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]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度净收入6000万美元，合每股0.67美元，去年同期净收入9600万美元，合每股1.07美元 [7] - 应用收益测试后，2022年第一季度收益减少1700万美元，合每股0.14美元 [9] - 全年指导从每股2.75 - 2.90美元下调至2.50 - 2.65美元，重申长期盈利增长4% - 6%，股息增长5% - 7% [12] - 第一季度总营收每股增加0.01美元，天气调整后营收贡献每股0.04美元，天气变暖使营收每股减少0.03美元，不利电力成本使每股减少0.06美元 [26][27] - 2022年资本支出预测增加2500万美元，未来五年计划投资33亿美元 [30] - 3月31日总可用流动性为9.05亿美元，计划在2022年下半年发行高达2.5亿美元的债务 [31] - 董事会批准每股股息增加0.09美元，年化后增长5.2% [39] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第一季度负荷天气调整后增长4.4%，住宅负荷增长1.8%，商业负荷增长3.2%，工业负荷增长10.4% [13][23][24] - 住宅客户数量季度环比保持稳定，使用率高于疫情前水平但开始正常化 [24] 各个市场数据和关键指标变化 - 地区失业率为3.5%，区域经济强劲，高科技和数字服务等行业快速增长 [13] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 继续投资输电和配电基础设施，提高系统可靠性和弹性，支持负荷增长 [14] - 增加技术投资，促进可再生能源整合，提高系统灵活性和弹性 [15] - 2021年发起的RFP短名单已公布，预计5月6日提交给PUC，年底确定中标者，后续将发布更新的综合资源计划 [15][16] - 关注数字解决方案，应对成本压力，制定资源计划以实现脱碳目标，为客户提供可靠、经济、清洁的能源 [18] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 通胀压力影响成本，特别是原材料价格和供应链限制，但电力成本框架有对冲策略，可限制大宗商品价格上涨影响 [25][36] - 预计经济持续增长，天气调整后负荷增长2% - 2.5%，将采取措施管理运营和维护成本 [36][38] 其他重要信息 - 本周收到OPUC关于2022年一般费率案的最终命令，授权价格总体上涨约3.2%，确定资本结构、股本回报率和平均费率基数等 [19] - 法拉第重新发电项目将通过单独费率程序处理，正在评估项目成本回收方式 [20] - 发布2021年环境、社会和治理报告，展示在可持续发展方面的进展 [17] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 通胀压力的持续性及下一次费率案的时间 - 今年的调整主要与工作量有关，而非通胀，通胀对2023 - 2024年的资本成本影响更大，且将持续较长时间，RFP成本和天然气价格也受影响 [45][46] 问题2: RFP短名单流程是否会因调查而推迟 - 这取决于PUC和项目赞助商，目前存在不确定性，公司采取建设 - 转让方式管理风险，后续还有多次采购机会 [48][49][50] 问题3: 1700万美元递延释放的原因及未来委员会的自由裁量权 - 1700万美元释放与2020年活动有关，基于受监管ROE的收益测试，未来测试将每年应用于野火和冰风暴递延金额 [54][55] 问题4: 剩余递延金额及PCAM收益是否计入更新后的指导 - 冰风暴剩余递延金额为7100万美元，野火为2300万美元，PCAM的1000万美元收益已计入更新后的指导 [56][60] 问题5: 未来野火成本的处理方式 - 未来野火成本不受收益测试影响，但额外的野火和植被管理成本已反映在修订后的年度指导中 [66] 问题6: 费率案解决后对长期增长轨迹的考虑 - 需要看到RFP中公司自有资产的更多进展，这将是主要驱动因素 [69] 问题7: 为何将递延计入运营指导 - 经过讨论，考虑到规模和会计处理等因素，最终决定如此呈现 [70] 问题8: 若排除递延，是否会降低指导 - 难以单独分离，多种成本压力的累积导致指导降低 [71][73] 问题9: 法拉第项目的选择及林业部门传票情况 - 可能提交单一问题费率案或常规费率案，传票与2020年野火有关，目前无活跃事项 [82][84] 问题10: 收益测试的法律基础及未来是否可能再次应用 - 委员会在审慎审查和合理费率方面有讨论和应用收益测试的情况，未来可能再次应用 [89][90] 问题11: RFP投标是否需要修订及投标者无法履行承诺的处理流程 - 谈判时会要求投标者确认定价和时间表，可能需要修订投标；若投标者无法履行承诺，需PUC确认短名单，后续再处理相关问题 [93][95][96] 问题12: 公司是否在RFP短名单中 - 公司是投标者之一，具体项目可查看日程表 [97] 问题13: 是否有审慎审查及对未来2020年成本回收的影响 - 有审慎审查日程，希望今年完成，公司正与利益相关者合作进行证券化，以减轻对客户的负担 [102][103][105] 问题14: 2021年递延金额及是否仍可回收 - 2021年野火递延余额从5300万美元调整至3780万美元，COVID递延从近3800万美元调整至3500万美元，已对2021年进行收益测试，无触发测试的受监管收益 [107][112] 问题15: 野火缓解计划是否会增加资本支出 - 计划中有相当数量的资本支出和运营维护支出，将持续多年，是业务的永久部分 [113][114][115] 问题16: 2023年递延减少是否会影响收益 - 收益测试对2023年无影响 [122] 问题17: 如何看待4% - 6%的长期每股收益增长率 - 需等待RFP项目的最终结果，这是公司能源脱碳的重要组成部分 [121] 问题18: 如何考虑增长股权与资产负债表修复股权及更新增长率的时间 - 这主要是增长股权故事，将先确定实际机会，再考虑资产负债表和进入市场的时机；更新增长率取决于RFP结果 [131][132]

财务业绩 - 2022年第一季度净收入6000万美元，摊薄后每股收益0.67美元；2021年同期净收入9600万美元，摊薄后每股收益1.07美元[14] - 2022年每股收益指引从2.75 - 2.90美元下调至2.50 - 2.65美元，重申长期每股收益增长率4% - 6%，长期股息增长率5% - 7%，2022年负荷增长率2% - 2.5%，长期负荷增长率1.5%[18] 费率案例 - 2022年综合费率案例最终订单22 - 129，费率5月9日生效，平均费率基数56亿美元，增加8.14亿美元，增幅17%，净资产收益率9.5%，资本结构50/50，债务成本4.125%，资本成本6.83%，收入需求增加7400万美元[21] 资本支出与流动性 - 2022 - 2026年有可靠性和弹性投资规划，资本支出预测基于未来投资假设，实际金额可能不同[24][27] - 截至2022年3月31日，总流动性9.05亿美元，包括6.5亿美元信贷额度、1.45亿美元信用证和1.1亿美元现金[29] 资源规划与采购 - 有375兆瓦无排放容量和100兆瓦可再生能源选择权，支持绿色未来影响计划的公司供应[35] - RFP于2021年12月发布，2022年1月提交投标，4月公布入围名单，预计2024年底项目投入使用，抽水蓄能项目2027年12月31日前上线[36]

政策法规相关 - 俄勒冈州立法规定公司等实体需在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[161] - 俄勒冈州众议院法案2021要求零售电力供应商到2030年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减少80%，2035年减少90%，2040年减少100%[181] - 俄勒冈州参议院法案1547规定可再生能源占比目标为2025年达27%，2030年达35%，2035年达45%，2040年达50%[190] 绿色未来计划相关 - 超23.5万住宅和小型商业客户自愿参与公司绿色未来计划[162] - 截至2022年3月31日，绿色未来影响计划获批容量为750兆瓦[164] 气候事件相关 - 2021年6月该地区温度创历史新高，峰值负荷需求超此前夏季峰值近12%[165] - 2020年俄勒冈州野火季烧毁超100万英亩土地[165] 公司减排目标相关 - 公司计划到2030年减少至少80%、2035年减少90%、2040年实现零与供电相关的温室气体排放[166] 公司收益指引相关 - 公司长期摊薄后每股收益平均增长指引为4 - 6%[166] 清洁能源计划相关 - 首个清洁能源计划预计2023年春季提交，将设定年度脱碳目标[168] 资源招标相关 - 2021年全资源招标书（All - Source 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（GFI）计划寻求最多100兆瓦新的风能、太阳能或混合可再生及电池存储资源[170] - 公司预计2021年全资源招标书将满足约1500 - 2000兆瓦清洁和可再生资源及约800兆瓦非排放可调度容量资源的部分预计需求，以实现2030年减排目标[169] 公司项目进度相关 - 公司在2020年投入使用100兆瓦的风能资源，太阳能和电池组件于2022年3月投入使用[169] - 公司计划在2022年7月15日前让俄勒冈公用事业委员会（OPUC）确认招标书入围名单，以便签订最终协议[174] - 公司2021年10月提交的配电系统计划（DSP）第一部分于2022年3月8日获OPUC认可，第二部分预计2022年8月提交[176] 机组所有权及折旧相关 - 公司拥有科尔斯特里普（Colstrip）3号和4号机组20%的所有权份额，OPUC于2021年12月批准加速折旧至2025年12月31日[188][189] 综合费率案相关 - 2022年综合费率案（2022 GRC）申请将客户价格总体平均提高约3.9%，其中2.0%是由于2022年预计更高的净可变电力成本[193] - 2022年综合费率案最终收入要求基于56亿美元的平均费率基数，年收入要求增加7400万美元[197] - 公司最初申报收入需求为9900万美元（含与NVPC相关的4000万美元），修订后为7400万美元（含与NVPC相关的6400万美元）[198] - 