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美国
美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549
| | | | | |
| ☒ | 根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的年度报告 |
截至本财政年度止2022年12月31日
或
| | | | | |
| ☐ | 根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的过渡报告 |
的过渡期 至
佣金文件编号001-05532-99
| | | | | |
| 俄勒冈州 | 93-0256820 |
(述明或其他司法管辖权
公司或组织) | (税务局雇主
识别号码) |
三文街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 |
根据该法第12(G)条登记的证券：无。
如果注册人是证券法规则405中定义的知名经验丰富的发行人，请用复选标记表示。是 ☒ No ☐
用复选标记表示注册人是否不需要根据该法第13节或第15(D)节提交报告。是☐ 不是 ☒
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。是 ☒ No ☐
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。是 ☒ No ☐
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“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。 在交易法第12b-2条中。
| | | | | | | | | | | | | | |
| 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提交了一份报告，证明其管理层根据《萨班斯-奥克斯利法案》(《美国联邦法典》第15编，第7262(B)节)第404(B)条对其财务报告的内部控制的有效性进行了评估，该评估是由编制或发布其审计报告的注册会计师事务所进行的。☒
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☐ No ☒
截至2022年6月30日，注册人的非关联公司持有的有投票权普通股的总市值为$4,297,974,093。就这一计算而言，高管和董事被视为附属公司。
截至2023年2月8日，有89,312,765 已发行普通股的股份。
引用成立为法团的文件
| | | | | |
| 第三部分，第10-14项 | 波特兰通用电气公司将根据第14A条为2023年4月21日举行的年度股东大会提交的最终委托书的部分内容。 |
波特兰通用电气公司
表格10-K
截至2022年12月31日止的年度
目录
| | | | | | | | | | | |
定义 | | 4 |
| | | |
| 第一部分 | | |
| | | |
| 第1项。 | 公事。 | | 5 |
| 第1A项。 | 风险因素。 | | 22 |
| 项目1B。 | 未解决的员工评论。 | | 31 |
| 第二项。 | 财产。 | | 32 |
| 第三项。 | 法律诉讼。 | | 33 |
| 第四项。 | 煤矿安全信息披露。 | | 33 |
| | | |
| 第II部 | | |
| | | |
| 第五项。 | 注册人普通股、相关股东事项和发行人购买股权证券的市场。 | | 34 |
| 第六项。 | [已保留]. | | 34 |
| 第7项。 | 管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析。 | | 34 |
| 第7A项。 | 关于市场风险的定量和定性披露。 | | 66 |
| 第八项。 | 财务报表和补充数据。 | | 69 |
| 第九项。 | 与会计师在会计和财务披露方面的变更和分歧。 | | 126 |
| 第9A项。 | 控制和程序。 | | 127 |
| 项目9B。 | 其他信息。 | | 127 |
| 项目9C。 | 关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露 | | 127 |
| | | |
| 第三部分 | | |
| | | |
| 第10项。 | 董事、高管和公司治理。 | | 128 |
| 第11项。 | 高管薪酬。 | | 128 |
| 第12项。 | 若干实益拥有人的担保所有权及管理层及相关股东事宜。 | | 128 |
| 第13项。 | 某些关系和相关交易，以及董事的独立性。 | | 128 |
| 第14项。 | 首席会计费及服务费。 | | 128 |
| | | |
| 第四部分 | | |
| | | |
| 第15项。 | 展品、财务报表明细表。 | | 129 |
| 第16项。 | 表格10-K摘要 | | 130 |
| | | |
| 签名 | | 130 |
定义
下面定义的缩写或首字母缩写在本表格10-K中使用：
| | | | | | | | |
| 缩写或首字母缩写 | | 定义 |
| AFUDC | | 施工期间使用的资金拨备 |
| 阿罗 | | 资产报废债务 |
| 奥特 | | 年度电力成本更新电价 |
| 海狸 | | 海狸天然气发电厂 |
| 大辉峡谷 | | 大辉峡谷风电场 |
| 船夫 | | 博德曼燃煤发电厂 |
| 双酚A | | 波纳维尔电力管理局 |
| 卡蒂 | | 卡蒂天然气发电厂 |
| 高露洁 | | 高露洁3号和4号机组燃煤发电厂 |
| 郊狼温泉 | | 郊狼温泉1号机组天然气发电厂 |
| | |
| | |
| 潜伏期 | | 降温=10热=1000立方英尺天然气 |
| | |
| EIM | | 能源失衡市场 |
| 环境保护局 | | 美国环境保护局 |
| ESS | | 电力服务供应商 |
| FERC | | 联邦能源管理委员会 |
| FMB | | 第一抵押债券 |
| FPA | | 《联邦权力法案》 |
| GRC | | 指定课税年度的一般差饷个案 |
| IRP | | 综合资源计划 |
| ISFSI | | 独立乏燃料储存装置 |
| 千伏 | | 千伏特=一千伏特的电 |
| 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 |
| NRC | | 核管理委员会 |
| NVPC | | 可变电力净成本 |
| OATT | | 开放接入传输资费 |
| OPUC | | 俄勒冈州公用事业委员会 |
| PCAM | | 电力成本调整机制 |
| PTC | | 联邦生产税抵免 |
| PW1 | | 西港1号机组天然气发电厂 |
| PW2 | | 西港2号机组天然气灵活容量发电厂 |
| QF | | 1978年公用事业监管政策法案(PURPA)合格设施 |
| RAC | | 续期调整条款 |
| 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 |
| 特洛伊木马 | | 特洛伊核电站 |
| 图坎农河 | | 图坎农河风电场 |
| USDOE | | 美国能源部 |
| 惠特里奇 | | 惠特里奇可再生能源设施 |
第一部分
项目1.业务
一般信息
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，总部位于俄勒冈州波特兰，在俄勒冈州从事电力的发电、批发购买、输电、配电和零售。该公司是一家以成本为基础、受监管的电力公司，其收入要求和客户价格是根据为零售客户服务的预测成本和俄勒冈州公用事业委员会(OPUC)确定的合理回报率确定的。PGE满足其零售负荷要求，既有公司拥有的发电，也有批发市场购买的电力。该公司通过买卖电力和天然气参与批发市场，努力获得合理的价格电力，为其零售客户服务。PGE致力于为零售和批发客户开发产品和服务。PGE成立于1930年，是公共所有，其普通股在纽约证券交易所(NYSE)上市。该公司作为一个单一的业务部门运营，与其业务活动相关的收入和成本以电力运营总额为基础进行维护和分析。该公司拥有不受监管的非公用事业房地产，主要由PGE的公司总部组成。
PGE州批准的4000平方英里的服务区域分配完全位于俄勒冈州，包括51个合并城市。2022年，公司新增客户9000家，截至2022年12月31日，累计服务零售客户92.6万家。
可用信息
PGE的定期和当前报告以及对这些报告的修正可以通过公司网站的投资者部分免费获取，网址为：PortlandGeneral.com在以电子方式向美国证券交易委员会(美国证券交易委员会)提交或提交报告后，应在合理可行的范围内尽快采取行动。PGE的网站及其包含或关联的信息无意纳入本Form 10-K年度报告。
监管
联邦和州的法规对PGE的业务运作都有重大影响。除下文讨论的机构和活动外，公司还受某些环境机构的监管，如本项目1的环境事项部分所述。
联邦法规
几个联邦机构，包括联邦能源管理委员会(FERC)、美国运输部管道和危险材料安全管理局(PHMSA)和核管理委员会(NRC)，对PGE的某些业务和活动拥有监管权力，如以下讨论所述。
PGE是“被许可人”、“公用事业公司”和“大规模电力系统的用户、所有者和运营商”，这些术语在《联邦电力法》(FPA)中有定义。因此，本公司在与能源批发活动、输电服务、可靠性和网络安全标准、天然气管道、水电项目、会计政策和实践、短期债务发行以及某些其他事项有关的事项上受到FERC的监管。
批发能源-PGE根据其FERC基于市场的费率关税，有权对其销售电力的所有市场的能源批发销售收取基于市场的费率，但在其自己的平衡管理区(BAA)除外。
BAA是PGE负责实时平衡客户需求和电力供应的领域，PGE BAA中的电费例外对公司没有实质性影响。
传输-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FERC提交并经FERC批准的费率、条款和服务条件。
可靠性和网络安全标准-FERC对大宗电力系统的所有者、用户和运营者采用了强制性可靠性标准。这些标准适用于PGE，由北美电力可靠性公司(NERC)和西部电力协调委员会(WECC)制定，这两个机构负责遵守和执行这些标准，旨在帮助保护用于支持可靠运营的关键网络和实物资产。
天然气管道-FERC有权建设、运营、扩建、扩建、安全和废弃管辖的州际天然气管道设施，以及运输费率和州际天然气贸易的会计。PGE公司拥有Kelso-Beaver(KB)管道79.5%的所有权权益，Kelso-Beaver(KB)管道是一条17英里、直径20英寸的州际管道，向西港1号机组(PW1)、西港2号机组(PW2)和比弗港(位于俄勒冈州克拉茨卡尼附近的公司的天然气发电厂)、北雾储存设施(由当地一家天然气分销公司拥有和运营)以及另外一个为制造企业提供天然气的本地输气点提供天然气。作为KB管道的记录运营商，PGE必须遵守由PHMSA执行的管道安全法律制定的要求和法规，其中除了公众意识要求外，还包括安全和操作员资格标准。
水电牌照-根据FPA的要求，PGE持有公司拥有和运营的所有水力发电站的FERC许可证。FERC许可证过程包括一个广泛的公共审查过程，其中涉及对许多自然资源问题和环境条件的考虑。有关更多信息，请参阅本项目1中的环境事项部分。以及发电设施第二项中的一节--“财产”。
会计政策和实务-PGE根据美利坚合众国普遍接受的会计原则编写定期报告和当前报告。此外，公司还根据FPA的适用条款，按照FERC在其适用的统一会计制度和已公布的会计新闻稿中提出的会计要求编制财务报表。此类财务报表包括在提交给FERC的年度和季度报告中。
短期债务-根据FPA和FERC条例的适用条款，受监管的公用事业公司必须获得FERC的批准才能发行某些证券。有关公司短期债务的更多信息，请参见“短期债务”在第7项流动性和资本资源中的债务和权益部分--“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析”。
乏燃料储存-核管理委员会管理核电厂的许可和退役，包括PGE已退役的特洛伊核电站(特洛伊)，该核电站于1993年关闭。关于乏核燃料储存活动的更多信息，见合并财务报表附注8--“财务报表和补充数据”中的附注8，资产报废债务。“危险物质”在本项目1的环境事项部分。
国家法规
PGE受OPUC的管辖，OPUC根据两年一次的综合资源规划程序审查和批准公司的零售价，并审查公司的发电和输电资源收购计划。OPUC监管证券的发行，规定会计政策和做法，监管公用事业资产的出售，审查与关联公司的交易，并对收购公用事业或对公用事业施加重大影响拥有管辖权。
零售客户价格是通过正式的公开程序确定的，这些程序通常包括参与方的证词、发现、公开听证会和OPUC发布最终订单。此类诉讼的参与者可能包括PGE、OPUC工作人员、代表PGE客户群体的干预者以及其他相关方。以下列出了决定客户价格的更重要的监管机制和程序：
•一般差饷个案。PGE定期评估是否需要更新其零售电力价格结构，作为综合一般费率案例流程的一部分，该流程反映了基于预测测试年度的收入要求。OPUC批准公司的债转股资本结构、股本回报率、总体回报率和客户价格。
•年度电力成本更新。OPUC已经批准了年度电力成本更新电价(AUT)，根据该电价，PGE可以每年调整零售客户价格，以反映公司净可变电力成本(NVPC)的预测变化。NVPC由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(均在本公司的综合损益表中归类为购入的电力和燃料费用)组成，并扣除批发收入，批发收入在综合损益表中归类为收入净额。OPUC还授权了电力成本调整机制(PCAM)，根据该机制，PGE可以与客户分享与NVPC相关的部分实际成本差异。
•可再生能源。该州有一个可再生产品组合标准(RPS)，要求PGE用可再生资源服务于其零售负载的一部分。与RPS一起，国家建立了可再生调整条款(RAC)机制，允许在一般费率情况下收回零售客户价格，以谨慎地产生遵守RPS的成本。
◦2016年，该州还通过了俄勒冈州参议院法案(SB)1547，这项法律被称为俄勒冈州清洁电力和煤炭过渡计划，其中包括在未来某些年份提高RPS百分比，并要求俄勒冈州公用事业客户的能源供应中取消煤炭。有关SB 1547的更多信息，请参阅“RPS标准和其他法律“在 项目7的概述部分--“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析”。
◦2021年期间，州立法机构通过了众议院法案(HB)2021年，该法案确立了清洁能源目标，并制定了框架，其中除其他外，包括为包括PGE在内的投资者所有的公用事业公司和该州的电力服务供应商制定和提交清洁能源计划。目标是到2030年减少80%的温室气体(GHG)排放，到2035年减少90%，到2040年及以后每年减少100%。关于HB 2021和目标削减量适用的基准的进一步信息，见“HB 2021” 在法律和法规部分， 项目7的概述部分--“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析”。
监管会计
PGE根据GAAP编制财务报表，作为一家受监管的公用事业公司，利率监管的影响反映在其财务报表中。GAAP规定，根据客户对未来价格的预期回收，将某些实际或估计成本作为监管资产递延，否则这些成本将计入费用。同样，某些本来会被确认为收入或减少费用的实际或预期信贷，可以根据对客户的预期未来信贷或退款，作为监管负债递延。根据监管命令或其他现有证据，如果监管资产或负债很可能反映在未来的价格中，PGE将记录监管资产或负债。
本公司定期评估监管会计对其业务的适用性，同时考虑当前和预期的未来监管环境和相关会计指导.有关其他信息，请参阅《监管资产与负债》在附注2--重要会计政策摘要和附注7中，
监管资产和负债，载于合并财务报表附注第8项--“财务报表和补充数据”。
客户和收入
PGE主要通过向仅位于俄勒冈州的零售客户销售和交付电力来产生收入。此外，该公司还向选择从电力服务供应商(ESS)购买能源的客户分配电力。虽然本公司将该等Direct Access客户计入其客户数目，并将向该等商业及工业客户提供的能源计入其总零售能源供应中，但零售收入只包括该等Direct Access客户的送货费用及适用的过渡期调整，因为该等客户直接从ESSS购买能源。该公司在其国家批准的服务范围内开展零售电力业务，并与ESSS竞争，以满足某些商业和工业客户的能源需求。此外，PGE还与当地的天然气分销公司竞争住宅和商业空间供暖、热水和家用电器的能源需求。能源效率、节能措施以及分布式发电(包括屋顶太阳能和存储资源)的发展也对客户需求产生影响。
零售收入
零售客户分为住宅、商业或工业客户，没有一家客户占PGE零售总收入的8%或零售交付总量的13%以上。
PGE的零售收入、零售能源交付和平均零售客户数量包括：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
零售收入(1)(百万美元)： | | | | | | | | | | | |
| 住宅 | $ | 1,158 | | | 52 | % | | $ | 1,118 | | | 54 | % | | $ | 1,030 | | | 53 | % |
| 商业广告 | 735 | | | 33 | | | 708 | | | 34 | | | 634 | | | 33 | |
| 工业 | 312 | | | 14 | | | 279 | | | 13 | | | 246 | | | 13 | |
| 小计 | 2,205 | | | 99 | | | 2,105 | | | 101 | | | 1,910 | | | 99 | |
| 扣除摊销后的替代收入计划 | 11 | | | 1 | | | (29) | | | (1) | | | (6) | | | — | |
其他应计收入，净额(2) | 7 | | | — | | | 2 | | | — | | | 28 | | | 1 | |
| 零售总收入 | $ | 2,223 | | | 100 | % | | $ | 2,078 | | | 100 | % | | $ | 1,932 | | | 100 | % |
零售能源配送(3)(兆瓦时，千兆瓦)： | | | | | | | | | | | |
| 住宅 | 8,088 | | | 38 | % | | 7,978 | | | 39 | % | | 7,756 | | | 40 | % |
| 商业广告 | 7,198 | | | 34 | | | 7,193 | | | 35 | | | 6,855 | | | 35 | |
| 工业 | 5,945 | | | 28 | | | 5,361 | | | 26 | | | 4,932 | | | 25 | |
| 零售能源供应总量 | 21,231 | | | 100 | % | | 20,532 | | | 100 | % | | 19,543 | | | 100 | % |
| 平均零售客户数量： | | | | | | | | | | | |
| 住宅 | 809,573 | | | 88 | % | | 800,372 | | | 88 | % | | 791,119 | | | 88 | % |
| 商业广告 | 112,602 | | | 12 | | | 111,569 | | | 12 | | | 110,851 | | | 12 | |
| 工业 | 269 | | | — | | | 268 | | | — | | | 267 | | | — | |
| 总计 | 922,444 | | | 100 | % | | 912,209 | | | 100 | % | | 902,237 | | | 100 | % |
(1)包括从本公司购买能源供应的客户的收入，以及向从ESSS购买能源的商业和工业客户交付能源的收入。
(2)截至2020年12月31日的年度，主要包括2,400万美元的摊销，包括利息，与2018年因美国2017年减税和就业法案(TCJA)下公司税率变化而记录的净税收优惠延期有关。
(3)包括出售给零售客户的能源，以及向从ESSS购买能源的商业和工业客户交付的能源。
下表显示了零售客户的额外年平均值。某些附加关税收入不包括在收入中，因为它们不被视为该公司在这些计算中的基本零售价的一部分。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度， |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 住宅 | | | | | |
| 每个客户的收入(美元)： | $ | 1,362 | | | $ | 1,320 | | | $ | 1,226 | |
| 每个客户的使用量(千瓦时)： | 9,991 | | | 9,968 | | | 9,804 | |
| 每千瓦时收入(以美分为单位)： | 13.63 | ¢ | | 13.24 | ¢ | | 12.50 | ¢ |
| 商业广告 | | | | | |
| 每个客户的收入(美元)： | $ | 6,491 | | | $ | 6,303 | | | $ | 5,684 | |
| 每个客户的使用量(千瓦时)： | 63,923 | | | 64,478 | | | 61,837 | |
| 每千瓦时收入(以美分为单位)： | 10.15 | ¢ | | 9.78 | ¢ | | 9.19 | ¢ |
| 工业 | | | | | |
| 每个客户的收入(美元)： | $ | 1,156,371 | | | $ | 1,044,314 | | | $ | 921,540 | |
| 每个客户的使用量(千瓦时)： | 22,097,472 | | | 20,002,246 | | | 18,472,161 | |
| 每千瓦时收入(以美分为单位)： | 5.23 | ¢ | | 5.22 | ¢ | | 4.99 | ¢ |
更多信息，见项目7--“管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析”中的经营成果一节。
除了标准的服务成本定价外，该公司还提供不同的定价选项，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。有关客户选项的其他信息，请参阅客户选择计划“在本项目1的客户和收入部分内。
住宅客户包括单户住房、多户住房(如公寓、复式住宅和城镇住宅)、流动住房和小农场。住宅需求对天气的影响很敏感。该公司在冬季供暖季节出现了最高的需求高峰，尽管PGE服务地区空调使用量的增加导致夏季高峰随着时间的推移而增加。近年来，包括2022年在内，夏季峰值已超过冬季峰值，长期负荷预测预计这一趋势将继续下去。2022年12月22日的极端冬季温度事件，导致了自1998年以来的第一次新的冬季峰值。经济状况也可能影响住宅需求，因为PGE服务领域的就业增长和人口增长导致客户增长率上升。随着居民顾客更多地呆在家里，新冠肺炎疫情带来了额外的行为模式。住宅需求也受到能源效率措施和服务地区屋顶太阳能渗透率增加的影响；然而，本公司的脱钩机制旨在减轻该等措施的财务影响。有关分离机制的更多信息，请参见“脱钩”在所有的监管事项在项目7的概述部分--“管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析”。
