业绩总结 - 2022年第三季度净收入为2740万美元，较去年同期下降22.3%[73] - 2022年第三季度稀释每股收益为0.47美元，较2021年同期下降35.4%[21] - 2022年第三季度运营收入为3.351亿美元，同比增长2.8%[9] - 2022年第三季度总运营费用为1.779亿美元，同比增长3.7%[9] - 2022年第三季度现金流来自运营活动为3.093亿美元，较2021年同期增长39.5%[23] - 2022年预计每股收益指导范围调整为3.20至3.35美元[30] 用户数据 - 2022年截至9月30日的净收入为10.526亿美元，较2021年同期增长3.2%[98] - 2022年调整后的非GAAP净收入为10.460亿美元，较2021年同期增长4.7%[98] - 2022年每股摊薄收益（EPS）为2.09美元，较2021年下降17.0%[98] 未来展望 - 预计长期年均每股收益增长率为3%-6%[6] - 2022年第四季度每股摊薄收益的预期范围为1.15美元至1.30美元[96] - 2022年预计的资本投资为5.82亿美元，计划在未来五年内投资24亿美元[34] 新产品和新技术研发 - 公司承诺到2050年实现净零排放，2035年后不再增加碳排放发电设施[53] - 自2008年以来，北方西部能源公司的关键能源基础设施从25亿美元增加到2022年的超过70亿美元，公司的价值增长超过三倍[45] - 公司在清洁能源资源上投资超过10亿美元，约60%的电力来自无碳资源[45] 市场扩张和并购 - 黄石县175兆瓦发电项目的建设成本约为2.75亿美元，目前已投资9810万美元[41] - 南达科他州的58兆瓦Bob Glanzer发电站为风能和太阳能项目提供按需资源[42] 负面信息 - 2022年第三季度公用事业利润为2.261亿美元，同比下降0.5%[56] - 由于CREP罚款，2022年非GAAP调整增加了250万美元[96] - 2022年第三季度的运营收入为4820万美元，较2021年的5570万美元下降13.5%[73] 其他新策略和有价值的信息 - 2022年第三季度的利息支出为2530万美元，较2021年同期增加8.6%[21] - 2022年第三季度的资本支出为3.863亿美元，较2021年同期增加24.1%[24] - 截至2022年12月31日，现金及现金等价物为9100万美元，较2021年的2800万美元显著增加[191]

公司服务范围 - 公司为约753,600名蒙大拿州、南达科他州、内布拉斯加州和黄石国家公园的客户提供电力和/或天然气服务[115] 财务数据关键指标变化（季度） - 2022年第三季度合并净收入为2740万美元，2021年同期为3520万美元，同比减少780万美元[121] - 2022年第三季度净利润为2740万美元，2021年同期为3520万美元[152] - 2022年第三季度毛利润为7630万美元，2021年同期为8060万美元，减少430万美元，降幅5.3%[153] - 2022年第三季度公用事业利润率为2.261亿美元，2021年同期为2.273亿美元，减少120万美元，降幅0.5%[156] - 2022年第三季度运营费用（不包括燃料、采购供应和直接传输费用）为1.779亿美元，2021年同期为1.716亿美元，增加630万美元，增幅3.7%[162] - 2022年第三季度运营收入为4830万美元，2021年同期为5570万美元[165] - 2022年第三季度利息费用为2530万美元，2021年同期为2330万美元[166] - 2022年第三季度其他收入为420万美元，2021年同期为530万美元[167] - 2022年第三季度所得税收益为20万美元，2021年同期所得税费用为250万美元[168] - 2022年第三季度，公司实际税率为 - 0.9%，2021年同期为6.6%[169][170] - 2022年第三季度，公司总零售电力收入为2.48202亿美元，较2021年的2.50703亿美元下降1.0%；总营收为2.92271亿美元，较2021年的2.87473亿美元增长1.7%；公用事业利润率为1.96717亿美元，较2021年的1.98098亿美元下降0.7%[190] - 2022年第三季度，蒙大拿州冷却度日数为562，较2021年高14%，较历史平均高49%；南达科他州冷却度日数为811，较2021年低1%，较历史平均高28%[192] - 2022年第三季度，公司公用事业利润率减少140万美元，主要因输电收入降低470万美元、蒙大拿州电力供应成本增加130万美元等[194] - 2022年第三季度，较高的电力零售量受蒙大拿州夏季天气变暖和客户增长推动，部分被蒙大拿州商业需求下降抵消[195] - 截至2022年9月30日的三个月，天然气总营收4.2798亿美元，2021年同期为3.8482亿美元，增长11.2%[207] - 截至2022年9月30日的三个月，天然气公用事业利润率增长0.2百万美元[210] 财务数据关键指标变化（九个月） - 2022年9月30日止九个月，公司合并净利润为1.163亿美元，2021年同期为1.355亿美元[172] - 2022年9月30日止九个月，公司合并毛利率为2.669亿美元，2021年为2.754亿美元，减少850万美元，降幅3%[173] - 2022年9月30日止九个月，公司合并公用事业利润率为7.136亿美元，2021年同期为7.139亿美元，减少30万美元，降幅不到1%[176] - 2022年9月30日止九个月，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5.337亿美元，2021年同期为5.181亿美元[183] - 2022年9月30日止九个月，公司合并运营收入为1.799亿美元，2021年同期为1.957亿美元[184] - 2022年9月30日止九个月，公司合并利息费用为7310万美元，2021年同期为7030万美元[185] - 2022年9月30日止九个月，公司合并其他收入为1180万美元，2021年同期为1390万美元[186] - 2022年9月30日止九个月，公司合并所得税费用为230万美元，2021年同期为390万美元[187] - 2022年9月30日止九个月，公司实际税率为1.9%，2021年同期为2.8%，预计2022年实际税率在0%至3%之间[169][187] - 2022年前九个月，公司税前收入为1.186亿美元，联邦法定税率计算的所得税为2490万美元，实际所得税费用为230万美元，有效税率为1.9%；2021年对应数据分别为1.394亿美元、2930万美元、390万美元和2.8%[188] - 