2022年GRC中，公司请求将年度收取金额从400万美元提高到1100万美元，但同意维持在400万美元[199] - 基本费率的总收入需求增加8300万美元，其中900万美元已包含在当前客户价格中，不视为增量[200] 递延余额及成本相关 - 截至2022年3月31日和2021年12月31日，公司与COVID - 19相关的递延余额分别为3500万美元和3600万美元，预计2022年增量坏账费用为1600 - 1800万美元[207] - 截至2022年3月31日和2021年12月31日，公司与2020年野火响应相关的累计递延成本分别为3800万美元和4500万美元[212] - 截至2022年3月31日，公司因2021年2月冰风暴已产生约1.08亿美元增量成本，其中3600万美元为资本支出，7200万美元为运营费用[214] - 截至2022年3月31日，公司因2021年2月冰风暴已递延总计7100万美元（含利息）的增量运营费用[216] 电力成本及收入需求相关 - 2022年AUT批准电力成本较2021年增加6400万美元，相应年度收入需求也增加[218] - 2021年实际NVPC高于基线NVPC 6200万美元，公司已递延90%的超额差异，即2800万美元，预计向客户收取[218] 场地清理成本相关 - 波特兰港超级基金场地预计总清理成本在19亿 - 35亿美元之间，公司可能承担部分成本[219] 解耦机制收款相关 - 解耦机制下的收款对每个合格客户类别有年收入2%的限制，2022年记录的收款将按2024年1月1日生效的适用电价表净价计算[220] 退款及收款相关 - 2022年第一季度，公司记录了来自住宅和商业客户的估计退款200万美元和收款100万美元[223] - 截至2021年12月31日，公司记录了总计1000万美元的估计退款，将于2023年1月1日起一年内退还客户[224] 收入要求相关 - 公司估计Boardman在2020年底前的收入要求为1400万美元，2021年为6600万美元，2022年第一季度为1700万美元[226] 能源交付量相关 - 2022年第一季度，总零售能源交付量为536.8万兆瓦时，同比增长3%；总能源交付量为687.5万兆瓦时，同比增长7%[223] - 2022年第一季度，经天气调整后，零售能源交付量同比增长4.4%，其中工业交付量增长10%，商业能源交付量增长3%，住宅能源交付量增长2%[236] - 公司成本服务退出计划将限制交付给直接接入客户的能源量，约为2022年前三个月总零售能源交付量的12%[237] 能源接收量相关 - 2022年第一季度，公司自有和联合拥有的热电厂能源接收量同比下降7%，水电能源接收量同比增长27%，风电能源接收量同比下降24%[242][243][244] 非可变电力成本相关 - 2022年第一季度，实际非可变电力成本（NVPC）比基线NVPC低1000万美元，预计2022年全年NVPC低于基线且在规定范围内，无需向客户退款[247] - 2021年全年，实际NVPC比基线NVPC高6200万美元，超出规定范围，公司递延了2800万美元，最终结果待OPUC确定[247] 财务指标相关 - 2022年第一季度净收入为6000万美元，较2021年同期的9600万美元下降38%[249] - 2022年第一季度总营收为6.26亿美元，较2021年同期的6.09亿美元增长3%，主要因零售能源交付量增加和价格上涨[249][250] - 2022年第一季度批发收入为5600万美元，较2021年同期的3300万美元增长70%，因平均批发销售价格上涨16%和销售量增加21%[254] - 2022年第一季度购电和燃料费用为2.02亿美元，较2021年同期的1.69亿美元增长20%，因平均可变电力成本和总系统负荷增加[249][256] - 2022年第一季度运营费用为5.2亿美元，较2021年同期的4.76亿美元增长9%，因先前递延项目不被允许和服务恢复成本等增加[249][250] - 2022年第一季度零售收入为5.64亿美元，较2021年同期的5.53亿美元增长1100万美元，因AUT批准、零售能源交付量增加等因素[252][253] - 2022年第一季度其他运营收入为600万美元，较2021年同期的2300万美元下降1700万美元，因2021年出售多余天然气获利，2022年亏损[252][255] - 2022年第一季度实际NVPC为1.46亿美元，较2021年同期的1.36亿美元增加1000万美元，因购电和燃料费用增加及批发收入减少[260] - 2022年第一季度发电、输电和配电费用为9000万美元，较2021年同期的8000万美元增长1000万美元，因先前递延金额释放和植被管理等费用增加[262] - 2022年第一季度行政及其他费用为8900万美元，较2021年同期的8600万美元增长300万美元，因员工薪酬和福利费用增加[263] 现金流相关 - 2022年3月31日季度末现金及现金等价物为1.1亿美元，年初为5200万美元；2021年同期末为1.35亿美元，年初为2.57亿美元[269] - 2022年第一季度经营活动净现金为2.49亿美元，2021年为1.68亿美元；投资活动净现金为-1.54亿美元，2021年为-1.62亿美元；融资活动净现金为-3700万美元，2021年为-1.28亿美元[269] - 