客户与服务 - 公司为约764,200名客户提供电力和/或天然气服务[113] 财务业绩 - 2023年第三季度净利润为2930万美元，2022年同期为2740万美元，增长主要因蒙大拿州临时费率提高等因素[118] - 2023年第三季度公司净利润为2930万美元，2022年同期为2740万美元[145] - 2023年第三季度公司毛利润为8350万美元，2022年同期为7640万美元，增长710万美元，增幅9.3%[146] - 2023年第三季度公司公用事业利润率为2.322亿美元，2022年同期为2.262亿美元，增长600万美元，增幅2.7%[149] - 2023年第三季度公司运营费用（不包括燃料、采购供应和直接传输费用）为1.766亿美元，2022年同期为1.779亿美元[155] - 2023年第三季度公司营业收入为5560万美元，2022年同期为4830万美元[157] - 2023年前三季度公司合并净收入为1.11亿美元，较2022年同期的1.163亿美元有所下降[164] - 2023年前三季度公司合并毛利率为2.898亿美元，较2022年的2.668亿美元增加2300万美元，增幅8.6%[165] - 2023年前三季度公司合并公用事业利润率为7.441亿美元，较2022年同期的7.135亿美元增加3060万美元，增幅4.3%[168] - 2023年前三季度公司合并运营费用（不包括燃料、采购供应和直接传输费用）为5.468亿美元，较2022年同期的5.337亿美元增加1310万美元，增幅2.5%[173][175] - 2023年前三季度公司合并运营收入为1.973亿美元，较2022年同期的1.799亿美元有所增加[176] - 2023年前三季度公司合并利息费用为8510万美元，较2022年同期的7310万美元有所增加[177] - 2023年前三季度公司合并其他收入为1290万美元，较2022年同期的1180万美元有所增加[178] - 2023年前三季度公司合并所得税费用为1410万美元，有效税率为11.3%，而2022年同期所得税收益为230万美元，有效税率为1.9%[179] - 2023年第三季度公司合并利息费用为2870万美元，较2022年同期的2530万美元有所增加[158] - 2023年第三季度公司合并其他收入为410万美元，较2022年同期的420万美元有所下降[159] - 截至9月30日的九个月，2023年税前收入为1.251亿美元，2022年为1.186亿美元；2023年所得税费用为1410万美元，有效税率11.3%，2022年所得税费用为230万美元，有效税率1.9%[181] - 截至9月30日的三个月，2023年总零售电力收入2.77003亿美元，较2022年增长11.6%；总营收2.8003亿美元，较2022年下降4.2%；公用事业利润率较2022年增长2.7%[182] - 截至9月30日的九个月，2023年总零售电力收入8.23105亿美元，较2022年增长16.2%；总营收8.04604亿美元，较2022年下降0.3%；公用事业利润率较2022年增长5.1%[189] - 2023年第三季度天然气总营收4.106亿美元，2022年同期为4.2798亿美元，同比下降4.1%；公用事业利润率为3.0112亿美元，2022年同期为2.9431亿美元，同比增长2.3%[198] - 2023年前九个月天然气总营收2.6153亿美元，2022年同期为2.45139亿美元，同比增长6.7%；公用事业利润率为1.38009亿美元，2022年同期为1.37017亿美元，同比增长0.7%[204] - 2023年电力QF负债调整实现500万美元收益，2022年同期为510万美元[197] 费率相关 - 蒙大拿州费率审查中，临时电价和天然气费率获批，最终费率预计11月1日生效，结算协议使电力和天然气总收入分别增加1.516亿美元和1830万美元[122] - 2023年6月15日，公司提交南达科他州电价审查申请，请求每年增加约3090万美元电价[125] - 蒙大拿州PCCAM基数从1.387亿美元提高到2.084亿美元，追溯至2022年7月1日，2022 - 2023年PCCAM年度少收约1950万美元，2023 - 2024年截至9月30日少收约30万美元[128][130] - 2023年第三季度和前九个月分别多收供应成本100万美元和2350万美元，增加税前收益10万美元和260万美元；2022年同期分别少收3540万美元和5000万美元，减少税前收益390万美元和560万美元[129] - 2023年10月25日，蒙大拿州公共服务委员会批准公司蒙大拿州费率审查和解协议，PCCAM基数从1.387亿美元调整至2.084亿美元，追溯至2022年7月1日生效，预计运营现金流将持续改善[220] 公司重组 - 2023年10月2日，公司完成控股公司重组，2024年初将完成第二阶段，使南达科他州和内布拉斯加州公用事业业务成为独立子公司[126] 项目建设 - 黄石县175兆瓦电厂因空气质量许可证问题暂停建设，2023年6月恢复，预计2024年第三季度末投入运营[132] - 黄石县发电站项目已产生约2.175亿美元成本，预计总成本约2.75亿美元[133] 零售量情况 - 较低的电力零售量是由于蒙大拿州和南达科他州不利天气影响居民需求和商业需求下降，部分被客户增长抵消[153] - 较高的天然气零售量是由于有利天气和客户增长推动[153] - 三个月内，蒙大拿州零售电力收入较2022年增长18.9%，南达科他州下降5.6%；九个月内，蒙大拿州零售电力收入较2022年增长23.2%，南达科他州下降6.5%[182][189] - 三个月内，零售电力客户数量从462,898增长到469,725；九个月内，从459,647增长到466,849[182][189] - 三个月内，蒙大拿州冷却度日数比2022年低30%，南达科他州低8%；九个月内，蒙大拿州低27%，南达科他州高8%[184][192] - 三个月内，蒙大拿州加热度日数比2022年高30%，南达科他州高4%；九个月内，蒙大拿州高1%，南达科他州低5%[184][192] - 三个月内零售量下降因蒙大拿州和南达科他州天气不利影响住宅需求和商业需求，九个月内零售量增加因客户增长[186][196] - 2023年第三季度零售天然气销量为206.9万德卡瑟姆，2022年同期为187.4万德卡瑟姆；2023年前九个月零售天然气销量为2344.7万德卡瑟姆，2022年同期为2328.2万德卡瑟姆[198][204] - 2023年第三季度平均客户数量为30.122万户，2022年同期为29.8108万户；2023年前九个月平均客户数量为30.1632万户，2022年同期为29.8348万户[198][204] 资源规划 - 公司提交综合资源计划以满足监管资源规划要求[134] - 建设黄石县发电站和收购阿维斯塔公司科尔斯特里普3号和4号机组权益预计将减少公司对市场采购的依赖[135] 现金流情况 - 截至2023年9月30日，公司总净流动性约为3.781亿美元，包括510万美元现金和3.73亿美元循环信贷额度[215] - 