2022年前九个月，公司总零售电力收入为7.08258亿美元，较2021年的7.00971亿美元增长1.0%；总营收为8.07415亿美元，较2021年的7.98984亿美元增长1.1%；公用事业利润率为5.76543亿美元，较2021年的5.80182亿美元下降0.6%[198] - 2022年前九个月，蒙大拿州冷却度日数为602，较2021年低5%，较历史平均高36%；南达科他州冷却度日数为877，较2021年低9%，较历史平均高24%[201] - 2022年前九个月，公司公用事业利润率减少370万美元，主要因输电收入降低560万美元、QF负债调整减少280万美元等[203] - 2022年前九个月，较高的电力零售量受客户增长以及住宅和工业需求增加推动，部分被蒙大拿州商业需求下降抵消[204] - 2022年QF负债调整带来510万美元收益，2021年同期为790万美元[205] - 2022年当前合同年成本有利减少180万美元，上一时期为260万美元[206] - 2023 - 2024合同年QF负债有利调整减少330万美元，上一年不利调整为210万美元[206] - 截至2022年9月30日的九个月，天然气总营收24.5139亿美元，2021年同期为22.5991亿美元，增长8.5%[213] - 截至2022年9月30日的九个月，天然气公用事业利润率增长340万美元[218] - 2022年前九个月经营活动提供的现金为3.093亿美元，2021年同期为2.216亿美元[224][225] - 2022年前九个月投资活动使用的现金为3.873亿美元，2021年同期为3.118亿美元[224][229] - 2022年前九个月融资活动提供的现金为8790万美元，2021年同期为9730万美元[224][230] - 2022年前九个月未收能源供应成本净现金流出较2021年同期改善7650万美元[225] 蒙大拿州费率审查数据 - 蒙大拿州费率审查中，电力当前ROE为9.65%，提议升至10.60%；天然气当前ROE为9.55%，提议升至10.60%[126] - 蒙大拿州费率审查中，电力当前股权比率为49.38%，提议降至48.02%；天然气当前股权比率为46.79%，提议升至48.02%[126] - 蒙大拿州费率审查中，电力预测2022年费率基数为27.9亿美元，净费率基数增加4.53亿美元；天然气预测2022年费率基数为5.75亿美元，净费率基数增加1.43亿美元[126] - 蒙大拿州费率审查中，电力请求收入增加1.71亿美元，天然气请求收入增加2300万美元[126] 临时费率批准情况 - 2022年9月28日，MPSC批准临时费率，自10月1日起，基础电价增加2940万美元，PCCAM基础费率增加6110万美元，基础天然气费率增加170万美元[128] 电力供应成本情况 - 截至2022年9月30日，公司在2022年7月至2023年6月的PCCAM年度中，蒙大拿州电力供应成本少收约2860万美元[129] 项目建设情况 - 黄石县175兆瓦电厂于2022年4月开工，预计2024年为蒙大拿州客户供电，总建设成本约2.75亿美元[134] - 南达科他州新的Bob Glanzer发电站于2022年5月27日投入运营，58兆瓦天然气厂总成本约8310万美元[138] 资本投资情况 - 2022年资本投资预计与2021年年报披露的5.82亿美元一致[141] 植被管理和危险树木清除项目花费 - 过去十年在植被管理和危险树木清除项目上花费近8000万美元[144] 公司财务政策与目标 - 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%[222] - 公司计划维持50 - 55%的债务与总资本比率（不包括融资租赁）[237] 公司流动性情况 - 截至2022年9月30日，公司总净流动性约为7410万美元，包括910万美元现金和6500万美元循环信贷额度[223] - 远期股权出售协议可通过普通股换取约9690万美元现金，进一步增强公司流动性[223] 信贷安排情况 - 截至2022年9月30日和2021年，信贷安排的未偿还余额分别为3.85亿美元和2.95亿美元[235] - 截至2022年10月21日，循环信贷安排的可用额度约为6700万美元[235] 长期债务情况 - 2022年未发行新的长期债务，也没有预定的长期债务到期[236] 公司评级情况 - 截至2022年10月21日，惠誉、穆迪和标普对公司的评级分别为A -/BBB +/F3、A3/Baa2/Prime - 2、A -/BBB/A - 2，展望均为稳定[242] 公司总承诺金额情况 - 截至2022年9月30日，公司的总承诺金额为73.88302亿美元[245] 养老金和退休后福利计划情况 - 公司预计与养老金和其他退休后福利计划相关的现金债务为五年，之后难以估计[246] QF合同义务情况 - 某些QF要求公司在2029年前以每兆瓦时64美元至136美元的价格购买最低数量的能源，估计总合同义务约为4.054亿美元，其中约3.429亿美元可通过费率收回[246][251] 采购承诺情况 - 公司签订的各种采购承诺期限为1至26年，能源供应成本通常可通过MPSC批准的费率机制收回[246] 利率假设情况 - 公司假设循环信贷安排未偿还余额的平均利率为4.39%[246] 担保债券情况 - 截至2022年9月30日和2021年12月31日，公司作为Colstrip的共同所有者分别提供了约1730万美元和1990万美元的担保债券[247] 合同估计方法修改情况 - 2022年第二季度公司修改了对含可变定价条款合同年度升级的估计方法，此前使用3%的升级率[250] QF负债计算情况 - 公司的电力QF负债基于QF估计义务与费率中可收回固定金额之间差额的净现值（按7.75%折现）[251] 合同价格变动情况 - 2021年和2022年上半年的高通胀导致2022 - 2023合同年实际合同价格下降20%，预计2023 - 2024合同年价格将上涨约40%[253] - 估计的2023 - 2024合同定价变动10%将影响公司税前经营成果约±270万美元[253] 市场风险管理情况 - 公司已建立全面的风险管理政策和程序来管理市场风险，自2021年12月31日以来市场风险无重大变化[256]

