Damas y caballeros, gracias por su espera. Mi nombre es Rob y soy su operador de eventos el día de hoy. Me gustaría dar la bienvenida a todos a la conferencia de hoy, la conferencia telefónica y transmisión web de resultados del segundo trimestre de 2026 de Public Service Enterprise Group. [Instrucciones del operador]

Como recordatorio, esta conferencia se está grabando hoy, 4 de agosto de 2026, y estará disponible para su reproducción como webcast de audio en el sitio web de Investor Relations de PSEG en https://investor.pseg.com. Ahora me gustaría ceder la palabra a Carlotta Chan. Adelante, por favor.

Buenos días y bienvenidos a la presentación de resultados del segundo trimestre de 2026 de PSEG. En la llamada de hoy nos acompañan Ralph LaRossa, Presidente y CEO; y Dan Cregg, Vicepresidente Ejecutivo y CFO. El comunicado de prensa, los anexos y las diapositivas para la sesión de hoy están publicados en nuestro sitio web de IR en investor.pseg.com, y nuestro formulario 10-Q se presentará más tarde hoy.

El informe de resultados de PSEG y otros asuntos tratados durante la llamada de hoy contienen declaraciones y estimaciones prospectivas que están sujetas a diversos riesgos e incertidumbres. También analizaremos los beneficios operativos no GAAP, que difieren del beneficio o pérdida neta reportada de acuerdo con los principios de contabilidad generalmente aceptados o GAAP en los Estados Unidos. Incluimos las conciliaciones de nuestras medidas financieras no GAAP y un descargo de responsabilidad relativo a las declaraciones prospectivas en nuestro sitio web de IR y en los materiales de hoy.

Tras nuestras declaraciones preparadas, llevaremos a cabo una sesión de preguntas y respuestas de 30 minutos. Ahora cedo la palabra a Ralph LaRossa.

Gracias, Carlotta, y gracias por acompañarnos para revisar los resultados del segundo trimestre de 2026 de PSEG. Comenzando con nuestros resultados financieros, PSEG reportó un beneficio neto de $0.67 por acción y unas ganancias operativas no GAAP de $0.86 por acción, lo que eleva nuestros resultados del primer semestre a $2.15 por acción de beneficio neto y $2.41 por acción de ganancias operativas no GAAP.

Nuestras inversiones continuas en la sustitución de sistemas, la fiabilidad y la eficiencia energética de PSE&G fueron los principales motores del crecimiento de nuestros resultados financieros en el segundo trimestre. Y en PSEG Power, el aumento de los precios de mercado realizados, junto con una mayor generación nuclear y operaciones de gas, compensaron con creces la ausencia de los programas de Certificados de Emisiones Cero que concluyeron en mayo de 2025.

Dado que los resultados del primer semestre de 2026 se ajustan a lo previsto, nos complace reafirmar nuestra previsión de beneficios operativos no GAAP para todo el año en el rango de $4.28 a $4.40 por acción.

Nuestros resultados operativos podrían haber sido incluso mejores, ya que gestionamos con éxito una de las restauraciones tras tormentas más desafiantes en la historia de nuestra compañía. Durante el fin de semana festivo del 4 de julio, una serie de olas de calor y tormentas eléctricas sucesivas azotaron nuestra zona de servicio, acompañadas de vientos de más de 70 miles per hour. PSE&G restableció el servicio a aproximadamente 380,000 clientes, y casi la totalidad de ellos recuperó la energía en menos de 24 horas tras el corte, lo que demuestra el valor de nuestras inversiones en la fiabilidad del sistema y el firme compromiso de nuestras cuadrillas con nuestros clientes.

Los esfuerzos de restauración ininterrumpidos de PSE&G fueron liderados por más de 330 equipos y respaldados por más de 10 millones de comunicaciones proactivas a los clientes. Además de agradecer a nuestros empleados que participaron en la respuesta ante la tormenta, también quiero destacar que llevamos a cabo este esfuerzo de restauración de varios días con un excelente historial de seguridad y proporcionamos equipos de PSE&G para ayudar a las empresas de servicios públicos vecinas con sus propias restauraciones. Apoyamos y damos la bienvenida a la próxima revisión de nuestra respuesta ante la tormenta por parte de la New Jersey Board of Public Utilities, y mañana, 5 de agosto, les presentaremos un informe exhaustivo sobre el rendimiento posterior al evento.

Durante la ola de calor, PSE&G alcanzó una carga máxima de verano de 10.446 megavatios, el nivel más alto en 14 años, y activó la respuesta a la demanda, que forma parte de nuestros programas Clean Energy Future, durante tres eventos distintos a principios de julio, ayudando a mantener bajos los costes energéticos máximos para los clientes.