2023年前九个月经营活动提供现金4.27亿美元，2022年同期为3.093亿美元，主要因蒙大拿州费率审查中能源供应成本和临时费率收款改善1.016亿美元，部分被较低净收入抵消[216][217][218] - 2023年前九个月投资活动使用现金4.11亿美元，2022年同期为3.873亿美元，2023年前九个月工厂新增支出含约2.35亿美元维护支出和1.722亿美元产能相关资本支出[216][217][221] - 2023年前九个月融资活动使用现金0.168亿美元，2022年同期融资活动提供现金0.879亿美元，2023年主要因循环信贷额度净还款2.73亿美元和支付股息1.15亿美元[216][222] - 截至2023年9月30日，现金、现金等价物和受限现金为2170万美元，2022年12月31日为2250万美元，2022年9月30日为2870万美元[216][217] 债务与融资 - 公司计划维持债务与总资本比率（不包括融资租赁）在50 - 55%，并期望长期股息支付率达到每股收益的60 - 70%[214] - 公司认为经营现金流、现有借款能力、债务和股权发行以及未来公用事业费率上调足以支持运营、偿还债务、支付股息和资本支出[214] - 截至2023年9月30日和2022年，信贷安排未偿还余额分别为1.77亿美元和3.85亿美元，截至2023年10月20日，西北公司循环信贷安排可用额度约为1.76亿美元[229] - 2023年3月30日，公司发行2.39亿美元蒙大拿州第一抵押债券和3100万美元南达科他州第一抵押债券，利率5.57%，2033年到期；5月1日，发行3000万美元南达科他州第一抵押债券，利率5.42%，2033年到期[233] - 2023年前九个月，公司通过ATM计划发行1432738股普通股，平均价格52.02美元/股，净收益7360万美元，截至2023年9月30日，已完成股权分配协议下的ATM发行计划[234][235] - 2023年6月29日，蒙大拿州福赛思市代表公司发行1.447亿美元污染控制收益再融资债券，利率3.88%，2028年到期，所得款项用于赎回2023年8月1日到期的1.447亿美元债券[236] - 长期债务总额为26.5666亿美元，2024 - 2027年分别需偿还1亿美元、3.25亿美元、1.05亿美元、1.52亿美元，之后需偿还19.7466亿美元[240] - 债务的合同利息支付总额为15.52404亿美元，2024 - 2027年分别需支付2720.1万美元、11253.7万美元、10319.6万美元、9710.6万美元，之后需支付11.23421亿美元，假设平均利率为6.67%[240][244] 信用评级 - 截至2023年10月20日，西北公司信用评级为：惠誉A -（高级担保）、BBB +（高级无担保）；穆迪A3（高级担保）、Baa2（高级无担保）；标普A -（高级担保）、BBB（高级无担保），展望均为稳定[238] 未来义务 - 预计养老金和其他退休后义务为4916.4万美元，2024 - 2027年分别需支付339.6万美元、1166.7万美元、1136.7万美元、1136.7万美元[240] - 合格设施负债约为3.22679亿美元，2024 - 2027年分别需支付1961.7万美元、7411万美元、6036万美元、5539.3万美元，之后需支付5653.4万美元[240][242] - 供应和产能合同总额为26.38252亿美元，2024 - 2027年分别需支付9901.2万美元、29378.8万美元、23842.1万美元、25289.9万美元，之后需支付15.21183亿美元[240] - 重大资本项目承诺为9398.3万美元，2024 - 2025年分别需支付2156.4万美元、6189.7万美元，2026年需支付1052.2万美元[240] - 总承诺为73.22744亿美元，2024 - 2027年分别需支付6.57337亿美元、7.52462亿美元、5.2363亿美元、5.41924亿美元，之后需支付46.75798亿美元[240] 担保情况 - 截至2023年9月30日和2022年12月31日，公司作为Colstrip的共同所有者，分别提供了约1570万美元和1730万美元的担保债券[246] 风险与政策 - 公司面临市场风险，包括利率、能源商品价格波动和交易对手信用风险，已制定全面风险管理政策和程序，自2022年以来无重大变化[251] - 公司财务报表编制需进行估计和假设，关键会计政策包括监管资产和负债、养老金和退休后福利计划、所得税和合格设施负债，自2022年以来无重大变化[248][249]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度净收入为1.91亿美元,较上年同期下降10.7百万美元或0.22美元/股 [24] - 受不利天气影响,第二季度收益下降0.07美元/股 [17][20] - 股本增加导致收益下降0.03美元/股 [17][20] - 如果蒙大拿州费率审查方案获批准,将增加第二季度收益0.15美元/股 [19][22] 各条业务线数据和关键指标变化 - 电力业务边际收益有利,天然气业务边际收益不利 [25][28] - 电力输配电量和零售电力及天然气量受天气不利影响 [29] - 灌溉负荷和工业负荷(比特币矿工)有所下降 [30] 各个市场数据和关键指标变化 - 蒙大拿州中期费率为3,100万美元,最终方案为8,100万美元 [26] - 财产税估值下降,导致3.3百万美元的正面影响 [27] - PCCAM机制在第二季度有300万美元的正面影响,但去年全年有1000万美元的负面影响 [28] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司继续在蒙大拿州和南达科他州进行重要的监管执行 [9][40] - 黄石县发电站建设进展顺利,已投资2亿美元,预计2024年第三季度投产 [10] - 公司服务区域经济持续强劲增长,客户增长势头良好 [11] - 公司被评为2023年美国最佳工作场所之一,是行业内唯一获此殊荣的中型公司 [12] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司正在积极应对监管环境,期待蒙大拿州费率审查和南达科他州费率审查的结果 [9][40] - 黄石县发电站建设进度良好,预计能够如期投产,满足夏季和冬季的尖峰需求 [10] - 公司服务区域经济持续强劲,客户增长势头良好,未来前景看好 [11] - 公司重视员工队伍建设和企业文化,获得行业内的高度认可 [12] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Shar Pourreza 提问** 蒙大拿州费率审查案件为何会延迟?工作会议进展如何?最终裁决是否可能偏离已达成的和解方案? [50][51][52] **Brian Bird 回答** 公司认为审理进度并不存在延迟,这种时间安排并不罕见。公司与各方达成的和解方案很有说服力,预计委员会很难做出重大调整。公司将继续密切关注结果 [51][52] 问题2 **Sophie Karp 提问** 如果蒙大拿州费率审查方案获批准,公司是否会有相关的会计调整或一次性项目? [82][83] **Crystal Lail 回答** 如果方案获批准,公司将会记录一些与2022年相关的调整,这些将是非经常性的。公司将会单独列示2023年及以后的持续性影响 [82][83] 问题3 **Paul Zimbardo 提问** 公司第二季度电力和天然气量即使剔除天气因素仍有较大下降,是否存在天气正常化模型存在偏差的可能? [119][120][121] **Crystal Lail 回答** 公司的天气正常化模型并非完美,在过渡季节尤其如此。模型可能会低估天气对公司业务的实际影响,这是一个合理的结论 [120][121]

