Transcription modifiée de la conférence téléphonique ou de la présentation des résultats de XEL.OQ 30-juil.-20 14h00 GMT


MINNEAPOLIS 31 juil.2020 (Thomson StreetEvents) – Transcription modifiée de la conférence téléphonique ou de la présentation des résultats de Xcel Energy Inc jeudi 30 juillet 2020 à 14h00 GMT

Xcel Energy Inc. – Président-directeur général

* Brian J. Van Abel

Xcel Energy Inc. – Vice-président exécutif et directeur financier

Xcel Energy Inc. – Vice-président et IR

* Robert C. Frenzel

Xcel Energy Inc. – Président et chef de l’exploitation

BofA Merrill Lynch, Division de la recherche – Directeur et responsable de la recherche sur les actions américaines dans les domaines de l’énergie, des services publics et des énergies alternatives

KeyBanc Capital Markets Inc., Division de la recherche – Directeur et analyste principal des services publics d’électricité et de l’énergie

Morningstar Inc., Division de la recherche – Directeur de la recherche sur les services publics et stratège

Bonjour et bienvenue à la conférence téléphonique sur les résultats du deuxième trimestre 2020 de Xcel Energy. Les questions ne seront posées qu’aux investisseurs institutionnels, les journalistes peuvent contacter les relations avec les médias avec des demandes de renseignements, et les investisseurs individuels et autres peuvent contacter les relations avec les investisseurs. La conférence d’aujourd’hui est enregistrée. À ce stade, j’aimerais céder la conférence à Paul Johnson, vice-président des relations avec les investisseurs. Allez-y, monsieur.

Paul Andrew Johnson, Xcel Energy Inc. – Vice-président et RI [2]

Bonjour et bienvenue à la conférence téléphonique sur les résultats du deuxième trimestre 2020 de Xcel Energy. Je suis accompagné aujourd’hui de Ben Fowke, président-directeur général; Bob Frenzel, président et chef de l’exploitation; Brian Van Abel, vice-président exécutif et directeur financier; et Amanda Rome, vice-présidente exécutive et avocate générale. Ce matin, nous passerons en revue nos résultats du deuxième trimestre, partagerons les développements commerciaux et réglementaires récents et discuterons de la façon dont nous gérons l’incertitude autour du COVID. Les diapositives qui accompagnent l’appel d’aujourd’hui sont disponibles sur notre site Web.

Pour rappel, certains des commentaires que nous faisons lors de l’appel d’aujourd’hui peuvent contenir des informations prospectives. Les facteurs importants qui pourraient faire en sorte que les résultats diffèrent de ceux anticipés sont décrits dans notre publication sur les résultats et nos documents déposés auprès de la SEC. Aujourd’hui, nous discuterons de certains paramètres qui ne sont pas des mesures non conformes aux PCGR, notamment des éléments: les bénéfices courants, les marges d’électricité et de gaz naturel. Des informations sur des mesures et des rapprochements conformes aux PCGR sont incluses dans notre publication sur les résultats.

Je passe maintenant l’appel à Ben Fowke.

Benjamin Gwynn Stonestreet Fowke, Xcel Energy Inc. – Président-directeur général [3]

Eh bien, merci, Paul, et bonjour à tous. Nous avons eu un bon trimestre. Bénéfice de réservation de 0,54 $ par action pour le deuxième trimestre de 2020 contre 0,46 $ par action l’an dernier. Nos bénéfices cumulatifs de l’année sont conformes à notre plan financier et nous atténuons l’impact du COVID-19. En conséquence, nous réaffirmons notre objectif 2020. Nous continuons d’aider nos clients et de protéger nos employés pendant la pandémie. Nous intensifions nos dons de bienfaisance pour aider nos communautés. Nos plans de continuité des activités ont été extrêmement bien exécutés. Nous assurons la sécurité des employés tout en fournissant un service fiable à nos clients et nous contribuons à relancer l’économie grâce à nos programmes d’investissement en immobilisations qui créent des emplois dans nos collectivités.

Plus tôt cette année, la Commission du Minnesota a ouvert un registre de secours et de redressement et a invité les services publics de l’État à présenter des projets potentiels qui créeraient des emplois et aideraient à relancer l’économie. En juin, nous avons déposé un plan qui propose 3 milliards de dollars d’investissements en capital. Cela comprend environ 1,8 milliard de dollars de CapEx supplémentaires pour la repowering éolienne, une installation solaire de 460 mégawatts, [band] 540 à l’infrastructure des VE et environ 1,2 milliard de dollars d’investissements accélérés dans le transport, la distribution et le gaz naturel. Nous avons récemment annoncé une sollicitation pour la remise en puissance de projets éoliens qui appartiennent à Xcel Energy ou qui font l’objet de CAE. Nous estimons de 800 à 1 000 mégawatts de projets potentiels de repowering et prévoyons de faire une recommandation de commission d’ici la fin de l’année. Nous proposons également des options pour atténuer les factures des clients. Dans l’ensemble, les commentaires ont été très positifs et nous avons hâte de travailler avec la commission tout au long du processus. Comme vous l’avez peut-être entendu, le Trésor américain a récemment annoncé une prolongation d’un an de la sphère de sécurité pour les projets renouvelables. Les projets éoliens qui ont commencé la construction en 2016 ont maintenant jusqu’à la fin de 2021 pour terminer la construction et recevoir des PTC au niveau de 100%. Alors que nous étions convaincus que nos projets seraient éligibles pour un niveau PTC de 100% indépendamment de ce changement, l’extension nous assure des avantages pour nos clients si des projets tombent en 2021. Surtout, ce changement offre également la possibilité de passer à la fourchette de quota d’origine. planifié 80% du niveau PTC à 100% du niveau PTC. Bien que cela n’affectera pas les bénéfices, cela réduira considérablement les coûts, ce qui est un excellent résultat pour nos clients.