Nuestros programas Clean Energy Future generan ahora más de $1.000 millones en ahorros anuales para los clientes, ayudando a casi 525.000 clientes residenciales y comerciales a ahorrar energía y reducir sus facturas de servicios públicos desde que iniciamos el programa CEF-EE en octubre de 2020. Nuestras inversiones en EE también hanSupported aproximadamente 9.300 puestos de trabajo en todo el estado durante los últimos 6 años, incluyendo una red de más de 1.000 aliados comerciales y sindicales. Estamos orgullosos de nuestro sólido desempeño hasta la fecha en este programa, incluyendo el éxito de nuestros programas de empleo, entre los que se incluye el uso de mano de obra sindical para estas tareas.

Prevemos presentar nuestra propuesta para implementar el marco recientemente adoptado por la BPU para una extensión de un año del EE2 Triennium antes del 30 de septiembre. Y más buenas noticias para los clientes: este mes, estamos implementando créditos en las facturas residenciales de acuerdo con la Executive Order 1 y continuando con el reembolso programado de 12 meses de aproximadamente $166 millones del Zero Emission Certificate que comenzó en junio. PSE&G también ha presentado una solicitud ante la BPU para reducir las facturas de gas residencial en más de un 5% a partir del 1 de octubre, continuando con el beneficio para nuestros clientes de tener las facturas de gas más bajas en New Jersey y en la región.

También nos complace mencionar que PJM presentó una solicitud ante la FERC en junio para implementar un cambio prospectivo favorable en las normas de asignación de costes de transporte, con efecto a partir del 1 de junio de 2026. Basándonos en los datos públicos de PJM, este cambio prospectivo resultará en un beneficio de aproximadamente 33 millones de dólares para nuestros clientes de transporte por zonas durante el periodo comprendido entre el 1 de junio y el cierre del ejercicio 2026, con un beneficio anual prospectivo previsto de aproximadamente 65 millones de dólares. Este es otro ejemplo de cómo seguimos abogando en nombre de nuestros clientes.

Desde la investidura de la gobernadora Sherrill, su administración se ha centrado en la asequibilidad en New Jersey. La primera orden ejecutiva de la gobernadora instruyó a la BPU para que estudiara la modernización del modelo de negocio de las empresas de servicios eléctricos. El mes pasado, la BPU publicó su informe de consultoría, lo que también marcó la conclusión de la Fase 1 de esta directiva. Aunque no se emitió ninguna recomendación formal, se destacaron varios ejemplos de marcos regulatorios prometedores de otros estados y múltiples reformas. Estas incluyeron planes de tarifas plurianuales, tarifas basadas en el rendimiento, métricas de incentivos por desempeño, mecanismos de participación de beneficios, desacoplamiento (decoupling) y mecanismos de ahorro compartido; elementos que pueden fomentar una mayor alineación y transparencia entre el modelo de negocio de las empresas de servicios, los objetivos de la política energética estatal y la asequibilidad en el estado.

La BPU pasará ahora a la Fase 2 de este proceso, la cual se espera que se centre en la disciplina de costes, la modernización de la financiación, la focalización de incentivos y ahorros compartidos, y la implementación de una regulación de tarifas basada en el rendimiento. PSE&G participará plenamente en este procedimiento y esperamos presentar comentarios antes del 18 de septiembre. Nos alienta la evaluación equilibrada del informe sobre la medida en que los cambios en el modelo de negocio pueden abordar la asequibilidad, así como el hecho de que el informe destaque el valor de utilizar múltiples criterios en su toma de decisiones.

A medida que nos preparamos para los próximos procedimientos con las partes interesadas, sumado al creciente desfase regulatorio derivado de nuestro año de prueba histórico y nuestro sólido programa de capital, creemos que existe una oportunidad para conciliar el llamado del Gobernador Sherrill a una mayor rendición de cuentas y transparencia con nuestro requisito regulatorio de recuperar el capital invertido de manera prudente y actualizar nuestro coste de servicio. El último caso de tarifa base de PSE&G, resuelto en octubre de 2024, estableció el requisito de presentar nuestro próximo caso base a más tardar en 2029.

Sin embargo, hemos afirmado anteriormente que podríamos presentar la solicitud antes si las condiciones lo justificaran. Teniendo en cuenta que hemos añadido una cantidad significativa de base de tarifa de distribución en un momento en que ha habido menos programas de inversión en infraestructuras, la alternativa son casos de tarifa base más frecuentes. Como resultado, PSE&G prevé actualmente presentar la solicitud para actualizar las tarifas base antes de que finalice el año 2026.