客户服务 - 公司为约76.42万客户提供电力和/或天然气服务[40] - 2023年上半年零售电力平均客户数量为465411户，较2022年的458020户有所增长；第二季度天然气零售平均客户数量为301649户，较2022年的298335户也有增长[70][75] - 2023年上半年蒙大拿州、南达科他州和内布拉斯加州平均客户数量分别为183,583、42,032和37,838，较2022年有所变化[77] 财务业绩 - 2023年第二季度净利润为1910万美元，较2022年同期的2980万美元有所下降[44] - 2023年第二季度公司合并净收入为1910万美元，2022年同期为2980万美元[51] - 2023年第二季度公司合并毛利率为7550万美元，2022年同期为7960万美元，下降410万美元，降幅5.2%[51] - 2023年第二季度公司合并公用事业利润率为2.229亿美元，2022年同期为2.28亿美元，下降510万美元，降幅2.2%[51][52] - 2023年第二季度公司运营费用（不包括燃料、采购供应和直接传输费用）为1.773亿美元，2022年同期为1.756亿美元[54][55] - 2023年第二季度公司合并运营收入为4560万美元，2022年同期为5230万美元[56] - 2023年第二季度公司合并利息费用为2840万美元，2022年同期为2400万美元[56] - 2023年第二季度公司合并其他收入为410万美元，2022年同期为290万美元[56] - 2023年第二季度公司合并所得税费用为210万美元，2022年同期为140万美元；有效税率为10.1%，2022年同期为4.6%[56] - 2023年上半年合并净收入为8170万美元，低于2022年同期的8890万美元[58] - 2023年上半年合并毛利率为2.064亿美元，较2022年增加1610万美元，增幅8.5%[58] - 2023年上半年合并公用事业利润率为5.12亿美元，较2022年增加2470万美元，增幅5.1%[58][59] - 2023年上半年运营费用（不包括燃料、采购供应和直接传输费用）为3.703亿美元，较2022年增加1450万美元，增幅4.1%[61][62] - 2023年上半年合并运营收入为1.417亿美元，高于2022年同期的1.316亿美元[62] - 2023年上半年合并利息费用为5640万美元，高于2022年同期的4770万美元[62] - 2023年上半年合并其他收入为880万美元，高于2022年同期的760万美元[62] - 2023年上半年合并所得税费用为1240万美元，高于2022年同期的250万美元；有效税率为13.2%，高于2022年同期的2.8%[62] - 2023年第二季度总零售电力收入为2.46033亿美元，较2022年增加3165.4万美元，增幅14.8%[66] - 2023年第二季度总营收为2.29266亿美元，较2022年减少1415.2万美元，降幅5.8%[66] - 2023年上半年总零售电力收入为5.46102亿美元，较2022年的4.60057亿美元增长18.7%，总营收为5.24574亿美元，增长1.8%，公用事业利润率为4.04077亿美元，增长6.4%[70] - 2023年上半年电力公用事业利润率增加2430万美元，主要因蒙大拿州临时费率、零售量增加和非可收回电力供应成本降低等因素[71] - 2023年第二季度电力公用事业利润率增加120万美元，受蒙大拿州临时费率、非可收回电力供应成本降低等影响，部分被零售量和输电收入降低抵消[67] - 2023年上半年蒙大拿州电力营收2.09302亿美元，增长24.8%，南达科他州营收3545.7万美元，下降1.6%[70] - 2023年第二季度天然气总营收6123.6万美元，较2022年的7958.6万美元下降23.1%，公用事业利润率为3602.1万美元，下降14.8%[75] - 2023年第二季度天然气公用事业利润率减少630万美元，主要由于零售量降低，部分被蒙大拿州财产税跟踪器收款等因素抵消[76] - 2023年第二季度蒙大拿州天然气营收1758.9万美元，较2022年的2859.6万美元下降38.5%[75] - 电力QF负债调整方面，2023年有500万美元收益，2022年同期为510万美元收益[68][72] - 监管摊销收入变化源于电力供应成本发生时间和从客户费率中收回成本时间的差异，对公用事业利润率影响极小；批发和其他收入基本不影响公用事业利润率[69][72][73] - 2023年上半年总零售天然气收入2.26638亿美元，较2022年同期的2.11332亿美元增长7.2%，总收入2.2047亿美元，同比增长9.0%[77] - 2023年上半年天然气公用事业利润率增加0.3亿美元，主要受蒙大拿州天然气运输、财产税追踪器收款等因素影响[78] 碳排放目标 - 公司目标是到2050年实现净零碳排放[43] 费率审查 - 蒙大拿州费率审查申请年度电力和天然气公用事业费率上调，提出和解协议，预计第三季度获决定[44][45][46] - 2023年6月15日，公司提交南达科他州电力费率审查申请，请求年度电力费率增加约3090万美元[47] 业务重组 - 公司计划在2024年初实施重组计划，将蒙大拿州公用事业业务与南达科他州和内布拉斯加州业务分离[47] 电力供应成本 - 截至2023年6月30日，公司在2022 - 2023年PCCAM年度少收蒙大拿州电力供应成本约1850万美元[47] - 截至2023年6月30日，与2021年7月 - 2022年6月PCCAM期间相关的未收能源供应成本余额约为1350万美元，2022年7月 - 2023年6月PCCAM期间约为1850万美元，预计2023年10月开始收取[81] 发电厂建设 - 黄石县175兆瓦发电厂预计2024年第三季度末投入运营，已产生约2.036亿美元成本，预计总成本约2.75亿美元[48] 资源计划提交 - 2023年4月28日，公司向MPSC提交综合资源计划以满足监管要求[48] 风险降低 - 黄石县发电厂和收购阿维斯塔公司科尔斯特里普3号和4号机组权益预计将减少公司市场采购风险[48] 零售量影响因素 - 较低的电力零售量是由蒙大拿州不利天气影响住宅需求和较低的商业需求导致，较低的天然气零售量是由蒙大拿州不利天气导致[54] 政策影响 - 美国环保署拟议的温室气体和MATS规则若通过，可能对公司燃煤电厂产生重大负面影响[49] 现金流情况 - 