por-20220630
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目录表






美国
美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549

表格10-Q
 
☒根据《条例》第13或15(D)条提交季度报告
1934年《证券交易法》
截至本季度末June 30, 2022

或
☐根据《公约》第13或15(D)条提交的过渡报告
1934年《证券交易法》
 
For the transition period from ____________________ to ____________________

委托文件编号：001-5532-99

波特兰通用电气公司
(注册人的确切姓名载于其章程)

俄勒冈州93-0256820
(述明或其他司法管辖权
公司或组织)		 (I.R.S. Employer
识别号码)
三文鱼街西南121号
波特兰, 俄勒冈州97204
(503) 464-8000
(主要执行办公室的地址，包括邮政编码，
和注册人的电话号码，包括区号)

根据该法第12(B)条登记的证券：
(班级名称)(交易代码)(注册所在的交易所名称)
普通股，无面值波尔纽约证券交易所

用复选标记表示注册人(1)是否在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短时间内)提交了1934年《证券交易法》第13条或15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内是否符合此类提交要求。[x]是[]不是
  
用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T规则第405条(本章232.405节)要求提交的每个交互数据文件。
[x]是x []不是
  
用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小的报告公司或新兴成长型公司。请参阅《交易法》第12b-2条规则中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。
大型加速文件服务器☒加速文件管理器☐
非加速文件服务器☐规模较小的报告公司☐
新兴成长型公司☐
如果是一家新兴的成长型公司，用复选标记表示注册人是否已选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易所法》第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。[]

 
用复选标记表示注册人是否是空壳公司(如《交易法》第12b-2条所定义)。☐是[x]不是
 
截至2022年7月21日的已发行普通股数量为89,242,847 股份。
1
目录表

波特兰通用电气公司
表格10-Q
截至2022年6月30日的季度

目录

定义
3
第一部分-财务信息
第1项。
财务报表(未经审计)
4
简明合并损益表和全面收益表
4
简明综合资产负债表
5
现金流量表简明合并报表
7
简明合并财务报表附注
9
第二项。
管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析
35
第三项。
关于市场风险的定量和定性披露
62
第四项。
控制和程序
63
第二部分--其他资料
第1项。
法律诉讼
63
第1A项。
风险因素
63
第二项。
未登记的股权证券销售和收益的使用
59
第六项。
陈列品
63
签名
65
2
目录表

定义

本文档中使用了以下缩写和首字母缩写：

缩写或首字母缩写定义
AFUDC施工期间使用的资金拨备
奥特年度电力成本更新电价
高露洁高露洁3号和4号机组燃煤发电厂
环境保护局美国环境保护局
FERC联邦能源管理委员会
FMBs第一抵押债券
公认会计原则美国普遍接受的会计原则
GRC一般差饷个案
IRP综合资源计划
穆迪穆迪投资者服务公司
兆瓦兆瓦
MWA平均兆瓦
兆瓦时兆瓦时
纳斯达克全美证券交易商协会自动报价
NVPC可变电力净成本
纽交所纽约证券交易所
OPUC俄勒冈州公用事业委员会
PCAM电力成本调整机制
RPS可再生产品组合标准
标普(S&P)标普全球评级
美国证券交易委员会美国证券交易委员会
惠特里奇惠特里奇可再生能源设施
3
目录表

第一部分—财务信息

第1项。财务报表。
 
波特兰通用电气公司及其子公司
简明合并损益表
和综合收益
(百万美元，每股除外)
(Unaudited)
截至6月30日的三个月，截至6月30日的六个月，
2022202120222021
收入：
收入，净额$588 $545 $1,213 $1,157 
扣除摊销后的替代收入计划3 (8)4 (11)
总收入591 537 1,217 1,146 
运营费用：
购买的电力和燃料168 185 370 354 
发电、输电和配电85 76 175 156 
行政和其他84 79 173 165 
折旧及摊销103 101 202 204 
所得税以外的其他税种39 35 79 73 
总运营费用479 476 999 952 
营业收入112 61 218 194 
利息支出，净额38 33 76 67 
其他收入：
建设期间使用的股权资金拨备3 5 6 9 
杂项收入净额— 3 — 5 
其他收入，净额3 8 6 14 
所得税前收入支出77 36 148 141 
所得税费用13 4 24 13 
净收入64 32 124 128 
其他综合收益1 — 1 — 
净收益和综合收益$65 $32 $125 $128 
加权平均已发行普通股(千股)：
基本信息89,225 89,554 89,310 89,555 
稀释89,371 89,672 89,449 89,687 
每股收益—基本的和稀释的
$0.72 $0.36 $1.39 $1.43 
见简明合并财务报表附注。
    
4
目录表

波特兰通用电气公司及其子公司
简明合并资产负债表
(百万美元)
(Unaudited)



June 30, 20222021年12月31日
资产
流动资产：
现金和现金等价物$91 $52 
应收账款净额289 329 
盘存96 78 
监管资产--流动资产16 24 
其他流动资产310 205 
流动资产总额802 688 
电网电力公用事业厂8,164 8,005 
监管资产--非流动资产498 533 
核退役信托基金43 47 
不合格福利计划信托38 45 
其他非流动资产238 176 
总资产$9,783 $9,494 
见简明合并财务报表附注。


5
目录表

波特兰通用电气公司及其子公司
简明综合资产负债表，续
(百万美元)
(Unaudited)


June 30, 20222021年12月31日
负债和股东权益
流动负债：
应付帐款$191 $244 
价格风险管理活动产生的负债--当前55 47 
融资租赁债务的当期部分21 20 
应计费用和其他流动负债653 457 
流动负债总额920 768 
长期债务，扣除当期部分3,286 3,285 
监管负债--非流动负债1,418 1,360 
递延所得税432 413 
养恤金和退休后计划的无资金状况205 206 
价格风险管理活动产生的负债--非流动负债67 90 
资产报废债务244 238 
非合格福利计划负债92 95 
融资租赁债务，扣除当期部分297 273 
其他非流动负债84 59 
总负债7,045 6,787 
承付款和或有事项(见附注)
股东权益：
优先股，不是面值，30,000,000授权股份；无截至2022年6月30日和2021年12月31日已发行和未偿还
— — 
普通股，不是面值，160,000,000授权股份；89,242,672和89,410,612截至2022年6月30日和2021年12月31日的已发行和已发行股票
1,241 1,241 
累计其他综合损失(9)(10)
留存收益1,506 1,476 
股东权益总额2,738 2,707 
总负债和股东权益$9,783 $9,494 
见简明合并财务报表附注。

6
目录表

波特兰通用电气公司及其子公司
简明合并现金流量表
(单位：百万)
(未经审计)
                                                        

截至6月30日的六个月，
20222021
经营活动的现金流：
净收入$124 $128 
将净收入与经营活动提供的现金净额进行调整：
折旧及摊销202 204 
递延所得税9 6 
退休金和其他退休后福利7 12 
建设期间使用的股权资金拨备(6)(9)
脱钩机制延期摊销净额(4)11 
推迟增加风暴费用(3)(52)
2020年劳动节野火收益测试储备15 — 
其他非现金收入和费用，净额38 19 
营运资金变动：
(增加)/减少应收账款，净额37 (9)
库存(增加)/减少(19)(3)
保证金存款(增加)/减少3 (35)
增加/(减少)应付账款和应计负债(55)13 
批发交易对手保证金增加149 17 
其他营运资金项目，净额6 15 
其他，净额(52)(41)
经营活动提供的净现金451 276 
见简明合并财务报表附注。
7
目录表

波特兰通用电气公司及其子公司
简明合并现金流量表，续
(单位：百万)
(未经审计)
截至6月30日的六个月，
20222021
投资活动产生的现金流：
资本支出(345)(326)
出售核退役信托证券3 7 
购买核退役信托证券(3)(5)
出售物业所得收益12 — 
其他，净额(1)(13)
用于投资活动的现金净额(334)(337)
融资活动的现金流：
偿还长期债务— (140)
短期债务借款— 200 
偿还短期债务— (150)
Pelton/圆形对头融资安排的收益25 — 
已支付的股息(77)(73)
普通股回购(18)(12)
其他(8)(4)
用于融资活动的现金净额(78)(179)
增加(减少)现金和现金等价物39 (240)
期初现金及现金等价物52 257 
期末现金和现金等价物$91 $17 
补充现金流量信息如下：
为利息支付的现金，扣除资本化金额$63 $61 
缴纳所得税的现金16 11 
非现金投资和融资活动：
根据租赁安排获得的资产29 — 
见简明合并财务报表附注。
8
目录表

波特兰通用电气公司
简明合并财务报表附注
(未经审计)

注1：陈述的基础

业务性质

波特兰通用电气公司(PGE或本公司)是一家垂直整合的电力公用事业公司，在俄勒冈州从事电力的生产、购买、输电、配电和零售。该公司通过买卖电力和天然气以及买卖输电产品和服务来参与批发市场，努力为其零售客户提供合理的价格电力。此外，PGE根据其开放接入输电电价(OATT)提供批发电力传输服务，该电价包含向联邦能源管理委员会(FERC)提交并经联邦能源管理委员会(FERC)批准的费率、条款和服务条件。PGE作为一个单独的部门运营，与其业务活动相关的收入和成本按电力运营总额进行记录和分析。该公司的公司总部位于俄勒冈州波特兰，其4,000平方英里，州批准的服务区，完全在俄勒冈州内，包括51合并后的城市。截至2022年6月30日，PGE服务922,000190万居民服务区内的零售客户。

简明合并财务报表

这些简明合并财务报表是根据美国证券交易委员会(美国证券交易委员会)的规则和规定编制的。按照美国公认会计原则编制的财务报表中通常包括的某些信息和附注披露，已根据这些条例予以浓缩或省略，尽管PGE认为所提供的披露足以使所提供的临时信息不具误导性。

本文所载截至2022年及2021年6月30日止三个月及六个月的财务资料未经审计；然而，管理层认为，该等资料反映为公平列报本公司于该等中期内的简明综合财务状况、简明综合收益及全面收益及简明综合现金流量所需的所有调整。除非另有说明，所有这些调整都是正常的经常性调整。截至2021年12月31日的财务信息来自本公司截至2021年12月31日的经审计综合财务报表及其附注，包括于2022年2月17日提交给美国证券交易委员会的PGE 10-K表格年度报告第8项，应与中期未经审计财务报表一并阅读。

综合收益

截至2022年6月30日和2021年6月30日的三个月和六个月，其他全面收益没有实质性变化。

预算的使用

根据公认会计原则编制简明合并财务报表，要求管理层作出估计和假设，以影响截至财务报表日期的资产和负债报告金额，以及披露或有损益和或有损益，以及报告期内报告的收入和费用。该公司经历的实际结果可能与这些估计大不相同。

某些成本是根据对经营时间到期、收到的收益或与过渡期相关的活动的估计，对全年进行估算并分配到过渡期的；因此，此类成本可能不会
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波特兰通用电气公司
简明合并财务报表附注，续
(未经审计)
反映全年应确认的金额。由于电力销售的季节性波动，以及批发电力和天然气的价格，中期财务业绩不一定代表本年度的预期。

重新分类

为符合本年度的列报方式，本公司已将批发交易对手增加的保证金按金重新分类为$17在截至2021年6月30日的六个月的简明综合现金流量表的经营活动部分，净额为来自其他营运资本项目的净额。

注2：收入确认

分类收入

下表显示了PGE的收入，按客户类型分类(以百万为单位)：
截至6月30日的三个月，截至6月30日的六个月，
2022202120222021
零售业：
住宅$250 $249 $558 $559 
商业广告168 170 346 332 
工业73 62 142 122 
直接访问客户9 13 17 24 
小计500 494 1,063 1,037 
扣除摊销后的替代收入计划3 (8)4 (11)
其他应计收入，净额— (2)— 11 
零售总收入503 484 1,067 1,037 
批发收入*
65 41 121 74 
其他营业收入23 12 29 35 
总收入$591 $537 $1,217 $1,146 

*批发收入包括$14百万美元和美元4分别与截至2022年和2021年6月30日的三个月的电力商品合约衍生品结算有关的百万美元和美元33百万 及$9截至2022年6月30日和2021年6月30日的六个月分别为100万美元。价格风险管理衍生活动包括在总收入中，但不代表公认会计原则所定义的与客户签订合同的收入。有关更多信息，请参阅附注5，风险管理。

零售收入

该公司的主要收入来源是以受监管的、基于电价的价格向客户出售电力。零售客户分为住宅客户、商业客户或工业客户。住宅客户包括单户住宅、多户住宅(如公寓、复式住宅和联排别墅)、制造住宅和小型农场。住宅需求对天气的影响很敏感，冬季供暖和夏季降温季节需求最高。商业客户接受的电力输送电压相当于向住宅客户输送的电压，而且对天气的影响也很敏感，尽管程度低于住宅客户。商业客户包括大多数企业、小型工业公司以及公共街道和骇维金属加工照明账户。工业客户包括接受更高价格交货的非住宅客户
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简明合并财务报表附注，续
(未经审计)
比商业客户的电压更高。工业客户的需求主要受经济状况的推动，天气对这一客户类别的能源使用几乎没有影响。
根据州法规，PGE的零售客户价格是基于公司的服务成本，并通过一般费率案件(GRC)诉讼程序和向俄勒冈州公用事业委员会(OPUC)提交的各种关税文件确定的。此外，该公司还提供定价选项，包括每日市场价格选项、各种使用时间选项和几个可再生能源选项。
零售收入是根据在整个月的不同周期日期获取的月表读数进行计费的。在每个月底，PGE估计从尚未向客户计费的能源交付中获得的收入。这一金额被归类为未开账单收入，包括在应收账款中，在公司精简的综合资产负债表中净额，根据每月实际零售系统净负荷、从最后一次抄表日期到当月最后一天的天数以及当前客户价格计算。
PGE向零售客户销售电力的义务通常代表单一的履约义务，代表一系列基本相同且具有相同转移模式的不同服务，随着客户同时获得和消费所提供的好处，这些服务随着时间的推移而得到满足。该公司采用发票法来衡量其在圆满完成其履约义务方面取得的进展。
根据OPUC的规定，PGE被授权维护几个价目表，以从客户那里筹集资金，用于惠及公众的项目，如保护、低收入住房、能效、可再生能源项目和特权税。对于此类计划，本公司通常收取资金，并将金额汇给管理该计划的第三方机构。在这些安排中，PGE被视为代理，因为公司的履约义务是促进客户和这些项目的管理者之间的交易。因此，这些数额是在简明合并损益表和全面收益表中按净额列报的，不反映在细目收入净额中。
批发收入
PGE参与电力批发市场，以平衡其电力供应，以满足其零售客户的需求。美国西部的互联输电系统为具有不同负荷要求的公用事业公司提供服务，并允许该公司根据电力的相对价格和可用性、水电、太阳能和风能条件以及日常和季节性零售需求在该地区内买卖电力。
PGE的批发收入主要是向公用事业公司和电力营销商出售的短期电力，由单一履行义务组成，在能源转移到交易对手时得到满足。本公司可选择对某些购买和销售交易进行净额结算，在这些交易中，公司将与同一交易对手同时获得和提供实物电力；在这种情况下，只有满足零售和批发义务所需的购买或销售净额将被实物结算并记录在批发收入中。
其他营业收入
其他营业收入主要包括销售购买的天然气数量超过公司发电设施所需燃料的损益，以及输电服务收入、超额输电容量转售、公用事业杆件收入以及向客户和其他能源供应商提供的其他服务。


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简明合并财务报表附注，续
(未经审计)
具有多重履行义务的安排

与客户签订的某些合同，主要是批发合同，可能包括多项履约义务。对于此类安排，PGE根据其相对独立的销售价格将收入分配给每个履约义务。该公司通常根据向客户收取的价格来确定独立销售价格。

注3：资产负债表组成部分

盘存

PGE的库存按平均成本记录，主要包括用于运营、维护和资本活动的材料和用品，以及用于公司发电厂的燃料，其中包括天然气、煤炭和石油。PGE定期评估库存是否以平均成本或可变现净值中的较低者入账。

应收账款净额

应收账款，净额包括美元94百万美元和美元117截至2022年6月30日和2021年12月31日的未账单收入分别为百万美元。应收账款，净额是扣除信贷损失准备#美元的净额。23百万美元和美元26分别截至2022年6月30日和2021年12月31日。以下是信贷损失准备金的活动摘要(单位：百万)：
截至6月30日的三个月，截至6月30日的六个月，
 20222022
期初余额$28 $26 
(减少)/增加拨备(2)4 
核销金额(4)(10)
复苏1 3 
截至期末的余额$23 $23 

其他流动资产

其他流动资产包括以下内容(单位：百万)：
June 30, 20222021年12月31日
预付费用$55 $66 
来自价格风险管理活动的资产221 102 
保证金存款34 37 
其他流动资产$310 $205 

在截至2022年6月30日的六个月中，由于天然气批发价格和电价上涨，来自价格风险管理活动的资产和相关的未实现收益增加。有关更多信息，请参阅附注5，风险管理。


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(未经审计)
电力公用事业厂，网络

电网电力公用事业厂由以下内容组成(以百万为单位)：
June 30, 20222021年12月31日
电力设施厂$12,062 $11,838 
在建工程383 313 
总成本12,445 12,151 
减去：累计折旧和摊销(4,281)(4,146)
电网电力公用事业厂$8,164 $8,005 

上表中的累计折旧和摊销包括与#美元的无形资产有关的累计摊销。470百万美元和美元446分别截至2022年6月30日和2021年12月31日。与无形资产相关的摊销费用为#美元14百万 及$15截至2022年6月30日和2021年6月30日的三个月分别为百万美元和29百万 及$30截至2022年6月30日和2021年6月30日的六个月分别为100万美元。该公司的无形资产主要包括计算机软件开发和水电许可费用。
Pelton/圆形对接--根据2000年OPUC批准的一项协议(“协议”)，PGE拥有德舒特河455兆瓦Pelton/圆对头水电站项目66.67%的所有权权益，其余权益由俄勒冈州温泉保护区(CTWS)联邦部落持有。在协议中，CTWS有权在2021年购买Pelton/Circle Butte额外的16.66%的不可分割所有权权益。2021年6月30日，CTWS通知PGE他们打算行使这一购买选择权。根据购买选择权的条款，PGE于2022年1月1日完成了该项目额外不可分割权益的出售，账面净值为#美元。37百万美元，出售时没有确认任何收益或损失。根据协议条款，CTWS在2036年有第二个选择权，可以购买Pelton/圆形对接公司0.02%的完整权益。如果行使第二个选项，CTWS的所有权百分比将超过50%。PGE仍是该项目的运营商。

