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]

财务数据和关键指标变化 - 2021年净收入1.868亿美元，摊薄后每股收益3.60美元，非GAAP每股收益3.51美元，较上一年非GAAP结果增长4.8%，公司预计长期每股收益增长率在3% - 6%之间 [6] - 2021年资本投资创纪录，过去五年（2017 - 2021）资本投资复合年增长率为12%，预计长期基于费率的增长率在4% - 5% [7] - 2021年净利润1.688亿美元，相比2020年的1.552亿美元，增长3160万美元或20.4%；摊薄后每股收益3.60美元，相比2020年的3.06美元有所提升 [12] - 利润率增长5430万美元或6.1%，主要受蒙大拿州公式费率、更高的费率和需求以及递延收入确认等因素驱动 [14] - 运营费用增加1480万美元或2.3%，其中1310万美元影响到了底线，这些成本符合公司年度计划和预期 [18] - 运营收入2.757亿美元，相比2020年的2.362亿美元，增长3950万美元 [20] - 利息费用比上一时期低310万美元，其他收入为340万美元 [20] - 2021年运营现金流为2.2亿美元，相比2020年的3.521亿美元有所下降，主要是由于能源供应成本未收齐 [21] - 资金运营（FFO）为3.406亿美元，相比2020年的3.041亿美元有所改善，反映了净收入表现的提升 [23] 各条业务线数据和关键指标变化 - 输电业务收入和交易量增长，推动利润率提升 [14] - 电力零售业务量增加1710万美元，得益于客户增长、商业和工业领域使用量反弹以及与2020年相比有利的天气因素 [14] - 蒙大拿州电力供应成本增加530万美元，反映了PCCAM跟踪器的影响 [15] 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 - 公司计划在今年晚些时候提交蒙大拿州电价申请，以收回自2017年上次测试年以来的重大投资 [7] - 未来五年计划进行24亿美元的低风险资本投资，主要集中在输电和配电领域，以及对现有发电设施的维护和升级，唯一的新建项目是175兆瓦的蒙大拿州天然气厂 [29][31] - 公司致力于降低蒙大拿州业务的容量赤字风险，通过招标减少了300兆瓦的容量赤字，预计潜在的合格设施（QF）和太平洋西北地区现有资源认证容量的增加将解决约200兆瓦的容量问题，还签订了短期和中期容量合同以解决近期容量约束 [33][34][35] - 公司预计在2022年底或2023年初提交更新后的综合资源计划（IRP），并考虑Colstrip相关情况 [37] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对公司2021年的运营和财务表现感到满意，认为在供应链挑战和通胀压力下，运营团队在资本投资方面表现出色 [44][45] - 公司对未来五年的资本投资计划充满信心，认为运营团队能够应对供应链和通胀问题，保持成本纪律 [45] - 公司预计长期每股收益增长率在3% - 6%之间，长期基于费率的增长率在4% - 5% [6][7] 其他重要信息 - 公司致力于维持投资级评级，并通过股权发行和远期交易支持2022年的资本支出，为2023年的股权需求做好准备 [8][13] - 董事会批准将季度股息提高1.6%至每股0.63美元，这是连续第17年增加股息，自2004年以来的复合年增长率为5.6% [8] - 2021年全年天气总体不利，预计造成110万美元的税前损失，但与2020年相比是870万美元的收益 [16][17] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 对执行五年投资计划的信心如何，哪些支出最有风险，能否回填项目并保持成本纪律 - 公司认为2021年是巨大的成功，对运营团队在资本投资方面的表现感到满意，预计未来会分享更多具体的资本计划，运营团队在管理供应链和应对通胀方面表现出色 [44][45] - 从权责发生制来看，2021年预算完成情况接近预期，仅蒙大拿州天然气厂的资本支出时间稍有滞后 [46] 问题2: Laurel项目的进展和里程碑，以及对按时按预算完成项目的信心 - 目前正在处理天然气管道的许可问题，预计春季开始在现场施工，可能最早在4月动工 [49] 问题3: Colstrip的相关对话进展如何 - 2021年各方几乎都申请了仲裁，所有诉讼最终在蒙大拿州联邦法院合并，公司最近向法院重新申请仲裁并请求口头辩论，认为仲裁将有助于明确各方义务 [58] - Colstrip资产对公司满足客户责任仍然非常重要，其在公司授权费率基数中的占比已从约14%降至约10% [59][61] 问题4: 解决蒙大拿州容量赤字是否有输电解决方案，还是主要依靠采购更多发电或容量，是否有区域供应商解决方案 - 公司对西部输电系统的高效运营感兴趣，参与了西部倡议，但输电解决方案有限且受约束，且依赖于发电资源的存在，目前满足峰值需求的发电资源在整个地区都存在问题 [62] - 从资源充足性角度看，公司需要提供自己的发电容量以参与其中，同时认为相关组织会在输电方面提供帮助 [63]

公司业务概况 - 公司为蒙大拿州、南达科他州、内布拉斯加州和黄石国家公园约753,600名客户提供电力和/或天然气服务[51] - 公司主要经营三个业务板块：电力公用事业运营、天然气公用事业运营和其他（主要为未分配的公司成本）[52] - 公司自1923年起在南达科他州和内布拉斯加州提供服务，自2002年起在蒙大拿州提供服务[51] - 公司的客户群体包括住宅、商业和多元化工业客户，且业务不依赖单一或少数客户[52][53] - 公司于1923年11月在特拉华州注册成立[131] 燃料特性 - 褐煤水分含量有时高达45%，每湿吨无矿物质的褐煤热量在900万至1700万英热单位之间[30] 发电设施 - 戴夫盖茨发电站是一座150兆瓦的天然气发电设施[25] - 公司正在建设58兆瓦的Bob Glanzer工厂，预计2022年第二季度投入使用，估计建设成本约8000万美元[91] 运营季节性与影响因素 - 公司的公用事业运营具有季节性，天气模式会对运营业绩产生重大影响，电力夏季和冬季消耗多，天然气需求与供暖季相关[53] - 公司的业务和经营成果受监管、外部事件、恐怖主义、供应链、贸易信贷、发电故障和经济竞争等因素影响[17] 前瞻性陈述风险 - 公司的前瞻性陈述存在风险和不确定性，实际结果可能与预期存在重大差异，且公司无义务公开更新或修订这些陈述[14][16][17] 碳减排目标与成果 - 公司承诺到2045年将蒙大拿州电力能源组合的碳强度较2010年降低90%，自2010年已降低超50%[57][62] - 2021年公司零售需求约56%来自无碳资源，美国电力行业约为40%[58] - 公司无碳资源的产出从2020年占总供应需求的65%降至2021年的56%，主要因蒙大拿州干旱导致水电发电量下降[59] - 蒙大拿州近60%的电力能源来自无碳能源，包括水电、风能和太阳能[62] 蒙大拿州电力业务数据 - 2021年蒙大拿州服务区域约107,600平方英里，占该州面积约73%，为约391,400客户供电，住宅、商业、工业和其他销售分别占零售电力公用事业收入约44%、47%、5%和4%[64] - 2021年，公司向蒙大拿州208个社区及其周边农村地区、11个农村电力合作社以及怀俄明州的黄石国家公园约391,400名客户供电[64] - 2021年蒙大拿州零售电力公用事业收入中，住宅、商业、工业和其他销售分别约占44%、47%、5%和4%[64] - 公司在蒙大拿州的受监管电力公用事业业务包括发电、输电和配电，服务区域约107,600平方英里，占蒙大拿州土地面积约73%[64] 公司电力系统数据 - 2021年公司输电系统总里程6,819英里，配电系统总里程18,177英里，变电站400座，总控制区峰值需求约1,909 MWs，平均需求约1,321 MWs/小时，总供电超1157万MWHs[65] - 输电线路总里程为6819英里，其中500kV线路497英里、230kV线路987英里、161kV线路1184英里、115kV及以下电压线路4151英里[65] - 配电线路总里程为18177英里，其中架空线路13061英里、地下线路5116英里[65] - 输配电变电站总数为400座[65] - 