Pasando ahora a PSEG Power. PSEG Nuclear también tuvo un buen desempeño durante el trimestre, suministrando a la red 7,8 teravatios-hora de generación de base, libre de carbono y disponible las 24 horas del día, y logrando un factor de capacidad del 92% que incluyó la segunda ejecución consecutiva de breaker-to-breaker en Salem Unit 2.

Como se esperaba ampliamente, la última subasta de capacidad de PJM se fijó en 325 $ por megavatio-día, el límite superior del collar de precios, y quedó 6,8 gigavatios por debajo del requisito de fiabilidad objetivo de PJM. Este collar se mantendrá vigente durante la próxima subasta de diciembre de 2026, cubriendo los precios de capacidad hasta mediados de 2030. El precio sin límite en la última subasta habría sido de 555 $ por megavatio-día, pero el margen de reserva sigue estando muy por debajo del requisito de fiabilidad de PJM.

Seguimos revisando las recientes presentaciones de PJM que detallan la adquisición del respaldo de fiabilidad y las normas de IRAS, el Interim Resource Adequacy Service, anteriormente conocido como Connect and Manage, incluyendo la entrega de PJM a la FERC el pasado viernes. Como parte de la fase bilateral del RBP de PJM, PSEG Power presentó recientemente varias propuestas de proyectos en toda la región que podrían calificar como nueva generación despachable que podría combinarse con nuevas cargas de gran tamaño a través de contratos bilaterales.

Pasando a la suficiencia de recursos a largo plazo aquí en New Jersey, el gobernador Sherrill firmó recientemente la ley Power New Jersey Act, estableciendo un nuevo proceso de adquisición nuclear en la BPU para obtener al menos 1.100 megavatios a través de un programa respaldado por el estado. Como único operador de las instalaciones de generación nuclear existentes en New Jersey, PSEG Nuclear ha estado participando en esfuerzos para permitir el desarrollo nuclear nuevo en nuestro emplazamiento en Salem County desde 2016, cuando obtuvimos un Early Site Permit de la U.S. Nuclear Regulatory Commission, uno de los únicos 6 emitidos actualmente en los Estados Unidos.

Creemos que la nueva generación nuclear representa una solución sólida a largo plazo para abordar las crecientes necesidades de suficiencia de recursos de New Jersey y apoyar el desarrollo económico en el sur de New Jersey, y un marco de éxito para la nueva energía nuclear requerirá una asignación adecuada del riesgo del proyecto. Al mismo tiempo, PSEG Power continúa las conversaciones con las partes interesadas que ven valor en nuestra producción nuclear existente, las futuras actualizaciones nucleares y otras oportunidades de generación.

En resumen, nuestros equipos han logrado sólidos resultados financieros y operativos durante el segundo trimestre y el primer semestre de 2026, lo que nos ha permitido mantener la guidance de beneficios operativos no GAAP de PSEG para el ejercicio completo de 2026.

También reafirmamos la perspectiva de crecimiento de los beneficios operativos no GAAP de PSEG a 5 años del 6% al 8% hasta 2030, a medida que seguimos buscando oportunidades adicionales a nuestro pronóstico a largo plazo, incluyendo la posibilidad de contratar nuestra producción nuclear bajo acuerdos plurianuales.

Es importante destacar que nuestro sólido balance nos permite financiar el programa total de inversión de capital de PSEG de 5 años, de 24.000 a 28.000 millones de dólares, sin necesidad de emitir nuevos acciones ni vender activos, y proporciona la oportunidad de un crecimiento de dividendos constante y sostenible.

Ahora cedo la palabra a Dan, quien revisará los resultados del trimestre y después se reincorporará a la llamada para la sesión de preguntas y respuestas.

Genial. Gracias, Ralph, y buenos días a todos. PSEG reportó un beneficio neto de $0.67 por acción para el segundo trimestre de 2026, en comparación con los $1.17 por acción de 2025, y el beneficio operativo no GAAP fue de $0.86 por acción en el segundo trimestre de 2026, frente a los $0.77 por acción de 2025. Estos resultados trimestrales elevan el beneficio neto del primer semestre de 2026 a $2.15 por acción y el beneficio operativo no GAAP a $2.41 por acción. Les hemos proporcionado información en las diapositivas 8 y 10 sobre la contribución al beneficio neto y al beneficio operativo no GAAP por unidad de negocio para el segundo trimestre y el primer semestre de 2026. Las diapositivas 9 y 11 contienen gráficos de cascada que detallan los cambios netos del trimestre y de lo que va de año respecto al año anterior en el beneficio operativo no GAAP por acción, también desglosado por las principales unidades de negocio.