PGE已同意在2040年前根据购电协议(PPA)购买CTWS在该项目产出中的100%份额。2022年1月1日购买选择权的行使被评估为销售回租安排，PGE确定该交易不符合销售回租会计资格。因此，这笔交易被计入融资安排。PGE将继续记录电力公用事业厂内的有形公用事业资产，并将继续确认估计使用年限内的折旧费用，将其视为法定所有者。#美元的融资义务252022年第一季度，其他非流动负债为100万美元。与融资债务有关的收益#美元。25百万美元被记录为一项融资活动，而出售无形财产的收益为#美元。11100万美元，销售在建工程收入1美元1百万美元在简明综合现金流量表上记录为一项投资活动。购买力平价每月付款分为利息支出和融资债务本金部分的减少。费用确认和付款时间之间的任何重大差异将作为监管资产或负债递延，以便与客户价格中收回的差价相匹配，用于制定费率。

电池存储协议-2022年第一季度，PGE开始为一项为期20年的能源储存协议融资租赁，该协议与Whetridge可再生能源设施有关。该公司记录了租赁负债和相应的使用权资产#美元。29在PGE的精简合并资产负债表中有100万美元。


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简明合并财务报表附注，续
(未经审计)
监管资产和负债

监管资产和负债包括以下内容(以百万为单位)：
June 30, 20222021年12月31日
当前非电流当前非电流
监管资产：
价格风险管理$— $— $— $55 
退休金和其他退休后计划— 125 — 131 
发债成本— 22 — 23 
特洛伊木马退役活动— 99 — 90 
2021年2月冰暴和冰灾— 72 — 67 
电力成本调整机制— 30 — 29 
2020年劳动节野火— 30 — 45 
新冠肺炎— 34 — 36 
缓解野火— 20 — — 
其他16 66 24 57 
监管总资产$16 $498 $24 $533 
监管责任：
资产报废移除成本$— $1,121 $— $1,047 
递延所得税— 201 — 208 
资产报废债务— 4 — 43 
价格风险管理165 23 55 — 
其他38 69 51 62 
监管总负债$203 
*
$1,418 $106 
*
$1,360 

*计入简明综合资产负债表的应计开支及其他流动负债。

2022年4月25日，OPUC发布了第22-129号命令，其中采纳了PGE 2022年GRC中程序各方同意的所有规定，包括年度收入要求、资本成本、资本化率和取消脱钩机制，尽管与脱钩机制相关的延期将按比例持续到2022年底。2023年及以后，与脱钩机制相关的延期将停止。OPUC命令的关键要素还包括：
•为公司的重大风暴损失恢复机制建立平衡账户；
•拒绝PGE关于2022年GRC第二阶段关于正在建设的Faraday基本建设改善项目的提议。PGE可以在公司的下一次GRC中寻求复苏；
•批准一项干预请求，该请求将要求PGE推迟并退还与该公司的博德曼燃煤发电厂相关的收入要求，该要求在2020年工厂关闭后计入客户价格；以及
•为2020年劳动节野火和2021年2月冰暴和破坏的延期创建一个收益测试，将每年适用。

作为OPUC命令中概述的收益测试的结果，该公司发布了与截至2020年的年度相关的递延，导致截至2022年3月31日的三个月的税前非现金费用为$17百万美元。所记录的金额是本公司根据其对
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(未经审计)
OPUC的盈利测试。根据OPUC批准的收益测试方法，PGE预计不会超过其规定的股本回报率，因此，预计2021年和2022年不会释放延期或收益测试准备金。OPUC在最终决定2020、2021年和2022年收益测试的应用方面有很大的自由裁量权，与公司截至2022年6月30日保留的金额相比，可能会导致额外的折扣，这可能是重大的。

缓解野火代表PGE根据俄勒冈州参议院第762号法案(SB 762)所做的增量成本和投资，该法案在2021年立法会议上获得通过，生效日期为2021年7月19日。SB 762指示公用事业公司制定、实施和运行野火保护计划，在该计划中，可以通过所有客户的费率来收回合理的成本。PGE 2022年GRC的结果提供了每年2400万美元的基本费率，用于缓解野火的努力。2022年7月1日，PGE提交了OPUC Docket UM 2019年的重新授权申请，以推迟超过基本利率批准金额的增量野火缓解成本。截至2022年6月30日，PGE与野火缓解相关的递延余额为#美元20百万美元。虽然本公司相信延期的全部金额可能会收回，但OPUC在作出收回的最终决定方面拥有重大酌情权。OPUC关于总体审慎的结论可能会导致部分或全部PGE推迟复苏。这种免税额将被确认为对收入的计入。

2021年2月冰暴和冰灾代表修复PGE输电和配电系统损坏并恢复客户供电所产生的成本，这场历史性风暴最终导致俄勒冈州州长于2021年2月宣布进入紧急状态。该公司提交了一份授权申请，要求推迟2月份风暴的紧急恢复费用(OPUC案卷号UM 2156)。PGE收到了OPUC第22-020号命令，批准了2022年第一季度的2月Storms延期。2022年7月27日，PGE向OPUC提出了摊销请求，允许该公司在2022年11月1日开始的七年摊销期间收取客户价格中的递延成本。尽管本公司相信，由于PGE的审慎成本是为了应对风暴的独特和史无前例的性质而产生的，因此延期的全部金额可能会被收回，但OPUC在做出最终收回决定时拥有重大的酌情权。OPUC关于总体审慎的结论，包括应用收益测试，可能导致PGE的部分或全部延期恢复。这种免税额将被确认为对收入的计入。

电力成本调整机制-PGE受OPUC批准的电力成本调整机制(PCAM)的约束。根据PCAM，未来的客户价格可以调整，以反映以下部分之间的差异：i)每年预测的净可变电力成本(NVPC)，并通过公司的年度电力成本更新电价(基线NVPC)计入客户价格；以及ii)当年的实际NVPC。NVPC包括为满足PGE零售负荷要求而购买的电力和用于发电的燃料的成本，以及结算的电力和天然气财务合同的成本，所有这些都在公司的简明综合损益表中归类为购进的电力和燃料，并是扣除批发销售后的净额，这些归类为收入，净额在简明综合损益表中。公司应承担与实际NVPC和基准NVPC之间的差额相关的部分业务风险或收益，适用非对称死区，范围从$15百万美元以下至$30比基准NVPC高出100万。在实际NVPC超出死区范围的范围内，PCAM提供90%的超额差额从客户那里收取或退还给客户。根据监管盈利测试，只有在导致PGE于特定年度的实际监管股本回报率(ROE)高于本公司最新授权股本回报率不少于1%的情况下，才会进行退款，而只有在导致PGE该年度的实际监管ROE不超过低于本公司授权ROE的1%的情况下，才会进行收款。根据PCAM对客户的任何估计退款都记录为收入，净额在PGE的简明综合收益表中，而从客户那里获得的任何估计收款都记录为购买的电费和燃料费。截至2021年12月31日的年度，
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(未经审计)
实际NVPC为$62比基准NVPC高出100万美元，因此PGE推迟$30百万美元，占预期于截至十二月三十一日止年度向客户收取的超额差额的90%。2021年。

2020年劳动节野火-2020年，俄勒冈州经历了有记录以来最具破坏性的野火季节，超过100万英亩的土地被烧毁，最终导致俄勒冈州州长宣布进入紧急状态。PGE产生了更换和重建被火灾损坏的PGE设施的费用，以及处理火灾破坏的植被和PGE财产内外的其他碎片和危险的费用。2020年10月20日，OPUC正式批准了PGE关于推迟此类费用的请求(案卷UM 2115)。截至2022年6月30日和2021年12月31日，PGE与野火应对相关的累计递延成本为1美元30百万美元和美元45分别为100万美元。在22-129号命令的条款中，OPUC为2020年劳动节野火延期建立了一个收益测试。根据OPUC命令中概述的收益测试，该公司已公布了与截至2020年的年度相关的递延，导致截至2022年3月31日的三个月的收益税前费用为$15百万美元。所记录的金额是该公司根据其对OPUC收益测试的解释而作出的估计。这项指控被记录到发电、输电和配电费用在简明综合损益表中。2022年7月27日，PGE向OPUC提出了摊销请求，允许该公司在2022年11月1日开始的七年摊销期间收取客户价格。PGE认为，截至2022年6月30日的递延金额有可能收回，因为公司谨慎地产生的成本是为了应对导致延期的独特和史无前例的野火事件。OPUC在做出恢复的最终决定方面拥有很大的自由裁量权。OPUC关于总体审慎的结论，包括应用收益测试，可能导致PGE的部分或全部延期恢复。这种免税额将被确认为对收入的计入。

新冠肺炎--新冠肺炎疫情导致俄勒冈州州长于2020年3月8日宣布进入紧急状态。由于新冠肺炎对经济活动的不利影响，PGE经历了坏账支出、收入损失和其他增量成本的增加。2020年3月20日，PGE向OPUC提交了一份申请，要求推迟与新冠肺炎相关的收入损失和某些增量成本，如坏账支出。PGE、OPUC管辖下的其他公用事业公司、干预者和OPUC工作人员就根据UM 2114号文件有资格延期的公用事业公司所发生的成本范围进行了讨论，新冠肺炎疫情对公用事业客户影响的调查。这种讨论的结果是能源条款表(条款表)，其中规定了延期范围内的成本，但没有说明收回这些成本的时间。2020年9月24日，欧盟委员会通过了一项拟议的OPUC员工动议，要求员工执行纳入条款说明书条款的规定。PGE的延期申请于2020年10月20日获得欧盟委员会的批准，条款说明书的最终规定于2020年11月3日获得批准。截至2022年6月30日和2021年12月31日，PGE的递延余额为美元34百万美元和美元36分别为100万欧元，主要是坏账支出超过目前在客户价格中考虑和收取的坏账支出。该公司已经公布了与截至2020年的年度相关的递延，导致截至2022年3月31日的三个月的收益产生了税前费用$2百万美元。所记录的金额是该公司根据其对OPUC打算对公用事业公司COVID延期的某些要素进行收益测试的理解而做出的估计。任何递延成本的摊销将在客户价格摊销之前接受OPUC的审查，并将受到收益测试的影响。PGE认为，递延的金额是有可能收回的，因为该公司谨慎地产生的成本是为了应对新冠肺炎大流行卫生紧急情况的独特性质。OPUC在做出恢复的最终决定方面拥有很大的自由裁量权。OPUC关于总体审慎的结论，包括应用收益审查，可能导致PGE的部分或全部延期不被允许恢复。这种免税额将被确认为对收入的计入。


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(未经审计)
应计费用和其他流动负债

应计费用和其他流动负债由以下部分组成(单位：百万)：
June 30, 20222021年12月31日
应计雇员薪酬和福利$51 $67 
应计应缴税款30 46 
应计应付利息30 29 
应计应付股息42 40 
监管负债--流动负债203 106 
批发交易对手的保证金存款208 58 
其他89 111 
应计费用和其他流动负债总额$653 $457 

信贷安排

截至2022年6月30日，PGE的650100万循环信贷安排定于2026年9月到期。该公司有能力将循环信贷安排扩大到#美元。750百万美元，如果需要，以协议的要求为准。根据协议条款，循环信贷安排可用于一般公司目的，包括作为商业票据借款的后备，以及允许签发备用信用证。PGE可按借款时确定的固定利率借款1个月、3个月或6个月，或以浮动利率借款，直至适用信贷安排的剩余期限为止的任何期限。循环信贷安排包含一项条款，要求根据本公司收取年费’的无担保信用评级，并载有惯例契诺和违约条款，其中包括一项要求，将协议中界定的合并债务限制为 65占总资本的百分比。截至2022年6月30日，PGE通过一项55.6债务占资本总额的百分比和循环信贷安排下未使用的信贷能力总额为#美元。650百万美元。此外，信贷安排提供了调整利润率和费用的潜力，其基础是PGE实现了与其非排放发电能力相关的某些年度可持续发展指标，以及管理层中自认为是黑人、土著和有色人种的女性和员工的百分比。该公司认为，这些潜在的调整将对PGE的经营业绩产生非实质性影响。

该公司有一个商业票据计划，根据该计划，它可以发行期限长达270天的商业票据。该公司已选择限制其在循环信贷安排下的借款，以便支付任何可能需要偿还当时可能未偿还的任何商业票据的费用。截至2022年6月30日，PGE拥有 不是未偿还的商业票据。

PGE通常将循环信贷安排下的借款和未偿还商业票据归类为压缩综合资产负债表上的短期债务。

此外，PGE有三个信用证设施，总容量为#美元。220根据该协议，本公司可要求信用证的原始条款不超过一年。此类信用证的开立须经开立机构批准。在这些安排下，信用证总额为1美元。91截至2022年6月30日，已有100万美元未偿还。开立的信用证并未反映在公司的简明综合资产负债表中。

根据FERC发布的命令，该公司被授权发行总额高达#美元的短期债务900到2024年2月6日。
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固定福利退休计划成本

固定收益养恤金计划下的定期福利净费用构成如下(以百万计)：
截至6月30日的三个月，截至6月30日的六个月，
2022202120222021
服务成本$4 $5 $8 $10 
利息成本*7 7 14 14 
计划资产的预期回报*(12)(11)(24)(22)
精算净亏损摊销*4 5 8 10 
定期净收益成本$3 $6 $6 $12 

*非服务成本部分的净费用部分包括在杂项收入(费用)中，在公司的简明综合损益表和全面收益表中的其他收入中包括净额。

注4：金融工具的公允价值

PGE估计了截至2022年6月30日和2021年12月31日的金融资产和负债工具的公允价值，并根据公允价值层次对这些金融工具进行了分类，该层次适用于对用于计量公允价值的估值技术的投入进行优先排序。公允价值层次结构和适用于公司的三个层次是：

1级
截至计量日期，相同资产或负债的报价在活跃市场上可用；
2级
定价投入包括截至测量日期在市场上直接或间接可观察到的投入；以及
3级
定价投入包括资产或负债无法观察到的重大投入。
金融资产和负债根据对公允价值计量有重要意义的最低投入水平进行整体分类。本公司对公允价值计量的特定投入的重要性的评估需要判断，并可能影响资产和负债的估值及其在公允价值层次中的放置。作为一种实际的权宜之计，使用资产净值(NAV)以公允价值计量的资产不在公允价值层次中分类。这些资产列在公允价值层次结构的总额中，以便与财务报表中列报的金额进行对账。

市场流动性状况的变化、可观察到的投入的可用性或证券市场经济结构的变化可能需要在不同级别之间转移证券。


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(未经审计)
在公司简明综合资产负债表中按公允价值确认价值的公司金融资产和负债在公允价值体系中的级别如下：
截至2022年6月30日
1级2级3级
其他(2)
总计
资产：
现金等价物$63 $— $— $— $63 
核退役信托基金：(1)
债务证券：
国内政府9 8 — — 17 
企业信用— 12 — — 12 
货币市场基金— — — 14 14 
不合格福利计划信托：(3)
债务证券--国内政府3 — — — 3 
货币市场基金1 — — — 1 
股权证券3 — — — 3 
价格风险管理活动：(1) (4)
电— 39 11 — 50 
天然气— 235 26 — 261 
$79 $294 $37 $14 $424 
负债：
价格风险管理活动：(1) (4)
电$— $43 $71 $— $114 
天然气— 7 1 — 8 
$— $50 $72 $— $122 
 
(1)活动须受监管，某些损益根据监管会计递延，并视情况计入监管资产或监管负债。
(2)资产净值按实际权宜之计进行计量，不受层级分类披露的约束。
(3)不包括保单金额为$31100万美元，按现金退还价值记录。
(4)有关更多信息，请参阅附注5，风险管理。
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简明合并财务报表附注，续
(未经审计)
截至2021年12月31日
1级2级3级
其他(2)
总计
资产：
现金等价物$44 $— $— $— $44 
核退役信托基金：(1)
债务证券：
国内政府9 10 — — 19 
企业信用— 14 — — 14 
货币市场基金— — — 14 14 
不合格福利计划信托：(3)
债务证券--国内政府4 — — — 4 
货币市场基金1 — — — 1 
股权证券4 — — — 4 
价格风险管理活动：(1) (4)
电— 16 1 — 17 
天然气— 115 5 — 120 
$62 $155 $6 $14 $237 
负债：
价格风险管理活动：(1) (4)
电$— $33 $90 $— $123 
天然气— 13 1 — 14 
$— $46 $91 $— $137 
 
(1)活动须受监管，某些损益根据监管会计递延，并视情况计入监管资产或监管负债。
(2)资产净值按实际权宜之计进行计量，不受层级分类披露的约束。
(3)不包括保单金额为$36100万美元，按现金退还价值记录。
(4)有关更多信息，请参阅附注5，风险管理。

现金等价物是 在收购之日到期日为三个月或以下的高流动性投资，主要由货币市场基金组成。这类基金寻求保持稳定的资产净值，由短期政府基金组成。这类基金的政策要求，这类基金的证券持有加权平均到期日不超过90天，并为投资者提供按各自资产净值每日赎回基金份额的能力。现金等价物在公允价值分级中被归类为第一级，这是由于截至计量日期相同资产在活跃市场上的报价可用。货币市场基金价格的主要市场包括已公布的交易所，如全国证券交易商自动报价协会(纳斯达克)和纽约证券交易所(NYSE)。

在核退役信托(NDT)和非合格福利计划(NQBP)信托中持有的资产在PGE的简明综合资产负债表中按公允价值记录，并投资于面临利率、信贷和市场波动风险的证券。这些资产根据以下因素被归类为1级、2级或3级：
 
债务证券-PGE投资于流动性高的美国国债，以支持信托的投资目标。这些国内政府证券被归类为公允价值等级中的第一级，这是由于截至计量日期相同资产在活跃市场上的报价可用。
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(未经审计)
 
在公允价值等级中被归类为第二级的资产包括国内政府债务证券，如市政债券和公司信用证券。价格是通过评估定价数据(如经纪商对类似证券的报价)确定的，并根据可观察到的差异进行调整。估值模型中使用的重要数据通常包括基准收益率和发行人利差。每种证券的外部信用评级、票面利率和到期日均在估值中考虑(如适用)。

股权证券-股票共同基金和普通股证券在公允价值等级中被归类为第一级，这是因为截至测量日期，活跃市场上有相同资产的报价。股票价格的主要市场包括纳斯达克和纽约证交所等已公布的交易所。

货币市场基金-PGE投资于寻求保持稳定资产净值的货币市场基金。这些基金投资于高质量、短期、多样化的货币市场工具、短期国库券、联邦机构证券、存单和商业票据。本公司认为，这些基金的赎回价值可能是公允价值，公允价值由资产净值表示。每日兑换均可，恕不另行通知。

NQBP信托投资于交易所交易的政府货币市场基金，由于纳斯达克和纽约证交所等公布的交易所可以获得报价，该信托在公允价值层次结构中被归类为1级。NDT中的货币市场基金按资产净值进行估值，是一种实际的权宜之计，不包括在公允价值层次中。

来自价格风险管理活动的资产和负债，于PGE的简明综合资产负债表中按公允价值记录，由本公司订立的衍生工具组成，以管理其对商品价格及外币汇率的风险敞口，并为本公司的零售客户减少NVPC的波动性。关于这些资产和负债的更多信息，见附注5，风险管理。