截至2023年6月30日，公司总净流动性约为3.668亿美元，包括780万美元现金和3.59亿美元循环信贷额度[80] - 2023年上半年经营活动提供的现金为2.941亿美元，较2022年同期的2.328亿美元增加，主要因蒙大拿州费率审查中能源供应成本和临时费率收款改善6210万美元[80] - 2023年上半年投资活动使用现金2.658亿美元，较2022年同期的2.353亿美元增加，主要用于物业、厂房和设备的增加[82] - 2023年上半年融资活动使用现金2680万美元，而2022年同期提供现金980万美元，主要因循环信贷额度净还款和股息支付[82] - 若和解协议获批，公司预计经营现金流将持续改善，但蒙大拿州费率审查结果不利和市场价格上涨可能抵消预期改善[82] 资本比率与股息政策 - 公司计划维持50 - 55%的债务与总资本比率（不包括融资租赁），并期望长期股息支付率达到每股收益的60 - 70%[80] - 公司预计通过ATM计划在2023年剩余时间发行6360万美元普通股，以维持50 - 55%的债务与总资本比率（不包括融资租赁）[84] 信贷工具 - 4.25亿美元信贷工具到期日为2027年5月18日，可申请两次一年展期，经贷款人同意可增加7500万美元额度[83] - 截至2023年6月30日和2022年，信贷工具未偿还余额分别为1.91亿美元和3.52亿美元，截至2023年7月21日，循环信贷工具可用额度约为3.68亿美元[83] 债券发行 - 2023年3月30日和5月1日，公司发行蒙大拿州和南达科他州第一抵押债券，总额2.39亿美元和6100万美元，固定利率分别为5.57%和5.42%，2033年到期[83] - 2023年6月29日，蒙大拿州福赛思市代公司发行1.447亿美元污染控制收益再融资债券，固定利率3.88%，2028年7月1日到期[84] 股权分配 - 2023年6月，公司修订股权分配协议，可通过ATM发行计划出售最高2亿美元普通股，截至6月30日的三个月内，发行188,682股，净收益1080万美元[83] 债务评级 - 截至2023年7月21日，惠誉、穆迪和标普对公司的高级担保和高级无担保债务评级分别为A-、BBB+；A3、Baa2；A-、BBB，展望均为稳定[84] 合同义务 - 截至2023年6月30日，公司合同现金义务和承诺总额为75.29174亿美元，其中长期债务26.7066亿美元[84] 担保债券 - 作为科尔斯特里普的共同所有者，截至2023年6月30日和2022年12月31日，公司分别提供约1570万美元和1730万美元的担保债券[87] 市场风险 - 公司面临利率、能源商品价格波动和交易对手信用等市场风险，风险管理政策和程序无重大变化[88]

分组1 - 公司在第一季度达成了具有建设性的多方面和解,并正在等待委员会批准 [8] - 公司安全执行了资本计划,并预计2024年底黄石县发电站将投入运营 [8] - 公司与Avista达成协议,将于2025年12月31日接管Colstrip的222兆瓦电力 [9] - 公司服务区域客户增长1.4%,优于行业平均水平,且所在州拥有全国最低的失业率 [9][10] - 公司员工在应对风暴和洪水等紧急情况方面表现出色,获得了行业同行的认可 [11] 分组2 - 公司第一季度净收入同比增长5.8%,但每股收益下降0.03美元,主要受到股票发行的影响 [13] - 收入增长主要得益于客户增长、天气因素以及临时电价调整,但运营成本也有所上升 [14][15][19][20][21][22][23] - 公司现金流改善,并发行了第一抵押债券,流动性较好 [24][25] - 公司与主要利益相关方达成了蒙大拿州电价审查的和解协议,正在等待委员会批准 [26][27][28] - 公司预计将在2023年下半年为南达科他州电力业务提出电价审查申请 [31] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Julien Dumoulin-Smith 提问** 询问公司是否会在下一季度更新2023年及以后的业绩指引基准 [47] **Crystal Lail 回答** 公司将在蒙大拿州电价审查结果出台后更新业绩指引基准,预计将以2022年作为新的基准年 [48] 问题2 **Alex Mortimer 提问** 询问公司是否会增加资本支出以满足未来的发电需求 [54][55] **Brian Bird 回答** 公司正在制定新的综合资源规划,未来几年内将有一定的发电投资需求,但具体规模还需进一步评估 [55][56][57][58][59] 问题3 **Chris Ellinghaus 提问** 询问公司对蒙大拿州电价审查过程的评价 [63][64] **Brian Bird 回答** 公司认为蒙大拿州公用事业委员会很好地管理了这次电价审查的整个过程 [64][65]

客户与服务 - 公司为约76.42万客户提供电力和/或天然气服务[38] 财务业绩 - 2023年第一季度净利润为6250万美元，2022年同期为5910万美元，增长340万美元[41] - 2023年第一季度公司合并净收入为6250万美元，2022年同期为5910万美元[48] - 2023年第一季度公司合并毛利率为1.307亿美元，2022年同期为1.108亿美元，增长18.0%[48] - 2023年第一季度公司合并公用事业利润率为2.89亿美元，2022年同期为2.594亿美元，增长11.4%[48][49] - 2023年第一季度公司运营费用（不包括燃料、采购供应和直接传输费用）为1.93亿美元，2022年同期为1.802亿美元，增长7.1%[51][52] - 2023年第一季度公司运营收入为9600万美元，2022年同期为7920万美元[53] - 2023年第一季度公司利息费用为2800万美元，2022年同期为2370万美元[53] - 2023年第一季度公司其他收入保持在470万美元不变[53] - 2023年第一季度公司所得税费用为1020万美元，有效税率为14.1%；2022年同期所得税费用为110万美元，有效税率为1.8%[53][54] - 2023年第一季度总零售电力收入3.00069亿美元，较2022年同期的2.45676亿美元增长22.1%；总天然气收入1.72643亿美元，较2022年同期的1.397亿美元增长23.6%[57][62] - 2023年第一季度电力业务公用事业利润率为2.17174亿美元，较2022年同期的1.94104亿美元增长11.9%；天然气业务公用事业利润率为7187.6万美元，较2022年同期的6530.5万美元增长10.1%[57][62] 费率审查与申请 - 蒙大拿州费率审查中，当前电力ROE为9.65%，天然气为9.55%；当前电力股权比率为49.38%，天然气为46.79%[42] - 蒙大拿州费率审查中，和解协议请求电力收入增加1.516亿美元，天然气增加1830万美元[42] - 预计2023年年中提交南达科他州电力一般费率申请[43] 监管批准与计划 - 2023年2月21日，蒙大拿州公共服务委员会批准公司重组计划[46] - 预计2023年4月底向蒙大拿州公共服务委员会提交综合资源计划[46] 成本与运营 - 