商业广告客户包括非住宅客户，他们接受的电压与住宅客户的电压相当。这类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客户。与住宅客户需求相比，该公司的商业客户需求受天气条件的影响较小。该地区的经济状况和总就业人数的波动可能会导致商业客户的能源需求发生变化。能源效率措施也影响商业需求，因为近年来措施主要集中在商业部门，尽管本公司的脱钩机制旨在部分减轻此类措施的财务影响。有关分离机制的更多信息，请参见“脱钩”在所有的监管
事务在项目7的概述部分--“管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析”。
工业客户包括接受比商业客户更高电压的输电的非住宅客户，其定价基于适用电价下的送电量。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影响很小。
客户选择计划-根据服务成本定价，住宅和小型商业客户可以从PGE中选择包括使用时间和可再生资源定价的投资组合选项。
除服务成本外，某些商业和工业客户可选择为期一年的定价方案，包括基于每日市场指数的定价，即公司提供电力，以及直接接入，即客户直接从ESS购买电力。
PGE从Direct Access客户那里获得的收入仅用于传输和交付所交付的电量，以及旨在减轻将额外费用转移到公司服务成本客户的固定过渡调整。某些大型商业和工业客户可以选择固定的三年或最低五年期限，由ESS或公司根据每日市场指数价格选项提供服务。参与现有和计划负荷的固定三年和最低五年选择退出计划的总上限为300平均兆瓦(MWA)。
2020年，OPUC发布了一项命令，要求PGE开始向符合条件的客户提供新的大负载直接访问计划的注册，该计划的总上限为119兆瓦，用于现有站点的计划外、大容量、新负载和大负载增长。
有关Direct Access Delivery的更多信息，请参阅“客户和需求” 在项目7的概述部分--“管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析”。
PGE的客户有购买清洁能源的愿望，超过23.4万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。俄勒冈州人口最多的城市波特兰和人口最多的马尔特诺马县都通过了决议，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已经设定或正在考虑类似的目标。
该公司实施了一项新的客户服务选项--绿色未来影响计划，该计划允许PGE提供100兆瓦的可再生资源购电协议，以及最多200兆瓦的客户提供的可再生资源。该计划于2019年获得OPUC批准，为商业客户提供从这些资源中捆绑可再生属性的访问权限。2021年3月，OPUC发布了一项命令，将该计划扩大了200兆瓦，并规定了在某些条件下PGE拥有基础可再生资源的可能性。通过这一自愿计划，该公司寻求协调可持续发展目标、成本和风险管理以及可靠的综合电力，同时为客户提供选择和更清洁的能源系统。2021年12月，OPUC发布了一项命令，批准了一项申请，将客户提供的可再生资源下的装机容量增加250兆瓦，使该计划下的总可用装机容量达到750兆瓦。有关该公司目前服务于绿色未来影响计划的购电协议的更多信息，请参阅“绿色未来影响计划”在购买的电力在本项目1的电源部分。
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，并允许该公司主要通过双边协议买卖电力，
以满足零售需求。PGE在电力批发市场的参与取决于许多因素，包括电力、水电和风能的相对价格和供应情况，以及日常和季节性零售需求。该公司还参与了加州独立系统运营商的西部能源不平衡市场(WEST EIM)，该市场允许与其他西部EIM参与者每隔五分钟进行负载平衡。批发收入在2022年占总收入的14%，2021年占11%，2020年占8%。
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、超额输电容量转售、杆件租赁和向客户提供的其他电力服务的收入。2022年，其他运营收入占总收入的2%，2021年和2020年分别为3%和2%。
季节性
PGE的住宅和商业客户的电力需求受到季节性天气条件的影响，商业客户的需求程度较小。该公司使用供热和降温度数来确定天气对电力需求的影响。供暖和降温程度--以日平均温度与基准温度之差65度为基准来确定的天数，提供了一段时间内的累积差异，以表明客户可能已将电力用于取暖或制冷的程度。度日数越多，预期用电需求越大。
下表列出了最近三年的供暖和降温程度-天数，以及国家气象局提供的最近一年在波特兰国际机场测量的当前15年平均值：
| | | | | | | | | | | |
| | 供暖
学位-天数 | | 冷却
学位-天数 |
| 2022 | 4,103 | | 865 |
| 2021 | 3,828 | | 838 |
| 2020 | 3,836 | | 600 |
| 15年平均值 | 4,103 | | 569 |
| | | |
2021年6月，PGE创造了新的历史最高系统净负荷峰值，达到4453兆瓦，比1998年12月创下的上一个历史峰值高出9%以上。虽然该公司之前的夏季峰值3,976兆瓦出现在2017年8月，但过去两个夏季的每一年都超过了这一水平。2022年12月，出现了4113兆瓦的新冬季峰值。下表列出了PGE在所述期间的冬季(定义为1月、2月和12月)和夏季(定义为6月至9月)的平均负荷，以及相应的峰值负荷(以兆瓦为单位)和高峰出现的月份。如图所示，尽管冬季的平均负荷继续超过夏季的平均负荷，但该公司近年来在夏季的几个月出现了最高的年度高峰负荷：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 冬季负荷 | | 夏季负荷 |
| 平均值 | | 尖峰 | | 月份 | | 平均值 | | 尖峰 | | 月份 |
| 2022 | 2,773 | | 4,113 | | 十二月 | | 2,529 | | 4,255 | | 七月 |
| 2021 | 2,659 | | 3,629 | | 十二月 | | 2,492 | | 4,453 | | 六月 |
| 2020 | 2,566 | | 3,367 | | 十二月 | | 2,289 | | 3,771 | | 七月 |
该公司跟踪和评估负荷增长和高峰负荷需求，以便进行长期负荷预测、综合资源规划和准备一般费率情况假设。行为模式、节约能源、能源效率倡议和措施、天气影响、经济状况、分布式发电(包括屋顶太阳能)、交通运输和建筑电气化，以及人口结构变化，都在发挥作用
在确定预期的未来客户需求和由此产生的资源方面发挥作用，公司可能需要充分满足这些负载并保持足够的产能储备。
供电，供电
PGE利用其发电资源，以及从第三方批发购买电力来满足其零售客户的需求。除其他因素外，该公司的发电量取决于其发电资源的容量和可获得性以及批发电力和天然气的价格和可获得性。作为其电力供应业务的一部分，该公司签订短期和长期电力和燃料购销协议。PGE执行与其自身发电有关的经济调度决策，并参与批发市场，努力为其零售客户获得合理的电价，管理风险，并管理其长期批发合同。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。该公司亦鼓励采取能源效益措施，以协助满足其能源需求，并推广使用各种需求侧管理产品，以减少高峰时段的负荷。
PGE的资源和合同容量(兆瓦)如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日， | | | | |
| | 2022 | | 2021 | | |
| | 容量 | | % | | 容量 | | % | | | | |
| 一代人： | | | | | | | | | | | |
热能(1): | | | | | | | | | | | |
| 天然气 | 1,842 | | | 32 | % | | 1,842 | | | 35 | % | | | | |
| 煤，煤 | 296 | | | 4 | | | 296 | | | 5 | | | | | |
| 总热量 | 2,138 | | | 37 | | | 2,138 | | | 40 | | | | | |
风(2) | 817 | | | 15 | | | 817 | | | 16 | | | | | |
水力发电(3) | 419 | | | 7 | | | 495 | | | 9 | | | | | |
| 总发电量 | 3,374 | | | 59 | | | 3,450 | | | 65 | | | | | |
| 购买的电力： | | | | | | | | | | | |
| 长期合同： | | | | | | | | | | | |
水力发电(3) | 871 | | | 15 | | | 803 | | | 15 | | | | | |
PURPA排位赛设施(4) | 315 | | | 5 | | | 298 | | | 6 | | | | | |
| 可调度备用发电 | 130 | | | 2 | | | 130 | | | 2 | | | | | |
| 容量 | 100 | | | 2 | | | 100 | | | 2 | | | | | |
风(2) | 300 | | | 5 | | | 300 | | | 6 | | | | | |
太阳能(5) | 57 | | | 1 | | | 7 | | | — | | | | | |
| 生物量 | 10 | | | — | | | 10 | | | — | | | | | |
| 长期合同总额 | 1,783 | | | 31 | | | 1,648 | | | 31 | | | | | |
| 短期合同 | 597 | | | 10 | | | 216 | | | 4 | | | | | |
| 购电总容量 | 2,380 | | | 41 | | | 1,864 | | | 35 | | | | | |
| 总资源容量 | 5,754 | | | 100 | % | | 5,314 | | | 100 | % | | | | |
| | | | | | | | | | | |
(1)发电量是指电厂在正常运行条件下能够产生的兆瓦，这是受环境温度的影响，扣除电厂运行所用的电力。
(2)容量代表铭牌，与预期发电量不同，预期发电量因数从30%到40%不等，具体取决于风力条件。
(3)容量代表净容量，与预期发电量不同，预期发电量的容量系数在40%至50%之间，具体取决于河流流量。
(4)容量是指根据1978年《公用事业监管政策法》(PURPA)签订的购电协议(PPA)的合同容量。
(5)装机容量包括来自惠特里奇太阳能组件的50兆瓦。Whetridge工厂还包括与电池组件相关的30兆瓦，上表中没有反映出来。
有关截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度的实际产出和采购量的信息，请参阅项目7--“管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析”的经营成果部分。
世代
PGE的发电资源包括6个热电厂(天然气和燃煤)、3个风力发电场和7个水电设施。PGE工厂产生的零售负荷需求的比例每年都不同，由各种因素决定，包括计划内和计划外停电、煤炭和天然气的可获得性和价格、降雨量和积雪水平、电力市场价格和风能变化性。有关这些设施的完整列表，请参阅发电设施“在第2项中，-”财产“。”
热能该公司拥有五个天然气发电设施：PW1，PW2，Beaver，Coyote Springs 1号机组(Coyote Springs)和Carty发电站(Carty)。
本公司经营并继续拥有Boardman燃煤发电厂(Boardman)90%的股权，该电厂于2020年第四季度停止燃煤作业。该公司已开始让该设施退役。该公司还拥有位于蒙大拿州科尔斯特里市并由第三方运营的科尔斯特兰3号和4号机组燃煤发电厂(科尔斯特兰)20%的所有权。有关Colstrie与该州环境法律法规相关的更多信息，请参见“RPS标准和其他法律”项目7--“管理层对财务状况和业务成果的讨论和分析”，以及合并财务报表附注19--“财务报表和补充数据”中的“或有”。
Wind PGE拥有并运营两个风电场，比格罗峡谷风电场(Biglow Canyon)和图坎农河风电场(Tucannon River)。比格罗峡谷位于俄勒冈州谢尔曼县，由217台涡轮机组成，总铭牌容量为450兆瓦。图坎农河位于华盛顿州东南部，由116台涡轮机组成，总铭牌容量为267兆瓦。2020年，位于俄勒冈州莫罗县的惠特里奇可再生能源设施(Whetridge)的风能组件投入使用。虽然PGE不运营Whetridge，但它拥有40台涡轮机，总铭牌容量为100兆瓦，并通过购电协议购买其余涡轮机的输出，铭牌容量为200兆瓦。PGE和NextEra Energy，Inc.的子公司NextEra Energy Resources，LLC已经达成协议，建设一个311兆瓦的风能设施，这将是蒙大拿州东部更大的Clearwater Wind开发项目的一部分。这一额外的风电装机容量没有反映在上表中。有关Clearwater Wind开发的更多信息，请参阅资源计划流程“在”中“总览“项目7的章节— “管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析。”
水力发电该公司获得FERC许可的水电项目包括俄勒冈州马德拉斯附近德舒特河上的Pelton/Circle Butte(下文讨论)、克拉卡马斯河上的四个工厂和威拉米特河上的一个。
截至2021年12月31日，PGE拥有德舒特河上455兆瓦的Pelton/圆形对接水电项目66.67%的所有权权益，其余权益由俄勒冈州温泉保护区(CTWS)的联邦部落持有。该项目由PGE运营，2005年由FERC颁发了为期50年的联合许可证。CTWS有权在2021年购买Pelton/圆形对接公司16.66%的额外不可分割所有权权益，并于2022年1月1日完成购买这一增量不可分割所有权权益。因此，PGE在该项目中的所有权权益为50.01%。CTW有第二个选择
2036购买Pelton/圆形对接公司0.02%的不可分割权益。如果行使第二个选项，CTWS的所有权百分比将超过50%。PGE购买了CTWS项目产出的100%份额。有关更多信息，请参见“CTWS”在购买的电力在本项目1的电源部分。
燃料供应-为该公司的热电厂提供燃料所需的天然气和煤炭供应的PGE合同，如果需要，某些工厂也能够使用燃料油运营。此外，该公司使用远期、期货、掉期和期权合约来管理其在天然气价格波动中的风险敞口。
天然气 天然气的实物供应一般在交货前12个月内购买，并根据工厂的预期运行情况进行。PGE通过在预期能源需求之前使用最多60个月的金融合同来管理天然气供应的价格风险。
PGE拥有KB管道79.5%的股份，是该管道的正式运营商，该管道将PW1、PW2和Beaver直接连接到西北管道，西北管道是一条在不列颠哥伦比亚省和新墨西哥州之间运营的州际天然气管道。目前，PGE根据一项确定的运输服务协议，在KB管道上运输天然气供自己使用，并在可中断的基础上向其他公司提供未被公司利用的能力。PGE在西北管道上拥有每天111,805个DTH的稳定天然气输送能力，为这三个工厂提供服务。
PGE可以在俄勒冈州米斯特获得41亿立方英尺的天然气储存，当经济因素有利于它的使用或天然气供应中断时，它可以从中提取天然气。该存储设施由NW Natural拥有和运营，可用于向PW1、PW2和Beaver提供燃料。
为了为Coyote Springs和Carty提供服务，PGE在加拿大艾伯塔省的三个管道系统上获得了每天12万DTH的稳定天然气输送能力。
Coal Colstrie的共同所有者通过传送带从工厂附近的一个煤矿获得煤炭，该煤矿是工厂唯一的煤炭供应来源。与矿主签订的煤炭供应合同定于2025年底到期。合同条款和煤炭质量预计将允许该设施在规定的排放限制范围内运营。
购买的电力
PGE通过在批发市场购买电力来补充自己的发电，以满足其零售负荷要求。该公司利用短期和长期批发购电合同，努力在可变成本的基础上提供最有利的经济组合。
PGE的中期电力成本战略有助于缓解因能源市场状况变化而导致的价格波动对客户的影响。该战略允许该公司在实物交付之前最多五年在电力和燃料市场建立头寸。通过在较长时期内购买未来几年预期能源需求的一部分，PGE缓解了未来购买电力和燃料平均成本的潜在波动性的一部分。
该公司的主要购电合同包括以下内容(另见上表，汇总了与这些合同相关的平均资源能力)：
水力发电-在2022年期间，公司达成了以下协议：
•公用事业区-PGE与华盛顿州的某些公用事业区(PUD)签订了长期电力购买合同，购买哥伦比亚河中段两个水电项目的部分产出。虽然这些项目目前通过如下所示的合同向PGE提供了总计410兆瓦的发电能力，但实际收到的能源取决于河流流量，随着时间的推移，装机量可能会下降：
◦格兰特县PUD的162兆瓦发电能力，将于2052年到期；
◦道格拉斯县PUD的148兆瓦装机容量将于2028年到期；以及
◦道格拉斯县PUD的100兆瓦装机容量将于2025年到期。
•CTW-PGE有一项长期协议，根据该协议，该公司从CTWS在Pelton/圆头水电站项目中的权益中购买产出。尽管该协议提供了大约224兆瓦的净装机容量，但实际收到的能源取决于河流流量。该协议的期限与该项目的FERC许可证期限不谋而合，该许可证将于2055年到期。根据2014年执行的另一项PPA，PGE向CTWS支付固定容量和能源费，以获得到2024年其在该项目中的100%份额。2021年6月30日，CTWS通知PGE，他们打算行使选择权，购买Pelton/round Butte额外的16.66%的不可分割所有权权益，并于2022年1月1日完成购买。作为出售的结果，公司拥有的发电能力减少了大约76兆瓦，而购买电力的能力增加了相应的数额。根据PPA，PGE购买CTWS在项目中额外份额的100%，PPA下的付款按比例增加。2021年第四季度，PGE和CTWS额外执行了从2025年1月1日开始的16年PPA，有效地将期限从2024年延长到2040年，并增加了延长期内的运力支付。
•其他-剩余装机容量主要包括另外两份合同，其中规定购买总装机容量为236兆瓦的水电项目产生的电力：
◦与博内维尔电力管理局合作的200兆瓦发电能力，将于2024年到期；以及
◦波特兰水电的装机容量为36兆瓦，将于2032年到期
PURPA排位赛设施-根据联邦法律的规定，PGE必须从PURPA合格设施(QF)购买电力。合格发电设施是属于以下两类的发电设施：i)装机容量在80兆瓦或以下且一次能源为可再生能源(水力发电、风能、太阳能、生物质能、废物或地热)的合格发电设施；或ii)顺序生产电力和另一种形式的有用热能(如热能、蒸汽)的合格热电联产设施，其效率高于每种能源的单独生产。截至2022年12月31日，PGE与67个在线QF签订了合同，共提供315兆瓦的装机容量。截至2022年12月31日，PGE与QF签订了六份合同，共127兆瓦的装机容量尚未投入使用，其中两个QF PPA违约，原因是QF未能完成建设，并在PPA要求的日期前投入运营。PPA规定，QF有一年的时间来治愈其违约。如果QF未能治愈，PGE可在固化期满后立即终止QF PPA。合格的购买力平价协定的期限一般为15至23年。
截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度从合格投资者处购买的费用和金额如下：
| | | | | | | | |
| 2022 | 2021 |
| PURPA合同费用(单位：百万) | $ | 62 | | $ | 55 | |
| 根据PURPA合同购买的兆瓦时(单位：千) | 750 | | 683 | |
| PURPA合同中的每千瓦时平均成本 | $ | 82.90 | | $ | 79.89 | |
与PURPA合同相关的费用包括在PGE的AUT中。
可调度的备用发电 (DSG)-PGE有一项DSG计划，根据该计划，公司可以在需要时启动、操作和监控客户拥有的备用发电机，以提供NERC要求的运行储备。截至2022年12月31日，共有59个客户自有站点，DSG总装机容量为130兆瓦。PGE继续寻求扩大该计划，目标是到2023年底再有3至10兆瓦的客户拥有的DSG项目上线。
容量-PGE有一份产能合同，在夏季和冬季高峰期从天然气资源获得高达100兆瓦的季节性产能，该合同将于2024年到期。
风-PGE有三份合同，代表300兆瓦的发电能力，购买可再生风能资源发电，期限分别为2028年、2035年和2051年。由于风力条件的不同，这些风能资源的预期能量将与铭牌上的容量有所不同。PGE和NextEra Energy，Inc.的子公司NextEra Energy Resources，LLC已经达成协议，建设一个311兆瓦的风能设施，这将是蒙大拿州东部更大的Clearwater Wind开发项目的一部分。这一额外的风电装机容量没有反映在上表中。有关Clearwater Wind开发的更多信息，请参阅资源计划流程“在”中“总览“项目7的章节— “管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析。”
太阳能-PGE有四份合同，总装机容量为57兆瓦，用于购买光伏太阳能项目产生的电力。其中两个项目延长到2036年，另外两个项目延长到2037年和2042年。由于太阳能条件的不同，这些太阳能资源的预期能量将与铭牌上的容量有所不同。惠特里奇的太阳能和电池组件的建设于2022年完成。惠特里奇的太阳能组件为该公司提供了50兆瓦的装机容量。该设施还包括与电池部件有关的30兆瓦，上表中没有反映这一点。NextEra Energy Resources，LLC的子公司拥有太阳能和电池组件，并将其部分产出出售给PGE。
生物量-PGE有一份购买生物质能源的合同，该合同将于2023年6月到期。
绿色未来影响计划-PGE有三份合同，代表360兆瓦的发电能力，购买可再生资源发电，以支持绿色未来影响计划：
•与Avanggrid Renewables签订了一份为期15年的合同，从俄勒冈州乔利亚姆县的一个可再生太阳能设施获得162兆瓦的电力，该设施于2023年1月投入使用。这一新增运力没有反映在上表中；以及
•与Avanggrid Renewables签订了一份为期15年的合同，从俄勒冈州瓦斯科县的一个可再生太阳能设施获得138兆瓦的电力，预计将于2023年12月投入使用。上表中没有反映这一额外容量。
•与AvangridRenewables签订了一份为期15年的合同，从俄勒冈州瓦斯科县的一个可再生太阳能设施获得60兆瓦的电力，预计将于2023年12月投入使用。上表中没有反映这一额外容量。
有关绿色未来影响计划的更多信息，请参阅客户选择计划“在本项目1的客户和收入部分。
短期合同-这些合同的交付期为一个月至一年。它们是与各种交易对手签订的，以提供额外的稳定能量，以帮助满足公司的负荷要求。
PGE还利用公开市场上的现货电力购买，以确保为其零售客户提供所需的能源。这类购买是根据持续时间从15分钟到不到一个月的合同进行的。PGE是西部EIM的市场参与者，它允许公司的某些发电厂每隔五分钟接收来自加州独立系统运营商(CAISO)的自动调度信号，以便与其他西部EIM参与者进行负载平衡。
有关PGE购电合同的更多信息，见合并财务报表附注第8项“财务报表和补充数据”中的附注16“承诺和担保”和附注17“租赁”。
未来能源战略
PGE的综合资源计划(IRP)概述了公司满足未来客户需求的计划，并描述了PGE未来的能源供应战略。有关IRPS的详细讨论，请参见“投资于清洁能源的未来”在项目7的概述部分--“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析”。
输电与配电