Pour faire progresser notre priorité stratégique de mener la transition vers une énergie propre, nous et nos copropriétaires avons récemment annoncé la retraite anticipée de la deuxième unité de charbon à Craig. Bien que nous n’ayons qu’une petite participation dans Craig, nous sommes fiers de contribuer à la retraite anticipée d’une autre unité de charbon. Nous faisons également des progrès importants pour améliorer la transparence et la divulgation ESG, nous avons récemment publié notre rapport TCFD et notre évaluation des risques, qui décrit la résilience de notre stratégie climatique à l’aide de différents scénarios. L’ajout de ce rapport améliore nos divulgations et aboutit à une conformité TCFD totale pour Xcel Energy.

Une autre priorité stratégique est de réduire les factures de nos clients. En conséquence, il était très satisfaisant de voir que les tarifs d’électricité de SPS au Texas et au Nouveau-Mexique étaient les plus bas du pays pour 2019, comme l’a récemment rapporté S&P Global. Fournir un service client solide et une fiabilité à un prix attractif est une caractéristique de Xcel Energy et nous sommes très fiers de cette reconnaissance. Nous sommes également ravis qu’après 10 ans, nous ayons conclu un accord de règlement avec Boulder, qui se traduira par un nouveau contrat de franchise et également un partenariat pour explorer les options côté réseau pour atteindre nos objectifs carbone. Le processus d’approbation de ce règlement comprendra un vote par le conseil municipal en août, un référendum au scrutin et un vote des habitants de Boulder en novembre. Si elle est approuvée, la franchise entrera en vigueur en janvier 2021.

Enfin, j’ai été récemment élu président d’EEI. Ce sera un honneur de diriger l’industrie dans une période aussi importante et difficile, et j’ai tendance à me concentrer sur 3 domaines. Ma première priorité est la réponse continue de l’industrie au COVID-19 liée à la main-d’œuvre, aux clients et au rétablissement après la pandémie. Deuxièmement, j’ai l’intention de me concentrer sur l’innovation en matière d’énergie propre. Je demande à EEI de développer des propositions de politiques fédérales et étatiques qui introduiront sur le marché des technologies 0 carbone dispatchables pour permettre à l’industrie d’atteindre nos objectifs carbone à long terme. Enfin, j’ai demandé à EEI de se concentrer sur ce que notre industrie peut faire pour promouvoir la justice raciale et accroître notre engagement à promouvoir la diversité et l’inclusion. Comme notre pays, toute notre industrie a été secouée par la mort de George Floyd. M. Floyd est décédé à quelques kilomètres seulement de notre siège social, et Minneapolis a été la première ville à subir des manifestations et des émeutes généralisées. Je pense qu’en tant que société, nous avons beaucoup de travail à faire. Nous devons regarder attentivement nous-mêmes, nos préjugés inconscients et nos pratiques commerciales. Ils ont des questions difficiles sur la façon dont nous pouvons améliorer notre diversité. Je suis convaincu que Xcel Energy peut jouer un rôle de leadership dans la conduite de changements positifs pour notre pays et nos communautés.

Sur ce, permettez-moi de céder la parole à Brian, qui vous fournira plus de détails sur nos résultats financiers et nos perspectives. Brian?

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Brian J. Van Abel, Xcel Energy Inc. – Vice-président exécutif et directeur financier [4]

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Merci Ben et bonjour à tous. Nous avons connu un trimestre solide, enregistrant 0,54 $ par action pour le deuxième trimestre de 2020, contre 0,46 $ par action l’an dernier. Les principaux moteurs du bénéfice pour le trimestre sont les suivants: une baisse des charges d’exploitation et de maintenance, principalement grâce à nos efforts de gestion des coûts, une augmentation du bénéfice de 0,05 $ par action; des marges d’électricité plus élevées ont augmenté le bénéfice de 0,02 USD par action, ce qui reflète les augmentations des tarifs qui compensent l’impact négatif de 0,07 USD par action de la baisse des ventes en grande partie due au COVID-19; des capitaux propres plus élevés d’AFUDC ont augmenté le bénéfice de 0,03 $ par action; et enfin, notre taux d’imposition effectif inférieur a augmenté le bénéfice de 0,07 $ par action. Cependant, la majeure partie de la baisse du TEB est due à une augmentation des crédits d’impôt à la production, qui reviennent aux clients via la marge électrique et sont largement neutres sur les bénéfices. L’augmentation des amortissements et des intérêts débiteurs a contrebalancé ces facteurs positifs, reflétant notre programme d’investissement en immobilisations et d’autres éléments, qui combinés ont réduit le bénéfice de 0,09 $ par action.

Ensuite, je veux discuter de l’état des impacts du COVID-19 et de nos efforts d’atténuation. Comme prévu, COVID-19 a eu un impact majeur sur les ventes du deuxième trimestre. Nos ventes d’électricité corrigées des conditions météorologiques au deuxième trimestre ont diminué de 7,1%. Cependant, ces impacts sont meilleurs que prévu dans notre scénario de référence, qui est intégré dans nos hypothèses d’orientation. Sur une base ajustée aux conditions météorologiques, les ventes au détail d’électricité en avril ont diminué de 9,6%. Le mois de mai a montré des améliorations, les ventes au détail d’électricité ayant diminué de 6,7%. Et juin a montré une nouvelle amélioration, les ventes au détail d’électricité ayant diminué de 4,7%. Cette tendance mensuelle reflète la fermeture économique amorcée à la mi-mars et l’ouverture progressive de l’économie en mai et juin. Pour rappel, nous avons un mécanisme de correction des ventes pour toutes les classes électriques du Minnesota et un découplage pour les classes C&I résidentielles et sans demande électriques du Colorado. Cela couvre environ 45% de nos ventes totales d’électricité au détail. Au deuxième trimestre, les ventes ont été meilleures que prévu dans notre scénario de base. Nous avons un coussin supplémentaire en cas de rechute économique ou de ralentissement de la reprise. À l’inverse, si les ventes continuent à être meilleures que prévu, nous ajusterons nos plans d’urgence en conséquence.

