文章核心观点 公司宣布与Delta Resources limited达成矿产权益期权协议，授予其Gold Creek物业100%权益，同时执行了一项索赔购买协议，还介绍了公司其他项目情况 [1][4][5] 分组1：矿产权益期权协议 - 公司与Delta Resources limited达成协议，授予其Gold Creek物业100%权益，物业约4324公顷，位于安大略省桑德贝附近Delta项目区以西 [1] - 协议条款包括30万美元现金和2000001股Delta股票，分三次支付，每次10万美元现金和666667股Delta股票，分别在TSX风险交易所批准时、批准1周年和2周年支付，50%的Delta股票发行后12个月内锁定 [2] - 公司将保留物业2%的净冶炼厂回报特许权使用费，Delta可随时以100万美元回购1%，对第二个1%有优先购买权，最高400万美元，Delta将承担公司与前供应商的相关协议 [3] 分组2：索赔购买协议 - 公司与私人供应商执行索赔购买协议，涉及约700英亩土地，位于Gold Creek物业以北且相邻，公司将支付2200美元现金和25万股公司股票，供应商保留1.25%净冶炼厂回报特许权使用费，公司有权以20万美元回购0.75% [4] 分组3：公司其他项目情况 - 公司专注于美洲矿产资源项目勘探和开发，与Lithium Chile Inc.达成协议开发阿根廷萨尔塔的Arizaro锂项目，持有卡塔马卡Yergo锂项目100%权益，两项目位于阿根廷锂三角核心地带 [5] - 公司有权获得加拿大安大略省西北部三个伟晶岩锂项目和几个黄金项目的100%权益 [6]

文章核心观点 公司因对输配电基础设施的战略投资而持续受益，鉴于其增长机会，是公用事业领域可靠的投资选择 [1] 各部分总结 增长预测 - 过去60天，公司2024年每股收益（EPS）的Zacks共识估计提高0.7%至3.08美元 [2] - 2024年营收的Zacks共识估计为32.2亿美元，同比增长10.3% [2] 债务状况 - 公司目前的总债务与资本比率为56.17，优于行业平均水平62.21 [3] - 2024年第一季度末的利息保障倍数为2.7，大于1表明公司能够轻松履行未来利息支付义务 [3] 流动性 - 公司的流动比率为1.22，优于行业平均水平0.8，表明公司有足够短期资产来偿还短期负债 [4] 股息历史 - 公司通过股息持续提升股东价值，目前季度股息为每股0.5美元，即年股息2美元，较之前的1.9美元增长5.3% [5] - 公司目标是实现5 - 7%的长期股息增长，当前股息收益率为4.22%，优于Zacks标准普尔500综合指数平均水平1.27% [5] 战略投资 - 战略资本投资使公司基础设施更强大、更具弹性，计划到2028年资本支出超60亿美元 [6] - 2024年公司预计资本支出13亿美元，用于升级和更换发电、输配电基础设施以及电池储能系统项目 [6] 价格表现 - 过去六个月，公司股价上涨10.2%，高于行业9.2%的涨幅 [7] 其他可考虑股票 - 行业内其他排名靠前的股票包括PNM Resources（PNM）、Pinnacle West Capital Corporation（PNW）和DTE Energy（DTE），目前均为Zacks排名第二（买入） [9] - PNM长期（三到五年）盈利增长率为4.6%，过去四个季度平均盈利惊喜为2.2% [9] - PNW长期盈利增长率为7.6%，2024年每股收益的Zacks共识估计意味着同比提高7.9% [10] - DTE长期盈利增长率为6%，2024年每股收益的Zacks共识估计意味着同比增长16.9% [10]

财务数据和关键指标变化 - 2024年第一季度GAAP净收入为1.09亿美元，摊薄后每股收益为1.8美元；非GAAP基础上，净收入为1.23亿美元，摊薄后每股收益为1.21美元；2023年第一季度GAAP净收入为7400万美元，摊薄后每股收益为0.80美元 [5][10] - 2024年第一季度收入下降0.03美元，主要因天气导致交付量减少；成本结构调整和野火缓解等成本回收改善使收入增加0.18美元；其他项目减少0.04美元，包括股权稀释影响、监管计划利息降低和财产税增加等，部分被AFUDC增加和所得税费用降低抵消 [24][25] - 电力成本使每股收益增加0.30美元，其中2023年第一季度电力成本不利因素逆转使每股收益增加0.13美元，本季度电力成本低于预期使每股收益增加0.17美元；1月风暴不可收回成本使GAAP每股收益减少0.13美元，调整后2024年第一季度非GAAP每股收益为1.21美元 [40][41] - 重申2024年调整后每股收益指引为2.98 - 3.18美元，长期盈利和股息增长指引为5% - 7%；近期宣布年度股息增加0.10美元，符合目标增长范围和60% - 70%的派息率目标 [43][44] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2024年第一季度总负荷下降0.9%，经天气调整后增长1.2%；住宅负荷同比下降3.6%，经天气调整后增长0.5%，住宅客户账户增长1.3%；商业负荷下降2.1%，经天气调整后下降1.3%；工业负荷增长4.9%，经天气调整后增长5.2% [23][39] 各个市场数据和关键指标变化 - 俄勒冈州被Cushman & Wakefield评为美国第五大数据中心市场和全球第八大数据中心市场 [31] - 本季度整体供暖度日数比2023年第一季度低8.9% [52] - 整个地区夏季水电约为正常水平的80%，加拿大和不列颠哥伦比亚省积雪很少，预计夏季电力成本将面临挑战 [75] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司未来关注三个主要领域：能源系统快速转型，受益于半导体和数字基础设施客户投资；执行资本计划，满足客户对清洁能源和电网弹性的需求；保持运营纪律，降低风险、控制成本、提高效率和管理客户成本 [12][13] - 参与CAISO扩展日前市场，以扩大运营范围、增强可靠性和缓解电力成本压力 [20] - 推进野火管理计划，包括加强植被管理、系统加固、态势感知和运营实践，采用AI摄像头、气象站等技术 [21] - 2025年一般费率案主要关注电池存储项目和系统投资的成本回收，以提高可靠性、弹性和电网现代化水平 [19][56] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司在2024年进展顺利，有望实现稳定、正常化增长，第一季度业绩体现了强劲执行力 [29] - 半导体和数字行业的强劲增长将推动系统基础设施和可靠性投资，使所有客户受益 [14] - 重申2024年经天气调整后的负荷增长指引为2% - 3%，长期增长指引为2% - 2027年 [53] 其他重要信息 - 英特尔宣布在四个州投资，预计在俄勒冈州希尔伯勒花费360亿美元，此外还有其他半导体公司的大量投资 [17] - 1月上线的清水开发项目使公司能够产生更多风能，降低客户价格并提供地理资源多样性 [18] - 截至3月31日，公司总可用流动性为11亿美元；2月发行4.5亿美元长期债务，3月通过ATM计划提取7800万美元用于基于费率的投资 [58] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: RFP的股权需求和定价情况 - 若RFP有股权需求，将是计划之外的增量需求，公司将采用解决方案管理方法融资，保持50 - 50的资本结构平衡；定价方面，投资者资料中基于费率的增长说明是最佳参考 [48] 问题: 费率案的重点和与上次的差异 - 本次费率案65%关注资本，25%关注运营与维护，10%关注电力成本；上次费率案最终结算时，超过一半是电力成本；本次旨在确保资产投入使用后的成本回收，为客户带来利益 [50] 问题: RFP项目的进展和预期 - RFP投标提交将于4月结束，随后进入评估和评分阶段，预计第三季度初向OPUC提交短名单，第三季度或第四季度选定投标；资本计划未包括潜在的RFP项目 [54][55] 问题: 费率案的进展、收入要求、与之前案例的比较以及是否会达成和解 - 费率案审查将持续全年，所有项目需经OPUC批准，预计2025年初实施新客户费率；和解流程下周开始，公司希望与各方进行开放和富有成效的对话，但每个案例情况不同 [57][62] 问题: RFP项目带来的潜在股权需求及与基础计划股权的比较 - 预计RFP过程活跃，希望找到能在2027年底前上线且符合公司首选投资组合的项目；关于股权需求，需根据项目具体情况确定 [68][69] 问题: 州野火基金的进展和2025年能否完成 - 公司在州和联邦层面都在努力推动立法解决方案；在州层面，与森林组织、代表、参议员、客户和州领导进行了沟通；在联邦层面，讨论涉及森林土地管理和保险获取等问题 [76][77] 问题: 电力成本递延上限、1月风暴情况及与NVPC的相互作用，以及夏季水电积雪情况 - 1月风暴期间，阿尔伯塔接近能源危机，太平洋西北地区一个主要存储设施停运，公司面临传输限制，从多个地区引入电力；RCE机制下可递延80%成本，无上限；夏季加拿大和不列颠哥伦比亚省积雪少，整个地区水电约为正常水平的80%，预计电力成本面临挑战 [74][75] 问题: 数据中心需求是否已完全纳入IRPs，是否有增量需求 - 去年公司将能源需求预期提高了约40%，综合考虑技术效率和配电系统使用后，整体需求增加约14%；工业客户中约20%是数字数据中心客户，大部分是半导体制造商；预计未来数据中心和半导体制造商需求将持续增长 [79][80] 问题: 费率案最可能的和解时间 - 公司预计会与工作人员和各方进行多次讨论和研讨会，尝试在提交委员会或下达命令之前达成和解，但客户价格是主要关注点，对话将具有挑战性 [93] 问题: 公司未来是否会进行并购 - 公司不评论此类讨论，政策不变 [95] 问题: 电力成本管理对PCAM的影响及PCAM现状 - 本季度电力成本管理有效，市场稳定，目前PCAM低于基线1900万美元；预计年底接近基线 [98] 问题: 1月风暴相关的7500万美元RCE成本和4800万美元O&M及资本成本的回收时间 - 7500万美元RCE成本将在2025年年中评估，预计2026年开始回收；4800万美元成本回收程序已启动，但时间未确定，预计2025年某个时间解决，回收时间可能较短或长达数年 [100][111] 问题: 加入CAISO扩展日前市场提案是否能获得FERC ROE加成或增加资本计划中的输电建设 - 加入该市场不会获得FERC ROE加成或增加输电建设；它使公司从实时市场转向日前市场，能带来客户和运营方面的好处，优化可再生能源资源组合 [113]

财务数据关键指标变化 - 2024年第一季度GAAP净收入为1.09亿美元，摊薄后每股收益为1.08美元；非GAAP净收入为1.23亿美元，摊薄后每股收益为1.21美元；2023年第一季度GAAP净收入为7400万美元，摊薄后每股收益为0.80美元[1] - 2024年第一季度总营收9.29亿美元，2023年同期为7.48亿美元，同比增长24.2%[21] - 2024年第一季度净利润1.09亿美元，2023年同期为0.74亿美元，同比增长47.3%[21] - 截至2024年3月31日，总资产115.88亿美元，2023年同期为112.08亿美元，同比增长3.4%[22] - 2024年第一季度经营活动产生的现金流量净额为1.75亿美元，2023年同期为 - 0.39亿美元[24] - 2024年第一季度投资活动使用的现金流量净额为 - 3.31亿美元，2023年同期为 - 2.76亿美元[25] - 2024年第一季度融资活动提供的现金流量净额为3.27亿美元，2023年同期为1.62亿美元[25] 业务项目进展 - 2024年1月Clearwater Wind Development投入使用，提供311兆瓦清洁能源[1][3] - 计划加入CAISO的EDAM，预计2026年运营，每年可节省600 - 1800万美元能源成本[5] 财务指引与预测 - 重申2024年调整后每股摊薄收益指引为2.98 - 3.18美元[1][8] - 预计2024年能源交付量经天气调整后增长2% - 3%[8] - 2024年运营和维护费用预计在8.15 - 8.40亿美元之间[8] - 2024年折旧和摊销费用预计在4.75 - 5.25亿美元之间[8] - 2024年有效税率预计为10% - 15%[8] - 2024年资本支出为13.4亿美元[8] 股息分配 - 2024年4月19日董事会批准每股0.50美元的季度普通股股息，7月15日前支付[7] 各条业务线数据关键指标变化 - 2024年第一季度零售收入7.4亿美元，占总营收的80%，2023年同期为6.51亿美元，占比87%[26] - 2024年第一季度总能源交付量775.2万兆瓦时，2023年同期为701.6万兆瓦时，同比增长10.5%[26] - 2024年第一季度天然气发电302.8万兆瓦时，占比40%，2023年同期为289.6万兆瓦时，占比43%[27] 天气相关数据 - 2024年前三个月累计取暖度日数为1755，较15年平均水平下降5%，2023年为1927，较15年平均水平上升5%[28]

