业绩总结 - 2023年第一季度GAAP净收入为7400万美元，较2022年第一季度的6000万美元增长23.3%[25] - 2023年第一季度GAAP稀释每股收益（EPS）为0.80美元，较2022年第一季度的0.67美元增长19.4%[25] - 2023年第一季度非GAAP调整稀释每股收益为0.80美元，较2022年第一季度的0.81美元下降1.2%[25] - 2023年调整后的每股收益指导范围为2.60至2.75美元[64] 财务状况 - 2023年第一季度总流动性为6.79亿美元，其中现金为1200万美元，信用设施为5.82亿美元[57] - 2023年预计长期债务融资为10亿美元，其中第一季度融资为1亿美元[58] - 2023年第一季度的资本支出预测为8.4亿美元[10] 未来展望 - 2023年负载增长指导为2.5%至3%[5] - 预计2023年长期股息增长为5%至7%[5] 项目与市场扩张 - Clearwater Wind项目的总名义容量为311 MW，PGE拥有67%[9] - Seaside Grid项目的总名义容量为200 MW，PGE全资拥有[9] 历史业绩对比 - 2022年GAAP净收入为2.33亿美元，稀释每股收益为2.60美元[62] - 2022年非GAAP净收入为2.45亿美元，稀释每股收益为2.74美元[62]

公司减排目标与计划 - 公司计划到2030年将零售客户用电相关的温室气体排放量至少减少80%，到2040年减少100%，并每年将每股收益提高5%至7%[137] - 公司于2021年加入气候承诺，承诺到2040年实现年度净零碳排放[143] - 公司为实现2030年减排目标需采购和整合3000 - 4000兆瓦资源，包括收购2000 - 3000兆瓦非排放资源和新增1000兆瓦非排放可调度容量[147] 俄勒冈州减排法规要求 - 俄勒冈州立法规定，受监管实体需在2030年将温室气体排放量减少80%，2035年减少90%，2040年及以后减少100%[138] - 2021年俄勒冈州通过HB 2021，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州零售电力消费者相关的温室气体排放量比基线水平降低80%、90%和100%[168] - 2020年俄勒冈州州长发布行政命令，要求州机构将气候变化和减排目标纳入规划，修改清洁燃料计划减排目标至2035年降低25%[171][173] - 2016年SB 1547要求俄勒冈州公用事业客户能源供应中消除煤炭，公司2020年停止Boardman燃煤发电并进行退役，加速Colstrip投资回收至2030年[175][176] - 俄勒冈州参议院法案1547规定可再生能源组合标准（RPS）门槛到2025年提高到27%，2030年到35%，2035年到45%，2040年到50%[180] 绿色未来计划相关情况 - 超23.4万住宅和小型商业客户自愿参与公司的绿色未来计划[139] - 截至2023年3月31日，绿色未来影响计划的核准装机容量为750兆瓦[142] 资源规划与招标情况 - 公司于2023年3月31日向OPUC提交了首份综合资源规划和清洁能源计划，规划未来20年的资源和容量需求[146] - 2021年发起全资源招标，寻求约1000兆瓦可再生资源和非排放可调度容量，已与多个项目达成协议，如Clearwater Wind Development（311兆瓦，公司拥有208兆瓦，投资约4.15亿美元）、Seaside Grid（200兆瓦，投资约3.6亿美元）等[148][150][151] - 2023年全资源招标已向OPUC提交申请，获批部分豁免规则，计划三季度向市场发布招标，预计2024年一季度确定最终候选名单[157] 政策对公司的影响 - 2022年《降低通胀法案》生效，包含新的企业替代最低税、1%的股票回购消费税和能源气候税收激励措施，公司认为新激励措施将带来投资机会并降低客户价格[166][167] - 2021年拜登签署《基础设施投资和就业法案》，公司已提交五项完整申请以获取潜在项目赠款资金[165] 公司电网建设与业务规划 - 公司在野火缓解、虚拟电厂、配电系统规划等方面有建设弹性电网的计划，在交通电气化方面有相关规划和行动[158][162] 公司费率与价格申请情况 - 公司2024年综合费率案申请客户价格总体平均提高约14.0%，其中因预计2024年NVPC升高带来约4.5%的涨幅[183] - 公司申请的资本结构为50%债务和50%股权，股权回报率为9.8%，资本成本为7.06%，费率基数为63亿美元[187] 公司递延余额与成本情况 - 截至2023年3月31日和2022年12月31日，公司与新冠疫情相关的递延余额为2200万美元，2022年税前收益冲减200万美元，2022年12月16日申请摊销递延金额时调整1200万美元[190] - 公司野火缓解工作在2022年综合费率案中每年可从客户价格收取2400万美元，截至2023年3月31日和2022年12月31日，递延余额分别为3100万美元和2800万美元[192] - 2023年自动调整条款批准电力成本较2022年增加1.86亿美元，相应年度收入要求也增加[195] - 波特兰港超级基金场地预计总清理成本为17亿美元，公司估计按决策记录未折现的总清理成本在19亿至35亿美元之间[196] - 2022年公司记录的预计退款总额为300万美元，若获俄勒冈公共事业委员会批准，将于2024年1月1日起一年内退还客户[200] - 公司估计Boardman电厂2020 - 2022年的收入要求分别为1400万美元、6600万美元和2300万美元[201] 能源交付量数据变化 - 2023年第一季度总零售能源交付量为5620千MWh，较2022年同期的5368千MWh增长5%，主要受工业客户需求推动[211] - 2023年第一季度批发能源交付量为1396千MWh，较2022年同期的1507千MWh下降7%[211] - 2023年第一季度总能源交付量为7016千MWh，较2022年同期的6875千MWh增长2%[211] - 经天气调整后，2023年第一季度总零售能源交付量较2022年同期增长1.9%，其中工业交付量增长8%，商业交付量增长不到1%，住宅交付量下降1%[215] 能源接收量数据变化 - 2023年第一季度公司自有和共同拥有的热电厂能源接收量较2022年同期增长27%[221] - 2023年第一季度水电能源接收量较2022年同期下降25%，其中从地区水电项目购买的能源下降31%，公司自有设施发电量增长8%[223][224] - 2023年第一季度公司自有风能资源和合同能源接收量较2022年同期增长21%[225] NVPC数据情况 - 2023年第一季度实际NVPC比基线NVPC高1300万美元，预计2023年全年NVPC低于基线且超出死区范围，但因初步监管ROE低于10.5%，预计无退款[227] - 2022年第一季度实际NVPC比基线NVPC低1000万美元，全年实际NVPC比基线NVPC高2300万美元，在死区范围内，无客户收款记录[228] - 2023年第一季度净可变电力成本（NVPC）为2.16亿美元，较2022年同期的1.46亿美元增加7000万美元，2023年和2022年第一季度实际NVPC分别比基线NVPC高1300万美元和低1000万美元[239][240] - 基于预测数据，2023年全年NVPC预计低于基线且超出死区，因公司初步监管净资产收益率预计低于10.5%，预计2023年无需根据PCAM向客户退款[241] 财务关键指标变化 - 2023年第一季度净收入为7400万美元，较2022年同期的6000万美元增长23%[230] - 2023年第一季度总营收7.48亿美元，较2022年同期的6.26亿美元增长19.5%，其中零售收入6.51亿美元，批发收入8800万美元，其他运营收入900万美元[232] - 2023年第一季度批发收入较2022年同期增加3200万美元，增幅57%，主要因平均批发销售价格提高70%，但销量下降7%使收入减少400万美元[234] - 2023年第一季度购电和燃料费用为3.04亿美元，较2022年同期的2.02亿美元增加1.02亿美元，平均每兆瓦时可变电力成本从30.34美元涨至44.25美元，涨幅46%[237] - 2023年第一季度发电、输电和配电成本较2022年同期增加300万美元，行政及其他费用减少900万美元，折旧和摊销费用增加1200万美元，其他税项费用增加300万美元，利息费用增加600万美元，其他收入增加1200万美元，所得税费用增加300万美元[242][243][244][245][246][247] - 2023年第一季度经营活动净现金使用3900万美元，2022年同期为提供2.49亿美元，投资活动净现金使用2.76亿美元，2022年同期为使用1.54亿美元，融资活动净现金提供1.62亿美元，2022年同期为使用3700万美元[250] - 