公司基本信息 - IDACORP于1998年根据爱达荷州法律成立，是一家控股公司，主要运营子公司为爱达荷电力公司[19] - 爱达荷电力公司1989年根据爱达荷州法律成立，前身是1915年成立、1916年开始运营的缅因州公司，从事电力能源和容量的发输配售及购买业务[20] - 爱达荷电力公司是爱达荷能源资源公司的母公司，后者是布里杰煤炭公司的合资方，该煤炭公司为吉姆布里杰发电厂供应煤炭[20] - IDACORP其他子公司包括IDACORP金融服务公司和艾达韦斯特能源公司，前者投资经济适用房和其他房地产税收抵免项目，后者运营小型水电项目[21] - IDACORP和爱达荷电力公司的主要行政办公室位于爱达荷州博伊西市西爱达荷街1221号，电话是(208) 388 - 2200[21] - IDACORP是1998年成立的控股公司，主要运营子公司为1989年成立的爱达荷电力公司[19][20] 前瞻性陈述及风险因素 - 报告包含与未来事件和预期相关的前瞻性陈述，这些陈述不保证未来表现，涉及估计、假设、风险和不确定性[15] - 可能导致实际结果与前瞻性陈述存在重大差异的因素包括监管决策、疫情影响、天气灾害、技术进步等[16] 公司监管情况 - 爱达荷电力公司受爱达荷州和俄勒冈州监管委员会以及联邦能源监管委员会监管[20] - IDACORP受2005年《公用事业控股公司法》约束，该法要求其保留记录并向监管机构报告[19] - 公司受爱达荷州公共事业委员会、俄勒冈州公共事业委员会、联邦能源管理委员会和怀俄明州公共服务委员会的监管[25] - 爱达荷电力公司受爱达荷州公共事业委员会、俄勒冈州公共事业委员会和联邦能源监管委员会管辖[25] 公司业务运营情况 - 爱达荷电力公司的公用事业运营几乎构成了IDACORP目前的所有业务运营[20] - 公司零售收入约95%来自爱达荷州的客户，其余来自俄勒冈州的客户[31] - 公司在爱达荷州72个城市和俄勒冈州7个城市拥有特许经营权，持有爱达荷州25个县和俄勒冈州3个县部分或全部地区的服务证书[23] - 公司零售电价通常基于“服务成本”确定，通过一般费率案例、电力成本调整机制等方式收回成本并获得投资回报[30] - 公司参与批发能源市场，批发能源销售取决于发电资源可用性和市场电价[35] - 公司通过开放接入输电电价提供能源传输服务，该费率每年根据向联邦能源管理委员会提交的数据进行修订[36] - 爱达荷电力公司主要通过向零售和批发客户售电及提供输电服务创收[29] - 爱达荷电力公司获授权的电价和服务价格是决定运营和财务状况的关键因素[29] - 约95%的零售收入来自爱达荷州客户，其余来自俄勒冈州客户[31] 公司客户及服务区域情况 - 截至2021年12月31日，公司为约60.4万零售客户提供电力服务，其中约50.6万为居民客户，服务区域覆盖约2.4万平方英里，估计人口130万[23] - 截至2021年12月31日，爱达荷电力公司为约60.4万零售客户提供服务，其中约50.6万为居民客户[23] - 爱达荷电力公司在爱达荷州72个城市和俄勒冈州7个城市拥有特许经营权，服务25个爱达荷州和3个俄勒冈州的部分或全部地区[23] - 爱达荷电力公司服务面积约2.4万平方英里，估计人口130万[23] 公司财务数据关键指标变化 - 2021年公司总零售收入为12.52335亿美元，2020年为11.6773亿美元，2019年为11.30611亿美元[33] - 2021年公司总电力公用事业运营收入为14.5541亿美元，2020年为13.4734亿美元，2019年为13.4294亿美元[33] - 2021年公司总能源销售量为167.45万兆瓦时，2020年为167.15万兆瓦时，2019年为173.88万兆瓦时[33] - 2021 - 2019年总零售收入分别为12.52335亿美元、11.6773亿美元、11.30611亿美元[33] - 2021 - 2019年总能源销售分别为167.45万兆瓦时、167.15万兆瓦时、173.88万兆瓦时[33] 公司电力需求关键指标 - 公司最高系统峰值需求为3751兆瓦，于2021年6月30日达到；最高冬季峰值需求为2527兆瓦，于2017年1月6日达到[41] - 