截至2023年3月31日，蒙大拿州电力供应成本少收约3880万美元[46] - 黄石县175兆瓦发电厂已产生约1.747亿美元成本，预计总成本约2.75亿美元，仍预计2024年底投入运营[46] 碳排放目标 - 公司目标是到2050年实现净零碳排放[40] 业务增长因素 - 较高的电力和天然气零售量是由寒冷的冬季天气和客户增长推动的[51] - 电力零售量增加主要是由于各辖区冬季天气寒冷和客户增长，使公用事业利润率增加980万美元；天然气零售量增加使公用事业利润率增加370万美元[58][63] - 2023年第一季度，蒙大拿州、南达科他州和内布拉斯加州的天然气加热度日数较2022年和历史平均水平更冷，幅度在2 - 9%[62] 临时费率影响 - 蒙大拿州临时费率于2022年10月1日生效，有待程序结果决定是否退还[51] - 蒙大拿州临时电价（需退还）使电力公用事业利润率增加840万美元，天然气公用事业利润率增加10万美元[58][63] 其他收入与费用影响 - 公司批发及其他收入对公用事业利润率基本无影响，因与燃料、采购供应和直接传输费用的变化相抵消[59][64] 流动性与资金安排 - 截至2023年3月31日，公司总净流动性约为3.637亿美元，包括1070万美元现金和3.53亿美元循环信贷额度[65] - 2023年第一季度经营活动提供的现金为2.137亿美元，较2022年同期的1.957亿美元增加，主要因未收能源供应成本净现金流入改善2580万美元[65] - 公司计划维持债务与总资本比率（不包括融资租赁）在50 - 55%，并继续将长期股息支付率目标设定为每股收益的60 - 70%[65] 市场能源价格与未收款项 - 公司请求提高PCCAM基数以反映当前市场能源价格，蒙大拿州公共服务委员会已批准临时电价，使未收款项状况改善2700万美元[66] 现金流量 - 2023年第一季度投资活动使用现金1.366亿美元，2022年同期为1.161亿美元[67] - 2023年第一季度融资活动使用现金7250万美元，2022年同期为6750万美元[67] 债券发行 - 2023年3月30日，公司发行并出售2.39亿美元蒙大拿州第一抵押债券和3100万美元南达科他州第一抵押债券，固定利率均为5.57% [68] - 2023年3月29日，公司定价3000万美元南达科他州第一抵押债券，固定利率为5.42%，预计5月1日完成发行和销售[69] 普通股发行计划 - 公司预计2023年通过市价发行计划发行7500万美元普通股[69] 信用评级 - 截至2023年4月21日，公司惠誉、穆迪和标普的高级担保评级分别为A-、A3和A-，高级无担保评级分别为BBB+、Baa2和BBB，展望均为稳定[70] 承诺金额与支付 - 截至2023年3月31日，公司总承诺金额为74.78424亿美元，其中2023年需支付7.09592亿美元[70] 信贷安排利率假设 - 公司假设信贷安排未偿还余额在到期前平均利率为6.14% [72] 担保债券 - 截至2023年3月31日和2022年12月31日，公司作为科尔斯特里普的共同所有者，提供了约1730万美元的担保债券[73] 信贷安排余额 - 截至2023年3月31日和2022年，信贷安排未偿还余额分别为1.97亿美元和3.4亿美元[68]

财务数据和关键指标变化 - 2022年第四季度GAAP每股收益为1.16美元，非GAAP每股收益为1.13美元，较2021年GAAP每股收益增加0.20美元，非GAAP每股收益增加0.09美元 [33] - 2022年全年GAAP每股收益为3.25美元，非GAAP每股收益为3.18美元，略低于最初3.20 - 3.40美元的指引范围 [34] - 第四季度净收入为6670万美元，较上一时期的5130万美元增加1540万美元，增幅30% [40] - 全年净收入为1.83亿美元，较上一年的1.868亿美元减少380万美元，降幅2% [45] - 2021年PCCAM对公司造成540万美元损失，2022年为720万美元，同比增加180万美元 [52] 各条业务线数据和关键指标变化 - 电力传输方面，去年有一笔递延释放项目，若无该项目，电力传输业务基本持平，费率下降但需求上升，10月1日进行了费率基础重置 [59] - 第四季度PCCAM的应用对公司造成重大不利影响 [60] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 未来五年计划投资约24亿美元用于资本项目，较过去五年的21亿美元增长约15%，包括黄石县发电站、水电升级和发电维护等，但不包括新电厂建设 [65] - 黄石县发电站于2022年初开工，预计2024年上半年投入商业运营 [67] - 2022年9月提交南达科他州电厂计划，正与委员会讨论在阿伯丁地区退役并更换30 - 40兆瓦左右的电厂 [69] - 受IIJA和IRA政策影响，决定将蒙大拿州综合资源计划的提交推迟到3月底，并已将科尔斯蒂普相关情况纳入该计划 [70] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2022年是充满挑战的一年，但公司在运营表现、监管执行等方面取得了良好成果，对2023年公司发展充满信心，认为有很多积极因素推动公司前进 [17][3] - 行业面临高通胀、高利息成本和高商品成本等诸多不利因素，但公司通过收购科尔斯蒂普等举措降低风险，保持足够的计费空间，以应对资本需求 [90][82] 其他重要信息 - 公司与阿维斯塔达成协议，将于2025年12月31日以零购买价格转让科尔斯蒂普222兆瓦的所有权，该资产具有可靠性、经济性和可持续性等优势 [20] - 公司未提供2023年盈利指引，需等待费率案结果，同时计划在2023年发行ATM股权计划中剩余的7500万美元 [55][63] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 幻灯片中缺少2020年作为基年，是否意味着公司在重新评估合适的基年 - 公司会评估合适的基年，预计更新指引时会采用新的基年 [74][75] 问题: 资本支出计划中美元金额相近，如何实现4% - 5%的费率基础增长 - 资本支出滚动计划中，黄石项目逐渐结束，公司注重FFO指标，该增长是复合年增长率，且计划较为平稳，旨在维持信用指标和客户负担能力 [77][79][80] 问题: FFO指标目标从14% - 15%变为大于14%的原因 - 公司目标仍在14% - 15%左右，今年由于年底供应成本压力导致FFO略低于预期，但无意改变目标 [83][84][85] 问题: 布罗德维尤决策及互联设施对电力供应成本和避免成本计算的影响 - 公司对布罗德维尤决策感到失望，认为部分资源客户不需要且价格过高，会降低公司资源组合的运营灵活性，科尔斯蒂普有助于缩小缺口和降低容量需求 [88] 问题: 以零价格收购科尔斯蒂普是否会影响费率 - 收购无前期资本成本，公司希望从2026年1月1日起收回运营成本和任何增量维护资本成本，且在蒙大拿州得到广泛支持，成本回收可能性高 [95][96] 问题: 是否可以将科尔斯蒂普作为商业设施来对冲PCCAM的波动性 - 公司无需将其作为商业设施，可作为受监管资源来对冲PCCAM的波动性，目前不满的是要等到2026年1月1日才能使用该资产 [97][98] 问题: 若费率案结果符合预期，年底能否达到14%的FFO目标 - 文档未给出明确回复 [99] 问题: 受IRA和科尔斯蒂普收购影响，综合资源计划（IRP）有哪些新选择 - 文档未给出明确回复 [101]