2023年第一季度经营现金流受营运资金变化影响显著，主要是购电和燃料成本的应付账款及相关保证金存款活动，公司预计2023年折旧和摊销的非现金费用在4.45 - 4.65亿美元之间[250] - 零售收入增长因素包括OPUC批准的AUT调整增加3500万美元、客户负荷增长使零售能源交付增加带来2600万美元收入等多项因素[233] - 2023年第一季度总运营费用较上年同期增加，主要因天然气价格上涨使购电和燃料费用增加，以及Colstrip加速折旧使折旧和摊销费用增加[231] - 公司预计运营产生的总现金在5.5亿美元至6亿美元之间[251] - 2023年第一季度投资活动使用的净现金比2022年同期增加1.22亿美元[252] - 2023年公司计划资本支出13亿美元，预计通过运营现金、发行短期和长期债务证券以及股权远期销售协议发行股票来融资[253] - 2023年第一季度融资活动提供的净现金主要来自股权远期销售协议发行普通股所得3亿美元、FMBs融资1亿美元和发行商业票据所得6800万美元，减去偿还定期贷款2.6亿美元和支付股息4000万美元[254] 公司债务与权益情况 - 截至2023年3月31日，公司总长期债务为34.85亿美元，扣除未摊销债务费用1300万美元[261] - 2023年3月，公司根据股权远期销售协议发行717.8016万股，获得净收益3亿美元[266] - 截至2023年3月31日，公司普通股权益比率为46.7%，2022年12月31日为43.3%[268] - 截至2023年3月31日，公司已向交易对手方提供9900万美元抵押品，包括3000万美元现金和6900万美元信用证[270] - 截至2023年3月31日，公司根据契约最多可额外发行7.41亿美元的第一抵押债券[272] - 截至2023年3月31日，公司债务与总资本比率为54.2%，信贷协议要求该比率不超过65%[273] - 公司循环信贷安排要求将合并债务限制在总资本的65.0%，截至2023年3月31日，公司债务与总资本比率为54.2%[273] - 某些定义公司其他长期债务持有人权利的文件被省略，因其授权的证券总额不超过公司及其子公司合并总资产的10%[283] 公司内部控制与风险情况 - 公司管理层评估认为，截至2023年3月31日，公司的披露控制和程序有效[275] - 本季度公司财务报告内部控制无重大变化[276] - 公司风险因素自2022年年报以来无重大变化[279] - 公司市场风险和信用风险自2022年年报以来无重大变化[274]

业绩总结 - 2022年收入为26亿美元[6] - 2022年稀释每股收益为2.60美元（GAAP），调整后非GAAP为2.74美元[6] - 2022年GAAP净收入为2.33亿美元，每股收益为2.60美元[31] - 2022年非GAAP调整后的净收入为2.45亿美元，稀释每股收益为2.74美元[74] - 预计2023年每股收益在2.60到2.75美元之间[31] 用户数据与市场展望 - 预计长期年能源交付增长为2%，主要受高科技工业客户增长驱动[14] - 预计长期每股收益增长为5%至7%[8] - 预计2022年到2027年长期负载增长为2%[14] - 2023年住宅负荷增长每增加1%将影响每股收益约0.06美元[69] 资本支出与投资计划 - 2023年资本支出预测为12.1亿美元，其中清水项目占4.15亿美元[16] - 2024年预计的基础资本为63亿美元，较2023年增加859百万美元，增幅为16%[28] - 2023年预计的折旧和摊销为4.55亿美元[24] - 2023年预计的收入需求增加为3.38亿美元[28] 可再生能源与环境目标 - 计划通过多阶段RFP流程采购2000至3000兆瓦的可再生能源和1000兆瓦的非排放调度能力[19] - 预计到2030年温室气体排放减少80%，到2040年实现100%减少[6] - 2021年排放量比HB 2021基线水平低24%（2010-2012年平均排放）[18] 财务状况与负债 - 截至2022年12月31日，总流动性为9.38亿美元[33] - 2023年预计的长期债务为1亿美元，短期债务为0[34] - 2022年预计的受监管权益回报率（ROE）低于9.3%[49] - 2021年和2022年预计的受监管ROE均低于收益测试阈值[48] 其他信息 - 2022年供应商多样性占总供应支出的14%[41] - 截至2021年12月31日，员工种族/民族多样性中，白人占75%，非裔美国人或黑人占3%[42] - 2020年劳动节野火的递延余额为3100万美元，2021年冰风暴的递延余额为7400万美元[47] - 2022年第一季度，因递延费用释放，产生1700万美元的税前非现金费用[48]

财务数据和关键指标变化 - 2022年全年GAAP净利润为2.33亿美元,每股收益2.60美元;非GAAP净利润为2.45亿美元,每股收益2.74美元,较2021年的2.44亿美元和2.72美元有所增长 [5] - 2022年第四季度GAAP净利润为5000万美元,每股收益0.56美元,较2021年第四季度的6600万美元和0.73美元有所下降 [5] - 2022年全年收入增长4000万美元,每股收益增加0.63美元,主要由于交付量增加3.4%,但被客户价格构成变化抵消了0.23美元 [14] - 2022年全年电力成本净增加0.02美元,其中0.27美元来自2021年PCAM递延的正常化 [14] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2022年总负荷增长2%,其中高科技和数字客户推动工业负荷增长10.6% [12] - 2022年住宅负荷增长1.4%,但天气调整后下降1.4%;商业负荷增长0.1%,天气调整后下降0.5% [12] - 2022年工业负荷增长10.9%,天气调整后增长10.6%,主要由高科技行业推动 [12] - 2022年发电、输电、配电和运营费用同比增长不到1%,管理和其他运营费用增长1.2% [7] 各个市场数据和关键指标变化 - 2022年12月,区域枢纽天然气价格峰值超过55美元/MMBtu,Mid-C电力价格升至265美元/MWh,是2021年的5倍多 [5] - 2022年Mid-C价格上涨近60%,但客户支付的电力价格仅上涨14% [6] - 2023年电力价格预计上涨7.7%,2024年预计上涨4.5% [6] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司致力于通过改进采购、建模和增加对冲来应对市场波动,并更积极地使用North Mist设施的天然气储存 [5] - 公司正在简化工作流程,利用技术提高生产力,并升级老化基础设施以提高可靠性 [8] - 公司正在部署数字工具以提高运营效率、资源部署和客户服务,并将业务影响事件的平均持续时间缩短了13% [8] - 公司正在寻求联邦资金,以减少客户账单影响,2022年提交了1.8亿美元的联邦拨款申请和概念文件,2023年前六周又提交了3亿美元 [10] - 公司预计2023年每股收益在2.60美元至2.75美元之间,2024年及以后有望实现5%至7%的长期收益增长 [10] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为2022年业绩为长期增长奠定了坚实基础,尽管面临历史性的电力市场波动和恶劣天气 [11] - 管理层对长期收益增长前景保持信心,预计未来五年负荷将增长2%,并进行大量资本投资 [11] - 管理层预计2023年将继续保持强劲的负荷增长,主要由高科技和数字客户推动 [21] - 管理层预计2023年运营和维护费用将基本持平,不包括增加的野火缓解费用和递延项目 [22] - 管理层预计2023年将完成大部分RFP项目谈判,并开始下一轮RFP [18] 其他重要信息 - 公司已提交2024年费率案,要求费率提高14%,其中40%用于可靠性和弹性投资,30%用于更高的天然气和购电成本,30%用于更高的合规成本和运营成本 [8] - 公司正在寻求修改PCAM机制,以更好地反映当前和未来的运营条件,并支持俄勒冈州的脱碳目标 [8] - 公司预计2023年资本支出为8.11亿美元,超过此前7.5亿美元的指导,主要用于电网现代化和技术部署 [19] - 公司预计2023年将发行高达2.5亿美元的债务和约3亿美元的股权,以支持资本投资 [20] 问答环节所有提问和回答 问题: 2022年业绩和长期增长展望 - 管理层认为即使2022年业绩高于预期,仍能实现5%至7%的长期增长目标 [25][26][27] - 管理层对服务区域的基本面保持信心,预计2023年负荷将增长2.5%至3%,主要由高科技和数字客户推动 [21][27] 问题: RFP项目进展和资本支出 - 管理层预计2023年上半年将完成剩余RFP项目的谈判,并开始下一轮RFP [31][32] - 管理层预计2023年将进行大量资本投资,包括Clearwater项目和潜在的RFP项目 [31][32] - 管理层预计2023年将发行约3亿美元股权和2.5亿美元债务,以支持资本支出 [37] 问题: 电力和天然气价格波动 - 管理层认为增加分布式能源资源和电池储能将减少24小时内的价格波动,但可能无法缓解季节性波动 [38][39] - 管理层正在寻求多元化资源和加强对冲策略,以应对市场波动 [42][43] 问题: 2023年及长期收益指引 - 管理层认为RFP项目是实现5%至7%长期增长目标的关键 [44][45] - 管理层预计2023年通胀将持续,但公司将继续努力提高效率以减轻影响 [48][49] 问题: 2021 RFP项目延期原因 - 管理层认为供应链挑战和商业谈判是项目延期的原因 [62][63] - 管理层预计项目延期仅为数月,不会对整体计划产生重大影响 [63][64] 问题: 2030年负荷预测假设 - 管理层预计2030年负荷将增长2.2%至3.1%,不包括任何资产退役 [56][57] - 管理层预计分布式能源资源和电动汽车将显著影响负荷预测 [57]

