphrey — Analyst

    Good morning.

    Patti Poppe — President and Chief Executive Officer

    Good morning, Ali.

    Ali Agha — SunTrust Robinson Humphrey — Analyst

    First question, Rejji or Patti. Can you just remind us again, as you're looking at the sales there, roughly, how much on an annual basis, does energy efficiency sort of take away from the sales numbers?

    Rejji Hayes — Executive Vice President and Chief Financial Officer

    Yeah, so, and this has been basically come out of the new — well, I can't call it new so much anymore, but the 2016 energy law, Ali. And so, we have a one and a half percent year-over-year reduction target that we get economic incentives on. And so, you take the prior year's load, and then, you reduce that by one and a half percent, and we do that through all the nice programs we have and rebates on LED lightbulbs and things of that nature, and so, that's where, historically, we've been the last few years. Our current five-year plan, and we've been very public about this as part of our RRP, is to expand those energy waste reduction programs.

    And so, we're on a glide path to get to a 2% year-over-year reduction, and so, that will be about 2% of our prior year's load. And so, I just want to reemphasize that we do get economic incentives on those programs. And so, historically, that's been a run rate of, call it, $34 million pre-tax combined electric and gas. And so, as we glide path that pre-tax income will crest at about 47 million toward the latter years of this plan, and we anticipate about 41 million in 2020 alone as we glide path up.

    And so, we anticipate, again, one and a half to 2% reduction in loan as part of that. And remember, it also gets trued up in rates as we file new cases, and so, that is also something worth noting.

    Ali Agha — SunTrust Robinson Humphrey — Analyst

    D'ACCORD. And so just to be clear, if I look at the numbers for calendar '19, as reported weather-normalized was negative 1.4. If you adjust that for efficiency, then it should be relatively flat. And I know you're sort of on an apples-to-apples basis, looking at that being up 1%, I believe, in '20, and perhaps, beyond that.

    So can you just talk a little bit more about that dynamic? You had load growth going up to one and beyond?

    Rejji Hayes — Executive Vice President and Chief Financial Officer

    Heureux de. And we actually tried to get in front of that question because it comes up quite a bit by offering this new Slide 16 in the presentation. But you're thinking about it, Ali, the right way. And so, if you look at that sort of blended, weather-normalized electric load for 2019 versus 2018, 1.4% down, think of that as flat.

    I'll also note, what's embedded in that 1.4% is a reduction in volume from a very large, low-margin customer. And so, when you back out the effects of the large low-margin customer, our weather-normalized sales goes from 1.4%, down to about half a percent down. And then, if you take out the effects of energy efficiency, well, now, you're up 1%. And you can look across all of our channels for electric and see that trend, which we think is the right way to think about it.

    So residential, flat, so you, again, you normalize for energy efficiency. You're up one and a half percent, commercial down 1.1%. You normalize, you're up half a percent. And we have seen those organic trends in our customer counts, just to make sure that we're not being too scientific here.

    And so we feel quite good about that, and think there is a very healthy economic growth in our service territory, particularly with the high-margin part of our supply chain — or sorry, our customer segments.

    Ali Agha — SunTrust Robinson Humphrey — Analyst

    Gotcha. And one last question. I know, as you mentioned that the 2016 energy law is fully implemented, etc. Anything of note in this year's legislative session for us to keep an eye on that may be relevant to you folks or something that you guys are keeping an eye on as well?

    Patti Poppe — President and Chief Executive Officer

    No, Ali. I would suggest, particularly here in Michigan, the — there's nothing really being driven by the elections this fall, certainly, the presidential election is going to be a big distraction. We do have our whole house — state house, of course, has two-year terms and our congressional districts have two-year terms. And so there's reelections.

    Our governor did her say at the state last night and she doubled down on her commitment to fix the dam roads here in Michigan. That's our slogan, not mine. And so we're happy to support the investment and infrastructure. And frankly, as we do more road repairs, it's a great opportunity for us to collaborate with our Department of Transportation and our construction work here in Michigan to do our investment and infrastructure at a lower cost for all citizens.

