Buenos días a todos y gracias por su espera. Bienvenidos a la conferencia de resultados del segundo trimestre de 2020 de Eversource Energy. En este momento, todos los participantes se encuentran en modo de solo escucha. Tras la presentación de los ponentes, habrá una sesión de preguntas y respuestas. A continuación, oirán un mensaje indicando que su mano ha sido levantada. Para retirar su pregunta, por favor, pulse 11 de nuevo. Les informamos de que la conferencia de hoy está siendo grabada.

Ahora es un placer para mí ceder la palabra a la Vicepresidenta de Relaciones con Inversores, Rima Hyder. Por favor, proceda.

Buenos días y gracias por acompañarnos hoy en nuestra conferencia de resultados del segundo trimestre de 2020. Durante esta llamada, haremos referencia a las diapositivas que están disponibles en nuestro sitio web en eversource.com.

Como pueden ver en la Diapositiva 1, algunas de las declaraciones realizadas durante esta llamada con inversores pueden tener carácter prospectivo. Estas declaraciones se basan en las expectativas actuales de la dirección y están sujetas a riesgos e incertidumbres, lo que puede provocar que los resultados reales difieran materialmente de las previsiones y proyecciones. No asumimos ninguna obligación de actualizar o revisar ninguna de estas declaraciones.

La información adicional sobre los diversos factores que pueden causar que los resultados reales difieran, así como nuestra explicación de las medidas no GAAP y cómo estas concilian con los resultados GAAP, se encuentra en nuestro comunicado de prensa, en las diapositivas que publicamos anoche y en nuestros informes 10-Q y 10-K más recientes.

Hoy nos hablarán Joe Nolan, nuestro chairman, presidente y chief executive officer, y John Moreira, nuestro Executive Vice President, CFO y Treasurer. Nos acompaña hoy también Jay Buth, nuestro vice president, controller y chief accounting officer. Le cedo la palabra ahora a Joe.

Gracias, Rima. Buenos días a todos y gracias por acompañarnos. Comenzando en la Diapositiva 4, a medida que completamos la mitad del año, estamos satisfechos con el progreso extraordinario que hemos logrado este trimestre. Nuestro equipo está centrado en ejecutar las prioridades que hemos establecido durante el último año, incluyendo la finalización de la venta de Aquarion, la obtención de un sólido rendimiento operativo y el fortalecimiento del balance general. Al mismo tiempo, seguimos avanzando en las inversiones necesarias para respaldar sistemas de electricidad y gas natural más seguros, fiables y resilientes para nuestros clientes.

Como pueden ver en la diapositiva 5, tenemos varios logros recientes. Desde la perspectiva de resultados, hemos registrado unos beneficios recurrentes por acción del segundo trimestre de 0,87 $, en línea con nuestras expectativas, y reafirmamos nuestra guía de crecimiento del EPS a largo plazo del 5 % al 7 %. También hemos cumplido con el mantenimiento de una sólida base financiera, lo cual es un objetivo prioritario para nosotros. Nuestro enfoque disciplinado en la asignación de capital y la gestión del balance nos sigue posicionando favorablemente para financiar inversiones críticas en infraestructura, preservando al mismo tiempo la flexibilidad financiera necesaria para sustentar el crecimiento a largo plazo. El reciente cambio de Moody's en nuestra perspectiva de negativa a estable es un testimonio de nuestra ejecución constante y nuestro compromiso con el fortalecimiento de nuestro balance, así como de la sostenibilidad de nuestra estrategia financiera para respaldar nuestro crecimiento a largo plazo.

Seguimos progresando en las iniciativas clave que generarán un mayor crecimiento para nuestro negocio y reducirán aún más el perfil de riesgo de la empresa. En primer lugar, hemos completado la venta de Aquarion, la cual resultó en unos ingresos netos de $1.7 billion. Esta venta representó un hito significativo para fortalecer nuestra posición estratégica como una empresa de servicios públicos de "pipes and wires" regulados. Nos permite optimizar nuestra cartera al centrarnos en nuestras operaciones principales de electricidad y gas natural en New England, mientras reinvertimos el capital de manera eficiente en beneficio de nuestros clientes.