Nous surveillons également de près les dépenses liées aux créances douteuses et travaillons avec les clients sur les plans de paiement. Bien qu’il soit difficile de prévoir où nous allons finir, les créances irrécouvrables ont augmenté d’environ 25 millions de dollars au cours de la période 2008-2009 comme point de référence. Nos commissions au Minnesota, au Wisconsin, au Texas, au Nouveau-Mexique et au Michigan ont émis des ordres pour différer les dépenses liées à la pandémie. Nous sommes également parvenus à un accord au Colorado avec le personnel et l’OCC qui nous permettrait de reporter les frais de créances irrécouvrables liées au COVID-19 en attendant une décision de la commission. Enfin, nos dépôts dans le Dakota du Nord et le Dakota du Sud font toujours l’objet d’un examen par la Commission. Nous avons également fait de grands progrès dans nos efforts pour réduire les coûts d’exploitation et de maintenance afin d’atténuer les impacts du COVID-19. Sur la base de nos plans d’urgence, nous prévoyons que les dépenses annuelles de F&E diminueront de 4% à 5% en 2020, ce qui compenserait les impacts du COVID-19 dans le scénario de base. Nous sommes également prêts à mettre en œuvre des plans d’urgence supplémentaires si l’impact dépasse notre scénario de base. Mais comme nous en avons discuté au premier trimestre, il y a des limites à ce que nous pouvons compenser. Nous restons concentrés sur la fourniture d’un service client et d’une fiabilité solides et ne prendrons pas de décisions à court terme qui auront un impact négatif à long terme sur nos clients ou nos actionnaires. Le dernier sujet COVID-19 que je veux couvrir est la liquidité. Nous avons terminé nos émissions de dette prévues pour l’année, et nous avons pu accéder aux marchés des capitaux à des conditions solides et émettre des obligations à des taux records locaux. Nous avons également conclu la vente du centre énergétique de Mankato, qui a fourni environ 650 millions de dollars en espèces après avoir réparti le gain pour les dons de bienfaisance. Par conséquent, nous avons maintenant des liquidités disponibles d’environ 4,5 milliards de dollars. Enfin, nous avons émis un capital à terme l’an dernier, que nous prévoyons régler plus tard cette année, ce qui porte notre liquidité totale à environ 5,2 milliards de dollars.

Ensuite, permettez-moi de vous fournir une mise à jour réglementaire rapide. Au Nouveau-Mexique, la commission a approuvé notre règlement constructif qui reflète une augmentation des tarifs de 31 millions de dollars, un RCP de 9,45%, un ratio de capitaux propres de 54,8% et un amortissement accéléré de la centrale au charbon pour refléter une retraite anticipée. Au Texas, nous sommes parvenus à un règlement constructif sans opposition de la boîte noire, qui reflète une augmentation des tarifs électriques de 88 millions de dollars, un ROE de 9,45% et un ratio de fonds propres de 54,6% aux fins de l’AFUDC, une accélération de la durée d’amortissement de la centrale à charbon de Tolk. Nous prévoyons une décision de commission au troisième trimestre. Et en juillet, nous sommes également parvenus à un règlement constructif dans notre dossier tarifaire du gaz naturel du Colorado, qui reflète une augmentation nette des tarifs de 77 millions de dollars, un RCP de 9,2%, un ratio de capitaux propres de 55,6% et une année test historique d’un ajustement pour le Projet Tungsten to Black Hawk. Nous prévoyons une décision de la commission plus tard cette année. Lors de notre dernier appel, nous avons discuté de notre préférence pour éviter le cas de taux est impossible, en particulier à la lumière du COVID-19. Nous avons donc récemment déposé une demande de récupération par le pilote de notre feu de forêt et d’investissements avancés dans le réseau au Colorado au lieu de déposer un dossier tarifaire complet. Les avenants couvriront de 2021 à 2025 et offriront une flexibilité réglementaire. Et dans le cadre de notre communiqué du Minnesota et de notre dépôt de recouvrement, nous avons exprimé notre intérêt à rechercher une voie alternative pour éviter le dépôt d’une affaire de taux cette année. Nous pensons que ce sera un résultat constructif pour toutes les parties, nous avons eu des discussions initiales et nous vous tiendrons au courant.

Sur ce, je vais conclure. Nous atténuons efficacement les impacts du COVID-19. Nous continuons à fournir un service énergétique fiable à nos clients tout en assurant la sécurité et le bien-être de nos employés et de nos communautés. Nous sommes parvenus à des règlements constructifs dans nos affaires de taux au Texas et au Colorado. Nous avons évité une affaire de tarif électrique dans le Colorado en déclarant une traînée de poudre et des pilotes de grille avancés. Nous avons déposé notre proposition de redressement et de redressement au Minnesota, qui créera des emplois, aidera à rajeunir nos économies locales et entraînera des avantages importants pour les clients. Nous avons annoncé le retrait anticipé d’une autre centrale au charbon et obtenu la pleine conformité TCFD. Nous avons conclu un accord avec Boulder qui devrait mettre fin à leurs efforts de municipalisation. Nous réaffirmons notre fourchette de prévisions pour 2020 de 2,73 $ à 2,83 $ par action, sur la base de nos solides résultats cumulatifs depuis le début de l’année et de nos plans de progrès et d’urgence. Enfin, nous restons déterminés à générer une croissance des bénéfices et des dividendes à long terme dans notre fourchette d’objectifs de 5% à 7%.

Ceci conclut nos remarques préparées. Opérateur, nous allons maintenant répondre aux questions.

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Questions et réponses

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Opérateur [1]

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(Instructions pour l’opérateur) Et nous allons prendre notre première question de Jeremy Tonet avec JPMorgan.

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Jeremy Bryan Tonet, JPMorgan Chase & Co, Division de la recherche – Analyste principal [2]

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Je voulais juste parler, je suppose, de vos attentes en matière de ventes au détail à ce stade. Vous ne saviez pas si vous aviez des données de juillet, si vous pouviez nous fournir plus de couleurs? Il semble que si loin au deuxième trimestre, vous êtes quelque part entre le cas de base et le cas léger. Je me demande simplement si vous pourriez nous donner une idée, je suppose, d’après ce que vous pouvez voir jusqu’à présent, comment le troisième trimestre pourrait se dérouler initialement entre ces deux scénarios?