对于分类为第二级的价格风险管理活动所产生的资产和负债，公允价值是使用现值公式得出的，该现值公式利用远期商品价格和利率等投入。基本上所有这些投入在整个工具的整个期限内都可以在市场上观察到，可以从可观察到的数据中得出，或者得到在市场上执行交易的可观察水平的支持。这一类别的工具包括商品远期、期货和掉期。

分类为第三级的价格风险管理活动所产生的资产和负债由较长期商品远期、期货、掉期和期权组成，这些商品的公允价值是使用一个或多个在整个工具期限内无法观察到的重大投入得出的。

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(未经审计)
关于在计量价格风险管理活动的第三级资产和负债时使用的重大、不可观察的投入的量化信息如下：
公允价值估价技术无法观察到的重要输入单价
商品合同资产负债低高加权平均
(单位：百万)
截至2022年6月30日
电力实物远期$5 $68 贴现现金流远期电价(每兆瓦时)$24.00 $161.94 $67.03 
天然气金融互换26 1 贴现现金流天然气远期价格(每分卡)2.98 6.34 3.45 
电力金融期货6 3 贴现现金流远期电价(每兆瓦时)31.42 161.94 80.47 
$37 $72 
截至2021年12月31日
电力实物远期$— $90 贴现现金流远期电价(每兆瓦时)$16.66 $129.75 $43.73 
天然气金融互换5 1 贴现现金流天然气远期价格(每分卡)2.02 8.02 2.81 
电力金融期货1 — 贴现现金流远期电价(每兆瓦时)26.76 68.43 52.46 
$6 $91 

本公司价格、风险管理、资产和负债的公允价值计量中使用的重大不可观察的投入是商品衍生品的长期远期价格。对于某些长期合同，在交割期内不能进行可观察的、流动性强的市场交易。在这种情况下，公司使用内部开发的长期价格曲线，这些曲线利用可观察到的数据。当不可用时，回归技术被用来估计不可观测的未来价格。

本公司来自价格风险管理活动的3级资产和负债对相关商品的市场价格变化非常敏感。影响的重要性取决于价格变化的幅度以及PGE作为买方或卖方的地位 合同。公允价值计量对重大不可观察投入变化的敏感度如下：

无法观察到的重要输入职位更改为输入对公允价值的影响
市场价格买增加(减少)得(损)
市场价格卖增加(减少)亏损(收益)


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(未经审计)
在公允价值等级中归类为第三级的价格风险管理活动的负债净额(扣除价格风险管理活动的资产)的公允价值变动情况如下(以百万计)：

截至6月30日的三个月，截至6月30日的六个月，
2022202120222021
截至期初的余额$52 $117 $85 $137 
已实现和未实现净收益*
(19)(62)(56)(83)
从3级转移到2级2 3 6 4 
截至期末的余额$35 $58 $35 $58 
*已实现和未实现的损失/(收益)，其中未实现的部分被监管会计的影响抵消，直到基本交易结算，在简明的综合收益和全面收益表中记录在收入、净额或购买的电力和燃料费用中。包括$2已实现净收益百万美元 收益和美元1截至2022年6月30日和2021年6月30日的三个月期间实现净亏损100万美元。分别为。截至2022年6月30日和2021年6月30日的六个月期间，包括#美元3已实现净收益百万美元 收益和美元2已实现净亏损分别为百万美元。

当重要的投入变得更容易观察到时，例如当估值日期和交易的交割期限之间的时间变短时，就会发生第三级以外的转移。

长期债务在PGE的简明综合资产负债表中按摊销成本入账。本公司首批抵押债券(FMB)和污染控制收入债券的价值被归类为2级公允价值计量。

截至2022年6月30日，PGE长期债务的账面价值为美元3,286百万，净额为$13未摊销债务支出100万美元，其估计公允价值合计为#美元3,092百万美元。截至2021年12月31日，PGE长期债务的账面价值为美元3,285百万，净额为$14百万 未摊销债务支出，其估计总公允价值为#美元。3,831百万美元。

注5：风险管理

PGE参与批发市场，以平衡其电力供应，包括自己的发电和批发市场交易，以满足其零售客户的需求，管理风险，并管理公司的长期批发合同。批发市场交易包括因公司拥有的发电资源的经济调度决策而产生的电力和燃料的购买和销售。该公司还为该地区的第三方提供投资组合管理和批发市场销售服务。由于这一持续的业务活动，PGE面临商品价格风险和外汇汇率风险，价格和/或汇率的变化可能会影响公司的财务状况、经营业绩或现金流。

PGE利用衍生工具管理其对大宗商品价格风险和汇率风险的敞口，以降低零售客户对NVPC的波动性。该等衍生工具按公允价值计入简明综合资产负债表，可能包括电力、天然气及外币的远期合约、期货合约、掉期合约及期权合约，而公允价值变动则计入简明综合收益表及全面收益表。PGE还进入非交易所交易的天气合约期权，这些期权是用内在价值法核算的。根据OPUC授权的差饷厘定及成本收回程序，本公司确认一项监管资产或负债，以将衍生工具活动的损益延迟至相关衍生工具结算为止。PGE可指定某些衍生工具
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(未经审计)
作为现金流对冲或可能使用衍生工具的工具作为经济对冲的号角。本公司不打算从事非零售目的的交易活动。

PGE来自价格风险管理活动的资产和负债包括以下内容(以百万计)：
June 30, 20222021年12月31日
流动资产：
商品合约：
电$40 $16 
天然气181 86 
流动衍生工具资产总额(1)
221 102 
非流动资产：
商品合约：
电10 1 
天然气80 34 
非流动衍生工具资产总额(1)
90 35 
衍生工具资产总额(2)
$311 $137 
流动负债：
商品合约：
电$51 $36 
天然气4 11 
流动衍生负债总额55 47 
非流动负债：
商品合约：
电63 87 
天然气4 3 
非流动衍生负债总额67 90 
衍生负债总额(2)
$122 $137 
(1)流动衍生资产总额计入其他流动资产，非流动衍生资产总额计入压缩合并资产负债表的其他非流动资产。
(2)截至2022年6月30日和2021年12月31日，未指定任何衍生资产或负债作为对冲工具。

PGE因其衍生产品交易所产生的价格风险管理活动而产生的与其资产和负债相关的净额，预计将于不同日期通过 2035年，数字如下(单位：百万)：
June 30, 20222021年12月31日
商品合约：
电5 MWHs4 MWHs
天然气173 降温181 降温
外币$41 加拿大人$19 加拿大人
PGE已选择根据符合简明综合资产负债表上总净额结算安排定义的协议，报告衍生工具所产生的正面及负面风险。在总净额结算安排下的任何合同违约或终止的情况下，此类协议规定通过一次付款净额清偿与特定交易对手之间的所有相关合同债务。这些类型的交易可能包括非衍生工具、符合以下条件的衍生工具
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(未经审计)
适用范围例外、因结清头寸而产生的应收账款和应付款，以及其他形式的非现金抵押品，如信用证。截至2022年6月30日和2021年12月31日，作为价格风险管理负债计入主要净额结算协议的总额为#美元3100万美元，PGE没有公布任何抵押品。截至2022年6月30日和2021年12月31日确认的总额为1百万美元用于支付电费和美元2100万美元用于天然气。

未被指定为套期保值工具的衍生品交易的已实现和未实现净亏损(收益)在简明综合收益表和全面收益表中按收入、净或购买的电力和燃料(视情况而定)分类，如下(以百万为单位)：
截至6月30日的三个月，截至6月30日的六个月，
2022202120222021
商品合约：
电$(14)$(44)$(54)$(67)
天然气(27)(89)(238)(114)
外币兑换1 — 1 — 
上表所列未实现净亏损和某些已实现净亏损/(收益)在简明综合损益表和全面收益表中因监管会计的影响而抵销。在截至2022年6月30日和2021年6月30日的三个月期间在净收益中确认的净额T损失为f $15百万美元，净收益为$112分别为100万美元，已被抵消。净收益为$183百万美元和美元151在分别截至2022年6月30日和2021年6月30日的六个月期间，100万美元已被抵消。

假设市场价格和利率不变，下表显示了截至2022年6月30日与PGE衍生品活动有关的未实现净亏损/(收益)将因基础衍生品工具的结算而实现的年份(单位：百万)：
20222023202420252026此后总计
商品合约：
电$9 $6 $9 $11 $2 $27 $64 
天然气(117)(107)(23)(7)1 — (253)
未实现净亏损/(收益)$(108)$(101)$(14)$4 $3 $27 $(189)
PGE的担保和无担保债务目前被穆迪投资者服务公司(Moody‘s)和标准普尔全球评级公司(S&P)评为投资级。如果穆迪或标普将公司无担保债务的评级下调至低于投资级，PGE可能会受到某些批发交易对手的要求，要求以现金或信用证的形式，根据与这些交易对手的总投资组合头寸，提供额外的业绩保证抵押品。某些其他交易对手将有权终止与该公司的协议。

截至2022年6月30日，负债的具有信用风险相关或有特征的衍生工具的公允价值合计为 $110100万，PGE已为其公布了$54百万美元的抵押品，其中包括21百万美元的信用证和美元33上百万的现金。如果这些协议背后的信用风险相关或有特征在2022年6月30日触发，作为抵押品或立即结算工具的现金需求将为$60百万美元。截至2022年6月30日，PGE没有为没有信用风险相关或有特征的衍生品工具发布现金抵押品。衍生工具的现金抵押品分类为 在公司简明综合资产负债表中计入其他流动资产的保证金存款。

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(未经审计)
截至2022年6月30日，PGE从交易对手那里收到了$228百万美元的抵押品，其中包括20百万美元的信用证和美元208上百万的现金。来自批发交易对手的保证金存款增加，主要是由于PGE的天然气衍生资产头寸增加。归还衍生工具所持现金抵押品的责任计入本公司简明综合资产负债表的应计开支及其他流动负债。

PGE在其商品价格风险管理活动中面临与交易对手潜在不履行相关的信用风险。如果PGE的交易对手具有相似的经济、行业或其他特征，并且由于交易对手之间的直接或间接关系，信用风险可能集中在一定程度上。本公司根据其信用政策管理交易对手违约风险，方法是进行财务信用审查、设定限额和监测风险敞口，并在需要时要求抵押品(以现金、信用证和担保的形式)。PGE还使用标准化授权协议，在某些情况下还使用总净额结算协议，允许根据与对手方的多项协议净额计算正面和负面风险敞口。尽管采取了这些缓解措施，但交易对手违约的情况可能会定期发生。根据定期审查和评估，按需要记录备抵，以反映与批发应收账款相关的信用风险。
有关公司价格风险管理活动的资产和负债的公允价值的确定的其他信息，请参阅附注4，金融工具的公允价值。

注6：每股收益

每股基本收益是根据期内已发行普通股的加权平均数计算的。摊薄每股收益以已发行普通股之加权平均数及期内已发行之稀释性潜在普通股影响计算，并采用库存股方法计算。潜在普通股包括：i)员工购股计划股份；ii)可或有发行的基于时间和业绩的限制性股票单位，以及相关的股息等价权。只有在满足业绩标准后，未归属的基于业绩的限制性股票单位和相关的股息等价权才包括在稀释潜在普通股中。

截至2022年6月30日止三个月及六个月，未归属以业绩为基础的限制性股票单位及相关股息等价权337千人 股票被排除在摊薄计算之外，因为业绩目标没有达到，367截至2021年6月30日的三个月和六个月不包括千股。

在计算基本每股收益和稀释每股收益时，净收益是相同的。计算基本每股收益和稀释每股收益的分母如下(以千为单位)：
截至6月30日的三个月，截至6月30日的六个月，
2022202120222021
加权平均已发行普通股-基本89,225 89,554 89,310 89,555 
潜在普通股的稀释效应146 118 139 132 
加权平均已发行普通股-稀释89,371 89,672 89,449 89,687 

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(未经审计)
注7：股东权益

截至2022年6月30日和2021年6月30日的三个月和六个月期间的股本活动如下(百万美元，每股除外)：
普通股累计
其他
全面
损失		保留
收益
股票金额总计
截至2021年12月31日的余额89,410,612 $1,241 $(10)$1,476 $2,707 
根据股权计划发行股份163,291 — — — — 
基于股票的薪酬— — — — — 
普通股回购(350,000)(5)— (13)(18)
宣布的股息($0.4300每股)
— — — (40)(40)
净收入— — — 60 60 
截至2022年3月31日的余额89,223,903 $1,236 $(10)$1,483 $2,709 
根据股权计划发行股份18,769 1 — — 1 
基于股票的薪酬— 4 — — 4 
其他综合收益— — 1 — 1 
宣布的股息($0.4525每股)
— — — (41)(41)
净收入— — — 64 64 
截至2022年6月30日的余额89,242,672 $1,241 $(9)$1,506 $2,738 
截至2020年12月31日的余额89,537,331 $1,231 $(11)$1,393 $2,613 
根据股权计划发行股份39,417 — — — — 
基于股票的薪酬— 2 — — 2 
宣布的股息($0.4075每股)
— — — (36)(36)
净收入— — — 96 96 
截至2021年3月31日的余额89,576,748 $1,233 $(11)$1,453 $2,675 
根据股权计划发行股份74,974 1 — — 1 
基于股票的薪酬— 4 — — 4 
普通股回购(250,000)(3)— (9)(12)
宣布的股息($0.4300每股)
— — — (39)(39)
净收入— — — 32 32 
截至2021年6月30日的余额89,401,722 $1,235 $(11)$1,437 $2,661 

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注8：或有事件

PGE在其正常业务过程中不时受到法律、监管和环境诉讼、调查和索赔的影响。或有事项在编制简明合并财务报表时使用现有的最佳信息进行评估。与或有损失相关的法律费用在发生时计入费用。本公司可寻求监管机构追回与该等事宜有关的某些成本，但不能保证该等回收会获得批准。

当一项资产或有可能在截至财务报表日期发生减值或产生一项负债，且损失金额能够合理估计时，应计或有损失并在重大情况下予以披露。如果不能确定对可能损失的合理估计，可以确定一个损失范围，在这种情况下，应计该范围内的最低数额，除非该范围内的其他数额似乎是更好的估计。

如果潜在损失的估计或范围是重大的，当合理地可能一项资产已经减值或发生一项负债时，或有损失也将被披露。如果无法合理估计可能或合理可能的损失，则PGE：i)披露该损失的估计或该损失的范围(如果本公司能够确定该估计)；或ii)披露无法估计的情况以及无法估计的原因。

如果一项资产在财务报表日期之后但在财务报表发布之前发生了减值或负债，则披露或有损失(如果是重大的)，并根据相关事件的性质在本报告期或下一报告期记录任何估计损失的金额。

PGE按季度评估可能影响任何应计金额的此类事项的事态发展，以及使或有亏损可能和合理地进行评估的事态发展的可能性。评估一项损失是否可能或合理地可能，以及这种损失或一系列此类损失是否可估量，往往涉及对未来事件的一系列复杂判断。管理层往往无法估计合理可能的损失或一系列损失，特别是在下列情况下：i)所要求的损害赔偿是不确定的或所要求的损害赔偿的依据不明确；ii)诉讼程序处于早期阶段；iii)发现不完整；iv)所涉事项涉及新颖或悬而未决的法律理论；v)重大事实存在争议；vi)有大量当事人代表(包括不确定如何在多个被告之间分担责任的情况)；或vii)存在广泛的潜在后果。在这种情况下，关于时间或最终解决方案可能存在相当大的不确定性，包括任何可能的损失、罚款、罚款或业务影响。

美国环保局对波特兰港的调查

美国环境保护署(EPA)于1997年开始对被称为波特兰港的威拉米特河的一段进行调查，发现河流沉积物受到严重污染。环境保护局随后根据联邦综合环境响应、补偿和责任法案将波特兰港作为联邦超级基金地点列入国家优先事项名单。PGE已被包括在超过一百潜在责任方(PRPS)，因为它在历史上拥有或经营河流附近的财产。

根据环境保护局和几个被称为下威拉米特集团(LWG)的PRP之间的协议，完成了波特兰港口现场的补救调查，其中不包括PGE。LWG为补救调查和可行性研究提供了资金，并表示已支出#美元。115百万美元的调查相关费用。该公司预计，这些费用最终将分配给PRPS，作为环境保护局首选补救措施补救费用分配过程的一部分。
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(未经审计)

环保局最终完成了一项可行性研究，以及一项补救调查，调查结果为环保局确定波特兰港清理补救措施提供了框架，该框架记录在2017年发布的决定记录(Rod)中。Rod概述了EPA选定的清理波特兰港的补救计划，该计划的未打折估计总成本为#美元。1.7亿美元，其中包括1.2与补救建设成本相关的10亿美元和0.5与长期运营和维护成本相关的10亿美元。补救建设费用估计在13年期间发生，长期运行和维护费用估计在自施工开始后的30年期间发生。利益相关者担心，EPA的成本估计被低估了，PGE估计，波特兰港每个Rod的未贴现总补救成本可能在#美元之间。1.910亿至3,000美元3.5十亿美元。环保局承认，估计成本是基于过时的数据，补救设计前的抽样是必要的，以收集更新的基线数据，以更好地完善补救设计和估计成本。

一小群PRP进行了补救前设计抽样以更新基准数据，并将更新后的评估报告中的数据提交给EPA进行审查。评估报告的结论是，随着时间的推移，波特兰港的情况有了很大改善。作为回应，环保局表示，虽然它将使用这些数据来为Rod的实施提供信息，但EPA的结论基本保持不变。随着补救前设计抽样的完成，波特兰港目前正处于补救设计阶段，这包括额外的技术信息和数据收集，以用于设计预期的补救行动。某些PRP，不包括PGE，已经签订了进行补救设计的同意协议，美国环保局表示，它将率先在剩余区域进行补救设计。该公司预计，补救设计费用最终将分配给PRPS，作为环保局首选补救措施补救费用分配过程的一部分。环保局于2021年2月12日宣布，整个波特兰港正在进行积极的工程设计阶段。

私营部门继续参加一个自愿进程，以确定在各初级保健方案之间适当分配费用。对确定这一分配百分比不可或缺的事实和情况仍然存在重大不确定性，包括补救设计的结论、最终分配方法以及有关波特兰港内特定财产活动和地点所有权历史的数据，这些数据将为清理工作的准确边界提供信息。PGE很可能会分担与波特兰港有关的部分成本。基于上述事实和自愿分配过程中的剩余不确定性，PGE目前没有足够的信息来合理估计其潜在责任的金额或范围，或确定代表PGE清理波特兰港的责任部分的分配百分比。然而，在最终确定PRP之间的分配百分比之前，公司可能会获得足够的信息，以制定其潜在负债的合理估计或范围，这将需要记录估计或范围的低端。该公司与修复波特兰港的费用有关的责任可能会对PGE的财务状况产生重大影响。