能源资源特性 - 褐煤水分含量有时高达45%，每湿吨无矿物质基础的热量在900万至1700万英热单位之间[15] - 褐煤水分含量有时高达45%，每湿吨无矿物质基础的热量为900 - 1700万英热单位[15] - 十亿立方英尺约等于1万亿英热单位，用于测量大量天然气[32] 发电设施情况 - 戴夫盖茨发电站是150兆瓦的天然气发电设施[12] - 戴夫盖茨发电站是150兆瓦天然气发电设施[12] - 公司发电设施总容量446MW，2022年夏季建成58MW的Bob Glanzer发电站[46] - 公司发电设施总容量446MW，2022年夏季建成58MW的Bob Glanzer发电站[46] 前瞻性陈述风险 - 前瞻性陈述涉及风险和不确定性，可能导致实际结果与预期有重大差异，影响因素包括监管不利决定、外部事件、恐怖主义行为、供应链限制等[5] - 前瞻性陈述涉及风险和不确定性，可能导致实际结果与预期有重大差异，影响因素包括监管不利决定、外部事件、恐怖主义行为、供应链限制等[5] - 公司业务和经营成果受“风险因素”部分所述不确定性影响，该部分在年报第一部分第1A项披露[6] - 公司业务和经营成果受“风险因素”部分所述不确定性影响，该部分在年报第一部分第1A项披露[6] - 公司不承担公开更新或修订前瞻性陈述的义务，但后续向美国证券交易委员会提交的报告可能有相关进一步披露[7] - 公司不承担公开更新或修订前瞻性陈述的义务，但后续向美国证券交易委员会提交的报告可能有相关进一步披露[7] 能源监管机构 - 联邦能源监管委员会对州际电力销售、批发电价等有管辖权[13] - 联邦能源监管委员会对州际电力销售、批发电价、水电许可、天然气传输及相关服务定价、石油管道费率和天然气管道认证有管辖权[13] - 中大陆独立系统运营商负责管理能源市场、输电限制等[17] - 中大陆独立系统运营商负责改善区域电力市场的电力流动、增强电力可靠性，管理能源市场等[16][17] - 北美电力可靠性公司负责制定电力系统运行标准、监测和执行合规情况等[20] - 北美电力可靠性公司监督八个区域可靠性实体，负责制定电力系统运行标准等[20] - 西南电力库是符合联邦能源监管委员会规定的区域输电组织，确保可靠电力供应等[27] - 西南电力库是符合联邦能源监管委员会规定的区域输电组织，确保可靠电力供应等，也是北美电力可靠性公司下的区域电力可靠性实体[27] 碳减排目标与无碳资源 - 公司承诺到2050年实现范围1和范围2的碳和甲烷净零排放，2022年约55%的零售需求来自无碳资源，高于2021年美国电力行业的约39%，但低于2021年自身的56%[37] - 公司承诺到2050年实现范围1和范围2的碳和甲烷净零排放，2022年约55%的零售需求来自无碳资源，低于2021年的56%[37] 蒙大拿州电力业务 - 2022年蒙大拿州电力业务服务约398,200名客户，住宅、商业、工业和其他销售分别占零售电力公用事业收入的约45%、46%、5%和4%[38] - 2022年蒙大拿州电力业务服务约398,200名客户，住宅、商业、工业和其他销售分别占零售电力公用事业收入的约45%、46%、5%和4%[38] - 2022年公司蒙大拿州电力系统总控制区峰值需求达约2,073兆瓦，平均需求约为每小时1,379兆瓦，总供电量超1208万兆瓦时[39] - 2022年公司蒙大拿州电力系统总控制区峰值需求达约2,073 MWs，平均需求约为每小时1,379 MWs，总供电量超1208万MWHs[39] - 公司蒙大拿州年度零售电力供应负荷平均约750兆瓦，峰值约1,250兆瓦，2022年自有发电资源供应约65%的零售负荷需求，预计2023年仍为65%[39] - 2022年公司自有发电资源满足约65%的零售负荷需求，预计2023年该比例保持不变[39] - 公司蒙大拿州拥有多个水电、煤电、气电和风电设施，总水电装机容量459兆瓦[40] - 公司在蒙大拿州拥有多座水电设施，总装机容量459 MW[40] 南达科他州电力业务 - 2022年南达科他州电力业务为超64,700名客户提供服务，住宅、商业和其他销售分别占零售电力公用事业收入的约38%、60%和2%[41] - 2022年南达科他州电力业务为超64,700名客户提供服务，住宅、商业和其他销售分别占零售电力公用事业收入的约38%、60%和2%[41] - 南达科他州年度零售电力供应负荷平均约200兆瓦，峰值340兆瓦，电力供应来自自有、合同资源和市场采购[42] - 南达科他州电力系统年零售电力供应负荷平均约200 MWs，峰值负荷340 MWs[42] - 南达科他州电力供应资源包括211兆瓦的合资煤矿电厂、138兆瓦的两座天然气发电厂、多个调峰机组、80兆瓦风电场及四个风电项目的购买输出[43][44] - 公司南达科他州电力供应资源包括211 MWs的合资煤矿电厂和138 MWs的两座天然气发电厂[43] - 公司南达科他州电力供应还包括多个调峰机组和一座80 MW的风力发电场，并通过购电协议购买四个风力项目的电力[44] 天然气业务情况 - 2022年蒙大拿州向约209,100名客户分销天然气，输送约47Bcf天然气，零售天然气供应需求约23.2Bcf，发电燃料天然气供应需求约5.7Bcf[46] - 2022年蒙大拿州向约209,100名客户分销天然气，输送约47Bcf天然气，零售供应需求约23.2Bcf，发电燃料供应需求约5.7Bcf[46] - 截至2022年12月31日，公司自有天然气储量约35.1Bcf，预计2023年提供约3.0Bcf，占蒙大拿州预计年度零售天然气负荷的约13%[47] - 2022年南达科他州向约49,200名客户提供天然气，输送第三方运输量约31.0Bcf；内布拉斯加州向约43,000名客户提供天然气，输送第三方运输量约3.8Bcf[48] - 2022年南达科他州向约49,200名客户提供天然气，输送第三方运输量约31.0Bcf；内布拉斯加州向约43,000名客户提供天然气，输送第三方运输量约3.8Bcf[48] - 2022年南达科他州天然气供应需求约6.3Bcf，内布拉斯加州约4.4Bcf[49] - 2022年南达科他州天然气供应需求约6.3Bcf，内布拉斯加州约4.4Bcf[49] 特许经营权情况 - 未来五年，蒙大拿州九个特许经营权可能到期，涉及约9,077名客户，占比4%；南达科他州六个和内布拉斯加州一个特许经营权到期，涉及约27,104名客户，占比29%[50][51] - 未来五年，蒙大拿州九个特许经营权可能到期，占该州天然气客户的约4%；南达科他州六个和内布拉斯加州一个特许经营权到期，占两州天然气客户的约29%[50][51] 授权费率基数与回报率 - 截至2022年12月31日，蒙大拿州电力交付和生产授权费率基数约26.758亿美元，授权回报率6.92%；南达科他州电力授权费率基数约7.996亿美元，授权回报率7.24%；内布拉斯加州天然气授权费率基数约4990万美元，授权回报率8.49%[52] - 