2021年1月27日公司总控制区峰值需求约为1909兆瓦[65] - 2021年公司控制区平均需求约为每小时1321兆瓦，总供电量超过1157万兆瓦时[65] 公司零售电力负荷数据 - 公司年度零售电力供应负荷平均约750 MWs，峰值约1,200 MWs，2021年自有发电资源满足约60%零售负荷需求，预计2022年仍为约60%[67][68] - 公司年度零售电力供应负荷平均约为750兆瓦，峰值负荷约为1200兆瓦[67] - 2021年自有发电资源供应约60%的零售负荷需求，预计2022年该比例仍为60%[68] 公司电力资源情况 - QFs提供389兆瓦的合同资源，包括87兆瓦废石油焦和废煤发电、268兆瓦风力发电、16兆瓦水力发电和17兆瓦太阳能发电[68] - 公司有多项中长期电力购买协议，包括135兆瓦风力发电、52兆瓦天然气发电和21兆瓦季节性基载水力供应[69] - 2022年包括自有和合同资源，公司有资源满足超90%预测零售负荷需求[69] - 2022年，包括自有和合同资源在内，公司资源可提供超过90%的容量以满足预测的零售负荷需求[69] 南达科他州电力业务数据 - 2021年南达科他州为超64,200客户供电，住宅、商业和其他销售分别占零售电力公用事业收入约38%、60%和2%[80] - 南达科他州输电系统总里程1,308英里，配电系统总里程2,320英里，变电站120座[81] - 南达科他州年度零售电力供应负荷平均约200 MWs，峰值344 MWs[83] - 南达科他州自有发电设施总容量395 MWs[88] 蒙大拿州天然气业务数据 - 2021年，公司在蒙大拿州向约20.66万客户分销天然气，输送天然气约440亿立方英尺，零售天然气供应需求约208亿立方英尺，发电燃料天然气供应需求约42亿立方英尺[93][96] - 截至2021年12月31日，公司在蒙大拿州拥有的天然气储量约388亿立方英尺，预计2022年提供约33亿立方英尺，占预计年度零售天然气负荷的约15%[97] 南达科他州和内布拉斯加州天然气业务数据 - 2021年，公司在南达科他州向约4.86万客户提供天然气，输送第三方天然气约300亿立方英尺，供应需求约56亿立方英尺；在内布拉斯加州向约4.28万客户提供天然气，输送第三方天然气约37亿立方英尺，供应需求约42亿立方英尺[98][99] 特许经营权到期情况 - 未来五年，公司蒙大拿州的7个特许经营权可能到期，占蒙大拿州天然气客户的约21.7%；南达科他州的5个和内布拉斯加州的1个特许经营权将到期，占南达科他州和内布拉斯加州天然气客户的约28%[100] 授权费率基数与回报率 - 截至2021年12月31日，蒙大拿州电力交付和生产的授权费率基数估计为25.965亿美元，授权回报率为6.92%；南达科他州电力的授权费率基数估计为6.358亿美元，授权回报率为7.24%；内布拉斯加州天然气的授权费率基数估计为3950万美元，授权回报率为8.49%[104] 费率调整机制 - 公司蒙大拿州的电力供应跟踪机制通过PCCAM跟踪成本，90%的能源供应成本差异与客户分担[107] - 公司蒙大拿州的天然气供应费率由MPSC设定，部分供应费率每月调整，每年提交跟踪文件[109] - 公司南达科他州的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客户费用[113] - 公司内布拉斯加州的天然气购买调整条款根据天然气供应和州际管道运输成本变化进行调整[114] 员工情况 - 2021年12月31日公司有1483名员工，其中1187名在蒙大拿州，296名在南达科他州或内布拉斯加州[134] - 蒙大拿州的1187名员工中，440名（37%）受涉及五个工会的七项集体谈判协议覆盖，所有协议于2022年到期待重新谈判；南达科他州和内布拉斯加州的296名员工中，165名（56%）受2021年重新谈判、2025年到期的集体谈判协议覆盖[134] - 公司员工中28%为女性，管理岗位员工中26%为女性，九名高管中有四名女性，八名董事会成员中有三名女性[141] 薪酬情况 - 2021年和2020年，公司CEO薪酬分别约为公司中位员工薪酬的28倍和25倍[137] - 