Transcription de l'appel des résultats de Southern Co (SO) T4 2019

Source de l'image: The Motley Fool.

Southern Co (NYSE: SO) Call of Earnings Q4 2019 Feb 20, 2020, 1:00 p.m. ET

Contenu:

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

    Opérateur

    Salutations et bienvenue à la conférence téléphonique sur les résultats du quatrième trimestre 2019 de The Southern Company. [Operator Instructions] Pour rappel, cette conférence est enregistrée, jeudi 20 février 2020.

    J'aimerais confier la conférence à Scott Gammill, directeur des relations avec les investisseurs. Allez-y.

    Scott Gammill — Relations avec les investisseurs

    Merci, Edison. Bonjour et bienvenue à l'appel des résultats de fin d'année 2019 de The Southern Company. Je suis accompagné aujourd'hui de Tom Fanning, président du conseil, président et chef de la direction de Southern Company; et Drew Evans, directeur financier. Permettez-moi de vous rappeler que nous ferons aujourd'hui des déclarations prospectives en plus de fournir des informations historiques. Divers facteurs importants pourraient faire en sorte que les résultats réels diffèrent sensiblement de ceux indiqués dans les déclarations prospectives, y compris ceux dont il est question dans notre formulaire 10-K et dans les documents subséquents. De plus, nous présenterons des informations financières non conformes aux PCGR lors de cet appel. Les rapprochements avec la mesure PCGR applicable sont inclus dans les informations financières que nous avons publiées ce matin ainsi que les diapositives de cette conférence téléphonique, qui sont toutes deux disponibles sur notre site Web des relations avec les investisseurs, à l'adresse investisseurs.southerncompany.com.

    À ce moment-là, je cède la parole à Tom Fanning.

    Thomas A. Fanning – Président du conseil d'administration, président et chef de la direction

    Bonjour et merci à tous de vous joindre à nous. Comme vous pouvez le voir dans les documents que nous avons publiés ce matin, nous avons publié de solides résultats ajustés pour l'année entière qui ont dépassé nos prévisions initiales et nous sommes en ligne avec l'estimation de fin d'année mise à jour que nous avons divulguée lors de l'appel du troisième trimestre. Selon tous les comptes, 2019 a été une année exceptionnelle pour notre entreprise. Nous avons bien performé sur une large gamme de mesures. Nous avons atteint tous les jalons majeurs de 2019 dans les unités Vogtle trois et quatre. Les performances opérationnelles de nos services publics réglementés par l'État étaient excellentes avec des performances de génération et de transmission record. Nous avons conclu plusieurs procédures réglementaires clés, y compris des cas de taux de base constructifs pour Nicor ​​Gas, Georgia Power et Atlanta Gas Light. Nous avons pris des mesures pour renforcer davantage notre bilan. Nous avons continué de décarboniser économiquement notre parc de production, réduisant notre capacité de production de charbon de 2 000 mégawatts, et nous avons élargi notre portefeuille de sources d'énergie renouvelables, qui représente désormais plus de 12% de notre mix de production. Notre entreprise est classée dans le premier quartile au niveau national pour la satisfaction de la clientèle, et nous avons été nommés meilleure entreprise pour laquelle travailler dans notre industrie et 14e aux États-Unis. Donc, dans l'ensemble, des performances formidables. Passons maintenant à une mise à jour sur les unités Vogtle trois et quatre. En avril 2019, nous avons présenté un plan de travail agressif sur le site comme outil pour atteindre une marge permettant de respecter les dates de mise en service approuvées par la réglementation de novembre 2021 et 2022.

    La mise en œuvre de cette stratégie a entraîné des progrès substantiels sur le site, et nous avons atteint tous les jalons majeurs en 2019. Le plan de travail agressif du site établi en avril dernier fixait un objectif de 90% d'achèvement de la construction directe de l'unité trois d'ici la fin de l'année. Aujourd'hui, la construction directe de l'unité 3 est terminée à 85%. Comme nous en avons discuté dans le passé, Southern Nuclear évalue régulièrement les prévisions de coûts et de calendrier. Dans le cadre de ce processus, nous avons terminé un raffinement prévu pour les unités trois et quatre plus tôt ce mois-ci, ce qui, en résumé, a produit trois conclusions principales. Premièrement, nous avons confirmé notre capacité à notre capacité attendue à respecter les dates de mise en service de novembre 2021 et novembre 2022. Deuxièmement, nous avons soutenu la stratégie du site de continuer à utiliser un plan de travail agressif sur le site sans modification de la date cible de mise en service de mai 2021 pour l'unité trois et une progression de deux mois de la date cible de mise en service de l'unité quatre à mars 2022. Et troisièmement, nous n'avons confirmé aucun changement dans les prévisions globales de dépenses en capital. Je vais maintenant vous expliquer les détails. Commençons par quelques informations supplémentaires sur le raffinement du calendrier. Au cours de la dernière année, nous avons continué à mieux comprendre les capacités du site pour la construction et les essais, en particulier pour la construction. En 2019, le site a réalisé des périodes soutenues de 140 000 à 145 000 heures gagnées par semaine, mais a accumulé un retard dans le plan de travail agressif du site d'avril 2019. Le processus de raffinement du calendrier a pris en compte nos performances 2019 ainsi que nos progrès sur les lots de travaux, les tests et le chiffre d'affaires.

    Le plan de travail agressif affiné qui en résulte pour 2020 repose sur le maintien de nos niveaux de production de construction actuels et nécessite une augmentation raisonnable de l'installation de produits électriques. Sur le plan de travail raffiné du site agressif, nous avons prolongé d'environ six semaines, deux de nos jalons à court terme pour l'unité trois, en commençant les essais hydrauliques à froid et les tests fonctionnels à chaud. En prolongeant ces étapes, en affinant les séquences de tests entre les tests fonctionnels à chaud et la charge de carburant et en planifiant de terminer les travaux électriques non critiques plus tard dans le calendrier, nous avons maintenant plus de temps pour terminer la construction et réduire l'arriéré actuel des heures de construction. Avec ces changements, le plan de travail agressif du site continue de viser une charge de carburant de l'unité 3 d'ici la fin de cette année, prenant en charge une date de mise en service en mai 2021. Le plan de travail agressif du site reflète la poursuite de notre stratégie visant à stimuler la productivité de la construction, à terminer les activités de test et, finalement, à respecter les dates de mise en service approuvées par la réglementation. Ensuite, pour compléter le plan de travail agressif du site pour l'unité 3, nous avons établi un point de référence de novembre qui prévoit les niveaux de production de construction et la date d'échéance future nécessaire pour soutenir la date de mise en service approuvée par la réglementation de novembre 2021. Ce point de référence fournit une comparaison claire avec le plan de travail raffiné du site agressif. Par rapport à l'indice de référence de novembre, la charge de carburant pourrait survenir jusqu'à l'été 2021, à l'appui d'une date de mise en service de novembre 2021.

    La référence de novembre confirme également notre attente que le plan de travail agressif du site soit une stratégie appropriée et fournisse une flexibilité suffisante pour atteindre la date de mise en service approuvée par la réglementation en novembre 2021. Le résultat de l'affinement du calendrier et de l'indice de référence de novembre est illustré sur le graphique des étapes clés de l'unité trois. La ligne bleue représente le plan de travail du site agressif et l'orange représente le point de référence de novembre avec la date de début du jalon indiquée dans les cercles et le pourcentage de construction direct terminé détaillé sur les lignes près du sommet. Comme vous pouvez le voir sur les barres vertes, récemment, nous avons réalisé en moyenne environ 2% d'achèvement par mois pour la construction directe de l'unité trois. Si nous maintenons l'achèvement de la construction d'environ 2% de la construction directe à partir de chaque mois d'ici aux tests fonctionnels à chaud, nous nous attendons à être proches de la ligne bleue ou du plan de travail agressif du site. Pour atteindre la référence de novembre, nous estimons que cette mesure devrait être d'environ 1,3% chaque mois. Concentrons-nous maintenant sur les coûts estimés. Parallèlement au calendrier affiné, au quatrième trimestre, Georgia Power a alloué 110 millions de dollars supplémentaires à l'éventualité de son projet. Les principaux moteurs de cette allocation sont la poursuite des tendances actuelles de productivité et de coût, qui ont été inférieures aux prévisions. Au cours du quatrième trimestre de 2019, Georgia Power a alloué un total de 140 millions de dollars. Il reste donc environ 60% de notre contingence de coût total initial.