在由于有害物质的释放而对自然资源造成损害的情况下，联邦和州自然资源托管人可以寻求在这些地点进行损害赔偿，这被称为自然资源损害(NRD)。环保局不管理NRD评估活动，但向NRD受托人提供索赔信息和协调支持。NRD评估活动通常由场地的受托人实体组成的理事会进行。波特兰港NRD的受托人包括国家海洋和大气管理局、美国鱼类和野生动植物管理局、俄勒冈州、俄勒冈州大隆德社区的邦联部落、Siletz印第安人的邦联部落、乌马提拉印第安人保护区的邦联部落、俄勒冈州温泉保护区的邦联部落(CTWS)和Nez Perce部落。

NRD受托人可能寻求通过谈判达成法律和解，或对应对损害负责的各方采取其他法律行动。此类和解的资金必须用于恢复受损的资源，还可以补偿
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受托人要求支付在评估损害赔偿时发生的费用。该公司认为，PGE承担的与波特兰港有关的NRD债务部分不会对其经营业绩、财务状况或现金流产生实质性影响。

与EPA和NRD负债相关的成本对公司经营结果的影响通过波特兰港环境补救账户(PHERA)机制得到缓解。正如OPUC于2017年批准的那样，PHERA允许公司通过第三方收益的组合来推迟和收回与波特兰港相关的已发生估计负债和环境支出，包括但不限于保险追回，如有必要，还可以通过客户价格。该机制规定了对环境支出和第三方收益的年度审慎审查。年度支出超过$6除与或有负债有关的开支外，100,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000美元，须接受年度收益测试，且只要PGE的实际监管股本回报率超过OPUC在PGE最近的GRC中授权的股本回报率，就没有资格收回。PGE的业务结果可能会受到影响，如果OPUC认为这种支出是轻率的，或者根据规定的收益测试不符合条件。该公司计划通过适用PHERA，寻求收回环境保护局确定波特兰港责任所产生的任何成本。目前，PGE没有通过客户价格从PHERA收取任何波特兰港成本。

推定的股东派生诉讼

2021年1月26日，俄勒冈州马尔特诺马县巡回法院提起了一起推定的股东衍生品诉讼，标题为辛伯格诉波普案, No. 21- cv-02957, (the “辛贝格针对一名现任和一名前任PGE高管以及本公司的若干成员和前任董事会成员的诉讼)，并仅将本公司列为名义被告。原告声称，该公司之前于2020年8月宣布的能源交易损失造成了据称代表PGE违反受托责任的行为。原告称，被告作出了重大错误陈述和遗漏，并允许公司在内部控制不足的情况下运营。起诉书要求进行陪审团审判，并要求赔偿该公司不少于$10此外，法院还要求赔偿100万美元，对据称违反受托责任的行为给予公平救济，并判给原告的律师费和费用。2021年6月1日，原告提出无异议动议，将这起诉讼与Ashabraer诉讼(如下所述)，法院在2021年7月27日的命令中批准。

2021年3月17日，美国俄勒冈州地区法院提起了一起推定的股东衍生品诉讼，标题为JS Halberstam不可撤销的Grantor Trust诉Davis, No. 3:21-cv-00413-SI, (the “JS Halberstam针对PGE的一名现任和一名前任高管以及公司董事会的某些现任和前任成员。原告声称，由于该公司之前于2020年8月宣布的能源交易损失，据称代表PGE违反了受托责任、浪费公司资产、贡献和赔偿、协助和教唆以及严重管理不善。原告称，被告作出了重大错误陈述和遗漏，并允许公司在内部控制不足的情况下运营。起诉书要求陪审团进行审判，并寻求公平救济，以补救和防止未来涉嫌违反受托责任的行为，并裁决原告的律师费和费用。

2021年4月7日，俄勒冈州马尔特诺马县巡回法院提起了一起推定的股东衍生品诉讼，标题为：Ashabrer诉Pope案, 21-cv-13698 (the “Ashabraer行动“)，针对一名现任和一名前任PGE高管以及公司董事会的某些成员和前任成员。原告声称，该公司之前于2020年8月宣布的能源交易损失造成了据称代表PGE违反受托责任的行为。原告称，被告作出了重大错误陈述和遗漏，并允许公司在内部控制不足的情况下运营。起诉书要求陪审团审理，并要求判给该公司损害赔偿、衡平法救济和
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原告的律师费和费用。2021年7月27日，法院发布了一项命令，将AshabraneR对辛贝格开始吧。

2021年5月21日，波特兰分部向美国俄勒冈州地区法院提起了一起推定的股东衍生品诉讼伯宁诉波普案、不是。 3:21-cv-00783-SI, (the “伯宁行动“；集体与辛贝格，JS哈尔伯斯塔姆，以及Ashabraer针对一名现任和一名前PGE高管以及若干现任和前任公司董事会成员的诉讼(“衍生诉讼”)，并仅将公司列为名义上的被告。原告声称涉嫌违反受托责任，据称是代表PGE，因该公司先前于2020年8月宣布的能源交易损失而提出的索赔。原告还根据据称违反了《交易所法》第10(B)和21D条，对这两名高管提出了供款和赔偿索赔要求。起诉书要求进行陪审团审判，并寻求多种形式的救济，其中包括：宣布被告违反和/或协助和教唆违反其对PGE的受托责任；命令PGE改革和改善其公司治理和内部程序；恢复原状；以及裁决律师费、费用和费用。

于二零二一年十二月十七日，衍生诉讼各方订立谅解备忘录，在法院批准及其他条款的规限下就衍生诉讼达成和解(“谅解备忘录”)。在双方签订谅解备忘录后，法院在辛贝格和Ashabraer诉讼批准了一项命令，将诉讼程序推迟到2022年6月21日。2021年12月17日，JS Halberstam诉讼提交了一项动议，要求在提交《谅解备忘录》所设想的和解方案和法院复审之前暂停诉讼。

2022年2月11日，衍生品诉讼各方签订了一项和解条款，以纪念谅解备忘录中规定的非货币和解条款，但须经法院批准。根据和解的规定，双方当事人JS Halberstam诉讼同意搁置衍生诉讼中的法律程序，等待法院批准和解。此外，和解的规定规定，被告不得反对或反对原告律师提出的费用和开支不超过#美元的请求。750,000，这还有待法院的批准。在法院最后批准后，这些费用和开支由该公司的保险公司根据其保险单支付。2022年2月15日，原告在JS HalberstamAction提交了一项动议，要求初步批准和解。

2022年3月28日，美国俄勒冈州地区法院进入命令，初步批准和解以及向股东发出的通知的形式和内容，并将最终听证会定于2022年5月9日，在JS Halberstam开始吧。2022年4月18日，原告在JS Halberstam诉讼提交了一项动议，要求最终批准和解以及手续费和费用赔偿金。2022年5月9日，法院发布命令，批准和解的最终判决。

政府调查

于2021年3月、4月及5月，商品期货交易委员会(“商品期货交易委员会”)执法部、美国证券交易委员会执法部及联邦能源管制委员会执法部分别通知本公司，他们正就本公司先前于2020年8月公布的能源交易损失进行调查。该公司正在与商品期货交易委员会、美国证券交易委员会和联邦经济合作委员会合作。管理层目前无法预测这些事件的最终范围或结果。

Colstrain诉讼

该公司在位于蒙大拿州、由共同所有人之一Talen Montana，LLC(Talen)运营的Colstrain3号和4号机组燃煤发电厂(Colstrain)拥有20%的所有权。共同所有人之间出现了各种关于所有权的解释和
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运营(O&O)协议及其他事项。此外，其他各方也对共同所有人提出了索赔，连同共同所有人的分歧如下所述。2022年5月10日，Talen的母公司Talen Energy Supply，LLC根据破产法第11章申请破产保护，尽管Colstrie继续为PGE客户和其他公司运营和发电。

要求强制仲裁的呈请书-2021年4月12日，共同所有人Avista Corporation、Puget Sound Energy Inc.、PacifiCorp和Portland General Electric Company(请愿人)向华盛顿州斯波坎县高等法院请愿，案件编号21201000-32，针对另一共同所有人西北公司(Northwest)和塔伦，要求迫使Northwest发起仲裁，以确定代表55%或更多所有权股份的共同所有人是否可以投票关闭Colstrial的一个或两个单位，或者是否需要一致同意。当事各方之间的《O&O协定》规定，任何争议应提交具有适当专业知识的单一仲裁员解决。2021年4月14日，请愿人提交了强制仲裁的请愿书。2021年5月，塔伦将案件转移到联邦法院(华盛顿东区案件编号2：21-cv-00163-rmp)。请愿人在2021年6月提出了还押动议，但被驳回。塔伦提交了一项动议，在2021年7月的听证会后获得批准，将案件移交给美国蒙大拿州地区法院。T由于塔伦母公司的破产申请，他的事情被搁置了。

对蒙大拿州参议院第265和266号法案(SB 265和SB 266)合宪性的质疑--2021年5月4日，请愿人在美国蒙大拿州地区法院-比林斯分部向西北和塔伦提出索赔，案件编号1：21-cv-00047-spw-kld，基于SB265的通过，该法案试图废除Colstrie共同所有者协议中的合同条款，如果他们不提供三名仲裁员或工厂所在县以外的地点。SB 265的通过得到了被告的支持，并声称使各方之间的O&O协议无效，该协议规定在华盛顿州斯波坎设立一名仲裁员和地点。请愿人声称SB 265违反了美国宪法和蒙大拿州宪法的合同条款，并被联邦仲裁法(FAA)先发制人。请愿人寻求宣告性救济，即SB 265适用于O&O协议是违宪的，联邦航空局先发制人执行SB 265。

请愿人于2021年5月19日提交了第一份修订后的申诉，增加了蒙大拿州总检察长(蒙大拿州股份公司)为被告，并挑战了SB 266的合宪性，据称该法案授权蒙大拿州股份公司惩罚和限制任何未经一致同意而采取措施关闭工厂或以其他方式未能支付工厂维护费用的Colstria AG共同所有者。被告西北大学于2021年6月2日提交了答辩状，并要求T Talen提起的案件，如《关于执行SB 265和SB 266的申诉》下面，这一案件将得到巩固。2021年5月27日，请愿人提交了初步禁令动议，禁止蒙大拿州股份公司对他们执行SB 266。On June 17, 2021, dEendant Northwest和Talen提交了他们对Motion的反对意见，要求初步禁令(PI)和蒙大拿州股份公司提交了一份回应，对PI没有立场，称蒙大拿州不打算在短期内强制执行SB 266。法院于2021年8月6日就请愿人为少年派提出的动议举行了听证会。2021年10月13日，法院发布了一项命令，批准了请愿人关于PI的动议，命令蒙大拿州股份公司对他们执行SB 266，并于2021年12月17日进一步澄清了其PI命令。

2021年8月17日，请愿人对其声明的请求申请部分即决判决违宪或不可执行的SB 265，声称使当事人合同中的仲裁条款无效。 塔伦反对这项动议，西北大学也不反对这项动议，但要求法院强制进行仲裁。2021年10月29日，请愿人提交了一项即决判决动议，要求对他们宣布SB 266违宪和不可执行的请求进行即决判决。2021年11月，各方提出了答复、反对和暂停对即决判决采取行动的动议。2021年12月3日，西北大学采取行动强制仲裁，并任命一名治安法官监督仲裁员选择过程。2021年12月23日，请愿人和塔伦提交了回复。法院于2022年4月26日举行了听证会。由于塔伦母公司的破产申请，关于这件事的决定被搁置了。
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投诉执行蒙大拿州SB 265和SB 266-2021年5月4日，Talen向蒙大拿州第十三司法地区法院提起诉讼，试图在确定O&O协议的语言时执行蒙大拿州的法律，该法律基于最近颁布的SB 265和SB 266，其中声称使共同所有者运营协议中有关仲裁的条款无效，SB 266声称授权蒙大拿州股份公司起诉和征收$100,000任何共同所有人在没有所有共同所有人一致同意的情况下采取措施关闭Colstrie的罚款一天。此案随后被移送至美国蒙大拿州地区法院比林斯分部，案件编号1：21-cv-00058-spw-tjc。塔伦提交了一项动议，要求将案件发回蒙大拿州地方法院。请愿人和西北大学提交了一项动议，要求将此案与对蒙大拿州参议院第265和266号法案合宪性的挑战，如上所述。2021年10月21日，法院搁置了合并动议，等待塔伦要求还押的请愿书的结果。2021年12月1日，美国地方法官发布了调查结果和建议，将案件发回州法院。2021年12月15日，请愿人对调查结果和建议提出异议。T由于塔伦母公司的破产申请，他的事情被搁置了。

理查德·伯内特；Colstrie Properties Inc.等人诉Talen Montana，LLC；PGE等人。2020年12月14日，原告向罗斯巴德县蒙大拿州第十六司法区法院提起诉讼，起诉号。CV-20-58。原告声称，被告的煤尘对他们造成了不利影响。2021年8月26日，对诉状进行了修改，增加了PGE作为被告。2021年11月1日，被告对诉状提出答辩。原告正在寻求经济损害赔偿、费用和支出、惩罚性损害赔偿、律师费，以及法院裁定的禁止被告允许煤尘吹到原告财产上的禁令。法院将审判定在2023年9月26日开始。

由于这些诉讼还处于早期阶段，公司无法预测结果或估计合理可能的损失范围。

其他事项

PGE还受到其他法规、环境和法律程序、调查和在正常业务过程中不时出现的索赔的影响，这些诉讼、调查和索赔可能导致对公司不利的判决。尽管管理层目前认为，这些已知事项的个别和整体解决不会对其财务状况、经营业绩或现金流产生实质性影响，但这些事项存在内在不确定性，管理层对这些事项的看法未来可能会改变。

注9：担保

PGE就电力及天然气订立财务协议，并订立涉及电力及天然气实物交付的买卖协议，当中包括与该等协议拟进行的交易有关的若干索偿或负债的赔偿条款。一般来说，赔偿条款中没有明确规定最高债务，因此，无法合理估计此类赔偿下的债务的总最高金额。PGE根据公司的历史经验和对具体赔偿的评估，定期评估在此类赔偿下产生成本的可能性。截至2022年6月30日，管理层认为PGE被要求根据此类赔偿条款履行职责或因其他原因导致任何与此类赔偿有关的重大损失的可能性微乎其微。本公司并无在简明综合资产负债表中记录任何与该等赔偿有关的负债。

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(未经审计)
注10：所得税

中期所得税费用以估计的年度有效税率为基础，其中包括适用于公司年初至今税前收入的税收抵免、监管流动调整和其他项目. 联邦法定税率和PGE有效税率之间的显著差异反映在下表中：
截至6月30日的三个月，截至6月30日的六个月，
2022202120222021
联邦法定税率21.0 %21.0 %21.0 %21.0 %
联邦税收抵免*
(9.5)(11.7)(10.0)(9.6)
州税和地方税，扣除联邦税收优惠9.0 8.3 9.0 8.7 
流转折旧和成本基础差异0.6 (3.0)0.6 (0.5)
超额递延所得税摊销(4.1)(3.4)(4.3)(3.3)
地方税流转调整— — — (6.1)
其他(0.1)(0.1)(0.1)(1.0)
实际税率16.9 %11.1 %16.2 %9.2 %
*联邦税收抵免主要包括从公司拥有的风力发电设施赚取的生产税收抵免(PTC)。PTC是根据每千瓦时的费率赚取的，因此，每年赚取的PTC数额将根据天气条件和设施的可用性而有所不同。临时技术合同自相应设施投入使用之日起10年内赚取。PGE的风力发电设施有资格获得PTC，直到2030年的各种日期。

地方税流转调整

本公司须缴交一项本地税项，该税项可根据当期税项支出透过补充税项收回，但本公司亦已就此项税项长期确认递延所得税支出。由于当地递延税项很可能会根据补充价格在未来客户价格中流动，因此PGE确定应记录相应的监管资产。在2021年第一季度，PGE确认了一项监管资产，以推迟先前记录的递延所得税费用，金额为#美元9在截至2021年3月31日的三个月的精简综合收益表中反映了对所得税支出的相应抵免。这项调整对截至2022年6月30日的三个月或六个月没有影响。

结转

截至2022年6月30日和2021年12月31日的联邦税收抵免结转为 $102百万美元和美元98分别为100万美元。这些积分主要由临时票据组成，将在2042年之前的不同日期到期。PGE认为，其截至2022年6月30日的递延所得税资产更有可能实现；因此，不是估值津贴已入账。截至2022年6月30日和2021年12月31日，PGE没有实质性的未确认税收优惠。
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第二项。管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析。
 
前瞻性陈述

本报告中的信息包括1995年《私人证券诉讼改革法》所指的前瞻性陈述。此类前瞻性陈述包括但不限于与未来经营结果、业务前景、负荷、诉讼和监管程序的结果、资本支出、市场状况、未来事件或业绩以及其他事项有关的预期、信念、计划、假设和目标的陈述。诸如“预期”、“相信”、“估计”、“预计”、“打算”、“计划”、“预测”、“项目”、“可能的结果”、“将继续”、“应该”或类似的词语或短语旨在识别此类前瞻性陈述。

前瞻性陈述不是对未来业绩的保证，涉及的风险和不确定因素可能导致实际结果或结果与表述的结果大不相同。PGE的预期、信念和预测是真诚表达的，并被公司认为有合理的基础，包括但不限于管理层对内部记录中包含的或从第三方获得的历史运营趋势和数据的审查，但不能保证PGE的预期、信念或预测将实现或实现。