    So I would say nothing though new from a legislative agenda here in Michigan.

    Opérateur

    Our next question comes from Travis Miller with Morningstar. Please go ahead.

    Travis Miller — Morningstar Equity Research — Analyst

    Thank you, good morning. On the gas case, I was wondering if you could lay out some of the — hate to use the word contentious, but some of the more debatable issues that you see coming up there. And in particular, the ROE and the decision to go with the higher request?

    Patti Poppe — President and Chief Executive Officer

    Yeah Well, a couple of things, Travis. First of all, as I mentioned, we have this 10-year gas — natural gas delivery plan that we filed with our case. And that plan has been well vetted with — and actually collaborated with our staff at the commission and its development in aligning on our priorities. One thing I can firmly applaud our commission for their commitment to being able to see long-term plans, so they can make better decisions in a one-year case.

      Achat Immo Defiscalisation

    And so this 10-year gas plan we filed has a lot of meat on the bones, and I feel very good about it. You can look at our last case and see the — over 90% approval of the capital that we requested is a good indicator that that work that we have committed to doing is the work that the commission would want us to do as well. So we feel good about that.  Now on the ROE. Of course, we feel justified in 10.5% ROE ask.

    And so we always make sure that we have adequate justification for that. It yields about a $25 million impact. If you take the 10.5% to 9.9%. And so we recognize that the commission has a job to do.

    They've made it clear that they recognize that a healthy ROE is important to the utility, low-cost of capital is important for the benefit of customers and the utility. And so we look forward to seeing what the final outcome of that rate case will be. But what's more important, I think, is we really take an eye on it, is the volume of capital and the alignment with the staff and the commission and the work that we're doing.

    Travis Miller — Morningstar Equity Research — Analyst

    D'ACCORD. Génial. You anticipated my question on the ROE, so I won't ask that delta number. But broadly on the enterprise and Enerbank and — especially enterprise, what's your three-year strategy? Any updates to that here in the last quarter or two?

    Rejji Hayes — Executive Vice President and Chief Financial Officer

    Yeah So the plant at enterprise has been pretty straightforward for some time. And so obviously, a dig drives the vast majority of the financial performance of enterprise. And we really have tried to derisk that business and its future earnings potential quite a bit through the energy contracts that we amended and extended about a year or so ago. And then, we've also locked in a good deal of our capacity, open margin over the next few years as well.

    And so we feel like there should be pretty steady, predictable performance at enterprises. I'll also note, we've done a few of these contract of renewable opportunities, over the last sort of a year and a half. And so we will look to be opportunistic, if those — if we find nice opportunities with third parties, where we can get attractive returns, creditworthy counterparties and basically have to describe very little terminal value to projects like that. And so we'll look to do those from time to time.

    But again, we expect the three-year forward look to be pretty straightforward.

    Travis Miller — Morningstar Equity Research — Analyst

    D'ACCORD. Génial. And any of those contracted renewables in the capex plan right now?

    Rejji Hayes — Executive Vice President and Chief Financial Officer

    Not in the 12 2 we highlighted.

    Travis Miller — Morningstar Equity Research — Analyst

    D'ACCORD. Génial. Merci beaucoup.

    Patti Poppe — President and Chief Executive Officer

    Thanks, Travis.

    Opérateur

    The next question is from Andrew Weisel with Scotiabank.

    Andrew Weisel — Scotiabank — Analyst

    Good morning, everyone.

    Patti Poppe — President and Chief Executive Officer

    Good morning, Andrew.

    Andrew Weisel — Scotiabank — Analyst

    Patti, I've got one near-term and one long term. First, in the near term, if you could elaborate, Rejji, you gave a lot of good color on the demand trends by class. Are you able to estimate, like how much of the impact, particularly industrial is related to tariffs and trade wars? And then, what are your assumptions for load growth embedded in the 2020 guidance?