En segundo lugar, el proyecto Revolution Wind continúa progresando, encontrándose en etapas avanzadas de construcción y puesta en marcha. Como hacemos cada trimestre, seguimos evaluando nuestro pasivo contingente asociado con la venta de Revolution Wind. Basándonos en las proyecciones de costes revisadas de los costes totales de construcción, que incluyeron incrementos derivados de 2 órdenes de paralización de obra, reconocimos un cargo posterior a impuestos de 164 millones de dólares en el segundo trimestre para aumentar este pasivo. Como Austin ha declarado anteriormente, el proyecto va por buen camino para alcanzar su fecha de operación comercial a finales de este año.

Por último, en cuanto a la decisión de la FERC sobre el ROE, hemos tomado múltiples medidas para abordar esta resolución, incluyendo la apelación ante la FERC y el Tribunal de Apelaciones de DC. Prevemos que la FERC tomará una decisión sobre el ROE prospectivo antes del 30 de noviembre. John explicará el proceso y el cronograma de la apelación judicial.

Una cosa es segura: ahora, más que nunca, la región de New England necesita más inversión en transporte y las empresas de servicios públicos necesitan un entorno regulatorio predecible para atraer capital a largo plazo. Para financiar estas inversiones en beneficio de los clientes. Nuestras inversiones en transporte han generado miles de millones de dólares en ahorros para los clientes a lo largo de los años. Al eliminar costes significativos por congestión para la región y, al mismo tiempo, hacer que la red sea más resiliente. Vemos una amplia necesidad y oportunidades para la inversión en infraestructura de transporte. Para aliviar aún más los costes generales para los clientes.

De hecho, como pueden observar en la diapositiva 6, tras una evaluación exhaustiva de 6 ofertas presentadas en respuesta al RFP de planificación de transmisión a largo plazo de 2025 de ISO New England, ISO New England ha seleccionado de forma preliminar la propuesta conjunta presentada por Eversource y Avangrid como la solución preferente. Este proyecto de transmisión está diseñado para aumentar la capacidad de transmisión entre Maine y New Hampshire, al tiempo que refuerza la interfaz de transmisión entre el norte y el sur de New England. La participación de Eversource en el proyecto de $2.2 billion es de aproximadamente $700 million, con una fecha de entrada en servicio prevista para 2032.

Aún quedan pasos significativos por delante antes de alcanzar una solución definitiva en los próximos meses. Si este proyecto resulta exitoso, ayudará enormemente a abordar el desafío de la asequibilidad que enfrenta New England, al permitir un aumento de la oferta y mitigar los costes de congestión. Esto supondría la segunda adjudicación de una licitación competitiva de transmisión para Eversource, tras el proyecto de estudio de la solución Boston 2028 en 2020. Dicho proyecto fue completado con éxito por Eversource antes de lo previsto y por debajo del presupuesto.

Como hemos indicado anteriormente, las empresas de servicios públicos tradicionales están en una posición única para ofrecer soluciones de transporte de energía fiables y rentables para la región, aprovechando su experiencia operativa, la infraestructura existente y las relaciones establecidas con las partes interesadas y las comunidades. Este es otro ejemplo de nuestro firme enfoque como una empresa de servicios públicos de "pipes and wires" pura: ofrecer soluciones rentables que aporten beneficios a los clientes.

Pasando al frente regulatorio de Connecticut, en la Diapositiva 7. Esta semana recibimos nuestra decisión final sobre los costes por tormentas y nos complace poder proceder ahora con la financiación mediante titulización. Esto con el fin de permitir la recuperación de dichos costes por tormentas, algo que tenemos la intención de ejecutar lo antes posible.

También presentamos nuestra revisión de tarifas de CLMP a principios de este mes, la primera en casi una década. Nuestra propuesta crea un camino sostenible hacia adelante que equilibra la asequibilidad con las inversiones necesarias para mantener y fortalecer el sistema eléctrico del que depende Connecticut. Una red eléctrica segura, fiable y resiliente es la piedra angular de la economía del estado y permite alcanzar muchos objetivos importantes, incluyendo la reducción de carbono y la electrificación. La decisión de esta revisión de tarifas definirá la infraestructura eléctrica del estado durante la próxima década.