输电系统将能源从发电设施输送到配电系统，最终输送给客户。PGE根据FERC的要求安排其传输系统的能源输送，并在其服务区域内运营一个BAA。2022年，PGE通过在115千伏或以上运行的1255电路英里输电线路提供了约2700万兆瓦时(MWh)。
PGE的传输系统是西部互联的一部分，西部互联是美国西部的区域电网。西部互联包括西部11个州、加拿大两个省和墨西哥部分地区的互联输电系统，并受WECC和NERC的可靠性规则约束。PGE依靠与Bonneville Power Administration(BPA)签订的输电合同，为公司的配电系统输送大量电力。PGE的输电系统，加上其他输电系统的合同权利，使该公司能够整合和访问发电资源，以满足其客户的能源需求。PGE的发电是在协调的基础上进行管理的，以获得最大的承载能力和效率。PGE已宣布有意加入西部力量池和一项针对该地区的具有约束力的资源充足计划，该计划被称为西部资源充足计划(WRAP)。有关更多信息，请参阅“经营活动在项目7的概述部分--“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析”。
该公司的批发输电活动受FERC的监管，并在非歧视性的基础上提供，所有潜在客户都可以通过PGE的OATT平等地使用PGE的输电系统。根据其OATT，PGE向批发客户提供几种传输服务，包括：
•网联输电服务，整合发电资源服务零售负荷的服务；
•短期和长期固定的点对点传输服务，一种有固定收发点的服务；以及
•非固定的点对点服务，一种具有固定送货点和收货点的“可用”服务。
有关本公司输电和配电设施的更多信息，请参阅“输电与配电“在第2项中，-”财产“。”
环境问题
PGE的业务受到广泛的环境保护法律和法规的约束，这些法律和法规涉及空气和水质量、濒危物种和野生动物保护以及危险材料。不同的州和联邦机构还管理与发电、输电和变电站设施的选址、建设和运营以及有毒和危险物质的处理、积累、清理和处置有关的环境问题。此外，该公司的某些水电项目和输电设施位于联邦和州机构和/或有权处理环境保护事务的部落实体管辖的财产上。以下讨论提供了有关影响公司运营和设施的某些环境法规的进一步信息。
空气质量
《清洁空气法》-PGE的运营，主要是其热电厂，受到联邦清洁空气法案(CAA)的监管，该法案涉及颗粒物、有害空气污染物和温室气体排放等问题。PGE热能设施所在的俄勒冈州和蒙大拿州也实施和管理CAA的某些部分，并制定了至少与联邦标准一样严格的标准。PGE通过使用低硫燃料、排放和燃烧控制和监测以及根据CAA授予的二氧化硫配额来管理其热电厂的空气排放。
气候变化-2015年，美国环境保护局(EPA)发布了清洁电力计划(CPP)，根据该计划，每个州都必须在全州范围内减少其电力部门的总体二氧化碳排放。2016年，美国最高法院暂停了CPP的实施和强制执行。2018年，美国环保署提出了更狭隘的可负担清洁能源(ACE)规则，以废除和取代CPP，并在2019年敲定了ACE规则，该规则为各州制定计划，以解决个别现有燃煤电厂的温室气体排放问题，例如PGE的Colstrain。随着ACE规则的最后敲定，CPP被废除。然而，2021年1月19日，美国华盛顿特区巡回上诉法院撤销了ACE规则，并将其全部发回环境保护局。尽管有人反对环保局打算发布一项考虑到电力行业最近变化的新规则，但2021年10月29日，美国最高法院同意听取华盛顿特区巡回法院裁决的上诉。最高法院在2022年2月28日的一项裁决中裁定，CPP中监管排放的广泛方法超出了国会赋予环境保护局的权力。法院没有明确裁定环境保护局是否可以通过其其他监管机构监管电力部门的温室气体排放，环境保护局已表示打算在2023年3月发布一项拟议的CPP后续规则。
PGE将继续评估最高法院的裁决以及环保局的任何进一步回应，以确定对Colstrie和公司现有天然气船队的影响。
众议院法案(HB)2021-2021年6月，俄勒冈州立法机构通过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。PGE的基准水平是向俄勒冈州环境质量部(ODEQ)报告的与出售给其零售电力消费者的电力相关的2010、2011和2012年的平均年排放量。看见“HB 2021” 在法律法规有关其他信息，请参阅概述部分。
任何征收税收或强制减少温室气体排放的法律都可能对PGE的运营产生实质性影响，因为该公司在自己的发电中使用化石燃料，而其他公司使用这种燃料发电，PGE在批发市场上购买这些燃料。如果由于温室气体排放法规的变化而产生增量成本，该公司将寻求收回客户价格。
有关温室气体排放和相关环境法规的更多信息，包括俄勒冈州的RPS和公司在这一领域的目标，请参见“可再生能源”在……下面国家法规在本项目的法规部分1.和“公司战略”中 在 项目7的概述部分--“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析”。
水质
联邦《清洁水法》要求，任何进行可能导致排放到美国水域的活动的联邦许可证或许可，都必须首先获得活动所在州的水质认证或许可。在俄勒冈州、蒙大拿州和华盛顿州，每个州的环境质量部和生态部负责审查根据这些要求提出的项目，以确保联邦批准的活动符合各自州制定的水质标准和政策。PGE已经根据FERC许可证获得了其水电作业的许可证或合规性证书，并继续监测和更新设备，以满足联邦和州的标准。
受威胁和濒危物种和野生动物
鱼类保护-联邦《濒危物种法》(ESA)为太平洋西北部的许多迁徙鱼类种群提供了保护。这些物种的长期恢复计划继续对该区域的许多水电项目产生业务影响。PGE继续在其水电项目中实施美国鱼类和野生动物服务机构和国家海洋渔业服务机构根据其在欧空局和FPA授权下规定的鱼类保护措施。经营许可证所要求的条件预计将导致发电量略有减少，并继续进行资本支出，以改进设施，以提高鱼类通过能力和生存能力。
鸟类保护-各种法规，包括《候鸟条约法》和《秃鹰和金鹰保护法》，都载有对未经授权捕获候鸟和鹰所造成的民事、刑事和行政处罚的规定。由于PGE运营的设施可能会对各种此类鸟类和鹰构成风险，该公司制定了一项禽类保护计划，以帮助应对和降低可能受到公司运营影响的禽类物种的风险。PGE已经为其输电、配电和热力发电设施实施了这样的计划，并为其风力发电设施实施了额外的具体计划。
危险材料
PGE有一个全面的计划，以符合联邦和州有关储存、处理和处置危险材料的法规的要求。来自公司设施的危险材料的处理和处置受联邦资源保护和回收法案的监管。此外，某些电气设备中所含多氯联苯的使用、处置和清理也受联邦《有毒物质控制法》的监管。
PGE还受《综合环境响应补偿和责任法案》的约束，该法案通常被称为超级基金，该法案授权环境保护局对指定的超级基金地点的调查和补救费用承担连带责任。
环保局于1997年开始对俄勒冈州威拉米特河的一段名为波特兰港的河流进行调查，发现河流沉积物受到严重污染，并促使环保局将波特兰港指定为超级基金地点。环保局已将PGE列为此事的100多个潜在责任方(PRP)之一，因为PGE历史上拥有或经营着河流附近的财产。有关环保局在波特兰港的行动的更多信息，见合并财务报表附注第8项--“财务报表和补充数据”中的附注19“或有事项”。
PGE受美国能源部(USDOE)的监管，根据1982年的《核废料政策法案》，USDOE负责乏核燃料的永久储存和处置。PGE已收缩
与USDOE合作永久处置来自特洛伊木马的乏核燃料，储存在独立乏燃料储存设施(ISFSI)，这是NRC许可的临时干式储存设施，储存燃料。核管理委员会批准将乏燃料从一个乏燃料池转移到国际原子能机构，预计将一直保留到永久的场外储存。预计在2059年前不会完成将乏核燃料从国际原子能机构运往场外储存的工作。有关这一事项的其他信息，请参阅“特洛伊木马退役活动“在附注8，资产报废负债，在合并财务报表附注中，第8项--”财务报表和补充数据“。
人力资本管理
PGE的人才和文化对其执行业务战略和实现持续成功的能力至关重要。因此，公司力求吸引和留住一支才华横溢、积极进取和多样化的员工队伍，并保持一种反映PGE指导行为、追求业绩的动力以及以最高水平的诚实、正直、合规和安全行事的承诺的文化。
雇员与集体谈判协议—前列腺素E有2,873截至2022年12月31日，其员工人数为 673与国际电工兄弟会(IBEW)第125号地方工会签订的两项单独协议中的一项所涵盖的员工。一份协议涵盖 610雇员，2025年3月到期，其他保险 63员工，2027年8月到期。与IBEW的合作伙伴关系是全面劳动关系方法的关键。此外，PGE还利用独立承包商和临时人员来补充其工作人员。
有竞争力的薪酬和福利—PGE致力于为员工支付公平的薪酬，并提供一系列具有市场竞争力的福利，包括全面的健康和福利福利以及401(K)退休计划，旨在支持员工的身体、精神和财务健康。
人才培养—PGE为员工提供各种培训和发展计划，并为与工作相关的课程报销学费。PGE为所有正规的、没有代表的PGE员工提供导师计划，以帮助支持他们的成长和发展。这个 PGE董事会在提名、治理和可持续发展委员会以及薪酬、文化和人才委员会的协助下监督高管人才培养，以努力最大限度地扩大内部候选人库。审计委员会至少每年审查高级管理层的继任计划，其中包括审查潜在内部候选人的资格和发展计划以及继任渠道的多样性。薪酬、文化和人才委员会定期对有前途的管理人才的发展计划进行更深入的审查。PGE定期进行员工敬业度调查，让员工有机会分享他们的观点并提供反馈。调查结果将与PGE管理层共享，以便经理可以采取行动改善员工体验。
健康与安全—PGE致力于为员工、客户和公众提供一个安全健康的营业场所。管理层成立了执行安全理事会，负责监督公司为创造安全工作场所所做的努力。此外，PGE为其员工提供各种安全资源，如安全手册、培训和事故报告工具，这些资源都旨在将安全实践纳入所有日常活动，并在所有员工中促进个人对安全的承诺、责任和义务。PGE还有一个员工援助计划，为所有员工及其家人提供免费和保密的健康咨询。
多样性、公平性和包容性—PGE通过薪酬公平做法、种族平等培训以及为妇女和有色人种提供晋升到管理层的发展机会，促进包容性的劳动力队伍。黑人、土著和有色人种占其员工的26%以上，占管理层的近26%。该公司三分之一的员工和管理层，包括首席执行官，都是女性。PGE还通过其供应商促进多样性和经济发展。该公司的供应商多元化计划在所有竞争性竞标活动中为合格的少数族裔拥有、女性拥有、残疾退伍军人拥有的供应商和新兴的小企业供应商提供机会。
新冠肺炎—自新冠肺炎疫情爆发以来，辉瑞已采取措施保护员工。该公司继续把员工的健康和安全放在首位，并得到联邦、州和地方官员的通知，使其努力与最新信息保持一致。
关于高管的信息 高级船员
以下是PGE现任首席执行官：
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| 名字 | | 年龄 | | 目前的职位和以前的经验 | | 年份获委任人员 |
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| 詹姆斯·A·阿杰罗 | | 69 | | 高级副总裁，财务、首席财务官、财务主管和企业合规官(2021年1月至今)，高级顾问(2020年11月至2020年12月)，夏威夷电气工业公司执行副总裁总裁兼首席财务官(2009年1月至2017年4月退休)，高级副总裁，信实能源业务发展(2000年1月至2009年1月)，董事，瑞银证券董事总经理(1984年1月至1998年8月)。 | | 2021 |
| 拉里·N·贝克达尔 | | 61 | | 高级副总裁，高级能源交付(2021年7月至今)，总裁副局长(2019年1月至2021年7月)，总裁副局长(2014年8月至2019年1月)。北京邮政局输电服务部高级副总裁(2012年6月至2014年8月)，北京邮政局工程技术服务总裁副主任(2008年至2012年6月)。 | | 2014 |
| 尼古拉斯·G·布洛瑟 | | 52 | | 总裁副公共事务(2022年8月至今)，白宫内阁事务办公室办公厅主任兼副内阁秘书兼总裁特别助理(2021年3月至2022年7月)，政府间事务和国家领导，拜登-哈里斯过渡团队(2020年11月至2021年1月)，
俄勒冈州州长凯特·布朗的幕僚长(2017年2月至2020年11月)，Celilo Group Media，Inc.的联合创始人兼首席执行官(2000年1月至2017年2月)
| | 2022 |
| 当归·埃斯皮诺萨 | | 45 | | 总裁副，总法律顾问(2022年3月至今)，
副总法律顾问兼公司秘书(2021年6月至2022年3月)，南加州天然气公司首席风险官兼安全合规部副总裁(2019年1月至2021年6月)，森普拉能源合规与治理兼公司秘书总裁副(2016年11月至2019年1月) | | 2022 |
| 布拉德利·Y·詹金斯 | | 59 | | 总裁副局长(2019年1月至今)、总裁副局长(2017年10月至2019年1月)、总裁副局长(2015年9月至2017年10月)、多元化工厂运营总经理(2013年11月至2015年8月)、博德曼工厂总经理(2012年9月至2013年11月)、博德曼运营经理(2012年3月至2012年9月)。 | | 2015 |
| 约翰·T·科查瓦特 | | 49 | | 总裁副，信息技术兼首席信息官(2018年2月至今)。高级副总裁和苏伊士水务技术与解决方案公司(前通用电气水与工艺技术公司)首席信息官(2017年10月至2018年1月)，通用电气水与工艺技术公司首席信息官兼首席数字官(2012年11月至2017年9月)。 | | 2018 |
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| 安妮·F·梅瑟罗 | | 60 | | 总裁副主任，人力资源、多元化、公平和包容性(2016年1月至今)，员工服务经理(2014年1月至2016年1月)，变革管理顾问(2012年1月至2014年1月)，人力资源业务合伙人(2009年7月至2011年12月)。 | | 2016 |
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| 玛丽亚·M·波普 | | 57 | | 总裁(2017年10月至今)兼首席执行官(2018年1月至今)，高级副总裁(2013年3月至2017年12月)，财务、首席财务官兼财务主管高级副总裁(2009年1月至2013年2月)。董事董事会(2006年1月至2008年12月)。总裁副董事长兼门拓图形公司首席财务官(2007年7月至2008年12月)。 | | 2009 |
| 布雷特·M·西姆斯 | | 54 | | 总裁副局长(2020年10月至今)，董事战略、商业及监管事务高级主管(2017年9月至2020年10月)，董事创意、结构及资源战略主管(2001年5月至2017年9月)。 | | 2020 |
第1A项。风险因素。
在评估太平洋投资公司及其证券投资时，投资者应仔细考虑以下风险因素以及本10-K表格年度报告和公司不时提交给美国证券交易委员会的其他文件中包含的所有其他信息。风险因素中描述的事件可能对PGE的业务、财务状况、运营结果或现金流产生重大影响，或对PGE的业绩产生重大不利影响，并导致此类结果与预期结果大不相同。公司目前不知道或目前被认为无关紧要的风险和不确定因素也可能损害PGE。如果这些风险中的任何一个发生，PGE的业务、财务状况、经营结果和/或现金流可能会受到重大不利影响，公司证券的交易价格可能会大幅下降。
业务和运营风险
不合时宜或恶劣天气以及其他自然现象的影响可能会对公司的财务状况和运营结果产生不利影响，而气候变化的影响可能会导致更强烈、更频繁和更极端的天气事件。
天气状况可能会对PGE的收入和成本产生不利影响，从而影响公司的经营业绩。气温的变化会影响客户的电力需求，冬季比正常温暖或夏季比正常凉爽减少了对能源的需求。天气状况是导致使用量与正常季节模式不同的主要原因，特别是对住宅客户来说。由于意外的天气变化导致的负荷需求迅速增加，特别是如果再加上输电限制，可能会对PGE的成本和满足客户能源需求的能力造成不利影响。相反，负荷需求的快速下降可能会导致过剩能源以低迷的市场价格出售。
全球和当地气候的变化可能导致更强烈、更频繁和更极端的天气事件，如冰雪风暴、大风、洪水、地区降雨量和积雪水平的变化、高热事件、干旱条件以及野火风险增加。这些事件可能会扰乱能源输送，导致停电，并损坏公司的设施和输电和配电系统。此类事件可能导致收入减少，并增加恢复服务、修复设施、购买电力和燃料以满足PGE负载以及购买与此类影响相关的保险的额外成本。为了应对更强烈、更频繁和更恶劣的天气事件，PGE可能需要在发电、输电和配电资产方面进行额外投资，以增强可靠性和弹性。恶劣天气还可能需要增加PGE人员的可用性，这可能会导致运营费用增加以及安全风险增加。在某些情况下，PGE依靠互助支持来协助从恶劣天气中恢复。缺乏互助支持可能导致向客户恢复服务的时间增加，并增加成本和降低客户满意度。
更大规模和更普遍的野火，如近年来在俄勒冈州发生的那些野火，可能会对公共安全、电网的弹性、客户对电力的需求、PGE采购足够的电力和燃料供应以服务客户的能力和成本、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、PGE维护、维修和更换此类设施和系统的成本以及成本回收产生负面影响。在野火风险增加的情况下，PGE可能无法有效地实施公共安全断电(PSPS)并使其系统断电，或者PSPS可能无法防止野火，如果确定带电的系统是导致伤害的野火的原因，这可能会导致潜在的责任。
与这一风险相关的资本投资和运营费用可能无法通过提高客户价格来收回。
网络安全攻击、数据安全漏洞、物理攻击和安全漏洞、恐怖主义行为或其他可能扰乱PGE运营、需要巨额支出或导致对公司提出索赔的类似事件。
在正常业务过程中，PGE收集、处理和保留敏感和机密的客户和员工信息以及专有业务信息，并运行直接影响其服务区域内电力供应和电力传输的系统。PGE拥有和运营发电、输电、配电和其他依赖信息技术系统的设施。网络攻击可能会对美国的大宗电力系统或PGE运营造成大规模中断，并可能以公司的计算机系统、软件或网络为目标来实现此类中断。一般而言，发电、输电和配电设施已被确定为物理或网络攻击的潜在目标。此外，美国还发生了对输电和配电设施的物理攻击。尽管采取了安全措施，但公司的系统和资产以及第三方服务提供商的系统和资产可能容易受到网络安全攻击、数据安全漏洞、物理攻击和安全漏洞、恐怖主义行为或其他类似事件的影响，这些事件可能会扰乱运营，对公司的发电、传输或配电设施造成损害，影响输电和配电系统、信息技术系统的可靠性，抑制设备或系统按设计或预期运行的能力，阻止向客户提供服务或收取收入，或导致敏感或机密客户的释放，员工或公司信息。此类事件可能导致服务关闭，使PGE承担责任，或造成声誉损害。此外, 公司可能被要求花费大量资本和其他资源来防范安全漏洞或缓解安全漏洞造成的问题。对某些业务系统的破坏可能会影响PGE启动、授权、处理、记录和报告财务信息的能力。修复恐怖主义行为对PGE设施和基础设施造成的损坏的费用，以及如果此类事件使PGE无法向其客户提供公用事业服务而造成的收入损失，都可能对其财务状况和业务结果产生不利影响。PGE为这些风险造成的部分(但不是全部)潜在损失提供保险。然而，保险的范围是有限的，并受到例外情况的限制，可能不足以在所有情况下保护公司免受责任，保险公司可能会对公司提出争议或无法履行其义务，或者可能无法以商业合理的费率获得保险。
自然或人为灾害和其他风险可能会损坏公司的设施并中断电力输送，导致重大财产损失、维修成本和客户满意度下降。
PGE面临自然和人为灾害和其他风险，包括但不限于新冠肺炎等大流行病、地震、事故、设备故障、恐怖主义行为、破坏行为、计算机系统故障和其他事件。这些事件可能会因PGE的业务活动集中在一个地区而被放大，可能会扰乱PGE的运营，损坏PGE设施和系统，中断电力供应，增加维修和服务恢复费用，减少收入，导致有害物质释放，引发火灾或洪水，并使公司承担责任。此类事件如果反复或延长，也会影响客户满意度和监管监督水平。
电力公司的操作可能会对公众和工人的安全构成风险。
发电、输电和配电基础设施的运行涉及固有风险，包括设备故障或故障、机动车辆事故、涉及公用事业设备的火灾、公司拥有的水电设施的大坝坍塌、公共和工人安全、人与带电设备的接触以及操作员错误。该公司的部分业务依赖于公司或第三方拥有的天然气输送和分配基础设施，并涉及固有风险，如泄漏、爆炸、机械问题以及工人和公共安全。
这些风险可能会对工人和公众造成重大伤害，包括生命损失、财产重大损失、对环境的不利影响以及PGE运营的减损，所有这些都可能导致财务损失，对公司的运营业绩和财务状况产生重大不利影响。PGE还被要求遵守涉及安全合规的新的和不断变化的监管标准。遵守这些要求的成本可能会很高，如果不符合这些监管标准，可能会被处以巨额罚款。
无法吸引和留住合格的劳动力，以及在不长期劳动力中断的情况下维持令人满意的集体谈判协议，可能会对PGE的运营结果产生不利影响。
PGE的劳动力包括各种熟练的专业、管理和技术员工，包括根据集体谈判协议代表的员工。劳动力管理风险包括留住关键员工的风险、随着员工接近退休年龄而面临的人口结构挑战造成的人员流动率，以及通货膨胀对养老金和其他退休资金的影响等宏观经济趋势造成的人员流动率。PGE面临着行业内和当地地区对员工的竞争。由于劳资谈判的结果或目前不受集体谈判协议约束的员工可能组织起来，公司面临着劳动力中断的风险。PGE依赖签约劳动力用于特定的业务目的，可能会遇到成本增加或无法找到签约劳动力的情况，这可能会对业务和财务造成负面影响。
新设施的建造和现有设施的修改或替换可能会导致不计入某些成本，以收回客户价格或更高的运营成本。
客户数量和能源需求的长期增长将要求PGE的发电、输电和配电系统继续扩大和升级。新设施的建造和现有设施的改建或替换可能受到一些因素的影响，如意外延误和成本增加，包括供应链中断和成本上涨、熟练劳动力的可获得性、利率上升、交易对手未能根据协议履行义务，以及未能获得或延误从州或联邦机构或部落实体获得必要的许可。延误和成本增加可能导致项目无法完成或资本项目被放弃，这可能会消除或削弱PGE在费率确定过程中收回相关成本的能力。此外，未能按照规范完成建设项目可能会导致工厂效率降低、设备故障以及工厂性能低于预期水平，这可能会增加运营成本。
监管、法律和合规风险
PGE受到广泛的价格监管，并依赖于成本回收，其不确定性影响公司的运营和成本。
PGE受到FERC、OPUC以及某些联邦、州和地方当局根据环境、许可和其他法律的持续监管。这些规定对公司的经营环境产生了重大影响，并对公司业务的许多方面产生了影响。该公司不能肯定地预测未来的走向
该等变动或该等变动可能对其业务产生的最终影响，而该等变动可能延迟或对业务规划及交易造成不利影响，并大幅增加本公司的成本。
OPUC管理PGE收取的价格，这是决定公司运营收入、财务状况、流动性和信用评级的主要因素。一般而言，PGE依靠客户价格收回与其业务运营有关的大部分成本，其中包括与资本项目有关的成本(如建造新设施或改造现有设施)、遵守立法和法规要求的成本(包括环境法)以及风暴和其他自然灾害造成的损害成本。监管机构可能会拒绝收回其认为轻率产生的成本。虽然OPUC被要求制定公平、公正和合理的客户价格，但它在解释这一标准方面有很大的自由裁量权。PGE试图将其成本控制在与OPUC批准的价格一致的水平。然而，如果公司无法做到这一点，或者如果这种成本管理导致经营风险增加，公司的财务和经营业绩可能会受到不利影响。
PGE受到各种法律和监管程序的影响，其结果尚不确定，而对PGE不利的解决方案可能会对其运营结果、财务状况或现金流产生不利影响。
在其正常业务过程中，PGE会受到监管程序、诉讼、索赔和其他事项的影响，这可能会导致不利的判决、和解、罚款、处罚、禁令或其他救济。这些问题包括政府政策、立法行动和监管审计、调查和行动，包括FERC和OPUC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、及时收回成本和资本投资、以及当前或未来的批发和零售竞争的行动。 这些问题受到许多不确定因素的影响，最终结果是管理层无法预测的。涉及PGE的某些问题的最终解决可能导致不计入之前推迟的运营费用，或者可能要求公司在较长时间内发生一系列支出，这可能对其现金流和运营结果产生不利影响。同样，决议条款可能要求该公司改变其业务做法和程序，这也可能对其现金流、财务状况或运营结果产生不利影响。新的法律、法律先例的改变或对现有法规的新解释也可能对现金流和经营结果造成不利影响。