截至2022年12月31日，蒙大拿州授权费率基数估计为35.904亿美元，南达科他州为8.974亿美元，内布拉斯加州为4990万美元[52] 运营监管与费率调整 - 蒙大拿州运营受MPSC监管，电力供应成本通过PCCAM跟踪，天然气供应费率由MPSC设定[53][54] - 蒙大拿州电力供应跟踪机制PCCAM按90%的比例分担能源供应成本差异，天然气供应费率每月调整[53][54] - 南达科他州运营受SDPUC监管，零售电力费率有多种选择，电力和天然气费率有调整条款[55] - 南达科他州电力调整条款按季度调整，天然气购买调整条款允许每月调整费用[55] - 内布拉斯加州天然气费率和服务条款受NPSC监管，零售天然气费率有多种选择和购气调整条款[56][57] - 内布拉斯加州天然气购买调整条款根据供应和运输成本变化每半年或更频繁调整[57] 员工情况 - 截至2022年12月31日公司有1530名员工，其中1232名在蒙大拿州，298名在南达科他州或内布拉斯加州[60] - 截至2022年12月31日，公司有1530名员工，其中1232名在蒙大拿州，298名在南达科他州或内布拉斯加州[60] - 蒙大拿州员工中有454人（占37%）受7项集体谈判协议覆盖，协议2026年到期；南达科他州和内布拉斯加州员工中有165人（占56%）受2021年重新谈判的集体谈判协议覆盖，协议2025年到期[60] - 蒙大拿州的454名员工（占比37%）受7项集体谈判协议覆盖，协议2026年到期；南达科他州和内布拉斯加州的165名员工（占比56%）受2021年重新谈判的集体谈判协议覆盖，协议2025年到期[60] 高管薪酬与团队构成 - 2022年和2021年CEO薪酬分别约为公司员工薪酬中位数的26倍和28倍[63] - 2022年和2021年CEO薪酬分别约为公司员工薪酬中位数的26倍和28倍[63] - 2022年CEO目标薪酬约79%、其他高管约65%以绩效激励或股权奖励形式存在风险[63] - 2022年CEO约79%的目标薪酬、其他高管约65%的目标薪酬以绩效激励或股权奖励形式存在风险[63] - 公司高管团队女性占比50%，董事会女性占比38%且有一名族裔多元化成员（占13%）[66] - 公司高管团队女性占比50%，董事会女性占比38%，有一名少数族裔成员（占比13%）[66] 安全记录 - 2022年和2021年公司全范围可记录事故率分别为1.57和1.77，损失工时事故率分别为0.59和0.66[67] - 2022年和2021年公司全公司范围内可记录事故率分别为1.57和1.77，损失工时事故率分别为0.59和0.66[67] - 截至2022年12月31日公司五年平均安全记录优于行业同行[67] - 公司2022年的五年平均安全记录优于行业同行的五年平均水平[67] 公司监管与业务服务 - 公司受FERC对电力传输服务、批发电力销售、水电许可等方面的管辖和监管[58] - 公司受FERC对电力传输服务、批发电力销售、水电许可和运营等方面的监管[58] - 公司蒙大拿州批发输电客户按OATT服务，南达科他州输电业务在SPP并按SPP OATT提供服务[59] - 公司蒙大拿州批发输电客户按OATT服务，南达科他州输电业务在SPP，按SPP OATT提供服务[59] 资本支出 - 预计2023年和2024年环境控制设施的资本支出不重大[60] - 2023年和2024年环境控制设施的预计资本支出预计不重大[60] 其他业务计划 - 公司预计2023年第一季度提交更新的综合资源计划（IRP），2020年竞争性招标获得100兆瓦5年容量采购和175兆瓦黄石县发电站项目[41] - 公司预计2023年第一季度提交更新的综合资源计划（IRP）[41] - 公司于2021年6月16日加入西部能源不平衡市场（EIM），2022年增加与多家公司的EIM传输能力[41] 储备裕度概念 - 储备裕度是可用容量与峰值需求的差值，正百分比表示电力系统有过剩容量，负百分比表示需使用市场资源才能满足峰值需求[23]

业绩总结 - NorthWestern公司在2021年实现GAAP稀释每股收益（EPS）为3.39美元[195] - 2021年公司每股分红为2.48美元，派息比率为125%[196] - 2021年，NorthWestern公司的客户增长率为0.96%，高于全国平均水平0.75%[40] - 预计每股收益（EPS）增长目标为3%-6%[14] - 预计2022年电力基础费率为2790百万美元，天然气基础费率为575百万美元，总基础费率为3365百万美元[46] 用户数据 - 2021年，NorthWestern公司的住宅电费和天然气费低于全国平均水平，电费为140美元，天然气费为120.04美元[32] - 2021年公司在社区经济产出达到26亿美元，其中蒙大拿州为23亿美元，南达科他州和内布拉斯加州合计为3亿美元[110] - 2021年公司为低收入家庭提供了860万美元的能源援助[110] - 2021年客户满意度评分中，电力和天然气的评分分别为760和740[115] 未来展望 - 预计未来五年将进行24亿美元的低风险资本投资，以应对电网现代化和可再生能源整合[58] - 预计2023年将发布更新的资本投资计划，紧随蒙大拿州费率审查结果[63] - 预计2023年将提交综合资源计划，计划中包括2026年可用的容量竞争性招标请求[75] - 预计未来将继续进行可再生资源的重大投资，以确保长期能源供应价格的稳定性[13] 新产品和新技术研发 - 预计在黄石县建设175MW的内燃机发电设施，成本约为2.75亿美元[167] - 预计未来十年，西部地区的煤炭退役计划将超过20吉瓦，导致容量缺口加剧[169] - 自2011年以来，NorthWestern新增的780MW清洁能源资源均为无碳资源[178] 市场扩张和并购 - 公司在2008年至2022年间，能源基础设施投资从25亿美元增加到超过70亿美元[126] - 公司在清洁能源资源上投资超过10亿美元，确保约60%的电力来自碳中和资源[126] 负面信息 - 2022年电力和天然气临时费率将于2022年10月1日生效，需根据MPSC的批准进行退款[63] - 预计2022年电力和天然气服务区域的正常天气假设将影响收益指导[63] 其他新策略和有价值的信息 - 目标债务资本比率为50%-55%，流动性目标为1亿美元或更高[14] - 预计资本支出将推动年化基础增长约4%-5%[60] - 目标长期每股收益增长为3%-6%，同时维持60%-70%的股息支付比率[62] - 2021年，NorthWestern公司电力发电组合中56%的能源来自水电、风能和太阳能，显示出其低碳供应组合的优势[26]

