公司架构与基本信息 - IDACORP是1998年成立的控股公司，主要运营子公司为Idaho Power [22] - Idaho Power是1989年成立的电力公司，从事电力的发输配售购业务，受爱达荷州、俄勒冈州监管委员会和FERC监管 [23] - Idaho Power是IERCo的母公司，IERCo是BCC的合资方，BCC为Jim Bridger电厂供应煤炭 [23] - IDACORP其他子公司包括IFS和Ida - West，IFS投资经济适用房等，Ida - West运营小型水电项目 [24] - 截至2022年12月31日，IDACORP有2070名全职员工和7名兼职员工，其中2062名全职和4名兼职员工受雇于爱达荷电力公司[84] - 截至报告日期，IDACORP全职员工中52%在公司工作超过10年[84] - 截至2022年12月31日，IFS投资组合未摊销金额约为2900万美元，2022年产生税收抵免640万美元[94] - Ida - West拥有9个水电项目50%的所有权，总铭牌容量为44兆瓦[95] - 爱达荷电力公司2022年和2021年购买Ida - West四个爱达荷水电项目电力成本约为800万美元，2020年为900万美元[95] 前瞻性陈述与风险因素 - 报告包含前瞻性陈述，其不保证未来表现，受多种因素影响，如监管决策、经济状况等 [17][18][20] - 监管决策方面，爱达荷州和俄勒冈州公用事业委员会及FERC的决定会影响Idaho Power成本回收和投资回报能力 [18] - 经济状况方面，通胀、衰退、利率上升等会影响运营、投资、供应成本、客户需求等 [18] - 天气等自然因素会影响客户销售、水电发电量、维修成本等 [18] - 技术进步可能减少Idaho Power电力销售或给电网带来运营漏洞 [18] - 资本支出方面，公用事业基础设施建设可能无法完成或不被监管机构认可进行全额成本回收和投资回报 [18] - 监管机构可能对公司施加额外要求和成本，降低授权回报率，影响成本回收和投资回报机会[102] - 监管机构可能不批准及时或充分覆盖公司成本的客户费率，影响公司财务状况和经营成果[103] - 经济、政治等压力可能导致利益相关者寻求降低费率或回报率，不利的监管结果可能影响公司现金流和收益[104] - 公司的监管成本回收机制可能无法按预期运作，甚至被更改或取消，影响公司财务状况和经营成果[106] - 客户增长和使用量变化可能对公司业务、财务状况和经营成果产生负面影响，2012 - 2022年公司住宅客户人均月用电量从1032千瓦时降至929千瓦时[108] - 若能源需求意外增加，公司可能需依赖高成本购电，加速投资资源，若成本无法及时回收，将影响财务状况[110] - 天气条件和气候变化会导致公司经营成果和财务状况季节性、季度性和年度波动[111] - 气候变化可能造成极端天气事件，损坏设施，增加成本，限制公司满足客户能源需求的能力[112] - 基础设施维修和更换成本及相关责任成本可能无法由保险全额覆盖，也可能无法通过客户费率回收[113] - 州和联邦可能实施限制气候变化影响的立法和法规，增加公司成本，影响公司获取资本市场资金的能力[115] - 新技术发展可能降低客户能源需求和公司收入，影响电网建设和运营成本[116] - 恐怖主义、网络攻击等恶意行为会对公司业务和财务状况产生不利影响[117] - 信息系统安全漏洞可能导致法律诉讼、财务损失和声誉损害[120] - 公司虽积极投入网络安全，但无法完全消除网络攻击风险且成本增加[121] - 恐怖袭击等事件会造成市场不稳定，导致公司业务中断和成本上升[122] - 公司供电、输电和配电设施面临设备故障、燃料价格波动等运营风险，可能导致客户满意度下降、声誉受损等后果[130] - 基础设施相关的意外事件会增加维修成本，公司面临野火风险，保险可能不足以覆盖最终责任[131] - 截至2022年12月31日，公司有联邦规定的合同从129个在线项目购买能源，这增加购电成本和客户费率[132] - 公司业务集中在一个行业和地区，面临缺乏多元化、区域经济和法规等风险[133] - 退休员工和难以招聘合格第三方供应商会增加成本，影响公司财务状况和经营业绩[134] - 立法、监管和政府政策变化，如税收改革、环保法规等，可能对公司业务产生重大不利影响[138] - 所得税法律和法规变化或不同解释，可能对公司财务状况和经营业绩产生重大不利影响[139] - 