    En regardant les choses d'une autre manière, la marge de coût prévue et les éventualités de coûts restantes combinées représentent environ 20% du coût estimatif restant à réaliser. Rappelons que le coût estimé du temps entre le plan de travail agressif du site et les dates de mise en service approuvées par la réglementation en novembre ou notre marge prévue est intégré dans les prévisions de capital de base de Georgia Power. Comme nous l'avons dit, nous prévoyons d'utiliser la totalité de ces fonds à mesure que nous progressons vers l'achèvement du projet. En résumé, comme je l'ai mentionné plus tôt, il n'y a aucun changement au coût total estimé pour achever le projet. Enfin, d'un point de vue réglementaire, Georgia Power poursuit son processus de surveillance de la construction de Vogtle ou VCM avec la Georgia Public Service Commission. Le VCM 2021, rappelez-vous que c'est 12 mois, a été approuvé à l'unanimité par la CFP mardi. Georgia Power a déposé hier VCM '22 représentant six mois. En résumé, nous continuons de nous attendre à respecter les dates de mise en service approuvées par la réglementation en novembre, et notre coût estimatif ne sera pas modifié. Il est important de reconnaître les progrès substantiels réalisés sur les unités Vogtle trois et quatre en 2019. Et vraiment, depuis que l'équipe nucléaire du Sud a assumé le leadership sur le site il y a près de trois ans, il est tout aussi important de reconnaître qu'il reste beaucoup de travail à faire, en particulier en 2020. Notre objectif principal demeure l'atteinte des dates de mise en service approuvées par les organismes de réglementation de novembre 2021 et 2022 pour les unités Vogtle trois et quatre, et nous sommes impatients de communiquer les progrès de nos principaux jalons au cours du mois à venir.

    Drew, je vous cède maintenant la parole pour une mise à jour sur les états financiers et nos perspectives.

    Andrew W. Evans – Vice-président exécutif et directeur financier

    Merci Tom et bon après-midi à tous. Tout d'abord, je voudrais faire écho aux commentaires de Tom sur une année incroyable. En 2019, nous avons réalisé un bénéfice par action de 3,11 $ sur une base ajustée, au-dessus de la fourchette que nous avions établie au début de l'année. Nous avons réalisé cette performance financière exceptionnelle tout en rendant aux clients les avantages de la réforme fiscale et des programmes de partage de la réglementation, y compris des remboursements ponctuels supplémentaires aux clients à la suite du règlement du dossier tarifaire de Georgia Power. Un rapprochement détaillé de nos résultats publiés et ajustés est inclus dans le communiqué du matin et dans le package des résultats. Le BPA 2019 a été de 0,04 $ supérieur à celui de l'exercice précédent sur une base ajustée, principalement en raison de la hausse des bénéfices de nos services publics réglementés par l'État. Juste pour être clair, notre performance est relative à l'année de 2008 2018 qui a largement dépassé le point médian de nos prévisions initiales, en partie en raison des intempéries de nos services publics réglementés par l'État. Et en 2019, nous avons plus que compensé 0,31 $ d'EPS des entités que nous avons cédées l'année précédente. Dans ce contexte, l'augmentation de 0,04 $ d'une année sur l'autre reflète les effets de la réforme fiscale et liés aux changements dans la structure du capital et aux investissements continus dans les services publics réglementés par l'État pour soutenir la modernisation des infrastructures ainsi qu'une certaine croissance de la clientèle. Reconnaissant la tendance de l'industrie que les clients utilisent est en baisse, nous avons également réussi à atténuer les dépenses liées à l'exploitation et à l'entretien à l'échelle internationale, car nous cherchons toujours à fonctionner plus efficacement.

    Passons à quelques faits saillants opérationnels. Pour 2019, notre bouquet énergétique était composé de 50% de gaz naturel, 22% de charbon, 16% de nucléaire et 12% d'énergies renouvelables. Notamment, la production de charbon a diminué de près de 20% par rapport à 2018. Cela est conforme à nos objectifs de réduction de carbone et à notre engagement à fournir une énergie abordable aux clients. Nous continuons de connaître une forte croissance de la population et des emplois dans notre territoire de service du Sud-Est, en particulier en Géorgie, qui est le cinquième État à la croissance la plus rapide aux États-Unis. L'an dernier, nous avons ajouté plus de 41 000 nouveaux clients résidentiels en électricité et près de 30 000 clients résidentiels en gaz naturel à travers le services publics réglementés par l'État, dépassant nos attentes pour toute l'année. Au cours des cinq dernières années, en moyenne, nous avons vu les ventes d'électricité au détail ajustées aux conditions météorologiques demeurer essentiellement stables. Nous avons observé une croissance annuelle de la clientèle d'environ 1%, compensée par une diminution de l'utilisation des clients d'environ le même pourcentage, reflétant l'efficacité énergétique continue dans les progrès technologiques. Pour 2019, en particulier, nous avons observé une tendance à la baisse des ventes industrielles. Cela s'explique en grande partie par l'incertitude du commerce mondial ainsi que par les changements dans les niveaux de production et les réactions des clients aux prix en temps réel. Cependant, nous constatons de légères améliorations, et nous pensons que le Sud-Est est bien placé pour ajouter des clients à mesure que le secteur industriel se redresse. L'utilisation globale reste conforme à nos attentes et nous prévoyons une croissance des ventes au détail stable à 1% dans un avenir prévisible. Passons maintenant à nos attentes pour 2020.

    Notre fourchette indicative pour l'année complète est de 3,10 $ à 3,22 $. Le point médian de 3,16 $ représente un taux de croissance annuel composé de 5% par rapport au point médian de notre fourchette de 2018. Pour le premier trimestre 2020, nous estimons que nous gagnerons 0,72 $ par an par action. Notre taux de croissance du BPA à long terme prévu reste de 4% à 6%, en utilisant la même base que nous avons établie en 2018 de 2,87 $ par action. Avec plus de 90% du total des bénéfices projetés sur l'horizon de planification de cinq ans provenant de nos services publics réglementés par l'État, notre trajectoire d'EPS a une base solide. De même, nos améliorations au bilan, nos récents résultats réglementaires constructifs et notre concentration continue sur le contrôle des coûts renforcent nos perspectives au cours des prochaines années, car la baisse des ROE liée aux phases trois et quatre de la construction de Vogtle va et vient. Nos perspectives à long terme continuent également d'être tirées par les investissements en capital dans nos activités réglementées par l'État. Notre plan d'investissement de 40 milliards de dollars pour la période de 2020 à 2024 comprend une croissance de la base tarifaire prévue pour nos services publics réglementés d'environ 6%. Ce plan mis à jour reflète une augmentation de 2 milliards de dollars par rapport aux prévisions quinquennales de l'an dernier. Le principal moteur de cette augmentation est l'investissement différentiel lié à la nouvelle génération d'électricité et à d'autres programmes de remplacement des gazoducs liés à la sécurité. Sur le total, 95% devraient être investis dans nos services publics réglementés par l'État, en mettant continuellement l'accent sur la modernisation du transport et de la distribution. Pour Southern Power, le plan d'investissement cumulatif sur cinq ans est entièrement composé des projets annoncés précédemment et du capital de maintenance pour le parc de production existant, qui, soutenu par les récents succès de la recontraction, est contracté à plus de 90% pour les 10 prochaines années.

