收入和利润 - 2025年第三季度净收入1.03亿美元，同比增长10%；九个月净收入2.65亿美元，同比下降4%[269] - 2025年第三季度总收入9.52亿美元，同比增长2%；九个月总收入26.87亿美元，同比增长3%[269] - 2025年第三季度零售收入7.94亿美元，同比增长11.2%（8000万美元）；九个月零售收入22.99亿美元，同比增长9.8%（2.05亿美元）[273][274] - 2025年第三季度批发收入1.36亿美元，同比下降29%；九个月批发收入3.24亿美元，同比下降31%[273][276][277] 成本和费用 - 2025年九个月业务转型和优化费用总计2500万美元，其中2100万美元计入行政及一般费用[272] - 2025年九个月折旧及摊销费用4.27亿美元，同比增长16%；利息费用净额1.73亿美元，同比增长11%[269][272] - 2025年第三季度购电和燃料费用为3.72亿美元，同比下降800万美元（2024年同期为3.80亿美元）[280] - 2025年前九个月购电和燃料费用为10.34亿美元，同比下降2600万美元（2024年同期为10.60亿美元）[280] - 2025年第三季度平均可变电力成本为每兆瓦时44.92美元，基本持平（2024年同期为44.95美元）[280] - 2025年前九个月平均可变电力成本为每兆瓦时45.23美元，同比下降8.4%（2024年同期为49.36美元）[280] - 2025年前九个月净可变电力成本（NVPC）为7.10亿美元，同比增加1.17亿美元（2024年同期为5.93亿美元）[286] 清洁能源与资源计划 - 公司Green Future Impact Program已获批容量为750兆瓦，其中482兆瓦已被认购[156] - 2023年综合资源计划（IRP）和清洁能源计划（CEP）预测了公司未来20年的资源和容量需求，并提出了满足近期需求的行动计划[158] - 由于报告方法的变更，公司对可再生能源和无排放容量的需求预测从2700-3700兆瓦更新至3500-4500兆瓦的范围[162] - 通过2021年全来源招标（RFP），公司获得了约1000兆瓦的可再生资源和无排放可调度容量[164] - 2023年RFP更新后的最终候选名单包括总计1015兆瓦的项目容量，其中公司拥有825兆瓦[170] - 参议院第1547号法案要求可再生能源占比在2025年达到27%，2030年达到35%，2035年达到45%，2040年达到50%[207] 具体项目与资产运营 - 与Clearwater风电项目和BESS设施相关的协议预计将为客户带来约2.62亿美元的联邦投资税收抵免（ITC）和生产税收抵免（PTC）收益[165] - 公司拥有Clearwater风电场208兆瓦的产能，并通过30年购电协议（PPA）购买剩余103兆瓦的产出[167] - 公司拥有并已投入运营200兆瓦的Seaside Grid BESS、75兆瓦的Constable BESS，并通过20年协议获得200兆瓦的Sundial BESS容量[167] - 公司计划参与North Plains Connector高压直流输电线路项目，预计总投资约32亿美元，公司持有20%的所有权份额[180] - North Plains Connector项目获得了美国能源部7亿美元的GRIP计划拨款，以支持其开发[180] - 公司与Warm Springs联盟部落（CTWS）作为子受赠方获得了2.5亿美元的拨款，用于升级Bethel-Round Butte输电线路[183] - Seaside电池储能系统项目获批，导致2025年剩余时间收入要求增加600万美元（含NVPC客户收益）[226] - 公司对Colstrip的加速折旧截至2025年12月31日[203] 客户与需求表现 - 超过22.8万住宅和小型商业客户自愿参与公司的Green Future Program[153] - 2023年8月热浪期间，公司峰值负荷需求达到4,498兆瓦，较前一个夏季峰值负荷增长近6%[157] - 2025年第三季度工业用户能源交付量同比增长18%至1,561千兆瓦时，前九个月累计增长18%至4,375千兆瓦时[247] - 2025年前九个月总零售能源交付量同比增长5%至16,933千兆瓦时，其中工业交付量增长15.2%[247][250] - 直接接入客户数量同比增长53%至747户，前九个月累计增长38%至688户[247] - 直接接入客户能源交付量占比保持11%，新大型负荷直接接入计划上限为119兆瓦，潜在占比可达16%[252][253][254] - 住宅用户平均用电量同比增长0.6%，客户数量增长1.4%[248] - 2025年第三季度总系统负荷为8,131千兆瓦时，同比下降5.6%（2024年同期为8,608千兆瓦时）[283] - 2025年前九个月总系统负荷为22,769千兆瓦时，同比下降1.0%（2024年同期为22,992千兆瓦时）[283] 发电与供应表现 - 2025年前九个月天然气电厂可用率提升至87%，能源供应量达预期水平的100%，满足系统总负荷的37%[257] - 