财务数据和关键指标变化 - 2021年第二季度净收入3200万美元，摊薄后每股收益0.36美元，2020年同期净收入3900万美元，摊薄后每股收益0.43美元 [6] - 2021年上半年摊薄后每股收益1.43美元，2020年同期为1.34美元 [20] - 总营收增长14%，购电和燃料成本本季度增长70%，毛利润率下降0.04美元 [7][20] - 固定计划运维费用降低使收益增加0.03美元，管理费用使收益减少0.04美元，税收费用减少0.02美元 [21] - 上调全年收益指引至每股摊薄后2.70 - 2.85美元，此前为2.55 - 2.70美元，重申4% - 6%的长期收益增长指引 [6][29] - 上调年度能源交付指引至2.5% - 3%，此前为1% - 1.5% [28] - 预计2021年运营现金流在5.75 - 6.25亿美元之间，下调了原6 - 6.5亿美元的范围 [27] 各条业务线数据和关键指标变化 无 各个市场数据和关键指标变化 - 截至7月27日，约68%符合条件的俄勒冈人至少接种了一剂疫苗，6月底俄勒冈州全面重新开放并取消安全协议 [19] - 5月俄勒冈经济和收入预测称近期经济增长前景是几十年来最强劲的 [19] - 截至6月，波特兰三县地区失业率为5.6%，一季度略高于6% [19] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 优先考虑系统强化和弹性，持续投资建设更智能、更具弹性的电网，提高发电可靠性，加强区域合作和供应协议，扩大与客户的合作项目 [10] - 应对野火采取预防、检测和响应措施，包括增加植被管理、部署新技术、扩大自动化和远程监控、安装防火杆、改造输电线路、扩大公共安全停电区域等 [11][12] - 推进清洁能源目标，借助俄勒冈州新通过的清洁能源立法，扩展绿色社区电价计划，支持电动汽车普及，关注低收入客户、社会正义等领域，修改过时能源法律 [13][14] - 本月向俄勒冈公共事业委员会提交一般费率案，预计2022年5月生效，整体价格上涨3.9%，反映近10亿美元的系统升级投资 [22] - 可再生能源采购招标流程正在进行中，计划11月发布招标书 [24] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 俄勒冈州经济从疫情中持续复苏，高科技和数字服务行业增长，商业板块复苏迅速，推动了公司的负荷增长 [19] - 预计本季度该地区将出现高于平均水平的高温和野火风险，公司将增加运维费用用于野火缓解和植被管理 [29] - 对下半年前景持乐观态度，对公司长期前景充满信心 [29] 其他重要信息 - 6月下旬的历史性热浪导致气温飙升至116度，公司创下4441兆瓦的负荷记录，得益于前期投资和员工努力，维持了电网的可靠性 [8] - 与客户的合作项目在热浪期间节省了63兆瓦的峰值需求 [10] - 截至6月30日，公司已递延与2月风暴相关的费用5200万美元，预计2022年获得俄勒冈公共事业委员会的批准 [25] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 上调收益指引的原因及对2022年收益能力的看法 - 上调指引是因为第一季度有0.09美元的税收优惠，以及额外的需求增长，同时也考虑了一些运维费用增加等不利因素 [34] - 目前还需要更多关于2022年的信息才能讨论收益指引范围，预计在2022年2月进行讨论 [36] 问题2: 若极端自然事件更频繁，公司是否与利益相关者讨论额外的可靠性投资 - 公司与利益相关者、消防专业人员等合作，评估各种风险，并将每次危机的经验教训融入规划和工作中，未来将继续评估风险并与监管机构合作 [38] 问题3: 如何看待公司服务区域的低增长趋势及其对资本支出和费率可承受性的影响 - 公司服务区域经济强劲，数字和高科技行业发展良好，人们迁入意愿高，同时俄勒冈州对清洁能源未来有明确需求 [47] 问题4: 费率案是否反映了更新后的增长观点，以及第一季度0.09美元的税收优惠是否包含在更新后的指引中 - 费率案基于3月的负荷预测提交，9月将更新负荷预测 [64] - 第一季度的0.09美元税收优惠包含在更新后的指引中 [66] 问题5: 本季度电量增长的来源，以及是否能更新长期增长预测 - 目前难以区分电量增长是来自新客户增长还是疫情后的周期性反弹，天气调整后的零售交付量增长了8%，工业增长明显，商业板块也在迅速反弹 [70] - 需要更多季度的数据才能看到真正的趋势，目前还无法确定商业和住宅负荷的长期趋势 [71][72] 问题6: 进入野火季节，哪些因素会影响公司的收益指引 - 计算指引时已考虑了额外成本、电力成本和运维费用等因素的敏感性，新指引反映了天气波动和额外成本的可能性 [74] 问题7: 近期通过的清洁能源立法带来的增量投资机会及实施流程 - 立法与公司战略一致，包括减少温室气体排放、清理旧法律、关注环境正义和社区支持、扩展社区绿色电价、推进交通电气化、调整公共购买费用等方面 [83][84] - 目前处于执行战略的初期阶段，需要确定成本、提供新产品并实施 [86] 问题8: 参议员怀登法案的进展情况 - 该法案的讨论进展良好，关键在于正常化条款，将使受监管的公用事业公司和其他公司在投资税收抵免方面处于公平竞争环境，加速清洁能源未来 [87] 问题9: 交通电气化法案涉及的投资示例、投资机会和时间框架 - 包括扩展系统、增加电缆和基础设施、建设充电站等，以支持交通部门向电力部门的转型 [91] - 公司正在评估投资规模，随着系统准备工作和车队交易的推进，将更多地讨论这方面的内容 [94] 问题10: 下半年净可变电力成本的变化趋势以及收益指引中点是否假设电力成本无盈亏 - 预计下半年电力成本将出现有利于公司的变化，目前600万美元高于基线，年底有望低于基线但仍在共享范围内 [97][98] - 收益指引中点假设电力成本基本无盈亏，存在一定的细微差异 [99] 问题11: 服务区域的增长机会以及公司计划的变化 - 公司将与利益相关者合作，通过多种投资确保电网的稳定和可靠，包括整合可再生能源、分布式能源资源等 [107] - 未来将有更多可再生能源项目，以满足脱碳和增长需求，预计2025年后将有数百兆瓦的可再生能源加入 [108] 问题12: 服务区域的增长是否有助于抵消费率上涨的需求 - 公司能够持续为客户服务并投资于系统的可靠性和弹性，对所有客户都有协同影响 [110] 问题13: 如何看待俄勒冈州野火对公司的影响以及是否讨论过在负荷中心附近进行可再生能源发电以降低火灾风险 - 公司的综合运营中心战略核心是管理分布式发电资源，随着技术发展将增加电池存储等，以提高电网的可靠性和弹性 [112] 问题14: 股息政策的更新时间 - 股息是股东总回报的重要组成部分，公司目前股息支付率约为60% - 61%，过去多年复合年增长率为5.5%，未来股息增长将是稳定的，但具体增幅有待确定，取决于费率案等因素 [114]

业绩总结 - 2021年第二季度净收入为3200万美元，每股摊薄收益为0.36美元[12] - 2021年上半年每股摊薄收益为1.43美元，较2020年同期的1.34美元增长[40] - 将2021年每股收益指引上调至2.70至2.85美元，之前为2.55至2.70美元[15] 用户数据与市场预期 - 2021年负载增长预期上调至2.5%至3.0%，之前为1%至1.5%[12] - 预计长期每股收益增长为4%至6%，以2019年为基准[15] 资本与支出 - 2022年资本率案请求增加993百万美元的资本基础[27] - 2021年资本支出预测为7亿美元，涵盖发电、输电和配电等领域[31] - 总资本结构为50%债务和50%股本，资本成本为6.94%[29] - 截至2021年6月30日，总流动性为6.68亿美元[33] 成本与展望 - 预计2021年运营和维护成本将增加[43]