    Toute opportunité de croissance supplémentaire à Southern Power devrait améliorer le plan financier à long terme et être largement autofinancée. Nous ne prévoyons actuellement aucun besoin en actions sur notre horizon de cinq ans en raison des transactions stratégiques à valeur ajoutée que nous avons exécutées au cours des deux dernières années et de notre offre d'unités d'actions en août 2019. L'intégrité financière et les notations de crédit solides procurent des avantages considérables aux clients et aux investisseurs et ont toujours été une priorité absolue pour nous. Nous avons pris des mesures importantes au cours des deux dernières années pour désendetter notre bilan, ce qui a réduit la dette totale de notre société à la capitalisation de près de huit points de pourcentage et nous pensons que nous sommes bien placés pour renforcer davantage notre bilan et améliorer nos paramètres de crédit. Dans le cadre de cet objectif, nous nous sommes engagés au cours de la dernière année à simplifier nos activités. Cet effort a notamment consisté à identifier et à céder des actifs qui ne sont pas suffisants ni d'échelle suffisante pour être significatifs pour la proposition de valeur globale de Southern. La vente annoncée de notre participation dans le pipeline de la côte atlantique et l'activité pivot de GNL à Dominion Energy est l'exemple le plus récent de cet effort de simplification commerciale. De plus, le 17 janvier, nous avons conclu la vente de l'usine de Southern Power à Mankato à Xcel. Et l'année dernière, nous avons réalisé la vente des activités d'éclairage à LED et d'infrastructures de services publics qui ont été initialement acquises dans le cadre de la transaction de sécurité électrique. Enfin, afin de continuer à améliorer notre profil de risque, nous avons versé une contribution volontaire de 1,1 milliard de dollars à notre régime de retraite au quatrième trimestre de 2019.

    Cela a augmenté notre statut de financement à la fin de l'année à 100%. De plus, nous ne nous attendions pas à des cotisations de retraite supplémentaires requises au cours des cinq prochaines années. Avant de céder la parole à Tom, je la remets à Tom, je voudrais vous donner une brève mise à jour sur notre calendrier réglementaire. Après un calendrier de calendrier réglementaire très complet en 2019, nous reviendrons à une base plus normale en 2020. Les procédures liées au certificat de besoin de nouvelle génération d'Alabama Power sont en cours et la résolution des cas de taux de base du Mississippi Power est attendue dans les prochains mois. De plus, au deuxième trimestre du deuxième trimestre, Virginia Natural Gas prévoit déposer un dossier tarifaire général. Nous vous tiendrons au courant de toutes ces procédures à mesure qu'elles évoluent. Merci de votre intérêt pour Southern.

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    Et avec ça, je cède la parole à Tom.

    Thomas A. Fanning – Président du conseil d'administration, président et chef de la direction

    Merci, Drew. Pour compléter votre commentaire sur la réglementation, nous avons commencé 2019 avec une liste complète de procédures réglementaires. Les résultats de ces procédures sont une fois de plus représentatifs des environnements réglementaires constructifs de notre système qui soutiennent les investissements futurs dans les infrastructures afin de renforcer la fiabilité et la résilience des systèmes électriques et gaziers de l'État tout en maintenant des tarifs compétitifs pour nos clients. Drew a brièvement mentionné dans ses remarques que la production à partir d'installations au charbon est tombée à 22% en 2019. En conséquence, aujourd'hui, l'énergie du charbon ne représente qu'environ 14% des revenus totaux de la Southern Company. Surtout, les émissions de carbone ont également diminué de 44% depuis 2007. Notre filigrane élevé pour les émissions de carbone, ce qui démontre que nous faisons de bons progrès vers notre objectif de réduction de 50% du carbone d'ici 2030. Je crois en fait que nous atteindrons cet objectif avec des années pour de rechange. Nous continuons également d'augmenter notre empreinte renouvelable et prévoyons avoir plus de 15 000 mégawatts de ressources renouvelables d'ici 2022 dans nos services publics réglementés de Southern Power. Ce sont des changements significatifs dans un court laps de temps relativement court. Alors que nous évaluons les moyens de décarboniser davantage notre empreinte et de diversifier notre parc de production, nous restons attentifs aux impacts économiques, communautaires et environnementaux potentiels sur la société.

    Cet effort sera une transformation de plusieurs décennies pour notre industrie, et nous sommes impatients de nous engager avec nos nombreuses parties prenantes. Avant de passer à vos questions, je voudrais mentionner un récent engagement caritatif des fondations caritatives de Southern Company et de ses sociétés de services publics réglementées par l'État, l'un des plus importants engagements de l'histoire de notre entreprise. En janvier, nous avons annoncé une initiative pluriannuelle de 50 millions de dollars pour les étudiants des collèges et universités historiquement noirs. L'initiative vise à fournir des bourses d'études, des stages, une formation à l'entrepreneuriat ainsi que le leadership et le développement de carrière aux étudiants HBCU qualifiés. Cet investissement est conforme à l'engagement de Southern Company de se diversifier sous toutes ses formes. En prenant cet engagement, nous espérons également enflammer les dons de partenaires commerciaux supplémentaires pour augmenter le financement de l'HBCU. 2019 a été une excellente année pour tous les comptes et nous pensons que nous sommes bien placés pour poursuivre notre forte dynamique jusqu'en 2020. Nous avons de solides perspectives financières pour 2020 et au-delà, tirées par des investissements continus dans nos franchises de services publics réglementées qui continuent de être parmi les leaders de l'industrie pour la performance opérationnelle et la satisfaction de la clientèle. Comme je l'ai dit, 2020 sera une année charnière pour le projet Vogtle. Nous nous engageons à vous tenir informés des principaux jalons et des principales mesures de productivité au fil de l'année. Et nous restons concentrés sur la mise en service des unités trois et quatre d'ici leurs dates réglementaires approuvées de novembre 2021 et novembre 2022. C'est certainement une période passionnante pour notre industrie. Et chez Southern Company, nous avons beaucoup à attendre.

    Merci de vous joindre à nous cet après-midi. Opérateur, nous sommes maintenant prêts à répondre aux questions.

    Questions et réponses:

    Opérateur

    [Operator Instructions] La première question vient de la lignée de Michael Weinstein avec Credit Suisse. S'il vous plait procédez.

    Thomas A. Fanning – Président du conseil d'administration, président et chef de la direction

    Salut, Michael.

    Michael Weinstein – Credit Suisse – Analyste

    Salut les gars. Merci d'avoir répondu à l'appel. Le plan de financement prévoit-il d'autres désinvestissements importants à l'avenir? Ou est-ce assez bien fait à ce stade? Ou y a-t-il autre chose que vous pourriez envisager à l'avenir? Et est-ce que si c'est le cas, cela serait-il additionnel à aucune équité nécessaire et entraînerait peut-être une sorte d'action supplémentaire?

    Thomas A. Fanning – Président du conseil d'administration, président et chef de la direction

    Je vais laisser Drew doubler cette équipe. Je vais commencer avec ça. Je pense que nous avons démontré ainsi que quiconque dans l'industrie que nous sommes de bons acheteurs et vendeurs. Nous cherchons toujours de manière opportuniste et stratégique à améliorer notre rendement pour les actionnaires en fonction du risque. Je pense que nous l'avons démontré. Nous sommes donc toujours sur le marché. Le plan suppose-t-il une activité majeure à cet égard? Ma réponse est non.

    Andrew W. Evans – Vice-président exécutif et directeur financier

    Absolument raison. Rien de supposé dans le plan. Rien ne présume de notre croissance et notre investissement nécessite un désinvestissement supplémentaire. Et je dirais que, principalement autour des transactions dont nous venons de parler, les ACP en particulier, notre objectif principal a vraiment été notre objectif secondaire derrière la qualité du crédit: la simplification des affaires. Et je pense que c'est un élément majeur. Nous voulions vraiment sélectionner deux actifs qui, selon nous, auraient un impact significatif sur la croissance potentielle de Southern, et à 5%, cela n'a tout simplement pas été le cas. Et nous pensons que c'était vraiment juste une bonne chose à exécuter. Ces deux mêmes principes nous guideront dans tout ce que nous évaluons dans la société au total, mais il n'y a tout simplement pas besoin de fonds propres supplémentaires pour financer l'investissement de 40 milliards de dollars.