零售客户价格确定机制 - 公司零售客户价格确定机制包括一般费率案例、年度电力成本更新、可再生能源相关机制[20][21][22] 清洁能源目标立法 - 2021年州立法机构通过HB 2021，设定清洁能源目标，2030年温室气体排放减少80%，2035年减少90%，2040年及以后减少100%[24] - 俄勒冈州众议院法案HB 2021要求零售电力供应商到2030年、2035年和2040年分别减少80%、90%和100%与服务俄勒冈零售电力消费者相关的温室气体排放[81] 零售客户收入与交付量分布 - 无单一客户占公司总零售收入超8%或总零售交付量超13%[27] - 2022年零售收入22.23亿美元，其中住宅11.58亿美元占比52%，商业7.35亿美元占比33%，工业3.12亿美元占比14%[28] - 2022年零售能源交付量2123.1万兆瓦时，其中住宅808.8万兆瓦时占比38%，商业719.8万兆瓦时占比34%，工业594.5万兆瓦时占比28%[28] - 2022年平均零售客户数92.2444万户，其中住宅80.9573万户占比88%，商业11.2602万户占比12%，工业269户[28] - 2022年住宅客户每户收入1362美元，每户用电量9991千瓦时，每千瓦时收入13.63美分[31] 负荷退出与接入计划 - 固定三年和至少五年的现有及计划负荷退出计划参与上限为300平均兆瓦[37] - 2020年OPUC要求公司向合格客户提供新大型负荷直接接入计划，总上限为119平均兆瓦[38] 绿色未来计划 - 超23.4万住宅和小型商业客户自愿参与公司绿色未来计划[39] - 绿色未来影响计划总可用容量达750 MW，2019年获批，2021年3月扩容200 MW，12月客户提供的可再生资源容量增加250 MW[40] - 绿色未来影响计划相关合同容量360MW，其中162MW太阳能设施于2023年1月投入使用，138MW和60MW预计2023年12月投入使用[69][70] 收入占比变化 - 2022年批发收入占总收入的14%，2021年为11%，2020年为8%[41] - 2022年其他运营收入占总收入的2%，2021年为3%，2020年为2%[41] 度日数与负荷峰值 - 2022年加热度日数为4,103，冷却度日数为865；2021年分别为3,828和838；2020年分别为3,836和600；15年平均分别为4,103和569[42] - 2021年6月公司创下新的系统净负荷峰值4,453 MW，超1998年12月峰值超9%；2022年12月冬季峰值达4,113 MW[42] 资源与合同容量 - 2022年资源和合同容量为5,754 MW，2021年为5,314 MW；2022年发电容量占比59%，购电容量占比41%；2021年分别为65%和35%[45] 公司资产权益 - 公司拥有5座天然气发电厂、1座90%权益的已停运煤电厂和20%权益的煤电厂，2座风电场及相关权益，多个水电项目及权益[47][48][49][50] - 公司拥有KB管道79.5%权益，在西北管道有111,805 Dth/天的天然气运输容量，在俄勒冈州有41亿立方英尺天然气存储[54][55] 电力采购与成本策略 - 公司为满足零售负荷需求，利用短期和长期批发电力采购合同[58][59] - 公司中期电力成本策略可提前五年在电力和燃料市场布局，减轻未来购电和燃料成本波动[60] 水电项目合同容量 - 2022年公司水电项目合同总容量约为970MW，其中与华盛顿州公共事业区合同容量410MW，与CTWS合同容量约224MW，其他合同容量236MW[61][63] PURPA合同情况 - 2022年和2021年PURPA合同费用分别为6200万美元和5500万美元，购买电量分别为75万MWh和68.3万MWh，平均每MWh成本分别为82.90美元和79.89美元[64] - 截至2022年12月31日，公司与67个在线PURPA合格设施（QF）签订合同，总容量315MW，有6个合同共127MW容量未运营[63] 可调度备用发电项目 - 截至2022年12月31日，可调度备用发电（DSG）项目有59个客户站点，总容量130MW，目标是到2023年底新增3 - 10MW[65] 天然气季节性容量合同 - 公司有一份天然气季节性容量合同，夏季和冬季高峰时段可达100MW，2024年到期[66] 其他能源合同容量 - 公司风电合同容量300MW，太阳能合同容量57MW，生物质能合同将于2023年6月到期[67][68] 输电线路电量输送 - 2022年公司通过1255回路英里、115千伏及以上输电线路输送约2700万MWh电量[75] 员工情况 - 截至2022年12月31日，公司有2873名员工，其中673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，一份覆盖610人，2025年3月到期，另一份覆盖63人，2027年8月到期[89] - 黑人和有色人种占公司员工总数超26%，占管理层近26%，三分之一的员工和管理层（包括首席执行官）为女性[94] 员工培训与发展 - 公司为员工提供多种培训和发展项目、学费报销、导师计划，董事会至少每年审查高级管理层继任计划[91] 环保计划 - 公司制定了水质、鱼类保护、鸟类保护、危险材料处理等环保计划，以满足相关法规要求[84][85] 特洛伊核电站乏核燃料处理 - 公司与美国能源部签订合同，处理特洛伊核电站的乏核燃料，预计2059年前不会完成从独立乏核燃料储存设施运往场外储存的工作[88] 超级基金场地责任 - 美国环保署1997年开始对俄勒冈州威拉米特河波特兰港段进行调查，将该港口指定为超级基金场地，公司被列为超百家潜在责任方之一[87] 公司面临的风险 - 天气变化会影响客户电力需求，异常天气可能导致负荷需求快速增减，影响公司成本和营收[104] - 气候变化可能导致更强烈、频繁和极端的天气事件，破坏公司设施和系统，减少收入并增加成本[105] - 野火可能影响公共安全、电网弹性、客户电力需求和公司运营，公司可能无法有效实施公共安全停电措施，存在潜在责任[107] - 网络安全攻击、数据安全漏洞、物理攻击和安全漏洞、恐怖主义行为等可能扰乱公司运营，导致重大支出或索赔[109] - 公司面临网络攻击、自然灾害等风险，可能导致运营中断、设施损坏、收入损失等，虽有保险但范围有限[110][111][112] - 电力运营存在设备故障、安全等风险，合规成本可能很高，不达标会面临罚款[114][115] - 公司面临劳动力管理风险，包括留住关键员工、劳动力短缺等，可能影响运营和财务状况[116][117] - 新设施建设和现有设施改造面临成本增加、项目延误等风险，可能导致成本无法收回和运营成本上升[118][119] - 公司受广泛价格监管，成本回收不确定，监管变化可能增加成本并影响业务[120][121][122] - 公司面临法律和监管诉讼，结果不确定，不利解决可能影响运营、财务状况和现金流[124][125] - 公司需遵守环境法规，合规可能增加成本和资本支出，影响资源可用性[127][128][129][130] - 税法变化可能对公司财务状况、运营结果和现金流产生不利影响[131][132][133] - 客户对电力需求下降可能影响公司业务，导致收入减少、价格上涨和客户流失[134][135][136][137] - 资本和信贷市场状况可能影响公司获取资本的能力、资本成本和战略执行[138][139][140] - 新的债务融资可能包含比公司现有债务和信贷安排更严格的契约，限制公司运营[142] - 