2022年第一季度经营现金流净变化为8100万美元，2022年折旧和摊销非现金费用预计在4.2亿 - 4.4亿美元，经营活动预计提供现金在5.75亿 - 6.25亿美元[270] 资本支出相关 - 2022年公司计划资本支出6.85亿美元，预计由经营活动现金和发行短期及长期债务证券提供资金[272] - 2022 - 2026年持续资本支出每年预计6.5亿美元，2022年综合运营中心额外支出3500万美元；2024年长债到期8000万美元[276] - 2022年公司预计用经营活动现金（5.75亿 - 6.25亿美元）、发行不超过2.5亿美元长期债务证券及按需发行短期债务或商业票据来满足资本需求[278] 债务相关 - 截至2022年3月31日，公司有9亿美元短期债务发行授权，可用流动性为9.05亿美元[279] - 截至2022年3月31日，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[284] 权益比率相关 - 截至2022年3月31日和2021年12月31日，公司普通股权益比率为45.2%，目标是维持约50% [285] 债务评级相关 - 穆迪和标普对公司债务评级为投资级，若评级下调至投资级以下，单机构下调可能需追加最高5300万美元抵押品，双机构下调可能需追加最高1.13亿美元抵押品[286][287]

公司概况 - 公司为垂直整合的电力公用事业公司，约有90万零售客户，服务区域覆盖俄勒冈州约一半人口和75%的商业及工业活动[11] - 2021年营收24亿美元，摊薄后每股收益2.72美元，净公用事业工厂资产80亿美元[11] 投资论点 - 采用100%清洁能源框架，退出现有煤电厂运营，开展可再生能源招标[15] - 投资电网以增强弹性和智能化，拥有高增长服务区域和建设性监管环境[16] - 长期每股收益增长4% - 6%，股息增长5% - 7%，客户体验出色[17] 战略目标 - 到2030年将俄勒冈州零售客户供电的温室气体排放量至少减少80%，到2040年实现100%减少[22] - 增加有益电力使用，实现每年每股收益4% - 6%的增长[22] 服务区域 - 服务区域人口增长强劲，涵盖多个产业，2021年住宅、商业、工业客户分别占零售交付量的39%、35%、26%[25] - 预计长期年能源交付量增长1%[25] 财务表现 - 2018 - 2022E会计ROE分别为8.6%、8.4%、6.0%、9.2%、9.0% - 9.4%，允许ROE为9.5%[44] - 股息长期增长指引为5% - 7%，2021年底总流动性为8.43亿美元[48][51] 环境与可持续发展 - 计划到2040年实现全公司净零温室气体排放，到2030年将供电相关温室气体排放减少至少80%[56] - 到2030年使公司车队60%以上实现电动化，到2025年使部分车辆100%电动化[56] 监管与成本 - 2022年一般费率案平均费率基数增加8.14亿美元，增幅17%，ROE为9.5%[88] - 截至2021年底，因新冠、野火、风暴等事件递延成本分别为3600万、4600万、6700万美元[89][90] 电网投资 - 2017 - 2021年配电系统总支出分别为2.68亿、3.22亿、3.52亿、3.9亿、4.08亿美元[100] - 未来投资将受分布式能源等因素驱动[101] 成本回收机制 - 年度电力成本更新关税需经OPUC审慎审查和批准，新价格次年1月左右生效[102] - 电力成本调整机制按90/10与客户分担成本/收益，有收益测试和死区设置[104] 价格比较 - 住宅、商业、工业、大型工业用电价格均低于EEI美国平均水平[112][114][116][118]

财务数据和关键指标变化 - 2021年全年净收入2.44亿美元，合每股2.72美元，2020年全年为1.55亿美元，合每股1.72美元；第四季度净收入6600万美元，合每股0.73美元，2020年第四季度为5200万美元，合每股0.57美元 [8][9] - 2021年全年GAAP每股收益为2.72美元，2020年为1.72美元；2020年非GAAP每股收益为2.75美元，剔除了能源交易损失的负面影响 [26] - 2021年总营收增加0.78美元每股，主要因服务区域经济强劲增长，部分因天气有利；不利电力成本为0.58美元每股 [27] - 2022年全年每股收益指引为2.72 - 2.90美元，中点较2019年2.39美元的基数有5.8%的复合年增长率 [39] - 2022年O&M指导中点为6亿美元，较2021年水平下降7%，正常化后下降约4%，即约2500万美元 [41][54] - 董事会宣布每股0.43美元的股息，2021年全年股息为每股1.68美元，连续15年股息增长，过去五年复合年增长率为6.1% [43] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2021年各客户类别需求均增长，住宅需求经天气调整后增长1%，商业负荷经天气调整后增长4.2%，工业交付经天气调整后增长8.5% [23][24] - 2021年负荷经天气调整后同比强劲增长4%，有利天气使整体增长率额外增加1.1%，达到5.1% [23][25] 各个市场数据和关键指标变化 - 2021年电力价格显著上涨，尤其是夏季，因天气变暖和区域容量需求增加 [28] - 2022年哥伦比亚河径流预测为105% - 108%，公司运营的河流系统略低于100%，与2021年形成对比 [85] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 采取措施降低电力市场风险，包括更新年度关税机制、采用新的预测方法、改善电厂运营和采购额外的远期容量 [12] - 推进数字化能力建设，提高运营效率和客户体验，通过先进数据分析和智能电网技术增强系统可靠性 [15] - 受俄勒冈州清洁能源立法推动，加速脱碳进程，设定激进的碳减排目标，承诺到2040年实现公司运营净零排放 [16] - 发起招标，寻求多达500兆瓦的可再生能源和375兆瓦的非排放容量，预计年底做出最终决定 [17] - 2022年综合费率案达成协议，最终费率基数为56亿美元，较之前增加8.14亿美元或17%，年度收入要求净增1000万美元，客户价格适度上涨0.5% [32] - 同意取消解耦机制，加速科尔斯特里普电厂折旧，预计4月底获得最终命令 [33] - 2023 - 2026年资本支出预测从每年5.5亿美元提高到6.5亿美元，未来五年预计投资约30亿美元 [35] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2021年在疫情、冰风暴和创纪录高温背景下实现强劲增长和执行，专注于电网加固和新技术以提高可靠性和弹性 [7] - 地区经济增长，特别是科技和数字领域，推动整体收入增长，但电力市场挑战可能持续 [10][11] - 预计2022年经济持续增长，负荷增长2% - 2.5%，长期增长约1.5%，专注于数字和其他技术、运营改进和效率提升，以缓解通胀成本压力 [20] 其他重要信息 - 公司副总裁、总法律顾问兼首席合规官丽莎·卡纳计划7月初退休，3月中旬过渡到首席合规官角色；安吉丽卡·埃斯皮诺萨被任命为副总裁、总法律顾问，3月中旬生效 [46][47] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 资本计划和费率案中目前应假设的ROE是多少 - 随着费率基数增长，结构性滞后会减少，公司也注重成本降低；2022年中点ROE约为9.2%，2022年O&M支出减少约4%（约2500万美元）有助于改善ROE前景 [53][54] 问题2: 考虑基本资本支出增加和费率案和解协议，如何看待增长速度的成本管理，解耦机制取消对增长速度有何影响 - 约三分之二的2026年前资本支出在输配电系统，还有支持该系统的资本；解耦机制不对称且有上限，不利于公司再投资和脱碳目标，取消有助于促进增长、脱碳和客户服务 [56][57] 问题3: 何时更新4% - 6%增长区间内的位置 - 费率案进程很重要，还需观察RFP过程的结果，希望看到稳定的收益、更多资本投资和RFP结果后再考虑超出该范围增长 [63] 问题4: 关于RFP短名单的资格和动态，以及公司参与能力 - 收到各种技术和购电协议或所有权选项的投标，正在根据最低风险、最低成本和快速脱碳能力等客观标准评估；OPUC在12月无偏见地拒绝了附属公司权益申请，可能会重新提议，若RFP参与规模不大，公司财务状况良好，可在现有公用事业框架内融资 [65][66] 问题5: 考虑到2021年底股权比率低于和解协议水平和资本支出增加，2023年是否需要股权融资 - 会计基础上股权比率约45% - 47%，和解协议为50 - 50；需看RFP结果，可能为其和调整比率进行股权融资 [76] 问题6: 如何处理法拉第项目投入使用后的监管滞后问题 - 正在与各方协商监管和时间安排，过去有通过单独但狭窄的费率案处理类似项目的经验，希望避免提交完整费率案；该项目受COVID、野火和冰风暴影响，公司希望尽快安全完成项目并在适当时候将其纳入客户价格 [77][78] 问题7: 各种递延费用（野火、冰风暴、PCAM）的处理情况，以及多少计入2022年现金流指引 - 电力成本调整机制递延约3000万美元，COVID大流行递延约3600万美元，年中寻求摊销；野火递延约4600万美元，冰风暴递延约6800万美元，下半年寻求摊销和解决；公司正在寻求证券化，整体递延费用共1.8亿美元 [79][80] 问题8: 如何看待水电条件，何时将水电水平常态化，以及如何应对相关环境 - 2022年哥伦比亚河径流预测为105% - 108%，公司运营的河流系统略低于100%，与2021年不同；冬季降水多、积雪好，目前太平洋西北地区天气温和；可参考NOAA网站了解水电条件对电力供应和成本的影响 [85][86] 问题9: 西部能源不平衡市场和FERC区域整合举措的最新进展 - 西部能源不平衡市场非常成功，为客户节省资金，便于整合可再生能源；今年春天邦纳维尔电力管理局将加入；公司还在与CISO等合作开展日前市场工作；加州正在进行更广泛的治理工作；西北电力池更名为西部电力池，正在处理资源充足性问题；CISO发布了扩展的输电规划文件 [88][89][90] 问题10: 在高通胀环境下，公司在监管和运营方面管理成本的选项有哪些 - 预计通胀将持续多年，2021年已解决工资通胀问题；公司专注于数字化流程和工作流，提高了效率；去年冰风暴后增加了关键设备的备件和库存；EPC和现场服务签订了长期合同；去年融资条件有吸引力，今年融资需求少 [96][97][98] 问题11: 