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Benjamin Gwynn Stonestreet Fowke, Xcel Energy Inc. – Président-directeur général [3]

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Oui, ravi. Mais comme vous le savez, nous n’avons pas d’AMI. Nous avons donc une certaine visibilité sur les informations de juillet, et en particulier nous avons quelques exemples de clients. Et ce que nous voyons du côté des C&I, c’est que nous constatons une légère amélioration en examinant certaines des données spécifiques dont nous disposons. Nous avons constaté une certaine amélioration du flux de pétrole et de gaz dans le SPS, ce que nous surveillons de près. Si vous regardez les résultats à la baisse, ils ont un peu baissé en mai, et nous avons constaté des améliorations relatives, toujours inférieures, à environ 5% par rapport aux niveaux pré-COVID, mais il est bon de voir l’amélioration des C&I. Nous regardons également Colorado C&I. Si vous regardez notre publication de résultats dans notre présentation, vous pouvez voir que les ventes C&I de mai à juin ne se sont pas améliorées autant qu’elles l’ont fait d’avril à mai. C’est donc quelque chose sur lequel nous nous concentrons au troisième trimestre, mais nous y constatons une tendance positive. Dans le résidentiel, je pense que nous continuons à voir la force que nous avons constatée au T2. Donc, des tendances globalement positives au troisième trimestre. Mais si vous regardez notre scénario de base, nous avons eu une amélioration significative depuis les profondeurs du T2 au T3. Donc, certains surveillent de près.

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Jeremy Bryan Tonet, JPMorgan Chase & Co, Division de la recherche – Analyste principal [4]

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Je l’ai. C’est très utile. Et juste en ce qui concerne la proposition de secours et de redressement du Minnesota, vous vous demandez simplement si vous pourriez être en mesure de partager plus d’informations sur les premiers commentaires que vous auriez pu recevoir jusqu’à présent ou simplement sur les attentes à ce stade?

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Robert C. Frenzel, Xcel Energy Inc. – Président et chef de l’exploitation [5]

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Jeremy, c’est Bob, et merci pour la question. Par coïncidence, nous avons eu une réunion de planification au Minnesota hier avec le ministère et la commission pour discuter de la loi sur les secours et le rétablissement. Nous pensons que c’est un exemple vraiment intéressant de coordination entre les services publics appartenant aux investisseurs et la communauté politique pour essayer de résoudre certains des problèmes qui affectent nos communautés à cause de la pandémie. Je pense que le commentaire d’hier a été lancé par le lieutenant-gouverneur avec un ton positif. J’ai l’impression que nous avons eu un ton positif de la part de certains des commissaires qui s’intéressent particulièrement à une résolution rapide et à un échéancier. Nous en saurons donc plus pendant le reste de l’été en termes de calendrier. Mais je pense que la réunion de planification d’hier a été plutôt positive.

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Jeremy Bryan Tonet, JPMorgan Chase & Co, Division de la recherche – Analyste principal [6]

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C’est encourageant. C’est génial. Et si je pouvais juste me faufiler dans un dernier ici. Il semble que votre guide, l’intérêt de D&A et les capitaux propres de l’AFUDC aient tous un peu changé. Je me demandais si vous pouviez nous aider avec certains des pilotes?

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Benjamin Gwynn Stonestreet Fowke, Xcel Energy Inc. – Président-directeur général [7]

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Oui. Certainement. Je veux dire, lorsque vous les mettez tous ensemble, l’impact sur le résultat net est assez négligeable pour l’année. Puts and take, changements d’amortissement – à la suite de nos cas de taux, nous avons eu quelques changements de taux d’amortissement qui ont été mis en œuvre. De toute évidence, les frais d’intérêts. Nous avons établi des coupons records. Minnesota, nous avons émis une obligation de 30 ans à 2,6%, qui est la plus basse obligation de première hypothèque à 30 ans pour les services publics. Donc, de très bons résultats hors de l’équipe. Et puis sur les autres éléments des revenus des cyclistes, d’accord, juste un peu de retard dans la mise en œuvre de nos parcs éoliens. Mais net-net, un impact assez immatériel lorsque vous les prenez tous ensemble.

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Opérateur [8]

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Et ensuite, nous allons passer à Julien Dumoulin-Smith de Bank of America.

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Julien Patrick Dumoulin-Smith, BofA Merrill Lynch, Division de la recherche – Directeur et responsable de la recherche sur les actions américaines dans l’énergie, les services publics et les énergies alternatives [9]

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Alors laissez-moi prendre l’autre côté de ce dont Jeremy venait de parler. Parlons des réductions de coûts, et parlons-en dans le contexte de vos progrès depuis le début de l’année, et ce que cela signifie pour les années à venir, n’est-ce pas? Je vous entends parler de rester dans le Colorado, par exemple, de tirer un peu plus parti des motocyclistes, mais donnez un peu de contexte dans lequel vous êtes contre le plan, étant donné les 4 à 5 p. Et puis qu’est-ce que cela signifie pour la durabilité et les perspectives de rester dans ces États?

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Benjamin Gwynn Stonestreet Fowke, Xcel Energy Inc. – Président-directeur général [10]

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Laissez-moi – je vais laisser Brian vous donner les détails à ce sujet, Julien. Mais permettez-moi simplement de dire que nous sommes vraiment fiers de la façon dont toute l’équipe – toute la main-d’œuvre Xcel s’est vraiment mobilisée pour atténuer les impacts du COVID-19, tout en fournissant ce produit important, évidemment, que nous livrons. Et nous l’avons fait de différentes manières, mais ce qui m’a le plus impressionné, c’est l’innovation, la créativité et l’utilisation de la technologie pour améliorer notre entreprise. Je suis donc optimiste sur le fait que beaucoup de – nous devons travailler, mais une grande partie de cela nous donnera beaucoup d’élan à l’approche de 2021. Et sur ce, je demanderai à Brian de donner un peu plus. détails.