财务数据关键指标变化 - 2021年上半年净收入为1.28亿美元，2020年同期为1.2亿美元[14][20] - 2021年6月30日现金及现金等价物为1700万美元，2020年12月31日为2.57亿美元[16][20] - 2021年上半年经营活动提供的净现金为2.76亿美元，2020年同期为3.56亿美元[20] - 2021年上半年投资活动使用的净现金为3.37亿美元，2020年同期为3.7亿美元[20] - 2021年上半年融资活动使用的净现金为1.79亿美元，2020年同期提供的净现金为2.87亿美元[20] - 2021年上半年基本每股收益为1.43美元，2020年同期为1.34美元[14] - 2021年6月30日总负债为64.38亿美元，2020年12月31日为64.56亿美元[19] - 2021年6月30日股东权益为26.61亿美元，2020年12月31日为26.13亿美元[19] - 2021年上半年支付的利息净额为6100万美元，2020年同期为5600万美元[21] - 2021年和2020年截至6月30日的三个月总营收分别为5.37亿美元和4.69亿美元，六个月总营收分别为11.46亿美元和10.42亿美元[29] - 截至2021年6月30日和2020年12月31日，应收账款净额中分别包含9900万美元和9700万美元的未开票收入，2021年6月30日坏账准备为2200万美元[41] - 2021年6月30日和2020年12月31日其他流动资产分别为2.19亿美元和9800万美元，其中价格风险管理活动资产分别为1.25亿美元和3300万美元[42] - 2021年6月30日和2020年12月31日电力公用事业资产净值分别为7.693亿美元和7.539亿美元[43] - 2021年6月30日和2020年12月31日无形资产累计摊销分别为4.17亿美元和3.88亿美元[44] - 2021年6月30日和2020年12月31日监管资产分别为5.63亿美元和5.92亿美元，监管负债分别为14.45亿美元和13.92亿美元[46] - 2021年6月30日和2020年12月31日应计费用和其他流动负债分别为3.69亿美元和3.22亿美元[49] - 截至2021年6月30日，公司金融资产公允价值总计2.13亿美元，金融负债公允价值总计1.24亿美元[61] - 截至2020年12月31日，公司金融资产公允价值总计3.54亿美元，金融负债公允价值总计1.51亿美元[65] - 截至2021年6月30日，公司长期债务账面价值为29.07亿美元（扣除1200万美元未摊销债务费用），估计总公允价值为35.12亿美元；截至2020年12月31日，账面价值为30.46亿美元（扣除1300万美元未摊销债务费用），估计总公允价值为38.08亿美元[80] - 2021年和2020年截至6月30日的三个月，价格风险管理活动净负债公允价值变动中，期初余额分别为1.17亿美元和1.34亿美元，期末余额分别为5800万美元和1.51亿美元；六个月数据中，期初余额分别为1.37亿美元和9700万美元，期末余额分别为5800万美元和1.51亿美元[77] - 2021年和2020年截至6月30日的三个月，商品合同电力净损益分别为 - 4400万美元和1500万美元，天然气分别为 - 8900万美元和 - 1300万美元；六个月数据中，电力分别为 - 6700万美元和4700万美元，天然气分别为 - 1.14亿美元和 - 400万美元[86] - 2021年和2020年截至6月30日的三个月和六个月，未归属绩效型受限股票单位及相关股息等价权因未达绩效目标被排除在摊薄计算外的股份数分别为36.7万股和30.3万股[93] - 2021年和2020年截至6月30日的三个月，基本每股收益计算中加权平均流通普通股数分别为89,554千股和89,489千股，摊薄潜在普通股的稀释效应分别为118千股和136千股，摊薄加权平均流通普通股数分别为89,672千股和89,625千股；六个月数据对应分别为89,555千股、89,459千股，132千股、143千股，89,687千股、89,602千股[94] - 截至2020年12月31日，股东权益中普通股股份为89,537,331股，金额为12.31亿美元，累计其他综合损失为1100万美元，留存收益为13.93亿美元，总计26.13亿美元；截至2021年6月30日，对应数据分别为89,401,722股、12.35亿美元、1100万美元、14.37亿美元、26.61亿美元[95] - 截至2019年12月31日，股东权益中普通股股份为89,387,124股，金额为12.2亿美元，累计其他综合损失为1000万美元，留存收益为13.81亿美元，总计25.91亿美元；截至2020年6月30日，对应数据分别为89,506,951股、12.24亿美元、900万美元、14.31亿美元、26.46亿美元[95] - 2021年和2020年第二季度联邦法定税率均为21.0%，2021年和2020年上半年联邦法定税率也均为21.0%[134] - 2021年和2020年第二季度有效税率分别为11.1%和11.4%，2021年和2020年上半年有效税率分别为9.2%和16.1%[134] - 截至2021年6月30日和2020年12月31日，联邦税收抵免结转额分别为8800万美元和7700万美元，这些抵免主要包括生产税收抵免（PTCs），将在2041年之前的不同日期到期[137] - 2021年上半年公司因解耦机制预计向客户退款200万美元，2020年预计净退款600万美元[196][198] - 2020年10月起Boardman停运，公司估计2020年12月31日止期间最高递延退款1400万美元，2021年12月31日止年度最高6600万美元[199] 公司业务运营相关数据 - 截至2021年6月30日，公司为91.2万个零售客户提供服务，服务区域内有190万居民[23] - 公司主要通过向零售客户销售和配送电力产生收入和现金流，收入受季节、客户价格和使用模式、批发电力等因素影响[201] - 2021年上半年零售能源交付量为10040千MWh，较2020年的9463千MWh增长6%；2021年第二季度总零售能源交付量为4831千MWh，较2020年的4371千MWh增长11%[203] - 2021年6月28日公司录得新的系统峰值负荷4441MW，超过之前的4073MW和夏季系统峰值负荷3976MW[206] - 经天气调整后，2021年上半年零售能源交付量较2020年同期增长4.2%，其中工业交付增长9%，商业能源交付增长3%，住宅能源交付增长2%[207] - 2021年前六个月，成本 - 服务选择退出计划将交付给直接接入客户的能源限制在公司总零售能源交付量的约13%[208] - 2020年采用新大型负荷直接接入计划后，最多18%的公司能源交付量可由电力服务供应商供应，2021和2020年前六个月实际交付给直接接入客户的能源占公司总零售能源交付量的11%[209] - 2021年上半年天然气发电的工厂可用性为87%，2020年为91%；实际能源供应水平2021年为175%，2020年为77%；占总零售负荷的百分比2021年为45%，2020年为39%[212] - 2021年上半年煤炭发电工厂可用性无数据，2020年为100%；实际能源供应水平2021年为105%，2020年为104%；占总零售负荷的百分比2021年为9%，2020年为17%[212] - 2021年上半年风力发电工厂可用性为85%，2020年为96%；实际能源供应水平2021年为112%，2020年为127%；占总零售负荷的百分比2021年为13%，2020年为13%[212] - 2021年上半年水力发电工厂可用性为94%，2020年为90%；实际能源供应水平2021年为76%，2020年为77%；占总零售负荷的百分比2021年为6%，2020年为8%[212] - 2021年上半年供暖度日数较15年平均水平下降7%，制冷度日数较15年平均水平增长156%[206] 公司债务与信贷相关 - 截至2021年6月30日，公司有5亿美元的循环信贷安排，可扩大至6亿美元，债务与总资本比率为55.3%，未使用信贷额度为5亿美元[50] - 截至2021年6月30日，公司无未偿还商业票据[51] - 公司有四个信用证工具，总容量2.2亿美元，截至2021年6月30日，未偿还信用证总额为6900万美元[53] - 2020年4月9日，公司获得1.5亿美元364天定期贷款，利率为伦敦银行同业拆借利率加1.25%，2021年3月31日已全额偿还[54] - 2021年3月31日，公司获得2亿美元无担保364天定期贷款，利率为伦敦银行同业拆借利率加0.70%，信贷协议于2022年3月30日到期[55] - 公司经联邦能源监管委员会授权，至2022年2月6日可发行最高9亿美元短期债务[56] - 2021年1月6日，公司用可用现金对2.51%系列第一抵押债券进行1.4亿美元定期还款[57] 公司公允价值层级相关 - 现金等价物因活跃市场中有相同资产的报价，在公允价值层级中被归类为第一级[66] - 核退役信托和非合格福利计划信托持有的资产按公允价值记录，根据不同因素被归类为公允价值层级的第一级、第二级或第三级[67] 