2022年运营成本是否考虑了通胀，是否有足够成本抵消措施使其大致持平或略有下降 - 2022年运营成本较2021年正常化后下降约4%，效率提升计划已纳入指引 [100][101] 问题12: RFP投标或一般设备是否存在供应链问题 - 员工在努力解决资本项目、O&M项目和供应链中的供应链问题，公司能够应对；可再生能源采购方面存在一些供应链问题，正在与供应商合作解决；董事会支持增加购买长周期设备的权限 [103][104] 问题13: 如何理解公司4% - 6%的增长率，各项因素似乎表明增长率应更高 - 运营环境存在更多波动性，如冰灾、野火、创纪录温度、能源市场波动、供应链和通胀问题等；从2021年实际结果到2022年指引中点的增量增长收益为4%，从2019年基数计算的复合年增长率为5.5%；考虑费率基数、在建工程、资本结构和允许ROE后，可得出今年指引中点；长期来看，还有许多因素需要考虑，目前维持现有增长数字，后续可关注2023年及以后的指引 [109][110][111]

财务表现 - 2021年全年每股收益2.72美元，2020年为1.72美元；2021年第四季度每股收益0.73美元，2020年同期为0.57美元[10] - 2021年GAAP净收入为2.44亿美元，2020年为1.55亿美元[13] 业务进展 - 综合运营中心和先进配电管理系统优化电网运营[10] - 发布RFP，计划到2024年底增加375 - 500兆瓦可再生能源和375兆瓦无排放容量[10] 负荷增长 - 2021年负荷同比增长4.0%（天气调整后），住宅、商业、工业交付量分别增长1.0%、4.2%、8.5%（天气调整后）[13] - 长期负荷增长指引从1%提高到1.5%[13] 2022年费率案 - 平均费率基数56亿美元，增加8.14亿美元，增幅17%；ROE为9.5%；资本结构50/50；债务成本4.125%；资本成本6.83%[22] - 收入需求增加7400万美元，含6400万美元电力成本[22] 资本支出 - 2022 - 2026年在发电、输电和配电等方面有相应资本支出规划[25] 资源规划 - 2023年3月将提交下一份综合资源规划（IRP）和初始清洁能源计划[30] 流动性与融资 - 截至2021年12月31日，总流动性为8.43亿美元[31] - 预计2022年第三季度进行2.5亿美元长期债务融资[33] 2022年盈利指引 - 2022年全年稀释后每股收益指引为2.75 - 2.90美元[35] - 重申长期每股收益增长4% - 6%，长期股息增长5% - 7%[35]

零售业务数据关键指标变化 - 2021 - 2019年总零售收入分别为20.78亿美元、19.32亿美元、18.81亿美元，零售能源交付量分别为2053.2万兆瓦时、1954.3万兆瓦时、1946万兆瓦时，平均零售客户数分别为912209、902237、890019 [42] - 2021 - 2019年住宅、商业、工业零售收入占比分别为（1118亿美元，54%；708亿美元，34%；279亿美元，13%）、（1030亿美元，53%；634亿美元，33%；246亿美元，13%）、（981亿美元，52%；654亿美元，35%；222亿美元，12%）[42] - 2021 - 2019年住宅、商业、工业零售能源交付量占比分别为（797.8万兆瓦时，39%；719.3万兆瓦时，35%；536.1万兆瓦时，26%）、（775.6万兆瓦时，40%；685.5万兆瓦时，35%；493.2万兆瓦时，25%）、（747.1万兆瓦时，38%；731.8万兆瓦时，38%；467.1万兆瓦时，24%）[42] - 2021 - 2019年住宅、商业、工业平均零售客户数占比分别为（800372，88%；111569，12%；268，无占比）、（791119，88%；110851，12%；267，无占比）、（779673，88%；110084，12%；262，无占比）[42] - 无单一客户占公司总零售收入超过8%或总零售交付量超过13% [41] 业务计划相关数据 - 固定三年和至少五年的现有和计划负荷退出计划参与总量上限为300平均兆瓦[49] - 2020年新大型负荷直接接入计划对符合条件客户开放，上限为119平均兆瓦[50] - 绿色未来影响计划经OPUC批准，2021年12月批准将客户提供的可再生资源容量增加250兆瓦，使项目总可用容量达750兆瓦[51] 收入占比数据变化 - 2021 - 2019年批发收入占总收入的比例分别为11%、8%、8% [53] - 2021 - 2019年其他运营收入占总收入的比例分别为3%、2%、3% [54] 系统负荷与资源容量数据 - 2021年6月公司创下新的全网系统负荷峰值4447兆瓦，比1998年12月的历史峰值高出9%[56] - 2021年公司资源总容量为5314兆瓦，其中发电容量3450兆瓦占比65%，购电容量1864兆瓦占比35%[60] 公司资产权益与容量数据 - 截至2021年12月31日，公司在455兆瓦的Pelton/Round Butte水电项目中拥有66.67%的所有权权益，2022年1月1日降至50.01%[64] - 公司拥有两个风电场，Biglow Canyon总铭牌容量450兆瓦，Tucannon River总铭牌容量267兆瓦[65] - 公司在俄勒冈州Mist拥有41亿立方英尺的天然气储存量[67] - 