    Rejji Hayes — Executive Vice President and Chief Financial Officer

    Yeah so we have, I'll say, for 2020 guidance, we are fairly conservative in our position both in 2020 and also over the course of the five-year plan. And so for electric. And again, if you got to keep it — take into account that we have the energy efficiency programs embedded in that. We're assuming about, call it, flat to slightly declining for electric.

    And so that is our working assumption for a really 2020 and beyond.  And I'd say gas, flat to maybe slightly up based, from trends we're seeing there. And so that's our current position. In terms of industrial activity, clearly, we've talked in the past about the diversified nature of our industrial customers in our electric service territory. And I'll just remind that folks at about 2% of our gross margin equivalent comes from the auto sector.

    And so yes, of course, we do have exposure to companies that may have some level of exposure to export, import markets, the trade war, whatever you want to call it. But at the end of the day, a lot of the margin we generate comes from our residential and commercial customers, and we continue to see very nice trends there. And so the industrial activity, we're obviously, very supportive of it through our academic development efforts. We do think it's important to Michigan, and our efforts on the residential and commercial side.

    But really, the vast majority of our sales were driven by residential and commercial, at least the margin there, and we've seen good trends. The only other data point I'll leave you with is that 1% change in our industrial estimated growth probably drives about $0.05 of EPS. And so there really isn't a significant impact when you see variation in the industrial class because it's much lower margin.

    Andrew Weisel — Scotiabank — Analyst

    Droite. Logique. D'ACCORD. Bien.

    Next longer-term question. You continue to point to the midpoint of the 6 to 8% range. And obviously, you've been delivering 7%, so that's probably not a surprise. My question is, you show rate base growth of 7%, excluding the upside opportunities on capex.

    You have some incremental EPS growth from things like the energy efficiency and demand response incentives, as well as Enerbank growth. My question is, what would prevent you from hitting the high end of the range going forward? Is that equity dilution or any other factors?

    Patti Poppe — President and Chief Executive Officer

    Well, I'd say, No. 1, we're always balancing the ability for our customers to afford the product so that we have a sustainable plan. And I'll also offer — and you can see from our track record on years when there has been some favorability. On the year when we could have delivered more than the midpoint.

    We reinvested in the business. And so one of the key components of our success here is our consistent performance that you actually can set your watch to that you can rest at night. That's our goal.  And so the idea that we would start to fluctuate in pursuit of a higher target. Really is not consistent with our commitment to delivering as you would expect, year after year after year.

    And actually — so even at this stage of the year, we're thinking two years out, not just next year. And so we're always looking for ways to pull ahead expenses, reinvest favorability for the benefit of the consistency in the long run.

    Andrew Weisel — Scotiabank — Analyst

    Sounds good. I'll speak in the last one. Patti, no story of the month? Any quick one you can throw at us?

    Patti Poppe — President and Chief Executive Officer

    Voyons voir. Yeah, there's many of them. En voici un. Let me — just off the top of my head.

    We had a team at one of our service centers, really looking at their meter management process. And when we went out to talk to them, Garrick Rochow, our head of operations, observed that this team has had this problem of meter inventory and how they were managing that inventory. And because they have these teams called fix it now teams, which are empowered work teams right on the ground level, focused on driving the business. They had identified this issue with their inventories of meters and identified a $2 million savings specifically the benefits — that can be actually parley to other service centers to change their work process.

    This CE way is becoming embedded in our organization, and the ability to teach our coworkers to see and eliminate waste and improve their process. It reduces what we call their own human struggle when our coworkers see human struggle that they can reduce, it often parlays into dollars, makes their job easier to do, makes them more committed to the ownership of the company, and it's another good example of our real savings that get driven by real people who do the real work, and I could not be more proud of the team. Merci d'avoir posé la question. We have a big debate whether I should include that in the script, and I am very happy that you asked, Andrew.