业绩总结 - 2022年第二季度的营业收入为3.23亿美元，较2021年的2.98亿美元增长8.3%[180] - 2022年第二季度的净收入为2980万美元，同比下降19.9%[198] - 2021年每股收益（GAAP）为3.35美元，较2020年增长[68] - 2021年非GAAP调整后的每股收益（EPS）为3.35美元，预计2022年每股收益指导范围为3.20至3.40美元[68] - 2021年，NorthWestern的电力客户为391,400，天然气客户为206,600[14] 用户数据 - 2021年，NorthWestern的天然气储存能力为17.75 Bcf，拥有38.8 Bcf的已探明天然气储备[14] - 2021年，NorthWestern在社区经济产出方面达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为3亿美元[124] - 典型住宅电费在蒙大拿州为88.21美元，低于全国平均水平的140美元[126] - NorthWestern的能源效率项目在过去13年中帮助客户节省了685,041兆瓦时的能源，相当于为76,000个家庭提供一年的电力[130] 财务状况 - 公司的债务资本比率目标为50%-55%，流动性目标为超过1亿美元[10] - 公司的投资级信用评级包括Fitch A-、Moody's A3和S&P A-，展望均为稳定[42] - 预计2022年有效税率将逐步上升至约15%[144] - 2021年每股分红为2.48美元，基于GAAP每股收益的支付比率为100%[52] 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[71] - 预计未来每年将实现4%至5%的基准增长[64] - 预计2023-2024冬季，175兆瓦黄石县发电项目的建设成本约为2.75亿美元[99] - 预计2022年运营费用将保持在可持续水平，部分抵消资本投资的稀释效应[68] 新产品与技术研发 - 2021年，NorthWestern的电力发电组合中，约56%的能源来自水电、风能和太阳能，显示出其高度的低碳供应组合[21] - 2021年，NorthWestern的电力组合中56%的电力来自碳中和资源，远高于全国平均水平的40%[119] - 自2011年以来，公司新增了约780兆瓦的清洁能源资源，所有新增资源均为无碳资源[174] 市场扩张与并购 - 预计建设175 MW的天然气发电设施的成本约为2.75亿美元，而建设相同容量的风能或太阳能设施的成本预计在21亿至41亿美元之间[163] - NorthWestern计划在2024-2028年期间实施5年增强野火缓解计划，允许根据年度费用和新资本的回收调整费率[87] 负面信息 - 2022年第二季度的电力和天然气总公用事业利润为2.303亿美元，同比下降2.3%[192] - 公用事业利润为2.28亿美元，较2021年的2.30亿美元下降1.0%[180] - 运营费用增加的原因包括保险费用增加160万美元和折旧费用增加140万美元[196]

业绩总结 - 2022年第二季度净收入为2980万美元，每股摊薄收益为0.54美元[6] - 2022年第二季度运营收入为3.23亿美元，同比增长8.3%[9] - 2022年上半年净收入为8890万美元，同比下降11.4%[28] - 2022年上半年经营活动产生的现金流为2.33亿美元，同比增长122.4%[28] - 2022年全年非GAAP每股收益指导为3.20至3.40美元[6] - 2022年第二季度的总收入为3.23亿美元，同比下降3.0%[26] - 2022年第二季度公用事业利润为2.28亿美元，同比下降1.0%[9] 用户数据 - 2022年第二季度电力业务的公用事业利润为1.857亿美元，较2021年的1.922亿美元下降了3.4%[49] - 2022年第二季度天然气业务的公用事业利润为4230万美元，较2021年的3810万美元增长了11.0%[49] 费用与支出 - 燃料、采购供应及直接传输费用为9500万美元，同比增长39.9%[9] - 总运营费用为1.76亿美元，同比增长2.6%[9] - 利息费用为2400万美元，同比增加2.1%[9] - 2022年上半年整体运营费用为699百万美元，较2021年上半年减少了4.0%[90] 未来展望 - 预计长期年均每股收益增长率为3%至6%[6] - 2022年预计的有效税率将逐渐增加到约15%[80] - 2022年资本投资计划为5.82亿美元，预计未来五年将达到24亿美元的低风险资本投资[36] 新产品与技术研发 - 175兆瓦的黄石县发电项目总建设成本约为2.75亿美元，预计在2023-2024冬季投入商业运营[39] 其他策略 - 公司承诺到2050年实现净零排放，需在2035年后不再增加碳排放发电能力[45] - 预计2022年股息支付比率将超过60%-70%[31]

财务数据和关键指标变化 - 本季度净收入2980万美元，摊薄后每股收益0.54美元，非GAAP每股收益3.001亿美元或摊薄后每股0.54美元，预期长期年每股收益增长率在3% - 6%，重申全年非GAAP每股收益指引在3.20 - 3.40美元之间 [9] - 第二季度净收入较之前减少740万美元，经调整后净收入从2021年第二季度的2920万美元增至2022年第二季度的3010万美元，但摊薄后每股收益从0.56美元降至0.54美元 [15] - 运营费用本季度增加2.08亿美元，主要因保险成本和折旧增加，但符合2022年指引预期 [23] - 现金流从第一季度开始改善的趋势延续至第二季度，主要得益于收取前期能源成本、有利的收入和无前期退款等因素，且本季度穆迪取消了公司的负面展望 [26] 各条业务线数据和关键指标变化 - 零售业务量表现良好，但受2021年第二季度有利项目缺失和CREP诉讼罚款影响，比较结果不佳，利润率下降200万美元 [16][17] - 天然气业务因4、5月较凉爽天气表现良好，居民和商业用电使用量稳定，但工业用电有所抵消，天然气和电力业务利润率合计有利670万美元 [20][21] - 过去五年公司资本投资约18亿美元，复合年增长率为12%，未来五年计划投资增至24亿美元，其中三分之二用于输配电业务，三分之一用于发电业务 [30] 各个市场数据和关键指标变化 - 西南电力联营体（SPP）将储备要求提高到15%，公司位于南达科他州的Bob Glanzer发电站被SPP频繁调用 [83] - 蒙大拿州曾一度储备率为负46%，短期内有所改善，但仍需努力提升储备率 [83] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划在8月提交蒙大拿州的电力和天然气费率案，旨在减少监管滞后，提高回报率，改善现金流，支持信用评级并继续投资和竞争资本 [33][34] - 预计在下半年提交南达科他州资源计划，年底提交蒙大拿州资源计划 [36] - 公司参与西部多个市场组织和计划，认为西部市场将继续发展并更具组织性，但不确定是否会形成完整正式的区域输电组织（RTO） [107][108][109] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司财务结果符合本季度预期，资本计划进展顺利，尽管面临供应链挑战、价格上涨和材料交付时间延长等问题 [9][10] - 公司员工在蒙大拿州和南达科他州应对恶劣天气表现出色，安全恢复服务，得到客户认可 [11][12] - 行业容量市场具有挑战性，短期内仍面临困难，公司需要现有资源和合同资源来满足需求，同时需在州内进行更多投资以解决供应和传输容量问题 [78][79][81] 其他重要信息 - 公司董事会会议在蒙大拿州卡利斯佩尔举行，公司与当地代表员工达成多年期劳动合同，提供了稳定性 [6][7] - 公司首席执行官Bob Rowe将于年底辞职，总裁兼首席运营官Brian Bird将接任首席执行官一职 [39] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: Talen破产程序中仲裁相关情况及其他方参与仲裁的兴趣 - 太平洋西北地区业主和公司分别提交动议，Talen需在8月11日提交提案，8月15日举行听证会，公司希望推进仲裁，各方都希望解决不确定性问题，公司致力于找到让各方满意的解决方案 [47][48][51] 问题2: 21号证券化立法在PSC通过和正式化的情况及是否可用于Colstrip - 委员会已推进相关规则制定，但公司目前重点是继续运营，在实现净零目标过程中需要该资源 [52] 问题3: 即将在8月提交的费率案预计带来的收入增加幅度 - 公司在提交前无法提供过多信息，附录中有关于费率基数的幻灯片，此次是电力和天然气联合申请，公司有大量服务客户的投资需要通过费率案收回成本 [61] 问题4: 费率案中可能存在争议的部分 - 公司与工作人员和委员会进行了富有成效的对话，他们了解公司的投资情况和计划，费率案包括成本转嫁、费率基数调整和政策提案三部分，团队专业，预计将是高质量的申请 [63][66][67] 问题5: 空气质量许可证相关诉讼的结果预期和不利情况的潜在影响 - 目前无法确定结果，各方将于本周五提交听证后文件，若案件被发回，相关部门需按法院指示处理，不利的地区法院判决将对蒙大拿州经济产生重大影响 [68][69][70] 问题6: 区域容量问题的情况 - 市场极具挑战性，短期内仍困难，公司需要现有资源和合同资源，蒙大拿州供应和传输容量都有约束，需要更多投资，南达科他州的Bob Glanzer发电站被SPP频繁调用 [78][79][83] 问题7: Bob Glanzer发电站的调度情况 - 实际调度情况达到或超过预期 [84][85] 问题8: 降水对水电条件的影响 - 4月大雪使密苏里河水位上升，水电容量今年应好于去年，蒙大拿州第一季度的干旱状况明显改善，火灾季情况预计好于去年 [86][88] 问题9: 季度调整中不排除QF同比数据的思考过程 - QF负债有不同部分，每年有实际产出和定价的调整、对模型未来价格波动的调整，去年调整的是合同到期的部分，公司会谨慎考虑调整情况 [90][92][93] 问题10: 通胀法案对Colstrip的影响及公司的看法 - 公司期待研究该法案，内部已有基础设施法案相关流程，若法案通过将纳入该流程 [105][106] 问题11: 加入西部市场探索小组的情况及该小组的发展预期 - 西部有多个活跃组织，公司参与多个相关工作，认为西部市场将继续发展并更具组织性，但不确定是否会形成完整正式的RTO [107][108][109] 问题12: 8月费率案中是否尝试解决一些政策机制问题及如何考虑此次费率案 - 提问者列出的问题是公司考虑的一部分，此次申请将包含使监管系统现代化和更高效的提案，需看各方和委员会的反应 [117][118][119] 问题13: 是否考虑分两次申请费率案 - 此次申请将包含一系列提案，需看各方和委员会的反应，后续会与各方讨论以缩小分歧 [119] 问题14: 黄石项目至今的支出情况及收益确认方式 - 目前以非现金在建工程利息资本化（AFUDC）方式确认收益 [121]

客户与服务 - 公司为约753,600名客户提供电力和/或天然气服务[110] 财务数据关键指标变化 - 净利润 - 2022年第二季度净利润为2980万美元，2021年同期为3720万美元，减少740万美元[117] - 2022年第二季度公司合并净收入为2980万美元，2021年同期为3720万美元[142] - 2022年上半年合并净利润为8890万美元，2021年同期为1.003亿美元[160] 项目建设与运营 - 黄石县175兆瓦电厂于2022年4月开工，预计2023 - 2024年冬季投入使用[119] - 南达科他州58兆瓦天然气发电厂于2022年5月27日投入运营，总成本约8310万美元[123] 成本与收入情况 - 截至2022年6月30日，公司蒙大拿州电力供应成本少收约5690万美元[126] - 2022年3个月和6个月，电力供应成本超PCCAM基础收入分别约830万美元和1620万美元[127] 资本支出与计划 - 供应链和通胀挑战使公司2022年资本支出预测增加约2% [133] 历史项目投入 - 公司过去十年在植被管理和危险树木清除项目上花费近8000万美元[135] 公司计划与申请 - 公司预计2022年底向MPSC提交综合资源计划，2026年进行全源竞争性招标[122] - 公司预计2022年8月提交蒙大拿州电力和天然气费率审查申请[125] 财务数据关键指标变化 - 毛利率 - 2022年第二季度公司合并毛利率为7960万美元，2021年同期为8470万美元，减少510万美元，降幅6.0%[143] - 2022年上半年合并毛利率为1.903亿美元，较2021年的1.946亿美元减少430万美元，降幅2%[161] 财务数据关键指标变化 - 公用事业利润率 - 2022年第二季度公司合并公用事业利润率为2.28亿美元，2021年同期为2.303亿美元，减少230万美元，降幅1.0%[146] - 2022年第二季度电力公用事业利润率为1.857亿美元，2021年同期为1.922亿美元，减少650万美元，降幅3.4%；天然气公用事业利润率为4230万美元，2021年同期为3810万美元，增加420万美元，增幅11.0%[145] - 