有些未决的法律和监管程序可能会对未来报告期的业务结果和现金流产生不利影响。关于更多信息，见项目3--“法律诉讼，”监管事项在项目7--“管理层对财务状况和业务成果的讨论和分析”的“概览”内，以及项目8--“财务报表和补充数据”的合并财务报表附注中的附注19--或有事项。
遵守环境法律法规可能会导致资本支出、运营成本增加和各种负债，并对公司的运营结果产生不利影响。
PGE受各种环境法律、法规和其他标准的约束，包括联邦、州和地方环境法规、与空气质量、水质和使用、土壤质量、二氧化碳等温室气体(GHG)排放、废物管理、危险废物、鱼类、鸟类和其他野生动物死亡和栖息地保护、历史文物保护、自然资源、健康和安全有关的规则和法规。遵守这些法律和法规，除其他外，可能会阻止或拖延发电和输配设施的发展，限制设施的输出，限制发电所需燃料的使用，需要额外的污染控制设备，需要对非排放资源进行投资，否则会增加成本和资本支出。
PGE系统总负荷的一部分由水力发电和风力发电资源提供电力。这些设施的运作须遵守与保护鱼类和野生动物有关的规定。将各种鱼类、鸟类和其他野生动物列入受威胁或濒危物种名单的变化可能会导致缓解活动增加，这可能对PGE的财务状况和#年的结果产生实质性影响
行动。鲑鱼恢复计划可能包括对该地区的水电项目进行进一步的重大运营变化，包括PGE拥有的项目和公司根据长期合同从其购买电力的项目。此外，与保护候鸟和其他野生动物有关的法律可能会影响输电和配电线路以及风电项目的发展和运营。此外，对现有法律和法规的新解释可能被采纳或适用于此类设施，这可能会进一步增加鲑鱼恢复和濒危物种保护所需的支出，并减少水电或风力发电资源的可用性，以满足公司的能源需求。
遵守任何新的或额外的温室气体减排要求可能要求PGE产生巨额支出，包括与碳捕获和封存技术、购买排放限额和补偿、燃料转换以及退休或用非排放设施取代高排放发电设施。遵守潜在的温室气体减排要求的成本受到重大不确定性的影响，包括与以下方面有关的不确定性：实施减排规则的时间；所需的减排水平；对排放限额分配的要求；碳捕获、封存和封存技术的成熟、监管和商业化；以及PGE的遵约替代方案。尽管该公司目前无法估计未来法律法规对其运营结果、财务状况或现金流的影响，但遵守这些法律法规的成本可能是巨大的。
税法的变化可能会对公司的财务状况、经营结果和现金流产生不利影响。
PGE在确定税收规定时，对税法的适用作出判断和解释。此类判断包括确认收入、扣除和税收抵免的时间和可能性，这些都受到税务当局的质疑。此外，出于制定税率的目的，对税收优惠和成本的处理可能与公司预期或国家监管委员会的要求不同，这可能会对公司的财务状况和运营结果产生负面影响。
PGE拥有并运营可再生发电设施，这些设施产生联邦生产税收抵免(PTCs)，PGE利用这些抵免来减少其联邦税收义务。临时电力公司的收入取决于发电量水平和适用的税收抵扣率。各种运营和经济参数，包括不利的天气条件和设备可靠性，可能会显著减少公司风电设施产生的PTC，从而对PGE的财务状况和运营业绩产生重大不利影响。这些PTC产生税收抵免结转，公司计划在未来利用这些抵免来减少所得税义务。如果PGE未来不能产生足够的应税收入，以在抵免到期之前利用所有的税收抵免，公司可能会产生重大费用计入收益。
经济、金融和市场风险
客户对电力需求的减少可能会对PGE的业务产生负面影响。
俄勒冈州不利的经济状况，例如通货膨胀加剧，可能会导致电力需求减少，并损害PGE客户的财务稳定性。这种需求的减少可能会对PGE的经营业绩和现金流产生不利影响。经济状况还可能导致无法收回的客户账户增加，并导致公司的供应商和服务提供商出现现金流问题，无法根据现有或未来的合同履行合同。
客户需求还可能受到PGE吸引和留住客户的能力、强制的能效措施、需求侧管理计划、社区选择聚合计划的潜在形成、分布式发电资源以及经济和人口状况(如人口变化、就业和收入增长、新建筑、新业务形成和经济活动的整体水平)的负面影响。技术进步的发展、改进和采用可能会导致每个客户的能源使用量下降。这些因素中的一部分或全部可能会影响电力需求。
由于客户对电力的需求减少，收入下降可能会提高客户对剩余客户的价格，因为PGE的收入要求旨在支付其固定公用事业运营费用。客户价格上涨可能会进一步降低客户对电力的需求，并使PGE吸引和留住客户的能力变得紧张。客户的流失、无法用新客户取代这些客户以及电力需求的减少可能会对PGE的财务状况和业务结果产生负面影响。
资本和信贷市场状况可能会对公司获得资金的渠道、资金成本以及执行其战略计划的能力产生不利影响。
进入资本和信贷市场对PGE的运营能力非常重要。该公司预计将根据需要发行债务和股权证券，为其未来的资本需求提供资金。利率波动可能会对PGE的债务成本和经营结果产生负面影响。此外，合同承诺和监管要求可能会限制公司推迟或终止某些项目的能力。
如果美国和世界其他地区的资本和信贷市场状况恶化，公司未来的债务和股权资本成本以及进入资本市场的机会可能会受到不利影响。此外，在公开市场上出售或发行大量PGE普通股，包括在结算2022年签订的远期销售协议时，可能会导致PGE普通股的市场价格下跌。这可能会削弱该公司通过出售股权证券筹集额外资本的能力。未来出售或发行普通股或其他与股权有关的证券可能会稀释普通股持有人的权益，并可能对他们的投票权、其他权利和经济利益产生不利影响。
PGE预计未来将筹集更多资本。PGE可以通过公共或私人股本或债券发行或其他融资，以及现有信贷安排下的额外借款来筹集额外资金。
任何新达成的债务融资都可能涉及比PGE目前的未偿债务和信贷安排更严格地限制业务的契约。这些限制性公约可能包括对额外借款的限制，对资产使用的具体限制，以及对公司创建留置权、支付股息、从子公司接受分配、赎回或回购股票或进行投资的能力的禁止或限制。这些因素可能会阻碍公司进入资本市场，并限制或推迟执行公司资本支出计划或寻求当前资本支出计划以外的其他机会的能力。
未来股息的宣布由董事会酌情决定，并不得到保证，在某些情况下，股息的支付可能受到PGE债务工具条款的限制。
PGE历来定期支付普通股的季度股息。然而，宣布股息是由PGE董事会酌情决定的，不能保证。普通股分红的数额将取决于经营业绩和财务状况、未来的资本支出和投资、任何已发行优先股的持有者的权利，以及董事会认为相关的其他因素。
此外，公司债务工具的条款可能会限制股息的支付。根据1945年7月1日PGE和Wells Fargo Bank，National Association之间的经修订和补充的1945年7月1日的抵押和信托契约，只要有任何第一批抵押债券未偿还，公司不得支付或宣布普通股的股息(股票股息除外)，或以代价(PGE的其他股本或出售其他股本的收益交换除外)任何类别的股本，如果1944年12月31日之后分配或支出的总额将超过PGE调整后的净收入总额，适用于1944年12月31日以后积累的普通股的股息。截至2022年12月31日，根据这一规定，3.99亿美元的累计净收入可用于支付股息。
PGE信用评级的不利变化可能会对其进入资本市场的机会和借款成本产生负面影响。
信用评级机构定期对公司进行评估，它们对长期和短期债务的评级基于许多因素，包括影响公用事业运营的监管环境的感知支持程度、公司的现金产生能力、负债水平、整体财务实力、某些资本项目的状况以及PGE无法控制的因素，如税制改革、经济和行业总体状况。评级下调可能会增加PGE银团无担保循环信贷安排、商业票据计划和信用证安排的费用，增加为日常营运资本要求提供资金的成本，还可能导致未来长期债务的利率上升。评级下调还可能限制该公司进入商业票据市场，商业票据市场是短期融资的主要来源，或导致更高的利息成本。
此外，如果穆迪投资者服务公司(Moody‘s)和/或标普全球评级公司(S&P)将PGE的无担保债务评级降至投资级别以下，公司可能会受到某些批发交易对手的要求，要求提供额外的业绩保证抵押品，这可能会对公司的流动性和参与批发市场的能力产生不利影响。
在某些情况下，参与PGE的银团无担保循环信贷安排的银行可能拒绝为本公司要求的垫款提供资金，或可能退出参与该信贷安排，这可能对PGE的流动资金产生不利影响。
PGE目前与几家银行有一项银团无担保循环信贷安排，总金额为6.5亿美元。循环信贷安排是流动资金的主要来源，可用于补充营运现金流，并作为商业票据借款的后备资金。循环信贷安排代表参与银行承诺提供贷款，并在某些情况下开立信用证。该公司每次在信贷安排下要求垫款时，均须向银行作出某些申述。然而，如果PGE的业务、财务状况或经营结果发生重大不利变化，公司可能无法作出此类陈述，在这种情况下，银行将不需要放贷。PGE还面临这样的风险，即一家或多家参与银行可能会拖欠其在信贷安排下提供贷款的义务。
不利的资本市场表现可能导致福利计划资产的公允价值减少，并增加公司与此类计划相关的负债。计划资产的公允价值持续下降可能导致资金需求大幅增加，这可能对PGE的流动资金和业务结果产生不利影响。
资本市场的表现影响以信托形式持有的资产的价值，以履行PGE固定收益养老金和其他退休后计划下的未来义务。持续的不利市场表现可能导致这些资产的回报率低于公司的预期，并可能增加PGE与计划相关的资金需求。此外，利率的变化会影响PGE在该计划下的负债。随着利率的下降，公司的负债增加，可能需要额外的资金。
资本市场的表现也影响以信托方式持有的资产的公允价值，以履行公司非合格员工福利计划(包括递延薪酬计划)下的未来义务。由于这些资产的公允价值变动计入当期收益，因此减少可能会对公司的经营业绩产生不利影响。此外，这种减少可能需要PGE支付额外的款项，以履行这些计划规定的义务。
电力和天然气市场价格的波动可能会对PGE的成本和管理其能源供应的能力产生不利影响，这可能会对公司的流动性和经营业绩产生负面影响。
作为其正常业务运营的一部分，PGE根据短期和长期合同在公开市场上买卖电力和天然气，这些合同可能规定可变的价格或数量。电力和天然气的市场价格主要受供求因素的影响。这些因素通常包括发电能力是否充足、发电设施的计划内和计划外停电、水力发电和风力发电水平、发电燃料来源的价格和可获得性、输电设施的中断或限制、天气条件、经济增长和技术变化。
这些市场的波动可能会影响电力和天然气的供应、价格和需求。电力和天然气市场的中断可能导致市场流动性恶化，增加交易对手违约的风险，以不可预测的方式影响监管和立法程序，影响批发电价，并削弱PGE管理其能源投资组合的能力。电力和天然气价格的变化也可能影响衍生品工具的公允价值以及购买电力和天然气的现金要求。如果电力和天然气价格比公司现有的购买电力和天然气协议中包含的价格有所下降，PGE可能需要提供更多的抵押品，这可能会对公司的流动性产生不利影响。相反，如果电力和天然气价格上涨，特别是在公司需要高于预期的数量，而这些数量必须以市场或短期价格购买的时期，PGE可能会产生比最初估计更大的成本。PGE的合约头寸没有完全对冲大宗商品价格，对冲或其他风险缓解措施可能无法防止重大损失。
通过AUT和PCAM，电力成本波动的风险得到了部分缓解。PCAM的应用要求PGE吸收一定的电力成本增加，然后公司才能从客户那里收回任何金额。因此，预计PCAM只能部分缓解强迫发电厂停运、水电和风能供应减少、燃料供应中断以及能源批发价格波动等潜在的不利财务影响。
PGE制定了风险管理政策、程序和控制措施，以识别、量化和管理风险，然而，这些系统、流程、工具和控制措施可能无法防止重大损失。风险管理程序可能无法始终按照预期进行，可能不会按设计运行，或可能无法识别所有潜在风险，包括但不限于恶劣天气或员工不当行为。不能保证PGE的风险管理程序将有效地预防或减轻损失，并可能对公司的经营结果和财务状况产生重大不利影响。
河流流量减少、不利的风力条件以及发电和电池存储设施的强制停电可能会增加为客户提供服务所需的电力成本。本公司可能被要求以其他设施或批发市场采购的成本较高的电力取代预期来自这些来源的能源，这可能会对经营业绩产生不利影响。
PGE的很大一部分电力供应来自它自己的水电设施和与华盛顿州某些公用事业地区签订的长期购买合同。区域降雨量和积雪水平影响河流流量和这些设施产生的能源量。较低成本的水力发电资源预计会出现能源短缺，这将需要增加公司其他发电资源的能源和/或批发市场的电力购买，这可能会对运营业绩产生不利影响。
PGE的部分电力供应来自风力发电资源，而风力发电的输出取决于风力条件。不利的风力条件可能需要增加对公司热力发电的依赖 在批发市场生产资源或购买电力，这两者都可能对运营结果产生不利影响。
发电设施和电池储存设施的强制停电，无论是PGE拥有的还是根据购买的电力协议，除了增加维修和维护成本外，还可能导致比客户价格中包括的成本更高的电力成本。
尽管PCAM的应用可以帮助减轻电力供应减少带来的不利财务影响，但不能保证电力成本的任何增加都能完全收回。无法在未来价格中完全收回此类成本可能会对本公司的运营业绩产生负面影响，以及可再生能源信用的减少和与风力发电资源相关的PTC的损失。
公司的发电资源和第三方购电提供的容量可能不足以满足客户的能源需求。
PGE基于从其发电设施和第三方购电协议获得的容量来满足客户的能源需求。该公司不断评估需要多少产能才能满足客户的合理预期需求，并提供合理的储备。PGE还被要求向OPUC提交综合资源计划，其中详细说明了公司的计划，以通过最低成本、最低风险的发电和减少需求的组合来满足客户未来的能源和容量需求，同时还积极减少电力供应的温室气体排放。如果公司发电设施提供的容量和购买的电力不足以满足客户的能源需求，PGE可能需要从第三方购买更多电力，投资购买额外的发电或电池存储设施，或投资延长现有发电资产的运营寿命。如果不能获得足够的产能来满足客户的能源需求需求，可能会增加其成本，并对PGE的客户满意度产生负面影响，所有这些都可能对PGE的业务和运营业绩产生不利影响。
能源技术的进步可能会降低PGE业务的竞争力。
PGE作为一家垂直综合公用事业公司的一个基本前提是，由于规模经济，能够以具有竞争力的价格生产电力。此外，PGE增长的一个关键组成部分是其建造、拥有和运营设施的能力。许多公司和组织进行研究和开发活动，以寻求替代技术和分布式发电的改进。新技术的进步和创造可能包括燃料电池和微型涡轮机、风力涡轮机、光伏太阳能电池、分布式发电、核能、氢气、持续客户能源效率、实现客户所有发电的双向电网，以及电池或储能方面的进步。这种技术或其他现有技术的进步可能会将电力生产或储存的替代方法的成本降低到等于或低于现有方法的水平。
电力行业正在经历重大变化，包括增加分布式能源的部署、如上所述的技术进步以及政治和监管方面的发展。电力公用事业正经历着越来越多的分布式能源的部署，如太阳能发电、储能、能效和需求响应技术。这些技术的部署支持了PGE的脱碳目标。新技术的发展将需要配电网的现代化，以适应日益增加的电力双向流动，并增加电网连接这些资源的能力。分布式能源的更高渗透率可能会导致客户需求减少，或者可能会对电网可靠性产生影响。增加分布式能源和可再生能源将需要在电网现代化和输电方面进行新的和持续的投资。如果所有这些成本都不能按费率收回，PGE的大宗商品成本可能会大幅上升，这可能会影响PGE的运营结果、财务状况或现金流。
通过立法或法规或其他方式强制要求、补贴或鼓励替代发电或存储资源也是可能的，这些资源在经济上具有竞争力，并增加到可用的发电供应中。竞争对手可能不会受到与公司相同的运营、监管和财务要求的约束，这可能会导致PGE在竞争中处于相当大的劣势。公共政策的变化，比如PGE不能利用的新的税收优惠，或者放松公用事业行业监管的努力，可能会为竞争对手提供优势。这种替代资源和监管或立法行动可能会取代边际成本较高的发电单位，或使PGE在建造、拥有和运营此类设施方面的竞争力降低。
这样的发展可能会限制该公司未来的增长机会，并限制对PGE电子服务的需求增长。
市场状况和环境法律法规的变化可能会对PGE的非公用事业房地产投资产生负面影响。
PGE通过一家全资子公司拥有位于俄勒冈州波特兰的公司总部大楼。房地产价值的重大变化可能会对PGE的运营结果产生不利影响。
PGE还拥有目前或以前出租给第三方的不受监管的物业，这些物业位于PGE的T.W.Sullivan水电设施附近。PGE已为该网站记录了与不再使用的资产相关的非公用事业资产报废义务(ARO)。由于环境法律或法规的变化，对这一非公用事业ARO的估计发生重大变化，可能会对PGE的运营结果产生不利影响。
利益相关者对PGE的环境、社会和治理(ESG)计划的期望和标准的快速变化可能会导致成本增加和面临增量风险。
投资者、贷款人、评级机构、客户、监管机构、员工和其他利益相关者越来越重视根据公司的ESG计划和指标将公司评估为企业公民。根据PGE的ESG概况，投资者和贷款人可以根据他们对公司ESG概况的评估结果，选择增加向公司提供的资本的要求回报、重新分配资本或不投入资本。投资者和贷款人的此类行动可能会增加PGE的资本和融资成本，或增加其获得资金和融资的机会。
PGE致力于其ESG计划的成功；然而，如果公司未能调整或执行其ESG战略，或被认为未能满足利益相关者不断发展的ESG期望或标准，PGE可能会遭受声誉损害，这可能会对其业务、运营结果和财务状况产生实质性的不利影响。此外，实施和遵守此类ESG计划的成本可能会很高。
维权股东的行动可能会对PGE的业务产生负面影响。
维权股东的行动可以采取多种形式，并在各种情况下发生，可能包括进行委托书征集、提出股东提案或以其他方式试图对公司的董事会和管理层实施改变和施加影响。处理此类行动可能会导致巨额成本，并将管理层和公司董事会的注意力和资源从PGE的业务和战略执行上转移开。
这种股东行动主义可能会对PGE的未来产生明显的不确定性，对PGE的商业机会、进入资本市场的能力、与客户和员工的关系产生不利影响，并使吸引和留住合格员工变得更加困难。任何此类行动都可能对公司的财务状况和经营结果产生重大不利影响，并可能根据市场看法或其他因素导致普通股交易价格的大幅波动。
PGE的业务活动集中在一个地区，未来的业绩可能会受到俄勒冈州或该地区独有的事件和因素的影响。
该公司的行业和地理集中度可能会增加地区性法规或立法产生的风险，例如与碳排放相关的立法行动。这些集中度还可能增加信贷和运营风险，因为交易对手、供应商和客户受到不断变化的条件的类似影响。
项目1B。未解决的员工评论。
没有。
项目2.财产
PGE的主要财产、厂房和设备通常位于公司拥有的土地上，或根据现有租约、联邦或州许可证、地役权或其他协议由公司控制的土地上。在某些情况下，电表和变压器位于客户财产上。为公司的第一批抵押债券(FMB)提供担保的契约构成了对几乎所有公用事业财产和特许经营权的直接第一抵押留置权，但明确例外的财产除外。
发电设施
以下是截至2022年12月31日PGE拥有的发电设施(单位：兆瓦)：
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| 设施 | | 位置 | | 网络 容量(1) |
| 全资拥有： | | | | |
| 天然气或石油： | | | | |
| 海狸 | | 克拉茨卡尼，俄勒冈州 | | 510 | |
| 卡蒂 | | 波德曼，俄勒冈州 | | 438 | |
| 港口西行1单元(PW1) | | 克拉茨卡尼，俄勒冈州 | | 411 | |
| 郊狼温泉 | | 波德曼，俄勒冈州 | | 258 | |
| 西港2单元(PW2) | | 克拉茨卡尼，俄勒冈州 | | 225 | |
| 风： | | | | |
| 大辉峡谷 | | 俄勒冈州谢尔曼县 | | 450 | |
| 图坎农河 | | 华盛顿哥伦比亚县 | | 267 | |
惠特里奇 | | 俄勒冈州莫罗县 | | 100 | |
| 海德鲁： | | | | |
| 北福克 | | 克拉卡马斯河 | | 58 | |
| 法拉第 | | 克拉卡马斯河 | | 46 | |
| 橡树林 | | 克拉卡马斯河 | | 45 | |
| 河磨坊 | | 克拉卡马斯河 | | 25 | |
| T.W.沙利文 | | 威拉米特河 | | 18 | |
共同所有(2): | | | | |
| Coal: | | | | |
高露洁(3) | | 科尔斯特里德，蒙大拿州 | | 296 | |
| 海德鲁： | | | | |
圆形对接(4) | | 德舒特河 | | 172 | |
佩尔顿(4) | | 德舒特河 | | 55 | |
| 净运力 | | | | 3,374 | |
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(1)表示实际运行或试验经验所证明的发电机组净容量，即在特定设施的运行中使用的电力的净额。对于风力发电设施，使用铭牌额定值代替净装机容量。发电机的铭牌额定值是制造商定义的正常运行条件下的满载容量。
(2)净产能反映了PGE的所有权份额。
(3)PGE拥有该设施20%的所有权，该设施由Talen Montana，LLC运营。本公司经营，并继续持有Boardman 90%的股权，Boardman于2020年第四季度停止燃煤业务。有关Colstrie与该州环境法律法规相关的更多信息，请参见“RPS标准和其他法律”项目7--“管理层对财务状况和业务成果的讨论和分析”，以及合并财务报表附注19--“财务报表和补充数据”中的“或有”。
(4)自2022年1月1日起，PGE向CTWS出售了16.66%的权益，使PGE拥有50.01%的所有权权益。
PGE的水电项目是根据FERC根据FPA颁发的许可证进行运营的。这三条不同河流的水电项目许可证将于2055年到期：克拉卡马斯河，2055年；威拉米特河，2035年；德舒特河，2055年。
输电与配电
PGE拥有或拥有与输电线路有关的合同权利，这些输电线路将电力从其发电设施输送到其服务地区的配电系统以及西部互联。截至2022年12月31日，PGE所属输电系统由1255回线路里程组成：500千伏线路269回线路里程；230千伏线路413回线路里程；115千伏线路573回线路里程。该公司还拥有28,481英里长的配电线路，向其客户输送电力。该公司还拥有以下项目的所有权权益和能力：
•位于蒙大拿州比林斯附近的Colstrain开关站与Broadview开关站之间2,260兆瓦输电设施的14%，以及Broadview开关站与蒙大拿州汤森市附近BPA输电系统互联点之间1,930兆瓦输电设施的16%；以及
•西北交流国际公司20%的股份，这是一个4,800兆瓦的输电设施，连接俄勒冈州北部哥伦比亚河附近的John Day变电站和靠近加利福尼亚州边境的俄勒冈州马林市。西北交流互联网络主要用于在包括PGE在内的公用事业公司之间传输州际买卖电力。
此外，该公司还拥有3920兆瓦双酚A传输系统的合同权。
非公用事业房地产
PGE通过一家全资子公司拥有位于俄勒冈州波特兰的公司总部大楼。截至2022年12月31日，扣除累计折旧后的非公用事业财产、厂房和设备余额为7300万美元，记入公司合并资产负债表第8项中的其他非流动资产。— “财务报表和补充数据。”
PGE还拥有目前或以前出租给第三方的不受监管的物业，这些物业位于PGE的T.W.Sullivan水电设施附近。PGE记录了与此站点相关的非公用事业ARO。有关本公司ARO的更多信息，请参阅“资产报废债务“在”中“关键会计政策和估算“项目7的章节— “管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析”和第8项合并财务报表附注中的附注8“资产报废负债”。— “财务报表和补充数据。”
第3项.法律程序
关于法律诉讼的资料，见项目8--“财务报表和补充数据”中的附注19，合并财务报表附注中的或有事项。
第四项矿山安全信息披露
不适用。
第II部
第五项注册人普通股市场、相关股东事项和发行人购买股权证券。