    [Inaudible]

    Andrew Weisel — Scotiabank — Analyst

    I need heaven at your fingertips. Merci beaucoup.

    Opérateur

    And our next question comes from Gregg Orrill with UBS.  Please go ahead.

    Gregg Orrill — UBS — Analyst

    With the renewable's capex that you outlined on Slide 22, can you maybe comment on how that contributes to rate base growth, or is a portion of overall rate based in the plan?

    Rejji Hayes — Executive Vice President and Chief Financial Officer

    Yeah So Gregg, what that's comprised of, it's the combination of renewable spend, and certainly, the near-term portion of this five-year plan to get to the RPS — or sorry, renewable portfolio standard of 15% by 2021, as per the energy law, so that's the components you'll see in sort of the 2020-2021 timeframe, and we have good projects in the pipeline that we think will allow us to get there. And then, the latter portion, as we've talked about in the past, is part of the assurance crédit-related renewable spend. And so, again, as we start to execute on this 1.1 gigawatt tranche, half of which will be owned, half of which will be PPA-ed or contracted, you know, that's what's making up the balance of that. In terms of the rate base component, we have of the 1.8 billion of capital, we plan to spend in aggregate over the five-year period, it probably drives about — or probably represents about 6% of rate base, or thereabouts.

    So not all that significant at this moment, but over time, we'll expect that to grow. But the vast majority of the spend, as we've talked about in the past, is wires and pipes. We think that's where — if you really want to get the biggest bang for the buck, it's really in the investment and the safety and reliability of our system, both in gas infrastructure and electric infrastructure. And so, that's where you see the vast majority of the rate base spend and the rate base growth accordingly.

    Gregg Orrill — UBS — Analyst

    D'ACCORD. Thank you, and congratulations.

    Rejji Hayes — Executive Vice President and Chief Financial Officer

    Je vous remercie.

    Patti Poppe — President and Chief Executive Officer

    Thanks, Gregg.

    Opérateur

    And our next question is from David Fishman with Goldman Sachs.

    David Fishman — Goldman Sachs — Analyst

    Salut. Good morning, and congrats on another consistent year.

    Rejji Hayes — Executive Vice President and Chief Financial Officer

    Thank you, David. Good morning.

    Patti Poppe — President and Chief Executive Officer

    Good morning.

    David Fishman — Goldman Sachs — Analyst

    Good morning. So I apologize, if this has already been asked, but with the natural gas distribution plan files, given such a long-term look, effectively by program, when would you expect, really, if at all, to file for another IRM, or another multiyear mechanism? I mean, just given the detail by category in this filing, along with the assurance crédit and the EDIIP, it certainly seems like you are potentially positioning consumers to work with the commission toward a mechanism of some kind in the 2020s.

    Patti Poppe — President and Chief Executive Officer

    You know, I would offer this, David. I have mixed feelings about the, or long-term plans, because the reality is, the system is dynamic, the demands are dynamic. One of the great strengths of our plan, as I highlighted in my prepared remarks, is that we've got a lot of flexibility, you know. This large percent of our spend, under $200 million, the ability to file every year, simple concrete filings that are part of a long-term plan, allow us to adjust when conditions change.

    And there's no big bet strategy that we have employed for over a decade now, has served us well in our ability to be flexible. And so, when you lock in a three-year filing on a system like the gas system, where you can have dynamism, maybe you've got new regulations, maybe there's an incident somewhere else in the country that reprioritizes our system and our investment strategy, I personally like the flexibility of an annual filing that allows us to go ahead and adjust as necessary. Now, the simplicity of a filing, if you've got multiyear plans, certainly, can be appealing. And if our commission was leaning that way and they really preferred that, then of course, we would work with them on that.

    But I think the idea that we're dynamic, and so is our plan, has more relevance to our ability to deliver consistently.