信用评级下调可能增加公司融资成本，限制其进入商业票据市场[146][147] - 资本市场表现不佳可能导致公司福利计划资产公允价值下降，增加负债和资金需求[151][152] - 电力和天然气市场价格波动可能影响公司成本、能源供应管理和流动性[154][156] - 发电和储能设施的问题可能增加电力成本，影响公司运营结果[159][162] - 能源技术进步可能使公司业务竞争力下降，限制未来增长机会[166][171] - 利益相关者对公司ESG项目的期望变化可能增加成本和风险[175] - 股东激进主义可能给公司未来带来不确定性，对公司财务状况和经营成果产生重大不利影响，导致普通股交易价格大幅波动[179] - 公司业务集中在一个地区，未来业绩可能受俄勒冈州或该地区特有事件和因素的影响[180] - 公司行业和地域集中可能增加区域监管或立法带来的风险，以及信用和运营风险[181] 累计净收入与股息 - 截至2022年12月31日，公司有3.99亿美元累计净收入可用于支付股息[145] - 公司未来股息的宣告由董事会决定，且可能受债务工具条款限制[143][144][145] 信贷安排 - 公司目前有一项与多家银行的6.5亿美元无担保循环信贷安排[150] 发电设施净容量 - 截至2022年12月31日，公司发电设施净容量为3374兆瓦，其中全资拥有的天然气或石油设施有Beaver（510兆瓦）、Carty（438兆瓦）等，联合拥有的煤炭设施Colstrip公司占股20%（296兆瓦），水电设施Round Butte公司占股50.01%（172兆瓦）等[183] 普通股登记持有人 - 截至2023年2月8日，公司普通股有748名登记持有人[190] 股份回购计划 - 2022年2月11日，公司董事会授权股份回购计划，允许回购至多350,000股流通普通股，最高股价60美元，最高总购买价2100万美元；截至2022年12月31日，已回购350,000股，平均每股价格51.61美元，总成本1810万美元[192] 衍生品活动净未实现（收益）/损失 - 假设市场价格和利率无变化，截至2022年12月31日，公司衍生品活动的净未实现（收益）/损失在2023 - 2027年及以后实现的情况为：电力分别为 - 1900万、1000万、2100万、 - 300万、 - 300万和 - 1600万美元；天然气分别为 - 17700万、 - 800万、 - 200万、300万、0和0万美元，总计 - 19400万美元[370] 加元价值变动影响 - 截至2022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[373] 长期债务公允价值与账面价值 - 截至2022年12月31日，公司长期债务的总公允价值为32.45亿美元，账面价值为36.59亿美元，其中第一抵押债券公允价值28.82亿美元、账面价值32.80亿美元等[375] 商品活动信用风险敞口 - 截至2022年12月31日，公司商品活动的信用风险敞口为3.40亿美元，其中3.35亿美元与外部评级为投资级的交易对手有关，相关交易将于2023 - 2026年到期[378] 审计情况 - 审计涵盖公司2022年和2021年12月31日合并资产负债表及2020 - 2022年各年合并利润表等报表[382] - 审计认为财务报表在所有重大方面公允反映公司财务状况、经营成果和现金流量，符合美国公认会计原则[383] - 审计认为公司截至2022年12月31日在所有重大方面保持了有效的财务报告内部控制[383] 费率监管情况 - 公司受俄勒冈州公共事业委员会（OPUC）零售电价监管和联邦能源监管委员会（FERC）批发电价监管[391] - 公司应用专门规则编制财务报表以反映成本电价监管影响，影响多个财务报表项目和披露[391] - 公司评估监管资产和负债是否符合未来回收或结算标准，考虑近期费率命令等因素[392] - 存在OPUC和FERC不批准全额回收公用事业服务成本或投资及合理回报的风险[392] - 审计将费率监管影响确定为关键审计事项，因其对财务报表影响广泛且涉及管理层重大判断[393] - 审计测试管理层对监管资产成本回收和监管负债退款或降价可能性评估的控制有效性[394] - 审计评估公司与费率监管影响相关的披露，包括记录余额和监管动态[395]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度GAAP净收入为5800万美元，合每股0.65美元，去年同期为5000万美元，合每股0.56美元 [7] - 2022年第三季度负荷经天气调整后增长1.2%，未调整情况下总负荷同比增长4.2% [29] - 住宅负荷同比增长3.6%，经天气调整后下降2.5%，住宅客户数量同比增加1.1% [29] - 商业负荷同比增长0.5%，经天气调整后下降1.3% [30] - 工业负荷同比增长超10%，经天气调整后增长9.2% [30] - 总收入增长0.22美元，主要因交付量增长4.2%，但客户价格竞争变化使总收入较2021年减少0.04美元 [31] - 2021年第三季度电力成本高，本季度因资源稀缺导致市场价格上涨使每股收益减少0.25美元，购买量增加使每股收益减少0.07美元 [32][33] - 运营费用净减少使每股收益增加0.01美元，折旧和摊销费用影响使每股收益增加0.01美元 [33] - 其他收入结算收益使每股收益增加0.09美元，但高利息费用、高所得税和其他杂项使每股收益分别减少0.03美元、0.03美元和0.01美元，净增加0.02美元 [34] - 重申全年GAAP每股收益指导为2.60 - 2.75美元，非GAAP调整后为2.74 - 2.89美元 [44] - 提高长期负荷增长指导，从1.5%提升至2% [9][44] - 提高长期每股收益增长指导，从4% - 6%提升至5% - 7% [25][45] 各条业务线数据和关键指标变化 - 工业负荷增长主要来自科技和数字客户，本季度同比增长10%，预计未来半导体行业将有显著扩张 [8] - 商业业务处于疫情后恢复期，负荷增长相对缓慢 [30] - 住宅业务因移民持续增长，负荷和客户数量均有增加 [8][29] 各个市场数据和关键指标变化 - 第三季度西部电力市场异常波动，多个州创历史高温记录，俄勒冈至少12个城市经历最热7月 [10] - 西部电力市场高峰电价多次达到每兆瓦时1000美元 [21] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 宣布Clearwater Wind项目，这是清洁能源转型的重要一步，计划2023年底上线，公司投资预计4.15亿美元 [13][14][15] - 2023年春季计划提交清洁能源计划和下一份综合资源计划，下半年预计启动更多可再生能源和非排放容量的招标 [16] - 专注战略投资，提升电网弹性，包括更换老化设备、减少停电、整合可再生资源等 [17] - 推进数字化和简化工作，如改进现场工作人员调度系统、升级数字平台等 [19] - 积极管理电力成本，利用风险管理策略和垂直整合的公用事业模式，为客户提供清洁能源 [20][21][23] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 本季度业绩良好，得益于强劲的运营表现和收入增长，预计第四季度继续保持增长态势，有望实现全年指导目标 [7][24] - 对未来发展充满信心，认为可再生能源发展和弹性投资将支持公司实现长期增长 [45] - 强调为客户提供安全、可靠、经济和清洁的能源是取得稳定业绩的关键 [25] 其他重要信息 - 解决多项延期案件，达成总计1.3亿美元的和解协议，包括2020年野火、2021年冰风暴和2021年电力成本调整机制案件，预计11月获OPSC最终批准 [12] - 预计今年晚些时候或2023年初提交3400万美元COVID延期的摊销申请 [12][36] - 截至9月30日，流动性总可用额度为7.97亿美元，计划第四季度发行高达4.6亿美元的长期债务 [41] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 2024年是否能达到长期每股收益增长指导的6%中点范围 - 2023年是投资年，目前难以精确回答，投资是为了寻求长期增长 [49] 问题2: Clearwater项目是否会在2024年初纳入费率 - 无需费率案例，项目上线后将通过可再生能源调整条款自动纳入费率 [50] 问题3: Clearwater风电项目的OPUC审慎性审查时间和是否需单独立案 - 项目上线后会进行正常的审慎性审查，但可通过自动调整条款机制将风能和资产纳入客户电价，无需等待审批即可进行资本支出 [53][54] 问题4: 当前招标剩余部分可能拥有的项目情况，是否会采购更多风能或太阳能，以及公司储能如何融入 - 招标流程仍在进行中，目前无法确定，未来将提交新的综合资源计划和清洁能源计划 [62] 问题5: 要实现5% - 7%的增长，除已提高的资本外还需多少增量资本 - 目前难以确定，正在考虑一些储能项目，但招标存在复杂性 [63] 问题6: 招标流程可能在2023年第一季度末完成，是否能在EI更新融资计划和健康公平部分 - 不确定能否更新，取决于市场情况和筹集资本的机会，需持续关注 [64] 问题7: 2023年运营和维护费用相对于2022年的情况，以及是否能维持在5% - 7%的增长范围内 - 建议等待2月的2023年指导，届时会有更清晰的视角 [66] 问题8: 2024年是否有信心处于5% - 7%的增长范围内 - 公司对长期增长轨迹有信心，基于客户能源使用、基础设施建设、可再生能源项目和储能发展等因素 [74][75] 问题9: 到本十年末3 - 4吉瓦的采购目标和1吉瓦非排放容量目标的采购节奏和公司所有权预期，以及如何与5% - 7%的增长相协调 - 冬季末或春季初将提交清洁能源计划，采购情况复杂，可能是公司和第三方混合所有，需平衡投资和客户价格，对5% - 7%的增长有信心 [77][78][79] 问题10: 医疗买断是否已包含在年度指导中 - 已包含在指导中 [83] 问题11: 运营和维护费用的变化与通胀压力的关系，以及2023年的发展趋势 - 通胀对运营和维护费用有影响，但公司采取措施应对，第三季度已看到改善 [87][88] 问题12: Clearwater项目的价格是否已考虑所有可能的税收抵免等福利，以及新财政制度在招标中的纳入情况 - Clearwater项目有相关税收抵免，将降低对客户价格的影响，公司目前有一些联邦资金项目，未来有望更多 [91][92] 问题13: 是否可以通过税收股权安排减少前期资本需求 - 通胀削减法案相关规则尚未确定，需观察市场情况，联邦资金将减少股权或债务融资需求 [93] 问题14: 计算5% - 7%增长时是否应使用修订后2022年指导的中点作为基础 - 是 [103] 问题15: 负荷预测更新至2%是否会改变公司经历的监管滞后 - 公司监管滞后接近1%，目标是持续减少 [104] 问题16: 长期增长计划中费率案例的时间假设 - 需综合考虑各种成本因素后再分析下一步行动，年度公用事业关税和燃料关税申报预计不变 [107][109] 问题17: 费率案例与股权比率的关系，以及基于前瞻性测试年的相关问题 - 公司长期目标是平均50 - 50的资本结构，上一次费率案例后达到该目标，未来费率案例会综合考虑多种因素 [118][119] 问题18: 如何看待5% - 7%增长的形态，特别是2023年之后 - 目前资本支出指导是基于现有情况，市场波动大，难以预测，将根据机会调整融资规模 [121][122] 问题19: PCAM未收回的200万美元是否需计入收益费用，以及计入时间 - 第四季度需计入200万美元费用 [124] 问题20: 是否需要等待招标结果确定总股权需求 - 不一定要等待，可根据谈判进度和市场情况确定，但要避免过度股权化导致稀释 [131][132] 问题21: 与授权的50%相比，目前股权比例情况及改善情况 - 预计年底约为46%以上，历史上股权比例有波动，目标是长期平均达到50% [134] 问题22: 服务区域内科技扩张情况及投资时间范围 - 目前有相关投资，预计会有新的晶圆厂，该地区半导体和软件行业发展良好 [143][145] 问题23: 传输需求是新建线路还是扩建 - 两者都有，重点是现有线路或走廊的扩建，以确保服务区域和电网的可靠性 [146] 问题24: 2024年是否会避免新的基本费率增加 - 公司注重客户能源可承受性和可及性，目前没有明确结论，会综合考虑能源转型和价格波动等因素 [147] 问题25: Faraday项目的最新进展 - 项目进展顺利，预计年初后上线发电，此前受多种因素挑战 [148] 问题26: Faraday项目的成本回收思路 - 该项目是上一次费率案例的一部分，曾申请单独附加费未获批，纳入客户电价需进行费率案例 [149][150]

财务预期调整 - 长期GAAP每股收益增长率从基于2019年的4% - 6%调整为基于2022年的5% - 7%[10] - 长期负荷增长率调整为1.5% - 2%，至2027年[10] 财务指标重申 - 重申2022年GAAP基础每股收益指导为2.60 - 2.75美元，非GAAP基础调整后每股收益指导为2.74 - 2.89美元[10] - 重申2022年负荷增长率为2% - 2.5%（天气调整后）[10] - 重申长期股息增长率为5% - 7%[10] 第三季度财务结果 - 2022年第三季度GAAP净收入为5800万美元，稀释后每股收益为0.65美元；2021年同期分别为5000万美元和0.56美元[10] - 2022年前三季度GAAP净收入为1.82亿美元，稀释后每股收益为2.04美元；2021年同期分别为1.78亿美元和1.98美元[10] 战略优先事项 - 增长方面，构建清洁能源未来和更具弹性、可靠性的电网[16] - 绩效方面，通过严格执行和管理提高运营效率[16] - 风险管理方面，专注高回报举措以减轻野火和其他气候风险[16] 重大递延事项 - 2020年劳动节野火、2021年2月冰暴、2021年电力成本调整机制相关事项已提交协议，待OPUC批准[21] - COVID - 19递延事项计划在2022年末或2023年初提交摊销申请[22] 2021年RFP项目进展 - 清水风电场项目，公司持股67%，总装机容量311兆瓦，预计2023年12月31日投入使用[25] - 仍在寻求约75 - 200兆瓦可再生资源、375兆瓦非排放可调度容量资源和100兆瓦可再生能源[25] 资本支出与流动性 - 预计2022 - 2027年有不同项目的资本支出规划，金额因年份和项目而异[28] - 截至2022年9月30日，总流动性为7.97亿美元[31] 非GAAP财务指标 - 非GAAP财务指标排除与持续业务活动无关或不常发生的重大项目，用于评估公司业绩[34] - 展示了2022年3月31日季度、9月30日前九个月及全年非GAAP收益的调整情况[37]

政策法规相关 - 俄勒冈州立法规定公司2030年温室气体排放减少80%，2035年减少90%，2040年及以后减少100%[153] - HB 2021要求零售电力供应商到2030年、2035年和2040年分别减少80%、90%和100%与服务俄勒冈零售电力消费者相关的温室气体排放[177] - 2022年通胀削减法案对适用公司实施新的公司替代最低税（CAMT），平均调整后财务报表收入三年超过10亿美元；对回购股票征收1%消费税；为能源和气候倡议提供重大税收激励[175] - 可再生能源组合标准（RPS）阈值到2025年提高至27%，2030年提高至35%，2035年提高至45%，2040年提高至50%[186] 绿色未来计划相关 - 超23.1万住宅和小型商业客户自愿参与公司绿色未来计划[154] - 截至2022年9月30日，绿色未来影响计划获批装机容量为750兆瓦[156] 项目计划相关 - 公司首个清洁能源计划预计2023年春季提交给俄勒冈州公共事业委员会[158] - 2021年10月公司发起2021年全资源RFP公共流程，寻求约1000兆瓦可再生和非排放资源，预计满足公司2030年减排目标所需部分资源[159] - 2021年全资源招标书（RFP）寻求约375 - 500兆瓦可再生资源、约375兆瓦非排放可调度容量资源及为绿色未来影响计划寻求资源，OPUC认为采购250兆瓦可再生能源量是最合理行动方案[160] - 公司与NextEra Energy Resources, LLC达成协议建设311兆瓦风能设施，公司将拥有208兆瓦，投资约4.15亿美元，预计2023年12月31日商业运营[165] - 公司计划在2022年11月提交2022年交通电气化计划草案，涵盖2023 - 2025年项目和活动组合[173] - 2020年OPUC接受公司交通电气化和电动汽车充电试点项目相关计划、成本和收入，2021年俄勒冈州立法确保OPUC有权允许电力公司投资交通电气化基础设施[173] 历史事件相关 - 2022年9月9 - 10日，预防性停电事件影响约3.7万客户，公司为此产生约100万美元成本[157] - 2021年6月，该地区气温创历史新高，峰值负荷需求比上一个夏季峰值负荷高出近12%[157] - 2020年，俄勒冈州经历有记录以来最具破坏性的野火季，超过100万英亩土地被烧毁[157] 财务指标调整相关 - 公司修订长期摊薄后每股收益增长指引，平均为5 - 7%[156] - 2022年5月9日，公司折旧率和客户价格变更，反映科尔斯特里普3号和4号机组折旧从2030年12月31日加速至2025年12月31日[184] 资产相关 - 公司在科尔斯特里普输电设施拥有15%所有权和容量，科尔斯特里普发电量减少可能提供输电设施容量[185] - 