减排目标与计划 - 俄勒冈州立法规定公司需在2030年减少80%、2035年减少90%、2040年及以后减少100%的温室气体排放[139] - 公司承诺到2040年实现年度净零碳排放，比《巴黎协定》目标提前十年[143] - 公司目标是到2030年将零售客户用电相关的温室气体排放至少减少80%，到2040年减少100%[140] - 公司为实现2030年减排目标，需约3500 - 4500兆瓦可再生能源和无排放容量资源，通过2021年全资源招标已采购311兆瓦风能资源和475兆瓦容量，仍需采购约2700 - 3700兆瓦[146] - 2021年俄勒冈州立法要求零售电力供应商到2030年、2035年和2040年分别将与服务俄勒冈零售电力消费者相关的温室气体排放量较基线水平降低80%、90%和100%[170] - 2025 GRC设定可再生能源组合标准（RPS）阈值为2025年27%、2030年35%、2035年45%、2040年50%[179] 绿色未来与资源招标 - 超22.9万住宅和小型商业客户自愿参与公司绿色未来计划[140] - 公司绿色未来影响计划截至2024年3月31日获批装机容量为750兆瓦[142] - 公司于2023年3月向俄勒冈州公用事业委员会提交了首份综合资源计划和清洁能源计划[145] - 2024年1月25日，俄勒冈公共事业委员会有条件认可公司综合资源规划，但拒绝认可清洁电力规划，要求公司在2025年1月提交的更新文件中提供新的减排预测[147] - 2021年全资源招标寻求约1000兆瓦可再生资源和无排放可调度容量，公司达成多项资源收购协议，包括311兆瓦风力发电设施和多个电池储能系统项目[148][151] - 2023年全资源招标旨在解决2026年容量短缺并推进脱碳目标，2024年2月发布招标，提案提交截止日期为4月，预计年中确定入围名单，第三或四季度完成最终选择[153] 运营成本与资本支出计划 - 2024年野火缓解计划预计运营维护成本4500万美元，资本投资4300 - 4900万美元，一季度已投资300万美元用于相关资本项目[155] - 2023 - 2025年交通电气化计划资本支出预计约2500万美元，最终计划于2023年10月17日获俄勒冈公共事业委员会认可[161] - 2024年2月29日，公司向OPUC提交2025年一般费率案（2025 GRC），寻求年度收入要求增加2.25亿美元，其中包括因2025年预计净可变电力成本增加的3700万美元[178] - 截至2024年3月31日，公司因冬季风暴事件产生6000万美元增量成本，已递延4800万美元作为监管资产[184] - 2024年年度电力成本更新关税（AUT）获批，电力成本较2023年增加2.16亿美元，相应年度收入要求也增加[184] - EPA对波特兰港超级基金场地的修复估计总成本为17亿美元，公司估计未折现的总成本在19亿至35亿美元之间[186] - 2022年公司获批在2024年1月1日开始的一年内通过客户电价收取500万美元[187] - 2024年GRC提案中，公司提议为住宅和小型非住宅客户实施天气正常化解耦机制，有效期至2025年12月31日，年度收取或退还上限为3%[188] - 公司计划2024年资本支出13亿美元，资金来源于经营活动现金、发行短期和长期债务证券以及按市价发行股票[233] - 2024 - 2028年，公司预计资本支出分别为13.4亿、12亿、11.5亿、11.55亿和13.55亿美元，长期债务到期金额分别为8000万、0、0、1.6亿和1亿美元[235] - 2024年，公司预计用7 - 8亿美元的运营现金和最多7.5亿美元的长期债务证券来满足资本需求，不足部分将通过发行普通股、短期债务或商业票据来解决[237] 市场参与与行业计划 - 公司计划于2026年加入CAISO的扩展日前市场（EDAM）[192] - 2023年公司加入西部资源充足性计划（WRAP），该计划可能在2026年或2027年成为具有约束力的承诺[193] 业务数据关键指标变化 - 2024年第一季度总零售能源交付量为7752千兆瓦时，较2023年的7016千兆瓦时增长10%[196] - 2024年第一季度总零售客户平均数量为937826，较2023年的927166增长1.15%[196] - 2024年第一季度住宅客户天气调整后交付量每位客户平均使用量较2023年降低0.7%，客户平均数量增加1.3%[197] - 2024年第一季度工业类能源交付量较2023年同期增长5%[198] - 2024年第一季度公司自有和联合拥有的热电厂能源接收量较2023年增加2%[196][204] - 2024年第一季度水电能源接收量较2023年增加42%，其中购买能源增加45%，公司自有设施发电增加33%[205] - 2024年第一季度风电能源接收量较2023年增加26%[206] 财务数据关键指标变化 - 2024年第一季度实际净可变电力成本（NVPC）比基线低1900万美元，预计全年接近死区下限；2023年第一季度实际NVPC比基线高1300万美元，全年高500万美元[209] - 2024年第一季度总收入为9.29亿美元，较2023年的7.48亿美元增长24%；净收入为1.09亿美元，较2023年的7400万美元增长47%[210] - 2024年第一季度净收入较2023年增加3500万美元，主要因零售收入增加、批发电力销售价格提高等因素[211] - 2024年第一季度总营收9.29亿美元，2023年同期为7.48亿美元，零售收入从6.51亿美元增至7.4亿美元，批发收入从8800万美元增至1.76亿美元，涨幅100%，其他运营收入从900万美元增至1300万美元[213][214][215] - 零售收入增长主要源于AUT批准的价格变化增加5400万美元、能源交付均价上涨增加4800万美元等因素，同时也有部分因素导致收入减少[213] - 批发收入增长中，销量增加56%贡献5000万美元，平均批发销售价格上涨27%贡献3800万美元[214] - 2024年第一季度购电和燃料费用从3.04亿美元增至4.05亿美元，平均可变电力成本每兆瓦时从44.25美元涨至62.58美元，系统总负荷从678.4万兆瓦时增至761万兆瓦时[216] - 2024年第一季度NVPC从2.16亿美元增至2.29亿美元，预计2024年全年NVPC低于基线且接近死区下限，无客户退款[221][222] - 