    Thomas A. Fanning – Président du conseil d'administration, président et chef de la direction

    L'une des choses que nous aimons nous dire, nous nous rappelons tout le temps, ne faisons pas des choses qui n'ont pas d'importance, et cet atout n'a pas vraiment d'importance pour nous.

    Michael Weinstein – Credit Suisse – Analyste

    Droite. Et une autre question serait la différence, je suppose, la compression et le calendrier entre l'unité trois et l'unité quatre. Est-ce qu'il y a quelque chose, y a-t-il quelque chose d'important à ce sujet, dont vous pouvez parler qui pourrait conduire, par exemple, à une accélération de l'unité 3 à un moment donné?

    Thomas A. Fanning – Président du conseil d'administration, président et chef de la direction

    Et bien certainement. Je veux dire, tout tourne autour des leçons tirées de l'unité trois. Quand on y pense, je peux même penser à quelques exemples. Nous avons procédé à la mise sous tension initiale de l'unité trois, et nous étions très heureux de cela pour atteindre ce jalon. En regardant en arrière, cependant, nous pensons que retarder la mise sous tension initiale nous permettra en quelque sorte d'améliorer davantage la productivité de l'unité quatre. Nous avons toujours senti que lorsque nous ajustons le calendrier, ce qui nous a vraiment fait passer du raffinement d'avril 2019 à celui de février 2020, nous constatons toujours qu'en améliorant le calendrier et en faisant avancer et reculer les choses, nous pouvons améliorer nos performances finales et livraison. Et c'est ce que vous voyez dans la compression de planification entre trois et quatre. Nous avons ramassé, nous pensons, deux mois, et c'est bien sur une base ajustée au risque.

    Michael Weinstein – Credit Suisse – Analyste

    C'est bon à entendre. Une dernière question. Les 2 milliards de dollars que vous avez dans le plan à long terme pour Southern Power et les activités d'infrastructure sous contrat. Est-ce que cela veut dire quelle est votre philosophie à l'avenir concernant les investissements dans la partie non réglementée de l'entreprise à l'avenir et en particulier, peut-être l'énergie solaire et les énergies renouvelables à l'avenir?

    Thomas A. Fanning – Président du conseil d'administration, président et chef de la direction

    Mais nous voulons réparer le solaire et les renouvelables. C'est donc important. Le deuxième est vraiment que c'est la reconnaissance d'un marché plus difficile. Nous avons de nombreuses opportunités d'investir dans nos activités de franchise. Je pense que Drew l'a souligné, 95% est plutôt concentré dans cette direction. Nous avons vu le marché sur une base ajustée au risque, vraiment difficile et de plus en plus dur. Nous n'essayons donc pas d'augmenter notre part de marché. Nous avons plutôt une thèse d'investissement plutôt disciplinée où, à long terme, nous essayons de gagner environ 150 points de base par rapport à un investissement en franchise dans cette entreprise sous contrat à long terme. Ces projets sont de moins en moins nombreux. Nous voulons toujours être exposés. Nous avons 500 millions de dollars alloués par an au cours des cinq prochaines années. Mais c'est un marché plus difficile à faire des affaires.

    Andrew W. Evans – Vice-président exécutif et directeur financier

    Oui, je pense que si vous regardez le type de base de notre attente de base d'environ 40 milliards de dollars investis, près d'un milliard de dollars est dans Southern Power au cours de la période, et la grande majorité de ces choses sont déjà engagées. Nous avons de très beaux projets éoliens Skookumchuck, Riding Wild Horse, qui reposent sur certaines éoliennes que nous avons mises de côté avant la réforme fiscale, et nous sommes vraiment ravis de terminer ces projets. Nous aimerions en faire plus. Il va vraiment dépendre du rendement et attirer des capitaux par rapport à cela, que nous pouvons investir dans une franchise réglementée par l'État.

    Thomas A. Fanning – Président du conseil d'administration, président et chef de la direction

    Un autre résultat est juste assez intéressant, qui sait comment cela se passera. Mais il y a certainement eu plus d'approbation solaire dans l'État de Géorgie. Je vous rappellerai ceux d'entre vous qui nous ont suivis pendant des années, il y a deux ou trois ans, Georgia Power a été nommé, par l'industrie solaire, investisseur d'énergie de l'année. Vous savez que nous n'avons aucune exigence renouvelable pour frapper. Cela a un bon sens commercial. Lorsque vous considérez le plan de ressources intégré de l'Alabama, il y a du nouveau solaire là-dedans. Il peut aussi y avoir des opportunités dans le Sud-Est, mais que ce soit des tiers ou non, nous verrons.

    Michael Weinstein – Credit Suisse – Analyste

    Super, merci beaucoup. Tu paries.

    Thomas A. Fanning – Président du conseil d'administration, président et chef de la direction

    Je vous remercie.

    Opérateur

    La question suivante vient de la lignée de Sophie Karp avec Keybank. S'il vous plait procédez.

    Thomas A. Fanning – Président du conseil d'administration, président et chef de la direction

    Hé, Sophie, comment vas-tu?

    Sophie Karp – Keybank – Analyste

    Je le fais bien. Comment allez-vous, les gars?

    Thomas A. Fanning – Président du conseil d'administration, président et chef de la direction

    Et merci de vous joindre à nous.

    Sophie Karp – Keybank – Analyste

    Merci d'avoir répondu à mes questions. Et félicitations pour une année formidable et toutes les réalisations.

    Thomas A. Fanning – Président du conseil d'administration, président et chef de la direction

    Oui, c'est excitant.

    Sophie Karp – Keybank – Analyste

    Oui. Bon produit. Quelques questions que j'ai. Ainsi, la cession de votre participation dans ACP dans la mesure où les revenus que vous aviez réservés à ce sujet ou envisagés dans les directives d'origine restent inchangés. Quels sont les compensations que vous voyez qui compenseraient cela?

    Thomas A. Fanning – Président du conseil d'administration, président et chef de la direction

    Gros investissement dans nos activités de franchise.

    Andrew W. Evans – Vice-président exécutif et directeur financier

    Oui. Non, je pense que c'est vrai. À ce jour, notre investissement était assez faible. La construction n'a pas progressé aussi rapidement que nos attentes initiales, et notre déploiement de capitaux n'a donc pas été lourd. Les 150 millions de dollars au total des produits tirés des deux activités nous permettent vraiment de compenser ce que nous avions prévu et prévu pour le BPA.

    Thomas A. Fanning – Président du conseil d'administration, président et chef de la direction

    Notre trajectoire d'investissement en capital et ce qui stimule la croissance du BPA dans nos activités gazières a dépassé nos attentes. Et rappelez-vous que cela est vraiment associé aux programmes de remplacement des pipelines liés à la sécurité. Et nous avons franchi des processus réglementaires, à la fois en Illinois et en Géorgie. Et bien sûr, Georgia Power a passé un assurance crédit l'année dernière. Et puis le résultat de ce PRI a été largement comptabilisé dans son ordre comptable de trois ans qui a été reçu à la fin de l'année. Je pense donc que nous avons rempli les investissements de franchise. Nous attendons avec impatience plus à l'avenir lorsque nous nous tournons vers le Mississippi, nous nous tournons vers l'Alabama et la Virginie.

    Sophie Karp – Keybank – Analyste

    Je l'ai. C'est tout simplement super utile. Je vous remercie. Et puis juste une question plus large et plus large, je suppose. Vous investissez donc très lourdement, évidemment, dans la génération zéro carbone qu'est la Plant Vogtle. Donc, au-delà de cela, y a-t-il un sentiment d'avoir besoin d'être plus favorable aux ESG, si je sais si c'est le bon mot, mais c'est une augmentation de plus en plus une focalisation dans l'espace, non? Et nous constatons que les noms qui effectuent des investissements ESG performants obtiennent les valorisations premium et performent mieux. Y a-t-il donc en interne une discussion sur l'adaptation de votre stratégie en alliance avec cette tendance plus large sur le marché?