2021年6月30日达到历史最高系统峰值需求3751兆瓦，2017年1月6日达到历史最高冬季峰值需求2527兆瓦[41] 公司各电厂发电量关键指标变化 - 2021 - 2019年水电厂发电量分别为538.2万兆瓦时、696.7万兆瓦时、829.4万兆瓦时，占比分别为48%、54%、62%；燃煤电厂发电量分别为298.1万兆瓦时、371.9万兆瓦时、301.2万兆瓦时，占比分别为27%、29%、22%；天然气电厂发电量分别为276.5万兆瓦时、210.9万兆瓦时、211.4万兆瓦时，占比分别为25%、17%、16%[42] - 2021 - 2019年总系统发电量分别为1112.8万兆瓦时、1279.5万兆瓦时、1342万兆瓦时；总购电量分别为682.3万兆瓦时、507.2万兆瓦时、520万兆瓦时；总供电量分别为1795.1万兆瓦时、1786.7万兆瓦时、1862万兆瓦时[42] - 公司17个水电项目总铭牌容量为1799兆瓦，过去30年平均年发电量约770万兆瓦时；2021 - 2019年水电发电量分别为540万兆瓦时、700万兆瓦时、830万兆瓦时；预计2022年水电发电量在550 - 750万兆瓦时之间[43][44] - 2021 - 2019年水电厂发电量分别为538.2万兆瓦时、696.7万兆瓦时、829.4万兆瓦时，占比分别为48%、54%、62%[42] - 2021 - 2019年燃煤电厂发电量分别为298.1万兆瓦时、371.9万兆瓦时、301.2万兆瓦时，占比分别为27%、29%、22%[42] - 2021 - 2019年天然气电厂发电量分别为276.5万兆瓦时、210.9万兆瓦时、211.4万兆瓦时，占比分别为25%、17%、16%[42] - 2021年水电发电量为540万兆瓦时，2020年为700万兆瓦时，2019年为830万兆瓦时[44] - 2022年水电设施预计年发电量在550 - 750万兆瓦时之间[44] 公司电厂改造及运营计划 - 公司计划2024年将吉姆布里杰电厂两个机组从燃煤转换为天然气，2028年底结束对该厂另外两个燃煤机组的参与；2025年底前结束对北瓦尔米电厂2号机组的参与[47][48] - 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年底结束参与该厂其余两个燃煤机组的运营[47] - 公司在吉姆布里杰电厂拥有三分之一权益，在北瓦尔米电厂拥有50%权益[47] - 公司于2019年12月结束参与北瓦尔米电厂1号机组的运营，计划不迟于2025年底结束参与2号机组的运营[48] 公司能源交易及合同情况 - 截至2021年12月31日，公司约1060万百万英热单位天然气已进行财务套期保值，主要用于兰利峡谷电厂至2023年2月的运营调度[51] - 2021 - 2020年公司通过批发市场分别购电320万兆瓦时、140万兆瓦时，平均成本分别为每兆瓦时40.65美元、27.91美元；分别售电60万兆瓦时、120万兆瓦时，平均价格分别为每兆瓦时68.07美元、28.12美元[53] - 公司有两个多年期批发购电合同，夏季高峰时段共约150兆瓦/小时，有效期至2024年[54] - 截至2021年12月31日，公司与在线PURPA合格设施签订合同，总铭牌发电容量为1137兆瓦，预计到2024年另有75兆瓦项目上线；2021 - 2019年PURPA合同费用分别为19951.7万美元、19438万美元、18734.4万美元；购电量分别为304万兆瓦时、308.7万兆瓦时、298.3万兆瓦时；平均成本分别为每兆瓦时65.63美元、62.97美元、62.80美元[55] - 公司与西北管道签订长期天然气运输服务协议，日运输量为55584百万英热单位[50] - 公司与西北管道签订长期存储服务协议，杰克逊草原存储项目总存储容量为131453百万英热单位，合同2043年到期[50] - 截至2021年12月31日，公司约1060万英热单位天然气已进行财务套期保值，主要用于兰利峡谷电厂至2023年2月的运营调度[51] - 2021年和2020年，公司通过批发市场分别购买320万兆瓦时和140万兆瓦时电力，平均成本分别为每兆瓦时40.65美元和27.91美元[53] - 2021年和2020年，公司在批发市场分别销售60万兆瓦时和120万兆瓦时电力，平均价格分别为每兆瓦时68.07美元和28.12美元[53] 