2021年公司与华盛顿州公共事业区签订长期购电合同，获得404兆瓦的水电容量[70] - 截至2021年12月31日，公司与67个在线PURPA合格设施签订合同，提供298兆瓦的容量[72] - 2021年公司从PURPA合同购买电力的费用为5500万美元，购买电量为68.3万兆瓦时，平均每兆瓦时成本为79.89美元[73] - 截至2021年12月31日，公司有60个客户拥有的备用发电站点，总容量为130兆瓦[74] - 公司有一份容量合同，可在夏季和冬季高峰时段获得高达100兆瓦的季节性容量，合同于2024年到期[75] - 公司有三个光伏太阳能项目购电合同，总容量7兆瓦，合同期限至2036年和2037年；Wheatridge的太阳能和电池组件正在建设，预计2022年初完工，将分别增加50兆瓦和30兆瓦容量[76] - 公司有一份生物质能购电合同，将于2022年到期；还有两份代表300兆瓦容量的可再生能源购电合同，用于支持绿色未来影响计划[77] - 公司与Avangrid Renewables签订两份15年合同，分别从俄勒冈州吉列姆县和瓦斯科县的可再生能源设施获得162兆瓦和138兆瓦容量，预计分别于2022年5月和12月投入使用[83] 电力输送与服务数据 - 2021年，公司通过1274回路英里、电压115千伏及以上的输电线路输送了约2600万兆瓦时的电力[82] - 公司提供网络集成输电服务、长短期货运点对点输电服务和非期货运点对点服务等输电服务[90] 员工相关数据 - 截至2021年12月31日，公司有2839名员工，其中678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，协议分别于2022年3月和8月到期[101] - 黑人和有色人种占公司员工总数超25%，占管理层近23%；女性员工占三分之一，管理层中女性占超34%，包括首席执行官[105] - 公司为员工提供多种培训和发展项目、学费报销、导师计划等，董事会至少每年审查高级管理层继任计划[103] 公司运营监管与风险数据 - 公司的特洛伊核电站乏核燃料从乏燃料池转移至独立乏燃料储存设施，预计2059年前不会完成运往场外储存[98] - 公司运营受《清洁空气法》《清洁水法》《濒危物种法》等多项环保法律法规监管[88][93][94] 商品合约与风险敞口数据 - 截至2021年12月31日，PGE商品合约净未实现（收益）/损失中，电力合约2022 - 2026年及以后分别为2000万、200万、300万、400万、500万和7200万美元，总计1.06亿美元；天然气合约分别为 - 7600万、 - 2600万、 - 400万，总计 - 1.06亿美元；净未实现（收益）/损失分别为 - 5600万、 - 2400万、 - 100万、400万、500万和7200万美元[349] - 截至2021年12月31日，加元价值变动10%，未来十二个月结算的交易风险敞口变化不显著[352] - 截至2021年12月31日，PGE循环信贷安排下无未偿还借款，无未偿还商业票据[353] - 截至2021年12月31日，PGE长期债务中，第一抵押债券公允价值37.08亿美元，账面价值31.8亿美元；污染控制收入债券公允价值1.23亿美元，账面价值1.19亿美元；总计公允价值38.31亿美元，账面价值32.99亿美元[355] - 截至2021年12月31日，PGE无受利率风险影响的长期债务工具[356] - 截至2021年12月31日，PGE商品活动信用风险敞口为1.73亿美元，其中1.7亿美元与外部评级为投资级的交易对手有关，相关交易将于2022 - 2025年到期[359] - PGE主要业务是向零售客户供电，面临商品价格、外汇汇率、利率和信用等市场风险[345] - PGE通过执行风险委员会（ERC）监督和管理公司风险，使用多种金融工具管理商品价格风险[346][348] - PGE通过适当的套期保值策略降低加元汇率波动风险，目前无缓解短期利率风险的金融工具[351][354] - PGE通过信用政策管理交易对手违约风险，对零售销售应收账款计提坏账准备以降低信用风险[357][358] 财务数据关键指标变化 - 2021 - 2019年净收入分别为2.44亿美元、1.55亿美元、2.14亿美元[378] - 2021 - 2019年总收入分别为23.96亿美元、21.45亿美元、21.23亿美元[378] - 2021 - 2019年总运营费用分别为20.18亿美元、18.76亿美元、17.70亿美元[378] - 2021 - 2019年基本每股收益分别为2.72美元、1.73美元、2.39美元[378] - 2021 - 2019年综合收入分别为2.45亿美元、1.54亿美元、2.13亿美元[380] - 截至2021和2020年底，现金及现金等价物分别为5200万美元和2.57亿美元[383] - 截至2021和2020年底，应收账款净额分别为3.29亿美元和2.71亿美元[383] - 截至2021和2020年底，总流动资产分别为6.88亿美元和7.21亿美元[383] - 截至2021和2020年底，电力公用事业厂净值分别为80.05亿美元和75.39亿美元[383] - 截至2021和2020年底，总资产分别为94.94亿美元和90.69亿美元[383] - 