    Thomas A. Fanning – Président du conseil d'administration, président et chef de la direction

    Oui, et Sophie, merci pour ça. Fait intéressant, nous en avons beaucoup parlé au sein de notre conseil d'administration, et nous nous concentrons tout particulièrement sur ce qui se passe dans le monde ESG en avril lors de notre prochaine réunion du conseil d'administration. C'est donc un de nos objectifs particuliers. Nous considérons cela comme un "et" pas un "ou". C'est quelque chose que je pense que nous avons eu beaucoup de profondeur dans le passé, et c'est vraiment en train de se concrétiser maintenant. Avant de devenir PDG de Southern, nous étions 70% de charbon, zéro renouvelable. Et vous voyez les chiffres maintenant. Le nous vous avons donné un nouveau point de données dans notre script aujourd'hui et c'était 14% de notre chiffre d'affaires. Le chiffre d'affaires total est associé à la production de charbon. C'était un point de données qui venait d'un de nos investisseurs ESG. Ils voulaient voir ce genre de données. Nous l'avons donc fourni. C'est absolument un impact que toute entreprise responsable aura, je pense. Et je pense que dans le sens le plus large, Southern Company fait cela depuis 100 ans. Nous avons parlé d'être citoyens partout où nous servons, en veillant à ce que les collectivités soient mieux loties parce que nous y sommes. Quand on pense à l'ESG, ce n'est pas seulement ce qui se passe avec le carbone ou l'environnement. Cela va vraiment dans le sens le plus large de s'assurer que les communautés sont mieux loties parce que nous y sommes. Et je pense que nous le démontrons aussi bien que quiconque. Ce n'est pas une entreprise dirigée par ESG. Nous avons toujours pris en compte l'ensemble de nos parties prenantes. Et je pense que c'est la bonne façon de générer des performances à long terme.

    Sophie Karp – Keybank – Analyste

    D'accord, merci beaucoup pour vos commentaires.

    Thomas A. Fanning – Président du conseil d'administration, président et chef de la direction

    Tu paries.

    Opérateur

    La question suivante vient de la lignée d'Ali Agha avec STRH. S'il vous plait procédez.

    Andrew W. Evans – Vice-président exécutif et directeur financier

    Bonjour Ali. Comment vas-tu? Bonne après-midi.

    Ali Agha – STRH – Analyste

    Bien. Bonne après-midi. Première question sur Vogtle, Drew. Pouvez-vous simplement nous rappeler quelle était la contribution au revenu net de Vogtle en 2019? Et la deuxième partie de cette même question. De plus, pouvez-vous simplement nous rappeler la principale différence entre votre vision des progrès et celle du personnel et celle du moniteur indépendant? I mean, clearly, diametrically opposite in terms of their conclusions to where you are?

    Andrew W. Evans — Executive Vice President and Chief Financial Officer

    Well, yes, we can start with contribution and you could take the other. It's a little bit of a complicated answer. We know that Vogtle in-service will produce something like $800 million worth of additional cash flow for the corporation and about $0.40 a share in aggregate. We have about half of that embedded in rates today as we collect as we construct a bit. There are some offsets like the ROE penalties that we incur as construction progresses. And those impacts could be $0.15 to $0.25 over the next couple of years since they're a bit of an offset. If you want to give us a call, later on, we can walk you through each of the individual years and how Vogtle contributes to income within Georgia.

    Thomas A. Fanning — Chairman of the Board, President and Chief Executive Officer

    But I do want to hit the soft toss here.

    Andrew W. Evans — Executive Vice President and Chief Financial Officer

    Exactement.

    Thomas A. Fanning — Chairman of the Board, President and Chief Executive Officer

    As we emerge from Vogtle, net income goes up.

    Andrew W. Evans — Executive Vice President and Chief Financial Officer

    An additional $0.20 a share, it's $40 million $0.40 worth of content.

    Michael Weinstein — Credit Suisse — Analyst

    And I think I've said this before when you think about kind of in the I'm not giving guidance now, I'm just doing dumb math. But when you emerge from this kind of penalty rate period, we're kind of in the 2023 time frame, somewhere in the $3.75, even the $4 range just from EPS, just transitioning from this kind of return environment to a full return environment. The other thing is it's a very interesting question, Ali. I really don't think we're diametrically opposed. Just yesterday, Drew and I were down at the site, and we sit there with all the co-owners, the independent monitors, everybody is there and members of the staff are there, the NRC there, DOE is there. So we're all hearing the same stuff. In some cases, it's a difference in philosophy. And we try to take a risk-adjusted approach to this very large and complex project. For example, we believe that accomplishing as much as we can as fast as we can is an enormous risk mitigator. You've heard us use the expression before, Fail Fast. We'd like to get our hands on major equipment and major systems and test them as early as we can, two big benefits. When we do that, we let in the opportunity for these systems when problems invariably occur that they don't impact our critical path, one; two, that we can minimize cost as a result of those things; and three, that we gain lessons learned that we can apply to other systems throughout the plant.

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    And we have proven that over and over and over again. We think that is absolutely the right thing to do. You will have seen testimony from some of the staff, etc, that would say, "Oh, we think you're testing too early." We absolutely disagree with that. I wouldn't say we're diametrically opposed, the difference in philosophy. The other one would go to this, why are we driving so hard on achieving an aggressive site plan. Well, I think it's to incent the thousands of people that are there on the site to achieve to be the best they can be. Were we to relax our demands on the system at the site, we think we would just be giving up margin. And by giving up margin, we increase risk and our ability to handle unforeseen changes and to achieve ultimately the November 2021 and November '22 milestones. In other words, it may sound crazy, but I think it's true. If we were just to adopt a November pathway, we think that would be a much riskier approach in building the plant than what we're doing right now. The other thing that's fun to look at is, go to the chart we've given you, I guess, that's on page seven. And what you can see is kind of our performance and how we see. I hate to take my foot off the accelerator on the plant. We've been achieving 2% on the average over the past. And you could see, December and January are a wee bit less, but that's holidays and kind of ramp up after the holiday. Otherwise, we're pretty confident we can hit 2%. The new aggressive site plan that's refined schedule assumes 2%. We could drop all the way down to 1.3% by hot functional test and still achieve the November schedule. And I love looking at the green line relative to the red and the blue lines. I think you can see the trajectory. Why slow down now. Let's do as much as we can, as efficiently as we can. And I think, overall, that's an enormous risk mitigator as a strategy to prosecute the construction of these plants.

    Ali Agha — STRH — Analyst

    OK, j'ai compris. Makes sense. Second question, when you look at that $40 billion capex plan over the next several years, any of that capex or any of the functionality of that capex where you think you may get bigger pushback from regulators? Or is your sense, there's full buy-in on all the regulated capex that you're planning over that time period?

    Andrew W. Evans — Executive Vice President and Chief Financial Officer

    I think time will tell on these IRPs, especially, that's where the big hunk of it is. As you've just been through a rate case in Illinois and a rate case in Georgia with respect to Atlanta Gas Light. From the gas standpoint, that's the lion's share of it. From the electric standpoint, the lion's share of it is at Georgia. We just finished the assurance crédit and then we just finished the rate case. Ahead of us this year, and we never get ahead of regulatory processes, is the assurance crédit conclusion in Alabama.

    Scott Gammill — Investor Relations

    The other thing, Ali, I think, I would look at is so we're talking about the $40 billion worth of investment, our depreciation over that time period is something in the range of $20 billion. So our net additions to rate base, we think, is appropriate and prudent at about 5% a year in electric. So maybe closer a little more than 10% a year in the natural gas business. The vast majority of expenditure in both of those categories is for modernization of transmission and distribution systems, which brings higher reliability for customers. We will get to a more aggressive modernization of the generating fleet over time. But in the near term, I think these are very consistent with the priorities that the states have laid out individually for how capital should be deployed there.

    Thomas A. Fanning — Chairman of the Board, President and Chief Executive Officer

    One more thing in this new concept of resilience really matters. I'm helping lead the industry on all the cyber and national security work. It is a national security interest for this industry to invest in resilience, which is how your system operates under abnormal conditions as opposed to the old traditional engineering economics concept of reliability. Resilience does matter, and we should put forth the effort to make sure that our electric grid is as safe as it can be.