公司预计需在2025年底前退出科尔斯特里普所有权，并积极制定计划实现这一目标[159] 成本收益相关 - 2022年GRC最终收入要求基于56亿美元的平均费率基数，年度收入要求增加7400万美元[188] - 因2020年相关收益测试，公司在2022年第一季度产生1700万美元税前非现金收益费用[194] - 截至2022年9月30日和2021年12月31日，COVID - 19相关递延余额分别为3400万美元和3600万美元，2022年第一季度产生200万美元税前费用[196] - 截至2022年9月30日和2021年12月31日，2020年野火相关累计递延成本分别为3100万美元和4500万美元，2022年第一季度产生1500万美元税前费用[199] - 野火缓解工作每年可在客户电价中收取2400万美元，截至2022年9月30日，递延余额为2500万美元[201] - 截至2022年9月30日，2021年2月冰风暴相关递延成本为7300万美元[205] - 2022年年度电力成本更新（AUT）使电力成本较2021年增加6400万美元，2021年公司递延了3000万美元超额差异（90%）[208] - 除200万美元外，公司可全额收回递延成本，摊销从2023年1月1日起为期两年[209] - 波特兰港场地修复估计总成本为17亿美元，公司估计未折现总成本在19亿至35亿美元之间[210] - 解耦机制下的收款年度限制为每个合格客户类别的收入的2%，退款无限制[212] - 2022年前九个月，公司记录向住宅和商业客户的估计退款总额为100万美元[214] - 截至2021年12月31日，公司记录的估计退款总额为1000万美元，将于2023年1月1日起一年内退还[215] - 公司估计Boardman电厂2020 - 2022年的收入要求分别为1400万、6600万和2300万美元[216] 能源交付相关 - 2022年前九个月，总零售能源交付量同比增长3%，主要受工业客户类别的强劲需求推动[224] - 经天气调整后，2022年前九个月总零售能源交付量同比增长2.2%，工业交付量增长10%，商业交付量保持稳定，住宅交付量下降1%[227] - 若成本服务退出计划上限被充分认购和利用，2022年前九个月公司总零售能源交付量的13%将流向这些客户[228] - 新大型负荷直接接入计划上限为119 MWa，最多18%的能源交付量可由ESS供应给直接接入客户，实际占比为11%[229] - 2022年9月30日止九个月，公司自有和共同拥有的热力发电厂能源接收量较2021年下降16%，水电能源接收量增长36%，风能资源能源接收量下降20%[235][236][237] - 2022年9月30日止九个月，天然气、煤炭、风能、水电的电厂可用性分别为88%、87%、79%、97%，2021年分别为90%、92%、84%、93%[232] - 2022年9月30日止九个月，天然气、煤炭、风能、水电实际提供能源占预计水平的比例分别为75%、97%、81%、81%，2021年分别为126%、102%、110%、74%[232] - 2022年9月30日止九个月，天然气、煤炭、风能、水电实际提供能源占总零售负荷的比例分别为38%、11%、10%、5%，2021年分别为49%、10%、13%、5%[232] - 2022年第三季度，零售能源交付量较上年同期增长4%；九个月零售能源交付量增长3%，其中工业成本服务客户能源交付量增长11%[242][244] 收入相关 - 2022年第三季度，公司总收入7.43亿美元，较2021年同期的6.42亿美元增长16%；九个月总收入19.6亿美元，较2021年同期的17.88亿美元增长10%[241] - 2022年第三季度，公司净收入5800万美元，较2021年同期的5000万美元增长16%；九个月净收入1.82亿美元，较2021年同期的1.78亿美元增长2%[241] - 2022年第三季度和九个月，公司直接接入客户商业收入分别为300万美元和900万美元，2021年分别为400万美元和1300万美元；工业收入分别为600万美元和1700万美元，2021年分别为700万美元和2200万美元[245] - 2022年第三季度和九个月，总零售收入较2021年同期分别增加5100万美元和8100万美元，主要因AUT调整、能源交付平均价格、零售能源交付量等因素[247] - 2022年第三季度批发收入较2021年同期增加4800万美元，增幅43%，主要因平均批发销售价格上涨43%带来5100万美元的增长，部分被销量下降2%导致的200万美元减少所抵消[248] - 2022年前九个月批发收入较2021年同期增加9500万美元，平均批发销售价格上涨51%推动了7900万美元的增长，销量增长9%贡献了1600万美元[249] - 2022年第三季度其他运营收入较2021年同期增加200万美元，前九个月较2021年同期减少400万美元[250] 费用相关 - 2022年第三季度和前九个月，购电和燃料费用分别较2021年同期增加7800万美元和9400万美元，2021年9月30日分别为2.59亿美元和6.13亿美元，2022年9月30日分别为3.37亿美元和7.07亿美元[252] - 2022年第三季度和前九个月，净可变成本（NVPC）较2021年同期分别增加3000万美元和减少100万美元，2021年9月30日分别为1.47亿美元和4.27亿美元，2022年9月30日分别为1.77亿美元和4.26亿美元[257] - 2022年第三季度和前九个月，发电、输电和配电费用较2021年同期分别增加300万美元和2200万美元，2021年9月30日分别为8000万美元和2.36亿美元，2022年9月30日分别为8300万美元和2.58亿美元[259] - 2022年第三季度和前九个月，行政及其他费用较2021年同期分别增加200万美元和1000万美元，2021年9月30日分别为8200万美元和2.47亿美元，2022年9月30日分别为8400万美元和2.57亿美元[260] - 2022年第三季度和前九个月，折旧和摊销费用较2021年同期分别增加700万美元和500万美元[260][261] - 2022年第三季度和前九个月，除所得税外的其他税费较2021年同期分别增加200万美元和800万美元[262] - 2022年第三季度和前九个月，利息费用净额较2021年同期分别增加600万美元和1500万美元[263] 现金流相关 - 2022年前9个月经营活动净现金流为5.74亿美元，投资活动净现金流为-5.28亿美元，融资活动净现金流为-0.8亿美元，现金及现金等价物减少0.34亿美元，期末余额为1.8亿美元；2021年同期经营活动净现金流为5.82亿美元，投资活动净现金流为-5.02亿美元，融资活动净现金流为-0.43亿美元，现金及现金等价物增加0.37亿美元，期末余额为2.94亿美元[269] - 2022年前9个月与2021年同期相比，经营活动现金流净变化为-0.8亿美元，主要受净收入、非现金收益、保证金存款等项目影响；2022年折旧和摊销非现金费用预计在4.1亿-4.3亿美元，经营活动预计提供的总现金在5.5亿-6亿美元[270] - 2022年前9个月投资活动使用的净现金比2021年同期增加0.26亿美元，主要是资本支出增加0.55亿美元，部分被物业出售收益减少0.13亿美元和2021年冬季风暴恢复相关的其他拆除成本减少0.18亿美元所抵消[271] - 2022年前9个月融资活动使用的净现金主要是支付1.17亿美元股息、回购0.18亿美元普通股、循环信贷安排借款0.4亿美元和Pelton/Round Butte融资安排所得0.25亿美元[273] 资本支出与债务相关 - 2022年公司计划进行7.5亿美元的资本支出，预计通过经营活动产生的现金、发行短期和长期债务证券来融资[272] - 2022 - 2026年预计资本支出分别为7.5亿、11.5亿、7.25亿、7.5亿和7.75亿美元，长期债务到期金额分别为0、2.6亿、0.8亿、0和0亿美元[275] - 2022年公司预计用经营活动现金（5.5亿 - 6亿美元）、发行不超过4.6亿美元的长期债务证券以及按需发行短期债务或商业票据来满足资本需求[277] - 截至2022年9月30日，公司短期债务授权额度为9亿美元，可用流动性为7.97亿美元，其中循环信贷额度为6.5亿美元，未使用；信用证额度为2.2亿美元，已使用0.91亿美元，可用1.29亿美元；现金及现金等价物为0.18亿美元[278] - 截至2022年9月30日，公司长期债务净额为32.86亿美元；2022年10月21日获得2.6亿美元的366天定期贷款[282][283] 财务比率与评级相关 - 资本结构为50%债务和50%股权，股权回报率为9.5%，资本成本为6.813%[192] - 截至2022年9月30日，法拉第项目在建工程余额为1.49亿美元[193] - 