除了与前瞻性陈述特别提及的任何假设和其他因素及事项外，可能导致PGE的实际结果或结果与此类前瞻性陈述中讨论的结果大不相同的因素包括：

•政府政策、立法行动和监管审计、调查和行动，包括联邦监管能源委员会(FERC)、俄勒冈州公用事业委员会(OPUC)、美国证券交易委员会(SEC)和商品期货交易委员会(CFTC)执法部关于允许回报率、融资、电价和价格结构、设施和其他资产的收购和处置、工厂设施的建设和运营、电力传输、电力成本回收、运营费用、延期付款、及时收回成本、资本投资、能源交易活动以及当前或未来的批发和零售竞争；
•经济状况导致电力需求下降，在批发市场价格较低时期销售过剩能源的收入减少，损害供应商和服务提供商的财务稳定，以及客户账户坏账水平上升；
•通货膨胀和利率；
•不断变化的客户预期和选择可能会减少客户对其服务的需求，这可能会影响PGE通过费率进行投资和收回投资并赚取授权股本回报率的能力，包括分布式和可再生发电资源不断增长的影响，客户对增强电力服务的需求的变化，以及客户从注册电力服务供应商(ESSS)或社区选择聚合器购买电力的风险越来越大；
•法律和监管程序和问题的时间或结果，包括但不限于本项目2概述部分的监管事项标题下所述的事项，以及项目1的简明综合财务报表附注8中的或有事项。本季度报告采用10-Q表；
•自然灾害或人为灾害及其他风险，包括但不限于地震、洪水、冰冻、干旱、酷热、闪电、风、火灾、事故、设备故障、恐怖主义行为、计算机系统故障和其他事件，扰乱PGE运营、损坏PGE设施和系统、导致有害物质释放、引发火灾，并使公司承担责任；
•不合时宜或极端的天气和其他自然现象，如俄勒冈州近年来野火的规模和流行程度较大，可能影响公共安全、客户对电力的需求和
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PGE为其客户采购足够电力和燃料供应的能力和成本，PGE进入能源批发市场的能力，PGE运营其发电设施和输配电系统的能力，公司维护、维修和更换此类设施和系统的成本，以及成本回收；
•PGE在野火风险升高时有效实施公共安全断电(PSPS)并使其系统断电的能力，这可能会对公司自身的设施造成损害，或者如果带电的系统涉及造成伤害的野火，可能会导致潜在的责任；
•影响PGE发电设施和电池储存设施的运营因素，包括被迫停电、计划外延误、水力和风力条件以及燃料供应中断，任何这些因素都可能导致公司产生维修费用或以增加成本购买更换电力；
•PGE向其购买容量或能源的任何一方违约或不履行义务，这可能导致公司在增加成本的情况下产生购买替代电力和相关可再生属性的成本；
•PGE联合拥有的工厂产生的并发症，包括所有权变更、不利的监管结果或立法行动，或导致法律或环境责任的运营失败，或与更换电力或维修成本相关的意外成本；
•供应链延误和供应成本增加，未能按计划或在预算内完成资本项目，交易对手未按协议履行，或资本项目被放弃，其中任何一项都可能导致公司无法收回项目成本，或对PGE的竞争地位、市场份额或运营结果造成实质性影响；
•电力和天然气批发价格的波动，可能需要PGE根据电力和天然气采购协议提供额外的抵押品或签发额外的信用证；
•批发电力和燃料(包括天然气和煤炭)供应和价格的变化，以及这些变化对公司电力成本的影响；
•资本市场状况，包括资本的可获得性、利率的波动、投资级商业票据需求的减少、股票市场的波动以及PGE信用评级的变化，其中任何一项都可能对公司的资本成本及其进入资本市场以支持营运资金需求、资本项目建设、偿还到期债务和基于股票的薪酬计划的能力产生影响，这些部分依赖于此来留住关键的高管和员工；
•未来的法律、法规和程序可能会增加公司的热电厂运营成本，或通过要求额外的排放控制或重大排放费或税收，特别是针对燃煤发电设施，以减少二氧化碳、汞和其他气体排放，从而影响此类工厂的运营；
•改变和遵守环境法律和政策，包括与受威胁和濒危物种、鱼类和野生动物有关的法律和政策；
•气候变化的影响，无论是全球的还是局部的，包括不合时宜的或极端的天气和其他自然现象，可能会影响能源成本或消耗，增加公司的成本，对PGE设施和系统造成破坏，或对其运营产生不利影响；
•PGE服务范围内住宅、商业或工业客户需求或人口结构的变化；
•PGE风险管理政策和程序的有效性；
•网络安全攻击、数据安全漏洞、物理安全漏洞或其他恶意行为，对公司的生成、传输或分配设施、信息技术系统造成损害，阻碍设备或系统按设计或预期运行，或导致客户、员工或公司机密信息泄露；
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•雇员劳动力因素，包括可能的罢工、停工、高级管理层的过渡、招聘和留住关键雇员和其他人才的能力，以及宏观经济趋势造成的人员流失率，如大量雇员自愿辞职，类似于其他雇主和行业自冠状病毒(新冠肺炎)大流行以来经历的情况；
•可能对经营业绩产生不利影响的新的联邦、州和地方法律；
•未能实现公司的温室气体排放目标，或被认为未能对环境采取负责任的行动或未能有效响应有关温室气体减排的立法要求，任何这些都可能导致负面宣传，对公司的运营产生不利影响和/或损害公司的声誉；
•政治和经济条件；
•广泛的卫生事态发展的影响，包括全球新冠肺炎大流行，以及对这些事态发展的反应(例如自愿和强制隔离，包括政府下达的居家命令，以及对旅行、商业、社交和其他活动的关闭和其他限制)，这可能对电力服务的需求、客户的支付能力、供应链、人员、合同对手、流动性和金融市场等产生实质性的不利影响；
•理事机构强加的财务或监管会计原则或政策的变化；
•战争或恐怖主义行为；以及
•与2021年All-Source RFP最终入围项目相关的风险和不确定性，包括但不限于监管程序、通胀影响、供应链限制、供应成本增加(包括影响太阳能组件进口的关税征收)以及立法不确定性。

任何前瞻性陈述仅在该陈述发表之日起发表，除非法律另有要求，否则PGE没有义务更新任何前瞻性陈述，以反映该陈述发表之日之后的事件或情况，或反映意外事件的发生。新因素不时出现，管理层无法预测所有这些因素或评估任何此类因素对业务的影响，或任何因素或因素组合可能导致结果与任何前瞻性陈述中包含的结果大不相同的程度。

概述

管理层对财务状况和经营结果(MD&A)的讨论和分析旨在提供对PGE的商业环境、经营结果和财务状况的了解。阅读MD&A时应结合本报告中包含的公司简明综合财务报表以及向美国证券交易委员会(美国证券交易委员会)提交的其他定期报告和当前报告。

PGE是一家垂直整合的电力公用事业公司，在俄勒冈州从事电力的发电、输电、配电和零售。此外，本公司透过买卖电力和天然气，参与批发市场，以满足零售客户的需求，并为其提供合理的价格电力。该公司还为该地区的第三方提供投资组合管理和批发市场销售服务。PGE致力于为零售和批发客户开发产品和服务。该公司的收入和现金流主要来自向其服务区域内的零售客户销售和分配电力。

公司战略

公司的存在是为了推动社会进步。PGE使生活充满活力，加强社区，并促进促进社会、经济和环境进步的能源解决方案。公司致力于成为清洁能源的领导者，为股东带来稳定的增长和回报。PGE专注于工作
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与客户、社区、政策制定者和其他利益攸关方合作，为所有人提供负担得起、安全可靠的电力服务，同时增加提供清洁和可再生能源的机会，减少温室气体排放，并响应不断变化的客户期望。与此同时，该公司正在建设一个日益智能、集成和互联的电网，从住宅客户到该地区的其他公用事业公司。PGE正在改变其业务的方方面面，使其员工队伍更加注重结果，为客户提供更好的服务。为了创造清洁能源的未来，PGE专注于以下战略举措：

•根据俄勒冈州众议院法案(HB)2021年设定的温室气体减排目标，通过减少与向客户供电相关的温室气体(GHG)排放来实现电力供应的脱碳，最终在2040年前实现与向客户供电相关的温室气体零排放；
•为交通和建筑等其他经济部门提供电力，这些部门也在转型以减少温室气体排放；以及
•通过提高工作效率、员工安全以及系统和设备的可靠性来提高业绩，同时遵守公司平均4-6%的稀释后每股收益长期增长指引。

气候变化

国家规定的温室气体减排目标-2021年6月，俄勒冈州立法机构通过了HB 2021，为该州PGE和其他投资者所有的公用事业和电力服务供应商建立了到2040年100%清洁电力的框架。该法案中的许多条款与PGE的战略方向一致，并突出了俄勒冈州抗击气候变化的雄心勃勃的、全经济范围的目标。适用于这些受监管实体的温室气体减排目标是，到2030年温室气体排放量减少80%，到2035年减少90%，到2040年和此后每年减少100%。有关HB 2021和适用于目标减排的基线的更多信息，请参阅本概述中的“环境法律和法规”部分。

增强客户和社区的能力-PGE的客户致力于购买清洁能源，超过23.2万住宅和小型商业客户自愿参与PGE的绿色未来计划，这是全国参与最大的可再生能源计划。2017年，俄勒冈州人口最多的城市波特兰和人口最多的县马尔特诺马县分别通过决议，到2035年实现100%的清洁和可再生电力，到2050年实现100%的全经济清洁和可再生能源。PGE服务领域的其他司法管辖区也有类似的目标，并继续考虑未来的类似目标。

该公司实施了一项客户订阅选项-绿色未来影响计划，这是一项可再生能源计划，允许客户选择他们的电力来源。根据绿色未来影响计划，客户可以注册客户提供的选项(CSO)或PGE提供的选项(PSO)。根据民间社会组织，参与者负责寻找符合既定要求的可再生能源设施，并将这些资源带到PGE。根据PSO，登记在第一阶段的客户可以从PGE提供的可再生资源购买电力协议(PPA)获得能源，登记在第二阶段的客户可以在某些条件下从PGE提供的PPA获得能源，或者从PGE拥有的可再生资源获得能源。

截至2022年6月30日，绿色未来影响计划的批准装机容量为750兆瓦(MW)。通过这一自愿计划，该公司寻求支持客户加速清洁能源，实现PGE可持续发展目标，降低成本和管理风险，并可靠地整合电力。

极端天气-近年来，PGE的领土经历了前所未有的高温、历史性的冰雪风暴和野火。2021年6月，该地区的气温达到了历史最高水平，打破了该公司之前的高峰负荷需求，并超过了前一个夏季高峰负荷近12%。紧随其后的2021年俄勒冈州野火季节引发了当时美国最大的野火。2021年2月，PGE的服务区域经历了一场冰暴，导致客户停电达到历史最高水平，并造成了相当大的服务恢复和损坏修复费用(有关对PGE的影响的更多信息，请参阅本概述“监管事项”部分中的“2021年2月冰暴和损害”
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手术结果)。2020年，俄勒冈州经历了有记录以来最具破坏性的野火季节，烧毁了100多万英亩土地(有关对PGE运营结果的影响的更多信息，请参阅本概述“监管事项”部分的“Wildfire”)。极端天气事件的增加和严重程度突显了通过使电力供应脱碳和投资于更可靠和更有弹性的电网来对抗气候变化影响的重要性。

投资于清洁能源的未来

PGE的资源规划流程包括与客户、利益相关者和监管机构合作，规划实现清洁、负担得起和可靠的能源未来的道路。随着2021年HB的通过，PGE将制定一份清洁能源计划(CEP)，该计划将阐明公司实现2030年和2040年脱碳目标的战略。第一份CEP预计将于2023年春季提交给OPUC，并将设定年度脱碳目标，并阐明PGE将如何实现向脱碳电网的公平过渡。PGE的资源规划分析和利益攸关方参与将继续通过综合资源计划和分销系统计划进程进行。

2020年5月，PGE获得了OPUC的订单，确认了公司2019年IRP及相关的PGE行动计划，以在未来四年收购资源，这是获得必要的清洁、可再生和产能资源的重要一步，以满足到2030年HB 2021的要求。2021年10月，PGE启动了2021年全源RFP公共进程，寻求约1,000兆瓦的可再生和非排放资源。PGE估计，2021年全源RFP将满足公司为实现2030年减排目标而预计的约2,500至3,500兆瓦清洁和可再生资源以及约800至1,000兆瓦非排放可调度容量资源的部分需求。这些预测将在下一次IRP和CEP中进一步评估和完善。PGE还预计它将需要退出Colstrie，并正在积极制定计划，以在2025年底之前实现这一目标。

2021年全源RFP寻求：
•约375至500兆瓦的可再生资源；
•约375兆瓦的非排放可调度容量资源，可用于满足高峰客户需求；以及
•一项或多项资源，用于公司的绿色未来影响计划。根据绿色未来影响计划，PGE计划收购最多100兆瓦的新风能、太阳能或混合可再生能源和电池存储资源，以满足PGE供应选项下的用户需求。该公司预计，2021年全源RFP中考虑的绿色未来影响计划资源将增加到2019年IRP行动计划设想的150兆瓦可再生能源目标。2022年7月14日，OPUC指示PGE寻求超过150兆瓦的额外可再生采购量，前提是作为2021年全来源RFP的一部分，仍有足够的商业资源可用。具体而言，OPUC指示PGE寻求250兆瓦的可再生能源采购量，包括100兆瓦的绿色未来影响采购量。

PGE 2021年全源RFP中的可再生资源必须符合俄勒冈州可再生资产组合标准(RPS)的条件，并有资格享受联邦生产税收抵免(PTC)或联邦投资税收抵免。所有资源(可调度能力或可再生资源)必须在2024年底之前上线，但长期交付期资源除外。

PGE在2021年12月获得OPUC的批准和修改后，发布了最终的2021年全来源RFP，并于2022年1月提交了提案。根据OPUC对投标进行了评估-批准的评分方法。在确定最终入围名单后，PGE于2022年5月5日向OPUC提交了确认入围名单的请求，其中包括五个可再生资源投标人提交的七个不同项目和四个投标人提交的六个不同项目。

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可再生资源提案提供了风能、太阳能和电池存储选项的各种组合，其中包括PPA以及公司拥有的资源。关于非发射容量资源的提案提供了电池存储和抽水存储选项，其中包括PPA以及公司拥有的资源。2021年全来源资源需求评估进程的最终结果可能涉及为可再生资源和能力资源选择多个项目。

2022年7月14日，OPUC承认，根据最终订单中可能发布的额外条件或指令，PGE提出的最终入围名单将采购约250兆瓦的可再生资源和足够的非排放可调度能力，以满足2025年的系统需求。2021年全部-来源RFP最终入围项目是根据截至入围日期的条件进行评估和选择的。 PGE打算在2022年底之前完成谈判，以便有足够的时间获得即将到期的联邦税收抵免，以造福客户。

2022年2月，NewSun Energy LLC向马里恩县巡回法院提交了一份针对OPUC的司法审查请愿书，对2021年All-Source RFP中的评分方法提出质疑。PGE已作为干预者加入此案。NewSun还提交了一项动议，要求暂停2021年All-Source RFP程序，但法院随后驳回了这一动议。OPUC提出了驳回此案的动议，PGE也加入了OPUC的驳回动议。《新太阳报》反对这项动议。2022年5月，法院批准了驳回动议，NewSun于2022年6月向俄勒冈州上诉法院提交了上诉通知。PGE无法预测程序的结果或对其正在进行的2021年全源RFP进程的潜在影响(如果有的话)。

2021年10月，PGE提交了其首个配电系统计划(DSP)，该计划制定了建设电网的计划，使客户能够做出能源管理选择，以支持脱碳，并支持双向能源生态系统，包括电池、电动汽车充电和太阳能电池板等资源，这些资源是社区-尤其是服务不足的俄勒冈州人-需要这些资源的。该计划由两部分组成，第一部分于2022年3月8日得到OPUC的承认。第二部分预计将于2022年8月提交。

2021年10月，PGE为OPUC批准的下一个IRP提交了延期豁免。因此，下一份IRP将在2023年3月31日之前提交OPUC审议。

为经济带电-为了帮助俄勒冈州实现其脱碳目标，PGE正在努力建设一个安全、可靠、负担得起的、覆盖整个经济的清洁能源未来。该公司致力于增加建筑物的电气化，支持加快车辆电气化的步伐。

交通电气化是俄勒冈州减少温室气体排放的最重要方式之一。PGE与客户和社区合作开发基础设施项目，旨在改善电动汽车充电站的可及性，建立车队合作伙伴关系，并提供鼓励客户推进交通电气化的计划。

2019年，PGE向OPUC提交了其第一个交通电气化计划，该计划考虑了与俄勒冈州碳减排目标相关的当前和计划的活动，以及现有和潜在的系统影响。2020年，OPUC接受了该计划以及与交通电气化和电动汽车充电试点计划相关的成本和收入。2021年，俄勒冈州立法机构颁布了HB2165，确保OPUC拥有明确而广泛的权力，允许电力公司投资基础设施，以支持交通电气化。

企业和家庭继续使用电力来满足家庭和工作场所的需求，PGE继续分享有关电器、环境美化工具和设备以及热泵的好处的信息，这些产品提供高效的供暖和制冷。此外，公司继续追求先进技术，以加强电网，追求分布式发电和能源储存，并开发微电网和使用数据和分析，以更好地预测需求和支持节能客户计划。


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环境法律法规

HB 2021-2021年6月，俄勒冈州立法机构通过了HB 2021，要求零售电力供应商与服务俄勒冈州零售电力消费者相关的温室气体排放到2030年减少80%，到2035年减少90%，到2040年减少100%，与他们的基线排放水平相比。投资者拥有的公用事业公司的基准排放水平是向俄勒冈州环境质量部(ODEQ)报告的2010、2011和2012年与向其零售电力消费者出售的电力相关的年均温室气体排放量。

HB 2021要求公用事业公司制定CEP，以便在制定每个IRP的同时实现目标。在审查CEP时，OPUC必须确保公用事业公司不断取得进展，并在切实可行的情况下尽快采取行动，促进迅速减少温室气体排放，并以合理的成本向公平的电网过渡，为零售电力用户提供便利。OPUC还被授权对及早遵守一个或多个清洁能源目标实施绩效激励。

受监管实体将继续向ODEQ报告年度温室气体排放量，就像它们今天所做的那样。在2030年、2035年和2040年以及之后的每一年，OPUC将使用向ODEQ报告的该履约年的数据来确定是否实现了减排目标。在确定合规时，如果公用事业公司的排放量超过目标，如果公用事业公司遇到意想不到的挑战，如输电限制或水电和其他可再生资源生产不足，OPUC必须考虑满足负荷所需的计划外排放。该法案还包括保护客户的某些合规例外，包括成本上限和OPUC在公用事业公司无法遵守强制性可靠性标准时给予临时豁免的能力。

HB 2021还包括：
•与PGE脱碳目标保持一致，同时保护可负担性和可靠性；
•为OPUC建立明确的脱碳权力，包括对ESSS的权力；
•从1999年起更新俄勒冈州电力重组法的竞争条款，俄勒冈州参议院法案1149(SB 1149)；
•为30千瓦及以下的客户提供社区范围的绿色电价计划的明确授权和程序，并允许公用事业公司能够从计划资源的投资中获得回报；以及
•成本不可绕过，以确保所有客户支付其应承担的HB 2021保单成本。

总督行政命令-2020年，俄勒冈州州长发布了一项行政命令，指示州机构在法律允许的范围内，将气候变化和该州的温室气体减排目标纳入其计划、预算、投资和决策。除其他事项外，该行政命令指示OPUC：
•鼓励电力公司支持支持温室气体减排和零排放汽车目标的交通电气化基础设施；
•优先安排推动公用事业部门脱碳的程序和活动，并行使其广泛的法定权力，减少温室气体排放，减轻公用事业客户的能源负担，并确保可靠性和资源充足；以及
•确定公用事业投资组合和客户计划是否通过在与俄勒冈州减排目标一致的情况下在减少温室气体排放方面取得快速进展来降低公用事业客户的风险和成本。
此外，行政命令指示ODEQ通过一项计划，限制和减少该州大型固定源、运输燃料和包括天然气在内的其他液体或气体燃料的温室气体排放。ODEQ于2021年12月通过了这样一项计划，称为气候保护计划(CPP)。电
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来自该公司天然气资源的发电不受CPP的限制。该行政命令还加强了该州清洁燃料计划的减排目标，并延长了该计划，从之前的规定到2025年燃料的平均碳强度在2015年的基础上降低10%，到2035年在2015年的基础上降低25%。

