公司概况 - IDACORP是1998年成立的控股公司，主要运营子公司为Idaho Power [27] - 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 [28] - IDACORP其他子公司包括IFS和Ida - West，分别从事经济适用房等投资和小型水电项目运营 [29] - IDACORP和Idaho Power会在网站免费提供10 - K、10 - Q、8 - K报告及修正案 [30] - 截至2023年12月31日，IDACORP有2100名全职员工和12名兼职员工，其中2092名全职和9名兼职员工受雇于爱达荷电力公司[91] - 截至报告日期，IDACORP全职员工中49%在公司工作超过10年[91] - 截至2023年12月31日，IFS投资组合未摊销金额约为5700万美元，2023年产生税收抵免690万美元[98] - 2023年IFS收到与完全摊销的房地产税收抵免投资相关的分配，减少IDACORP所得税费用50万美元[98] - Ida - West拥有9个水电项目50%的所有权，总铭牌容量为44兆瓦，爱达荷电力公司2023年购买其四个爱达荷州水电项目电力成本约为900万美元[99] - IDACORP是一家控股公司，主要运营子公司为爱达荷电力，其公用事业运营几乎构成了IDACORP目前的所有业务[27][28] 业务运营 - 截至2023年12月31日，公司为约63.3万零售客户提供电力服务，其中约53.2万为居民客户[31] - 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[41] - 2023年总零售收入为14.72666亿美元，2022年为13.72758亿美元，2021年为12.52335亿美元[43] - 2023年总电力销售为176.1万兆瓦时，2022年为171.41万兆瓦时，2021年为167.45万兆瓦时[43] - 公司最高夏季系统峰值需求为2021年6月30日的3751兆瓦，最高冬季峰值需求为2024年1月16日的2719兆瓦[50] - 零售电价通常基于“服务成本”确定，公司通过多种机制评估并申请调整电价[39] - 公司参与批发能源市场，销售取决于发电资源可用性和市场电价[44] - 公司主要依靠自有水电、火电设施及长期购电协议供电，成本受多种因素影响[49] - 公司面临与燃料分销公司、分布式发电及能效措施的竞争[46] - 2023年水电发电量为650万MWh，占总发电量55%，高于前两年；火电发电量247.3万MWh，占比21%；天然气发电291.7万MWh，占比24%[51][52] - 公司预计2024年水电设施年发电量在550 - 750万MWh之间[52] - 吉姆布里杰电厂两台机组从煤炭向天然气的转换预计2024年春季完成，2026年北瓦尔米电厂两台机组、2030年吉姆布里杰电厂其余两台机组也将进行转换[54][56] - 2023 - 2021年购买电力费用分别为5.01531亿美元、5.44345亿美元、3.93691亿美元，购买电量分别为702.7万MWh、717.8万MWh、682.3万MWh[62] - 截至报告日期，长期电力购买协议中，风能在线容量726MW，太阳能在线476MW、待上线428MW，水电152MW，其他78MW，总计1860MW[66] - 2023年公司安装了131MW的电池储能设备，2025年6月将利用150MW电池储能设施，预计到2025年底公司自有储能总量达304MW[67] - 公司与威廉姆斯西北管道和威廉姆斯山西方逆冲管道分别签订了每日55584MMBtu和89000MMBtu的天然气运输协议[58] - 公司与西北管道和Spire公司分别签订了131453MMBtu和10亿立方英尺的天然气存储服务协议[59] - 截至2024年2月9日，公司约2450万MMBtu天然气已进行财务套期保值，主要用于兰利峡谷电厂至2025年9月的运营调度[60] - 公司正与各方合作开发博德曼 - 海明威和网关西两个高压输电线路项目[70] - 2023年综合资源规划（IRP）预计未来5年零售销售和年度峰值负荷的年增长率分别为5.5%和3.7%，20年分别为2.1%和1.8%，高于前两次规划[72][73] - 2023 - 2043年，公司计划新增8436兆瓦资源容量，包括3325兆瓦太阳能、1800兆瓦风能等，同时退役部分煤电和天然气发电容量[73] - 