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Brian J. Van Abel, Xcel Energy Inc. – Vice-président exécutif et directeur financier [11]

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Oui. Merci Ben. Oui, donc à partir d’un taux d’exécution, c’est vrai, nous avons mis les plans d’urgence essentiellement à la fin du mois de mars, car nous avons vu ce coup. Et donc nous avons eu 9 mois d’un point de vue annuel, nous sommes environ un peu plus de 50 millions de dollars avant 2019. Donc, l’exécution, évidemment, légèrement en avance sur le plan lorsque nous regardons quels étaient nos plans pour Q2. Cela nous met donc dans une bonne position pour le reste de l’année. Évidemment, si les ventes s’améliorent un peu, nous pouvons ajuster ces plans d’urgence pour l’année. Et Ben l’a bien dit, l’équipe a fait un excellent travail de développement et d’exécution de ces plans pour cette année, et nous avons vraiment porté notre attention sur ce qui est durable en 2021 et au-delà. Mais je pense que vous avez – quand vous parlez de flexibilité réglementaire et de taux de ventes de cas, à travers également – l’autre côté de l’équation est que nous sommes – tout ce que nous avons appris au cours des derniers mois de l’impact du COVID-19 est que nous intégrons dans nos prévisions de ventes pour 2021 – et incorporons les revenus à nos prévisions de ventes pour 2021. Nous examinons donc les deux côtés de l’équation. Et donc une grande concentration pour l’équipe au troisième trimestre du point de vue de la durabilité O&M, qui fournira des conseils et une clarté supplémentaires au troisième trimestre à ce sujet.

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Julien Patrick Dumoulin-Smith, BofA Merrill Lynch, Division de la recherche – Directeur et responsable de la recherche sur les actions américaines dans l’énergie, les services publics et les énergies alternatives [12]

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Je l’ai. Mais net-net, assez confiant pour gagner constamment aux niveaux autorisés dans la mesure où vous réussissez à rester à l’écart dans ces cas, y compris, par exemple, le pilote du Colorado?

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Brian J. Van Abel, Xcel Energy Inc. – Vice-président exécutif et directeur financier [13]

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Oui, je pense que c’est une hypothèse juste. Vous avez un peu rompu. Je pense que vous avez dit que nous nous attendions à gagner à nos niveaux autorisés avec des procédures réglementaires, juste pour être sûr que je vous ai bien entendu?

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Julien Patrick Dumoulin-Smith, BofA Merrill Lynch, Division de la recherche – Directeur et responsable de la recherche sur les actions américaines dans l’énergie, les services publics et les énergies alternatives [14]

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Oui.

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Benjamin Gwynn Stonestreet Fowke, Xcel Energy Inc. – Président-directeur général [15]

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Où es-tu exactement, Julien?

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Julien Patrick Dumoulin-Smith, BofA Merrill Lynch, Division de la recherche – Directeur et responsable de la recherche sur les actions américaines dans l’énergie, les services publics et les énergies alternatives [16]

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Nous en reparlerons plus tard.

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Benjamin Gwynn Stonestreet Fowke, Xcel Energy Inc. – Président-directeur général [17]

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Nous avons apprécié vos notes de route, Julien.

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Julien Patrick Dumoulin-Smith, BofA Merrill Lynch, Division de la recherche – Directeur et responsable de la recherche sur les actions américaines dans l’énergie, les services publics et les énergies alternatives [18]

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On y va. Donc, dans le Colorado, et en parlant du Colorado, quelles sont vos perspectives de stimulation ici alors que vous pensez à – reflétant potentiellement vos efforts dans le Minnesota?

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Robert C. Frenzel, Xcel Energy Inc. – Président et chef de l’exploitation [19]

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Julien, c’est Bob. Donc, si vous êtes dans le Colorado, j’espère que vous aurez du beau temps là-bas. Nous avons eu un bel été chaud. Je pense que vous avez vu que certaines de nos ventes ajustées aux conditions météorologiques étaient assez fortes au Colorado. En ce qui concerne les secours et le rétablissement, ce que nous avons fait au Minnesota, à notre avis, a été relativement unique pour le pays. Mais nous sommes certainement ouverts aux idées et essayons de nous associer dans d’autres juridictions. Je donnerai beaucoup de crédit à l’administration, à la commission et au département du Minnesota pour leur leadership et leur partenariat avec nous sur le plan de R&R et pour amener les services publics de l’État à intensifier et à essayer d’aider nos communautés et nos clients. Et si nous pouvions trouver ce genre de partenariat, nous cherchons absolument à le faire. Si la pandémie se poursuit ou si nous assistons à une résurgence, il y aura peut-être plus d’opportunités sur la route pour quelque chose de similaire dans d’autres juridictions. Je ne l’exclurais pas.

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Opérateur [20]

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Et ensuite, nous irons à Travis Miller avec Morningstar.

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Travis Miller, Morningstar Inc., Division de la recherche – Directeur de la recherche sur les services publics et stratège [21]

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Je me demande si vous pourriez parler un peu plus quand vous avez dit, dans le Minnesota, la voie alternative, à quoi cela pourrait ressembler au lieu d’un dépôt complet du cycle de taux de 3 ans?

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Benjamin Gwynn Stonestreet Fowke, Xcel Energy Inc. – Président-directeur général [22]

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Oui. Travis, comme nous l’avons en quelque sorte mis dans notre plan de secours et de redressement, la voie alternative consiste vraiment à envisager un éventuel séjour en 2021. À partir de 2020, nous avons pu atteindre une situation constructive avec les parties, ce que la commission a approuvé, et qui était vraiment axé sur quelques éléments clés autour de la réalisation des ventes et du report de l’amortissement de la rente, deux éléments clés. Et maintenant, nous ne faisons que commencer – nous mettons cela dans le plan de secours et de redressement. Je pense qu’il y a une autre voie à suivre, et nous venons tout juste de commencer les discussions initiales à ce sujet. Et certainement, nous chercherons à voir si nous pouvons trouver un bon règlement constructif qui fonctionne pour nos clients et nous.