公司商品合同相关 - 2021年6月30日，当前资产中电力商品合同为3700万美元，天然气为8800万美元；非当前资产中电力为300万美元，天然气为3100万美元；当前负债中电力为5400万美元，天然气为100万美元；非当前负债中电力为6900万美元[84] - 2020年12月31日，当前资产中电力商品合同为400万美元，天然气为2900万美元；非当前资产中电力为400万美元，天然气为800万美元；当前负债中电力为1300万美元，天然气为200万美元；非当前负债中电力为1.33亿美元，天然气为300万美元[84] - 假设市场价格和利率不变，截至2021年6月30日，电力商品合同净未实现损益在2021 - 2025年及以后分别为2300万美元、 - 400万美元、500万美元、600万美元、700万美元和4600万美元；天然气分别为 - 6100万美元、 - 4600万美元、 - 900万美元、 - 200万美元、0和0[87] 公司衍生工具与抵押品相关 - 截至2021年6月30日，具有信用风险相关或有特征且处于负债头寸的衍生工具的总公允价值为8900万美元，公司已提供1100万美元抵押品（900万美元信用证和200万美元现金），若触发或有特征，现金需求为8000万美元[88] - 截至2021年6月30日，公司从交易对手方收到1800万美元抵押品（200万美元信用证和1600万美元现金）[89] 公司价格风险管理活动交易对手占比相关 - 截至2021年6月30日和2020年12月31日，价格风险管理活动资产中交易对手A占比分别为10%和12%，交易对手B分别为13和17，交易对手C均为21，交易对手D分别为11和16，总计占比分别为55%和66%；负债中交易对手E占比分别为58%和93%[91] 公司环境相关事项 - 波特兰港场地补救调查由LWG完成，其表示已产生1.15亿美元调查相关成本，公司预计这些成本最终会在补救成本分配过程中分配给潜在责任方[102] - 美国环保署确定的波特兰港清理补救计划未折现估计总成本为17亿美元，其中12亿美元为补救建设成本，5亿美元为长期运营和维护成本，建设成本预计在13年内产生，长期运营和维护成本预计在建设开始后30年内产生[103] - 小部分潜在责任方完成预补救设计采样，环保署表示结论基本不变，目前波特兰港处于补救设计阶段，部分潜在责任方已签订同意协议进行补救设计，环保署将牵头其余区域[104] - 公司参与自愿程序确定成本分配，但因存在重大不确定性，目前无法合理估计潜在责任金额或范围及分配百分比，不过可能在最终确定前获得足够信息进行估计[105] - 公司认为其在波特兰港自然资源损害责任中的份额不会对经营成果、财务状况或现金流产生重大影响[107] - 年度环境支出超过600万美元（不包括或有负债相关费用）需进行年度收益测试[108] - 2021年6月，俄勒冈州立法机构通过众议院法案2021（HB 2021），为公司和该州其他投资者所有的公用事业公司及电力服务供应商制定了到2040年实现100%清洁能源的框架[148] - 适用于受监管实体的温室气体减排目标是到2030年减少80%，到2035年减少90%，到2040年及以后每年减少100%[148] - 公司计划到2030年将与向客户供应电力相关的温室气体排放量至少减少80%，到20

财务数据和关键指标变化 - 本季度净收入9600万美元，每股收益1.07美元，去年同期净收入8100万美元，每股收益0.91美元 [7] - 总营收增加0.06美元，其中0.04美元因负荷增加，0.02美元受天气积极影响 [21] - 净可变电力成本减少0.03美元，因2021年水电和风电产量降低 [22] - 运营、维护和管理费用减少0.07美元，其中固定电厂运维费用减少0.05美元，行政费用增加0.12美元 [23] - 折旧和摊销费用增加0.05美元，主要因资产退役，部分被资本增加抵消 [24] - 其他收入增加0.04美元，主要归因于非合格福利信托的市场回报 [24] - 税收费用减少0.11美元，主要因一次性确认地方流转税福利 [24] 各条业务线数据和关键指标变化 - 整体客户数量同比增长超1%，负荷增长在天气调整后为1.2%，考虑严冬条件后为2.3% [13] - 居民用电量在天气调整后增长3%，商业用电量下降5%，工业用电量增长8% [13] 各个市场数据和关键指标变化 - 截至2021年3月，公司服务区域失业率为5.7%，2020年4月峰值为14%，第一季度俄勒冈州就业加速增长，3月已恢复去年春季失业岗位的一半以上 [20] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 持续评估成本结构，为客户提供安全、可靠和经济的服务，同时利用技术投资推进战略，仍在评估向俄勒冈公共服务委员会提交2022年一般费率案的需求和时机 [25] - 上周申请开启选择独立评估机构的流程，为即将到来的RFP做准备，预计该流程持续到2022年，RFP将寻求可再生能源和可调度资源投标 [26] - 确定约500兆瓦的容量需求，计划通过2021年全来源RFP填补，2019年认可的综合资源计划允许公司使用150兆瓦可再生能源等资源满足部分容量需求 [27] - 计划在竞争过程中提交基准资源，继续寻求该地区现有容量的成本竞争协议，若谈判成功可能减少2021年RFP规模 [28] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 本季度财务业绩强劲，重申2021年每股收益2.55 - 2.70美元的盈利指引，以及长期盈利和股息增长率 [7] - 预计疫情在第二季度继续影响经济和区域电力格局，商业客户面临疫情经济影响风险，但居民和工业能源交付的优势缓解了下降趋势 [36] - 公司业务基本面良好，负荷增长强劲，通过技术投资和建设更智能、更具弹性的电网提高运营效率，为客户带来更好结果 [37] 其他重要信息 - 2月风暴成本截至3月31日为8700万美元，其中3300万美元为资本支出，5400万美元为与输配电系统相关的运营支出 [29] - 有风暴递延机制，每年从零售客户收取400万美元用于覆盖风暴损失增量费用，未使用金额递延，已用尽2021年900万美元风暴收集余额抵消运营费用，截至3月31日，2月风暴累计成本净额估计为4500万美元，已申请授权递延紧急恢复成本，预计2022年得到公共服务委员会决定 [30][31] - 2021年资本支出增加4500万美元，主要与近期风暴恢复资本支出有关，资本计划按计划进行，主要投资于增强系统弹性和可靠性的项目 [32] - 提高运维费用指引2000万美元，其中1200万美元与2月风暴响应费用有关，最终在收入中抵消，其余800万美元与应对野火风险、改善停电恢复估计和响应流程的额外举措有关 [33] - 维持稳健资产负债表，包括强大流动性和投资级评级，展望稳定，预计2021年不发行额外股权，预计用运营现金为2021年资本支出和长期债务到期提供资金，运营现金预计在6 - 6.5亿美元之间，今年晚些时候增加长期债务发行至3.5亿美元，用于再融资今年早些时候关闭的短期票据并满足2022年需求，总流动性为7.8亿美元，均可使用 [34] - 本周董事会批准每股年度化股息增加0.09美元，增幅5.5%，与5% - 7%的长期股息增长指引一致，股息支付率为60% - 70% [35] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 本季度的非经常性损益项目（如税收优惠、运维费用增加）情况及预期情况 - 税收优惠中的0.11美元，其中0.09美元与地方流转税有关，是一次性调整，不在原计划内，其余为杂项 [41] - 目前不会改变全年剩余时间的指引，该项目未包含在2月或现在提供的指引中 [43] 问题2: 期货交易委员会对去年8月交易事件的调查结果预期 - 目前处于调查早期，无法预测结果，公司将与相关机构充分合作，该事项已充分披露，董事会已完成特别审查 [44] 问题3: 费率案的时间安排 - 公司一直在审视成本结构、社区影响等，若能确保管理和客户服务及定价良好，有机会推迟提交费率案 [49] 问题4: 绿色未来影响计划的情况及与其他发电需求的对比 - 该计划新增200兆瓦，公司有机会提供更多绿色电力，但目前还在研究具体实施方式，公司拥有美国最大的自愿可再生能源计划，该计划将增加机会 [51] 问题5: 绿色未来影响计划的所有权机会 - 有可能，但取决于什么对客户最具竞争力和最有利，可能是购买或建设机会，目前不确定 [54][55] 问题6: 对怀登税收法案的看法 - 该法案旨在使能源行业税收激励合理化和现代化，聚焦清洁能源和新技术，具有技术中立、不挑选赢家和输家的特点，解决了公用事业过去面临的正常化问题，创造更公平竞争环境，加速清洁能源未来，目前不包括核能，但有相关讨论 [57][58] 问题7: 本季度PKM机制的贡献情况 - 本季度比基线低约1300万美元，但目前判断全年情况还太早，美国西部整体干旱，但太平洋西北地区水电条件良好，哥伦比亚河流域水电是电价最大影响因素，目前约为89% - 90% [64] 问题8: 税收优惠与提高指引及野火风险的关系 - 未改变指引，也未偏向指引范围的某一侧，运维成本增加主要与风暴和电网技术应用有关，与税收项目确认无必然联系 [66][67] 问题9: SEC对交易事件的调查能否和解 - 目前处于早期，无法预测调查方向和结果 [69] 问题10: PCAM情况及指引是否假设零PCAM余额 - 指引中PCAM有一定余额低于基线，去年同期低于基线2000万美元，2019年高于基线，目前判断全年情况还太早，要到第三季度后才能确定 [75] 问题11: 净可变电力成本下降0.03美元的原因 - 是由于2020年第一季度低于基线2000万美元，而今年第一季度低于基线1300万美元的差值，2020年是非常好的风电年 [76][77] 问题12: RFP的时间安排 - 预计到2022年上半年末相对确定，但主要目标是在2024年使相关容量投入使用，过去独立评估机构的讨论和选择过程耗时较长 [78][79] 问题13: 电动汽车相关投资何时纳入资本支出并获得回报 - 投资分为充电设施、基础设施（如电缆、变电站升级）、灵活能源使用三个类别，与常规公用事业运营协同，可提高电网可靠性和性能，期待业务量增加 [81][82][83] 问题14: 一般费率案与风暴成本回收的时间安排及机制 - 公司正在制定策略，有多项递延事项，包括野火、疫情、近期风暴成本递延和可能的费率案，将与监管机构合作确定是否合并处理或分开讨论，没有证券化机会，但会与监管机构讨论如何在一段时间内摊销递延费用，也可能包含在费率案中 [89][90] 问题15: RFP中基准资源的情况 - 基准资源约150兆瓦，为非排放资源，可能包括电池，目前正在选择独立评估机构，同时评估RFP选项，会在投标中提交基准资源 [91] 问题16: 今年野火季的应对措施 - 从加州、亚利桑那州、科罗拉多州和澳大利亚的公用事业同行处学习野火缓解、检测和处理经验，目前进行大量植被管理，与社区合作伙伴合作，整体提高应对能力，持续改进 [92] 问题17: 股息发放节奏是否恢复正常 - 董事会批准股息增加5.5%，从每股1.63美元增至1.72美元，将恢复正常发放节奏 [98] 问题18: 电动汽车能源管理部分的长期战略 - 公司网站有相关市场，可购买带能源信用的恒温器并参与分布式能源计划，正在建设综合运营中心，增强双向电网管理能力，专注服务客户，有分布式能源资源测试床，与客户互动，客户可参与能源事件降低用电成本，同时与多个技术合作伙伴合作 [101] 问题19: 电动汽车相关工作在会计和现金流方面的处理 - 相关工作在公用事业范围内，旨在提升客户体验和电网可靠性，预计相关费用可通过监管费率回收，随着可再生可变资源增加，这些工作对维持电网可靠性和服务客户至关重要 [102]

暴风雪事件影响 - 2021年2月11 - 13日暴风雪致公司超75万次停电，高峰时部署超400个维修队[135] - 截至2021年3月31日，暴风雪致公司增量成本约8700万美元，其中资本成本3300万美元，运营费用5400万美元[136] - 公司自2019年起获授权每年向零售客户收取400万美元用于覆盖重大风暴损失增量费用，2021年已用尽900万美元的风暴收集余额[136] - 截至2021年3月31日，2月风暴累计运营费用估计为4500万美元，已递延4100万美元相关增量运营费用[136][137] 绿色能源与碳排放计划 - 超23万客户自愿参与公司绿色未来计划，是美国参与人数最多的可再生能源计划[142] - 公司绿色未来影响计划获批，可提供100兆瓦可再生能源购电协议和最多200兆瓦客户提供的可再生能源，2021年3月该计划扩容200兆瓦[143] - 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10年[141] - 公司计划到2030年将客户用电相关温室气体排放量减少80%（以2010年为基准年），2040年实现零排放[144] 可再生能源资源与项目 - 俄勒冈州行政命令要求可再生能源标准（RPS）门槛到2025年提高到27%，2030年到35%，2035年到45%，2040年到50%[150] - 公司2018年5月寻求采购约100平均兆瓦合格可再生资源，中标项目为俄勒冈州东部的Wheatridge能源设施，含300兆瓦风力发电、50兆瓦太阳能发电和30兆瓦电池储能[154] - 公司拥有100兆瓦风力资源，2020年第四季度投入使用，成本1.49亿美元，可获100%生产税收抵免[155] - 公司计划到2025年从可再生能源、现有资源和新的无排放可调度容量资源组合中获取约700兆瓦容量贡献[156] - 公司与道格拉斯县公共事业区2020年达成协议，该协议自2021年1月1日起为期五年，预计为公司贡献100 - 160兆瓦容量[159] - 基于与道格拉斯县公共事业区的协议和更复杂的建模，2025年更新后的容量需求为511兆瓦[160] 公司建设项目 - 公司计划建设综合运营中心，预计总成本2亿美元（不含AFDC），截至2021年3月31日已记录1.32亿美元（含AFDC）的在建工程成本，预计2021年第四季度投入使用[163] 政策目标与市场环境 - 俄勒冈州设定2025年电动汽车销售目标为25万辆，2035年电动汽车占所有新车销售的90%[164] 特殊事件递延成本 - 截至2021年3月31日和2020年12月31日，公司COVID - 19递延余额为1000万美元，预计2021年增量坏账费用为600 - 800万美元[169] - 截至2021年3月31日和2020年12月31日，公司野火响应累计递延成本分别为2200万美元和1500万美元[174] 电价与收入调整 - 经OPUC批准，2021年年度更新关税中电力成本较2020年增加6600万美元，相应年度收入要求也增加，自2021年1月1日起反映在客户电价中[175] - 2021年第一季度，公司记录向住宅客户退款200万美元，向商业客户收款300万美元[177] - 解耦机制下，各合格客户类别的收款年度限额为收入的2%，公司预计2021年第三季度达到商业客户收款限额[178] - 截至2020年12月31日，公司记录2020年预计净退款600万美元，若获OPUC批准，将于2022年1月1日起一年内退还客户[179] - 公司估计Boardman收入要求递延金额在2020年12月31日止期间最高达1400万美元，2021年12月31日止年度最高达6600万美元[180] 能源交付量数据 - 2021年第一季度零售能源交付量为5209千兆瓦时，较2020年同期增长2.3%，总能源交付量为6454千兆瓦时，较2020年同期下降4.9%[184] - 经天气调整后，2021年第一季度零售能源交付量较2020年同期增长1.2%，其中工业交付量增长8%，住宅能源交付量增长3%，商业能源交付量下降5%[187] - 2021年前三个月，成本服务退出计划将向直接接入客户的能源交付量限制在公司总零售能源交付量的约13%[188] - 2021年第一季度，ESS向直接接入客户的实际能源交付量占公司总零售能源交付量的10%[189] - 2021年第一季度，公司自有和联合拥有的热电厂能源接收量较2020年下降18%，水电能源接收量下降8%，风电能源接收量增长19%[196][197][198] NVPC数据 - 2021年第一季度实际NVPC比基线低1300万美元，预计全年低于基线且超出死区范围，无客户退款[205] - 2020年第一季度实际NVPC比基线低2000万美元，全年除1.27亿美元交易损失外比基线低1300万美元，在死区范围内，无客户收款[205] - 2021年第一季度实际NVPC为1.36亿美元，较2020年同期的1.06亿美元增加3000万美元[220] 财务收入数据 - 2021年第一季度总收入6.09亿美元，较2020年的5.73亿美元增长6%；净收入9600万美元，较2020年的8100万美元增长19%[206] - 