2024年第一季度发电、输电和配电费用从9300万美元增至9900万美元，行政及其他费用从8000万美元增至9500万美元[223][224] - 2024年第一季度折旧和摊销费用增加1000万美元，其他税项增加400万美元，利息费用净增加700万美元，其他收入净减少400万美元，所得税费用减少100万美元[225][226][227] - 2024年第一季度经营活动现金流为1.75亿美元，2023年同期为 - 3900万美元，投资活动现金流为 - 3.31亿美元，2023年同期为 - 2.76亿美元，融资活动现金流为3.27亿美元，2023年同期为1.62亿美元[231] - 公司预计2024年折旧和摊销非现金费用在4.75 - 5.25亿美元之间，经营活动提供的总现金预计在7 - 8亿美元之间[231] - 2024年第一季度，融资活动提供的净现金主要来自4.5亿美元的第一抵押债券和7800万美元的普通股发行所得，部分被1.46亿美元的商业票据到期和4800万美元的股息支付所抵消[234] - 截至2024年3月31日，公司可用流动性为11.15亿美元，其中包括7.5亿美元的循环信贷额度、1.89亿美元的信用证和1.76亿美元的现金及现金等价物[238] - 截至2024年3月31日，公司长期债务净额为44.33亿美元，扣除1500万美元的未摊销债务费用[242] - 截至2024年3月31日和2023年12月31日，公司普通股权益比率分别为43.8%和44.6%，公司目标是长期维持在约50%[243] - 截至2024年3月31日，公司债务与总资本比率为56.9%，循环信贷协议要求该比率不超过65%[248] 其他事项 - 2023年8月创纪录的热浪使公司达到4498兆瓦的峰值负荷需求，比之前夏季峰值负荷高出近6%[144] - 2023年8月14日，公司虚拟电厂协调客户行动使负荷减少超90兆瓦，避免客户服务中断并降低能源市场稀缺定价风险[155] - 截至2024年3月31日，公司提交27份联邦赠款申请，获11项赠款共计3.178亿美元，包括2.5亿美元输电线路升级项目和5000万美元智能电网芯片项目[164] - 公司获俄勒冈公共事业委员会批准转让2023、2024和2025年生产税抵免，预计2024年转让约5500万美元生产税抵免[167] - 公司于2020年停止Boardman发电设施的燃煤运营，拥有Colstrip Units 3和4燃煤发电厂20%的所有权份额，并将其加速折旧至2025年12月31日[174] - 2024年2月22日，公司发行4.5亿美元的第一抵押债券，包括2029年到期的1亿美元（年利率5.15%）、2034年到期的1亿美元（年利率5.36%）和2054年到期的2.5亿美元（年利率5.73%）[242][243] - 穆迪和标普对公司的信用评级分别为A3和BBB +，展望均为稳定；若评级降至投资级以下，公司可能需追加保证金[244] - 截至2024年3月31日，公司已向交易对手方提供9000万美元的保证金，包括6500万美元现金和2500万美元信用证；单机构和双机构评级下调至投资级以下时，需追加的保证金金额不同且随时间减少[245]

零售业务数据 - 2023年公司零售总收入为24.47亿美元，其中住宅、商业、工业收入分别为12.63亿美元（占比52%）、8.08亿美元（占比33%）、3.68亿美元（占比15%）[48] - 2023年公司零售总电量为2142.3万兆瓦时，其中住宅、商业、工业电量分别为795.2万兆瓦时（占比37%）、717.8万兆瓦时（占比34%）、629.3万兆瓦时（占比29%）[48] - 2023年公司平均零售客户总数为92.89万户，其中住宅、商业、工业客户分别为81.59万户（占比88%）、11.27万户（占比12%）、273户[48] - 2023年住宅、商业、工业客户的每户收入分别为1481美元、7133美元、134.77万美元[50] - 2023年住宅、商业、工业客户的每户用电量分别为9746千瓦时、63713千瓦时、2305.25万千瓦时[50] - 2023年住宅、商业、工业客户的每千瓦时收入分别为15.2美分、11.2美分、5.85美分[50] 政策法规相关 - 2021年州立法机构通过HB 2021，设定清洁能源目标，要求到2030年温室气体排放减少80%，2035年减少90%，2040年及以后减少100%[47] - 2016年州通过SB 1547，增加未来某些年份可再生能源组合标准（RPS）百分比，并要求消除俄勒冈州公用事业客户能源供应中的煤炭[42] - 俄勒冈州议会2021年6月通过HB 2021，要求零售电力供应商到2030年、2035年和2040年，将与服务俄勒冈州零售电力消费者相关的温室气体排放量分别比基线水平降低80%、90%和100%[97] - 2023年12月20日，俄勒冈州上诉法院宣布ODEQ的气候保护计划规则无效，ODEQ将重启规则制定程序[96] 业务计划相关 - 固定三年和至少五年的现有及计划负荷退出计划参与总量上限为300平均兆瓦（MWa）[55] - 2020年OPUC要求公司向符合条件的客户提供新大型负荷直接接入计划，该计划总上限为119平均兆瓦（MWa）[56] - 绿色未来影响计划总可用容量达750 MW，2019年获批100 MW PGE提供的可再生资源购电协议和最多200 MW客户提供的可再生资源，2021年3月扩容200 MW，12月客户提供的可再生资源再增加250 MW[58] 收入占比情况 - 2023年和2022年批发收入占总收入的14%，2021年占11%[59] - 2023年和2022年其他运营收入占总收入的2%，2021年占3%[60] 负荷峰值数据 - 2023年8月公司创下4498 MW的历史新高净系统负荷峰值，2022年12月冬季峰值为4113 MW[62] 资源和合同容量情况 - 2023年资源和合同容量为5665 MW，其中发电3356 MW（占59%），购电2309 MW（占41%）；2022年为5768 MW，发电3374 MW（占59%），购电2394 MW（占41%）[66] 项目建设情况 - 公司与NextEra Energy Resources, LLC达成协议建设311 MW风电场，2024年1月5日基本完工，公司将拥有208 MW产能[71] - 清水风电场项目4.11亿美元在建工程于2024年1月5日投入使用[473] 天然气相关情况 - 公司拥有KB管道79.5%的所有权并运营，可通过西北管道获得111,805 Dth/天的天然气运输能力，在俄勒冈州米斯特有41亿立方英尺的天然气储存设施[73][74] - 