    Ali Agha — STRH — Analyst

    I got it. I was just saying, one, just one clarity on that. You show the capex with and then without pool closures. Can you just remind us why you show it without pool closures as well?

    Thomas A. Fanning — Chairman of the Board, President and Chief Executive Officer

    I'm sorry, pond closures. I think…

    Ali Agha — STRH — Analyst

    Pond closures, yes, I used the wrong word.

    Thomas A. Fanning — Chairman of the Board, President and Chief Executive Officer

    I'm sorry OK, sorry about that.

    Andrew W. Evans — Executive Vice President and Chief Financial Officer

    Those are plans that we're working through today with commissioners. And I think we wanted to just demonstrate what they could be with or without that particular category or their relative contribution.

    Ali Agha — STRH — Analyst

    I see. I see. D'accord. Merci beaucoup.

    Andrew W. Evans — Executive Vice President and Chief Financial Officer

    You bet.

    Opérateur

    The next question comes from the line of Michael Lapides with Goldman Sachs. Please proceed.

    Thomas A. Fanning — Chairman of the Board, President and Chief Executive Officer

    Hey, how are you?

    Michael Lapides — Goldman Sachs — Analyst

    I'm fine. Merci d'avoir répondu à ma question. I'm actually, it's two questions. First of all, how are you thinking about, when you look across the electric utility subsidiaries, kind of the post Vogtle which ones are right for incremental fleet transformation? You obviously have the plan laid out in Alabama right now for the next couple of years. How are you thinking about what happens next in Georgia and what happens next in Mississippi?

    Thomas A. Fanning — Chairman of the Board, President and Chief Executive Officer

    So we do a we do a system plan and then every individual operating company has an integrated resource plan, whatever flavor they have in their state, that essentially operationalizes in that state the overall system plan. And of course, every state commission has their own ability to modify the plan, however, they see fit. Although I think we've been generally successful showing the benefit of kind of the benefit of scale that we have and the benefit of everybody playing within that scale. And one of the things that is an obvious kind of determining factor is that The Southern Company Power Pool where everybody participates provides excellent outstanding economic value to all of our participants. So we get the benefit of a state-by-state solution, but we also get the benefit of an integrated long-term plan for generation and transmission, which is a benefit we have as an integrated system relative to the so-called organized markets. So we have scale, we have the benefit of state-by-state input and we have the benefit of kind of a recognition that it's not just generation, it's generation and transmission, and we iterate around that.

    Michael Lapides — Goldman Sachs — Analyst

    Je l'ai. D'accord. One other question, Tom. I know you're selling your stake in the Atlantic Coast pipeline, but the reality is it was a pretty small stake in what's been a pretty big project getting bigger. How are you thinking about the opportunity set for incremental gas pipeline investments, but kind of stuff that's more in your service territory or touching your service territory?

    Thomas A. Fanning — Chairman of the Board, President and Chief Executive Officer

    Well, we did Southern Natural Gas pipeline with Kinder Morgan. Thought we got a really good outcome there. We've done a few things around the margin. Drew can speak to that probably better than me. We look at this stuff. My sense is there's two big factors that's just making pipeline investment tough these days. One is kind of the environmental pushback that really shows up as regulatory or permits or what have you. That's tough, that's a tough environment. The second one is the long-term question of natural gas in the system. Look, we absolutely believe I used to say when we bought AGL Resources that natural gas is a bridge to 2050. I really believe natural gas will go beyond 2050. I think in order to achieve low to no or net-zero concepts by 2050, given how plentiful and cheap natural gas is, we're just going to have to find a way to keep it in play, but deal with the carbon atom. You know that we, by far, lead the industry in investments in that regard with Wilsonville facility is our big research and development effort, where we run the national carbon capture research center we run the international carbon capture research center. And I think the next kind of generation, the first part of that was kind of focused at coal. We're going to start doing it on gas as well.

    Michael Lapides — Goldman Sachs — Analyst

    Je l'ai. Thank you, Tom. Much appreciated. Pardon.

    Andrew W. Evans — Executive Vice President and Chief Financial Officer

    Michael, I think the only thing I'd probably add is that we have been successful in smaller additions to our current infrastructure. We're really pleased with the investment in SONAT. We think that's a very important piece of infrastructure for the southeast for reliability, in particular, for generation. We have added things like the McDonald lateral. We've talked to FERC and filed an SONAT expansion to some degree. But I think longer term, this is just a piece of infrastructure, given the difficulty for building new infrastructure that we'll rely on and be very proud that we've owned for a long period of time.

    Thomas A. Fanning — Chairman of the Board, President and Chief Executive Officer

    Yes, yes, I said another way. Looking back, boy, that was a great acquisition because it exists and it works and it serves a little over half of our system now. Hey, one other thing is just an exciting thing. I'm actually front-running and breaking a little move, but in the R&D realm, we are doing some direct air extraction of carbon. We're starting to plan that anyway. I'll be announcing that around the annual meeting, but I guess I already did. But it's some exciting work that will get us to net zero we hope by 2050.

    Michael Lapides — Goldman Sachs — Analyst

    Je l'ai. Thank you, Tom. One last one. What's intended in your growth rate for O&M? Just in terms of how should we think about kind of O&M growth at the consolidated entity over the next couple of years?

    Andrew W. Evans — Executive Vice President and Chief Financial Officer

    Our goal is to generally blade inflation throughout the planned period.

    Michael Lapides — Goldman Sachs — Analyst

    D'accord! Super. Thank you guys. Much appreciate it as always.

    Andrew W. Evans — Executive Vice President and Chief Financial Officer

    Yes, sir. Je vous remercie.

    Opérateur

    The next question comes from the line of Julien Dumoulin-Smith with Bank of America. Please proceed.

    Thomas A. Fanning — Chairman of the Board, President and Chief Executive Officer

    Hey, Julian, how are you?

    Julien Dumoulin-Smith — Bank of America — Analyst

    Hey, good afternoon saying thanks for the time. I appreciate it.

    Thomas A. Fanning — Chairman of the Board, President and Chief Executive Officer

    Good afternoon.

    Julien Dumoulin-Smith — Bank of America — Analyst

    A quick question. Coming back to the Vogtle timeline here, can you talk a little bit about the Sanmen experience on the cold and hot functional testing? Just thinking about how long was their experience in each of those phases? And maybe any of the learnings that came out of that, that we should be sort of following and you guys start to move through that for Unit three here?

    Thomas A. Fanning — Chairman of the Board, President and Chief Executive Officer

    Well, let's think about this for a minute. There were a lot of noise going on as they moved these plants into service. If you remember, there was a big celebration around premier ESG where a lot of activity just really slowed or came to a halt. And we have people on the site there. There was nothing at the site that caused any discernible reason to slow down or stop what they were doing. Now their experience from fuel load to in-service is really pretty encouraging for us. So you may remember, we talked about these management windows, our flexibility period or what have you. In the February refined aggressive site plan. We have consumed about two months of our four months of total flex time if you will. So that allows us to move the start dates of some of our milestones six weeks and still maintain our schedule on fuel load and in-service. If you look at fuel load in-service, we still have six months. Now China averaged essentially 138 days, not 180 days. So we think we can beat the 180 days. China's debt was $112 million. We, frankly, think, and we've got plans in place to beat that. Now maybe its beat it by some margin. But in all, I think we've got kind of two months of flexibility from fuel load in-service as demonstrated from China. The other thing that I just want to point out that I forget which unit it was, but some of these units when they started up they ran like a Swiss watch. They went post to post, breaker to breaker. So they performed beautifully. So we should have confidence that failing any equipment problems or anything else, which is why we do all the testing we do, we're going to get a good result. The only other thing I would just say, the regulation in the United States is way different than the regulation in China. So that may account for some differences from regime to regime.

    Julien Dumoulin-Smith — Bank of America — Analyst

    Je l'ai. And then can you just talk about the timelines here? I mean two months on cold functional, for instance. Are there any specific data points that you may be point us to and perhaps more critically, help would be probably [Technical Issues]

    Thomas A. Fanning — Chairman of the Board, President and Chief Executive Officer

    Julien, you are breaking up. Could you be could you say that again?