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Travis Miller, Morningstar Inc., Division de la recherche – Directeur de la recherche sur les services publics et stratège [23]

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D’accord. Cela inclurait-il potentiellement quelque chose comme une révision de la base tarifaire, quelque chose comme ça également? Ou y a-t-il d’autres mécanismes qui vous maintiennent au niveau autorisé ou légèrement inférieur au RCP autorisé?

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Benjamin Gwynn Stonestreet Fowke, Xcel Energy Inc. – Président-directeur général [24]

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Eh bien, pour le Minnesota, les 2 grands composants ressemblent à – du moins assis ici aujourd’hui, similaires au règlement que nous avons conclu pour cette année, le gros composant est une mise à jour des ventes, puis le report de certains amortissements. Nous avons des coureurs pour récupérer une grande partie de nos investissements. Avec nos investissements renouvelables qui transitent par notre pilote renouvelable. Et nous avons notre avenant sur les coûts de transmission, qui couvre certains investissements. Nous avons donc des mécanismes de cavalier qui aident à récupérer les investissements que nous faisons pour nos clients.

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Travis Miller, Morningstar Inc., Division de la recherche – Directeur de la recherche sur les services publics et stratège [25]

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D’accord. Je l’ai. Et puis simplement en confirmant que vous êtes toujours sur la bonne voie pour cette croissance de base de taux de 7% sur 5 ans et les 22 milliards de dollars de CapEx, des changements à ces chiffres?

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Benjamin Gwynn Stonestreet Fowke, Xcel Energy Inc. – Président-directeur général [26]

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Oui, je dirais – Travis, c’est Ben. Oui, nous sommes sur la bonne voie et nous visons la moitié supérieure. Et nous mettrons à jour tout cela au troisième trimestre lorsque nous vous mettrons à jour sur nos prévisions d’immobilisations sur 5 ans. Mais je pense que vous serez satisfait de ce que nous projetons.

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Travis Miller, Morningstar Inc., Division de la recherche – Directeur de la recherche sur les services publics et stratège [27]

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D’accord. Et puis très vite, cela inclut-il les 3 milliards de dollars du Minnesota? Ou est-ce que ce serait progressif?

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Benjamin Gwynn Stonestreet Fowke, Xcel Energy Inc. – Président-directeur général [28]

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Donc, ce serait – eh bien, tout d’abord, 1,8 milliard de dollars est supplémentaire, l’autre est une accélération. Mais oui, je veux dire que ce n’est pas nécessaire pour – pour nous. Ce serait donc progressif.

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Opérateur [29]

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Ensuite, nous allons passer à Steve Fleishman de Wolfe Research.

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Steven Isaac Fleishman, Wolfe Research, LLC – MD et analyste principal des services publics [30]

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Juste bon d’entendre ta voix, Ben. Et amusez-vous en étant le président d’EEI.

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Benjamin Gwynn Stonestreet Fowke, Xcel Energy Inc. – Président-directeur général [31]

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La chaise virtuelle, je suppose.

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Steven Isaac Fleishman, Wolfe Research, LLC – MD et analyste principal des services publics [32]

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Donc, sur le genre d’investissement de relance du Minnesota, la commission a-t-elle donné des indications sur la base des décisions qu’elle va prendre, par exemple, est-elle basée sur le nombre d’emplois créés par rapport à l’incidence sur les taux? Ou comment vont-ils prendre cette décision?

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Benjamin Gwynn Stonestreet Fowke, Xcel Energy Inc. – Président-directeur général [33]

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Eh bien, je pense que nous allons prendre un certain nombre de facteurs en considération. Mais je pense que, comme vous le savez, notre stratégie de l’acier contre le carburant permet des investissements en capital, une croissance de l’emploi et contribue à la tarification. Donc, dans la mesure où nous pouvons souligner cela, je pense que mieux nous serons. Il y aura une sollicitation, et nous apporterons ces projets. Nous prévoyons que nous aurons un très bon prix pour l’énergie solaire que nous prévoyons. Et Brian ou Bob, je ne sais pas si vous voulez ajouter autre chose?

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Robert C. Frenzel, Xcel Energy Inc. – Président et chef de l’exploitation [34]

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Steve, je pense que ce n’est encore qu’un petit peu tôt, mais je pense que le niveau de confort avec l’investissement, le développement économique, la création d’emplois, ce portefeuille couplé aux opportunités de soulagement que Brian a mentionnées sur les taux et les mécanismes de maintien, je pense , est un gros paquet. Nous n’avons pas de ligne à temps plein sur eux. Nous avons eu une grande réunion de planification hier, qui a été favorable avec quelques commentaires positifs de la commission et même de l’administration. Et nous sommes donc à l’aise et confiants là où nous nous asseyons. Nous n’avons pas beaucoup de détails à partager avec vous pour le moment.

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Steven Isaac Fleishman, Wolfe Research, LLC – MD et analyste principal des services publics [35]

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D’accord. Avez-vous une idée de l’incidence tarifaire des 3 milliards de dollars? Ou vous attendez en quelque sorte de voir vos enchères et tout ça?

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Robert C. Frenzel, Xcel Energy Inc. – Président et chef de l’exploitation [36]

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Je pense que nous devons encore exécuter le processus de sollicitation pour les parties renouvelables, bien sûr, qui se poursuivra jusqu’en août et en septembre avant de prendre certaines décisions. Mais nous sommes assez convaincus que nous connaissons les répercussions des choses que nous proposerions, et nous savons un peu ce que les autres feraient également. Nous sommes donc assez à l’aise avec l’aspect des coûts.

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Benjamin Gwynn Stonestreet Fowke, Xcel Energy Inc. – Président-directeur général [37]

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Steve, nous ne proposerions pas de repowering éolien si la VAN n’était pas positive pour le consommateur. Je pense donc que la réalité est que la volonté compensera l’accélération de certaines des dépenses de distribution et de transport dont nous parlons. Et je pense que ce sera probablement le cas, mais pour revenir à Bob, nous allons parcourir ces chiffres.