Y preparar el estado para el crecimiento económico futuro. Durante los últimos 10 años, nuestros clientes en Connecticut han disfrutado de una mayor fiabilidad. Esto es un resultado directo de nuestras inversiones estratégicas en el sistema eléctrico. Se requiere una inversión continua para mantener el nivel de fiabilidad asequible y resiliencia que los clientes han llegado a esperar. Esto incluye abordar la infraestructura envejecida que se acerca al final de su vida útil, responder a eventos meteorológicos severos más frecuentes e impredecibles, y realizar las mejoras necesarias para soportar la creciente demanda de electricidad en el estado.

Desde nuestro último proceso de fijación de tarifas en 2017, hemos invertido más de 4 mil millones para mejorar y modernizar nuestra infraestructura de distribución eléctrica que presta servicio a nuestros 1,3 millones de clientes en 157 ciudades y pueblos de Connecticut. En nuestra solicitud de tarifas, hemos demostrado claramente cómo nuestros clientes en Connecticut se han beneficiado directamente de las inversiones que hemos realizado. Casi la mitad de todas las interrupciones de suministro experimentadas por los clientes en 2025 fueron restablecidas de forma remota en cuestión de minutos. La experiencia media del cliente es de una interrupción aproximadamente cada 2 años, lo que supone una mejora del 15% desde 2017. Además, estimamos que el año pasado se evitaron más de 1,5 millones de interrupciones de suministro en todo Connecticut gracias a la tecnología automatizada instalada en el sistema.

Y, por último, mediante iniciativas específicas como la actualización de sistemas y la mejora de la formación en la explotación de los mismos, hemos incrementado en un 14% nuestra precisión en la determinación y comunicación de los tiempos estimados de restauración durante las interrupciones desde 2017. Esto ha dado como resultado una información más clara y coherente para los clientes.

Al mismo tiempo, reconocemos la importancia de mantener las facturas de energía lo más manejables posible y nos comprometemos a trabajar con nuestros reguladores y otras partes interesadas en todos nuestros territorios de servicio para lograr el equilibrio adecuado entre invertir en el futuro del sistema energético y generar valor para nuestros clientes y las comunidades a las que servimos. La asequibilidad y la fiabilidad están conectadas. Un sistema eléctrico que se permite degradar se vuelve menos fiable y, con el tiempo, más caro de mantener y reparar. Este equilibrio entre asequibilidad y fiabilidad puede lograrse mediante operaciones eficientes, un control de costes riguroso e inversiones estratégicas para maximizar el valor del cliente a largo plazo al menor coste razonable. Nuestro enfoque ha sido realizar inversiones estratégicas y proactivas que aborden la infraestructura envejecida de manera rentable mucho antes de que falle.

Desde una perspectiva regional, otra de nuestras áreas de enfoque es el suministro de energía, el cual sigue siendo el mayor desafío para la asequibilidad de los clientes. Si bien no controlamos ni obtenemos beneficios del suministro de energía, queremos ser una parte integral de la conversación para reducir los costes de nuestros clientes. Aportar generación adicional a la región es fundamental para reducir los costes de suministro de energía para los clientes eléctricos.

Desde el año pasado, Eversource ha apoyado directamente la incorporación de 2,5 mil MW de nueva generación en la región. Actualmente, el 80% de esta nueva generación está en funcionamiento. Si bien este es un gran paso adelante para la región, sabemos que necesitamos más para satisfacer la creciente demanda eléctrica en todo New England. De hecho, si queremos aprovechar las oportunidades económicas en torno a los data centers y darles la bienvenida a la región, la generación adicional y la expansión de la capacidad de gas son fundamentales.

El crecimiento del suministro de energía junto con la demanda ayudará a moderar los aumentos de costes. Preservar la fiabilidad del sistema y garantizar que todos los clientes se beneficien del crecimiento, en lugar de asumir el coste de los recursos limitados. Es por esto que apoyamos una estrategia integral que abarque todos los puntos anteriores para abordar la asequibilidad de la energía, evaluando todas las oportunidades, incluyendo la identificación de nuevas fuentes de suministro de energía en la región.

Otro aspecto destacado para nosotros este trimestre fue la publicación de nuestro informe anual de sostenibilidad, tal como se muestra en la diapositiva 8. El informe pone de manifiesto nuestro liderazgo continuo en la construcción de un futuro de energía limpia, fomentando un entorno laboral que prioriza la cultura y el compromiso, la protección del medio ambiente y el apoyo a las comunidades a las que servimos.