2021年，公司CEO约79%的目标薪酬、其他指定高管约63%的目标薪酬以基于绩效的奖励形式存在风险[138] 事故率情况 - 2021年和2020年公司全公司范围内可记录事故率分别为1.64和1.36，损失工时事故率分别为0.46和0.39[142] 环境资本支出 - 公司预计2022年和2023年环境控制设施的资本支出不重大[129] 政府目标 - 拜登政府设定到2035年实现无碳电力部门、到2050年实现净零碳排放的目标[126] 竞争情况 - 公司面临来自客户自发电、分布式发电资源、FERC促进的竞争性批发市场等方面的竞争[122][123]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度净收入增加570万美元，稀释每股收益增加0.10美元，非GAAP调整后每股收益增加0.06美元 [7] - 董事会宣布每股0.62美元的季度股息，将于12月31日支付给12月15日登记在册的股东 [7] - 本季度按股权分配协议发行超100万股普通股，平均价格63.13美元，净收益6480万美元，已收到宣布的2亿美元计划中的1.21亿美元净收益 [8][9] - 净收入3520万美元，较上一季度的2950万美元增长570万美元或19.3%，摊薄每股收益0.68美元，上一季度为0.58美元 [11] - 毛利润2.273亿美元，较上一季度的2.126亿美元增加1470万美元或6.9% [12] - 运营、一般和行政费用8090万美元，较去年的7330万美元增加760万美元 [15] - 财产和其他税4360万美元，低于去年的4530万美元 [17] - 营业收入5570万美元，较2020年的4970万美元增加600万美元或12.1% [18] - 经营现金流较上一时期显著降低，能源供应成本同比增加1.069亿美元，本季度约2000万美元 [19][20] - 非GAAP基础上，稀释每股收益从0.68美元调整为0.65美元，上一时期从0.58美元调整为0.59美元 [21] - 重申2021年稀释后每股收益3.43 - 3.58美元的指引，预计2021年股权发行收益2亿美元，2021年资本支出4.5亿美元 [22] 各条业务线数据和关键指标变化 - 输电收入增加1010万美元，反映市场状况，包括更高的负荷和费率 [12] - 零售业务量改善840万美元，得益于天气、客户增长以及住宅和商业负荷的增加 [13] - 蒙大拿州供应回收机制的10%分摊导致210万美元的损失 [13] - 队列调整带来130万美元的损失 [13] 各个市场数据和关键指标变化 无 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司有21亿美元的五年资本计划，预计通过运营现金流、第一抵押债券和股权发行融资，计划包括约6000万美元用于在阿伯丁附近建设30 - 40兆瓦的灵活发电站，但因成本增加和供应链挑战决定停止该计划；预计在劳雷尔附近建设175兆瓦发电设施投资约2.75亿美元，未包含在当前计划中，预计年化费率基数增长4% - 5% [30][31] - 撤回劳雷尔项目的预批准申请，但继续推进该项目，利用固定价格合同保护客户免受成本上涨影响 [33] - 计划将比尤特电池合同作为独立预批准申请提交给委员会 [34] - 2022年初生效的Powerex合同将为客户提供冬季保护 [34] - 南达科他州60兆瓦电厂正在建设中，受COVID和供应链问题影响推迟至2022年初上线 [35] - 利用纳斯达克的OneReport工具跟踪ESG相关信息，并将其传播给评级机构，同时推出新的ESG网页，已看到部分评分改善 [37] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 有利的天气在第三季度带来340万美元的税前收益，与2020年第三季度相比带来400万美元的税前收益 [14] - 预计2021年业绩符合指引，期待在EEI讨论2022年计划，包括指引、资本计划和股权需求 [22] - 董事会和管理层关注供应链问题，行业也在共同应对，挑战并非短期问题 [67] 其他重要信息 - 关于电力成本信用调整机制，公司申请提高基本预测，但委员会驳回申请，公司将评估并可能申请复议 [25] - 解耦机制已暂停，消费者委员会申请复议被驳回 [26] - FERC对2018年至今进行例行审计，预计6个月内出报告 [28] - WECC发起审计，公司参与启动会议 [29] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 撤回预批准申请和PCAM命令后与评级机构的最新对话，以及2022年潜在股权需求、时间和节奏的初步想法 - 公司与评级机构沟通了推进劳雷尔项目的决定，评级机构理解业务方面的考虑，关于2022年的问题将在EEI讨论 [42] 问题2: 阿伯丁项目放弃前通胀压力的量化，以及资产负债表是否为限制因素 - 阿伯丁项目价格比最初预期高出50%，资产负债表不是放弃项目的原因 [44] 问题3: 劳雷尔项目2.75亿美元合同中是否有价格变动的部分 - 没有可预见的价格变动部分 [45] 问题4: 2022年每股收益指引是否会与资本计划同时公布 - 会在EEI同时讨论2022年每股收益指引和资本计划 [48] 问题5: 劳雷尔项目新诉讼对施工时间、开始和结束日期、融资等的影响 - 公司对诉讼感到失望，得到州长支持，目前最大时间因素是发动机制造，施工过程中可同时进行其他工作 [52] 问题6: 劳雷尔项目发动机的制造地点 - 发动机将在德国制造并运输 [54] 问题7: 是否已向劳雷尔项目承包商发出开工通知 - 处于最终通知开工阶段 [60] 问题8: 尽管有环境诉讼，是否仍将劳雷尔项目纳入预测 - 会将劳雷尔项目纳入预测 [61] 问题9: 全球供应链和通胀压力是否影响基本资本支出预算 - 7月制定资本预算时考虑了通胀成本增加，但自7月以来情况有变化，预计最终成本与最初计划相当，可能会将项目推迟到未来 [63][68] 问题10: 270万美元税前冲销的无法收回账款是否在2021年指引预期内 - 在预期范围内 [69] 问题11: 阿伯丁项目的容量需求在明年的综合资源计划中是否仍然存在，以及相关费用是否在本季度非GAAP收益中调整 - 南达科他州的容量需求仍然存在，将短期采取其他措施弥补差距，长期再评估；阿伯丁项目的初始成本费用未在非GAAP收益中调整 [74][75] 问题12: 为何现在决定放弃阿伯丁项目，50%的成本增加是否足以抵消能源和容量市场的情况 - 与委员会沟通后，认为此时推进项目不合适，决定等待并在下次综合资源计划中重新评估 [80][81] 问题13: 资本计划的调整是否只是简单地加入劳雷尔项目并减去阿伯丁项目 - 不是简单的替换，将在EEI详细讨论更新后的资本计划 [82] 问题14: 公司在天然气方面的收购情况，这些资源是否仍在供气，对今冬供应和价格的影响 - 公司进行了天然气资源收购，资源仍在供气；蒙大拿州的综合系统有自有供应、存储和传输设施，提供了灵活性；目前购买的天然气约10% - 15%可用，存储设施可提供约50%的冬季用气量 [85][87][88] 问题15: 10% - 15%是指总供应量吗 - 是的，指总供应量 [89] 问题16: 公司天然气储备总量或年产量是多少 - 目前没有相关数据，可在EEI讨论 [90] 问题17: 是否考虑将天然气资产货币化以替代股权融资 - 不考虑 [91] 问题18: 关于股权需求，ATM对股价的影响以及一次性出售股份减轻股价压力的想法 - 公司理解相关评论，但未作进一步说明 [96] 问题19: 阿伯丁项目成本增加50%的具体驱动因素 - 不是单一因素导致，总成本增加超过50% [110]

客户服务情况 - 公司为约74.3万客户提供电力和/或天然气服务[114] 净利润情况 - 2021年第三季度净利润为3520万美元，2020年同期为2950万美元，增长570万美元[118] - 2021年第三季度公司合并净收入为3520万美元，2020年同期为2950万美元[139] - 2021年前九个月公司合并净收入为1.355亿美元，2020年同期为1.017亿美元[157] 电力资源短缺情况 - 蒙大拿州电力资源目前短缺630兆瓦，预计到2025年短缺725兆瓦[120] 项目建设与放弃情况 - 计划建设175兆瓦天然气发电厂，成本约2.75亿美元[121] - 放弃在南达科他州建造30 - 