    Julien Dumoulin-Smith — Bank of America — Analyst

    Pardon. Hopefully, this is better. I'm thinking about the timelines here for the hot and cold functional testing. What are the public data points that we all should be looking for in the next, say, cumulatively eight months here as you work your way through them, especially given how tight they are. For instance, in the coal a couple of months for the coal functional testing as a follow-up.

    Thomas A. Fanning — Chairman of the Board, President and Chief Executive Officer

    Well, so let's yes, let's think about that. So we've just filed all this stuff in the VCM. So you could go into the Georgia process and get that material to all public. One of the things that we have heard some questions, I just want to clear that up. What we're showing here, so cold hydro testing, have the ability to begin in June and conclude or actually, as of the November schedule, you could start as late as kind of in the fall. We really don't mean to suggest that, that is the duration of the test. The cold hydro test, that is referring to the start of it. The cold hydro test itself has a duration of 19 or 20 days in total. That includes mobilization and takedown. The test itself is only seven days long, OK? The other thing let me just do high functional test too. So the hot functional test from beginning to end total duration, mobilization to take down, is like two months. The hot functional test itself is only a month. Now we show you just major milestones. I don't mean to suggest that when we finish hot functional test we go right to fuel load. There's a few other things we're going to have to do. We have between cold hydro and hot functional, there is some leak tests and a variety of other things we will be doing. If you want a more complete picture of the VCM, I think it's on page 24 of the filing has a detailed list of all those matters.

    Andrew W. Evans — Executive Vice President and Chief Financial Officer

    Julien, we'll give you a couple of interim data points as well. You'll see at the end of the first quarter our release on percent complete, which will help us better define what the start of cold hydro will be. There will also be testimony, both from ourselves and from staff-related to VCM before these events occur. And so there are a couple of interim data points that will give you a little bit better handle on it as we proceed.

    Thomas A. Fanning — Chairman of the Board, President and Chief Executive Officer

    Oui. Let me add just a couple of things. You didn't ask this, but I'm going to go ahead and offer it up in the spirit of this question. And it really goes to you guys have often asked before, what do we worry about? And I think we've been pretty consistent on productivity, particularly electrical. We said reasonable, I think, in the script here, a reasonable increase in productivity. We've been averaging kind of in the 28,000 hours per week. We expect to be able to achieve around 32,000. Remember and that's for Unit three. And remember, we I think I've drawn for a lot of you all in one-on-one this graph. And I think we've included a similar graph somewhere in the appendix to the handouts, kind of how big the capital cost curve is right now, I guess, it's on page 35, where we show that once we hit hot functional test, the exposure to cost variant logically should decrease pretty rapidly. If you go to page 35, you'll see a reasonably quick slope and a really dramatic slope for Unit four. That's because this graph shows both three and 4, all right? So we would expect to see any major cost variances occur right now. What do we worry about? What are the kind of big variances? One is hitting this electrical productivity. Again, the increase for the next six months or so for Unit three from 28,000 hours a week to 32,000. We believe it's reasonable because, as we've said a lot and you look at this curve, again, we are in the toughest period right now for electrical work.

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    We are in that reactor vessel, it's confined areas. It's a lot of material, and it's a lot of people. And so you would expect the productivity to be the worst that it should be right now. As we move out of the containment vessel into other areas of the plant, we open up scope, we open up area. We should see productivity improve. That's kind of thing one. Thing two that is on our mind right now, it's kind of next man up. Bechtel has a broad responsibility, and they've been doing a great job on this project. And I worked with Brendan Bechtel, he's a top guy. Jack Boucheron, Barban Brian and the people this side are really good folks. One of their other areas of responsibility is system subcontracts. And we talked about that two years ago, but now is the time where subcontractors under the management of Bechtel and some with us have to perform. And it's stuff that you it's not electrical and containment. It's things like coatings. It's the HVAC systems in the plant. It's insulation around the pipes where you have penetrations in walls. It's the ceiling of those penetrations. And then fire protection and others. There's actually a big laundry list of stuff. But this is the next thing that we have to perform on. So I know you didn't ask that. It's my executive caveat to answer a question that I asked. But I think it's important for everybody to understand, it's just a new phase in the project.

    Julien Dumoulin-Smith — Bank of America — Analyst

    Thanks for all the details. Bonne chance.

    Thomas A. Fanning — Chairman of the Board, President and Chief Executive Officer

    You bet. Je vous remercie. Je l'apprécie.

    Opérateur

    The next question comes from the line of Andrew Weisel with Scotiabank. Please proceed.

    Thomas A. Fanning — Chairman of the Board, President and Chief Executive Officer

    Hey, Andrew.

    Andrew Weisel — Scotiabank — Analyst

    Hey, everyone. So you've already addressed you just in the last I just want to address my first question. My second one is about the outlook for demand. You were pretty clear that you've seen flat weather-normalized sales over the last five years. What gives you the optimism that it's going to be more like flat to up 1% going forward?

    Andrew W. Evans — Executive Vice President and Chief Financial Officer

    So I think the issue I was actually I wanted to be specific in addressing was that we did see a decline in use per customer this year that seemed a bit exaggerated in my mind. And I think it mirrors an exaggerate a positive exaggeration in 2018. And so when you put those two things together we're a lot closer to smooth in terms of total net growth in total than any one of those two years would indicate. There are a number of folks in our sector that are expressing the same issue, which is that we're doing linear regression of weather normalization. And we've seen two very extreme weather years that tend to kind of bend around the curves, not to get too statistical about it. But I think our precision with which we can measure in these two instances is not great. So your question was more around long term. As we do more long-term view of growth, we think it's quite strong in the southeast. We've seen a lot of in-migration into our area, particularly in Georgia. But we are seeing efficiency, and we're measuring the capacity for efficiency, particularly in our commercial segments. And so we do take some comfort that use per customer, although we'll be growing the customer count will be declining, but not with a full offset. That's a bit of a long-winded answer. We're also seeing industrial rebound. This is the third cycle within the last 12 years of growth cycle, and we really do think that momentum is positive in the industrial segment maybe stand to that.

    Thomas A. Fanning — Chairman of the Board, President and Chief Executive Officer

    Oui. I'd like to geek out on all of it. The first derivative of all this is momentum. And in fact, we're seeing that. I've told you before, I think, that momentum showed us bottoming out a little bit, but the momentum signals were flat to negative. They've just turned a wee bit positive, six positive, three negative, one flat. And I think what you're saying in English is: Tax law change, good; reduced regulation, good; currency wars, country trade wars, bad. And now all of a sudden, we see some green shoots out of some agreements with us in Mexico, for example, North America, also with China, and there's still more to go. Now countervailing that, and a little bit of headwind is the coronavirus. But as we have seen, and we've actually talked about this at the Fed before, with the kind of pandemic that we're seeing, assuming that we get control of it, those are reasonably shallow downturns. And the recovery is pretty good. So we'll see where this one takes us. But long term, we think the fundamentals are still good, certainly, relative sense for the Southeast as compared to other places.

    Andrew Weisel — Scotiabank — Analyst

    I appreciate you putting that into words. I can understand. It's very simple. My next one next question and this is very, very minor. But you do have the comment that you'll have new shares for long-term equity options incentive comp. What's the outlook for that, either in dollars or shares per year?

    Andrew W. Evans — Executive Vice President and Chief Financial Officer

    We only have about $350 million worth of options outstanding. Robinson came it's actually a little bit lower than that, probably closer to $200 million. And we don't control the exercise of those. But I know we know that the duration is no longer than I think 2024. And so we can't gauge the timing, but we know that it all happened sometime in that time frame. About $200 million is the dollar denomination of it.

    Andrew Weisel — Scotiabank — Analyst

    Génial.

    Andrew W. Evans — Executive Vice President and Chief Financial Officer

    Je vous remercie.

    Opérateur

    Thank you next question comes from the line of Andy Levi with ExodusPoint. Please proceed.

    Thomas A. Fanning — Chairman of the Board, President and Chief Executive Officer

    Hey andy. Comment vas-tu?