2023年能源效率计划减少能源使用约140000兆瓦时，需求响应可用容量约312兆瓦，2023 - 2022年相关项目支出约4200万美元，2021年为3800万美元[75] - 公司能源效率和需求响应组合包含22个项目，旨在减少能源使用和高峰需求[74][75] - 截至2023年12月31日，爱达荷电力为约63.3万零售客户提供服务，其中约53.2万为居民客户[31] - 爱达荷电力服务区域覆盖约2.4万平方英里，估计人口140万[31] - 爱达荷电力约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[41] - 爱达荷电力的零售电价通常基于“服务成本”确定，通过多种机制评估并请求调整价格结构[39] - 爱达荷电力的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[41] - 爱达荷电力受IPUC、OPUC、FERC和WPSC的监管，涉及费率、服务、会计、证券发行等多方面[34] - 爱达荷电力符合美国公认会计原则，采用专门规则核算成本费率监管的影响[35] - 爱达荷电力根据监管命令或其他证据，预计金额将反映在未来客户费率中时，会记录监管资产或负债[35] - 2023年总零售收入为14.73亿美元，2022年为13.73亿美元，2021年为12.52亿美元；2023年总电力公用事业运营收入为17.63亿美元，2022年为16.41亿美元，2021年为14.55亿美元[43] - 2023年总能源销售量为176.1万MWh，2022年为171.41万MWh，2021年为167.45万MWh[43] - 2023年水电、煤电、天然气发电占总发电量的比例分别为55%、21%、24%；2022年分别为48%、32%、20%；2021年分别为48%、27%、25%[51] - 2023年水电发电量为650万MWh，2022年和2021年分别为530万MWh和540万MWh，2024年水电发电量预计在550 - 750万MWh之间[52] - 公司最高夏季系统峰值需求3751 MW出现在2021年6月30日，最高冬季峰值需求2719 MW出现在2024年1月16日[50] - 吉姆布里杰电厂两台机组从煤炭到天然气的转换预计2024年春季完成，北瓦尔米电厂两台机组计划2026年转换，吉姆布里杰电厂其余两台机组计划2030年转换[54][56] - 公司与威廉姆斯西北管道和威廉姆斯山西方逆冲管道签订长期天然气运输服务协议，日运输量分别为55584 MMBtu和89000 MMBtu[58] - 公司与西北管道和斯派尔公司签订长期天然气存储服务协议，总存储容量分别为131453 MMBtu和10亿立方英尺[59] - 截至2024年2月9日，公司约2450万MMBtu天然气已进行财务套期保值，主要用于兰利峡谷电厂至2025年9月的运营调度[60] - 公司在批发市场购买电力，也通过长期电力购买合同和交换协议购电[61] 业务战略 - 公司业务战略聚焦四个领域：保障员工安全与敬业度、增强财务实力、改善核心业务、提升品牌[37] - IDACORP业务战略强调以爱达荷电力为核心业务，聚焦四个领域：保障员工安全与参与度、增强财务实力、改善爱达荷电力核心业务、提升爱达荷电力品牌[37] 清洁能源目标 - 公司目标到2045年为客户提供100%清洁能源，到2030年相比2005年基准年减少86%的年度二氧化碳排放吨数[79][81] - 2010 - 2020年公司二氧化碳排放强度相比2005年平均降低29%，超过15 - 20%的短期目标，2021 - 2025年目标降低35% [81] - 公司计划在2024 - 2030年将部分联合拥有的燃煤发电机组转换为天然气发电[82] - 预计2024年环境资本支出2900万美元，2025 - 2026年为9400万美元；2024年环境运营费用3400万美元，2025 - 2026年为7000万美元[86] - 公司积极应对气候变化，开展云播种作业、增强电网弹性等措施[83] - 公司发布年度ESG报告，回应气候披露项目问卷，公开碳排放数据和管理计划[77] - 公司2019年宣布2045年实现100%清洁能源目标，但实现目标面临诸多风险和不确定性[152] 安全与员工情况 - 爱达荷电力公司在安全绩效方面始终位列美国所有公用事业公司前30%[93] - 截至2023年12月31日，爱达荷电力公司44%的高级管理人员、29%的管理人员和36%的董事会成员为女性[97] 监管与费率 - 