40兆瓦灵活天然气厂的计划，记录120万美元税前费用[124] - 南达科他州60兆瓦往复式内燃机项目预计2022年初上线，总成本约8000万美元[125] - 公司决定不推进南达科他州阿伯丁附近约6000万美元的30 - 40 MW灵活天然气厂建设，推进1.75亿美元的劳雷尔发电站天然气厂建设[221] 监管资产情况 - 内布拉斯加州记录约2600万美元监管资产，截至9月30日余额为2520万美元[129] - 南达科他州记录约2200万美元监管资产，截至9月30日余额为1770万美元[130] 债券与股票发行情况 - 2021年3月发行1亿美元蒙大拿州第一抵押债券，利率1% [133] - 截至2021年9月30日的九个月，发行191.9394万股普通股，净收益1.211亿美元[134] - 2021年3月，公司发行1亿美元蒙大拿州第一抵押债券，固定利率1.00%，2024年3月26日到期，所得款项用于偿还到期的1亿美元定期贷款[207] - 2021年前三季度，公司发行191.94万股普通股，平均价格63.94美元，净收益1.211亿美元[208] 合并运营收入情况 - 2021年第三季度公司合并运营收入为3.26亿美元，2020年同期为2.807亿美元；合并毛利率为2.273亿美元，2020年同期为2.126亿美元，增加了1470万美元[140] - 2021年第三季度公司合并运营收入为5570万美元，2020年同期为4970万美元[152] - 2021年前九个月公司合并运营收入为10.25亿美元，2020年同期为8.852亿美元；合并毛利率为7.138亿美元，2020年同期为6.648亿美元，增加4900万美元[157][158] - 2021年前九个月公司总营业收入为10.25亿美元，2020年为8.852亿美元；总成本为3.112亿美元，2020年为2.204亿美元；总毛利为7.138亿美元，2020年为6.648亿美元，同比增长7.4%[159][160] 业务毛利率情况 - 2021年第三季度电力业务毛利率为1.981亿美元，2020年同期为1.83亿美元，增长8.3%；天然气业务毛利率为2920万美元，2020年同期为2960万美元，下降1.4%；总毛利率增长6.9%[142] 运营、一般和行政费用情况 - 2021年第三季度公司运营、一般和行政费用为8090万美元，2020年同期为7330万美元，增加760万美元[150] - 2021年前九个月运营费用（不包括销售成本）为5.181亿美元，2020年为4.951亿美元，同比增长4.6%[164] - 运营、一般和行政费用增加1490万美元，其中影响净收入的项目增加460万美元，净收入内抵消项目增加1030万美元[164] 财产及其他税情况 - 2021年第三季度财产及其他税为4360万美元，2020年同期为4530万美元，下降3.8%[148] - 2021年前九个月财产及其他税为1.383亿美元，2020年为1.368亿美元，同比增长1.1%，主要因蒙大拿州州税和地方税增加[164][165] 折旧和损耗费用情况 - 2021年第三季度折旧和损耗费用为4710万美元，2020年同期为4430万美元，增长6.3%[148] - 2021年前九个月折旧和损耗费用为1.409亿美元，2020年为1.343亿美元，同比增长4.9%，主要因工厂增加[164][166] 利息费用情况 - 2021年第三季度公司合并利息费用为2330万美元，2020年同期为2370万美元[153] - 2021年前九个月利息费用为7030万美元，2020年为7230万美元，同比下降主要因AFUDC资本化增加，部分被借款增加抵消[168] 其他收入与所得税情况 - 2021年第三季度公司合并其他收入为530万美元，2020年同期为80万美元；合并所得税费用为250万美元，2020年同期所得税收益为270万美元；2021年第三季度有效税率为6.6%，2020年同期为 - 10.1%[154][155] - 2021年前九个月其他收入为1390万美元，2020年为其他费用100万美元，同比增加包括运营费用中抵消项目和AFUDC资本化增加[169] - 2021年前九个月所得税费用为390万美元，2020年为所得税收益520万美元；2021年有效税率为2.8%，2020年为 - 5.4%，预计2021年有效税率在 - 2.5%至2.5%之间[170] 总营收与销售成本情况 - 2021年第三季度总营收2.87473亿美元，较2020年的2.44155亿美元增加4331.8万美元，增幅17.7%[173] - 2021年前三季度总营收7.98984亿美元，较2020年的7.06718亿美元增加9226.6万美元，增幅13.1%[180] - 2021年第三季度总销售成本8937.5万美元，较2020年的6115.4万美元增加2822.1万美元，增幅46.1%[173] - 2021年前三季度总销售成本2.18802亿美元，较2020年的1.73294亿美元增加4550.8万美元，增幅26.3%[180] 毛利润情况 - 2021年第三季度毛利润增加1510万美元，其中影响净收入的项目增加1510万美元，净收入内抵消项目无影响[176][177] - 2021年前三季度毛利润增加4680万美元，其中影响净收入的项目增加4310万美元，净收入内抵消项目增加370万美元[184][185] - 毛利增长4900万美元，其中影响净收入的项目增加4510万美元，净收入内抵消项目增加390万美元[161][162] 冷却与加热度日数情况 - 2021年第三季度蒙大拿州冷却度日数493，较2020年的340高45%，较历史平均的361高37%[174] - 2021年前三季度蒙大拿州冷却度日数632，较2020年的395高60%，较历史平均的416高52%[183] - 2021年第三季度南达科他州加热度日数23，较2020年的71高68%，较历史平均的87高74%[174] - 2021年前三季度南达科他州加热度日数5188，较2020年的5564高7%，较历史平均的5648高8%[183] - 2021年第三季度，蒙大拿州、南达科他州、内布拉斯加州的供暖度日数比2020年分别暖和2%、68%、78%，比历史平均分别暖和6%、74%、81%[188] - 2021年前三季度，蒙大拿州、南达科他州、内布拉斯加州的供暖度日数比2020年分别冷1%、暖和7%、冷4%，比历史平均分别暖和2%、8%、5%[196] 零售天然气业务情况 - 2021年第三季度总零售天然气收入2.4123亿美元，较2020年的2.0751亿美元增长16.2%，总成本9284万美元，较2020年的6882万美元增长34.9%，毛利润2.9198亿美元，较2020年的2.9573亿美元下降1.3%[187] - 2021年前三季度总零售天然气收入18.0602亿美元，较2020年的14.6879亿美元增长23.0%，总成本9.2335亿美元，较2020年的4.7058亿美元增长96.2%，毛利润13.3656亿美元，较2020年的13.1449亿美元增长1.7%[193] - 2021年第三季度天然气毛利润减少40万美元，其中影响净收入的项目减少20万美元，在净收入内抵消的项目减少20万美元[190] - 2021年前三季度天然气毛利润增加220万美元，其中影响净收入的项目增加200万美元，在净收入内抵消的项目增加20万美元[199] 公司流动性情况 - 公司流动性由4.25亿美元信贷安排和2500万美元循环信贷安排支持，4.25亿美元信贷安排可申请两次一年延期并增加7500万美元额度[204] - 截至2021年9月30日，公司总净流动性约1.636亿美元，包括860万美元现金和1.55亿美元循环信贷安排额度，信贷安排下有2.95亿美元未偿还借款[205] 公司目标情况 - 公司目标是债务与总资本比率（不包括融资租赁）为50 - 55%，长期股息支付率目标为每股收益的60 - 70%[206] 成本回收情况 - 截至2021年9月30日，公司通过跟踪机制回收成本少收约8450万美元，2020年12月31日少收约570万美元，2020年9月30日少收约2050万美元[211] 信用评级情况 - 截至2021年10月22日，惠誉对公司高级有担保债务评级为A，高级无担保债务评级为A - ；穆迪对公司高级有担保债务评级为A3，高级无担保债务评级为Baa2，展望为负面；标普对公司高级有担保债务评级为A - ，高级无担保债务评级为BBB[212] 现金流量情况 - 