En general, nos sentimos alentados por el progreso significativo que hemos logrado durante la primera mitad del año, lo cual es resultado de nuestro enfoque continuo en la ejecución de nuestras prioridades clave. La solidez de nuestras operaciones, la dedicación de nuestros empleados y la disciplina con la que estamos ejecutando nuestra estrategia nos dan confianza en nuestra capacidad para cumplir con nuestros compromisos para el resto del año y seguir creando valor a largo plazo para nuestros stakeholders. Cedo ahora la palabra a John para que analice nuestros resultados financieros y perspectivas, así como para ofrecer una actualización regulatoria.

Gracias, Joe, y buenos días a todos. Esta mañana, revisaré nuestros resultados de ganancias del segundo trimestre de 2020. Presentaré una actualización sobre los asuntos regulatorios y analizaré el progreso de nuestro balance y el plan de financiación. Comenzaré con nuestros resultados del primer trimestre en la Slide 10.

Nuestras ganancias GAAP para el segundo trimestre fueron de 0,14 dólares por acción, en comparación con las ganancias GAAP de 0,96 dólares por acción en el segundo trimestre de 2020. Los resultados GAAP del trimestre se vieron afectados por un cargo no monetario después de impuestos de 111,4 millones de dólares, o 0,30 dólares por acción, relacionado con el valor contable de Aquarion Water Company, ya que hemos cerrado la venta. Los resultados también incluyen un cargo después de impuestos de 164 millones de dólares, o 0,43 dólares por acción, relacionado con un aumento en nuestro pasivo contingente estimado de energía eólica marina. Excluyendo estos cargos, nuestras ganancias no GAAP o recurrentes fueron de 0,87 dólares por acción en el trimestre, frente a las ganancias GAAP y no GAAP de 0,96 dólares por acción en el segundo trimestre de 2020.

La disminución de los beneficios recurrentes respecto al año anterior se debe principalmente a menores beneficios en los segmentos de Electric Transmission y Gas Distribution. La reducción de los beneficios en el negocio de transmisión fue impulsada principalmente por la disminución de la tasa base de ROE ordenada por la FERC en marzo. Los menores beneficios en el segmento de distribución de gas se vieron afectados por un beneficio del año anterior por gastos recuperables. Estos resultados se vieron parcialmente compensados por el aumento de los beneficios en el segmento de Electric Distribution gracias a mayores ingresos por distribución eléctrica. Nuestros resultados en el segmento de parent and other se mantuvieron estables en comparación con el año anterior.

Pasando a la actualización regulatoria en la Slide 11. Permítanme empezar con la presentación del caso de tarifas de CL&P que realizamos el 14 de julio. Una solicitud de tarifas que equilibra la asequibilidad y la fiabilidad para nuestros clientes. Esta fue la primera solicitud general de tarifas para CL&P desde 2017. La solicitud de tarifas calcula un déficit de ingresos de $451 millones, reflejando una tasa de ROE propuesta del 10,25%. El aumento propuesto resultaría en un impacto del 11% en la factura total del cliente.

Aproximadamente el 90% de este déficit de ingresos está relacionado con inversiones de capital para la resiliencia ante futuras tormentas, costes de restauración por tormentas, depreciación e impuestos. Solo el 11% del déficit de ingresos presentado corresponde al aumento de O&M desde nuestro último incremento de tarifas. En comparación con la inflación, esto representa unos 45 millones de dólares en gastos que se han evitado para nuestros clientes. Estamos orgullosos de cómo la presentación demuestra nuestro compromiso con el control de costes. Además, como explicó Joe, hemos demostrado claramente en esta presentación que podemos ofrecer sólidos beneficios de fiabilidad de manera asequible. Nuestros clientes y nuestros reguladores necesitan saber que, cuando realizamos inversiones en nuestro sistema, estas se llevan a cabo para proteger la seguridad, mejorar la fiabilidad y alcanzar los objetivos de política estatal de la manera más eficiente y rentable posible. La presentación también propone un mecanismo PBR plurianual que protege contra futuros choques en las tarifas.