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Robert C. Frenzel, Xcel Energy Inc. – Président et chef de l’exploitation [38]

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Oui. Steve, juste un peu plus de couleur sur le repowering. Nous avons fait approuver la longue route repowering et nous avons [modeled,] il devrait être direct dans la commission, espérons-le, au troisième trimestre, et ceux-ci montrent des économies pour les clients frontaux et vous passez par le repowering, ce qui est vraiment bien dans cet environnement. Nous travaillons donc sur une analyse similaire sur nos parcs éoliens actuellement détenus qui, à notre avis, seraient de bons candidats pour cela.

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Steven Isaac Fleishman, Wolfe Research, LLC – MD et analyste principal des services publics [39]

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D’accord. Et puisque la plupart de ces choses sont liées à des choses que vous possédez et comme vous le prétendez – en supposant qu’elles soient approuvées, il est fort probable que ce soit vous qui faites réellement l’investissement?

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Benjamin Gwynn Stonestreet Fowke, Xcel Energy Inc. – Président-directeur général [40]

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Oui. C’est correct. Des tiers. Je pense que c’est un …

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Steven Isaac Fleishman, Wolfe Research, LLC – MD et analyste principal des services publics [41]

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Et puis juste dernière question – oui. D’accord. Et la dernière question concernant – donc si tout cela est vrai – oui?

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Benjamin Gwynn Stonestreet Fowke, Xcel Energy Inc. – Président-directeur général [42]

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Steve, une chose doit être claire, cependant, il existe des tiers qui pourraient soumettre des PPA pour une extension PPA ou un BOT. Ce sera donc une combinaison de notre investissement et d’autres.

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Steven Isaac Fleishman, Wolfe Research, LLC – MD et analyste principal des services publics [43]

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Génial. Et je m’excuse, dernière question à ce sujet, qui est de savoir comment devrions-nous penser au plan de financement pour si – autant que l’augmentation progressive, plus de temps?

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Brian J. Van Abel, Xcel Energy Inc. – Vice-président exécutif et directeur financier [44]

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Oui. Steve, comme nous en avons déjà parlé. Et vraiment, dans le dépôt, nous pensons à 1,8 milliard de dollars, c’est la partie supplémentaire. L’autre, environ 1,2 milliard de dollars, est accéléré. But as we go through this process, we expect, as the commission indicated yesterday, they’ll look to find a way to move through this pretty quickly. And at the same time, we’re developing our 5-year capital plans for ’21 through ’25. And so we’ll put that all together and roll out a 5-year financing plan, if we have enough clarity to include this in our 5-year capital plan by October. But generally, what we’ve spoken about before, timing and size matters for incremental capital. And if it’s significant enough and it lines up, we’ll generally fund that with — at our consolidated capital structure. As we’ve spoken about before, it’s important to maintain that financial strength and the credit quality of the company.

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Opérateur [45]

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Next, we’ll go to Sophie Karp with KeyBanc.

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Sophie Ksenia Karp, KeyBanc Capital Markets Inc., Research Division – Director and Senior Analyst of Electric Utilities & Power [46]

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Congrats on the quarter. So just to build on the rate strategy here and the questions around that. I’m wondering if we think about more, I guess, payout rate since, obviously, your right decision, given the COVID situation. But if this continues to be the case and the COVID is kind of here to stay and it looks the economic consequences will be lingering for a while? Could we see a pivot in your overall strategy where you move away from periodic rate cases and kind of switch on a more permanent basis to alternative mechanisms and just kind of move away from the strategy of being a rate case [filer to more of a paying outflow on the period for longer?] So that’s my question.

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Robert C. Frenzel, Xcel Energy Inc. – President & COO [47]

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Sophie, it’s Bob. Good to hear your voice. You were a little broke up there, but let me try and address the question, which I think is, how do you think strategically about rate cases in the context of the pandemic and longer term, is sort of my takeaway. And we have a lot of rider mechanisms in our various states and we’re making billions of dollars of investments on behalf of our customers and infrastructure around clean energy transition and grid modernization. And we also have to keep the utility financially healthy. So that’s the backdrop that we work with. We are obviously working with our regulators right now on mechanisms by which we wouldn’t need to file rate cases, and we’re actively engaged in conversations with stakeholders in Minnesota. In Colorado, I think, you saw us settle our gas case and then file a couple of riders, which we think would allow us to stay out of our electric case in Colorado. And that’s a bit of the strategy is to continue to invest in areas that have real-time and rider recovery. You’ve seen us execute on decoupling in sales true-up mechanisms in our businesses, and that’s helpful as well. And so strategically, I think you’re in the right place as we’re always going to look for mechanisms by which we can mitigate our cost structure, keep our bills low for our customers, that’s why we keep — continue to invest in the infrastructure that we need to. So we’ll continue to be creative there and partner with our commissions. And the goal would be to not go into rate cases, if we could avoid them, but we have to keep the utility financially healthy. And so we balance all of that.

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Benjamin Gwynn Stonestreet Fowke, Xcel Energy Inc. – Chairman & CEO [48]

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Oui. And Sophie, just building on what Bob said, I mean, whether it’s traditional rate cases or expansion of riders or some combinations, the bottom line is we are going to achieve our clean energy objectives, our levels of reliability and our customer improvements and customer experience, all while keeping total bills below the pace of CPI. That’s our objective, and that’s what we’re on track for, and that’s what I think we still remain on forecast to do, so — because that’s the key thing is to make these investments while not — while keeping our products affordable.

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Sophie Ksenia Karp, KeyBanc Capital Markets Inc., Research Division – Director and Senior Analyst of Electric Utilities & Power [49]

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Je l’ai. Je l’ai. And then a follow-up, if I may, on the O&M. So you entered this year guiding for O&M growth year-over-year and then the COVID situation, you had to switch that and basically find cost cuts, right, to offset the impact, and it seems like it’s going well. Could you give us some sense on the shape of that throughout the year? Are you kind of into it now and trying to ramp-up in the second half? Or are you pretty much trying a run rate at this point and we should expect a steady kind of O&M trajectory throughout the year? How should we think about that?