Comenzando con PSE&G, que informó una utilidad neta y ganancias operativas no-GAAP del tercer trimestre de 342 millones de dólares para 2026, frente a los 332 millones de dólares en 2025. Los resultados de la empresa de servicios públicos fueron impulsados por la inversión continua en nuestros programas de eficiencia energética y modernización del sistema de gas. Haciendo referencia al gráfico de cascada en la Slide 9. El margen de transmisión se mantuvo estable en comparación con el trimestre del año anterior, ya que la mayor inversión fue compensada por un ajuste de cuentas (true-up) del año anterior, y nuestro margen de distribución aumentó 0,05 dólares por acción en comparación con el periodo del año anterior, reflejando en gran medida el margen de gas incremental por las incorporaciones de la extensión de GSMP II y la mayor inversión en eficiencia energética.

En comparación con el segundo trimestre de 2025, los gastos de O&M de distribución aumentaron 0,01 $ por acción, lo que refleja un incremento en los costes operativos debido a la inflación, mientras que los gastos por depreciación e intereses subieron cada uno 0,01 $ por acción debido a las inversiones de capital en curso y a las mayores tasas de interés a largo plazo. Por otro lado, los impuestos sobre servicios públicos y otros conceptos tuvieron un impacto neto favorable de 0,01 $ por acción.

Las condiciones meteorológicas durante el segundo trimestre, medidas por el Temperature Humidity Index, fueron un 29% más cálidas de lo normal y un 9% más cálidas que el segundo trimestre de 2025. Como recordatorio, el mecanismo del Conservation Incentive Program, o CIP, desacopla las variaciones de ventas por clima y otros factores económicos de una parte significativa de nuestro margen de distribución, al tiempo que ayuda a PSE&G a promover la adopción generalizada del ahorro de energía, incluidos los programas de eficiencia energética y solares. Bajo el CIP, el número de clientes de electricidad y gas impulsa el margen, y el crecimiento de clientes residenciales para electricidad fue de aproximadamente el 1% y para gas se mantuvo estable durante el último año. El CIP también está beneficiando a los clientes, ya que los mayores ingresos derivados del verano más cálido de lo normal del año pasado continuarán siendo reembolsados a los clientes de electricidad, y PSE&G tiene pendiente una disminución del 5% para los clientes residenciales de gas, impulsada por los mayores ingresos del invierno más frío de lo normal a principios de este año.

En cuanto al capital, PSE&G invirtió aproximadamente 1.000 millones de dólares durante el segundo trimestre y está en camino de ejecutar nuestro plan de inversión de capital regulado para el ejercicio 2026 de aproximadamente 4.200 millones de dólares, centrado en las inversiones continuas en modernización de infraestructuras, eficiencia energética, iniciativas de electrificación y crecimiento de la demanda. También hemos mantenido nuestro plan de inversión de capital regulado a 5 años de entre 22.500 y 25.500 millones de dólares hasta 2030.

Completamos el programa de extensión GSMP II en 2025 y se nos aprobó la incorporación de 23 millones de dólares a partir de abril de 2026, según lo previsto. PSE&G continúa ejecutando el programa GSMP III aprobado por la BPU el pasado noviembre. Prevemos invertir un total de 1.400 millones de dólares en un periodo de 3 años, de los cuales aproximadamente 1.000 millones del total del programa recibirán una recuperación acelerada, mientras que el resto en la base estipulada se recuperará en nuestro próximo caso de tarifas base. Y como mencionó Ralph anteriormente, prevemos una cadencia de casos de tarifas base más frecuentes en el futuro, ya que menos IIPs basados en cláusulas cubren nuestro programa de capital.

Y desde que concluyó nuestro último caso de tarifas en 2024, PSE&G ha realizado inversiones significativas en la base de tarifas de distribución para respaldar la fiabilidad de nuestro sistema. Continuamos explorando los detalles del informe de los consultores de E3 sobre la Orden Ejecutiva 1 del Gobernador Sherrill relacionada con la estructura regulatoria de New Jersey. Ciertos elementos del informe ofrecen oportunidades para mejorar la transparencia del modelo regulatorio, lo cual sería útil para establecer las expectativas de los clientes, así como la inclusión de métricas basadas en el rendimiento, las cuales, dado nuestro alto nivel de servicio y satisfacción del cliente, agradeceríamos.