2021年前三季度，公司经营活动提供的现金为2.216亿美元，2020年同期为3.225亿美元[215] - 2021年前三季度，公司投资活动使用的现金为3.118亿美元，较2020年同期增加约2880万美元[215][217] - 2021年前三季度，公司融资活动提供的现金为9730万美元，2020年同期使用的现金为3760万美元[215][218] 公司承诺金额情况 - 截至2021年9月30日，公司总承诺金额为71.69345亿美元，其中长期债务24.7466亿美元，融资租赁合同1546.3万美元等[223] 担保债券情况 - 截至2021年9月30日，公司作为科尔斯特里普的共同所有者，为运营商提供了约1990万美元的担保债券[227] 关键会计估计情况 - 公司认为关键会计估计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，截至2021年9月30日，这些政策没有重大变化[230] 循环信贷安排利率情况 - 公司循环信贷安排假设在到期前未偿还余额的平均利率为1.36%[231] 市场风险情况 - 公司面临包括利率、能源商品价格波动和交易对手信用风险等市场风险[232] - 公司已制定全面风险管理政策和程序来管理市场风险[232] - 公司2020年12月31日结束年度的10 - K表年度报告中披露的市场风险无重大变化[232]

业绩总结 - 2021年第二季度净收入为3720万美元，较2020年同期增加1570万美元，增幅为73.0%[7] - 稀释后每股收益为0.72美元，较2020年同期增加0.29美元，增幅为67.4%[12] - 2021年第二季度营业收入为2.982亿美元，较2020年同期的2.693亿美元增加2890万美元，增幅为10.7%[12] - 2021年第二季度毛利为2.303亿美元，较2020年同期的2.083亿美元增加2200万美元，增幅为10.6%[12] - 2021年净收入为100.3百万美元，较2020年的72.2百万美元增长39%[29] - 2021年总收入为56,777百万美元，较2020年的51,422百万美元增长10.4%[183] - 2021年每股摊薄收益为1.96美元，较2020年的1.43美元增长37.1%[187] 用户数据与财务状况 - 2021年6月30日的现金及现金等价物为19.6百万美元，较2020年的16.4百万美元增长14%[29] - 2021年6月30日的短期借款支付为100百万美元，较2020年持平[29] - 截至2021年6月30日，公司的总资产为65.66亿美元，较2020年12月31日的63.89亿美元增长了2.77%[65] - 截至2021年6月30日，公司的长期债务和资本租赁总额为25.17亿美元，较2020年12月31日的23.30亿美元增长了8.0%[65] - 截至2021年6月30日，公司的资本化总额为46.54亿美元，较2020年12月31日的44.67亿美元增长了4.2%[65] 未来展望与投资计划 - 预计2021年每股稀释收益在3.43到3.58美元之间，较之前的3.40到3.60美元有所收窄[35] - 预计未来五年内，年化资本投资将导致4%到5%的资产基础增长[47] - 2021年总资本投资预计为21亿美元，主要通过运营现金流、第一抵押债券和股权发行融资[43] - 预计2021年股息增长率将与每股收益增长率保持一致，目标股息支付比率为60%到70%[36] 新产品与市场扩张 - 南达科他州Huron的60MW RICE项目预计于2021年底上线，总建设成本约为8000万美元，其中2020年已投资约4000万美元[52] - 2021年电力部门毛利为382.1百万美元，较2020年的350.4百万美元增长9.0%[190] - 2021年天然气部门毛利为104.4百万美元，较2020年的101.9百万美元增长2.5%[190] 负面信息与风险因素 - 2021年有效税率为1.3%，较2020年的(3.6%)上升[187] - 2021年电力和天然气服务领域的正常天气预期将影响收入[35] - 2021年第二季度的所得税费用为1,365千美元，较2020年同期的718千美元增长了90.0%[67]