公司业务受大量环境法律法规约束，可能影响运营和成本，使部分发电单元不经济[140] - 遵守环境法规可能大幅增加资本支出、运营成本和停机时间，影响服务的可承受性[141] - 公司聘请第三方供应商协助业务，近年面临竞争加剧和价格上涨问题[135] - 公司2019年宣布2045年实现100%清洁能源供电的长期目标，有短期和中期CO减排目标，但实现目标面临诸多风险和不确定性[142] - 违反可靠性和安全要求，潜在每日最高罚款超140万美元，还会损害声誉和影响运营及财务状况[143] - 环境法规不确定性影响公司运营和财务状况，无法预见潜在影响，成本回收无保障[142] - 水电许可证续期和许可可能需大量资本支出，增加运营成本，减少发电量[142] - 金融市场波动等因素可能影响公司获取资本能力，增加借款成本[148] - 信用评级下调会影响公司获取资本、增加借款成本，可能需提供额外担保[151] - 利益相关者对ESG事务的关注和监管增加，可能增加合规成本，损害公司声誉[152] - 能源风险管理政策和项目可能无法按预期执行，导致公司遭受损失[152] - 公司参与美国西部能源不平衡市场，该市场有抵押品要求，但无法保证抵押品足以覆盖对手方债务，若参与者违约可能影响公司对手方履约能力[154] - 养老金和退休后福利计划投资表现、医疗成本上升等因素可能对公司财务状况和经营成果产生不利影响，公司自付医疗成本近年增加且未来可能继续上升[155] - 影响养老金供资义务的关键精算假设具有不确定性，人口结构变化、立法变更等也可能增加公司计划成本和供资要求，现金供款可能减少公司业务可用现金和股息支付[156] - 若布里杰煤炭公司煤矿复垦假设不准确或信托基金投资表现不佳，公司成本可能高于预期或提前发生，影响经营成果和财务状况[157] - IDACORP作为控股公司依赖子公司现金流支付股息和偿还债务，子公司支付能力受多种因素影响，股息支付由董事会决定[158] - 公司面临多种风险因素，包括监管决策、经济条件、天气灾害、技术进步、资本支出、供需平衡、资源获取、系统故障和意外事件等[18] 客户与市场 - 截至2022年12月31日，公司为约61.8万零售客户提供电力服务，其中约51.8万为居民客户[26] - 约95%的零售收入来自爱达荷州的客户，其余来自俄勒冈州的客户[35] - 公司服务区域覆盖约2.4万平方英里，估计人口140万[26] - 零售能源销售受天气、客户需求、能源效率等因素影响，夏季灌溉和制冷季节通常达到峰值[35] - 公司零售能源销售通常在夏季灌溉和制冷季节达到高峰，冬季供暖季节有较低峰值[35] - 公司参与批发能源市场，通过购买和销售电力来满足负荷需求和利用市场机会[39] 业务战略与运营 - 公司业务战略聚焦于增强财务实力、改善核心业务、提升品牌以及保障员工安全与参与度[31] - 公司业务战略聚焦于增强财务实力、改善核心业务、提升品牌和保障员工安全与参与度四个领域[31] - 零售电价通常基于“服务成本”确定，公司会定期评估并申请调整零售电价结构[33] - 公司零售电价通常基于“服务成本”确定，旨在收回运营成本并获得合理投资回报[33] - 公司定期评估是否需要通过多种机制请求调整零售电价结构[33] - 公司主要通过向零售和批发客户销售电力以及提供输电服务来创收[32] - 公司通过开放接入输电电价（OATT）提供能源传输服务，OATT费率每年根据向FERC提交的数据进行修订[40] - 公司面临来自燃料分销公司、替代发电方式和能源效率措施的竞争[41] - 公司参与美国西部能源不平衡市场，还参与讨论开发潜在的日前批发集中市场[61] - 公司参与西部能源不平衡市场，还参与讨论开发美国西部其他能源市场，包括潜在的日前批发集中市场[61] - 公司计划与合作伙伴开发两个输电项目，包括300英里的博德曼至海明威项目和Gateway West项目[64] - 公司正与合作伙伴开发两个重要输电项目，即博德曼 - 海明威项目和西部门户项目[64] - 公司预计2023年6月提交下一份综合资源规划（2023 IRP），该规划将预测20年的负荷和资源情况[65] - 2023 IRP假设包括未来5年大型商业和工业负荷显著增加，如Meta和美光科技新设施潜在负荷[66] 财务数据 - 2022年公司总零售收入为13.72758亿美元，2021年为12.52335亿美元，2020年为11.6773亿美元[37] - 2022年公司总能源销售量为171.41万兆瓦时，2021年为167.45万兆瓦时，2020年为167.15万兆瓦时[37] - 