PGE的普通股在纽约证券交易所交易，股票代码为“POR”。截至2023年2月8日，共有748名PGE普通股持有者。
虽然公司预计将定期支付普通股的季度股息，但宣布任何股息由公司董事会酌情决定。宣布分红的金额将取决于董事会认为相关的因素，可能包括但不限于PGE的经营业绩和财务状况、未来的资本支出和投资，以及适用的监管和合同限制。
有关根据股权计划授权发行的证券的信息，请参阅综合财务报表附注8“财务报表和补充数据”中的附注13“股权计划”和附注14“基于股票的补偿”。
股份回购计划
2022年2月11日，公司董事会批准了一项股票回购计划，取代了之前在2021年2月17日批准的计划，该计划允许公司在2022年之前以最高60美元的股价回购最多35万股已发行普通股，导致最高总回购价格为2100万美元。截至2022年12月31日，该公司已按每股51.61美元的平均价格回购了35万股股票，根据该计划，总成本为1810万美元。所有股票回购都是根据PGE公开宣布的计划进行的，公司没有根据其他计划回购股票。在截至2022年12月31日的三个月内，PGE没有回购任何普通股。
ITEM 6. [已保留]
第七项：管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析。
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FERC、OPUC、美国证券交易委员会和商品期货交易委员会(CFTC)执法司关于允许回报率、融资、电力定价和价格结构、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、电力成本的回收、运营费用、运营费用、延期、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的调查和行动；
•经济状况导致电力需求下降，在批发市场价格低迷期间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，客户账户坏账增加；
•通货膨胀和利率；
•不断变化的客户预期和选择可能会降低客户对其服务的需求，这可能会影响PGE通过费率进行投资并收回其投资和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，以及客户从注册的ESSS购买电力或采用社区选择汇总的风险增加；
•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7“概览”的监管事项中所述的事项，以及项目8“合并财务报表附注”中的或有事项--本年度报告表格10-K的“财务报表和补充数据”；
•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；
•不合时宜或恶劣的天气和其他自然现象，例如近年来俄勒冈州可能影响公共安全的更大规模和更广泛的野火，客户对电力的需求，以及PGE获得足够的电力和燃料供应以服务客户的能力和成本，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，该公司维护、维修和更换此类设施和系统的成本，以及成本回收；
•PGE在野火风险增加的情况下有效实施PSPS并使其系统断电的能力，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、未能如期或在预算内完成资本项目、交易对手未按协议履行或放弃资本
项目，任何可能导致公司无法收回项目成本，或对PGE的竞争地位、市场份额或经营结果产生实质性影响的项目；
•批发电力和天然气价格的波动，包括但不限于宏观经济和国际问题造成的波动，这可能需要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服务领域内住宅、商业或工业客户增长或人口结构的变化；
•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、物理攻击和安全漏洞，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，或导致泄露客户、供应商、员工或公司的机密信息；
•员工队伍因素，包括潜在的罢工、停工、高级管理层的过渡、招聘和留住关键员工和其他人才的能力，以及宏观经济趋势造成的人员流失率，如大量员工自愿辞职，类似于其他雇主和行业自新冠肺炎疫情开始以来经历的情况；
•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视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，包括政府留在家里的命令，以及对旅行、商业、社交和其他活动的关闭和其他限制)，这些情况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；
•与2021年All-Source RFP最终入围项目有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(包括征收影响太阳能组件进口的关税)以及立法不确定性；以及
•战争或恐怖主义行为。
任何前瞻性陈述仅表示截至该陈述发表之日，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。MD&A应与本报告中包含的公司综合财务报表以及提交给美国证券交易委员会的其他定期报告和当前报告一起阅读。
PGE是一家垂直整合的电力公用事业公司，在该州从事电力的发电、输电、配电和零售。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。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。此外，PGE继续开发产品和服务，以造福零售和批发客户。
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专注于与客户、社区、政策制定者和其他利益相关者合作，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：
•脱碳动力-到2030年将向零售客户提供的电力相关的温室气体排放量减少至少80%，到2040年减少100%；
•为经济带电-增加有益的用电量，以获取新技术的好处，同时建设越来越清洁、灵活和可靠的电网；以及
•提升我们的业绩-提高效率、安全性以及系统和设备的可靠性，同时保持负担得起的能源服务，每股收益每年增长5%至7%。
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年和此后的每一年。有关HB 2021和目标削减量适用基线的更多信息，请参见“HB 2021” 在法律法规本概述的部分。
增强客户和社区的能力-PGE的客户有购买清洁能源的愿望，超过23.4万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，即绿色未来影响计划，这是一项可再生能源计划，允许大型企业和市政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12月31日，绿色未来影响计划批准的装机容量为750兆瓦铭牌。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。
《气候公约》—2021年，PGE加入了气候承诺，承诺到2040年实现年度净碳排放零，这比《巴黎协定》2050年的目标提前了十年。作为《气候承诺》的签署国，PGE同意：i)定期测量和报告温室气体排放量；ii)通过真正的商业变革和创新，包括提高能效、可再生能源、材料减少和其他碳排放消除战略，实施符合《巴黎协定》的脱碳战略；以及iii)通过额外的、可量化的、真实的、永久的和对社会有益的抵消来中和任何剩余的排放。
恶劣天气-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。从2022年12月27日开始，持续的强风和强降水导致PGE服务地区约18万人停电。PGE产生了与风暴有关的约500万美元的运营费用，其中400万美元已根据PGE的主要风暴损害恢复机制递延。2022年9月9日和10日，极端的火灾条件和炎热的强风导致PGE在10个已确定的PSPS区域和7个额外的预防性停电区域实施了主动公共安全断电(PSPS)。PSPS活动影响了大约37,000个客户家庭和企业。受PSPS影响的所有客户于2022年9月11日恢复供电。PGE在活动前的准备活动中产生了大约100万美元的费用，根据野火缓解延迟机制已被推迟(见《野火缓解》在“监管事项”有关对PGE运营结果的影响的更多信息，请参见本概述部分)。
2021年6月，该地区的气温达到历史最高水平，打破了该公司在2017年8月达到的前一次夏季高峰负荷需求，以及1998年12月创下的最高负荷纪录。2021年，继2020年破坏性的野火季节之后，俄勒冈州也经历了一个极端的野火季节，以及一场严重的冰暴。这场冰暴导致了历史性的客户停电，并造成了相当大的服务恢复和损坏修复费用(见《2021年2月冰暴与冰灾》在“监管事项”有关对PGE运营结果的影响的更多信息，请参见本概述部分)。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e
资源计划流程-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。2020年，OPUC在符合条件和指令的情况下，确认了公司的2019年IRP及相关行动计划。随着HB 2021的通过，PGE正在准备一份清洁能源计划(CEP)，该计划将阐明公司的战略，通过公平过渡到脱碳电网来实现2030、2035和2040年的减排目标。CEP以公司的IRP为基础，并要求提交与IRP相关的文件。2021年，PGE为下一次IRP提交了延期豁免，OPUC批准了这一申请。PGE预计将于2023年3月31日向OPUC提交其第一份合并的IRP和CEP。这份文件将预测PGE未来20年的资源和能力需求，并提出一项行动计划，以满足新的HB 2021减排要求，以满足近期需求。
PGE估计，为了实现该公司2030年的减排目标，大约需要3000至4000兆瓦的电力。PGE估计，通过有针对性地收购约2,000至3,000兆瓦的非排放资源，并通过新的收购或延长现有产能合同，增加约1,000兆瓦的非排放可调度产能，将满足这一需求。该公司正在评估和更新这些预测，以预期即将提交的IRP和CEP文件。
2021年全源RFP
2021年，PGE启动了其2021年全源RFP公共程序，寻求约1,000兆瓦的可再生资源和非排放可调度能力，以满足2019年IRP行动计划中确定的需求，并满足公司估计的2030年需求的一部分。PGE于2021年12月发布了最终的2021年全源RFP，并于2022年1月提交了提案。PGE于2022年5月5日向OPUC提交了确认最终入围名单的请求，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产能资源投标人提交的六个不同项目。
2022年7月14日，在一次公开会议上，OPUC有条件地承认了PGE提出的可再生资源和非排放可调度能力的最终入围名单。随后，在2022年8月31日，OPUC发布了命令，纪念其在2022年7月14日有条件地承认。在通过《降低通货膨胀法》之后，PGE为所有入围最终入围名单的投标人提供了更新定价的机会。2022年8月收到了最新的定价，PGE与独立评估员合作，更新了评分和排名，以反映投标人的定价变化。2022年9月30日，向OPUC提交了一份更新的独立评估员报告，作为信息更新。
根据《2021年全来源建议书进程》，PGE已达成协议，以获得以下内容：
•清水风能开发-PGE和NextEra Energy，Inc.的子公司NextEra Energy Resources，LLC达成协议，建设一个311兆瓦的风能设施，这将是蒙大拿州东部更大的Clearwater Wind开发项目的一部分。在这些协议中，PGE将拥有311兆瓦的208兆瓦产能，投资约4.15亿美元，不包括建设期间使用的资金津贴(AFUDC)。NextEra Energy Resources，LLC的子公司将拥有剩余的103兆瓦产能，并将根据一项为期30年的购买力平价协议将其部分产出出售给PGE。NextEra Energy Resources，LLC的子公司计划设计、建造和运营该设施。PGE和NextEra Energy Resources，LLC子公司签署的协议将由OPUC代表客户进行审慎审查。该项目预计商业运营日期为2023年12月31日。
PGE继续与最终入围名单上的剩余竞标者谈判，预计将在2023年上半年完成谈判。PGE于2022年12月1日向OPUC提交了一份状态报告，说明为实现2021年剩余的所有来源RFP目标而进行的谈判的现状，包括：
•约75至200兆瓦的可再生资源；
•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。
PGE 2021年All-Source RFP中的可再生资源必须符合俄勒冈州RPS的资格，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。
2022年2月，NewSun Energy LLC(NewSun)向马里恩县巡回法院提交了针对OPUC的司法审查请愿书，挑战2021年All-Source RFP中的评分方法。PGE作为干预者加入了此案。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。NewSun已多次请求延期，以提交上诉中的开庭摘要。
2022年10月28日，NewSun向德舒特县巡回法院提交了一份请愿书，要求审查OPUC的命令，有条件地承认PGE的2021年全来源RFP入围名单。
PGE无法预测这些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)。
2023全源RFP
PGE于2023年1月31日向OPUC提交了通知，称需要在2023年制定RFP，以获得资源，以满足2026年预计的产能缺口，并在实现HB 2021的脱碳目标方面继续取得进展。这些行动符合即将出台的2023年IRP行动计划和CEP。这份文件包括PGE要求豁免OPUC的竞争性招标规则，并概述了PGE在2023年第三季度获得必要的监管批准和向市场发布RFP的建议时间表。PGE希望选择最终的入围名单，并在2023年12月向OPUC提交确认请求。
构建具有弹性的电网-为了向社区提供清洁能源，PGE的未来电网将需要智能和自适应。PGE建设弹性电网的关键投资和计划的重点包括：
•缓解野火-PGE的Wildfire缓解和恢复组织计划并实施Wildfire缓解计划，制定和协调整个公司的活动。根据2022年野火缓解计划，PGE完成了约1500万美元的资本项目，包括安装气象站和野火探测摄像头，以及进一步加强高风险火灾地区的电网。PGE预计，2023年的资本项目支出将与2022年基本一致。
•虚拟发电厂(VPP)-PGE的客户产品涉及能效计划、屋顶太阳能、电池存储和电动汽车充电器，旨在支持电网可靠性，并增加投资组合的灵活性和资源多样性。这些分布式能源是PGE VPP的基础，随着时间的推移，VPP将提供越来越多的网格和系统服务。通过VPP平台进行协调时，分布式能源资源和灵活的负载可以帮助公司实现经济高效的脱碳，提高客户和社区的能源弹性，促进客户与能源系统的互动，并释放额外的电网服务，使PGE的配电系统计划(DSP)能够实现动态双向系统的愿景。2022年，PGE成功使用VPP中的电池为
这表明，随着分布式能源的规模扩大，PGE拥有利用这些资源支持资源充足性和脱碳目标的技术。
•配电系统规划-2021年，PGE提交了其首个DSP，该计划制定了建设电网的计划，该电网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，提供电池、电动汽车充电和太阳能电池板等资源，社区-尤其是服务不足的俄勒冈州人-需要这些资源。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。第二部分于2022年8月15日提交。
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，并支持我们的客户和我们自己的车队加快车辆电气化的步伐。2022年，PGE完成了与PGE车队电气化相关的大约1100万美元的资本项目。
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温室气体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。PGE向OPUC提出请求，要求将其下一个全面交通电气化计划的提交推迟到2023年6月1日，以便有时间根据公司的IRP和CEP文件对该计划进行审查和评估。OPUC于2023年2月7日批准了这一请求。
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。
法律法规
基础设施投资和就业法案-2021年11月15日，总裁·拜登签署了1.2万亿美元的基础设施投资和就业法案(IIJA)，其中包括约5500亿美元的新联邦支出。PGE正在根据IIJA寻求多个领域，以便为项目提供潜在的赠款资金。这些项目的目标是提高电力系统的可靠性和复原力、了解和缓解野火情况、增强通信能力、利用人工智能改进客户使用分析、可再生资源和先进电网支持、水力发电运营、氢气生产以及区域输电能力限制。截至2022年，PGE已经提交了两份完整的申请。PGE无法预测从IIJA下的项目中获得资金的最终时机和成功。
《2022年通货膨胀率削减法案》-2022年8月16日，总裁·拜登签署了《2022年降低通货膨胀法案》(IRA)，其中大部分条款在2022年12月31日之后的纳税年度内生效。在其他条款中，该法案包括：
•对三年期间财务报表平均调整收入每年超过10亿美元的适用公司实施新的公司替代最低税额；
•按回购的股票的公平市值的1%征收消费税，减去在该课税年度内发行的任何股票；以及
•针对能源和气候倡议的重大税收优惠措施，包括：
◦将2024年12月31日前开始建设的设施的临时技术合同延长和改装三年；
◦向其他纳税人转让或出售临时技术转让证书的能力；
◦重新建立太阳能PTC，这将使PGE有机会在可再生RFP中拥有太阳能资源；
◦选择不对某些独立存储项目实施投资税收抵免(ITC)正常化要求；
◦从2025年1月1日开始，传统的特定于资源的PTC和ITC将被技术中立的清洁电力信用取代。关键的正常化替代方案将与这些信用一起保留；以及
◦支持扩大交通电气化的若干规定。
公司预计股票回购的消费税和新的CAMT不会对公司的经营业绩产生影响。PGE将密切监测美国国税局关于IRA下可获得的增强能源信用的指导意见。与以前的资源规划流程相比，公司相信新的税收优惠将为PGE提供更多的投资机会，并导致更低的客户价格。这类投资的资本支出增加可能会导致通过债务和股权融资工具产生额外的融资需求。
HB 2021-2021年6月，俄勒冈州立法机构通过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。PGE的基准水平是向俄勒冈州环境质量部(ODEQ)报告的与出售给其零售电力消费者的电力相关的2010、2011和2012年的平均年排放量。
HB 2021要求公用事业公司在每个IRP的同时制定实现目标的CEP，并以合理的成本为零售电力用户开发数字信号处理器。在审查CEP时，OPUC必须确保公用事业公司为公平执行进行规划，并证明不断取得进展，并正在可行的情况下尽快采取行动，促进温室气体排放的快速减少。
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。在起征年以及此后的每一年，OPUC将使用向ODEQ报告的该履约年的数据来确定是否实现了削减目标。2022年由非排放资源服务的零售负荷的初步百分比为39%。这一数额不包括与在PGE服务范围以外交付的电力相关的发电和购买，并根据ODEQ针对投资者所有的公用事业的温室气体报告协议的方法进行计算。基础信息需要接受ODEQ的审查和批准。
HB 2021还包括：
•与前列腺素E脱碳目标保持一致；
•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中的竞争条款；
•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、投资和决定。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。2021年12月，ODEQ通过了气候保护计划，该计划对该公司的天然气发电资源提供了豁免。这项行政命令还修改了该州清洁燃料计划的减排目标，并将该计划从之前要求到2025年燃料的平均碳强度降低10%，到2035年减少25%的规定延长。
公共行政部门继续监测那些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，SB 1547为必须来自可再生能源的电力设定了一个基准，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淘汰煤炭。
PGE于2020年停止了其Boardman发电设施的燃煤运营，并继续该工厂的退役进程。本公司拥有Colstrain 3号和4号机组20%的所有权股份，作为对SB 1547的回应，本公司于2016年向OPUC提交了关税申请，并获得批准，从2042年至2030年加快收回PGE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。虽然PGE在这些机组中没有直接的所有权利益，但3号和4号机组的持续运作利用与1号和2号机组的某些共同设施。
从2022年5月9日起，PGE的折旧率和相关客户价格根据OPUC在公司2022年一般费率案例(2022年GRC)中批准的变化，以反映从2030年到2025年12月31日Colstrid3号和4号机组的进一步加速折旧。为了满足PGE的监管和立法要求，该公司继续评估退出3号和4号机组所有权以满足PGE的监管和立法要求的可能性。见合并财务报表附注中第8项--“财务报表和补充数据”中的附注19，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Colstrain输电设施约15%的所有权和运力。看见“投资于清洁能源的未来”关于蒙大拿州东部发展的信息，请参阅本概览。
SB 1547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至5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，但所有现有REC和补贴的持续寿命不受限制
为2022年12月31日之前上线的项目提供为期五年的额外无限制区域经济合作许可证；以及
•在公司提交给RAC的文件中寻求收回与可再生能源相关的能源储存成本的机会。
关于环境问题的更全面的审查，见项目1--商业中的“环境问题”。
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。
一般保险费个案-2021年7月，PGE向OPUC提交了一份基于2022年测试年度的GRC。经过公开审查程序，OPUC于2022年4月25日发布了第22-129号命令，授权：
•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6.813%。