为服务Coyote Springs和Carty，公司可通过三个管道系统获得119,500 Dth/天的天然气运输能力[75] - 公司有一份天然气资源容量合同，夏季和冬季高峰时段可达100兆瓦，2024年2月到期[82] 购电合同情况 - 公司与华盛顿州某些公共事业区签订长期水电购电合同，目前提供331 MW容量，包括100 MW（2025年到期）、68 MW（2028年到期）和163 MW（2052年到期）[78] - 公司与煤矿所有者的煤炭供应合同将于2025年底到期[75] - 截至2023年12月31日，公司与69个在线PURPA合格设施（QF）签订合同，总容量315兆瓦，另有两个代表116兆瓦容量的QF合同未投入运营[79] - 2023年和2022年，PURPA合同费用分别为6300万美元和6200万美元，购买电量分别为75.9万兆瓦时和75万兆瓦时，每兆瓦时平均成本分别为82.85美元和82.90美元[80] - CTWS于2022年1月1日购买Pelton/Round Butte项目额外16.66%所有权权益，公司自有发电容量减少约76兆瓦，购电容量相应增加[80] 其他项目合同情况 - 截至2023年12月31日，公司DSG项目有79个客户自有发电机，总铭牌容量131兆瓦[81] - 公司有三份风力资源合同，容量300兆瓦，有效期分别至2028年、2035年和2051年；Clearwater Wind项目于2024年1月5日基本完工，公司拥有208兆瓦生产容量[83] - 公司有五份太阳能项目合同，容量219兆瓦，有效期分别至2036年、2037年、2038年和2042年；Wheatridge太阳能组件提供50兆瓦容量[83] 输电线路情况 - 2023年，公司通过1254回路英里、电压115千伏及以上的输电线路输送约2800万兆瓦时电量[89] 员工情况 - 截至2023年12月31日，公司有2842名员工，其中661名员工受与国际电气工人兄弟会地方125工会的两份协议覆盖，一份2025年3月到期覆盖596人，另一份2027年8月到期覆盖65人[106] - 公司员工和管理层中，黑人和有色人种占比超27%，女性员工占三分之一，管理层中女性占比超35%[111] 合同净未实现（收益）/损失情况 - 假设市场价格和利率无变化，截至2023年12月31日，电力合同净未实现（收益）/损失在2024 - 2028年及以后分别为3900万、1800万、 - 200万、 - 200万、 - 100万、 - 100万美元，总计5100万美元[356] - 假设市场价格和利率无变化，截至2023年12月31日，天然气合同净未实现（收益）/损失在2024 - 2027年分别为1.04亿、3600万、1400万、100万美元，总计1.55亿美元[356] - 假设市场价格和利率无变化，截至2023年12月31日，商品合同净未实现（收益）/损失在2024 - 2028年及以后分别为1.43亿、5400万、1200万、 - 100万、 - 100万、 - 100万美元，总计2.06亿美元[356] 风险相关情况 - 美国环保署1997年开始调查波特兰港，将其指定为超级基金场地，公司是超百家潜在责任方之一[103] - 独立乏燃料储存设施中的乏燃料预计2059年前不会完成运往场外储存[103] - 公司有执行风险委员会负责监督、指导和支持公司风险的审慎管理[353] - 公司使用远期合同、金融互换和期货协议、期权合同来降低商品价格波动风险[355] - 截至2023年12月31日，加元价值变动10%，未来十二个月结算的交易敞口变化不显著[359] - 截至2023年12月31日，公司无循环信贷安排下的未偿借款，商业票据未偿金额为1.46亿美元[360] - 截至2023年12月31日，公司无受利率风险敞口影响的长期债务工具[363] - 截至2023年12月31日，公司商品活动的信用风险敞口为5000万美元，其中与外部评级投资级交易对手的敞口为1500万美元，相关交易将于2023 - 2025年到期[365] - 公司长期债务按到期日划分，截至2023年12月31日的总公允价值和账面价值（不包括未摊销债务费用）情况在文档表格中有体现[362] - 公司接受俄勒冈州公共事业委员会（OPUC）的零售电价监管和联邦能源监管委员会（FERC）的批发电价监管，会计处理受费率监管影响[379] - 公司评估监管资产和监管负债是否继续符合未来可能收回或结算的标准，存在监管机构不批准成本全额收回和合理投资回报的风险[380] - 公司目前没有用于减轻短期利率变动风险的金融工具，但未来可能会考虑[361] - 公司通过财务信用审查、设定限额、监控敞口和要求抵押品等方式管理交易对手违约风险[363] 财务关键指标变化 - 2023年总营收29.23亿美元，2022年为26.47亿美元，2021年为23.96亿美元[386] - 2023年净收入2.28亿美元，2022年为2.33亿美元，2021年为2.44亿美元[386] - 2023年基本每股收益2.33美元，2022年为2.61美元，2021年为2.72美元[386] - 2023年综合收入2.27亿美元，2022年为2.39亿美元，2021年为2.45亿美元[388] - 截至2023年12月31日，总资产112.08亿美元，2022年为104.59亿美元[391] - 截至2023年12月31日，总负债78.89亿美元，2022年为76.80亿美元[394] - 截至2023年12月31日，股东权益33.19亿美元，2022年为27.79亿美元[394] - 2023年发行普通股1161.5万股，2022年发行22.2741万股，2021年发行12.3281万股[397] - 2023年宣布股息每股1.8775美元，2022年为每股1.7875美元，2021年为每股1.6975美元[397] - 2023年其他综合损失100万美元，2022年其他综合收入600万美元，2021年为100万美元[388] - 2023年、2022年、2021年净收入分别为2.28亿美元、2.33亿美元、2.44亿美元[399] - 2023年、2022年、2021年经营活动提供的净现金分别为4.2亿美元、6.74亿美元、5.32亿美元[399] - 2023年、2022年、2021年投资活动使用的净现金分别为13.58亿美元、7.58亿美元、6.56亿美元[399] - 2023年、2022年、2021年融资活动提供（使用）的净现金分别为7.78亿美元、1.97亿美元、 - 