爱达荷电力公司已在俄勒冈州提交一般费率案，并于2024年2月14日通知爱达荷公用事业委员会打算在6月1日后提交一般费率案或有限问题费率程序[109] - 监管程序的不利结果或重大监管滞后可能导致爱达荷电力公司产生未收回的项目成本、取消项目、资产减值或对现金流和收益产生不利影响[109] 风险因素 - 报告中的前瞻性陈述不保证未来表现，受多种因素影响，包括监管决策、资本支出风险等 [22][23][25] - 电力供应成本波动大，受水电发电条件、燃料成本、市场价格等因素影响，成本调整机制无法消除现金流影响[111] - 居民客户人均月用电量从2012年的1032 kWh降至2023年的922 kWh，虽客户数量增加使总用电量增长，但不确定能否持续[114] - 若能源需求意外增加，公司需依赖高价购电或加速投资，若成本超收入且无法获费率救济，将影响财务状况[115] - 电力销售有季节性，天气和降水影响运营结果和财务状况，监管机制未来保护情况不确定[116] - 气候变化可能导致极端天气，损坏设施、减少发电、增加成本，相关成本可能无法获保险覆盖或费率回收[117][118] - 州和联邦立法或限制温室气体排放，增加公司供电和合规成本，可能导致资产减记或注销[120] - 火灾可能使公司面临索赔，保险可能不足以覆盖最终责任，成本回收可能需数年[121] - 公司投入资源减轻野火风险，但野火管理计划和协议效果不确定[122] - 太阳能和风力发电及储能技术成本下降，客户自发电系统可能减少能源需求和销售[124] - 能源效率计划旨在减少能源使用和需求，新技术可能改变客户购能方式，影响公司收入和成本回收[124] - 公司面临恐怖主义、战争、网络攻击等威胁，可能影响业务、财务状况和运营结果[125] - 公司部分设施属“关键基础设施”，受攻击会限制发电、购电和输电能力[126] - 公司正进行复杂业务系统升级，增加系统中断风险，数据安全漏洞会造成多方面影响[128] - 公司预计对基础设施项目进行重大资本投资，面临许可和建设风险[131] - 公司2023年综合资源计划实施存在交付和成本风险，高峰时电力需求可能超发电能力[134] - 2023年和2022年，公司自有发电中水电占比分别为55%和48%，水电减少会增加成本、减少收入[135] - 公司使用煤炭和天然气发电，面临商品供应和价格风险，运输和供应商违约会造成影响[136] - 公司电力设施面临多种运营风险，业务连续性和灾难恢复计划可能不足[138] - 公司输电系统在高负荷期受限，与第三方设施互联可能受意外事件影响[138] - 公司与第三方承包商合作，可能因承包商问题承担责任[138] - 截至2023年12月31日，公司根据PURPA有合同义务从130个在线第三方项目购买能源，这或增加购电成本和客户费率[140] - 公司业务集中在电力行业和特定地区，易受区域经济、法规和天气等因素影响[142] - 退休员工和招聘困难或增加成本，影响公司财务状况和运营结果[143] - 第三方供应商竞争加剧和价格上涨，可能影响公司电力服务质量和成本[144] - 公司与资产共有人目标和立场可能不一致，影响设施建设和运营，带来财务影响[145] - 立法、监管和政策变化，如税收改革、环保法规等，或对公司业务产生重大不利影响[147][148] - 所得税法律法规变化或不同解释，可能对公司财务状况和运营结果产生重大不利影响[149] - 公司运营受环境法律法规约束，合规成本可能增加，影响设施运营和项目开展[150][151] - 水电许可证续期和许可义务可能导致大量资本支出、增加运营成本、减少水电发电量[152] - 违反可靠性和安全要求，潜在每日罚款超150万美元[153] - 爱达荷电力受可靠性和安全标准约束，增加运营和资本支出[153] - 法律和监管程序结果不确定，或影响公司财务状况和运营结果[155] - 会计准则变化可能影响公司财务结果和披露[156] - 金融市场波动或影响公司获取资金能力和借贷成本[158] - 信用评级下调会影响公司获取资金、增加借贷成本[161] - 利益相关者和监管对ESG关注或影响公司财务和声誉[162] - 养老金和退休福利计划投资表现等因素或影响公司现金流和流动性[165] - 影响养老金供资义务的关键精算假设为计划资产的预期长期回报率和确定未来福利义务的折现率，实际结果可能与估计值有显著差异[166] - 若Bridger Coal Company煤矿复垦假设和相关预测信托基金增长不准确，公司成本可能高于预期或提前发生，投资表现不佳也可能需额外现金缴款[16