第22-129号命令解决了年度收入要求，增加了7,400万美元，平均税率基数为56亿美元。经OPUC批准的新客户价格于2022年5月9日生效。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；
•拒绝了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。该公司曾要求将法拉第水电设施改善的资本成本的回收计入新的费率基数。然而，由于该项目尚未投入使用，与资本相关的收入要求被取消，PGE被允许在公司的下一次GRC中进行回收。截至2022年12月31日，与法拉第有关的在建工程余额为1.68亿美元，其中包括AFUDC；
•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，请参见暂缓执行船夫收入规定“在这个范围内 “总览“ 条)；及
•创建了一个收益测试，用于2020年劳动节野火和2021年2月冰暴和破坏的延期，将按年申请。
此外，缔约方同意取消PGE的脱钩机制，该机制提供了一种手段，以弥补(或退还)因每个客户经天气调整的能源使用量相对于制定客户价格时预测的水平的变化而损失(或增加)的利润率。从5月9日到2022年剩余时间，对客户的估计收藏品或退款按比例分摊，预计将在2024年在一年内摊销到客户价格中。有关分离机制的更多信息，请参见“脱钩”在本概述部分中。
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2022年收益中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。在2021年和2022年，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，预计不会进一步释放延期或收益测试准备金。OPUC在最终决定收益的应用方面有很大的自由裁量权
测试2020年、2021年和2022年，最终确定可能导致与公司截至2022年12月31日的预留金额相比，额外的折扣或退款，这可能是实质性的。
2023年2月15日，PGE向OPUC提交了一份基于2024年测试年度(2024年GRC)的GRC申请，要求增加，如果包括通过补充关税进行的Colstrie相关调整，2024年客户价格的总体平均涨幅约为14.0%。请求的价格上涨包括大约4.5%的涨幅，这是由于预计2024年NVPC会更高。NVPC预测将在2023年期间定期更新。
该公司2024年提交的GRC文件寻求收回整个业务的资本投资，以满足不断增长的需求，提高可靠性、弹性和向客户提供安全、可靠、清洁电力的能力。公司资本的很大一部分与继续投资输电和配电系统有关，以满足不断变化的客户期望和日益增长的需求，同时还更换老化的基础设施。PGE的要求还包括收回重新供电原1907年法拉第水电设施的资本成本，该设施于2023年1月31日投入使用。
PGE正在寻求增加运营和维护，这对于在创纪录的通胀时期保持提供安全、可靠、负担得起的电力的能力至关重要。该公司在业务的各个领域都面临成本压力，包括劳动力、批发电力和天然气大宗商品价格，以及与长期债务利率上升相关的债务成本增加。
该公司还建议对其PCAM进行重大改革，并对AUT进行修改，以更好地应对高度动态和不稳定的电力市场不确定性以及不断变化的地区基本驱动因素。
PGE已请求：
•债务和股权各占50%的资本结构；
•股本回报率为9.8%；
•资本成本为7.06%，反映了实际和预测债务成本的更新；以及
•63亿美元的税率基数。
2022年GRC申请(OPUC DOCKET UE 394)的完整细节，即由此产生的OPUC订单，可在OPUC网站www.oregon.gov/puc上查阅。对2024年GRC(OPUC Docket UE 416)的监管审查将持续到2023年，预计OPUC将于2023年12月发布最终命令，新客户价格将于2024年1月1日生效。
新冠肺炎的影响-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。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12月31日和2021年12月31日，PGE的递延余额分别为2200万美元和3600万美元，主要包括超过目前在客户价格中考虑和收取的坏账支出。PGE没有推迟与2022年没有按时付款安排的客户相关的增量坏账支出。该公司公布了与截至2020年的年度相关的递延，导致2022年的收益产生了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。前列腺素E2022年12月16日提交了递延金额的摊销请求，反映了主要与坏账注销有关的1200万美元的调整低于估计。摊销请求的生效日期为2023年4月1日，目前仍在等待委员会的批准。
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得出的总体审慎的结论和收益审查的应用可能导致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。
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12月31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分别为3100万美元和4500万美元。根据第22-129号令概述的收益测试，公司已公布了与截至2020年的年度相关的递延，导致2022年的收益产生了1500万美元的税前费用。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。
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。2022年10月24日，PGE和缔约方向OPUC提交了一项规定，反映了一项协议，根据这一延期解决了与2021年有关的所有事项，并将允许PGE全额收回截至2022年9月30日的递延金额，并在七年内摊销。2022年11月3日发布的第22-435号命令通过了批准从2023年1月1日开始摊销金额的规定。
缓解野火—代表PGE与加强其系统的努力相关的增量成本和投资，以提高SB 762下的野火安全和对天气和其他与灾害相关的危机的弹性，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2022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年的重新授权申请，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12月31日，PGE与野火缓解相关的递延余额为2800万美元。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。
PGE于2022年8月19日提交了一份关税申请，根据SB 762的允许，为递增的野火缓解支出提交了一项自动调整条款。该文件包括一项建议，即每半年报告一次，以显示PGE相对于其Wildfire缓解计划的进展情况，该计划已根据UM 2208案卷提交。2022年9月9日，OPUC暂停了关税，并开庭调查UE 412的备案。2023年1月13日，PGE、工作人员和某些干预者签订了一项部分规定，将建立一个WildFire缓解机制，允许回收PGE谨慎产生的野火缓解成本，但须经过审慎审查。该部分规定还支持推迟PGE与2022年和2023年相关的野火缓解费用
这超过了目前客户价格中授予的金额，但需进行审慎审查。这一部分规定正在等待OPUC的批准，计划于2023年5月10日获得批准。
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12月31日，该公司已推迟与风暴增加的运营费用相关的总计7400万美元，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。2022年1月26日，PGE收到了批准2月Storms延期的OPUC第22-020号命令。
2022年10月24日，PGE和缔约方向OPUC提交了一项规定，反映了一项协议，根据这一延期解决了与2021年有关的所有事项，并将允许PGE在七年内全额收回递延金额和摊销。OPUC通过了从2023年1月1日开始批准摊销金额的规定。
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在客户价格中摊销递延金额的请求，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。截至2022年12月31日，PGE尚未根据此延期令记录任何成本。
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。2023年AUT包含NVPC增加的1.86亿美元，将从2023年1月1日起在客户价格中收回。请参阅“电力运营“有关PCAM的更多信息，请参阅第7项的此概述部分。
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。因此，PGE推迟了2900万美元，这相当于预计在截至2021年12月31日的一年中从客户那里收取的超额差异的90%。在OPUC对公司的PCAM申请进行年度审查的同时，2022年10月24日，PGE和各方向OPUC提交了一份规定，反映了一项协议，该协议解决了与此次延期有关的所有问题，并允许PGE全额收回递延成本，但200万美元除外。OPUC于2022年11月8日发布命令，批准了这一规定。摊销从2023年1月1日开始，为期两年。请参阅“电力运营“有关PCAM的更多信息，请参阅第7项的此概述部分。
波特兰港环境修复帐户(PHERA)机制—环保局已将PGE列为与波特兰港超级基金场地修复有关的100多个潜在责任方(PRP)之一。截至2022年12月31日，关于清理的确切边界、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，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17亿美元。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。根据OPUC的批准，公司的回收机制允许公司通过第三方收益(包括但不限于保险回收)和客户价格的组合，推迟和收回与波特兰港超级基金站点相关的估计负债和已发生的环境支出, 视需要而定。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。有关PHERA机制的更多信息，请参见“环保局对波特兰港的调查”附注19，合并财务报表附注第8项“财务报表和补充数据”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。该机制规定，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，则向客户收取(或退款)。
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年记录的估计收款，公司没有达到2024年实际收款时将适用的任何适用关税明细表的2%限制。脱钩机制下的任何潜在退款都没有限制，因此自新冠肺炎疫情爆发以来住宅客户的需求增加导致脱钩机制下的估计退款更多，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，2022年后不会发生延期，尽管之前记录的延期将按计划继续摊销，直到在未来的客户价格中收取或退款，并按比例推迟到2022年底。在2024年提交给GRC的文件中，该公司包括了一项概念提案，该提案可能会导致2024年1月1日恢复脱钩，但需要进行某些修改。
在截至2022年12月31日的年度，该公司向住宅客户退款估计为300万美元，从商业客户那里收取600万美元，这是由于每个客户经天气调整后的实际使用与2019年GRC预测的使用存在差异。与2021年的水平相比，2022年住宅和商业客户的每个客户经天气调整的使用量有所下降，尽管住宅使用量继续超过预期。
截至2021年12月31日，PGE已记录了总计1000万美元的退款，将在2023年1月1日开始的一年内退还给客户。
暂缓执行博德曼收入规定—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。PGE估计，在截至2020年12月31日的一年中，博德曼的收入需求为1,400万美元，在截至2021年12月31日的一年中，额外需要6,600万美元，在截至2022年12月31日的一年中，需要2,300万美元。
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。尽管仍在接受OPUC的审查，但PGE不认为它超过了2022年收益测试下的监管股本回报率。
2022年10月24日，PGE和缔约方向OPUC提交了一项规定，反映了一项协议，根据这一延期解决了与2021年有关的所有事项，并表示该年不需要退款。这一规定仍有待OPUC的批准。对2020年和2022年期间可能退款的审查和确定仍未完成。2022年11月，OPUC批准了PGE暂停程序时间表的动议，并指示该公司不迟于2023年2月16日提交状态更新。在批准裁决时，OPUC指出，它预计将解决这一问题，在2023年上半年内解决2020年和2022年的延期问题。
根据收益测试的应用，PGE没有记录2020年、2021年或2022年与Boardman相关的退款。OPUC在最终确定2020年、2021年和2022年的收益测试应用方面有很大的自由裁量权，并可能要求额外的退款，这些退款将被确认为收益费用，这可能是实质性的。
可再生能源回收框架—正如OPUC以前授权的那样，可用于回收与可再生资源相关的成本的主要方法是RAC。RAC允许PGE通过每年在GRC之外提交的申请，收回谨慎产生的可再生资源成本。在2022年期间，根据RAC没有提交重大申请。在2019年GRC命令中，OPUC授权在某些条件下，在未来的RAC文件中纳入与可再生能源相关的能源储存项目的谨慎成本。PGE在其2024年GRC中要求OPUC澄清用于将可再生能源整合到公用事业系统上的能源存储符合相关能源存储的条件。
经营活动
除了PGE自己的发电组合提供的电力外，为了满足零售负荷要求并平衡能源供应和客户需求，该公司还在批发市场购买和销售电力。PGE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。本公司参与西部EIM，其中包括通过更好地补充可再生资源的可变产量，将更多的可再生能源整合到电网中。在其为使零售和批发客户受益的持续努力中，PGE已宣布有意加入西部力量池和一项针对该地区的具有约束力的资源充足计划，该计划被称为WRAP。美国西部和加拿大的其他十家公用事业公司最近也发出了类似的信号。该方案代表着在管理总体成本的同时，通过资源多样化和负荷分担来提高该地区可靠性和清洁能源的努力。该公司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。
PGE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在冬季采暖季节经历了最高的MWA交货量和零售能源销售，并在2022年12月创下了新的冬季高峰负荷。夏季高峰交货量连续几年持续超过冬季，这通常是由于空调需求和整体气候变暖的趋势造成的。在2021年夏季，需求创下历史新高，超过了之前的冬季峰值。有关季节性波动的更多信息，请参见“季节性”在客户和收入部分的项目1--“业务”。零售客户价格和客户使用模式的变化可能会受到经济和最近新冠肺炎变化的影响，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热电厂的燃料成本也会影响运营收入。PGE已采取措施，帮助确保供应服务新客户和现有客户所需的受供应链限制的物品，例如提前订购关键材料、预先确保与战略合作伙伴的制造能力，以及评估现有供应商和新供应商的供应情况。PGE还采取措施，通过长期协议、供应商参与和扩大供应基础，帮助缓解成本增加。
客户与需求-下表列出了2022年和2021年的能源交付总量和按客户类型划分的平均零售客户数量。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 能源交付(兆瓦时，以千计) | | | 2022 | | | | 2021 | | 增加百分比/
(减少) |
| 零售业： | | | | | | | | | |
| 住宅 | | | 8,088 | | | | | 7,978 | | | 1.4 | % |
| | | | | | | | | |
| 商业(仅限PGE销售) | | | 6,650 | | | | | 6,604 | | | 0.7 | |
| 直接访问 | | | 548 | | | | | 589 | | | (7.0) | |
| 商业总金额 | | | 7,198 | | | | | 7,193 | | | 0.1 | |
| | | | | | | | | |
| 工业(仅限PGE销售) | | | 4,167 | | | | | 3,714 | | | 12.2 | |
| 直接访问 | | | 1,778 | | | | | 1,647 | | | 8.0 | |
| 工业总量 | | | 5,945 | | | | | 5,361 | | | 10.9 | |
| | | | | | | | | |
| 总计(仅限PGE销售额) | | | 18,905 | | | | | 18,296 | | | 3.3 | |
| 直接访问总数 | | | 2,326 | | | | | 2,236 | | | 4.0 | |
| 零售能源供应总量 | | | 21,231 | | | | | 20,532 | | | 3.4 | % |
| 能源批发输送 | | | 6,000 | | | | | 5,946 | | | 0.9 | |
| 能源输送总量 | | | 27,231 | | | | | 26,478 | | | 2.8 | % |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 平均零售客户数量 | | 2022 | | 2021 | | 增加百分比/
(减少) |
| 住宅 | | 809,573 | | | 88 | % | | 800,372 | | | 88 | % | | 1.1 | % |
| 商业广告 | | 112,127 | | | 12 | | | 111,062 | | | 12 | | | 1.0 | |
| 工业 | | 192 | | | — | | | 191 | | | — | | | 0.5 | |
| 直接访问 | | 552 | | | — | | | 584 | | | — | | | (5.5) | |
| 总计 | | 922,444 | | | 100 | % | | 912,209 | | | 100 | % | | 1.1 | % |
2022年，零售能源交货量比2021年增长3.4%，这三个客户类别的增长都反映在这三个客户类别中，尽管这是由工业客户的强劲需求推动的。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。与新冠肺炎之前相比，住宅使用量继续上升，因为远程和混合工作时间表仍然存在于公司的整个服务区域。天气对交货有积极影响，天气比正常温暖
夏季几个月的气温和采暖季节的总体天气比2021年凉爽。
2020年3月，俄勒冈州州长发布了一项命令，指示居民留在家里，除非进行必要的活动，并要求关闭难以避免或不可能避免密切个人接触的企业。从2020年第二季度开始，该公司看到了零售需求的转变。特别是，随着更大比例的人口花更多的时间呆在家里，住宅负荷增加。相反，商业能源供应下降，因为许多企业为了保持社会距离而中断，或者由于居民遵守州和联邦当局的指令而关闭。到2021年年中，大多数州和地方的强制令都被取消，允许商业复苏开始，然而，随着2021年新冠肺炎变体影响社区，对能源输送的影响仍然存在，特别是居民平均使用量的增加。2022年，PGE开始看到经天气调整的平均住宅使用量同比下降，但我们预计混合工作时间表方面发生的变化将对平均使用量产生持久影响。
对温度波动最敏感的住宅能源供应在2022年比2021年高出1.4%，这是因为每个客户的平均使用量增加了0.2%，这主要是由于夏季变暖和第四季度温度变冷，以及平均客户数量增加了1.1%。
2022年商业能源交付与前一年相比相当稳定，增长了0.1%。虽然与新冠肺炎相关的复苏在很大程度上已经发生，但规划能效和经济状况的不确定性的持续影响已经缓和了2022年的商业增长。
2022年工业用能增长10.9%，得益于高技术制造业和数字服务业的持续强劲。几个大客户在2022年经历了持续增长，新的数据中心设施上线。
2022年总采暖度天数与15年平均值基本一致，但比2021年总采暖度日数高出7%。该公司在2022年12月经历了创纪录的冬季高峰负荷，达到4,113兆瓦。2022年，客户可能用电降温的类似指标--总冷度-天数比15年的平均值高出52%，尽管只比2021年的平均值高出3%，这表明最近两个夏季与历史平均水平相比非常温暖。下表列出了2022年和2021年的供暖和降温日数，以及目前15年的平均值，反映了天气对相对能源输送的影响。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 热度-天数 | | 降温程度-天数 |
| | 2022 | | 2021 | | 15年平均值 | | 2022 | | 2021 | | 15年平均值 |
| 第一季度 | 1,761 | | | 1,805 | | | 1,846 | | | — | | | — | | | — | |
| 第二季度 | 760 | | | 498 | | | 625 | | | 75 | | | 238 | | | 100 | |
| 第三季度 | 6 | | | 54 | | | 72 | | | 745 | | | 600 | | | 467 | |
| 第四季度 | 1,576 | | | 1,471 | | | 1,560 | | | 45 | | | — | | | 2 | |
| 总计 | 4,103 | | | 3,828 | | | 4,103 | | | 865 | | | 838 | | | 569 | |
| 较15年平均水平增加(减少) | — | % | | (7) | % | | | | 52 | % | | 47 | % | | |
| | | | | | | | | | | |
在天气调整的基础上，总零售量比2021年增长了2.0%。这一增长是由工业用电量增长10.6%推动的，但商业用电量下降0.5%，居民用电量经天气因素调整后下降1.4%，部分抵消了这一增长，因为每个客户的平均用电量已从新冠肺炎疫情爆发前两年的高点下降。该公司预计，2023年的零售能源交货量将比2022年天气调整后的水平高出2.5%至3.0%，反映出工业交货量的持续增长。
ESSS为Direct Access客户提供了代表 占2022年至2021年期间PGE总零售能源交货量的11%。根据固定的三年和最低五年选择退出计划，允许供应的最大零售负荷占公司2022年零售能源交付总量的12%。随着2020年新的大负荷直接接入计划的采用，公司2022年的能源输送中可能有高达17%由ESSS提供。
