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]

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]