2021年第一季度零售收入5.53亿美元，较2020年的5.14亿美元增加3900万美元，主要因AUT、风暴费用回收等因素[213] - 2021年第一季度批发收入较2020年减少1400万美元，降幅30%，因销量降27%和价格降3%[215] - 2021年第一季度其他运营收入较2020年增加1100万美元，主要因天然气转售收入增加[216] 成本费用数据 - 2021年第一季度购电和燃料费用1.69亿美元，较2020年的1.53亿美元增加1600万美元，因平均可变电力成本和系统负荷增加[217] - 2021年第一季度平均可变电力成本为每兆瓦时27.14美元，较2020年的23.31美元增加19%；系统总负荷623.7万兆瓦时，较2020年的658.6万兆瓦时减少[217] - 2021年第一季度Generation, transmission and distribution为8000万美元，较2020年同期的7300万美元增加700万美元[222] - 2021年第一季度Administrative and other为8600万美元，较2020年同期的7100万美元增加1500万美元，折旧和摊销费用减少500万美元[223] 其他财务数据 - 2021年第一季度其他收入净额增加700万美元，所得税费用减少900万美元[225][226] - 2021年第一季度经营活动产生的现金流量净额为1.68亿美元，投资活动使用的现金流量净额为1.62亿美元，筹资活动使用的现金流量净额为1.28亿美元[228] - 2021年公司预计资本支出为7亿美元，计划用经营活动产生的现金、发行长期债务证券和短期债务或商业票据来融资[231][237] - 截至2021年3月31日，公司短期债务授权额度为9亿美元，可用流动性为7.8亿美元[238] - 截至2021年3月31日，公司长期债务净额为29.06亿美元，1月6日偿还了1.4亿美元[243] - 截至2021年3月31日和2020年12月31日，公司普通股权益比率分别为46.3%和45.0%[244] - 穆迪和标普对公司有担保和无担保债务的评级为投资级，展望稳定[245] - 截至2021年3月31日，公司已向交易对手提供1900万美元抵押品，包括900万美元现金和1000万美元信用证[246] - 单一机构评级降至投资级以下，需追加抵押品3300万美元，到2021年12月31日降至700万美元[246] - 双机构评级降至投资级以下，需追加抵押品1.19亿美元，到2021年12月31日降至8400万美元，到2022年12月31日降至7700万美元[246] - 2021年3月31日，在契约最严格发行测试下，公司最多可额外发行6.83亿美元FMBs[248] - 公司信贷安排要求将合并债务限制在总资本的65.0%，截至2021年3月31日，公司债务与总资本比率为55.2%[249] - 公司除 surety bonds 和未偿还信用证外，无其他对财务状况等有重大影响的表外安排[250] - 公司2021年及以后的合同义务与2020年年报相比无重大变化[252] - 公司面临商品价格、外汇汇率、利率波动及信用风险，与2020年年报相比无重大变化[253] 能源发电结构数据 - 2021年第一季度热发电总量296.5万兆瓦时，占比47%；水电31.7万兆瓦时，占比5%；风电53.2万兆瓦时，占比9%[218] 河流径流量预测 - 预计2021年4 - 9月哥伦比亚河等主要河流径流量为正常水平的85% - 94%，2020年实际为75% - 109%[219]

财务数据和关键指标变化 - 2020年GAAP净收入为1.55亿美元，摊薄后每股收益为1.72美元，而2019年GAAP净收入为2.14亿美元，摊薄后每股收益为2.39美元 [18] - 2020年第四季度GAAP摊薄后每股收益为0.57美元，2019年第四季度为0.68美元 [18] - 2020年非GAAP净收入为2.47亿美元，摊薄后每股收益为2.75美元，该金额调整后反映了此前披露的一次性能源交易损失，即摊薄后每股1.03美元 [18] - 公司启动2021年全年每股收益指引为2.55 - 2.70美元，并确认长期每股收益指引为在2019年每股收益2.39美元的基础上增长4% - 6% [18] - 2020年零售收入增加0.06美元，负荷经天气调整后同比增长0.4%，但负荷构成变化对解耦机制的影响部分抵消了这一增长 [19] - 由于市场价格低和发电设施的有效调度，净可变电力成本降低，带来0.12美元的增长 [19] - 2020年运营和维护费用降低，带来0.33美元的增长 [19] - 折旧和摊销增加导致0.26美元的减少，其中包括2020年较高的在用设备带来的0.09美元和对公司唯一非公用事业资产退役义务的重新评估带来的0.17美元 [20] - 由于风力发电有利，生产税收抵免增加0.10美元，杂项增加0.01美元 [20] - 2020年第三季度能源交易损失对全年摊薄后每股收益产生了1.03美元的负面影响，2020年GAAP摊薄后每股收益为1.72美元，相应的ROE分别为6%和9.3% [20] 各条业务线数据和关键指标变化 - 风力资源比2019年多生产23%的能源 [19] - 公司为许多市政和工业客户提供100%可再生能源的绿色电价计划，基于其十年来排名第一的住宅清洁能源计划 [12] 各个市场数据和关键指标变化 - 经济受疫情影响，住宿和餐饮等行业受冲击较大，但住宅、高科技制造和数字服务等行业受影响较小，从负荷增长角度表现良好 [16] - 长期来看，公司1%的平均负荷增长依赖于这些行业的实力以及持续的人口迁入 [16] - 尽管疫情影响，俄勒冈州在迁入排名中仍位居第三 [16] - 服务区域内住宅开发和商业项目的建筑支出强劲，多个重大基础设施项目即将启动 [17] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司制定了到2040年实现净零温室气体排放的重大脱碳目标，包括到2030年相对于2010年水平，为客户提供的电力供应至少减少80%的碳排放 [11] - 2020年第四季度关闭了Boardman煤电厂，开启了Wheatridge能源设施，该设施是美国首批将太阳能、风能发电与电池储能大规模整合在一处的设施之一 [12] - 公司正在评估是否向俄勒冈公共事业委员会提交2022年测试年的一般费率案，以确保为客户提供安全、经济和可靠的服务 [21] - 上个月提交了2019年综合资源计划的更新，目标是到2024年底使150平均兆瓦的可再生能源上线，并确保获得多达511兆瓦的容量 [22] - 计划与利益相关者合作，寻求对招标书的批准，并在今年晚些时候启动该流程，同时考虑客户和利益相关者对时间的关注 [22] - 由于近期联邦税收抵免的更新，计划发布可再生能源和剩余容量的招标书，并将基准资源纳入竞争流程 [22] - 未来几年的大部分投资集中在低风险、稳定的配电基础设施升级上，以提高系统的安全性和可靠性，使公司更高效，促进节约并提高可靠性 [25] - 资本计划在未来5年增加2亿美元，达到29亿美元，这些预测不包括可再生能源招标书可能产生的任何发电相关投资 [25] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司团队在面对疫情、内乱、交易损失、历史性野火和近期冬季风暴等重大挑战时，仍专注于为客户服务，支持所在社区 [8][9] - 尽管交易损失导致财务结果令人失望，但公司运营表现稳健，并在过去一年和疫情期间有所改善，与长期增长战略保持一致 [9] - 公司通过控制客户价格、提高运营效率、投资配电系统等措施，实现了更高效的运营和更高的可靠性 [9][10] - 公司在向清洁能源未来迈进的道路上取得了重要进展，宣布了脱碳目标，并采取了一系列行动 [11] - 公司团队在应对冬季风暴时表现出了强大的力量、奉献精神和韧性，将继续努力直到所有客户恢复供电 [13] - 公司处于有利地位，能够利用已建立的势头，实现长期可持续增长，有机会进一步减少碳排放、在服务区域进行投资并降低公司整体成本，以保持客户价格低廉 [15] 其他重要信息 - 近期俄勒冈州遭遇历史性冬季风暴，超过三分之一的客户停电，公司已恢复超过60万客户的供电，仍有约6.8万客户待恢复 [7] - 公司与员工、退休人员和PGE基金会一起，向俄勒冈州的400多个非营利组织捐赠了560万美元，并志愿服务超过1.8万小时 [12] - 公司长期以来将多元化、公平和包容作为核心价值观，并公开衡量和公布进展以及薪酬公平等关键指标 [13] - 公司被纳入彭博性别平等指数，并在人权运动基金会的企业平等指数中获得满分 [13] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 增加资本支出后，公司在4% - 6%的长期增长范围内处于什么位置，以及如何考虑股权融资？ - 增加的资本支出使公司稳稳处于4% - 6%的长期增长范围内，确保公司能保持在该范围内 [33] - 今年不需要股权融资，公司现金流强劲，未来会逐年进行预测 [34] 问题2: 如何考虑费率案的提交时间，是否受风暴延期结果的影响？ - 风暴恢复费用和任何可能的延期与费率案的提交时间无关 [36] - 公司每年4月提交年度AUT，这是提交的第一部分，目前正在评估一般费率案的提交时间，会考虑费用、效率、当地经济和客户账单等因素，具体时间尚未确定 [36] 问题3: 目前是否有自动延期机制，是否有费用门槛？ - 公司定期为风暴计提费用，此次风暴是40年一遇的事件，州长已宣布进入紧急状态，公司正在与委员会合作处理费用问题 [42][43] - 进入2021年时，公司有800万美元的风暴延期账户 [44] 问题4: 如果今年晚些时候提交费率案，且大部分费率要到2022年才生效，是否仍能实现4% - 6%的增长范围？ - 公司对去年降低6%的费用支出印象深刻，认为这是一个积极的信号，会与团队一起考虑如何应对，虽然要考虑经济困难、风暴和疫情恢复等因素，但公司认为能够实现增长 [46] 问题5: 指导范围中对风暴延期结果的假设是什么，如果未实现全额延期，是否会修订指导，以及修订的时间？ - 指导范围中未包含风暴延期的具体费用，目前公司的指导与风暴延期无关，因为还没有对风暴延期费用进行估算 [50] 问题6: 是否有机会对此次风暴进行事后分析，以确定是否有资本投资机会来减轻未来类似事件的影响？ - 每次重大事件后，公司都会进行事后报告和根本原因分析，以改进流程和程序、事件指挥响应、合作伙伴关系、设备标准和技术等 [54] - 过去几年公司对配电系统的投资取得了成效，减少了停电次数和运营成本 [54] - 资本支出预测旨在提高公司的可靠性和效率，风暴恢复过程中通常会有一定的资本投入，但目前无法确定恢复费用和资本与运营费用的比例 [55] 问题7: 是否可以预测可再生能源招标书的结果范围及其对资本支出计划的潜在影响？ - 目前无法预测，因为这将是竞争性的努力，公司会投标基准资源，过去有过成功经验，但过去的成功不能保证未来的结果，只能等待观察 [56] 问题8: 即将到来的水电季节，水供应水平或积雪情况如何？ - 与往年相比，积雪水平显著高于正常水平，但径流率是影响水电条件的另一个重要因素，目前径流往往比过去更早，且2021年到目前为止，系统中的风力发电比去年少 [62] 问题9: 董事会是否会在4月评估增加股息？ - 是的，董事会传统上会在4月评估股息，预计今年也会如此 [66] 问题10: 风暴对可再生能源有何影响，是否会有与寒冷天气相关的政策变化？ - 太平洋西北地区的可再生能源发电仍然强劲，野火并没有减少西部地区对扩大可再生能源发电的兴趣，反而可能加速能源行业的可再生转型 [73] - 公司正在投资双向电网技术，这不仅有助于处理更多的可再生能源，还能提高系统的弹性和可靠性，使公司在风暴期间能够更快恢复供电 [73] 问题11: 公司的可再生能源设施是否存在与德克萨斯州类似的寒冷天气或结冰问题？ - 公司大部分风力发电位于该州东部、华盛顿州东部及更东部地区，这些地区冬季寒冷，系统设计能够承受一定程度的结冰 [74] - 服务区域内的配电系统受到了前所未有的冰层破坏，但风力设施与德克萨斯州的设计不同 [74] 问题12: Green Future Impact计划是否与过去提到的计划相同，目前的运营情况和盈利情况如何，是否会单独披露该业务？ - 该计划与过去提到的计划相同，是为那些希望比常规可再生能源标准更快采用100%绿色能源的客户提供服务的机会，主要客户包括市政当局、大型科技和数字公司，该计划非常成功 [79] - 该业务的盈利情况不稳定，例如与英特尔的最新合作规模显著高于之前的公告，但公司会从中获得利润，反映了风险、整合和其他成本，以及公司的角色 [80] - 该业务的盈利是持续的 [81] - 目前该业务规模不够大，不符合美国证券交易委员会单独披露的标准，且这些交易是协商达成的，价格、费率和开发成本是保密的，通常还会有竞争性投标，以确保为客户提供市场上最优惠的价格 [82][83] 问题13: 从长期来看，公司是否有更高的增长机会，以实现股东、州和客户的共同利益？ - 公司有机会提高效率，承担更多的资本支出和增强弹性，以造福客户和市场 [85] - 公司拥有行业内最稳健的资产负债表和最好的现金流之一，这为公司实现增长提供了条件 [85] - 如果能够管理好运营和维护费用，以抵消额外的资本支出，公司有机会实现更高的增长 [85]

业绩总结 - 2020年第四季度GAAP净收入为5200万美元，较2019年第四季度的6100万美元下降13%[14] - 2020年GAAP稀释每股收益（EPS）为1.72美元，较2019年的2.39美元下降28%[16] - 2020年非GAAP稀释每股收益为2.75美元，排除能源交易损失的影响[39] - 2020年年末估计的资产基础为53.4亿美元[31] 资本支出与流动性 - 2020年总资本支出为6.55亿美元，预计2021年资本支出将保持在6.55亿美元[36] - 截至2020年12月31日，公司总流动性为9.17亿美元[32] 未来展望 - 2021年每股收益指导范围为2.55至2.70美元，预计能源交付量将增加1%至1.5%[36] - 2020年运营和维护费用预计在5.75亿至5.95亿美元之间[36] 社会责任与可持续发展 - 公司计划到2030年将温室气体排放减少80%，并在2040年实现净零排放[10] - 2020年公司捐赠560万美元，并为超过400个非营利组织提供了18200小时的志愿服务[11]

业务计划上限 - 固定三年和至少五年的选择退出计划参与上限为300平均兆瓦[38] - 2018年，新大型负荷直接接入计划上限为119平均兆瓦[39] 零售业务数据 - 2020年零售收入为19.32亿美元，其中住宅、商业、工业分别为10.30亿美元、6.34亿美元、2.46亿美元，占比分别为53%、33%、13%[46] - 2020年零售能源交付量为1954.3万兆瓦时，其中住宅、商业、工业分别为775.6万兆瓦时、685.5万兆瓦时、493.2万兆瓦时，占比分别为40%、35%、25%[46] - 2020年平均零售客户数量为902237户，其中住宅、商业、工业分别为791119户、110851户、267户，占比分别为88%、12%、无[46] - 2020年住宅客户人均收入为1226美元，人均用电量为9804千瓦时，每千瓦时收入为12.50美分[49] - 2020年商业客户人均收入为5684美元，人均用电量为61837千瓦时，每千瓦时收入为9.19美分[49] - 2020年工业客户人均收入为921540美元，人均用电量为18472161千瓦时，每千瓦时收入为4.99美分[49] 收入占比情况 - 2020、2019、2018年批发收入占总收入的8%[53] - 2020年其他运营收入占总收入的2%，2019和2018年为3%[54] 气候与负荷数据 - 2020 - 2018年供暖度日数分别为3836、4165、3702，15年平均值为4145；制冷度日数分别为600、564、692，15年平均值为538[56] - 公司历史最高净系统负荷峰值4073兆瓦于1998年12月出现，历史夏季峰值3976兆瓦于2017年8月出现[56] - 2020 - 2018年冬季平均负荷分别为2566、2609、2519兆瓦，夏季平均负荷分别为2289、2263、2301兆瓦[57] 资源与合同容量 - 截至2020年12月31日，公司资源和合同容量为5308兆瓦，其中发电3439兆瓦占65%，购电1869兆瓦占35%；2019年分别为5264兆瓦、3856兆瓦（占73%）、1408兆瓦（占27%）[60] 公司股权资产 - 公司拥有Boardman煤电厂90%股权，该电厂于2020年第四季度停止燃煤运营；拥有Colstrip煤电厂20%股权，按计划到2030年折旧完毕，2035年前可在俄勒冈州使用其电力输出[63] - 公司拥有Pelton/Round