PGE继续监测利用行政命令制定国家政策或试图通过自己的监管机构执行该命令的国家机构的活动。

RPS标准和其他法律-2016年，俄勒冈州参议院第1547号法案(SB 1547)设定了电力必须来自可再生能源的基准，并要求不迟于2030年从俄勒冈州公用事业客户的能源供应中消除煤炭。

该法律的其他规定包括：
•到2025年将RPS门槛提高到27%，到2030年提高到35%，到2035年提高到45%，到2040年提高到50%；
•对2022年后开始运行的设施产生的可再生能源信用(REC)的寿命进行限制，但对所有现有REC继续无限制寿命，并为2022年12月31日之前上线的项目提供五年的额外无限制REC；以及
•在公司的可再生调整条款(RAC)备案文件中，与可再生能源相关的储能成本津贴。

为回应SB 1547，本公司于2016年提出关税申请，以加快收回PGE于2042年至2030年在Colstrie的投资。2020年，Colstrid1号和2号机组的业主永久停用了这两个机组。尽管PGE在这两个机组中没有直接所有权权益，但该公司确实拥有Colstrain 3号和4号机组20%的所有权股份，这两个机组使用了与1号和2号机组的某些共同设施。

从2022年5月9日起，PGE的折旧率和客户收款发生了变化，以反映从2030年12月31日至2025年12月31日Colstrain 3号和4号机组的加速折旧。PGE预计，在实现HB 2021年的目标方面迈出的重要一步涉及退出Colstrie的必要性，并正在积极制定计划，以在2025年底之前实现这一目标。该公司继续评估其对Colstrie的持续投资，包括PGE退出发电设施的可能性。见项目1“简明合并财务报表附注”--“财务报表”中的附注8“或有事项”，以了解与Colstrain有关的法律程序的信息。

科尔斯特兰发电量的任何减少都有可能为科尔斯特兰输电设施提供能力，这些设施从蒙大拿州东部延伸到该州西端附近，为太平洋西北部和邻近各州的市场提供服务。PGE拥有Colstrie输电设施15%的所有权和运力。

监管事项

PGE专注于以负担得起的价格向客户提供可靠、清洁的电力，同时为投资者提供公平的回报。为了实现这一目标，公司必须在其监管框架内有效执行，并对可能影响客户价格和投资者回报的关键财务、监管和环境问题保持谨慎管理。以下讨论提供了有关此类问题的详细信息。

一般差饷个案-2021年7月，PGE向OPUC提交了一份基于2022年测试年度的GRC。净价格上涨和年度收入要求包括预计2022年净可变电力成本(NVPC)上升导致的价格上涨，这反映在2021年4月提交给OPUC的年度电力成本更新电价(AUT)中。
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PGE、OPUC员工和某些客户群体达成了一项协议，解决了资金成本问题，并允许：
•债务和股权各占50%的资本结构；
•股本回报率为9.5%；以及
•资本成本为6.83%，反映了实际和预测债务成本的更新。

此外，缔约方向OPUC提交了一项规定，反映了一项协议，该协议解决了年度收入要求、平均费率基数和授权客户价格相应增加的问题。规定的协议反映了最后的收入要求，其依据是56亿美元的平均税率基数和每年增加7400万美元的收入要求，其中包括以下变化(以百万计)：
已提交(包括与NVPC相关的4000万美元)$99 
加载和NVPC更新16 
基本业务收入要求更新：
法拉第水电资本相关收入要求(1)
$(18)
债务清偿成本，包括反映实际融资成本的减少额(7)
第三级停电年度监管应计项目(2)
(7)
其他降低费率基数以及运营和维护费用(5)
其他各种修改以反映实际成本(4)
小计(41)
经修订(包括与NVPC相关的6400万美元)(3)
$74 
(1)截至2022年5月9日，法拉第改善资本项目未投入使用，取消了与资本相关的收入要求。截至2022年6月30日，与法拉第相关的在建工程余额为1.27亿美元，其中包括建设期间使用的资金津贴(AFUDC)。
(2)PGE有权每年向零售客户收取与重大风暴损害相关的增量费用，并推迟本年度未使用的任何金额。在2022年GRC中，该公司要求将年度收藏额从400万美元增加到1100万美元，并同意将年度收藏额保持在400万美元。
(3)基本税率的总收入要求增加8,300万美元，其中900万美元不被视为递增，因为它已经通过补充关税包括在当前的客户价格中。

此外，双方同意根据本案在新客户价格生效之日取消PGE的脱钩机制。在2022年剩余时间内，从客户那里获得的估计收款或向客户退款将根据2022年GRC新客户价格的生效日期按比例分摊，预计将在2024年按客户价格在一年内摊销。脱钩机制提供了一种手段，可以收回或退还因每个客户经天气调整的能源使用量相对于客户价格预测水平的变化而损失或增加的利润率。有关分离机制的更多信息，请参见“脱钩”在本概述部分中。
2022年4月25日，OPUC发布了第22-129号命令，其中采纳了诉讼各方同意的所有规定，包括年度收入要求、资本成本、资本化率和取消脱钩机制。OPUC批准的新客户价格于2022年5月9日生效。AUT和其他补充计划下的项目的价格变化发生在2022年1月1日。OPUC命令的关键要素还包括：
•为公司的重大风暴损失恢复机制建立平衡账户；
•拒绝PGE关于2022年GRC关于Faraday基本建设改善项目的第二阶段的提议。PGE可以在公司的下一次GRC中寻求复苏；
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•建立延期，要求PGE在2020年工厂关闭后，推迟并退还与Boardman相关的收入要求，这些收入要求包括在工厂关闭后的客户价格中(有关更多信息，请参见押后船夫收入规定“在这个范围内 “总览“ 条)；及
•为2020年劳动节野火和2021年2月冰暴和破坏事件的延期设立收益测试，将按年申请。

2022年GRC申请(OPUC DOCKET UE 394)和由此产生的OPUC订单的完整细节可在OPUC互联网网站www.oregon.gov/puc上查阅。

作为OPUC命令中概述的收益测试的结果，该公司发布了与截至2020年的年度相关的递延，导致截至2022年3月31日的三个月的税前非现金费用为1700万美元。所记录的金额是该公司根据其对OPUC收益测试的解释而作出的估计。根据OPUC批准的收益测试方法，PGE预计不会超过其规定的股本回报率，因此，预计2021年和2022年不会释放延期或收益测试准备金。OPUC在最终决定2020、2021年和2022年收益测试的应用方面有很大的自由裁量权，与公司截至2022年6月30日保留的金额相比，可能会导致额外的折扣，这可能是重大的。

新冠肺炎的影响-新冠肺炎疫情对经济活动产生了各种不利影响。公司应对了许多客户面临的困难，并已采取措施支持其客户和社区，包括在危机期间暂停断线和滞纳金，制定计时付款安排，并与当地非营利性组织合作，以减轻对小企业和低收入住宅客户的影响。由于这些活动和经济困难，PGE的坏账支出、收入损失和其他增量成本都有所增加。

2020年3月，PGE向OPUC提交了一份申请，要求推迟与新冠肺炎相关的收入损失和某些增量成本，如坏账支出。申请要求能够推迟与新冠肺炎大流行相关的增支费用，但没有具体说明推迟的确切范围，也没有具体说明PGE收回递延金额的手段。PGE、OPUC管辖下的其他公用事业公司、干预者和OPUC工作人员就根据UM 2114文件有资格延期的公用事业公司所发生的费用范围进行了讨论。这种讨论的结果是能源条款表(条款表)，其中规定了延期范围内的成本，但没有说明收回这些成本的时间。2020年9月，OPUC通过了一项拟议的OPUC员工动议，要求员工执行纳入条款说明书条款的规定。PGE的延期申请于2020年10月获得OPUC批准，条款说明书的最终规定于2020年11月获得批准。

截至2022年6月30日和2021年12月31日，PGE的递延余额为美元34百万美元和美元36分别为100万欧元，主要是坏账支出超过目前在客户价格中考虑和收取的坏账支出。根据条款说明书，PGE预计在2022年9月30日之后，将停止推迟与没有按时付款安排的客户相关的增量坏账费用。该公司已经公布了与截至2020年的年度相关的递延，导致截至2022年3月31日的三个月的收益产生了200万美元的税前费用。所记录的金额是该公司根据其对OPUC打算对公用事业公司COVID延期的某些要素进行收益测试的理解而做出的估计。任何递延成本的摊销将在客户价格摊销之前接受OPUC的审查，并将受到收益审查的影响。

PGE认为，递延的金额是有可能收回的，因为该公司谨慎地产生的成本是为了应对新冠肺炎大流行卫生紧急情况的独特性质。OPUC在做出恢复的最终决定方面拥有很大的自由裁量权。OPUC关于总体审慎的结论，包括收益评估，可能导致部分或全部PGE推迟复苏。这种免税额将被确认为对收入的计入。
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2020年劳动节野火—2020年，俄勒冈州经历了有记录以来最具破坏性的野火季节，超过100万英亩的土地被烧毁。PGE的野火缓解规划包括定期的全系统风险评估，这导致在Mt.附近的一个区域确定并启动了一个PSPS。胡德市在2020年被确定为野火高危地区。此外，为了应对2020年俄勒冈州的野火，PGE与当地和地区机构合作，切断了另外八个高风险火区的电力供应。俄勒冈州林业部已开始调查克拉克马斯县野火的原因。该公司已收到传票，并正在全力配合。该公司不知道有任何由PGE设备引起的野火。

2020年10月，OPUC正式批准了PGE关于推迟2020年野火相关费用的请求。截至2022年6月30日和2021年12月31日，PGE与2020年野火应对相关的累计递延成本为美元30百万美元和美元45分别为100万美元。根据第22-129号命令中概述的收益测试，公司已公布了与截至2020年的年度相关的递延，导致截至2022年3月31日的三个月的收益税前费用为1500万美元。所记录的金额是该公司根据其对OPUC收益测试的解释而作出的估计。

缓解野火—代表PGE根据俄勒冈州参议院第762号法案(SB 762)加强对其系统的努力，以提高野火安全和对天气和其他灾难相关危机的弹性的增量成本和投资，该法案在2021年立法会议上获得通过，生效日期为2021年7月19日。这些努力包括加强树木和灌木丛的清理，更换设备，并与地方、州和联邦土地和应急管理机构密切合作制定应急计划，以便在需要时进一步扩大PSPS的使用。根据SB 762，PGE于2021年12月向OPUC提交了一份基于风险的野火保护计划。在第22-129号命令中，OPUC没有采取任何费率调整机制，而是请PGE提交一份文件，提议按照SB 762为增加的野火费用建立费用回收机制，并对合理性进行持续审查。PGE 2022年GRC的结果提供了每年2400万美元的客户价格，用于缓解野火的努力。2022年7月1日，PGE提交了OPUC docket UM 2019的重新授权申请，以推迟超过客户价格中批准的金额的增量野火缓解成本。截至2022年6月30日，PGE与野火缓解相关的递延余额为#美元20百万美元。虽然本公司相信延期的全部金额可能会收回，但OPUC在作出收回的最终决定方面拥有重大酌情权。OPUC的总体审慎结论可能导致部分或全部PGE推迟复苏。这种免税额将被确认为对收入的计入。

该公司于2019年根据OPUC案卷UM 2019提交的与野火缓解相关的费用延期申请尚未得到OPUC的批准。

2021年2月冰暴和冰灾—2021年2月，一系列涉及大雪、大风和大冰的历史性风暴影响了美国，包括PGE的服务领土。俄勒冈州州长宣布进入紧急状态，因为恶劣的冬季天气导致大雪和冰层堆积，大风，严重的交通故障，以及电力和通信能力的丧失。风暴带来的风和冰对PGE的输电和配电系统造成了重大破坏，导致超过75万次停电，许多客户不止一次受到影响。在恢复活动的高峰期，PGE在整个服务地区部署了400多名维修人员，其中许多人是通过来自整个西部的互助安排提供的。

2021年2月15日，PGE提交了一份申请，要求授权推迟2月风暴的紧急恢复成本(案卷UM 2156)，截至2022年6月30日，该公司已推迟与风暴造成的额外运营费用相关的总计7200万美元，包括利息。与更换和重建因风暴而受损的PGE设施以及处理在PGE财产和通行权内外的植被和其他由此产生的碎片和危险有关的已发生和递延费用。PGE收到了OPUC第22-020号命令，批准了2022年第一季度的2月Storms延期。虽然公司认为延期的全部金额有可能收回，但考虑到PGE谨慎地产生的成本是为了回应独特的
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由于风暴的性质史无前例，OPUC在做出恢复的最终决定方面有很大的自由裁量权。OPUC关于总体审慎的结论，包括盈利测试，可能导致PGE的部分或全部延期复苏被禁止。这种免税额将被确认为对收入的计入。

宣布进入紧急状态—2021年9月，OPUC发布了一项命令，批准预先授权推迟与宣布的紧急状态相关的费用。符合条件的事件将包括联邦或州宣布的紧急状态，对PGE的服务区域产生影响。以前，当发生这种性质的事件时，公司必须提交递延会计申请，并必须寻求OPUC批准此类递延会计申请才能生效。有了这一命令，PGE将在宣布紧急状态后30天内提供符合条件的事件的通知，并且不需要寻求OPUC的批准，即可对与紧急情况相关的递延会计处理应用递延会计处理。OPUC继续负责审查公用事业公司要求将递延金额摊销到客户价格中的请求，包括在未来的程序中审查公用事业公司的审慎程度，以及其他要求。PGE没有在这一延期令项下记录任何费用。

电力成本—根据AUT程序，PGE每年提交下一年的电力成本估计数。经OPUC批准，2022年AUT包括2022年电力成本的最终增加，以及在2021年基础上相应增加6400万美元的年度收入要求，这些都反映在2022年1月1日生效的客户价格中。2021年，实际NVPC比基准NVPC高出6200万美元，超出了既定的死区范围。根据公司的电力成本调整机制(PCAM)和相关收益测试，PGE已将超额差异的90%推迟到2021年，即3000万美元，预计将从客户那里收取。请参阅“电力运营“有关PCAM的更多信息，请参阅第2项的此概述部分。

波特兰港环境修复账户(PHERA)机制—美国环境保护署(EPA)已将PGE列为与波特兰港超级基金现场修复有关的100多个潜在责任方(PRP)之一。截至2022年6月30日，在清理的确切边界、清理费用的责任分配、环境保护局最终选择拟议的补救措施以及费用在PRP之间的分配方法方面，仍存在重大不确定性。PGE很可能会分担一部分成本。在2017年发布的一份决定记录(Rod)中，环保局概述了其选定的波特兰港遗址清理补救计划，估计总成本为#美元。1.7十亿美元。利益相关者担心，EPA的成本估计被低估了，PGE估计，波特兰港每个Rod的未折扣总补救成本可能在19亿美元到35亿美元之间。该公司目前没有足够的信息来合理估计其调查或补救波特兰港的潜在成本的金额或范围。然而，在最终确定PRP之间的分配百分比之前，公司可能会获得足够的信息，以制定其潜在负债的合理估计或范围，这将需要记录估计或范围的低端。该公司与修复波特兰港的费用有关的责任可能会对PGE的财务状况产生重大影响。此类成本对公司经营业绩的影响通过PHERA机制得到缓解。经OPUC批准，本公司的回收机制允许本公司通过结合第三方收益(包括但不限于保险回收)和必要的客户价格，推迟和收回与波特兰港超级基金网站相关的估计负债和已发生的环境支出。该机制建立了对环境支出和第三方收益的年度审慎审查，超过600万美元的年度支出(不包括或有负债)须接受年度收益测试。PGE的业务结果可能会受到影响，如果OPUC认为这种支出是轻率的，或者按照规定的收益测试不允许这样做。关于PHERA机制的更多信息，见“环境保护局对波特兰港的调查”，见“简明合并财务报表附注”中的“或有事项”。

脱钩—OPUC此前授权的脱钩机制将持续到2022年，旨在弥补因能源效率、客户拥有的发电以及住宅和某些商业客户的节能努力而导致的电力销售减少造成的利润率损失。这个
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目录表
如果每个客户经天气调整后的使用量少于(或超过)公司最新GRC预测的使用量，则提供从客户那里收取(或向客户退款)的机制。

脱钩机制下的收款每年不得超过每个合资格客户类别收入的2%，这是根据收款时适用关税表的实际净价计算的。对于2022年记录的估计收藏量，2%的限制将适用于2024年1月1日生效的适用关税减让表的净价。脱钩机制下的任何潜在退款没有限制，因此，自新冠肺炎大流行以来住宅客户的需求增加，导致脱钩机制下的估计退款较大，这在很大程度上抵消了住宅需求增加带来的收入增加。

在2022年GRC中，各方达成了一项协议，取消了PGE在2022年5月9日开始的案件中根据新客户价格生效日期的脱钩机制。根据GRC命令，OPUC通过了该协议，推迟付款将于2023年停止，尽管先前记录的延期付款将按计划继续摊销，直到收取或退还未来客户价格，推迟付款将按比例继续到2022年底。

在截至2022年6月30日的六个月中，该公司向住宅和商业客户记录的退款总额估计为100万美元，这是由于每个客户的实际天气调整使用与2019年GRC预测的使用存在差异。本公司继续看到，在家中花费更多时间的住宅客户的经天气因素调整后的人均使用量增加，而受到新冠肺炎疫情不利影响的商业客户的人均使用量下降。

截至2021年12月31日，PGE已记录的估计退款总额为1000万美元，根据OPUC的批准，将在一年内退还给客户，从2023年1月1日开始。

暂缓支付船东收入规定—2020年10月，干预者向OPUC提交了延期申请，要求PGE推迟并退还与本公司的Boardman燃煤发电厂(Boardman)相关的收入要求，该要求当时已包括在本公司2019年GRC确立的客户价格中。申请称，客户需要推迟，以充分反映自2020年10月15日博德曼停止运营以来收入要求的减少。2021年10月，干预者向OPUC提交了一项动议，要求将开放的Boardman延期议程与PGE的开放的2022年GRC议程合并。行政法法官否认了合并，尽管确实提供了利用2022年GRC程序解决任何延期问题的机会。

PGE估计，截至2020年12月31日的一年，博德曼的收入需求为1,400万美元，截至2021年12月31日的一年额外需要6,600万美元，截至2022年6月30日的6个月为2,300万美元。根据收益测试的应用，PGE没有记录与Boardman有关的退款。

在2022年的GRC命令中，OPUC发现，延期是有理由的，需要经过收益测试才能摊销。2022年7月27日，该公司提交了一份申请，根据OPUC的批准，该申请将表明该公司没有超过2020年或2021年的收益测试门槛，因此，这两年将不需要退款。2022年GRC订单产生的客户价格不再包括2022年5月9日新客户价格生效后与Boardman相关的任何收入要求。根据2022年的盈利测试，PGE预计不会超过其规定的股本回报率。OPUC在最终决定2020年、2021年和2022年收入测试的应用方面有很大的自由裁量权，可能会导致额外的折扣或退款，这可能是实质性的。