截至2022年9月30日，公司普通股权益比率为45.3%，债务与总资本比率为54.8%；穆迪和标普对公司的信用评级分别为A3和BBB +，展望稳定[284][285][289]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度GAAP净收入为6400万美元，合每股0.72美元，去年同期净收入为3200万美元，合每股0.36美元 [7] - 修订GAAP收益指引至每股2.60 - 2.75美元，同时启动非GAAP调整后收益指引为每股2.74 - 2.89美元 [8] - 2022年第二季度总营收增加0.05美元，主要因工业客户交付量增加，但部分被住宅和商业贷款减少抵消，导致总营收减少0.07美元 [35] - 2022年第二季度每股收益因运营费用增加减少0.07美元，包括野火缓解、客户服务支出等 [38] - 2022年第二季度因市场驱动的非合格福利信托回报降低，每股收益减少0.04美元，其他杂项使每股收益减少0.01美元 [38] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2022年第二季度负荷总量经天气调整后较2021年同期增长1%，住宅负荷经天气调整后同比下降3.2%，商业负荷经天气调整后同比下降1.7%，高科技和数字服务行业工业负荷经天气调整后同比增长超9.8% [30][31] - 2022年上半年经天气调整后的零售交付量同比增长2.7% [31] 各个市场数据和关键指标变化 - 2022年6月服务区域失业率降至3.2%，2021年6月为5% [29] - 2022年第二季度电力市场条件比上一年更有利 [32] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 未来聚焦三个关键领域：推进与州能源政策一致的投资以推动增长、提高绩效和运营效率、注重风险管理 [12] - 继续寻求资源收购机会，以减少温室气体排放，实现2030年排放目标，预计年底宣布执行协议，项目2024年底投入使用 [13][15] - 2023年初发布下一份综合资源计划并提交首份清洁能源计划 [16] - 管理成本以支持强大的风险管理，利用监管机制、对冲策略等减轻商品价格波动影响 [20] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 市场电力成本条件有利，第三季度前景良好，但需监控区域电力市场限制可能导致的能源成本上升 [24] - 预计地区经济持续增长，带动经天气调整后的零售负荷增长2% - 2.5%，将继续采用电力成本框架管理风险 [45] - 运营成本挑战仍在，将采取积极措施管理O&M，有信心实现长期收益指引增长4% - 6% [46] 其他重要信息 - 2022年资本支出预测较原预测增加1.05亿美元，达到7.2亿美元，未来五年计划投资超33亿美元用于系统弹性和交通电气化 [39] - 6月30日总可用流动性为8.7亿美元，计划通过运营现金流和发行2.2亿美元债务为投资提供资金 [40] - 2022年申请摊销与野火、风暴和电力成本调整机制相关的1.32亿美元重大递延费用余额，计划2022年底或2023年初申请摊销3400万美元COVID - 19递延费用 [25] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 重新审视长期增长率时，RFP流程的最终决议是否是唯一的限制因素，还有其他动态因素吗？ - 目前RFP是关键因素，第四季度确定RFP奖项后会有更精确的融资计划，当前运营在5%以上的新指引范围内，RFP有望提升增长率 [50] 问题2: 宏观背景的变化对RFP流程有何影响？ - 宏观环境中的资金成本、供应链问题和通货膨胀等影响了投标，正在刷新投标，有信心在第四季度末解决问题 [51][52] 问题3: 取消 decoupling 对长期发展轨迹的影响如何量化？ - 今年是过渡年，新费率和 decoupling 机制消除未完全生效，明年将完全生效，公司认为自身是增长型公用事业公司，取消 decoupling 有利于实现资本回报，具体量化将在2023年2月的年度指引中公布 [53][54] 问题4: 如何为2023年定位，成本方面有哪些杠杆，与2022年相比情况如何？ - 加倍关注成本，投资业务的同时降低成本，在电力成本方面，注重技术以提高市场可见性，建立对冲和机制保护公司和客户 [57][58] - 2023年将过渡到仅调整后的财务报表呈现方式 [60] 问题5: 立法对融资考虑的净影响如何，是否会减少股权需求？ - 能源方面还有很多工作要做，公司支持联邦清洁能源政策，立法中的PTC、ITC延期等可能带来显著好处，与公司战略契合 [62][65] - 目前根据RFP奖项和资产负债表强化需求确定股权需求，希望保持投资级评级和稳定展望 [66][67] 问题6: 法案中的税收抵免可转让性或直接支付是否会改变公司在可再生项目中的地位？ - 直接支付有益，立法使受监管公用事业公司能平等使用投资税收抵免，消除劣势，公司对此感到鼓舞，且与相关人员保持密切联系 [69][70][71] 问题7: 未来的指引是否基于非GAAP基础？ - 预计2023年将继续采用非GAAP基础提供指引，以排除异常或不反映业务整体运营率的项目，提高透明度 [73][74][75] 问题8: 是否考虑从非GAAP指标中排除PCAM以突出公用事业的盈利实力？ - 理解该问题，会考虑如何使PCAM的呈现更透明，PCAM受天气等因素影响，年与年之间波动较大 [76][77][78] 问题9: 贷款增长指引是否基于大流行前的水平？ - 指引反映了高科技和数字领域的显著增长，半导体公司在该地区扩张，商业复苏较慢，住宅增长也较慢，客户组合正在转变 [80] 问题10: 目前的股权比率是多少，需要多少股权才能达到管辖费率中的水平？ - 预计到2022年底，受监管基础上的股权比率将超过46%，目标是达到50%，具体所需股权取决于公司的增长方式和RFP情况 [83] 问题11: RFP中通货膨胀导致的价格变化有多大意义？ - 投标价格正在刷新，目前的投标方案价格比几年前高，预计刷新后还会有所上升，但暂无确切数字 [84] 问题12: 除了直接股权，还有哪些融资选择来满足平衡资产负债表和RFP增长的资金需求？ - 股权远期合约是有意义的选择，项目将以建设 - 转让方式交付，2024年有较大资金需求，股权远期合约可满足需求，具体金额将根据RFP奖项确定 [88][89]

政策法规相关 - 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[157] - HB 2021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州零售电力消费者相关的温室气体排放量较基线水平减少80%、90%和100%[175] - 2020年俄勒冈州州长行政命令将清洁燃料计划的减排目标从2025年较2015年平均燃料碳强度降低10%提高到2035年降低25%[179] - 2016年俄勒冈州参议院法案1547要求到2030年俄勒冈州公用事业客户的能源供应中消除煤炭，并设定可再生能源占比基准，公司在2016年申请加速回收对科尔斯特里普的投资[180][181] 绿色未来计划相关 - 超23.2万住宅和小型商业客户自愿参与公司绿色未来计划[158] - 截至2022年6月30日，绿色未来影响计划获批装机容量为750兆瓦[160] 能源资源获取与规划相关 - 公司预计2023年春季向OPUC提交首份清洁能源计划[163] - 2020年5月公司获得OPUC命令以获取未来四年资源[164] - 2021年10月公司启动全源RFP公共流程，寻求约1000兆瓦可再生和无排放资源[164] - 公司预计需要约2500 - 3500兆瓦清洁和可再生资源和约800 - 1000兆瓦无排放可调度容量资源以实现2030年减排目标[164] - 公司计划在2025年底前退出科尔斯特里普[164] - 2021年全资源招标书寻求约375 - 500兆瓦可再生资源、约375兆瓦无排放可调度容量资源及公司绿色未来影响计划所需资源，OPUC指示公司寻求250兆瓦可再生采购量[166] 气候与环境事件相关 - 2021年6月该地区温度创历史新高，峰值负荷需求超上一个夏季峰值近12%[161] - 2020年俄勒冈州野火季烧毁超100万英亩土地[162] 费率案相关 - 2021年7月公司向OPUC提交基于2022测试年的一般费率案，最终协议基于56亿美元的平均费率基数，年度收入要求增加7400万美元[185][186] - 2022年一般费率案中，公司请求将年度重大风暴损失收集额从400万美元提高到1100万美元，最终同意维持在400万美元[187] - OPUC于2022年4月25日发布命令，批准新客户价格于2022年5月9日生效，关键要素包括50%债务和50%股权的资本结构、9.5%的股权回报率和6.83%的资本成本[190][191] - 