2022年上半年电力业务公用事业利润率为3.798亿美元，天然气业务为1.075亿美元，总计4.873亿美元；2021年同期电力业务为3.821亿美元，天然气业务为1.044亿美元，总计4.865亿美元，总体增长0.8百万美元，增幅0.2%[163] - 2022年6月30日止三个月，电力公用事业利润率较2021年减少650万美元[184] - 2022年上半年电力公用事业利润率较2021年减少225.7万美元[186] - 2022年天然气业务公用事业利润率为4.2281亿美元，较2021年的3.8051亿美元增长11.1%[197] - 2022年3 - 6月天然气业务公用事业利润率较2021年增加420万美元[202] - 2022年1 - 6月天然气业务公用事业利润率为10.7585亿美元，较2021年的10.4458亿美元增长3.0%[205] 财务数据关键指标变化 - 运营费用 - 2022年第二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1.756亿美元，2021年同期为1.712亿美元，增加440万美元，增幅2.6%[152] - 2022年上半年运营费用（不包括燃料、采购供应和直接输电费用）为3.558亿美元，2021年同期为3.466亿美元，增长920万美元，增幅2.7%[171] 财务数据关键指标变化 - 运营收入 - 2022年第二季度公司合并运营收入为5230万美元，2021年同期为5900万美元[155] - 2022年上半年合并运营收入为1.316亿美元，2021年同期为1.4亿美元[172] 财务数据关键指标变化 - 利息费用 - 2022年第二季度公司合并利息费用为2400万美元，2021年同期为2350万美元[156] - 2022年上半年合并利息费用为4770万美元，2021年同期为4700万美元[173] 财务数据关键指标变化 - 其他收入 - 2022年第二季度公司合并其他收入为290万美元，2021年同期为300万美元[157] - 2022年上半年合并其他收入为760万美元，2021年同期为860万美元[174] 财务数据关键指标变化 - 所得税费用与税率 - 2022年第二季度公司合并所得税费用均为140万美元，2022年第二季度有效税率为4.6%，2021年同期为3.4%，预计2022年有效税率在0% - 3%之间[158] - 2022年第二季度所得税费用为140万美元，有效税率为4.6%；2021年同期所得税费用为140万美元，有效税率为3.4%[159] - 2022年上半年合并所得税费用为250万美元，有效税率为2.8%；2021年同期所得税费用为130万美元，有效税率为1.3%，公司预计2022年有效税率在0%至3%之间[175] - 2022年上半年所得税前收入为9.14亿美元，2021年为10.17亿美元；所得税费用2022年为2500万美元（2.8%），2021年为1300万美元（1.3%）[176] 零售量与收入增长因素 - 较高的电力零售量受住宅和商业需求增加及客户增长推动，较高的天然气零售量受寒冷春季天气和客户增长推动[150] - 2022年上半年电力和天然气零售量因有利天气和客户增长而增加，推动了部分收入增长[160][161][168] 电力业务数据关键指标变化 - 2022年总零售电力收入2.14379亿美元，较2021年的2.11235亿美元增长1.5%；总营收2.43418亿美元，较2021年的2.4144亿美元增长0.8%；燃料等费用5769.5万美元，较2021年增长17.2%；公用事业利润率为1.85723亿美元，较2021年下降3.4%[179] - 2022年上半年总零售电力收入4.60057亿美元，较2021年的4.50269亿美元增长2.2%；总营收5.15145亿美元，较2021年的5.11511亿美元增长0.7%；燃料等费用1.35318亿美元，较2021年增长4.6%；公用事业利润率为3.79827亿美元，较2021年下降0.6%[186] - 电力QF负债调整使净收入减少410万美元[192] 天然气业务数据关键指标变化 - 天然气业务中，2022年总零售天然气收入7.163亿美元，较2021年的5.5447亿美元增长29.2%[197] - 2022年天然气业务总营收7.9586亿美元，较2021年的5.6777亿美元增长40.2%[197] - 2022年天然气业务燃料、采购供应和直接传输费用3.7305亿美元，较2021年的1.8726亿美元增长99.2%[197] - 2022年1 - 6月天然气业务总零售天然气收入21.1332亿美元，较2021年的15.6478亿美元增长35.1%[205] - 2022年1 - 6月天然气业务总营收20.2341亿美元，较2021年的18.7509亿美元增长7.9%[205] - 2022年1 - 6月天然气业务燃料、采购供应和直接传输费用9.4756亿美元，较2021年的8.3051亿美元增长14.1%[205] 冷却与加热度日数 - 2022年6月30日止三个月，蒙大拿州冷却度日数40，较2021年低71%，较历史平均低40%；南达科他州冷却度日数66，较2021年低55%，较历史平均低8%[182] - 2022年6月30日止三个月，蒙大拿州加热度日数1402，较2021年高20%，较历史平均高25%；南达科他州加热度日数1593，较2021年高17%，较历史平均高6%[182] - 2022年上半年蒙大拿州冷却度日数40，较2021年低71%，较历史平均低40%；南达科他州冷却度日数66，较2021年低55%，较历史平均低8%[189] - 2022年上半年蒙大拿州加热度日数4638，较2021年高5%，较历史平均高6%；南达科他州加热度日数5688，较2021年高10%，较历史平均高1%[189] QF负债调整收益 - 2022年上半年QF负债调整收益510万美元，2021年同期为920万美元[185] 净流动性与现金情况 - 截至2022年6月30日，公司总净流动性约为1.061亿美元，其中现金810万美元，循环信贷额度可用9800万美元[215] - 2022年上半年经营活动提供的现金为2.328亿美元，2021年同期为1.045亿美元[216] - 2022年上半年投资活动使用的现金为2.353亿美元，2021年同期为1.828亿美元[216] - 2022年上半年融资活动提供的现金为980万美元，2021年同期为8080万美元[216] 债务与资本比率及股息支付率目标 - 公司计划维持债务与总资本比率（不包括融资租赁）在50 - 55%，长期股息支付率目标为每股收益的60 - 70%[214] 信贷安排与到期情况 - 公司有4.25亿美元信贷安排和2500万美元循环信贷安排，分别于2027年5月18日和2024年3月27日到期[224][225] 信贷安排未偿还余额 - 截至2022年6月30日和2021年，信贷安排未偿还余额分别为3.52亿美元和3.1亿美元[226] 股权融资情况 - 2021年11月公司完成3.738亿美元普通股公开发行，2022年6月24日交付200万股获现金9990万美元[229][230] 信用评级情况 - 截至2022年7月22日，公司信用评级方面，惠誉、穆迪、标普对高级有担保、高级无担保、商业票据评级及展望各有不同[232] 合同现金义务和承诺 - 截至2022年6月30日，公司合同现金义务和承诺总计7.419077亿美元，各项目在不同年份有对应支付安排[235] 担保债券情况 - 截至2022年6月30日和2021年12月31日，公司作为Colstrip的共同所有者，分别提供了约1730万美元和1990万美元的担保债券[237] 合同义务与费率收回情况 - 公司与某些合格设施（QFs）相关的估计总合同义务约为4.248亿美元，其中约3.581亿美元可通过MPSC授权的费率收回[240] - 公司电力QF负债相关的估计总合同义务到2029年6月约为4.669亿美元，其中约3.884亿美元可通过费率收回，按7.75%折现计算净现值[242] 循环信贷安排利率假设 - 公司假设循环信贷安排在到期前的未偿余额平均利率为2.87%[240] 关键会计政策变化 - 截至2022年6月30日，除合格设施负债外，关键会计政策无重大变化，此前对含可变定价条款的合同采用3%的年度 escalation 率估计[241] 合同价格变动情况 - 2021年和2022年上半年的高通胀使2022 - 2023合同年的实际合同价格下降20%[244] - 公司估计2023 - 2024合同年的价格将比2022 - 2023年实际合同价格上涨约40%[244] - 估计的2023 - 2024合同定价变动10%，将使公司税前经营业绩变动约270万美元[244]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度净收入为5910万美元，摊薄后每股收益为1.08美元，非GAAP每股收益为5950万美元或摊薄后每股1.09美元，低于上一年第一季度的6310万美元和每股1.24美元 [9][15] - 预计长期年度每股收益增长率在3%至6%之间，重申全年非GAAP每股收益指引为3.20至3.40美元 [9] - 边际线整体改善280万美元，运营成本增加580万美元，均符合2022年指引预期 [17][19] - 从现金流来看，运营现金流和营运资金显著改善，主要得益于上一年供应成本的回收以及2021年第一季度约3000万美元退款的缺失 [23][24] 各条业务线数据和关键指标变化 - 电力业务整体增长1.6%，天然气业务增长1.2%，但与上一年第一季度相比，客户使用量基本持平 [17] - 输电收入方面有一定的增量改善，边际线整体改善280万美元并计入净收入 [18] 各个市场数据和关键指标变化 文档未提及相关内容 公司战略和发展方向和行业竞争 - 未来五年将资本投资增加至24亿美元，其中三分之二主要来自输配电方面，预计实现约4%至5%的年度费率基数增长，并以14%至15%的FFO与债务比率进行融资 [27][28] - 承诺到2050年实现范围1和范围2的净零碳排放，并在2035年后不再新增碳排放发电设施，同时也将努力帮助上下游的范围3排放 [11][34][35] - 计划在2022年提交电力和天然气费率审查申请，主要是为了收回自上次费率案例以来的大量投资和其他成本 [32] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 第一季度财务业绩符合预期，尽管净收入和每股收益低于上一年同期，但公司仍有信心实现全年指引 [9][15][25] - 蒙大拿州的晚雪对水电设施和防火工作有很大帮助，公司对水电条件的改善感到乐观 [29] - 公司在ESG方面取得了显著进展，其净零碳排放承诺得到了广泛认可 [10][11] 其他重要信息 - 南达科他州58兆瓦发电站项目即将完工，蒙大拿州比林斯附近175兆瓦发电站项目已开始现场施工 [12] - 本季度将支付每股0.63美元的股息，支付日期为6月30日，记录日期为6月15日 [13] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 综合资源计划（IRP）的时间安排以及科尔斯蒂普（Colstrip）仲裁的进展情况如何？ - 各所有者曾在不同时间和地点申请仲裁，本周早些时候在联邦治安法官面前进行了口头辩论，问题是治安法官是否应建议联邦法官要求进行仲裁 [40] - IRP计划在2022年下半年完成，希望在发布IRP时能明确科尔斯蒂普的情况，若不明确，将提供有或没有科尔斯蒂普发电的敏感性分析 [43][44] 问题2: 即将在6月提交的费率案例申请，考虑到通货膨胀和供应链问题，是否与关键利益相关者进行了初步对话？ - 未宣布6月提交日期，预计夏季提交电力和天然气费率案例，内部工作进展顺利，会与相关人员沟通说明申请内容和原因，已与委员会工作人员就管理重大费率申请的流程进行了实质性讨论 [47] - 费率案例的关键是收回过去五年的基础设施投资成本，已与利益相关者沟通并提前告知情况 [49] 问题3: 本次费率案例中资本投资回收的总数大概是多少，是否包括今年预计投入使用的补贴项目？ - 附录幻灯片23中的期末费率基数数字可作为申请回收金额的一个参考，具体更新将在实际提交时提供 [58] - 南达科他州的鲍勃·格兰泽（Bob Glanzer）项目未宣布费率案例时间，黄石县项目预计在2023 - 2024年冬季投入使用，测试期为2021年，2022年无重大调整 [59] 问题4: 蒙大拿州对公用事业发电所有权的态度是否有变化？ - 参与市场在市场有利时能为客户节省成本，但拥有一定比例的自有发电设施对客户长期而言具有重要价值，南达科他州拥有大部分自有发电设施并参与有组织市场，为客户提供了稳定的电价 [60][61] 问题5: 塔伦（Talen）破产对科尔斯蒂普流程有何影响？ - 公司与塔伦有联系并正在考虑其影响，塔伦是3号机组的所有者，公司是4号机组的所有者，虽有互惠共享协议，但目前认为不会对工厂运营产生影响 [63] 问题6: 在通胀环境下，如何考虑引入更多关于成本跟踪器的讨论，包括资本跟踪器和运维成本跟踪器？ - 目前的PCCAM机制不像跟踪器，公司将提议对其进行重新设计，使其更像跟踪器，以在通胀环境中更公平地回收成本 [70][71] - 费率案例中对可衡量结构的使用与过去不同，将说明在通胀环境中需要有机制及时回收成本并进行调整 [71] 问题7: 对劳雷尔（Laurel）资产实现成本控制的信心如何，目前确定相关资本成本的进展如何？ - 黄石项目有固定价格合同，尽管存在通胀压力，但成本可控 [76] 问题8: 与利益相关者关于重新审视PCCAM或其他相关机制的讨论反响如何？ - 从公司的申报文件可以看出，PCCAM机制导致成本过高，需要重新调整，与工作人员和其他方面的讨论表明，一个更简单、更易管理的机制是大家都能接受的 [77] - 去年在费率案例之外提出的调整PCCAM基础的提案被推迟到本次费率案例中，认为这是一个合适的讨论话题 [78]