0.81亿美元[401] - 2023年、2022年、2021年杂项收入净额中监管资产利息收入分别为1900万美元、800万美元、600万美元[407] - 截至2023年12月31日公司无现金等价物，截至2022年12月31日有1.5亿美元现金等价物[409] - 2023年、2022年、2021年支付利息净额分别为1.36亿美元、1.28亿美元、1.2亿美元[401] - 2023年、2022年、2021年支付所得税净额分别为1200万美元、3700万美元、1600万美元[401] - 截至2023年和2022年12月31日，作为抵押的现金存款分别为9200万美元和1.16亿美元，信用证分别为4000万美元和3300万美元[417] - 2023年、2022年和2021年，公司使用的平均AFUDC利率分别为6.5%、6.5%和6.7%；来自借款资金的AFUDC分别为1300万美元、700万美元和800万美元；来自股权资金的AFUDC分别为1900万美元、1400万美元和1700万美元[422] - 2023年、2022年和2021年，折旧费用占相关平均应折旧在用电厂的百分比均为3.4%[423] - 截至2023年12月31日和2022年12月31日，无形资产累计摊销分别为5.58亿美元和4.99亿美元，2023年、2022年和2021年摊销费用分别为6100万美元、5800万美元和5800万美元；2024 - 2028年未来估计摊销费用分别为7000万美元、5800万美元、5000万美元、4500万美元和2400万美元[426] - 2023、2022、2021年应缴特许经营税分别为5600万美元、5300万美元、4800万美元[448] - 2023年第四季度，公司转让税收抵免，扣除折扣后为2400万美元[458] - 2023、2022、2021年总营收分别为29.23亿美元、26.47亿美元、23.96亿美元[461] - 2023、2022、2021年批发收入中与实物电力商品合同衍生品结算相关的分别为1.85亿美元、1.33亿美元、6300万美元[461] - 截至2023年和2022年12月31日，应收账款净额中未开票收入分别为1.38亿美元和1.31亿美元[471] - 截至2023年和2022年12月31日，应收账款坏账准备分别为900万美元和1200万美元[471] - 2022年和

财务数据和关键指标变化 - 2023年GAAP净收入为2.28亿美元，摊薄后每股收益2.33美元；非GAAP调整后净收入为2.33亿美元，每股收益2.38美元；2022年GAAP净收入为2.33亿美元，每股收益2.60美元，非GAAP调整后净收入为2.45亿美元，每股收益2.74美元 [109] - 第四季度净收入为6800万美元，每股0.67美元，高于2022年第四季度的5000万美元或每股0.56美元 [15] - 2023年营收（不包括电力成本和监管计划收款）减少0.14美元，其中交付量增加0.9%带来0.13美元增长，交付平均价格变化导致0.27美元减少 [114] - 运营费用（扣除递延相关项目）使每股收益减少0.01美元，折旧和摊销、利息费用等因素共使每股收益减少0.37美元，AFUDC等使每股收益增加0.11美元 [133] - 2024年调整后收益指引为每股摊薄2.98 - 3.18美元，预计运营维护费用在8.15 - 8.40亿美元之间 [117][118] - 2024年预计债务发行最高达7.30亿美元，ATM下的额度足以满足基础资本融资需求 [135] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2023年工业负荷增长5.9%，过去5年复合年增长率为7.5%；住宅负荷下降1.7%（天气调整后下降0.5%），客户数量增加0.8%；商业负荷略有下降0.3%（天气调整后下降0.2%） [19][132] - 2023年第四季度风力发电场发电量比2022年第四季度减少23% [19] 各个市场数据和关键指标变化 - 所在地区失业率为3.4%，低于全国平均的3.7% [7] - 2023年总负荷较2022年增加0.9%，天气调整后增加1.4% [19] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2024年及未来聚焦三个领域实现增长：卓越的客户增长、执行资本计划、持续的运营纪律，有望实现5% - 7%的长期盈利增长 [5] - 接受并评估2023年RFP的投标，预计2024年年中确定最终入围名单，第三或第四季度进行项目选择 [9] - 资本计划包括额外的战略输电投资，以支持高科技和其他客户增长以及可再生能源发展，输电项目主要在服务区域内或相邻地区 [129] - 继续管理资本结构，趋向于授权的50 - 50比率，保持融资选择的灵活性 [10] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2023年面临电力成本挑战，2024年综合费率案有助于降低风险，包括500兆瓦水电协议和可靠性应急事件条款 [3] - 对服务区域的信心依然强劲，预计2024年天气调整后的零售负荷增长2% - 3% [11] - 尽管2023年业绩低于预期，但对长期增长轨迹和2024年指引有信心 [15] 其他重要信息 - 1月的严重风暴导致广泛破坏和高电力成本，公司部署超1800名人员进行应对 [111] - 预计风暴恢复运营费用在3500 - 4500万美元之间，约1500万美元的资本成本用于修复受损资产 [117] - 未按惯例提交10 - K文件，正在完成相关文档和合规程序 [18] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 风暴费用的递延和排除情况 - 预计不递延的运营费用排除在非GAAP数字中的金额在0.10 - 0.15美元之间，其他费用将通过两种机制递延 [28] 问题: 新费率案的时间和提价幅度及对客户承受能力的考虑 - 尚未确定费率案提交时间，若希望1月1日生效需在本月底前提交；此次费率案主要关注电池等基础设施更新，会考虑客户承受能力 [31][54] 问题: 风暴费用是否在当前费率案中回收 - 风暴恢复费用将通过两个独立流程处理，与一般费率案不同，运营和重建成本通过递延附加费程序，能源成本和RCE事件通过PCAM流程，PCAM流程2025年提交，2026年开始回收 [39][69] 问题: AI对客户类别的增长影响及长期发电和输电机会 - 所在地区是半导体制造中心，预计长期有增长，近期AI驱动的数据中心建设带来更易实现的增长 [123] 问题: 资本支出增加对可再生能源RFP投标策略的影响 - 2024 - 2025年的电池支出是2021年RFP的延续，投标策略是为客户提供成本最低、风险最小的项目 [59][73] 问题: 资本支出增加对股息增长的影响 - 公司致力于实现5% - 7%的盈利增长和类似的股息增长，预计股息增长率不变 [74] 问题: 2024年电池支出增加的原因及计入费率案的情况 - 是现有电池项目的价格更新，部分付款从2023年推迟到2024年；费率案将使用2024年底的费率基数，预计在电池投入使用时开始回收成本 [79][80][82] 问题: 何时接近允许的50%债务与资本比率 - 5年计划中考虑了实现该比率的路径，会根据RFP情况灵活调整 [84] 问题: 负荷增长下电池存储和传统可再生能源的发展趋势 - 预计两者都会增加，还会有抽水蓄能等其他项目，公司会与客户密切合作利用各种资源 [88] 问题: 基础资本支出计划增加是否有额外股权需求及对EPS复合年增长率的影响 - 目前基础计划的股权融资需求不变，RFP项目可能会改变情况，对5% - 7%的增长速率有信心 [119][139] 问题: 俄勒冈州拒绝清洁能源计划的原因及对100%目标和客户承受能力的影响 - 要将客户价格放在首位，通过竞争性RFPs获取清洁能源资源以确保成本最低、风险最小 [148] 问题: 电池ITC的会计处理和货币化情况 - 电池投入使用时将ITC计入资产负债表，客户将受益，之后会进行货币化 [149]

业绩总结 - 2023年GAAP每股收益为2.33美元，非GAAP每股收益为2.38美元[36][43] - 2023年第二季度GAAP净收入为3900万美元，稀释每股收益为0.39美元[60] - 2023年全年GAAP净收入为2.28亿美元，稀释每股收益为2.33美元[60] - 2023年第二季度非GAAP净收入为4400万美元，稀释每股收益为0.44美元[60] - 2023年全年非GAAP净收入为2.33亿美元，稀释每股收益为2.38美元[60] 用户数据 - 2023年电力负荷年增长为1.4%，经过天气调整[13] - 2023年商业交付量下降0.2%，住宅交付量下降0.5%，均经过天气调整[39] - 2023年第二季度工业交付量调整后增长5.9%[61] 未来展望 - 2024年调整后的每股收益指导为2.98至3.18美元，基于当前的水电条件估计[22] - 2024年天气调整后的负荷增长预计为2%至3%[50] - 预计2024年债务融资为4.5亿美元，第二季度无融资计划，第三和第四季度各融资1.4亿美元[55] - 2024年预计资本支出超过13亿美元，至2028年预计资本支出超过60亿美元[66] - 2024年运营和维护费用预计在8.15亿至8.4亿美元之间[79] 财务状况 - 截至2023年12月31日，总流动性为9.69亿美元，其中信贷设施为7.5亿美元[21] - 2023年电力运营现金流预计在7亿至8亿美元之间[27] - 预计2023年折旧和摊销费用在4.75亿至5.25亿美元之间[73] 新产品与市场扩张 - 2024年将进行300百万美元的市场发行计划，以支持可再生能源投资和一般企业用途[64] - 2024年一般费率案件（GRC）完成，基数增加742百万美元，增幅为14%[40] 负面信息 - 2024年1月的冬季风暴影响了165,000个客户，恢复了524,000个客户[66] 补助金信息 - 2023年获得的联邦补助金总额为3.14亿美元，申请了16项补助金[15]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度GAAP净收入为4700万美元，摊薄后每股收益0.46美元，而2022年第三季度为5800万美元，摊薄后每股收益0.65美元 [45] - 总收入减少0.18美元，主要因总交付量下降0.9%，以及住宅和商业负荷降低导致交付平均价格不利变化 [25] - 第三季度每股收益受电力成本影响下降0.07美元，运营费用增加使每股收益下降0.02美元，其他项目使每股收益下降0.03美元 [57][58] - 公司将2023年全年每股收益指引范围缩小至2.60 - 2.65美元，此前为2.60 - 2.75美元 [47] - 截至2023年9月30日，总可用流动性为9.25亿美元 [30] 各条业务线数据和关键指标变化 工业业务 - 工业负荷持续增长，第三季度增长较为温和，前九个月工业负荷较2022年增长超6.5%，预计第四季度及未来几年将继续增长 [46] 住宅业务 - 住宅负荷较2022年第三季度下降2.5%，经天气调整后下降0.5%，主要因凉爽天气、能源效率提高和分布式能源资源采用增加；住宅客户增长0.7% [23] 商业业务 - 商业负荷下降2.1%，经天气调整后下降1.2%，因商业客户能源效率和分布式能源资源渗透率提高 [55] 各个市场数据和关键指标变化 - 截至9月，公司服务区域失业率为3.4%，低于全国平均的3.8% [22] - 2022年第四季度区域天然气价格峰值超55美元/百万英热单位，平均中期电力价格升至265美元/兆瓦时 [17] - 2023年第三季度电力市场条件仍具挑战性，8月高温事件期间资源稀缺对该季度产生严重影响 [56] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司预计继续有效管理运维成本，实现2023年目标，资本项目按计划推进，Clearwater Wind预计今年晚些时候上线，电池存储项目持续进展 [7] - 公司参与绿色氢生产设施建设，期待达成承购协议并开展绿色氢发电业务 [9] - 公司与Utilidata和NVIDIA组成的联盟获5000万美元智能芯片电网项目赠款，太平洋西北氢能协会的枢纽项目是全国7个进入与能源部下一步谈判的项目之一 [19] - 2024年一般费率案待俄勒冈公共事业委员会批准，预计11月进行年度电力成本更新，12月作出委员会决定，费率可能于2024年1月1日生效 [27][28] - 2023年招标书已完成初步行政步骤，预计未来几周正式推向市场，2024年初提交申请，上半年提交项目短名单，年中进行项目选择 [61] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管第三季度经营条件具有挑战性，但公司在加强关键成本回收机制方面取得重要进展，团队专注于今年剩余时间的执行工作 [20] - 公司对长期负荷增长保持信心，重申2027年前2%的长期负荷增长指引 [36] - 