公司能源规划及目标 - 2021年综合资源规划（IRP）预测未来20年零售销售和年度峰值负荷年均增长率分别为1.4%和1.4%，高于2019年和2017年预测值[63] - 2021 - 2040年计划新增1685MW储能容量、1405MW太阳能容量、700MW风能容量、500MW输电容量和400MW需求响应容量[63] - 公司目标到2045年为客户提供100%清洁能源[70] - 2010 - 2020年碳排强度较2005年平均降低29%，超15 - 20%的目标；计划2021 - 2025年较2005年降低35%[72] - 计划到2030年较2005年基准年减少79%的年度碳排放吨数[72] - 2019年终止North Valmy Unit 1的煤炭发电，2020年终止Boardman工厂的煤炭发电，计划2025年底前结束North Valmy Unit 2的运营[72] - 预计到2028年底停止参与所有合资燃煤发电厂的运营[73] - 2019年公司宣布2045年实现100%清洁能源供电承诺，有短期和中期CO₂减排目标[150] 公司项目建设情况 - 正在推进两个重大输电项目，Boardman - to - Hemingway项目长300英里，Gateway West项目长1000英里[60] 公司环境相关支出 - 2022年环境资本支出3100万美元，2023 - 2024年预计为7900万美元；2022年环境运营费用3100万美元，2023 - 2024年预计为6400万美元[77] - 获得HCC新长期许可证的年度成本预计在3000万 - 4000万美元之间[78] 公司员工情况 - 截至2021年12月31日，IDACORP有1992名全职员工，其中1983名受雇于爱达荷电力公司；有7名兼职员工，其中5名受雇于爱达荷电力公司；53%的全职员工在公司工作超过10年[82] - 截至2021年12月31日，爱达荷电力公司44%的高级管理人员、21%的管理人员和36%的董事会成员为女性[91] 公司子公司相关财务情况 - 截至2021年12月31日，IFS投资组合的未摊销金额约为3500万美元（总税收抵免投资1.18亿美元，累计摊销8300万美元）[92] - IFS在2021年、2020年和2019年分别产生了620万美元、530万美元和290万美元的税收抵免[92] - 2021年和2019年，IFS收到的与已全额摊销的房地产税收抵免投资相关的分配分别减少了IDACORP的所得税费用100万美元和320万美元[92] - 爱达荷电力公司在2021年以约800万美元的成本购买了Ida - West四个爱达荷州水电项目的全部电力，2020年和2019年的成本均为900万美元[93] 公司面临的风险 - 公司面临监管、运营等多方面风险，可能影响财务状况和经营成果[98][99] - 监管机构可能不批准公司成本回收或合理回报率，影响公司财务[101] - 新冠疫情可能导致公司项目延误、供应链中断、员工流失，影响运营和财务[107][108][109] - 公司住宅客户人均月用电量从2011年的1042千瓦时降至2021年的945千瓦时[113] - 客户增长和用电变化受多种因素影响，可能导致公司收入和现金流变化[113] - 若能源需求意外增加，公司可能需依赖高成本购电并加速投资[114] - 监管程序不利结果或监管滞后可能导致公司项目成本增加、资产减值等[102] - 公司监管成本回收机制可能无法按预期运行，甚至被更改或取消[105] - 爱达荷电力公司电力销售呈季节性，夏季和冬季需求达到高峰，电价在高负荷时期通常更高[115] - 气候变化可能导致极端天气事件增加，破坏设施、增加成本并限制供电能力，持续干旱或积雪减少可能降低水电发电量[116] - 天气变化可能导致客户能源使用量增加或减少，极端天气可能提高批发电价，增加供电成本，水电发电量变化可能影响供电成本和批发销售收益[117] - 基础设施维修和更换成本以及人身伤害、财产损失责任可能无法由保险全额覆盖，成本可能无法通过客户费率收回[118] - 近年来提出的州和联邦立法及法规可能限制气候变化影响，如强制减少温室气体排放，可能增加供电和合规成本，导致