业绩总结 - 2022年第一季度净收入为5910万美元，同比下降7.2%[27] - 稀释每股收益为1.08美元，同比下降13.5%[27] - 非GAAP每股收益为5950万美元，稀释每股收益为1.09美元[7] - 预计长期年均每股收益增长率为3%至6%[7] - 全年非GAAP指导范围为每股3.20至3.40美元[7] - 2022年第一季度营业收入为394.5百万美元，同比下降1.6%[10] - 2022年第一季度的有效税率为1.8%[10] - 2022年第一季度运营活动产生的现金流为195.7百万美元，较2021年同期的65.7百万美元增加[31] 用户数据 - 2022年第一季度电力和天然气的公用事业利润为2.594亿美元，较2021年的2.563亿美元增加了1.2%[55] - 电力传输需求因市场条件和定价上涨，导致公用事业利润增加300万美元[55] 未来展望 - 预计2022年股息支付比率将超过60%-70%[35] - 2022年资本投资预测为24亿美元，预计将推动年均资产基础增长约4%-5%[41] - 预计2022年有效税率将逐步上升至约15%[99] - 预计2022年将进行的电力和天然气费率申请将有助于收回提供安全可靠服务的成本和投资[46] 新产品和新技术研发 - 公司承诺到2050年实现净零排放，需在2035年后不再增加碳排放发电能力[48] 负面信息 - 2022年第一季度净收入为5910万美元，较2021年的6310万美元下降了6.3%[66] - 2022年第一季度的运营费用总计为1.802亿美元，较2021年的1.754亿美元增加了2.4%[60] - 利息支出为2370万美元，较2021年的2350万美元增加了0.9%[66] 其他新策略 - 2022年因不利天气影响的调整为前税收入增加了6百万美元，净收入增加了4百万美元，稀释每股收益增加了0.01美元[110] - 预计生产税和其他抵免将大致抵消2023年的联邦现金税义务[89]

公司业务服务范围 - 公司为约753,600名蒙大拿州、南达科他州、内布拉斯加州和黄石国家公园的客户提供电力和/或天然气服务[95] 财务数据关键指标变化 - 2022年第一季度净利润为5910万美元，2021年同期为6310万美元，同比减少400万美元[101] - 2022年3月31日止三个月综合毛利率为1.109亿美元，2021年为1.101亿美元，增加80万美元，增幅0.7%[124] - 2022年第一季度合并公用事业利润率为2.594亿美元，较2021年同期的2.563亿美元增加310万美元，增幅1.2%[126][127] - 2022年第一季度电力公用事业利润率为1.941亿美元，较2021年增加420万美元，增幅2.2%；天然气公用事业利润率为6530万美元，较2021年减少110万美元，降幅1.7%[126] - 2022年第一季度合并运营费用（不包括燃料、采购供应和直接输电费用）为1.802亿美元，较2021年的1.754亿美元增加480万美元，增幅2.7%[130] - 2022年第一季度合并运营收入为7920万美元，较2021年同期的8100万美元有所下降[132] - 2022年第一季度合并利息费用为2370万美元，较2021年同期的2350万美元有所增加[133] - 2022年第一季度合并其他收入为470万美元，较2021年同期的560万美元有所减少[134] - 2022年第一季度合并所得税费用为110万美元，2021年同期为所得税收益不到10万美元；2022年第一季度有效税率为1.8%，2021年同期为0.0%[135] - 2022年公司预计有效税率在0%至3%之间[135] - 2022年第一季度所得税按联邦法定税率计算为1260万美元，占比21.0%；2021年为1320万美元，占比21.0%[136] - 2022年第一季度总零售电力收入2.45676亿美元，较2021年的2.39034亿美元增长2.8%，总营收2.71727亿美元，较2021年的2.70071亿美元增长0.6%，公用事业利润率为1.94104亿美元，较2021年的1.89883亿美元增长2.2%[139] - 2022年第一季度天然气总零售收入1.397亿美元，较2021年的1.01033亿美元增长38.3%，总营收1.22755亿美元，较2021年的1.30732亿美元下降6.1%，公用事业利润率为6530.5万美元，较2021年的6640.7万美元下降1.7%[149] - 截至2022年3月31日，公司总净流动性约1.236亿美元，包括1360万美元现金和1.1亿美元循环信贷额度[157] - 2022年第一季度经营活动提供现金1.957亿美元，2021年同期为6570万美元，主要因从客户处收取能源供应成本净增加9550万美元[158][159] - 2022年第一季度投资活动使用现金1.161亿美元，2021年同期为7790万美元，主要用于物业、厂房和设备增加[158] - 2022年第一季度融资活动使用现金6750万美元，2021年同期提供现金1710万美元，主要因循环信贷额度净还款等[158] - 2022年第一季度投资活动使用现金1.161亿美元，2021年同期为7790万美元；2022年第一季度工厂新增支出中维护新增约5320万美元，产能相关资本支出6230万美元；2021年第一季度维护新增约5380万美元，产能相关资本支出约2410万美元[162] - 2022年第一季度融资活动使用现金6750万美元，2021年同期融资活动提供现金1710万美元；2022年第一季度融资活动使用现金包括支付股息3390万美元和循环信贷净还款3300万美元；2021年同期融资活动提供现金包括发行债务净收益9990万美元和循环信贷净发行4900万美元，部分被短期借款还款1亿美元和支付股息3110万美元抵消[163] - 