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其零售客户的能源需求。根据众多因素，包括工厂供应、客户需求、河流流量、风力状况和当前的批发价格，公司不断做出经济调度决策，努力为其零售客户获得合理的价格。PGE还在美国和加拿大购买批发天然气，为其发电组合提供燃料，并将多余的天然气卖回批发市场。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。
下表提供了有关该公司发电产品组合的表现的信息。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 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 | | | | | |
| | | | | | | | |
| | 2022 | 2021 | | | 2022 | 2021 | | 2022 | 2021 | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| 散热： | | | | | | | | | | | | | | |
| 天然气 | 86 | % | 89 | % | | | 81 | % | 114 | % | | 41 | % | 48 | % | | | | | |
煤，煤(3) | 89 | | 81 | | | | 100 | | 103 | | | 11 | | 11 | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
风(4) | 82 | | 92 | | | | 81 | | 110 | | | 9 | | 12 | | | | | | |
| 水力发电 | 94 | | 83 | | | | 81 | | 73 | | | 5 | | 6 | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
(1)工厂可用性表示工厂可用于运营的年份的百分比，该百分比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。
与2021年相比，2022年从PGE拥有和联合拥有的热电厂获得的能源减少了8%。这一下降主要与PGE的天然气发电厂有关，这些工厂被更高的水力发电量和购买量取代，以及因天然气价格上涨而做出的经济调度决定。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。
与2021年相比，2022年从所有水电来源获得的总能源(包括PGE自己发电和购买的能源)增加了25%，这主要是由于更有利的积雪条件导致径流增加。2022年，来自哥伦比亚中部和其他地区性水电项目的发电量增加了31%，而本公司拥有的设施产生的发电量下降了4%，这主要是由于PGE将其在Pelton/Circle Butte的16.66%的所有权权益出售给了CTWS，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。看见“购买的电力和燃料”在本项目7的“业务成果”一节中，请参阅关于区域水电成果的进一步详情。
与2021年相比，2022年从PGE拥有的风能资源和合同下获得的能源减少了22%，这主要是由于在此期间计划外的工厂停运。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。当没有历史数据时，风力发电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PCAM，PGE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2022年和2021年为监管目的计算的公司PCAM结果摘要：
•2022年，实际NVPC比基准NVPC高出2300万美元，这在既定的死区范围内。因此，截至2022年12月31日，没有记录来自客户的估计收款。关于2022年PCAM结果的最终决定将由OPUC通过2023年的公开备案和审查做出。
•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PCAM，由于根据相关盈利测试，PGE的初步监管ROE低于8.5%，于2021年12月31日，PGE递延3,000万美元，相当于预期从客户那里收取的超额差异的90%。2022年10月24日，PGE和缔约方向OPUC提交了一项规定，解决了与2021年PCAM有关的所有事项，导致截至2022年12月31日的递延余额为2800万美元，包括利息。OPUC发布了第22-440号命令，批准了这一规定，并从2023年1月1日开始在两年内摊销。看见“电力成本”在“监管事项”有关详细信息，请参阅项目7的本概述部分。
AUT提交的文件用于重置用于PCAM目的的基准NVPC，该文件表明，2022年预计将比2021年增加6400万美元。2023年AUT预计NVPC将增加1.86亿美元，从2023年1月1日起将在客户价格中收回。
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。
本报告所列年份的业务成果如下(百万美元)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度， | | 增加(减少)百分比 |
| | 2022 | | 2021 | |
| | 金额 | | 金额 | |
总收入 | $ | 2,647 | | | $ | 2,396 | | | 10 | % |
| 运营费用： | | | | | |
| 购买的电力和燃料 | 988 | | | 822 | | | 20 | |
| 发电、输电和配电 | 348 | | | 310 | | | 12 | |
| | | | | |
| 行政和其他 | 340 | | | 336 | | | 1 | |
| 折旧及摊销 | 417 | | | 404 | | | 3 | |
| 所得税以外的其他税种 | 157 | | | 146 | | | 8 | |
| 总运营费用 | 2,250 | | | 2,018 | | | 11 | |
| 营业收入 | 397 | | | 378 | | | 5 | |
利息支出，净额 * | 156 | | | 137 | | | 14 | |
| 其他收入： | | | | | |
| 建设期间使用的股权资金拨备 | 14 | | | 17 | | | (18) | |
| 杂项收入净额 | 17 | | | 9 | | | 89 | |
| 其他收入，净额 | 31 | | | 26 | | | 19 | |
| 所得税前收入 | 272 | | | 267 | | | 2 | |
| 所得税费用 | 39 | | | 23 | | | 70 | |
| 净收入 | $ | 233 | | | $ | 244 | | | (5) | % |
| | | | | |
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*包括2022年施工期间使用的借款资金津贴700万美元和2021年800万美元。
2022年与2021年相比
净收入2022年比2021年减少了1100万美元，这是因为天然气和电力价格上涨的影响，加上客户需求的增加，推高了购买的电力和燃料费用。零售收入的增长是由于客户价格的增加，以满足OPUC在AUT中授权的预期的更高的净可变电力成本，尽管这种增长远远不能覆盖公司经历的增量支出，以及更高的客户需求。与2021年相比，2022年向工业服务成本客户交付的能源增加了12.2%，零售能源交付增加了3.4%。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。批发收入是2022年收入增加的最大贡献者，因为批发电价大幅上涨，电量略有增加。业务费用增加反映了OPUC第22-129号令概述的收益测试、与服务恢复费用有关的费用以及持续的植被管理活动的影响。
其他收入增加主要是由于2022年买断了退休人员医疗福利计划，导致1100万美元的和解收益，但被不符合条件的福利信托的不利市场变化以及在建工程余额减少导致的AFUDC股权收入下降所部分抵消。所得税增加的主要原因是所得税支出前收入增加，加上税收抵免减少，以及2021年记录的真正上调减少了所得税支出。
总收入所列年份的构成如下(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022 | | 2021 | | 增加(减少)百分比 |
| 零售业：* | | | | | |
| 住宅 | $ | 1,158 | | | $ | 1,118 | | | 4 | % |
| 商业广告 | 723 | | | 690 | | | 5 | |
| 工业 | 289 | | | 250 | | | 16 | |
| 直接访问 | 35 | | | 47 | | | (26) | |
| 小计 | 2,205 | | | 2,105 | | | 5 | |
| 扣除摊销后的替代收入计划 | 11 | | | (29) | | | (138) | |
| 其他应计收入，净额 | 7 | | | 2 | | | 250 | |
| 零售总收入 | 2,223 | | | 2,078 | | | 7 | |
| 批发收入 | 363 | | | 255 | | | 42 | |
| 其他营业收入 | 61 | | | 63 | | | (3) | |
| 总收入 | $ | 2,647 | | | $ | 2,396 | | | 10 | % |
| | | | | |
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| * | 包括从本公司购买能源供应的客户的收入，以及向从ESSS购买能源的客户交付能源的收入。2022年来自ESS客户的商业收入为1200万美元，2021年为1800万美元。2022年和2021年，来自ESS客户的工业收入分别为2300万美元和2900万美元。 |
| |
零售总收入-与截至2021年12月31日的年度相比，以下项目推动了截至2022年12月31日的年度零售总收入的增长(百万美元)：
| | | | | |
| 截至2021年12月31日的年度 | $ | 2,078 | |
| OPUC批准的AUT造成的变化(部分抵消购买的电力和燃料) | 69 | |
| 受更高的工业需求、客户增加和天气影响推动的零售能源交付 | 66 | |
| 与脱钩机制有关的替代收入方案，主要是由于2022年按比例取消该机制和预计2021年记录的退款 | 13 | |
| 收回与风暴有关的开支的收入 | 9 | |
| 各种补充关税和调整的组合 | (2) | |
| 能源交付的平均价格主要是由于工业需求增加导致客户类别组合发生变化 | (10) | |
| 截至2022年12月31日的年度 | 2,223 | |
| 零售总收入的变化 | $ | 145 | |
| |
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。
2022年，批发收入比2021年增加了1.08亿美元，即42%，这是因为该公司向批发市场出售电力时收到的平均电价增加了1.06亿美元。尽管2021年电力批发价格比前一年大幅上涨，但2022年的价格甚至更高。2022年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，尽管主要是由天然气价格上涨推动的。此外，销售额增长了1%，又贡献了200万美元。
其他营业收入2022年较2021年减少200万美元，或3%，主要是由于2021年的市场状况，使公司能够以超过2022年经历的收益的方式，将超过公司发电组合所需的过剩天然气出售回批发市场。2021年初的涨幅要高得多，部分原因是异常天气事件对天然气需求的影响。
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。
与截至2021年12月31日的年度相比，在截至2022年12月31日的一年中，以下项目导致购买的电力和燃料有所增加(百万美元，不包括每兆瓦时的平均可变电力成本)：
| | | | | |
| 截至2021年12月31日的年度 | $ | 822 | |
| 每兆瓦时平均可变功率成本 | 13 | |
| 系统总负载 | 124 | |
| 2021年PCAM延期 | 29 | |
| 截至2022年12月31日的年度 | 988 | |
| 购买的电力和燃料的变化 | $ | 166 | |
| |
| |
| 每兆瓦时平均可变功率成本： | |
| 截至2021年12月31日的年度 | $ | 33.63 | |
| 截至2022年12月31日的年度 | $ | 37.71 | |
| |
| 系统总负载(兆瓦时，以千计)： | |
| 截至2021年12月31日的年度 | 25,295 |
| 截至2022年12月31日的年度 | 26,215 |
在截至2022年12月31日的一年中，与每千瓦时平均可变电力成本变化相关的1500万美元的增长主要是由于购买电力的平均成本增加了5%，但被公司自己发电的平均电力成本下降了13%所抵消。与系统总负荷相关的1.24亿美元的增长主要是由于购买的电力增加了23%，这主要是由2022年天然气设施的经济置换推动的，但被该公司自身发电量减少10%所抵消。
PGE的能源来源、系统总负荷和零售负荷需求如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度， | |
| | 2022 | | 2021 | |
| 能源(千瓦时)： | | | | | | | | |
| 一代人： | | | | | | | | |
| 散热： | | | | | | | | |
| 天然气 | 8,242 | | | 31 | % | | 9,306 | | | 37 | % | |
| 煤，煤 | 2,186 | | | 8 | | | 2,060 | | | 8 | | |
| 总热量 | 10,428 | | | 39 | | | 11,366 | | | 45 | | |
| 水力发电 | 1,027 | | | 4 | | | 1,073 | | | 4 | | |
| 风 | 1,765 | | | 7 | | | 2,316 | | | 9 | | |
| 总发电量 | 13,220 | | | 50 | | | 14,755 | | | 58 | | |
| 购买的电力： | | | | | | | | |
| 水力发电 | 6,297 | | | 24 | | | 4,789 | | | 19 | | |
| 风 | 824 | | | 3 | | | 989 | | | 4 | | |
| 太阳能 | 723 | | | 3 | | | 501 | | | 2 | | |
| 天然气 | 33 | | | — | | | 63 | | | — | | |
| 废物、木材和垃圾填埋气 | 168 | | | 1 | | | 167 | | | 1 | | |
| 未指定来源 | 4,961 | | | 19 | | | 4,031 | | | 16 | | |
| 总购入电力 | 13,006 | | | 50 | | | 10,540 | | | 42 | | |
| 系统总负载 | 26,226 | | | 100 | % | | 25,295 | | | 100 | % | |
| 减少：批发销售额 | (6,000) | | | | | (5,946) | | | | |
| 零售负载要求 | 20,226 | | | | | 19,349 | | | | |
| | | | | | | | |
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：
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度， |
| 2022 | | 2021 |
| 能源(兆瓦单位：千)： | | | |
| PURPA购买的电力： | | | |
| 水力发电 | 36 | | | 15 | |
| 风 | 25 | | | 30 | |
| 太阳能 | 588 | | | 472 | |
| 废物、木材、垃圾填埋气和其他 | 101 | | | 102 | |
| 总计 | 750 | | | 619 | |
下表列出了2023年4月至9月的预测径流量和2022年至9月和2021年4月至9月的实际径流量，这些径流是与PGE的水文资源相关的主要河流的特定点：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 径流占正常流量的百分比* |
| 位置 | 2023
预测 | | 2022
实际 | | 2021
实际 |
| 俄勒冈州达勒斯哥伦比亚河 | 83 | % | | 107 | % | | 82 | % |
| 华盛顿州大库利的中哥伦比亚河 | 83 | | | 110 | | | 89 | |
| 俄勒冈州埃斯塔卡达的克拉卡马斯河 | 90 | | | 139 | | | 70 | |
| 俄勒冈州穆迪的德舒特河 | 78 | | | 92 | | | 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。
实际NVPC，其中 包括购买的电力和燃料费用，扣除批发收入，2022年比2021年增加了5900万美元。由于购买的电力和燃料费用发生变化而增加的原因是 每兆瓦时平均可变功率成本增加12%，系统总负荷增加4%。实际NVPC的增长也是由于每兆瓦小时售出的平均价格上涨了41%，以及能源批发量增加了1%。
与截至2021年12月31日的年度相比，截至2022年12月31日的年度实际NVPC增加的原因如下(以百万计)：
| | | | | |
截至2021年12月31日的年度 | $ | 567 | |
| 购买的电费和燃料费 | 138 | |
| 批发收入 | (108) | |
| 2021年PCAM延期 | 29 | |
截至2022年12月31日的年度 | 626 | |
| NVPC的变化 | $ | 59 | |
| |
有关与PCAM相关的NVPC的更多信息，请参阅《电力运营》在本项目7的概述部分。
发电、输电和配电与截至2021年12月31日的年度相比，截至2022年12月31日的年度支出增加了3800万美元或12%，这一变化主要归因于以下项目(以百万计)：
| | | | | |
截至2021年12月31日的年度 | $ | 310 | |
| 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 | |
| 更高的服务恢复和风暴应对成本 | 5 | |
| 更高的分配植被管理、检查和维护费用 | 4 | |
| 更高的员工薪酬和福利支出 | 4 | |
| 重大检修活动带动发电设施检修费用增加 | 3 | |
| 杂项费用 | 6 | |
截至2022年12月31日的年度 | 348 | |
| 发电、输电和配电的变化 | $ | 38 | |
| |
在截至2022年12月31日的一年中，PGE分别推迟了2700万美元和700万美元的增量野火缓解成本和风暴应对成本。
行政和其他与截至2021年12月31日的年度相比，截至2022年12月31日的年度支出增加了400万美元，增幅为1%，这主要是由于以下项目(以百万计)：
| | | | | |
截至2021年12月31日的年度 | $ | 336 | |
| 监管计划摊销 | 6 | |
| 更高的设施维护、保险和许可费用 | 4 | |
| |
| 更高的坏账支出 | 1 | |
| 降低专业服务费用 | (5) | |
| 降低员工薪酬和福利支出 | (5) | |
| 杂项费用 | 3 | |
截至2022年12月31日的年度 | 340 | |
| 行政和其他方面的变更 | $ | 4 | |
| |
折旧及摊销与截至2021年12月31日的年度相比，截至2022年12月31日的年度支出增加了1300万美元或3%，这一变化主要是由以下项目造成的(以百万为单位)：
| | | | | |
截至2021年12月31日的年度 | $ | 404 | |
| 根据OPUC的2022年GRC命令批准的Colstrain设施的加速折旧 | 15 | |
| 资本增加，扣除退休后的净额 | 8 | |
| 与监管项目相关的活动(在损益表中其他地方抵销) | (10) | |
| |
截至2022年12月31日的年度 | 417 | |
| 折旧和摊销变动 | $ | 13 | |
| |
所得税以外的其他税种与2021年相比，2022年的支出增加了1100万美元，增幅为8%，这主要是由于特许经营费和财产税支出的增加。
利息支出与2021年相比，2022年增加了1,900万美元，增幅为14%，这是由于未偿债务的平均余额增加，以及自2022年1月1日开始实施Pelton/圆形按钮融资安排以来租赁费用增加。
其他收入，净额与2021年相比，2022年增加了500万美元，增幅为19%，这一差异是由于2022年执行了对无代表退休人员医疗计划的买断，产生了1100万美元的和解收益。详情见“合并财务报表附注”第8项--“财务报表和补充数据”中的附注11“雇员福利”。 养恤金和其他退休后雇员福利非服务费用支出额外减少400万美元也是造成这一增长的原因。有利的驱动因素被非合格福利信托基金900万美元的不利市场变化以及2022年建筑工程在建工程余额减少导致的AFUDC股权收入减少300万美元部分抵消。
所得税费用与2021年相比，2022年增加了1,600万美元，增幅为70%，主要原因是2021年记录的900万美元的累积追赶调整，以推迟和确认之前记录的某一当地流通税的递延所得税支出的监管资产；与2021年相比，2022年的生产税抵免优惠减少；流转项目的支出增加；以及税前收入增加。更高的研发税收抵免优惠部分抵消了这一增长。
见合并财务报表附注第8项--“财务报表和补充数据”中的附注12，所得税。
2021年与2020年相比
关于公司截至2021年12月31日的财政年度与截至2020年12月31日的财政年度的经营结果的比较，请参见第7项。—”公司于2022年2月16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表格年度报告中的“管理层对财务状况和经营结果的讨论与分析”。
流动性与资本资源
本节中的讨论、前瞻性陈述和预测，以及本年度报告10-K表其他部分中的类似陈述，均受PGE关于资金可获得性和成本的假设的制约。看见“资本和信贷市场状况可能会对公司获得资本、资本成本以及执行其战略计划的能力产生不利影响。“ 在第1A项--“风险因素”中，提供进一步的资料。
资本要求
下表列出了2022年的实际资本支出和债务到期日，以及2023年至2027年的预计资本支出和未来债务到期日(单位：百万，不包括AFUDC)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日止的年度， |
| | 2022 | | 2023 | | 2024 | | 2025 | | 2026 | | 2027 |
持续资本支出(1) | $ | 801 | | | $ | 785 | | | $ | 725 | | | $ | 750 | | | $ | 775 | | | $ | 800 | |
| 综合运营中心 | 10 | | | 10 | | | 5 | | | — | | | — | | | — | |
| 清水风能项目 | $ | — | | | $ | 415 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