Este mecanismo de PBR proporcionaría incrementos graduales en las tarifas a lo largo del tiempo y garantizaría que las facturas de los clientes reflejen el coste justo de la actividad comercial. En el documento presentado, hemos incluido un plan para la implementación de AMI en Connecticut, con una inversión de capital de casi $1.000 millones y unos gastos de O&M de $300 millones. Como se detalla en nuestra presentación, AMI aportaría beneficios a los clientes que superarían este coste estimado.

Por último, me gustaría destacar el desarrollo económico y las tarifas de las bombas de calor propuestas en nuestra presentación. Estas tarifas se diseñaron tras años de trabajo cercano con las partes interesadas y los responsables políticos de Connecticut para alinear nuestro diseño de tarifas con las necesidades de los clientes y la política del estado.

Pasando brevemente a New Hampshire. Quiero mencionar el ajuste de la tarifa base anual que fue aprobado el 21 de julio. Recordarán que, como parte de nuestro caso de tarifas en New Hampshire, propusimos un plan PBR plurianual. La orden de julio aprobó un aumento de aproximadamente $24 millones que entrará en vigor el 1 de agosto. Este es otro ejemplo de cómo un mecanismo PBR bien diseñado puede ayudar a moderar las tarifas a largo plazo.

Pasando a la Diapositiva 12. Me gustaría ponerles al día sobre la decisión de la FERC sobre el ROE. Dicha decisión se emitió en marzo y redujo la tasa base de ROE de transmisión, además de ordenar un reembolso retroactivo de más de una década. Hemos presentado varias solicitudes ante la FERC y ante los tribunales impugnando esta decisión. Como parte de estas acciones, recibimos la aprobación de la FERC para prorrogar el reembolso hasta mediados de 2020. También hemos intensificado nuestra impugnación mediante una petición de revisión y una moción para suspender la decisión de la FERC ante el Tribunal de Apelaciones del Circuito de DC.

En nuestras presentaciones de junio ante el Tribunal de Apelaciones del Circuito de DC, planteamos múltiples argumentos. En primer lugar, sostenemos que la FERC excedió su autoridad al ordenar un reembolso por un periodo superior a los 15 meses permitidos por la ley federal de energía (federal power act). En segundo lugar, la FERC no declaró que las tarifas del 11.14% o del 10.57% fueran injustas e irrazonables hasta marzo de este año. En tercer lugar, que la FERC negó a Eversource y a otros propietarios de redes de transmisión de New England la oportunidad de un debido proceso al retrasar su decisión durante casi una década, en respuesta a una orden de devolución de un tribunal superior. Y, por último, argumentamos que la FERC fijó una tasa de ROE del 9.57%, la cual se encontraba en un rango que previamente se consideró injustamente bajo. El Tribunal de Apelaciones del Circuito de DC considerará nuestros argumentos y las acciones de la FERC durante los próximos meses.

Continuando con el tema de la FERC en la diapositiva 13, me gustaría ofrecer una actualización sobre la presentación de la Sección 205 que realizamos ante la FERC el 30 de abril para determinar la tasa prospectiva de ROE. Como recordatorio, nuestra presentación calculó la nueva tasa base de ROE del 11.39% utilizando la metodología de ROE existente de la FERC y actualizándola únicamente para reflejar las condiciones actuales del mercado. Tal como exige la ley, la FERC emitió su orden en respuesta a nuestra presentación de la 205 el 29 de junio, aceptando y suspendiendo las revisiones de las tarifas y estableciendo un procedimiento de audiencia documental. La orden de la FERC estuvo en línea con nuestras expectativas, suspendiendo la implementación de la tasa de ROE solicitada por el periodo máximo de 5 meses permitido por la ley.

Los siguientes pasos en este proceso son que las partes presentarán los escritos iniciales antes del 28 de agosto y los escritos de réplica antes del 28 de septiembre. Se espera que una nueva tasa ROE entre en vigor el 30 de noviembre.

Pasamos a la Diapositiva 14. Para una actualización sobre la financiación. Seguimos enfocados en mejorar la situación de nuestro balance. Nos complace haber cerrado la venta de Aquarion el 30 de junio, generando un beneficio neto en efectivo para Eversource de $1.7 mil millones. Estos fondos se utilizarán para amortizar deuda en la sociedad matriz. El cierre de la transacción de Aquarion deja nuestro balance en una posición mucho más sólida y, por el momento, no prevemos cambios en nuestros planes de financiación descritos en esta diapositiva.