Butte水电项目66.67%股权，CTWS部落有在2021年12月31日购买额外16.66%股权和2036年购买0.02%股权的选择权[64] - 公司拥有KB管道79.5%股权，在西北管道有103305 Dth/天的天然气运输能力，在俄勒冈州Mist有41亿立方英尺天然气存储量[65][66] 购电合同情况 - 2020年公司与华盛顿公共事业区签订水电项目购电合同，总容量313兆瓦；与CTWS签订购电合同，净容量约162兆瓦；还有其他水电购电合同，总容量37兆瓦[70] - 截至2020年12月31日，公司与60个在线PURPA合格设施签订合同，提供279兆瓦容量；有36个合同共164兆瓦容量未运营，其中34个违约[71] - 2020年和2019年PURPA合同费用分别为4300万美元和600万美元，购买电量分别为49.8万兆瓦时和15.2万兆瓦时，平均每兆瓦时成本分别为85.31美元和38.69美元[72] DSG项目情况 - 截至2020年12月31日，公司DSG项目有53个客户拥有的站点，总容量为123兆瓦，目标是到2022年底新增3兆瓦客户拥有的DSG项目[73] 发电容量合同 - 公司有三份风力发电容量合同，共计300兆瓦，合同期限分别至2028年、2035年和2050年[74] - 公司有三份太阳能发电容量合同，共计7兆瓦，合同期限至2036年和2037年[75] 容量增加计划 - 2021年1月起，公司将增加200兆瓦的年度容量，合同期限为五年，主要来自水力发电资源[77] 输电线路情况 - 2020年，公司在其平衡管理区域通过1269英里、电压115千伏及以上的输电线路输送了约2500万兆瓦时的电力[81] 碳排放设施情况 - 截至2020年12月31日，公司碳排放设施提供了62%的净发电容量[92] 员工情况 - 截至2020年12月31日，公司有3639名员工，其中769名为临时工，721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[100] - 公司员工中黑人和有色人种占比超22%，管理层中占比近19%[104] - 公司员工中女性占比近三分之一，管理层中女性占比超31%[104] 乏燃料储存情况 - 公司储存于独立乏燃料储存设施的乏燃料预计2059年前不会完成运往场外储存[97] 信贷安排情况 - 公司有一笔总额为5亿美元的银团无担保循环信贷安排[124] 监管与法规风险 - 公司受FERC、OPUC等监管，法规变化可能增加成本[110] - 公司零售服务价格由OPUC授权，成本回收需监管审批[111] - 公司面临各种法律和监管程序，结果不确定[113] - 减少温室气体排放的法规可能增加公司资本和运营成本[115] - 环境法规对水电和风电设施运营的要求可能影响公司业绩[117] - 新设施建设或改造可能导致成本无法回收或运营成本增加[118] 市场与经济风险 - 经济状况不佳可能减少电力需求，影响公司业绩[119] - 资本和信贷市场状况恶化可能影响公司融资和战略执行[120] - 信用评级下调可能增加公司融资成本并限制融资渠道[122] COVID - 19影响 - 2020年因COVID - 19公司产生800万美元增量坏账费用并已递延[131] - 公司面临COVID - 19带来的业务风险，如客户逾期账款增加、需求趋势改变等[131] 能源投资组合损失 - 2020年第三季度公司能源投资组合因极端天气等因素实现损失1.27亿美元，且不再有相关净市场敞口，不寻求监管恢复相关损失[328] 商品合同净未实现（收益）/损失 - 截至2020年12月31日，电力商品合同净未实现（收益）/损失预计在2021 - 2025年及以后实现的金额分别为900万、400万、800万、800万、900万和1亿美元，总计1.38亿美元[328] - 截至2020年12月31日，天然气商品合同净未实现（收益）/损失预计在2021 - 2022年实现的金额分别为 - 2700万和 - 500万美元，总计 - 3200万美元[328] - 截至2020年12月31日，商品合同净未实现（收益）/损失预计在2021 - 2025年及以后实现的金额分别为 - 1800万、 - 100万、800万、800万、900万和1亿美元，总计1.06亿美元[328] 风险管理调整 - 公司于2021年2月1日将风险管理委员会（RMC）并入执行风险委员会（ERC）以加强能源交易监督和风险管理[325] 其他风险 - 公司面临电力和天然气市场价格波动风险，影响成本、能源组合管理和运营结果[127] - 公司面临税收法律变化风险，可能影响财务状况和运营结果[133] - 公司面临天气对电力使用的影响，可能影响收入、成本和运营结果[135] 加元风险 - 截至2020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[331] - 公司面临与加元计价的天然气远期和互换合约相关的外汇风险，通过适当的套期保值策略降低风险[330] 债务与信用情况 - 截至2020年12月31日，公司无循环信贷安排下的未偿还借款和未偿还商业票据[332] - 截至2020年12月31日，公司长期债务的总公允价值为38.08亿美元，账面价值为30.59亿美元[333] - 截至2020年12月31日，公司无受利率风险敞口影响的长期债务工具[333] - 截至2020年12月31日，公司商品活动的信用风险敞口为4800万美元，其中4600万美元来自外部评级为投资级的交易对手[336] - 公司为满足短期现金需求可发行最长270天的商业票据和使用循环信贷安排，短期借款受市场利率波动影响[332] - 公司在商品价格风险管理活动中面临交易对手违约的信用风险，通过信用政策管理风险[334] 长期电力购买合同 - 公司与华盛顿州某些公共事业区的长期电力购买合同未纳入上述市场风险敞口讨论，合同有效期至2052年[338][339] 能源组合监管情况 - 公司能源组合活动受监管，相关成本包含在OPUC批准的零售价格中，衍生品工具损益确认与实现及价格回收的时间差异作为监管资产和负债递延[329]

业绩总结 - 2020年净收入为193百万美元，稀释每股收益为2.29美元[60] - 2019年公司总收入为21亿美元，稀释每股收益为2.39美元[7] - 预计2020年每股收益（EPS）为2.29美元，受第三季度能源交易损失影响[60] - 预计2020年每股收益指导范围为1.40至1.60美元，预计将处于该范围的上半部分[37] - 2019年会计回报率（ROE）为8.4%，2020年预计为4.9%至5.6%[61] 用户数据 - 2020年，公司的零售收入总额为19亿美元，其中住宅客户占52%[46] - 根据2019年PGE的总体费率案例，销售正常化调整（SNA）机制适用于约76%的2019年客户收入[99] - 大型非住宅客户的失去收入恢复调整（LRRA）机制适用于约16%的2019年客户收入[99] - 2019年，PGE的失去收入恢复调整（LRRA）为1440万美元，销售正常化调整（SNA）为-100万美元[99] 未来展望 - 预计长期负荷增长为1%，至2028年[11] - 计划到2030年将煤电发电量减少80%[70] - 2020年可再生能源标准目标为20%，到2040年达到50%[70] 新产品和新技术研发 - PGE的可再生资源通过自动调整条款追踪价格，无需一般费率案例[95] 市场扩张和并购 - 2020年至2021年间资本支出将增加1亿美元[81] 负面信息 - 2020年第三季度，公司因能源交易活动实现损失1.27亿美元[24] - 公司在2020年第三季度的净可变电力成本因交易活动增加[24] - 截至2020年9月30日，公司已推迟1000万美元的野火响应相关成本[37] - 2020年股息支付目标为每股1.50美元，预计股息支付比率为104%[65] 其他新策略和有价值的信息 - 可用流动性为918百万美元，包括现金和现金等价物[49] - 2020年第一季度发行了210百万美元的长期债务证券[49] - 2020年长期债务到期安排为275百万美元[56] - 2015年至2019年，PGE的销售正常化调整和失去收入恢复调整的总调整金额在2015年为-93万美元，2019年为1430万美元[99]