业绩总结 - 2022年第三季度运营收入为335.1百万美元，较2021年的326.0百万美元增长2.8%[200] - 2022年第三季度净收入为27.4百万美元，较2021年的35.2百万美元下降22.3%[200] - 2022年第三季度稀释每股收益为0.47美元，较2021年的0.68美元下降30.8%[200] - 2022年第三季度总运营费用为177.9百万美元，较2021年的171.6百万美元增长3.7%[200] - 2022年第三季度有效税率为(0.9%)，较2021年的6.6%下降7.5%[200] 用户数据 - 2021年，北方西部公司的客户增长率为0.96%，高于全国平均水平的0.75%[40] - 2021年公司在电力和天然气的客户满意度评分上有所提升，反映出客户体验的改善[113] 资本投资与未来展望 - 北方西部公司预计未来五年将进行24亿美元的低风险资本投资，以应对电网现代化和可再生能源整合[58] - 2022-2026年资本支出计划为24亿美元，较之前的五年计划增加3亿美元[185] - 预计2023年将发布更新的资本投资计划，具体取决于蒙大拿州的费率审查结果[63] - 预计资本支出将推动年化基础增长约4%-5%[60] 新产品与技术研发 - 175兆瓦的黄石县发电项目建设成本约为2.75亿美元，目前已投资9810万美元[74] - 预计到2025年，北方西部公司将解决容量赤字问题，计划提交更新的综合资源计划[79] - 预计2023年将进行全源竞争性招标请求，以获取2026年可用的容量[79] 市场扩张与并购 - 公司在2021年加入西部能源不平衡市场（WEIM），为蒙大拿州客户提供经济高效的能源[88] - 2021年公司为社区创造了26亿美元的经济产出，其中蒙大拿州为23亿美元，南达科他州和内布拉斯加州为3亿美元[109] 负面信息 - 预计在黄石县建设175MW的内燃机发电设施，成本约为2.75亿美元，若采用风能或太阳能提供相同的160MW容量，资本成本预计在21亿至41亿美元之间[166] - 蒙大拿州的发电资源计划退休与需求增长导致传输系统压力增加，过去三年出现两次创纪录的峰值[88] 其他新策略与有价值的信息 - 目标债务资本比率为50%-55%，流动性目标为1亿美元或更高[14] - 目标每股收益（EPS）年增长率为3%-6%，加上股息收益率，以提供具有竞争力的总回报[14] - 预计长期股息支付比率为60%-70%[14] - 2021年公司在基础设施上投资超过11亿美元，以现代化和提高能源交付系统的可靠性和灵活性[125] - 公司在过去13年中通过能源效率项目帮助客户节省了685,041 MWh的能源，相当于为76,000个家庭提供一年的电力[115]

财务数据和关键指标变化 - 2022年第三季度净收入为2740万美元，摊薄后每股收益为0.47美元；非GAAP每股收益为2430万美元，摊薄后每股收益为0.42美元；2021年第三季度净收入为3520万美元，摊薄后每股收益为0.68美元 [10][16] - 2022年年初公司设定的每股收益指引范围为3.20 - 3.40美元，现缩小至3.20 - 3.35美元 [28] - 2022年年初至今运营现金流较上一年显著改善8770万美元，但FFO减少了1560万美元 [26] 各条业务线数据和关键指标变化 公用事业业务 - 公用事业利润率较上一时期减少320万美元，导致净收入下降 [20][23] - 输电利润率因公式费率降低和交易量减少，收入降低 [20] - PCCAM机制下，与上一时期相比有130万美元的影响，绝对值上有425万美元的负面影响 [21] - 电力零售业务有210万美元的利好，但商业业务量因客户增长2%和天气较暖而降低 [22][23] 资本投资业务 - 过去五年公司资本投资达17亿美元，复合年增长率为12%；2022年资本计划为5.82亿美元，且仍在按计划进行 [33][34] - 未来五年计划投资24亿美元，预计推动年化费率基数增长约4% - 5%，目标是年底实现FFO与债务比率达到14% - 15% [35] 各个市场数据和关键指标变化 - 电力市场方面，8月底至9月初市场价格峰值超过1000美元/兆瓦时，给公司带来成本压力 [21] - 天然气市场方面，公司面临填充淡季储存成本增加和天然气价格上涨的问题，影响近期现金流 [27] 公司战略和发展方向和行业竞争 公司战略和发展方向 - 继续投资交付业务和供应业务，包括电网现代化和增加容量，以及整合可再生能源资源 [35] - 推进蒙大拿州和南达科他州的费率审查和资源规划工作，以实现成本回收和业务增长 [10][14] 行业竞争 - 未提及行业竞争相关内容 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 经营环境面临市场供应价格高、利率压力、PCCAM回收问题以及通货膨胀等挑战，但公司认为这些是行业普遍面临的问题 [28][56] - 公司通过提交费率审查和获得临时费率，有望缓解成本压力，实现业务的可持续增长，预计未来净收入将增加 [30][56] 其他重要信息 - 董事会新成员Kent Larson为公司带来贡献；公司总法律顾问Heather Grahame将于1月退休，Shannon Heim将接任总法律顾问，Fang将担任监管事务副总裁；分销副总裁Curt Pohl转岗负责业务发展，Jason Merkel接任分销副总裁 [6][7][8] - 蒙大拿州公共服务委员会于10月1日发布临时命令，将显著缓解监管滞后和购电成本回收不足的问题，并为最终命令提供追溯日期 [10][11] - 公司在黄石县的建设项目已投资近1亿美元，预计2024年投入商业运营；已提交南达科他州资源计划，蒙大拿州资源计划预计年底提交 [41][42][43] 问答环节所有提问和回答 问题1: 2022年的不利因素对2023年的影响，GRC能否抵消这些影响 - 公司认为GRC是关键因素，有助于重置PCCAM基础，解决过去的盈利不足问题，推动业务增长，但利率压力是行业普遍面临的问题，公司将与其他公司共同应对 [55][56][59] 问题2: 蒙大拿州最高法院关于预批准法上诉的潜在结果及影响 - 最高法院的决定对黄石电站项目无影响；此前基于地区法院决定申请预批准的50兆瓦电池项目已取消 [60][61] 问题3: 若收购更多科尔斯特里普电厂的产能，其成本与市场新建项目成本的比较 - 科尔斯特里普电厂是有价值的资源，在高峰需求时能提供帮助，但这是一个假设性问题，未给出具体成本比较 [63][64] 问题4: 如何将科尔斯特里普电厂情况纳入蒙大拿州综合资源计划（IRP） - 计划中可能会考虑科尔斯特里普电厂的关闭日期情景，因公司对其4号机组只有30%的权益，无法完全控制关闭时间 [71][72] 问题5: 2022年的不利因素在2023年是否持续，对新费率的影响 - 公司认为PCCAM机制带来的不利因素是多方面的，GRC提案有助于缓解这些影响，重置PCCAM基础对提高回报率至关重要 [74][75][76] 问题6: 如何考虑2023年的运营和维护（O&M）预算 - 运营成本面临一定压力，但仍在可控范围内，符合预期；2023年公司将继续管理潜在的通货膨胀和价格影响，且公司在O&M方面表现良好 [84][85][86] 问题7: 输电业务和商业业务量的情况及未来预期 - 输电业务收入较去年减少470万美元，主要是由于公式费率下降和交易量略有减少；商业业务量因天气暖和和劳动力市场挑战略有下降，但公司认为单季度数据不代表趋势，将继续关注并在第四季度更新情况 [90][92][96]