2022年总电力公用事业运营收入为16.4104亿美元，2021年为14.5541亿美元，2020年为13.4734亿美元[37] - 2022年系统总发电量为1132.3万兆瓦时，2021年为1112.8万兆瓦时，2020年为1279.5万兆瓦时[46] - 2022年总购电量为717.8万兆瓦时，2021年为682.3万兆瓦时，2020年为507.2万兆瓦时[46] - 2022年总电力供应量为1850.1万兆瓦时，2021年为1795.1万兆瓦时，2020年为1786.7万兆瓦时[46] - 2022年和2021年水电发电量分别为530万和540万MWh，2023年水电发电量预计在550 - 750万MWh之间[48] - 2022年水电发电量为530万兆瓦时，2021年为540万兆瓦时，2020年为700万兆瓦时，2023年水电发电量预计在550 - 750万兆瓦时之间[48] - 2021年6月30日系统达到历史最高夏季峰值需求3751兆瓦，2022年12月22日达到历史最高冬季峰值需求2604兆瓦[45] - 公司最高夏季系统峰值需求为3751兆瓦（2021年6月30日），最高冬季峰值需求为2604兆瓦（2022年12月22日）[45] - 2022年和2021年，公司通过批发市场分别购买390万和320万MWh电力，平均成本分别为每MWh 74.16美元和40.65美元；分别销售40万和60万MWh电力，平均价格分别为每MWh 155.78美元和68.07美元[57] - 2022年和2021年，公司通过批发市场分别购买390万兆瓦时和320万兆瓦时电力，平均成本分别为每兆瓦时74.16美元和40.65美元；分别销售40万兆瓦时和60万兆瓦时电力，平均价格分别为每兆瓦时155.78美元和68.07美元[57] - 过去三年，公司PURPA合同费用分别为1.89367亿美元（2022年）、1.99517亿美元（2021年）和1.9438亿美元（2020年）；购买电量分别为275.6万兆瓦时（2022年）、304万兆瓦时（2021年）和308.7万兆瓦时（2020年）；平均成本分别为每兆瓦时68.71美元（2022年）、65.63美元（2021年）和62.97美元（2020年）[60] - 2022 - 2020年PURPA合同费用分别为189367、199517和194380千美元，购买电量分别为2756、3040和3087千MWh，平均成本分别为每MWh 68.71、65.63和62.97美元[60] - 2023年综合资源规划（IRP）初步预测5年零售销售和年度峰值负荷年增长率分别为5.5%和3.7%，20年分别为2.2%和1.8%，高于前两次规划[67] - 2021年IRP计划未来20年增加1685MW储能、1405MW太阳能、700MW风能、500MW输电和400MW需求响应容量[67] - 2022年能源效率计划减少约14.1万MWh能源使用，高于2021年的13.8万MWh，当年需求响应可用容量约320MW[71] - 2022、2021和2020年公司在能效和需求响应计划上分别支出约4200万、3800万和5100万美元[71] - 2023年环境资本支出3100万美元，2024 - 2025年预计为1.25亿美元；2023年环境运营费用3500万美元，2024 - 2025年预计为6400万美元[80] - 2022年公司经济套期保值收益6850万美元，2021年为1210万美元，收益变化反映交易量增加和价格高波动性[153] 能源结构与转型 - 2022年、2021年和2020年总供电量分别为18501、17951和17867千MWh，水电占比分别为48%、48%和54%，煤电占比分别为32%、27%和29%，天然气发电占比分别为20%、25%和17%[46] - 公司计划2024年将吉姆布里杰电厂两台机组从煤炭转换为天然气，2028年底结束其余两台机组的煤炭发电参与[51] - 公司计划2024年将吉姆布里杰电厂的两个机组从煤炭转换为天然气，2028年底结束对该厂另外两个燃煤机组的参与[51] - 公司计划2025年底结束对北瓦尔米电厂2号机组的燃煤运营参与[52] - 截至2023年2月10日，公司约3440万MMBtu天然气已进行财务套期保值，主要用于兰利峡谷电厂至2024年8月的运营调度[55] - 截至2023年2月10日，公司约3440万英热单位天然气已进行财务套期保值，主要用于兰利峡谷工厂运营调度至2024年8月[55] - 公司