可再生的恢复框架—正如OPUC之前授权的那样，可用于回收与可再生资源相关的成本的主要方法是RAC，它允许PGE通过在每年4月1日之前提交的文件来收回谨慎产生的成本。在2019年GRC命令中，OPUC授权将审慎
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目录表
在某些条件下，未来RAC备案中与可再生能源相关的能源储存项目的成本。在2022年期间，没有根据RAC提交重大申请。

经营活动

PGE与其自身发电组合提供的电力相结合，以满足其零售负荷要求并平衡其能源供应与客户需求，在批发市场购买和销售电力。该公司还为该地区的第三方提供投资组合管理和批发市场销售服务。PGE还参与了加州独立系统运营商的西部能源不平衡市场，该市场允许公司通过更好地匹配可再生资源的可变输出，将更多的可再生能源整合到电网中。PGE还在美国和加拿大购买天然气，为其发电组合提供燃料，并将多余的天然气卖回批发市场。

该公司的收入和现金流主要来自向其零售客户销售和分配电力。季节性天气条件对电力需求的影响可能会导致公司的收入、现金流和运营收入在不同时期波动。从历史上看，PGE在冬季供暖季节经历了最高的MWA交货量和能源零售销售，尽管夏季交货量高峰期的实例有所增加，这通常是由于空调需求。零售客户价格变化和客户使用模式可能会受到经济的影响，也会对收入产生影响。批发电力供应和价格、水力发电和风力发电以及火力发电厂和天然气厂的燃料成本也会影响运营收入。

客户和需求-下表列出了所指时期的总发电量和按客户类型划分的平均零售客户数量：
截至6月30日的三个月，能源增加(减少)百分比
送货		截至6月30日的六个月，能源增加(减少)百分比
送货
2022202120222021
能源交付(以千兆瓦为单位)：
零售业：
住宅1,724 1,764 (2)%3,940 4,003 (2)%
商业广告1,552 1,601 (3)%3,186 3,165 1 %
工业998 916 9 %1,972 1,813 9 %
小计4,274 4,281 — %9,098 8,981 1 %
直接访问：
商业广告133 148 (10)%264 298 (11)%
工业441 402 10 %854 761 12 %
小计574 550 4 %1,118 1,059 6 %
零售能源供应总量4,848 4,831 — %10,216 10,040 2 %
能源批发输送1,425 1,259 13 %2,932 2,504 17 %
能源输送总量6,273 6,090 3 %13,148 12,544 5 %


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目录表
截至6月30日的三个月，截至6月30日的六个月，
2022202120222021
平均零售客户数量：
住宅809,00288 %798,79988 %807,777 88 %798,20088 %
商业广告112,09012 110,82512 111,879 12 110,76412 
工业193— 190— 192 — 191— 
直接访问553— 584— 552 — 593— 
总计921,838 100 %910,398 100 %920,400 100 %909,748 100 %

在工业客户阶层强劲需求的推动下，截至2022年6月30日的6个月，零售能源总交货量比截至2021年6月30日的6个月增长了2%。

工业阶层经历了能源输送的增加，这主要是由于高科技和数字服务部门的持续增长。住宅使用量继续增加，因为公司服务区域的远程和混合工作计划仍然存在，尽管总交货量略有下降，反映了相对温度的影响，因为2022年将出现供暖和降温程度-比2021年前六个月的平均天数更接近平均水平。

下表显示了截至2022年6月30日和2021年6月30日的三个月和六个月的供暖和降温天数，以及根据波特兰国际机场美国国家气象局提供的天气数据计算的当前15年平均值：
热度-天数降温程度-天数
20222021平均20222021平均
第一季度1,761 1,805 1,846 — — — 
四月454 290 365 — — 2 
可能242 167 184 — 21 24 
六月65 41 75 75 217 74 
第二季度761 498 624 75 238 100 
年初至今2,522 2,303 2,470 75 238 100 
较15年平均水平增加/(减少)2 %(7)%(25)%138 %

经天气影响调整后，截至2022年6月30日的六个月，零售能源总交货量比2021年同期增长2.7%。这一增长反映出与前一年相比，工业交货量增加了10%，商业交货量增加了1%，住宅交货量略有下降。2022年前六个月，经天气调整的住宅送货服务的每位客户的平均使用量比2021年下降了1.5%，而2022年的住宅客户平均数量比2021年增加了1.2%。

该公司的服务成本选择退出计划限制了客户参与固定的三年和最低五年选择退出计划，这些计划占向从ESSS购买能源的Direct Access客户提供的大部分能源。这一上限将把向这些客户提供的能源供应限制在2022年前六个月PGE总零售能源供应的13%左右。

2020年2月初，PGE开始根据OPUC创建的针对计划外、大容量、新负载和现有客户站点的大负载增长的新大负载直接访问计划向客户提供服务。随着新的大负荷直接接入计划的采用，该计划的上限为119兆瓦，公司高达18%的能源输送可能由ESSS提供。ESSS向Direct Access客户实际交付的能源占2022年和2021年前六个月PGE总零售能源交付的11%。

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目录表
电力运营-PGE利用自己的发电资源和批发市场交易的组合来满足零售客户的能源需求。该公司通过买卖电力和天然气参与批发市场，努力满足零售客户的需求，并为其获得合理的价格电力。PGE不断根据众多因素做出经济调度决策，如工厂可用性、客户需求、河流流量、风力条件和当前的批发价。因此，为满足公司零售负荷要求而在批发市场生产和购买的电力数量可能会因时期而异，并会影响NVPC和运营收入。

下表提供了截至2022年6月30日和2021年6月30日的6个月本公司发电资源的表现：
 
工厂供货情况(1)
实际提供的能量与预计水平相比(2)
实际提供的能源占零售总负荷的百分比
 202220212022202120222021
一代人：
散热：
天然气84 %87 %78 %175 %33 %45 %
煤，煤(3)
83 78 91 105 10 9 
风(4)
74 85 80 112 9 13 
水力发电96 94 81 76 6 6 
(1)工厂可用性表示工厂可用于运营的时间百分比，该时间段受计划内维护和强制或计划外停电的影响。
(2)预计的能量水平包括在PGE的AUT中。这些预测确定了下一个日历年零售价的电力成本部分。任何短缺通常都会被来自更高成本来源的电力取代，而任何过剩通常会取代来自更高成本来源的电力。
(3)工厂的可用性反映了科尔斯特兰，而PGE并不运营该公司。
(4)工厂供应包括PGE不运营的Whetridge。

在截至2022年6月30日的六个月内，从PGE拥有和联合拥有的热电厂收到的能源与2021年相比下降了19%。这一下降主要与PGE的天然气发电厂有关，这些工厂已被更高的水力发电量和购买量以及因天然气价格上涨而做出的经济调度决定所取代。根据预测的市场价格、运行工厂的可变成本和工厂的限制，预计将从热资源中获得的能量每年在AUT中进行预测。PGE的热电厂需要不同程度的年度维护，通常在一年的第二季度进行。

从PGE自有发电和购买的水力发电来源获得的总能源增加 在截至2022年6月30日的6个月内，与2021年相比增长了35%，这主要是由于有利的积雪条件导致径流增加。在截至2022年6月30日的六个月里，从哥伦比亚中部和其他地区性水电项目购买的能源增加了44%，而公司拥有的设施产生的能源减少了3%，这主要是由于PGE将其在Pelton/圆形按钮的16.66%的所有权权益出售给了俄勒冈州温泉保护区(CTWS)的联邦部落，自2022年1月1日起生效。PGE购买了CTWS项目产出的100%份额。预计将从水力发电资源中获得的能源在AUT中每年进行预测，其基础是一项修改后的水电研究，该研究利用了80年的历史径流数据。请参阅“购买的电力和燃料“在本项目2的”业务成果“一节中，关于区域水电成果的进一步详情。

在截至2022年6月30日的六个月内，从PGE拥有的风能资源和合同下收到的能源与2021年相比下降了19%，这主要是由于期内计划外工厂停运所致。预计从风力发电资源获得的能源是根据历史发电量在AUT中每年进行预测的。风
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目录表
在没有历史数据的情况下，发电量预测是使用历史风级的5年滚动平均值或预测研究来制定的。

根据PGE的PCAM，公司可以与客户分享与NVPC相关的部分成本差异。客户价格可以每年调整，以吸收客户价格(基准NVPC)中包含的预测NVPC与当年实际NVPC之间的差额，前提是此类差额超过规定的“死区”限制，范围从低于基准NVPC的1500万美元到高于基准NVPC的3000万美元。在实际NVPC超出死区范围的范围内，PCAM提供90%的超额差额从客户那里收取或退还给客户。根据监管盈利测试，只有在导致PGE于特定年度的实际监管股本回报率(ROE)高于本公司最新授权股本回报率不少于1%的情况下，才会进行退款，而只有在导致PGE该年度的实际监管ROE不超过低于本公司授权ROE的1%的情况下，才会进行收款。以下是为监管目的而计算的本公司PCAM在截至2022年6月30日和2021年6月30日的六个月的结果摘要：

•截至2022年6月30日的六个月，实际NVPC为 $32比基准NVPC低100万。根据预测数据，截至2022年12月31日的一年，NVPC目前估计低于基线，超出既定的死区范围。根据PCAM及相关收益测试，由于PGE的初步监管ROE估计低于10.5%，因此根据PCAM预计2022年不会向客户退款。

•截至2021年6月30日的六个月，实际NVPC比基准NVPC低600万美元。在截至2021年12月31日的一年中，实际NVPC比基准NVPC高出6200万美元，超出了既定的死区范围。根据PCAM，由于根据相关盈利测试，PGE的初步监管净资产收益率低于8.5%，PGE递延30,000,000美元，相当于预期向客户收取的超额差异的90%。关于2021年PCAM结果的最终决定将由OPUC通过2022年的公开备案和审查做出。OPUC在做出恢复的最终决定方面拥有很大的自由裁量权。OPUC关于总体审慎的结论，包括收益评估，可能导致部分或全部PGE推迟复苏。这种免税额将被确认为对收入的计入。



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目录表
经营成果

下表提供了财务和业务资料，供管理层讨论和分析业务成果时一并考虑。

本报告所列期间的业务结果如下(百万美元)：

截至6月30日的三个月，增加(减少)百分比截至6月30日的六个月，增加(减少)百分比
2022202120222021
总收入$591 $537 10 %$1,217 $1,146 6 %
运营费用：
购买的电力和燃料168 185 (9)%370 354 5 %
发电、输电和配电85 76 12 %175 156 12 %
行政和其他84 79 6 %173 165 5 %
折旧及摊销103 101 2 %202 204 (1)%
所得税以外的其他税种39 35 11 %79 73 8 %
总运营费用479 476 1 %999 952 5 %
营业收入112 61 84 %218 194 12 %
利息支出，净额*38 33 15 %76 67 13 %
其他收入：
建设期间使用的股权资金拨备3 5 (40)%6 9 (33)%
杂项收入净额— 3 (100)%— 5 (100)%
其他收入，净额3 8 (63)%6 14 (57)%
所得税前收入支出77 36 114 %148 141 5 %
所得税费用13 4 225 %24 13 85 %
净收入64 32 100 %124 128 (3)%
其他综合收益1 — — %1 — — %
净收益和综合收益$65 $32 103 %$125 $128 (2)%
*包括100万美元的建造期间使用的借款津贴和 截至2022年和2021年6月30日的三个月为200万美元，截至2022年和2021年6月30日的六个月分别为300万美元和400万美元。

净收入 在截至6月30日的三个月里，2022年是截至2021年6月30日的三个月的两倍，因为总收入增加，而购买的电力和燃料费用下降。收入的增加是几个因素的结果，包括客户价格的上升，以弥补OPUC在AUT中授权的预期的更高的净可变电力成本。与2021年同期相比，该公司能够优化电力和天然气的远期合同，以降低其购买的电力和燃料费用，从而提高运营收入。批发收入也大幅增长，而其他营业收入反映了将过剩天然气重新出售给市场的收益。业务费用总额与上一年季度相当，因为购买的电力和燃料费用节省主要抵消了其他细列项目的小幅增长。其他收入下降的主要原因是非合格福利计划信托资产的业绩发生变化。所得税增加的主要原因是所得税支出前的收入增加。
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目录表

截至2022年6月30日的六个月的净收入与2021年同期相当。批发收入是2022年收入增加的最大贡献者，因为数量和价格都有所增加。零售收入的增长是由于客户价格的增加，以满足OPUC在AUT中授权的预期更高的可变电力净成本，预计将被更高的电力成本所抵消。
零售能源交货量增长2%，主要是受包括高科技制造业在内的工业需求持续增长的推动。天然气和电力价格上涨的影响，加上客户需求的增加，也推高了购买的电力和燃料费用。零售收入受到2022年平均价格组合略有下降的影响，这是工业部门需求增加的结果。业务费用的增加反映了第22-129号命令概述的收益测试、与服务恢复费用有关的支出以及持续的植被管理活动的结果。2022年较高的相对所得税支出反映了2022年第二季度所得税前支出较高，以及2021年第一季度发生的地方税流转调整的有利影响。

总收入列报各期间的构成如下(百万美元)：

截至6月30日的三个月，截至6月30日的六个月，
2022202120222021
零售业：
住宅$250 42 %$249 46 %$558 46 %$559 49 %
商业广告168 28 170 32 346 29 332 29 
工业73 12 62 11 142 12 122 11 
直接访问*9 2 13 2 17 1 24 2 
小计500 84 494 91 1,063 88 1,037 91 
扣除摊销后的替代收入计划3 1 (8)(1)4 — (11)(1)
其他应计收入，净额— — (2)— — — 11 1 
零售总收入503 85 484 90 1,067 88 1,037 91 
批发收入65 11 41 8 121 10 74 6 
其他营业收入23 4 12 2 29 2 35 3 
总收入$591 100 %$537 100 %$1,217 100 %$1,146 100 %

*截至2022年6月30日的三个月和六个月，来自Direct Access客户的商业收入分别为300万美元和600万美元。在2021年的可比三个月和六个月期间，收入为500万美元， 分别为900万美元。截至2022年6月30日的三个月和六个月，来自Direct Access客户的行业收入分别为600万美元和1100万美元。在2021年可比的三个月和六个月期间，收入分别为700万美元和1500万美元。


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目录表
零售总收入-与2021年同期相比，截至2022年6月30日的三个月和六个月的零售总收入增长的原因如下(单位：百万)：
截至三个月截至六个月
June 30, 2021$484 $1,037 
OPUC批准的AUT造成的增加(部分抵消了所购电力和燃料)16 36 
由客户负载增长推动的更高零售能源交付带来的增长2 17 
增长归因于与脱钩机制相关的替代收入计划，主要原因是2021年每个客户的住宅使用量增加，并在2022年按比例取消该机制4 1 
由于各种补充关税和调整的组合而产生的减少(3)(2)
收回与风暴有关的开支的收入4 (7)
减少，主要是由于新冠肺炎经济复苏和工业需求增加导致客户类别结构发生变化，能源交付平均价格发生变化(4)(15)
June 30, 2022$503 $1,067 
零售总收入的变化$19 $30 

批发收入由于向公用事业公司和电力营销商出售电力，本公司努力为其零售客户确保合理的电价，管理风险，并管理其当前的长期批发合同。由于经济状况、电力和燃料价格、水电和风能供应以及客户需求，此类销售每年可能会有很大差异。

在截至2022年6月30日的三个月中，批发收入比截至2021年6月30日的三个月增加了2400万美元，增幅为59%，这是因为平均批发价比平均批发价高40%增加了1800万美元，加上销售量增加了13%，增加了600万美元。尽管在截至2021年6月30日的三个月中，由于低于2021年地区平均水电产量、地区产能减少以及2021年6月经历的极端高温事件造成的需求影响，价格处于高位，但由于强劲的需求、全球能源问题对天然气价格的影响以及该地区持续的产能限制，2022年价格继续上涨。

截至2022年6月30日的六个月，批发收入比截至2021年6月30日的六个月增加了4700万美元，其中平均批发销售价格上涨了39%，推动了3400万美元的增长。销售价格上涨是几个因素造成的，包括整体经济复苏和影响能源商品市场的宏观经济因素，但主要是由天然气价格上涨推动的。此外，销售额增长了17%，又贡献了1,300万美元。

其他营业收入与2021年同期相比，截至2022年6月30日的三个月增加了900万美元，这是因为市场状况允许公司出售多余的天然气。

在截至2022年6月30日的6个月中，其他营业收入与2021年同期相比减少了600万美元。2021年第一季度，市场状况允许该公司以1000万美元的收益出售过剩天然气，而在2022年，这些过剩天然气以600万美元的亏损出售。

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目录表
购买的电力和燃料费用包括为满足PGE零售负荷要求而购买的电力和用于发电的燃料的成本，以及已敲定的电力和天然气财务合同的成本。

与2021年同期相比，截至2022年6月30日的三个月和六个月购买的电力和燃料的变化情况如下(百万美元，不包括每兆瓦时的平均可变电力成本)：
截至三个月截至六个月
June 30, 2021$185 $354 
与每兆瓦小时平均可变功率成本相关的降低(61)(57)
与系统总负载相关的增加44 73 
June 30, 2022168 370 
购买的电力和燃料的变化$(17)$16 
每兆瓦时平均可变功率成本：
June 30, 2021$32.08 $29.51 
June 30, 2022$28.40 $29.43 
系统总负载(毫瓦时，以千计)：
June 30, 20215,75411,991
June 30, 20225,94612,594

截至2022年6月30日的三个月，6100万美元 与每千瓦时平均可变电力成本变化相关的下降是由于购买电力的平均成本下降了22%，以及公司自身发电的平均成本下降了51%。从PGE拥有和购买的水力发电来源获得的总能量大幅增加，原因是径流条件高于平均水平，这降低了电力成本，并从经济上取代了本公司成本较高的天然气发电厂来源的电力。4400万美元 与系统总负荷相关的增长主要是由于根据经济调度决策从购买电力获得的电力输送增加了42%。这被公司自己那一代人减少了29%所抵消。