Pasando a la transmisión y dando seguimiento al posible impacto en los resultados de la reciente legislación que podría eliminar el incentivo RTO de 50 puntos básicos, estimamos en nuestro 10-K de 2025 que la pérdida de dicho incentivo podría representar un viento en contra anual de 40 millones de dólares en el beneficio neto, o aproximadamente 0,08 dólares por acción. El pasado febrero, consideramos la posibilidad de que los beneficios del incentivo RTO pudieran eliminarse en algún momento cuando actualizamos nuestras previsiones de beneficios operativos no GAAP a largo plazo del 6% al 8% hasta 2030. También quisiera señalar que la fecha de entrada en vigor de esta legislación es enero de 2027, por lo que no habrá un impacto en los resultados de 2026.

Pasando ahora a PSEG Power and Other. Para el segundo trimestre, PSEG Power and Other reportó una pérdida neta de $8 millones en 2026 en comparación con una utilidad neta de $253 millones en 2025, y las ganancias operativas no GAAP fueron de $83 millones en el segundo trimestre de 2026 frente a los $52 millones del segundo trimestre de 2025.

Haciendo referencia nuevamente al gráfico de cascada en la Slide 9. Para el segundo trimestre de 2026 frente a 2025, el margen neto de energía aumentó 0,08 $ por acción, impulsado por un mayor volumen de generación, mayores precios de capacidad y una mayor actividad en gas, compensado en parte por la ausencia tanto de los Zero Emission Certificates como de las comisiones de gestión de combustible y energía relacionadas con LIPA.

Los gastos de O&M se mantuvieron estables en comparación con el segundo trimestre de 2025, y los gastos por intereses aumentaron 0,01 $ por acción, lo que refleja un incremento de la deuda con tipos de interés más altos. Por último, los impuestos y otros conceptos tuvieron un impacto neto desfavorable de 0,01 $ por acción en el segundo trimestre en comparación con 2025.

En julio, PSEG Nuclear liquidó aproximadamente 3.600 megavatios de su capacidad nuclear elegible en la subasta de capacidad residual base de PJM a 325 $ por megavatio-día para el año energético que comienza el 1 de junio de 2028 y termina el 31 de mayo de 2029. Este último resultado representa un ligero descenso respecto al precio de 333 $ por megavatio-día establecido en la subasta de capacidad anterior de PJM.

En relación con la reciente actividad de financiación, PSEG contaba con una sólida liquidez disponible que ascendía a un total de 3.400 millones de dólares a finales de junio. Esto incluye aproximadamente 200 millones de dólares en efectivo disponible. En cuanto a la financiación, en junio, PSEG emitió 500 millones de dólares en notas sénior no garantizadas al 4.8% con vencimiento en 2031 y utilizó los fondos para amortizar anticipadamente 500 millones de dólares de un préstamo a plazo de 364 días iniciado en febrero de 2026.

El nivel de deuda a tipo variable de PSEG representó aproximadamente el 3% de nuestra deuda total a finales de junio. Nuestra deuda a tipo variable consistió en la parte no cubierta, o aproximadamente la mitad, del préstamo a plazo de 364 días por 500 millones de dólares en PSEG Power que vence en diciembre de 2026, y en el papel comercial.

Mirando hacia el futuro, nuestro sólido balance general continúa respaldando la ejecución del plan de gasto de capital de PSEG a 5 años, dominado por CapEx regulado sin la necesidad de emitir nuevo capital o vender activos, y proporciona la oportunidad de un crecimiento de dividendos constante y sostenible.

Para concluir, hemos logrado un sólido desempeño operativo y financiero en el segundo trimestre y en el primer semestre de 2026, lo que nos ha permitido mantener la guía de ganancias operativas no-GAAP de PSEG para el año completo de 2026 de entre $4.28 y $4.40 por acción. También reafirmamos nuestra perspectiva de tasa de crecimiento anual compuesto del 6% al 8% para las ganancias operativas no-GAAP hasta 2030, basándonos en nuestra confianza en la ejecución de nuestro plan de inversión de capital regulado a 5 años, que también respalda un crecimiento anual compuesto de la base de tarifas de entre el 6% y el 7.5% durante el mismo periodo.

Continuamos buscando oportunidades de ingresos en el sector nuclear, proyectos de transmisión competitivos y proyectos incrementales de infraestructura de servicios públicos, incluyendo inversiones incrementales en el sistema para conectar recursos solares y de almacenamiento de baterías a la red para satisfacer la nueva demanda, lo que podría aportar un potencial de crecimiento adicional a nuestras previsiones actuales hasta 2030. Con esto concluyen nuestras intervenciones formales y estamos listos para comenzar la sesión de preguntas y respuestas.