公司2022年一般费率案中法拉第水电资本相关收入要求被移除，截至2022年6月30日，法拉第在建工程余额为1.27亿美元[186] 递延款项与费用相关 - 2022年第一季度，公司因2020年递延款项释放，产生1700万美元税前非现金收益费用[195] - 截至2022年6月30日和2021年12月31日，公司COVID - 19相关递延余额分别为3400万美元和3600万美元，2022年第一季度产生200万美元税前费用[198] - 截至2022年6月30日和2021年12月31日，公司2020年野火相关累计递延成本分别为3000万美元和4500万美元，2022年第一季度产生1500万美元税前费用[201] - 2022年GRC结果显示，野火缓解工作每年可向客户收取2400万美元，截至2022年6月30日，相关递延余额为2000万美元[202] - 截至2022年6月30日，公司2021年2月冰风暴相关递延成本总计7200万美元[205] - 2022年AUT批准电力成本较2021年增加6400万美元，2021年实际NVPC高于基线6200万美元，公司递延其中90%即3000万美元[208] 场地修复与费用相关 - 波特兰港超级基金场地预计总修复成本在19亿 - 35亿美元之间，公司通过PHERA机制递延和回收相关费用，年支出超600万美元需进行收益测试[209] 解耦机制相关 - 各方同意在新客户价格生效日取消公司的解耦机制，2022年剩余时间的估计收款或退款将按比例计算，并预计在2024年一年内分摊到客户价格中[189] - 解耦机制于2022年5月9日起取消，2023年停止递延，此前递延按计划摊销，2022年上半年公司记录100万美元客户退款[212][213] 客户退款相关 - 截至2021年12月31日，公司记录1000万美元客户退款，待OPUC批准后于2023年开始退还[214] - 2020年10月起需递延和退还与Boardman电厂相关的收入要求[215] - 公司估计Boardman在2020年末收入需求为1400万美元，2021年末为6600万美元，2022年6月末为2300万美元[216] 能源交付量相关 - 2022年上半年总能源交付量为1314.8万MWh，较2021年同期的1254.4万MWh增长5%，零售能源交付量为1021.6万MWh，较2021年同期的1004万MWh增长2%[222] - 2022年上半年工业客户能源交付量增长9%，商业客户增长1%，居民客户下降2%；经天气调整后，工业交付量增长10%，商业增长1%，居民略有下降[222][225] - 2022年上半年居民客户平均数量为80.78万户，较2021年同期的79.82万户增长1.2%，但每户平均用电量下降1.5%[225] - 2022年上半年公司自有和联合拥有的热电厂能源接收量较2021年下降19%，水电能源接收量增长35%，风电能源接收量下降19%[231][232][233] - 2022年零售能源交付量增长2%，主要受工业需求持续增长推动[241] 能源交付上限与计划相关 - 公司成本服务退出计划将2022年上半年直接接入客户能源交付上限设定为总零售能源交付量的约13%[226] - 新大型负荷直接接入计划上限为119 MWa，理论上最多可使18%的能源交付由能源服务供应商（ESSs）提供，2022和2021年上半年ESSs实际交付量占总零售能源交付量的11%[227] 发电可用率相关 - 2022年上半年天然气热电厂可用率为84%，煤炭热电厂为83%，风力发电为74%，水力发电为96%[229] 营收与收入相关 - 2022年第二季度总营收5.91亿美元，较2021年同期的5.37亿美元增长10%；上半年总营收12.17亿美元，较2021年同期的11.46亿美元增长6%[238] - 2022年第二季度净收入6400万美元，是2021年同期3200万美元的两倍；上半年净收入1.24亿美元，与2021年同期的1.28亿美元相比下降3%[238] - 2022年第二季度批发收入较2021年同期增加2400万美元，增幅59%，其中平均批发销售价格上涨40%带来1800万美元增长，销售量增加13%带来600万美元增长[245] - 2022年上半年批发收入较2021年同期增加4700万美元，平均批发销售价格上涨39%带来3400万美元增长，销售量增加17%带来1300万美元增长[246] - 2022年第二季度其他运营收入较2021年同期增加900万美元；上半年其他运营收入较2021年同期减少600万美元[247] 成本与费用相关 - 2022年第二季度购电和燃料费用为1.68亿美元，较2021年同期的1.85亿美元下降9%；上半年为3.7亿美元，较2021年同期的3.54亿美元增长5%[238] - 2022年第二季度每兆瓦时平均可变电力成本降至28.40美元，较2021年同期的32.08美元下降；上半年降至29.43美元，较2021年同期的29.51美元略有下降[248] - 2022年第二季度总系统负荷为594.6万兆瓦时，较2021年同期的575.4万兆瓦时有所增加；上半年为1259.4万兆瓦时，较2021年同期的1199.1万兆瓦时增加[248] - 2022年第二季度所得税费用为1300万美元，较2021年同期的400万美元增长225%；上半年为2400万美元，较2021年同期的1300万美元增长85%[238] - 2022年Q2天然气发电108.6万MWh占比18%，2021年为190.6万MWh占比33%；2022年上半年为323.5万MWh占比26%，2021年为428.9万MWh占比36%[250] - 2022年Q2和上半年实际NVPC分别为1.03亿美元和2.49亿美元，较2021年同期分别减少4100万美元和3100万美元[252] - 2022年Q2和上半年发电、输电和配电费用分别为8500万美元和1.75亿美元，较2021年同期分别增加900万美元和1900万美元[254] - 2022年Q2和上半年行政及其他费用分别为8400万美元和1.73亿美元，较2021年同期分别增加500万美元和800万美元[255] - 2022年Q2折旧和摊销费用增加200万美元，上半年减少200万美元[256][257] - 2022年Q2和上半年除所得税外的其他税费分别增加400万美元和600万美元[258] - 2022年Q2和上半年利息费用分别增加500万美元和900万美元[259] - 2022年Q2和上半年其他收入分别减少500万美元和800万美元[260] - 2022年Q2和上半年所得税费用分别增加900万美元和1100万美元[261] 现金流相关 - 2022年上半年经营活动现金流为4.51亿美元，投资活动现金流为 -3.34亿美元，融资活动现金流为 -7800万美元[264] 资本支出与需求相关 - 2022 - 2026年持续资本支出分别为7.35亿美元、6.35亿美元、6.5亿美元、6.5亿美元、6.5亿美元，总资本支出分别为7.55亿美元、6.5亿美元、6.5亿美元、6.5亿美元、6.5亿美元[269] - 2022年公司预计用6 - 6.5亿美元运营现金、最多2.2亿美元长期债务证券发行以及按需发行短期债务或商业票据来满足资本需求[271] 债务与流动性相关 - 截至2022年6月30日，公司短期债务授权额度为9亿美元，可用流动性为8.7亿美元，其中循环信贷额度6.5亿美元，信用证可用额度1.29亿美元，现金及现金等价物9100万美元[273] - 截至2022年6月30日，公司长期债务净额为32.86亿美元，扣除未摊销债务费用1300万美元[277] 财务目标与比率相关 - 公司财务目标是保持普通股权益比率约50%，2022年6月30日和2021年12月31日该比率分别为45.5%和45.2%[278] 信用评级相关 - 穆迪和标普对公司的发行人信用评级分别为A3和BBB +，高级有担保债务评级分别为A1和A，商业票据评级分别为P - 2和A - 2，展望均为稳定[280] 抵押品相关 - 截至2022年6月30日，公司已向交易对手方提供5900万美元抵押品，包括2900万美元现金和3000万美元信用证[281] - 单一机构评级下调至投资级以下，2022年6月30日可能需追加9000万美元抵押品，到12月31日降至2200万美元；双机构评级下调至投资级以下，2022年6月30日可能需追加1.7亿美元抵押品，到12月31日降至1.03亿美元，到2023年12月31日降至9200万美元[281] 债券发行相关 - 截至2022年6月30日，公司在契约最严格发行测试下可额外发行最多6.18亿美元第一抵押债券[283] 债务比率相关 - 公司循环信贷协议要求合并债务不得超过总资本的65%，截至2022年6月30日，公司债务与总资本比率为55.6%[284]