截至2022年6月30日的6个月，5700万美元 与每千瓦时平均可变电力成本变化相关的下降是由于购买电力的平均成本下降了10%，以及公司自身发电的平均成本下降了25%。7300万美元 与系统总负荷相关的增长主要是由于2022年天然气设施的经济置换导致从购买电力获得的能源输送增加了38%。这被公司自己那一代人减少了18%所抵消。
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目录表
PGE的能源来源、系统总负荷和零售负荷需求如下：
截至6月30日的三个月，截至6月30日的六个月，
2022202120222021
能源(兆瓦单位：千)：
一代人：
散热：
天然气1,086 18 %1,906 33 %3,235 26 %4,289 36 %
煤，煤356 6 313 5 966 8 895 7 
总热量1,442 24 2,219 38 4,201 34 5,184 43 
水力发电293 5 264 5 566 4 581 5 
风516 9 665 12 908 7 1,197 10 
总发电量2,251 38 3,148 55 5,675 45 6,962 58 
购买的电力：
水力发电2,002 33 1,343 23 3,564 27 2,472 21 
风250 4 244 4 445 4 482 4 
太阳能216 4 175 3 329 3 267 2 
天然气— — — — 2 — 4 — 
废物、木材和垃圾填埋气42 1 44 1 79 1 83 1 
未指定来源1,185 20 800 14 2,500 20 1,721 14 
总购入电力3,695 62 2,606 45 6,919 55 5,029 42 
系统总负载5,946 100 %5,754 100 %12,594 100 %11,991 100 %
减少：批发销售额(1,425)(1,259)(2,932)(2,504)
零售负载要求4,521 4,495 9,662 9,487 

上表中的购入电力包括根据1978年《公用事业监管政策法案》(PURPA)从符合条件的设施获得的电力，如下所示：
截至6月30日的三个月，截至6月30日的六个月，
2022202120222021
能源(兆瓦单位：千)：
PURPA购买的电力：
水力发电8 5 14 10 
风8 9 13 15 
太阳能178 164 282 252 
废物、木材和垃圾填埋气24 29 45 47 
总计218 207 354 324 

下表列出了2022年4月至9月的预测径流量和2021年与PGE水力资源相关的主要河流特定点的实际径流量：
径流占正常流量的百分比*
位置2022年预测2021年实际
俄勒冈州达勒斯哥伦比亚河110 %82 %
华盛顿州大库利的中哥伦比亚河114 89 
俄勒冈州埃斯塔卡达的克拉卡马斯河141 70 
俄勒冈州穆迪的德舒特河94 84 
*西北太平洋地区的水量供应预测和历史平均值由西北河流预报中心与自然资源保护局和其他合作机构共同编制。
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目录表

实际NVPC2022年截至6月30日的三个月和六个月与2021年同期相比下降情况如下(单位：百万)：
截至三个月截至六个月
June 30, 2021$144 $280 
购买的电费和燃料费(17)16 
批发收入(24)(47)
June 30, 2022$103 $249 
NVPC的变化$(41)$(31)

有关与PCAM相关的NVPC的更多信息，请参阅“购买的电费和燃料费”和“收入”有关更多详细信息，请参阅本《运营结果》。

截至2022年6月30日和2021年6月30日的三个月，实际NVPC为 分别比基准NVPC低1,700万美元和高1,900万美元。截至2022年6月30日和2021年6月30日的六个月，实际NVPC为$32分别比基准NVPC低600万美元和高出600万美元。

根据预测数据，截至2022年12月31日的年度NVPC目前估计低于 基线和死区外。根据PCAM的收益测试，由于PGE的初步监管ROE预计低于10.5%，因此根据PCAM，预计2022年不会向客户退款。

发电、输电和配电截至2022年6月30日的三个月和六个月与2021年同期相比增长如下(单位：百万)：
截至三个月截至六个月
June 30, 2021$76 $156 
根据OPUC 2022 GRC订单中创建的收益测试发布之前的递延金额— 16 
服务恢复和风暴应对费用较高，2021年2月风灾和冰暴恢复费用除外7 6 
更高的员工薪酬和福利支出3 6 
(较低)/较高的分配植被管理、检查和维护费用(1)3 
2021年2月风雪和冰暴恢复费用— (13)
杂项费用— 1 
June 30, 2022$85 $175 
发电、输电和配电的变化$9 $19 

PGE经历了较高的发电、输电和配电费用，主要来自植被管理活动以及强劲的劳动力市场和不断上涨的材料和供应成本。


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目录表
行政和其他截至2022年6月30日的三个月和六个月与2021年同期相比增长如下(以百万为单位)：
截至三个月截至六个月
June 30, 2021$79 $165 
监管计划摊销2 3 
较高的专业服务费用2 2 
(较低)/较高的员工薪酬和福利支出(2)1 
降低坏账支出(2)(3)
杂项费用5 5 
June 30, 2022$84 $173 
行政和其他方面的变更$5 $8 

较高的行政和其他费用反映了在强劲的劳动力市场以及材料成本的推动下，员工工资和福利费用以及包括劳动力在内的外部服务费用的增加。

折旧及摊销 与2021年同期相比，截至2022年6月30日的三个月的支出增加了200万美元。截至2022年6月30日的三个月的增长是由于OPUC 2022年GRC命令批准并于2022年5月开始的Colstrie工厂加速折旧，以及资本增加带来的工厂余额增加，部分被监管摊销和延期活动所抵消。
与2021年同期相比，截至2022年6月30日的6个月的折旧和摊销费用减少了200万美元。这一下降是由监管摊销和延期活动推动的，但被Colstrain工厂加速折旧以及资本增加导致的工厂余额增加部分抵消。

所得税以外的其他税种 与2021年同期相比，截至2022年6月30日的三个月和六个月的支出分别增加了400万美元和600万美元。截至三个月和六个月的增长是由更高的特许经营权、工资和财产税支出推动的。

利息支出，净额 与2021年同期相比，截至2022年6月30日的三个月和六个月分别增加了500万美元和900万美元，原因是与租赁相关的利息支出和长期债务余额增加。

其他收入，净额与2021年同期相比，截至2022年6月30日的三个月和六个月分别减少了500万美元和800万美元。下降的原因是不合格福利信托的不利市场变化，以及建筑工程余额减少导致AFUDC股权收入下降。

所得税费用与2021年同期相比，截至2022年6月30日的三个月和六个月分别增加了900万美元和1100万美元。截至2022年6月30日的三个月的增长是由税前收入的增长推动的。截至2022年6月30日的六个月的增长是由2021年第一季度记录的累积追赶调整推动的，该调整是为了推迟和确认之前记录的某一地方流通税的递延所得税支出的监管资产。见项目1--“财务报表”中“简明合并财务报表附注”的附注10，所得税。

关键会计政策和估算

本公司的关键会计政策和估计并未如先前在本公司于2022年2月17日提交给美国证券交易委员会的截至2021年12月31日的Form 10-K年度报告第7项中所披露的那样发生重大变化。


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目录表
流动资金和资本资源

流动性

PGE进入短期债务市场，包括从银行获得循环信贷，有助于提供必要的流动性，以支持公司目前的经营活动，包括购买电力和燃料。长期资本需求主要由用于支持新客户和现有客户的配电、输电和发电设施、重大风暴破坏后的维修、信息技术系统和债务再融资活动的资本支出推动。PGE的流动性和资本需求也可能受到其他营运资金需求的重大影响，包括与批发市场活动相关的保证金存款需求，这些需求可能会因公司的远期头寸和相应的价格曲线而有所不同。

以下是PGE在所列期间的现金流摘要(以百万为单位)：

截至6月30日的六个月，
20222021
期初现金及现金等价物$52 $257 
提供的现金净额(用于)：
经营活动451 276 
投资活动(334)(337)
融资活动(78)(179)
增加(减少)现金和现金等价物39 (240)
期末现金和现金等价物$91 $17 

经营活动的现金流-经营活动的现金流量一般由从客户收到的现金和向供应商付款的金额和时间以及非现金项目的性质和金额决定，非现金项目包括折旧和摊销、递延所得税、养老金和其他退休后福利成本，在特定时期内计入净收益。以下项目导致截至2022年6月30日的6个月的运营现金流与截至2021年6月30日的6个月相比出现净变化(单位：百万)：
增加/
(减少)
净收入减少$(4)
由于天然气商品价格，从批发交易对手收到的保证金存款增加132 
由于天然气大宗商品价格，支付给批发交易对手的保证金增加38 
与推迟2021年风暴增量费用有关的增加49 
因应收账款和未开单收入变化而增加46 
应付账款减少，主要原因是向供应商付款的时间安排(68)
增加与2020年劳动节野火盈利测试准备金非现金调整至净收入相关15 
脱钩机制的变化延迟摊销净额(15)
其他杂项变更(18)
营运现金流净变动$175 

PGE估计，2022年折旧和摊销的非现金费用将在4.1亿美元之间 降至4.3亿美元。加上其他来源，预计业务部门将提供的现金总额估计在6亿至6.5亿美元之间。
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目录表

来自投资活动的现金流-截至2022年6月30日的6个月，用于投资活动的净现金与截至2021年6月30日的6个月相比减少了300万美元。投资活动中使用的现金流主要包括与新建和改善PGE配电、输电和发电设施有关的资本支出，增加了2000万美元，由出售财产收益减少1200万美元和与2021年冬季风暴恢复有关的其他搬迁费用减少1200万美元所抵消。

不包括AFUDC，该公司计划在2022年进行7.55亿美元的资本支出，预计2022年期间运营产生的现金以及发行短期和长期债务证券将为这笔支出提供资金。有关其他信息，请参阅“债务和股权融资”在第2项的这一流动资金和资本资源部分。

融资活动的现金流-在截至2022年6月30日的6个月中，用于融资活动的现金净额主要是支付了7700万美元的股息、2500万美元的失败售后回租交易收益和1800万美元的普通股回购。

资本要求

下表列出了PGE估计的资本支出和2022年长期债务的合同到期日 穿过 2026，不包括AFUDC(以百万为单位)。
20222023202420252026
持续资本支出(1)
$735 $635 $650 $650 $650 
综合运营中心20 15 — — — 
资本支出总额(2)
$755 $650 $650 $650 $650 
长期债务到期日$— $— $— $— $— 

(1)主要包括发电、输电和配电基础设施的升级和更换，以及新的客户连接。包括应计资本增加、初步工程、搬迁成本和某些无形营运资本资产。
(2)金额为截至本报告日期的估算值，可能受到经济状况的影响，包括但不限于通货膨胀的影响、材料和劳动力成本的变化以及融资成本。

债务和股权融资

PGE能否以合理的成本获得足够的短期和长期资本，取决于其财务表现和前景、信用评级、资本支出要求、投资者可选的替代方案、市场状况以及其他因素，如资本市场为应对新冠肺炎而出现的波动。管理层认为，其循环信贷安排的可用性、发行短期和长期债务和股权证券的预期能力以及预期从运营中产生的现金提供了足够的现金流和流动资金，以满足公司在可预见的未来的预期资本和运营需求。

对于2022年，PGE预计将用运营现金为估计的资本需求提供资金，预计在6亿至6.5亿美元之间，发行高达2.2亿美元的长期债务证券，并根据需要发行短期债务或商业票据。任何此类债务和商业票据的实际发行时间和金额将取决于资本支出和债务支付的时间和金额。


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目录表
短期债务。根据FERC于2022年1月20日发布的命令，PGE有权在2024年2月6日之前发行总额高达9亿美元的短期债务。下表显示了截至2022年6月30日的可用流动性(单位：百万)：
截至2022年6月30日
容量杰出的可用
循环信贷安排(1)
$650 $— $650 
信用证(2)
220 91 129 
总学分$870 $91 $779 
现金和现金等价物91 
总流动资金$870 
(1)计划于2026年9月到期。
(2)P通用电气有三种信用证安排，根据这些安排，公司可以申请原始期限不超过一年的信用证。

2021年9月，PGE修改并重述了其现有的循环信贷安排。截至2022年6月30日，PGE有一个6.5亿美元循环信贷安排将于#年到期2026年9月。该安排允许无限制的延期请求，前提是按比例持有该安排50%以上份额的贷款人批准延期请求。循环信贷安排补充了运营现金流，并提供了主要的流动性来源。此外，信贷机制提供了调整利润率和费用的潜力，其基础是PGE实现了与其非排放发电能力相关的某些与可持续发展相关的年度指标，以及由认为是黑人、土著和有色人种的女性和员工组成的管理层的百分比。根据协议条款，循环信贷安排可用作商业票据借款的后备，以允许签发备用信用证，并为一般公司目的提供现金。PGE可按借款时确定的固定利率借款1个月、3个月或6个月，或以浮动利率借款，直至适用信贷安排的剩余期限。

该公司有一个商业票据计划，根据该计划，它可以发行期限长达270天的商业票据，限制在循环信贷安排下的未使用信贷金额。截至2022年6月30日，PGE拥有 没有未偿还的商业票据。循环信贷安排下未使用的可用信贷能力总额为6.5亿美元。该公司已选择限制其在循环信贷安排下的借款，以便为偿还当时可能尚未偿还的任何商业票据的潜在需要提供担保。

长期债务。截至2022年6月30日，PGE的未偿还长期债务总额，扣除1300万美元的未摊销债务支出，为 32.86亿美元。

资本结构。PGE的财务目标包括随着时间的推移保持约50%的普通股权益比率(普通股权益占总合并资本的比例，包括当前债务到期日和不包括租赁债务)。这一目标的实现有助于公司保持投资级信用评级，并提供以优惠利率获得长期资本的途径。截至2022年6月30日和2021年12月31日，公司的普通股权益比率分别为45.5%和45.2%。


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目录表
信用评级和债务契约

PGE的担保和无担保债务被穆迪投资者服务公司(Moody‘s)和标普全球评级公司(S&P)评为投资级，目前的信用评级和展望如下：
穆迪标普(S&P)
发行人信用评级A3BBB+
优先担保债务A1A
商业票据P-2A-2
展望稳定稳定

如果穆迪或标普将PGE无担保债务的信用评级降至投资级以下，该公司可能会受到某些批发、大宗商品和传输交易对手的要求，要求提供与其价格风险管理活动相关的额外业绩保证抵押品。履约保证抵押品可以是现金保证金或信用证的形式，取决于相关协议的条款，以合同条款和商品价格为基础，并可因时期而异。PGE作为抵押品提供的现金存款在PGE的简明综合资产负债表中被归类为保证金存款，而任何签发的信用证都不会反映在简明综合资产负债表中。

截至2022年6月30日，PGE已发布 向这些交易对手提供5900万美元的抵押品，包括 2900万美元现金和 3000万美元的信用证。根据本公司的能源投资组合、对能源市场价格的估计以及截至2022年6月30日的未偿还抵押品水平，单一机构将评级下调至低于投资级时可能要求的额外抵押品金额为9,000万美元，并减少至 到2022年12月31日达到2200万美元。在双重评级机构将评级下调至投资级别以下时，可能要求的额外抵押品金额为1.7亿美元，并减少到 在2022年12月31日之前达到1.03亿美元 到2023年12月31日达到9200万美元。

PGE的融资安排不包含评级触发因素，如果评级下调，这些触发因素将导致所需利息和本金支付的加速。然而，在信贷安排下借款和签发信用证的成本将会增加。

为PGE的未偿还第一抵押债券(FMB)提供担保的契约构成了对基本上所有受监管的公用事业财产(明示除外的财产除外)的直接第一抵押留置权。FMBs每半年支付一次利息。发行FMBs要求PGE满足担保债券的抵押契约和信托契约(Indenture)中规定的收益覆盖范围和安全条款。PGE估计，在2022年6月30日，根据Indenture中最严格的发行测试，公司可能会发行高达6.18亿美元的债券 更多的FMB。任何FMBs的发行将受到市场条件的制约，金额可能会受到监管授权或其他融资协议中包含的契诺和测试的进一步限制。在某些情况下，PGE还有能力解除对契约的财产留置权，包括债券信用、现金存款或某些出售、交换或其他财产处置。

PGE的循环信贷安排包含惯例契约和信贷条款，其中包括一项要求，将信贷协议中定义的综合债务限制在总资本的65.0%(债务与总资本的比率)。截至2022年6月30日，根据信贷协议计算，该公司的债务与总资本之比为55.6%。

第三项。关于市场风险的定量和定性披露。

PGE面临各种形式的市场风险，主要包括商品价格、外币汇率和利率的波动，以及信用风险。公司市场风险或信用风险的任何变化都可能影响其未来的财务状况、经营结果或现金流。目前还没有材料
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目录表
影响本公司的市场风险或信用风险与本公司于2022年2月17日提交给美国证券交易委员会的截至2021年12月31日的Form 10-K年度报告第II部分第7A项所述的风险相比发生了变化。

第四项。控制和程序。
 
披露控制和程序

PGE的管理层在其首席执行官和首席财务官的监督和参与下，评估了截至本报告所述期间结束时，公司根据交易所法案规则13a-15(B)所要求的披露控制和程序的有效性。基于这一评估，PGE的首席执行官和首席财务官得出结论，截至2022年6月30日，这些披露控制和程序是有效的。

财务报告内部控制的变化

在本季度报告所涉期间，PGE对财务报告的内部控制没有发生重大影响或合理地可能对公司的财务报告内部控制产生重大影响的变化。

第二部分--其他资料
第1项。法律诉讼。

关于法律诉讼的资料，见项目1--“财务报表”中的附注8，简明合并财务报表附注中的或有事项。

第1A项。风险因素。

公司于2022年2月17日向美国证券交易委员会提交的截至2021年12月31日的10-K表格年度报告第I部分第1A项中列出的PGE风险因素没有实质性变化。

第二项。未登记的股权证券的销售和收益的使用。

在截至2022年6月30日的三个月内，PGE没有回购任何普通股。



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目录表
第六项。展品。
展品
数
描述
3.1
波特兰通用电气公司注册章程第三次修订和重新修订(通过引用本公司2014年5月9日提交的8-K表格的当前报告的附件3.1并入)。
3.2
第十一次修订和重新制定的波特兰通用电气公司章程(通过引用本公司2019年2月15日提交的10-K表格年度报告的附件3.2并入)。
31.1
首席执行官的证书。
31.2
首席财务官证书。
32
首席执行官和首席财务官证书。
101.INSXBRL实例文档。实例文档不会出现在交互数据文件中，因为它的XBRL标记嵌入在内联XBRL文档中。
101.SCHXBRL分类扩展架构文档。
101.CALXBRL分类扩展计算链接库文档。
101.DEFXBRL分类扩展定义Linkbase文档。
101.LABXBRL分类扩展标签Linkbase文档。
101.PREXBRL分类扩展演示文稿Linkbase文档。
104波特兰通用电气公司2022年7月28日提交的Form 10-Q季度报告的封面信息，格式为iXBRL(内联可扩展商业报告语言)。

根据S-K规例第601(B)(4)(Iii)(A)项，界定本公司其他长期债务持有人权利的若干工具被略去，因为根据每项该等被略去的文件授权的证券总额不超过本公司及其附属公司综合资产总额的10%。公司在此同意应要求向美国证券交易委员会提供任何此类文书的副本。
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目录表
签名

根据1934年《证券交易法》的要求，注册人已正式促使本报告由正式授权的签署人代表其签署。

波特兰通用电气公司
(注册人)
日期：July 27, 2022              发信人：詹姆斯·A·阿杰罗
詹姆斯·A·阿杰罗
财务高级副总裁总裁财务总监、财务主管兼公司合规官
(获正式授权的人员及主要财务人员)
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