燃煤电厂可用率为77%，风力发电可用率为89%，实际发电量达预期水平的95%[257] - 热电厂能源接收量同比增长7%，主要因2025年停电事件减少[259] - 截至2025年9月30日的九个月内，水电发电总量（包括自有和采购）增长4%，其中采购水电增长5%，自有设施发电增长1%[260] - 截至2025年9月30日的九个月内，风电发电量下降11%[261] - 2025年前九个月冷却度日数同比减少至694天，但仍较15年平均值高出10%[251] 监管与成本追偿 - 截至2025年9月30日，与1月风暴事件相关的紧急修复成本递延余额为4700万美元（含利息）[217] - 公司向OPUC申请追偿2024年1月风暴递延成本本金4400万美元及资本利息，预计到2026年4月1日总额将达5100万美元[218] - 截至2025年9月30日，与可靠性应急事件（RCE）相关的递延余额为8900万美元，其中8700万美元与2024年事件相关[219] - 公司已就2024年发生的RCE成本向OPUC申请追偿8600万美元（不含利息）[219] - 2025年AUT流程批准的电费最终上调导致净可变电力成本（NVPC）较2024年增加7200万美元[221] - 截至2024年12月31日，Clearwater项目净递延收入要求导致4000万美元的监管负债，已于2025年3月1日起分12个月向客户退还[222] - 2025年1月1日至2月28日期间，公司额外递延了700万美元的监管负债[223] - 公司申请配电系统计划（DSP）替代回收机制，要求年收入增加7200万美元，费率基础增加3.17亿美元[230] - 波特兰港超级基金场地修复总成本估计未贴现范围为19亿至35亿美元，公司已建立PHERA机制以递延和追偿相关成本[232][234] 税收抵免与拨款 - 公司已终止的四项联邦拨款原计划提供6100万美元的联邦报销[191] - 公司已获得六项额外拨款，总额约为2.52亿美元[192] - 2025年前九个月，公司转让了净折扣后1.53亿美元的税收抵免，2024年转让了1.12亿美元[195] - 公司预计2025年将产生并转让约1.83亿美元的税收抵免[195] 野火缓解与电气化计划 - 2025年野火缓解计划预测运营和维护成本为4600万至4900万美元，资本投资为5700万至7800万美元[184] - 截至2025年9月30日的九个月内，公司在野火缓解方面投资了4500万美元的资本项目[184] - 在当前交通电气化计划下，公司已产生1400万美元的资本支出[186] - 2026-2028年交通电气化计划的资本支出预计约为1100万美元[187] 现金流与资本支出 - 2025年前九个月经营活动产生的现金流量为9.70亿美元，同比增加3.62亿美元（2024年同期为6.08亿美元）[297][298] - 2025年前九个月资本支出等投资活动使用的现金流量为9.16亿美元，同比增加1600万美元（2024年同期为9.00亿美元）[297][299] - 公司预计2025年折旧和摊销费用将在5.50亿至5.75亿美元之间，全年经营现金流预计在9.50亿至10.50亿美元之间[298] - 2025年资本支出计划为12亿美元，预计通过经营现金流、发行短期和长期债务以及股权融资来满足[300] - 2025年预计经营现金流为9.5亿至10.5亿美元，计划发行最多4.5亿美元的长期债务[304] - 2025年至2029年总资本支出估算分别为12.2亿、11.35亿、12.8亿、13.4亿和14.35亿美元[302] - 2025年前九个月融资活动净现金流入主要源于发行3.1亿美元第一抵押债券和4900万美元股票[301] 债务与流动性 - 截至2025年9月30日，总流动性为10.38亿美元，包括9.01亿美元的可用信贷和1.37亿美元的现金及等价物[305] - 截至2025年9月30日，公司长期债务总额为47.3亿美元，普通股权益比率为45.5%[309][312] - 公司于2025年3月发行了3.1亿美元第一抵押债券，包含利率为5.84%的2亿美元2055年到期债券[309][311] - 根据契约规定，公司最多可额外发行6.71亿美元的第一抵押债券[316] - 循环信贷协议要求债务与总资本比率不超过65%，截至2025年9月30日，该比率为54.5%[318] - 若信用评级被下调至投资级以下，公司可能被要求追加1.73亿美元（双机构下调）或8300万美元（单机构下调）的履约保证金[314] 市场参与 - 公司于2025年8月获FERC批准参与EDAM市场，预计2026年投入运营[240][241] 净可变电力成本会计机制 - 2025年九个月实际NVPC为300万美元，低于基准NVPC，预计全年NVPC将低于基准且处于1500万美元至3000万美元的免调频带范围内，因此2025年无PCAM退款[267] - 2024年全年实际NVPC为7800万美元，低于基准NVPC，超出免调频带范围，但由于公司初步监管ROE低于10.5%，2024年无PCAM退款[267]