财务数据和关键指标变化 - 2020年前三季度每股收益为1.15美元，公司有望达到每股1.40 - 1.60美元指引区间的上限 [14] - 2020年第三季度与2019年第三季度相比，剔除能源交易损失对购电和燃料费用的影响后，毛利率下降0.09美元，其中总收入增加0.02美元，零售交付量增长4% [24] - 能源交易损失对每股摊薄收益产生1.09美元的负面影响，该季度能源交易损失为1.27亿美元，税后影响为3000万美元，导致每股净亏损0.19美元；调整交易损失影响后，非公认会计准则下每股摊薄收益为0.90美元 [29] - 2021年解耦机制将再次重置，商业交付量下降幅度超过本季度收款削减的2% [25] - 预计2020年全年电力供应成本将有0 - 1500万美元的收益 [105] - 目前递延的坏账费用约为800万美元 [106] 各条业务线数据和关键指标变化 - 零售业务方面，与2019年第三季度相比，住宅和工业客户交付量均有显著增长，商业交付量下降 [24] - 工业客户用电量在第三季度保持强劲增长，经天气调整后增长约9% [51] 各个市场数据和关键指标变化 - 能源交易活动在某些批发电力市场导致重大损失，公司董事会已成立特别委员会进行审查，目前已无净市场敞口 [7] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司致力于实现清洁能源未来的愿景，推动战略发展，应对气候变化，满足客户对清洁能源的需求 [11] - 公司与Avangrid达成协议，从俄勒冈州最大的太阳能农场获取电力，可为4万户家庭供电 [12] - 公司正在加大对电池存储的投资，并在服务区域内测试多个项目 [13] - 计划在明年上半年发布一份或多份关于新型无排放资源的招标书，并在2020年底前提交综合资源计划更新 [32] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司在本季度面临能源交易损失和野火等挑战，但核心运营结果依然强劲，将继续专注于为客户提供安全、清洁、可靠和经济的能源 [22] - 尽管面临挑战，公司仍对服务区域的增长持乐观态度，特别是工业、高科技数据中心等领域的客户增长 [52] - 重申2020年全年每股收益指引为1.40 - 1.60美元，预计将处于指引区间的上半部分；并重申长期每股收益增长率为4% - 6%，以2019年为基准年 [36][37] 其他重要信息 - 公司首席财务官Jim Lobdell计划在年底退休，前夏威夷电力工业公司执行副总裁兼首席财务官Jim Ajello将于11月30日起担任高级顾问，并于1月1日接任首席财务官一职 [15][17] - 公司高级战略、商业与监管事务总监Brett Sims自今日起被任命为战略、规划与能源供应副总裁 [18] - 公司欢迎Michael Lewis和Jim Torgerson加入董事会，他们将为公司实现清洁能源未来提供支持 [19] - 俄勒冈州公共事业委员会批准了公司两项未决的递延申请，包括与COVID - 19相关的增量成本递延和9月野火事件相关的增量运维及资本费用递延 [30][31] - 委员会批准了Wheatridge能源设施的可再生调整条款，该项目计划于今年年底投入使用 [32] - 截至2020年9月30日，公司拥有9.19亿美元的可用短期信用证额度现金和6.88亿美元的第一抵押债券发行额度 [33] - 公司计划在本季度晚些时候发行不超过2.3亿美元的长期债务证券，以加强流动性，所得款项将用于一般公司用途和偿还短期债务借款 [34] - 公司在资本预测中增加了1亿美元的投资，以优先保障系统的可靠性和弹性，同时尽量降低客户电价 [35] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 下一次一般费率案的潜在时间安排以及是否需要股权融资 - 公司每年都会评估是否需要进行一般费率案，如有相关消息可能会在第四季度电话会议中公布；目前不需要股权融资 [43][45] 问题2: 基于全年收益指引处于上半部分，第四季度收益同比下降的驱动因素 - 第四季度解耦机制全面生效，对客户收款有2%的上限，住宅用电基本被解耦，商业用电已达到上限并需承担持续下降的负荷；购电成本从之前低于基线水平上升至正常区间，受市场能源流动、输电限制和水电等因素影响；年初设施停运的影响转移到第四季度；COVID - 19递延相关因素，如商业客户12月1日前、住宅客户明年4月前不能进行断电和收取滞纳金；特别委员会审查和应对交易损失相关的额外成本 [46][47][48][49] 问题3: 第三季度商业贷款同比下降幅度较第二季度有所缓和，小商业客户和社区的情况 - 疫情初期商业用电下降较快，近期下降幅度有所减小，但由于全国病例数上升，目前还不能确定趋势；工业客户用电量持续增长，第三季度经天气调整后增长约9%，公司对服务区域的增长持乐观态度 [50][51][52] 问题4: 董事会审查能源交易损失的时间安排以及俄勒冈州公共事业委员会的潜在行动，以及野火方面需要关注的事项 - 特别委员会的审查正在进行中，暂无具体时间安排；预计公共事业委员会和主席Decker将采取适当行动确保公司能力和客户定价合理；公司与公共事业委员会在野火恢复、COVID - 19恢复等方面有多个活跃的案件，并将继续与各方建设性合作 [59][60] 问题5: 2019年作为预测基线的情况以及之前削减的资本支出是否有恢复的可能性 - 选择2019年作为基线是因为这是公司上一次进行一般费率案的年份，便于进行前瞻性预测；公司关注客户电价，同时也认识到服务区域的客户增长带来的新资本需求，以及基础设施老化、野火弹性等方面的投资需求，但目前还不能确定是否会有额外的资本支出 [66][64][65] 问题6: 野火成本的规模、发现机制、是否会纳入一般费率案或单独处理 - 目前野火成本约为1000万美元，递延机制为期12个月，公司正在评估农村地区输电线路的额外损失，具体成本尚不确定；由于目前是递延处理，恢复期限尚未确定，是否纳入一般费率案还需进一步明确 [75][77] 问题7: 2019年后每年每股收益是否都将在4% - 6%的增长范围内，以及本季度运维和管理费用节省是否可持续 - 2019年后每年每股收益将在4% - 6%的增长范围内；本季度运维和管理费用节省是多种有利因素和重大变动的结果，虽然公司在运营方面取得了显著的生产力和绩效改进，但这些改进需要时间才能在运营中持续体现，未来需要更长期地看待 [85][86][87] 问题8: 能源交易损失相关的报告对象变化、保障措施以及报告是否会向投资者发布 - 公司迅速采取行动整合和隔离交易损失事件，其影响仅限于第三季度；目前电力运营向Jim Lobdell报告，风险管理向Maria Pope报告，并引入了外部专家，加强了人员配置；报告最终由董事会决定如何处理 [89][90][94] 问题9: 2021年增加的1亿美元资本支出是否是对4月削减部分的恢复，以及与服务区域经济前景改善的关系 - 增加的资本支出与服务区域的增长相关，包括强劲的住宅增长、住房市场、人口迁入和数字领域的增长，以及对系统弹性和老化基础设施的投资；不包括计划通过招标程序增加的可再生资源投资和野火相关的系统恢复投资；公司将按季度评估项目，并确保每个项目经过尽职调查后再纳入SEC资本支出更新 [101][102] 问题10: 第四季度电力供应成本逆风情况，以及2020年电力供应成本收益的范围 - 公司已关闭俄勒冈州唯一的燃煤发电设施，太平洋西北地区天然气价格因加拿大等地的管道问题上涨，公司密切关注水电和降水情况；2020年电力供应成本收益范围为0 - 1500万美元 [103][105] 问题11: 第三季度是否递延了600万美元的坏账费用，以及报告结果中是否仍在列支坏账费用 - 一般费率案中通常假设约600万美元的坏账费用，目前递延的坏账费用约为800万美元；第三季度报告结果中仍在列支坏账费用 [106][108] 问题12: 如何看待1.27亿美元能源交易损失与购电成本和其他燃料成本的关系，损失是发生在本季度还是之前季度的记账，以及是否有法律途径追回损失 - 能源交易损失事件与公司持续的电力运营无关，1.27亿美元是税前数字，对第三季度每股收益的影响为1.09美元；损失全部在第三季度实现；公司明确不会向客户追回这些成本，已收到针对公司的几起诉讼，调查正在进行中，目前不确定是否有法律途径向造成交易损失的人追回损失 [114][115][120] 问题13: 是否与公共事业委员会讨论过制定野火缓解计划，以及是否有兴趣制定多年资本投资计划 - 俄勒冈州公共事业委员会一直在关注野火风险，公司过去几年已采取多项措施确保设备投资充足，并将继续与包括委员会在内的所有利益相关者合作；公司运营中的大部分事项都是多年期且广泛的，本身就有基础设施方面的多年资本投资计划 [122][123][124]