建设性的监管清晰度、强大的资本投资管道和坚实的服务区域基本面使公司对2024年及以后实现5% - 7%的收益增长指引充满信心 [37] 其他重要信息 - 公司获得批准摊销2700万美元野火延期费用，并根据自动调整案例收取预测的野火缓解成本 [8] - 能源部宣布2.5亿美元赠款支持与温泉联合部落合作将Bethel - Round view输电线路从230千伏升级到500千伏 [49] - 公司已提交超6500万美元增量赠款申请，以支持另外1.25亿美元的额外项目，还有其他项目正在筹备中 [50] - 公司服务区域经济显示出强劲势头，区域经济学家预计该地区将有大量投资，特别是半导体制造业 [53] - 公司修订2023年全年经天气调整后的负荷增长指引，从2.5% - 3%降至2%，与长期预期一致 [67] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 如何看待更稳健的业务规划以及融资方面的考虑，电力成本结算机制对每股收益波动性的影响 - 公司希望在2024年及以后为基础业务、输电业务等提供更多透明度，随着费率案结果和输电计划、赠款的明确，可能会有更多机会；融资方面，目前有自动股权发售机制（ATM），剩余约2.5亿美元待发行，将根据招标书结果评估使用；电力成本结算机制定义事件的三个要素为日前中哥伦比亚指数价格、BG请求资源充足性援助的资格以及相邻平衡机构公开宣布的事件，8月的高温事件可能触发该定义，但具体影响需等待委员会命令明确 [42][73][99] 问题2: 运维成本节约是否具有结构性，对2024年及更长期的影响 - 公司认为自4月以来的运维成本节约具有结构性，是对成本管理和业务运营方式的改变，预计将持续下去；同时，递延费用摊销等因素会增加运维成本，但公司通过提高工厂可用性等措施提高了运营效率和客户服务可靠性 [85][86][88] 问题3: 如何看待半导体行业相关政策与公司综合资源规划（IRP）的协调性 - 州和联邦政府对半导体行业的支持与公司的业务有协同作用，约85%获得资金的半导体项目在公司服务区域内，部分项目已纳入公司预测，但大部分尚未纳入 [122] 问题4: 如何看待当前2%的增长与长期更高增长的关系，以及2023年采取的措施对2024年的影响 - 公司将2023年的增长数据与2%的长期指引保持一致，对2%的增长有信心，且对更高增长持乐观态度；2023年公司专注于成本管理，保持客户价格稳定并提高组织效率，对2024年及以后5% - 7%的长期增长率充满信心 [130][131] 问题5: 收入增加3.91亿美元，扣除电力成本1.83亿美元后是否就是净利润，第三季度负荷和需求组合问题及第四季度信心来源 - 不能简单通过扣除电力成本来计算净利润，公司认为2024年的业绩表现取决于负荷回收、资产回报以及费率案的整体结果；第三季度负荷和需求组合问题主要是由于夏季住宅和商业负荷向大型负荷转移，第四季度公司预计电力市场条件将改善，运维成本执行将有助于实现目标 [136][137] 问题6: 关于0.27 - 0.32美元可变电力成本驱动因素的考虑，以及在招标书中对可再生能源所有权的态度 - 约一半的可变电力成本驱动因素具有结构性，可从年度更新关税（AUT）数据中看出，另一半是日常工作的结果；公司预计招标书将很快发布，会提交一份希望参与的项目短名单，希望在2024年底前完成一些谈判，公司在可再生能源所有权项目上较为幸运，希望未来继续保持 [118][142] 问题7: 若PCAM结算机制在8月事件时已实施，会有怎样的影响，以及该机制与0.07美元季度可变电力成本负增长的关系 - 公司认为8月事件可能符合PCAM结算机制中事件的定义，但具体影响需等待委员会命令明确；0.07美元的季度可变电力成本负增长是与年度更新关税（AUT）基线相比的相对表现，与PCAM机制无直接关联，第四季度预计因资源可用性组合改善，电力成本将从高于基线转为低于基线 [163][166][167] 问题8: 解耦机制对今年和第三季度收益或财务状况的影响 - 在第三季度住宅和小型商业能源使用量较低的情况下，解耦机制会有一定影响，此次解耦机制是改善该情况的良好第一步，且天气对第三季度有重大影响，这不在解耦机制考虑范围内 [171] 问题9: 未来几年是否有资本投资可减少极端事件或电力成本的波动性 - 公司在电力成本方面已迈出坚实一步，在流程、人员和系统方面进行了大量投资，虽还有更多工作要做，但这些投资正在产生效果，且在无费率案时可每年更新年度更新关税 [179]

业绩总结 - 2023年第三季度GAAP净收入为4700万美元，同比下降19%[19] - 2023年第三季度GAAP每股收益（EPS）为0.46美元，同比下降29%[19] - 2023年调整后的每股收益（EPS）为0.46美元，同比下降29%[19] - 2023年第二季度GAAP净收入为3900万美元，稀释每股收益为0.39美元[44] - 2022年第一季度GAAP净收入为6000万美元，稀释每股收益为0.67美元[44] - 2023年9月30日的GAAP净收入为1.6亿美元，稀释每股收益为1.65美元[60] - 2022年全年GAAP净收入为2.33亿美元，稀释每股收益为2.60美元[64] 用户数据 - 2023年第三季度新系统峰值负荷为4498兆瓦[22] - 收入需求增加3.91亿美元，其中包括1.83亿美元的电力成本[45] 未来展望 - 2023年调整后的每股收益指导范围为2.60至2.65美元[19] - 2023年负荷增长指导从2.5%调整至2%[19] - 2024年一般费率案件的最终OPUC命令预计将在2023年底发布[31] 新产品和新技术研发 - 预计州内半导体投资将超过400亿美元，创造大量就业机会[9] 资本支出与财务状况 - 2023年资本支出预测为15亿美元，2024年为8亿美元，2025年为9.55亿美元[47] - 截至2023年9月30日，总流动性为9.25亿美元，其中信贷设施为7.5亿美元，信用证为1.28亿美元，现金为4700万美元[51] - 2023年利率基础为62亿美元，利率基础增加742百万美元，增幅为14%[45] - 资本结构为50/50，债务成本为4.485%，资本成本为6.993%[45] 其他信息 - 公司获得OPUC批准，amortize 2700万美元的野火缓解递延费用[7] - 公司与各方达成全球和解，解决2024年一般费率案件的剩余问题[7] - 2022年股权融资总额为7.84亿美元，其中484百万美元来自2022年股权前售协议，300百万美元来自市场发行计划[52]