Nuestras necesidades de capital durante el periodo de previsión de 5 años se mantienen en el rango de 800 millones a 1.100 millones de dólares y no prevemos emitir ningún capital durante el resto de este año. Seguimos considerando diversas soluciones de deuda y financiación alternativa para nuestras necesidades futuras, incluyendo la titulización de los costes por tormentas diferidos tanto en Connecticut como en New Hampshire.

A continuación, en la Diapositiva 15, me gustaría compartir la última reafirmación de nuestra estrategia financiera. Esta consiste en que nuestras métricas de FFO respecto a la deuda se mantienen sólidas. Nuestros últimos ratios de FFO a deuda al 30 de junio de 2026 son del 14,3% y 15,7% para S&P y Moody's, respectivamente. En consonancia con nuestro compromiso, estos resultados están cada uno por encima de los umbrales de rebaja en más de 100 puntos básicos. También nos complació mucho que Moody's cambiara la perspectiva de Eversource y NSTAR Electric de negativa a estable, en reconocimiento de lo que hemos logrado recientemente. Estas medidas objetivas reflejan la ejecución exitosa de nuestra estrategia de financiación comunicada previamente.

Mirando la Diapositiva 16. Nos alienta la decisión final sobre los costes por la tormenta que recibimos de PURA hace 2 días. De los aproximadamente $975 millones que solicitamos, PURA aprobó aproximadamente $870 millones. PURA está difiriendo $60 millones en costes por la tormenta a la espera de la finalización de una revisión de auditoría por parte de un tercero y una auditoría, y $40 millones en exclusiones. De los $870 millones aprobados, aproximadamente $200 millones ya se han recuperado en las tarifas. Esto da como resultado aproximadamente $670 millones que se espera que sean titulizados. PURA no aprobó la recuperación de los gastos de mantenimiento que solicitamos. Estamos evaluando nuestras opciones y los siguientes pasos.

Con esta decisión final, ya podemos avanzar en el proceso de titulización, comenzando con la presentación de nuestro plan de financiación ante la PURA a principios del otoño. Tras las audiencias y la revisión de la PURA, prevemos recibir una decisión final sobre el plan de financiación en el primer trimestre del próximo año. Esto nos permitirá iniciar la revisión de las agencias de calificación, presentar la declaración de registro ante la SEC y comenzar la comercialización. Una vez completados esos pasos, anticipamos la entrada de efectivo en aproximadamente 1 año.

A continuación, permítanme reafirmar nuestro plan de capital de 5 años de $21.5 billion, como se muestra en la Slide 17. Esto refleja nuestras inversiones en infraestructura de servicios públicos por segmento durante 5 años hasta 2028.

Quisiera señalar que ya hemos reflejado el aumento potencial en nuestras previsiones de capital derivado del anuncio de la decisión preliminar de ISO sobre la selección de la RFP de transmisión. Así como también el de AMI en Connecticut.

Pasando a la Diapositiva 18. Reafirmamos nuestro rango de guidance de EPS no GAAP de $4.52 a $4.72 por acción para 2026. Este guidance fue revisado en marzo debido a la tasa de ROE base más baja del 9.57%, así como a la venta de Aquarion.

Por último, en la Diapositiva 19, mantenemos la confianza en nuestra capacidad para generar un crecimiento de beneficios hacia la mitad superior de nuestro objetivo a largo plazo de entre el 5% y el 7% hasta 2028. Cabe señalar que esta previsión asume actualmente la tasa de ROE base del 9,57% para las inversiones en transporte.

Como pueden observar en esta diapositiva, hemos ejecutado muchas de nuestras iniciativas clave. Gracias a la mejora en los resultados regulatorios, como la securitización de los costes por tormentas tanto en Connecticut como en New Hampshire, los resultados de la solicitud del caso de tarifa CLMP a mediados de 2020 y la venta de Aquarion, confiamos en nuestra capacidad para lograr un mayor crecimiento a medida que avanzamos. Con esto, me gustaría devolver la palabra al operador para la sesión de preguntas y respuestas.