    David Fishman — Goldman Sachs — Analyst

    D'ACCORD. That makes sense. And then, the other item, just on the filing, I thought you guys did a good job of linking out your expectation for kind of cost reductions starting in 2021, kind of through the 2020s. We've heard a lot about, on the electric side, the potential fuel cost savings in O&M.

    But I was wondering if you could kind of elaborate a little bit, following kind of the extensive review, what kind of buckets or drivers and trajectory you're seeing at the natural gas side and the 2020s?

    Patti Poppe — President and Chief Executive Officer

    Yeah I'd say the natural gas side, it's all about the efficiency of getting the work done. And with every dollar of capital, there's still associated O&M that comes with that, so when we can make our capital more efficient, we can make our O&M more efficient. So we continue to work on our unit cost, on driving our unit cost, on reducing waste from our — the ability to execute work, our leak backlog and leak response is a large O&M expense, and so, when we make the capital investments that reduce vintage services and service lines, and vintage mains, for example, we're able to reduce operating costs. And we just completed, also, a large capital project on our automated meter reading for our gas meters.

    And that helps reduce O&M expense as well that obviously reduces the daily walkthrough of someone's backyard, and walking down into their basement to read their meter. We cannot do drive-by meter reads. That's significantly more efficient and safer for our workforce. So there's lots of operating expense benefits to waste elimination in the gas business as well.

    David Fishman — Goldman Sachs — Analyst

    Génial. Je vous remercie. Those are my questions.

    Patti Poppe — President and Chief Executive Officer

    Merci.

    Opérateur

    The next question will come from Andrew Levi with Exodus Point. Please go ahead.

    Andrew Levi — ExodusPoint — Analyst

    Salut, bonjour. I guess this –

    Patti Poppe — President and Chief Executive Officer

    Good morning.

    Andrew Levi — ExodusPoint — Analyst

    Just on Enerbank, obviously, Rejji, we've discussed kind of the company before. Just what are your thoughts as far as the pros of keeping it versus the pros of potentially not keeping it?

    Patti Poppe — President and Chief Executive Officer

    You know, Andrew, Enerbank is really a value part of the CMS family. They had a great year, and that's really what we think about Enerbank, they're a great contribution here last year and in many years in the past.

    Andrew Levi — ExodusPoint — Analyst

    D'ACCORD. Je vous remercie.

    Opérateur

    Ladies and gentlemen, this concludes our question-and-answer session. I would like to return the conference back to Patti Poppe for any closing remarks.

    Patti Poppe — President and Chief Executive Officer

    Well, thanks, Chad, and thanks again, everyone, for joining us this morning. We certainly look forward to seeing you throughout the year. 2020's going to be a great one. Merci beaucoup.

    Opérateur

    And thank you. [Operator signoff]

    Duration: 64 minutes

    Appeler les participants:

    Sri Maddipati — Vice President of Treasury and Investor Relations

    Patti Poppe — President and Chief Executive Officer

    Rejji Hayes — Executive Vice President and Chief Financial Officer

    Greg Gordon — Evercore ISI — Analyst

    Julien Dumoulin Smith — Bank of America Merrill Lynch — Analyst

    Michael Weinstein — Credit Suisse — Analyst

    Praful Mehta — Citi — Analyst

    Shar Pourreza — Guggenheim Partners — Analyst

    Jonathan Arnold — Vertical Research — Analyst

    Ali Agha — SunTrust Robinson Humphrey — Analyst

    Travis Miller — Morningstar Equity Research — Analyst

    Andrew Weisel — Scotiabank — Analyst

    Gregg Orrill — UBS — Analyst

    David Fishman — Goldman Sachs — Analyst

    Andrew Levi — ExodusPoint — Analyst

    More CMS analysis

    Tous les relevés d'appel des gains

    Transcription de l'appel des résultats de CMS Energy (CMS) T4 2019
    4.9 (98%) 32 votes