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Brian J. Van Abel, Xcel Energy Inc. – Executive VP & CFO [50]

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Sophie, this is Brian. I think the way you said it, you assumed a steady run rate pretty ratably over the quarter. So I think you’re thinking about it right, that continues to be that run rate.

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Opérateur [51]

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We’ll go to Paul Patterson with Glenrock Associates.

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Paul Patterson, Glenrock Associates LLC – Analyst [52]

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Just a few quick follow-ups. So back in Minnesota — and I’m sorry if I didn’t completely understand this. How much did you guys — were you guys saying that this CapEx might be going to third parties through contracts? How much of the total is subject to that?

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Brian J. Van Abel, Xcel Energy Inc. – Executive VP & CFO [53]

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The $1.8 billion incremental is — that’s our spend. But what Paul was saying is when we do a solicitation, we’ll have our own wind projects that we own that we bid into that. And — but we will also encourage independents to bid in as well, and they can bid in either as a build own transfer, which would result in our ownership, they could bid in with an extension of a power purchase agreement, and we’ll take a look at all of those. But at the end of the day, our incremental CapEx will come from ownership and wind projects, perhaps our own and perhaps BOTs, the solar facility that we’re talking about at our coal plant and Becker, Minnesota, advances in EV infrastructure. And I think that covers the incremental and then we look at the acceleration of that $1.2 billion of grid spend.

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Robert C. Frenzel, Xcel Energy Inc. – President & COO [54]

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We’re not going to know what other parties are going to build in until we get through the process, which would be more towards the end of August.

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Paul Patterson, Glenrock Associates LLC – Analyst [55]

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D’accord. And then — but when we say incremental, just to be clear, that doesn’t mean bringing something in from the future, this is just incremental. In other words, it wouldn’t happen anyway, it doesn’t change the trajectory of your CapEx outlook from — in other words, you’re not moving something from the future to now? It’s — as an accelerator would suggest when you say incremental, it wouldn’t have occurred otherwise, is that the way to think about it?

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Benjamin Gwynn Stonestreet Fowke, Xcel Energy Inc. – Chairman & CEO [56]

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Oui. I think that…

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Paul Patterson, Glenrock Associates LLC – Analyst [57]

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D’accord. I think I understand it. And then with respect to the…

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Benjamin Gwynn Stonestreet Fowke, Xcel Energy Inc. – Chairman & CEO [58]

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Paul, just on a — I mean, look, I think the way to think about it is the $1.2 billion that we’re not calling incremental, that’s an acceleration of something that’s already in our forecast. The $1.8 billion would not be in our existing forecast. Now over the course of 15 years, might it have happened? Oui. But that’s how we’re defining that.

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Paul Patterson, Glenrock Associates LLC – Analyst [59]

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C’est vraiment utile. Je vous en suis reconnaissant. And then with respect to the CPI of [goal,] is that still 2%?

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Benjamin Gwynn Stonestreet Fowke, Xcel Energy Inc. – Chairman & CEO [60]

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Oui. I mean, I think it extends a little bit by jurisdiction. Is that…

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Robert C. Frenzel, Xcel Energy Inc. – President & COO [61]

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Oui. That’s roughly, at Xcel level, a good way to think about it.

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Paul Patterson, Glenrock Associates LLC – Analyst [62]

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D’accord. And then just in general, I mean, this has been sort of touched on by other people, but I’m just sort of wondering, if this — if things continue down this road, is there any potential maybe to upsize this, if we have a weaker economy, if — do you follow what I’m saying? Is there any sort of discussion of a potential, like, hey, maybe this is a good jobs idea or economic stimulus idea? And we could see something maybe even bigger than this?

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Benjamin Gwynn Stonestreet Fowke, Xcel Energy Inc. – Chairman & CEO [63]

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I think I’ll let the team weigh in on this, Paul, but I think it probably would come from other jurisdictions.

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Paul Patterson, Glenrock Associates LLC – Analyst [64]

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D’accord. And — okay, you already sort of addressed that.

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Opérateur [65]

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We’ll go to Insoo Kim with Goldman Sachs.

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Insoo Kim, Goldman Sachs Group, Inc., Research Division – Equity Analyst [66]

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I just have one quick question. In your guidance for the year-end base case assumption, what type of, I guess, assumption are you making on deferral treatment of corporate-related costs?

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Brian J. Van Abel, Xcel Energy Inc. – Executive VP & CFO [67]

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Around — yes, bad debt. This is Brian. As we talked about in Q1, we assume that we get constructive treatment around the regulatory deferrals. When we think about our bad debt expense, we have roughly about $25 million increase, and we look at what happened in 2008 and 2009, and that’s everything we’ve seen for the 3 months of impact. So that remains pretty consistent as our thinking going into this. And if we think about it right, we have about 95% of our business is covered with our 6 deferral orders, the 2 we’re waiting for are the Dakotas. So we feel like we’ve reached a constructive place with those deferral orders, and we’ll continue to evaluate the deferrals as we go through the balance of the year.

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Insoo Kim, Goldman Sachs Group, Inc., Research Division – Equity Analyst [68]

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Je l’ai. So the — at least the bulk of what’s happened in terms of the approvals were somewhat embedded in making that guidance then?

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Brian J. Van Abel, Xcel Energy Inc. – Executive VP & CFO [69]

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Oui c’est correct.

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Opérateur [70]

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That concludes today’s question-and-answer session. I’ll now turn the call back over to Brian Van Abel for any additional or closing remarks.

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Brian J. Van Abel, Xcel Energy Inc. – Executive VP & CFO [71]

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Oui. Thank you all for participating in our earnings call this morning. Please contact our Investor Relations team with any follow-up questions. Have a good day. Je vous remercie.

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Opérateur [72]

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And that does conclude today’s conference. We thank you for your participation. Vous pouvez maintenant vous déconnecter.



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