截至2022年3月31日，公司合同现金义务和承诺总计74.3326亿美元，其中2022年为6.10548亿美元，2023年为10.28543亿美元等[176] 业务项目进展 - 黄石县175兆瓦电厂于2022年4月开工，预计2023 - 2024年冬季为蒙大拿州客户供电[103] - 南达科他州58兆瓦的Bob Glanzer发电站预计2022年第二季度初上线，总建设成本约8600万美元[106] 成本相关情况 - 截至2022年3月31日，公司在2021年7月至2022年6月的蒙大拿州电力供应成本少收约4870万美元[109] - 2022年第一季度，电力供应成本超过PCCAM基础收入约800万美元，递延成本720万美元，税前收益减少80万美元[110] - 供应链挑战使公司2022年资本支出预测增加约2%[113] - 过去十年公司在植被管理和危险树木清除项目上花费近8000万美元[116] - 截至2022年3月31日，公司未通过跟踪机制收回的供应成本约为7600万美元，预计2022年收回大部分成本[161] 费率申请与规划 - 公司预计2022年年中提交蒙大拿州电力和天然气一般费率申请[108] 业务影响因素 - 较高的电力零售量受南达科他州寒冷冬季天气、客户增长和居民需求增加推动；较低的天然气公用事业利润率受蒙大拿州和内布拉斯加州居民用量减少影响[129] - 2022年第一季度电力公用事业利润率增加420万美元，主要因市场条件和定价导致输电需求增加300万美元、零售量增加70万美元等[145] - 2022年第一季度天然气公用事业利润率减少110万美元，主要因零售量降低100万美元、蒙大拿州天然气生产资产降价导致费率降低50万美元等[152] - 2022年蒙大拿州电力和天然气取暖度日数与2021年和历史平均水平相比有1%的冷暖差异，南达科他州较2021年冷8%，内布拉斯加州较2021年暖8%[142][151] 债务与资本比率及融资相关 - 公司计划维持债务与总资本比率（不包括融资租赁）在50 - 55%，长期股息支付率目标为每股收益的60 - 70%[156] - 公司评估股权发行需求以维持债务与总资本比率在50 - 55%（不包括融资租赁）[170] - 2021年11月公司完成3.738亿美元普通股公开发行，最初向承销商直接出售140万股，获得7500万美元总收益[171] 远期协议与结算 - 截至2022年3月31日，远期协议可通过向银行交易对手交付5584113股普通股换取2.821亿美元现金结算；若公司单方面选择现金净额或股票净额结算，可分别交付4120万美元现金或705342股普通股[172] 信用评级情况 - 截至2022年4月22日，公司信用评级情况为：惠誉高级有担保评级A - 、高级无担保评级BBB + 、商业票据评级F3、展望稳定；穆迪高级有担保评级A3、高级无担保评级Baa2、商业票据评级Prime - 2、展望负面；标普高级有担保评级A - 、高级无担保评级BBB、商业票据评级A - 2、展望稳定[173] 信贷安排情况 - 公司有4.25亿美元信贷安排和2500万美元循环信贷安排，截至2022年3月31日和2021日，信贷安排未偿还余额分别为3.4亿美元和2.71亿美元；截至2022年4月22日，循环信贷安排可用额度约为1.59亿美元[166][168] 合同义务相关 - 公司估计与合格设施相关的总合同义务约为4.468亿美元，部分成本约3.733亿美元可通过MPSC授权的费率收回；合同利息支付假设设施到期前未偿还余额平均利率为1.82%[181]

业绩总结 - 2021年净收入为1.868亿美元，稀释每股收益为3.60美元，非GAAP每股收益为3.51美元，同比增长4.8%[7] - 2021年运营收入为13.723亿美元，同比增长14.5%[11] - 2021年公用事业利润为9.468亿美元，同比增长6.1%[11] - 2021年总运营费用为6.711亿美元，同比增长2.3%[11] - 2021年净收入同比增长20.4%，达到1.868亿美元[11] - 2021年经营活动提供的现金为2.20亿美元，较2020年的3.521亿美元下降37.4%[66] - 2021年每股摊薄收益为3.60美元，较2020年的3.06美元增长17.7%[69] - 2021年非现金调整后的净收入为1.875亿美元，较2020年的1.743亿美元增长7.6%[66] - 2021年电力部门的运营收入为1,052,182千美元，较2020年的940,815千美元增长11.8%[197] - 2021年电力部门的公用事业利润为757,362千美元，较2020年的704,234千美元增长7.5%[197] 资本投资与支出 - 2021年资本投资接近4.35亿美元，过去五年资本投资年均增长率为12%[7] - 2021年资本支出为4.343亿美元，较2020年的4.058亿美元增加7.0%[66] - 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[76] - 预计资本支出将推动年化资产基础增长约4%-5%[76] 未来展望 - 2022年每股收益指导范围为3.20至3.40美元，主要由于资本投资所需的股权增加[72] - 预计2022年有效税率将逐步上升至约15%[110] - 预计2022年OG&A费用将影响每股收益0.06美元[90] - 预计2022年财产及其他税费将影响每股收益0.11美元[92] - 预计2022年利息费用将影响每股收益0.02美元[97] - NorthWestern预计到2025年将面临725 MW的容量缺口[1] - 公司计划在2022年底或2023年初提交更新的综合资源计划[1] 财务状况 - 2021年总资产为6780.4百万美元，较2020年的6389.4百万美元增长6.1%[194] - 2021年长期债务为2,553.4百万美元，较2020年的2,330.0百万美元增加9.6%[194] - 2021年股东权益为2,339.7百万美元，较2020年的2,079.1百万美元增长12.5%[194] - 2021年流动资产总额为139.7百万美元，较2020年的62.3百万美元增长124.5%[194] - 2021年债务与总资本化比率为52.1%，较2020年的53.5%有所下降[194] 其他信息 - 每季度股息增加1.6%，达到每股0.63美元，标志着连续第17年增加[8] - 2021年利息费用为9370万美元，同比减少3.2%[11] - 2021年其他收入为820万美元，同比增长70.8%[11]