截至2021年12月31日，公司总负债为67.87亿美元，较2020年的64.56亿美元增长约5.13%；股东权益为27.07亿美元，较2020年的26.13亿美元增长约3.6%；负债和股东权益总计94.94亿美元，较2020年的90.69亿美元增长约4.69%[386] - 2021年净收入为2.44亿美元，2020年为1.55亿美元，2019年为2.14亿美元[392] - 2021年经营活动提供的净现金为5.32亿美元，2020年为5.67亿美元，2019年为5.46亿美元[392] - 2021年投资活动使用的净现金为6.56亿美元，2020年为7.87亿美元，2019年为6.04亿美元[392] - 2021年融资活动使用的净现金为0.81亿美元，2020年提供的净现金为4.47亿美元，2019年使用的净现金为0.31亿美元[394] - 截至2021年12月31日，公司现金及现金等价物期末余额为0.52亿美元，2020年为2.57亿美元，2019年为0.30亿美元[394] - 2021年支付的利息净额为1.20亿美元，2020年为1.13亿美元，2019年为1.16亿美元；支付的所得税2021年为0.16亿美元，2020年为0.17亿美元，2019年为0.33亿美元[394] - 公司将2020年现金流量表经营活动部分的100万美元增量野火成本递延从其他非现金收入和费用净额中重分类，1400万美元从其他净额中重分类[401] - 截至2021年12月31日和2020年12月31日，公司现金等价物分别为4400万美元和2.55亿美元[402] - 截至2021年12月31日和2020年12月31日，公司作为抵押的现金存款分别为3700万美元和800万美元，信用证分别为1800万美元和1200万美元[410] - 2021年、2020年和2019年，公司平均使用的AFUDC利率分别为6.7%、6.9%和7.1%[415] - 2021年、2020年和2019年，AFUDC来自借款资金分别为800万美元、800万美元和500万美元，来自股权资金分别为1700万美元、1600万美元和1000万美元[415] - 2021年、2020年和2019年，折旧费用占相关平均可折旧工厂的百分比分别为3.4%、3.5%和3.6%[416] - 截至2021年12月31日和2020年12月31日，无形资产累计摊销分别为4.46亿美元和3.88亿美元，2021年摊销费用为5800万美元，2020年和2019年均为6400万美元[419] - 预计2022 - 2026年无形资产摊销费用分别为5900万美元、5100万美元、4600万美元、3300万美元和2500万美元[419] - 公司2021年、2020年和2019年授权的净资产收益率均为9.5%[429] - 2021年公司实际NVPC比基线NVPC高6200万美元，已递延2900万美元，占预计向客户收取的超额差异的90%；2020年排除1.27亿美元交易损失后，实际NVPC比基线NVPC低1300万美元[430] - 截至2021年12月31日，公司与公用事业工厂ARO相关的净监管负债为4300万美元，与特洛伊退役ARO活动相关的净监管资产为9000万美元；2020年分别为3700万美元和8800万美元[435] - 2021年、2020年和2019年，公司从客户处收取并汇给税务机关的特许经营税分别为4800万美元、4600万美元和4500万美元[444] - 2021年、2020年和2019年公司总营收分别为23.96亿美元、21.45亿美元和21.23亿美元[454] - 2021年、2020年和2019年，批发收入中与实物电力商品合同衍生品结算相关的金额分别为6300万美元、6500万美元和5000万美元[455] - 截至2021年12月31日和2020年12月31日，公司因某些递延税资产和负债变化确认为净监管负债的金额分别为2.08亿美元和2.39亿美元[451] - 2022年综合费率案中，各方达成协议，预计2022年5月生效的新客户价格实施后将取消公司的解耦机制，预计2022年4月获OPUC最终命令批准，届时递延将停止，但此前记录的递延摊销将按计划继续[448] 零售客户相关数据 - 截至2021年12月31日，公司为约91.7万名零售客户提供服务，服务

财务与运营亮点 - 2021年第三季度净收入5000万美元，摊薄后每股收益0.56美元[10] - 重申2021年负荷增长2.5% - 3.0%，全年摊薄后每股收益2.70 - 2.85美元，长期每股收益增长4% - 6%，长期股息增长5% - 7%，长期负荷增长1%[11] 2022年费率案更新 - 提议费率基数57亿美元，主要运维成本驱动因素为增加植被管理[17] - 加速科尔斯特里普电厂折旧至2025年，改进风暴停电机制，将年度应计金额从370万美元增至1040万美元[17] - 保留2%的解耦上限，允许超过2%的金额结转至后续年份回收，扩大分布式能源和DSG项目[17] 资本投资 - 2021 - 2025年在发电、输配电、通用业务与技术、综合运营中心等方面有资本支出预测[22] 2021年展望 - 2021年非住宅能源交付同比强劲增长，商业增长3.9%，工业增长9.2%[27] - 全年业绩符合预期，前三季度摊薄后每股收益累计1.98美元，重申全年摊薄后每股收益2.70 - 2.85美元[27]