    Andy Levi — ExodusPoint — Analyst

    Good. Comment vas-tu?

    Thomas A. Fanning — Chairman of the Board, President and Chief Executive Officer

    Awesome.

    Andy Levi — ExodusPoint — Analyst

    I'm just a question on cash flows. You've talked about earnings as you get further out, the $3.75 to $4 range. Again, that's not guidance, thinking about it. But just what will cash flows look like? How will they change from like where they are today to the '23, '24 time frame as the plan, stood up and running and capex business.

    Andrew W. Evans — Executive Vice President and Chief Financial Officer

    Oui. So there are a bunch of different ways to think about this. In general, though, Vogtle adds about $850 million of cash flow once it's fully embedded in rates. All of the other business units are driving at general increase in cash flow that's consistent. But if I look at this with respect to couple of things, payout ratio or FFO to debt, we're very credit conscious here in total. And I would say that both of those measures indicate improvement over the five-year plan period that's measurable and substantial. That's the way we plan.

    Thomas A. Fanning — Chairman of the Board, President and Chief Executive Officer

    Here again, Andy, you didn't ask this, but I just feel compelled to say this too. When we show our capex plan and all that, it is what we think we know. We don't have a bunch of placeholders in there. It's not pie in the sky numbers. There's an asset underlying everything that we're projecting here. Our experience has been that we tend to spend more in outer years. But we're just showing you exactly what we know. No placeholders.

    Andy Levi — ExodusPoint — Analyst

    So you're going to have $850 million of incremental net income or cash, right. Not Net income, I'm sorry, cash. And then depending on what the capex is maybe even a little bit more, let's call it, $1 billion, what do you do with that cash? Pay down debt? Do you or grow the dividend faster? I don't know what's the balance sheet is just going to look like?

    Thomas A. Fanning — Chairman of the Board, President and Chief Executive Officer

    Yes, it's all that. I mean…

    Andy Levi — ExodusPoint — Analyst

    It's coming like do you buy back stock? What do you do with that $1 billion and can you talk about longer-term, get it up to the board. But as far as once we get out of this building cycle, where would you envision the dividend growth rate to be once you get that pop in earnings and does the shareholder almost in a sense get a catch-up on the dividend?

    Andrew W. Evans — Executive Vice President and Chief Financial Officer

    First, Andy, as always, I appreciate your long-term perspective. It's very refreshing to think about the 2024s, '25s, and '26s. I would say that we will talk with our Board about the bookends of opportunity around free cash flow. And in general, we have been keeping the dividend growth slightly behind the expected growth of income in an effort to move our payout ratio down a little bit closer to the industry. We'll achieve that within this plan period. And at that point, we'll have a conversation about whether or not we grow dividends a pace with earnings. Or we on the other hand, pay down debt to improve the credit quality of the corporation. I think that the reality lies someplace in between and that we will emphasize both of those activities when we have the ability at the end of Vogtle construction.

    Thomas A. Fanning — Chairman of the Board, President and Chief Executive Officer

    Oui. And the other thing I would just say, we say it all the time, value is a function of risk and return, improving your credit metrics as a lot of value to a value accretion as does increasing earnings. And so we'll keep our eye on both of those things. The wonderful news is you're looking at a company that's going to be spinning off a boatload more cash, have much greater earnings potential and have little to no event risk.

    Andy Levi — ExodusPoint — Analyst

    I agree. Merci beaucoup.

    Thomas A. Fanning — Chairman of the Board, President and Chief Executive Officer

    Je vous remercie.

    Opérateur

    The next question comes from the line of Ashar Khan with Verition. Please proceed.

    Thomas A. Fanning — Chairman of the Board, President and Chief Executive Officer

    Hello, Jr. Good afternoon.

    Ashar Khan — Verition — Analyst

    Hi, good afternoon. Toutes nos félicitations. Tom, I'm hoping with the, I guess, this new phase, we can also return to the old phase when you were the CFO and when you gave guidance, you exceeded the always achieved the top end in the 2000 years when you were the CFO. Can I assume that under this new it's two years of good that we are back in that cycle? What whacked us that they followed you that you can be back in that cycle of as you project that you're losing toward the upper end of guidance every year going forward?

    Thomas A. Fanning — Chairman of the Board, President and Chief Executive Officer

    Yes, those are all southern people up there. Yes, look, we always have a conservative bearing to our earnings. That's the way we like it. We think we're on a great trajectory, and we'll be able to address. We put this 4% to 6% thing in place some time ago. And we think it's good to it's fit to be faithful to that. A lot of people have asked us, are you going to increase it. And certainly, if you look at a point estimate, one year going forward? Yes, sure. I mean, the math would show you that it would increase. Long term, we'll see. I think once we get out of the big project business, which I assumed when I got this job, we will be in a position where, as I just said, cash flow positive in a big way, earnings accretive in a big way, low event risk. We should be in a posture to continue to improve. Our recent performance, Ashar, first time, I think even when I was CFO, we never said on a third quarter earnings call, that we were going to exceed the range. We would always say something like, well, we expect to be at the very top of our range. We did exceed and we would have exceeded more, but for part of a settlement in the Georgia rate proceeding. Remember, we gave away some of the earnings above 12% as part of an overall really attractive global settlement. That was probably worth what, $0.04 or so this year. So I think, look, we're going to do the best we can to under-promise, over-deliver. Right now, our focus on getting Vogtle done. I'd love to get back to those days.

    Andrew W. Evans — Executive Vice President and Chief Financial Officer

    I would only reiterate that we do we are Ashar, under pressure this year because of penalty ROEs related to the construction of Vogtle which is a single-minded focus for us. And then the only thing other thing I would do is absolutely affirm the fact that Tom was the CFO 2000 years ago.

    Opérateur

    And there are no further questions. I'll turn the call back over to you.

    Thomas A. Fanning — Chairman of the Board, President and Chief Executive Officer

    Je vous remercie. Thanks, everybody. This is such an exciting time. And well, we said 2019 was such a heavy lift. You look back over that year, we had to scale up. Remember, we were all worried about getting people to the site and getting site productive. And we did hit numbers like a 160,000 hours in a month, and we did all that stuff. I think we have refined the schedule going forward at somewhere between 140,000 and 145,000. We think we can do that. We are calling for a modest increase in electrical. We think we can do that. We've got to get subcontractors under Bechtel management to perform. We think we will do that. There's a long way to go here. But boy oh boy, we're starting to see the end of the tunnel. And I'm so proud of the folks that work at Vogtle three and 4, and our partners, Bechtel on the site, good folks. So we look forward and we're going to continue to work on that like crazy. But the other thing I don't want you to forget is that this company has been performing like champions outside of the major projects. This notion that now we're the best company to work for in the industry, 14th in the United States, that we do so many good works in the community like the help to historically black colleges, like the work we're doing on the ESG front, like the folks that don't do rhetoric, we do solutions on the environmental and technology front. We're really trying to invent our future beyond just performing on the major project we have in front of us. This is, I think, what makes this company great. It's not a company run by a spreadsheet. Rather, it is a company run by a relentless focus on value as a function of risk and return, and we try to balance both those issues in doing the best we can for shareholders going forward. Man oh man, 2020 could be just a great year, and we're going through everything we can to make it that way. Thank you so much for being with us, and we'll talk to you soon. Operator, that's it.

    Opérateur

    [Operator Closing Remarks]

    Duration: 72 minutes

    Appeler les participants:

    Scott Gammill — Investor Relations

    Thomas A. Fanning — Chairman of the Board, President and Chief Executive Officer

    Andrew W. Evans — Executive Vice President and Chief Financial Officer

    Michael Weinstein — Credit Suisse — Analyst

    Sophie Karp — Keybank — Analyst

    Ali Agha — STRH — Analyst

    Michael Lapides — Goldman Sachs — Analyst

    Julien Dumoulin-Smith — Bank of America — Analyst

    Andrew Weisel — Scotiabank — Analyst

    Andy Levi — ExodusPoint — Analyst

    Ashar Khan — Verition — Analyst

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    Julien