| | | | | | | | | | | |
资本支出总额(2) | $ | 811 | | | $ | 1,210 | | | $ | 730 | | | $ | 750 | | | $ | 775 | | | $ | 800 | |
| | | | | | | | | | | |
| 长期债务到期日 | $ | — | | | $ | 260 | | | $ | 80 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 160 | |
(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)2022年以后的数额是截至本报告日期的估计数，可能会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。
2022年期间，PGE通过业务现金6.74亿美元、发行债券净收益1亿美元和定期贷款2.6亿美元为资本支出提供资金。预计2023年的资本支出约为12亿美元。PGE计划用2023年期间运营的现金为2023年的资本支出提供资金，预计在7亿至7.5亿美元之间，发行高达3.5亿美元的债务证券，其中包括2022年11月发行并于2023年1月融资的1亿美元，根据股权远期销售协议(EFSA)发行股票，以及根据需要发行商业票据。任何其他债务或商业票据的实际发行时间和金额将取决于资本支出的时间和金额。有关PGE为其未来资本需求提供资金的能力的讨论，请参见债务和股权融资“在本项目7的流动资金和资本资源部分。
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、信息技术系统和债务再融资活动的配电、输电和发电设施的资本支出推动。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)：
| | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度， | | |
| | 2022 | | 2021 | | |
| 现金和现金等价物，年初 | $ | 52 | | | $ | 257 | | | |
| 提供的现金净额(用于)： | | | | | |
| 经营活动 | 674 | | | 532 | | | |
| 投资活动 | (758) | | | (656) | | | |
| 融资活动 | 197 | | | (81) | | | |
| 现金和现金等价物净变化 | 113 | | | (205) | | | |
| 现金和现金等价物，年终 | $ | 165 | | | $ | 52 | | | |
| | | | | |
2022年与2021年相比
经营活动的现金流-经营活动的现金流量通常由从客户收到的现金和向供应商支付的现金的数量和时间以及非现金项目的性质和数量确定，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包括在净收入中。与2021年相比，2022年业务现金流净变化的原因如下(百万美元)： | | | | | |
| 增加/
(减少) |
| 净收入 | $ | (11) | |
| 其他退休后福利结算收益--非现金 | (11) | |
| 脱钩机制延期摊销净额 | (40) | |
| 推迟2021年增加的风暴成本 | 62 | |
| 推迟增加的野火成本 | (28) | |
| 2020年劳动节野火收益测试准备金非现金调整至净收入 | 15 | |
| 推迟野火缓解费用 | 30 | |
| 应收账款和未开票收入 | (2) | |
| 因天然气大宗商品价格而支付给批发交易对手的保证金 | (51) | |
| 应付帐款 | 96 | |
| 由于天然气大宗商品价格，从批发交易对手收到的保证金 | 24 | |
| 其他杂项变更 | 58 | |
| 营运现金流净变动 | $ | 142 | |
关于净收入变化的更多信息，见本项目7的经营成果一节。
业务提供的现金包括收回客户价格的非现金折旧和摊销费用。该公司估计，2023年的此类费用将在4.45亿美元至4.65亿美元之间。
综合所有其他来源，2023年业务提供的现金估计在7亿至7.5亿美元之间。
业务部门提供的现金包括收回与各种长期合同义务有关的现金费用的客户价格，例如长期债务的利息以及购买的电力和燃料合同。PGE预计其固定收益养老金计划和其他退休后计划的雇主缴费在2023年为300万美元，2024年为4700万美元，2025年为2800万美元，2026年为2700万美元，2027年为2700万美元。预计捐款将由业务部门提供的现金支付。关于合同义务的补充资料，见合并财务报表附注第8项“财务报表和补充数据”中附注16“承诺和担保”。
投资活动产生的现金流-投资活动中使用的现金流主要包括与PGE配电、输电和发电设施的新建设和改善有关的资本支出。与2021年相比，2022年用于投资活动的现金净额增加1.02亿美元，主要是由于与新建和改善PGE配电、输电和发电设施有关的资本支出增加了1.3亿美元，但与出售财产收益相关的减少900万美元以及与2021年冬季风暴恢复相关的其他搬迁费用减少2100万美元抵消了这一增加。
该公司计划在2023年投入12亿美元的资本支出，用于发电、输电和配电基础设施的升级和更换。如上所述，PGE计划用2023年期间的业务现金以及发行债务和股权证券以及必要的短期债务为2023年的资本支出提供资金。有关更多信息，请参阅“资本要求” and “债务和股权融资“在本项目7的流动资金和资本资源部分。
融资活动产生的现金流-融资活动根据需要为日常业务和资本需求提供补充现金。2022年期间，融资活动提供的现金主要包括发放2.6亿美元的定期贷款和1亿美元的融资。此外，该公司支付了1.58亿美元的股息，执行了1800万美元的普通股回购，并从Pelton/圆形对头融资安排中获得了2500万美元的收益。
2021年与2020年相比
关于截至2021年12月31日和2020年12月31日的财政年度的流动性和资本资源以及公司现金流活动的比较，请参阅2022年2月16日提交给美国证券交易委员会的公司截至2021年12月31日的10-K表格年度报告中的第7项--《管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析》。
信用评级和债务契约
PGE的担保和无担保债务被穆迪和标普评为投资级，目前的信用评级和展望如下：
| | | | | | | | | | | |
| | 穆迪 | | 标普(S&P) |
| 第一抵押债券 | A1 | | A |
| 优先无担保债务 | A3 | | BBB+ |
| 商业票据 | P-2 | | A-2 |
| 展望 | 稳定 | | 稳定 |
如果穆迪和/或标普将PGE的无担保债务的信用评级下调至投资级以下，该公司可能需要为其循环信贷安排支付更高的费用。该公司还可能受到其某些批发、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，这取决于相关协议的条款，并且是
根据合同条款和商品价格，不同时期可能会有所不同。作为抵押品提供的现金存款在PGE的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公司的综合资产负债表中。
截至2022年12月31日，PGE已向这些交易对手提供了1.49亿美元的抵押品，其中包括1.16亿美元的现金和3300万美元的银行信用证。根据该公司的能源组合、对能源市场价格的估计以及截至2022年12月31日的未偿还抵押品水平，在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5500万美元，到2023年12月31日减少到100万美元。双评级机构将评级下调至投资级以下时，可能要求的额外抵押品金额为1.74亿美元，到2023年12月31日减少到1.06亿美元，到2024年12月31日减少到7400万美元。
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FMB提供担保的契约构成了对几乎所有受监管的公用事业财产(明确例外的财产除外)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中规定的收益覆盖范围和安全条款。PGE估计，在2022年12月31日，根据抵押贷款和信托契约中最严格的发行测试，该公司可能会额外发行高达5.99亿美元的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还有权解除抵押契约和信托契约的财产留置权，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的信贷安排包含惯例契约和信贷条款，包括将信贷协议中定义的综合债务限制在总资本(债务与总资本比率)的65.0%的要求。截至2022年12月31日，根据信贷协议计算，公司的债务与总资本的比率为56.9%。
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。
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12月31日的可用流动性(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日 |
| 容量 | | 杰出的 | | 可用 |
循环信贷安排(1) | $ | 650 | | | $ | — | | | $ | 650 | |
信用证(2) | 220 | | | 97 | | | 123 | |
| 总学分 | $ | 870 | | | $ | 97 | | | 773 | |
| 现金和现金等价物 | | | | | 165 | |
| 总流动资金 | | | | | $ | 938 | |
(1)计划于2027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。
2022年9月，PGE修改了现有的循环信贷安排。截至2022年12月31日，PGE有6.5亿美元的无担保循环信贷安排计划于 2027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。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为止的任何期限。
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。本公司已选择限制其在循环信贷安排下的借款，以支付当时可能尚未偿还的商业票据的任何潜在需要。截至2022年12月31日，PGE没有 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合并资产负债表中的短期债务。
根据循环信贷安排，截至2022年12月31日，PGE已 没有借款或未偿还的商业票据，也没有签发信用证。因此，截至2022年12月31日，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。
此外，PGE有三项信用证安排，根据这些安排，公司的总能力为2.2亿美元。此类信用证的开立须经开立机构批准。根据这些被认为是表外安排的安排，截至2022年12月31日，未偿还的信用证总额为9700万美元。PGE致力于优化其信用证工具的使用，以管理能源交易保证金。
长期债务-2022年期间，PGE发行和资助了总计1亿美元的FMB。
2022年11月30日，PGE签署了一项债券购买协议，涉及出售2亿美元的FMB。债券包括：
•于2029年到期、金额为1亿美元的系列债券，年利率为5.47%；以及
•2033年到期的1亿美元系列债券，年利率为5.56%。
2029年和2033年债券于2022年发行，分别于2022年11月30日和2023年1月13日全额融资。
2022年10月21日，PGE根据366天过桥信贷协议从贷款人那里获得了本金总额为2.6亿美元的366天定期贷款。定期贷款按期限担保隔夜融资利率(SOFR)加期限SOFR调整利率10个基点计息，适用保证金为87.5个基点。利率可根据贷款条款进行调整。这笔贷款在任何时候都可以提前全部或部分偿还，不收取任何罚款。信贷协议将于2023年10月22日到期，任何未偿还的余额都将在该日期到期和应付。这笔定期贷款在PGE的综合资产负债表上被归类为长期债务的当期部分。
截至2022年12月31日，扣除1300万美元未摊销债务支出后，未偿长期债务总额为36.46亿美元，其中2.6亿美元计划于2023年到期。
权益-2022年10月25日，PGE就公开发行10,100,000股普通股订立了EFSA。自2022年10月28日起，根据EFSA的条款，远期交易对手从公开市场上的第三方借入11,615,000股PGE普通股，初始价值为4.99亿美元，其中包括1,515,000股与承销商行使购买额外股份选择权有关的股票，并将这些股票出售给一组承销商。当EFSA实物结算时，PGE从出售普通股中获得收益。截至2022年12月31日，PGE尚未根据EFSA进行交易。
截至2022年12月31日，该公司本可以通过向远期交易对手交付11,615,000股PGE普通股来实际结算EFSA，以换取4.83亿美元的现金。该公司预计在2024年10月25日或之前通过交付新发行的股票来实现EFSA的实物结算。有关EFSA的更多信息，请参阅合并财务报表附注中第8项“财务报表和补充数据”中的附注12“基于权益的计划”。
资本结构-PGE的财务目标包括随着时间的推移保持约50%的普通股比率(普通股与总合并资本之比，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债务评级，并提供以优惠利率获得长期资本的途径。截至2022年和2021年12月31日，公司的普通股权益比率分别为43.3%和45.2%。
关键会计政策和估算
按照公认会计原则编制合并财务报表要求管理层应用会计政策，并作出影响报表中所报告金额的估计和假设。以下会计政策是管理层认为对合并财务报表特别重要的政策，需要使用估计、假设和判断来确定本质上不确定的事项。
监管会计
作为一家受利率管制的企业，PGE采用监管会计，其中包括在公司的综合资产负债表上确认监管资产和负债。监管资产代表与某些已发生成本相关的未来可能收入，这些成本预计将通过差饷制定过程从客户手中收回。监管责任代表未来与预计将通过差饷制定过程贷记或退还给客户的金额相关的收入可能减少。只要价格确定或经独立的第三方监管机构批准，价格旨在收回特定企业的服务成本，并且鉴于服务需求，合理地假设可以向客户收取将收回成本的价格，监管会计就是适当的。监管资产和负债的摊销反映在其计入客户价格期间的损益表中。
如果未来不可能收回监管资产，PGE将在作出此类决定的期间支出此类项目。此外，如果PGE确定其全部或部分公用事业业务不再符合继续应用监管会计的标准，本公司将被要求注销与不再符合监管会计要求的运营相关的监管资产和负债。停止应用监管会计将对公司的经营业绩和财务状况产生重大影响。
有关PGE监管资产和负债的更多信息，请参见“监管事项在本项目7的概览部分，以及在项目8的“财务报表和补充数据”的附注7中，综合财务报表附注中的监管资产和负债。
资产报废债务
PGE确认与有形长期资产未来报废相关的拆除和修复费用有关的ARO的法律义务。在初始确认可计量的ARO时，相关报废成本的概率加权未来现金流量(使用信贷调整后的无风险利率贴现)既确认为负债，也确认为相关长期资产的资本化账面价值的增加。由于涉及较长的准备时间，无法确定市场风险溢价以计入未来现金流。在估计负债时，管理层必须利用重大判断和假设来确定是否存在转移资产的法律义务。其他估计可能与租赁条款、所有权协议、许可问题、成本估计、通货膨胀和某些法律要求有关。对ARO负债的估计通常基于特定地点的研究，并定期更新和可能随着时间的推移而出现的变化。
与发电厂相关的资本化资产报废成本在相关资产的估计年限内进行折旧，并计入综合收益表中的折旧和摊销费用。对于相关资产不再使用的ARO负债的修订，相应的抵销在综合资产负债表中作为监管资产记录，但与非公用事业资产有关的ARO除外，该非公用事业资产在综合损益表中计入折旧和摊销。ARO负债的增加在综合损益表中被归类为折旧和摊销费用。不符合ARO的累计资产报废转移成本已从累计折旧重新分类为综合资产负债表中的监管负债。
作为Colstrain的共同所有者，截至2022年12月31日，PGE已代表运营商提供了2300万美元的担保债券(被视为表外安排)，以确保按照蒙大拿州环境质量部的要求，按照蒙大拿州Colstrie蒸汽发电站(AOC)的要求，实施与Colstrain Montana(AOC)Colstrain蒸汽发电站(AOC)污水设施相关影响的同意行政命令相关的补救和关闭行动。在未来的某一时刻，Colstrie的每一位共有人都可能被要求提供额外的财务担保，以支持运营商进一步履行AOC下的关闭和补救行动。
有关ARO的更多信息，请参阅合并财务报表附注第8项--“财务报表和补充数据”中的附注8，资产报废债务。
或有事件
PGE有各种尚未解决的法律和监管事项，这些事项本身就存在不确定性，最终结果取决于几个因素。使用现有的最佳信息对此类意外情况进行评估。或有损失是指当一项资产很可能已经减值，或发生了一项负债，并且损失的数额可以合理估计时，应计并披露(如果是重大损失)。如果确定了一个可能损失的范围，则应计该范围内的最小金额，除非该范围内的其他金额似乎是更好的估计。如果不能合理地估计可能的损失，则不记录应计项目，但披露或有损失及其无法合理估计的原因。如果潜在损失的估计或范围是重大的，当合理地可能发生了负债时，或有损失也将被披露。已确定的应计项目反映了管理层对过程中涉及的内在风险、信誉和复杂性的评估。不能保证任何特定意外情况的最终结果。
关于或有事项的补充资料，见合并财务报表附注第8项--“财务报表和补充数据”附注19“或有事项”。
第7A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，如下所述。
能源风险管理
PGE有一个执行风险委员会(ERC)，其主要目的是监督、指导和支持对公司风险的审慎管理，以及审查和建议能源投资组合风险限额，这些限额须经PGE董事会的审计和风险委员会批准，在某些情况下，还需得到整个董事会的批准。ERC的职责包括风险报告，以提供对投资组合风险的可见性，并管理与公司的风险战略和容忍度的一致性，监督与公司能源组合管理活动相关的市场、流动性和信用风险管理的公司政策、指导方针和程序的充分性和有效性。ERC由负责风险管理、财务和会计、信息技术、公用事业运营、法律、差饷和监管事务的官员和公司代表组成。
商品价格风险
PGE面临大宗商品价格风险，因为其主要业务是向零售客户提供电力。本公司从事价格风险管理活动，为其零售客户管理电力净成本波动的风险敞口。该公司使用电力买卖合同来补充其自身的发电，并对电力需求的波动和发电厂运营的变化无常做出反应。该公司还签订合同，为该公司的天然气和燃煤发电厂购买和销售燃料。这些购买电力和燃料的合同使公司面临市场风险。本公司使用的工具包括：i)远期合约，可能涉及能源商品的实物交割；ii)金融掉期及期货协议，可能要求根据商品固定价格与变动价格之间的差额向交易对手付款或收取付款；及iii)期权合约，以减轻商品价格市场波动所产生的风险。本公司不打算从事非零售目的的交易活动。
假设市场价格和利率不变，下表列出了截至2022年12月31日与PGE衍生品活动有关的未实现(收益)/亏损净额将因结算基础衍生品工具而实现的年份(以百万为单位)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2024 | | 2025 | | 2026 | | 2027 | | 此后 | | 总计 |
| 商品合约： | | | | | | | | | | | | | |
| 电 | $ | (19) | | | $ | 10 | | | $ | 21 | | | $ | (3) | | | $ | (3) | | | $ | (16) | | | $ | (10) | |
| 天然气 | (177) | | | (8) | | | (2) | | | 3 | | | — | | | — | | | (184) | |
| 未实现(收益)/亏损净额 | $ | (196) | | | $ | 2 | | | $ | 19 | | | $ | — | | | $ | (3) | | | $ | (16) | | | $ | (194) | |
PGE将能源商品衍生品的公允价值报告为净资产或负债，该净资产或负债结合了预计将在上述年度结算的购买和销售。受大宗商品价格风险影响的能源商品公允价值主要与购买合同有关，销售略有抵销。
PGE的能源组合活动受到监管，相关成本包括在OPUC批准的零售价中。确认若干衍生工具的损益与变现及其后价格回升之间的时间差异将作为监管资产及负债递延，以反映监管的影响，大大减低本公司的商品价格风险。随着合同的确定，这些延期付款被冲销，并被确认为购买的电力和燃料或收入，净额计入损益表，预计将计入PCAM。PGE仍然以抵押品要求的形式面临现金流风险
基于未平仓头寸的价值和如果OPUC不允许复苏的监管风险。PGE试图通过谨慎的能源采购做法来缓解这两类风险。
外币汇率风险
PGE面临与天然气远期合约和以加元计价的掉期合约相关的外币风险。外币风险是指在债务清偿之前，由于外币相对于美元的价值变化而可能发生的外币未偿金融债务价值变化的风险。PGE通过适当的对冲策略减轻了对加拿大汇率波动的风险敞口。
截至2022年12月31日，加元价值每变化10%，将导致未来12个月结算的交易风险敞口发生实质性变化。
利率风险
为了满足短期现金需求，PGE有能力发行期限长达270天的商业票据，并拥有允许当天借款的循环信贷安排。尽管商业票据计划或循环信贷安排下的任何借款在各自的期限内都有固定的利率，但此类借款的短期性质使公司受到市场状况变化导致的利率波动的影响。截至2022年12月31日，PGE在其循环信贷安排下没有未偿还的借款，也没有未偿还的商业票据。
PGE目前没有金融工具来缓解与短期利率变化相关的风险，包括商业票据上的利率；但它可能会在未来认为有必要时考虑这种工具。
截至2022年12月31日，截至到期日，PGE长期债务的公允价值和账面价值总额(不包括未摊销债务支出)如下(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 总计
公平
价值 | | 按到期日分列的账面金额 |
| | 总计 | | 2023 | | 2024 | | 2025 | | 2026 | | 2027 | | 在那里-
之后 |
| 第一抵押债券 | $ | 2,882 | | | $ | 3,280 | | | $ | — | | | $ | 80 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 160 | | | $ | 3,040 | |
| 无担保定期银行贷款 | 260 | | | 260 | | | 260 | | | — | | | — | | | — | | | | | — | |
| 污染控制收入债券 | 103 | | | 119 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 119 | |
| 总计 | $ | 3,245 | | | $ | 3,659 | | | $ | 260 | | | $ | 80 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 160 | | | $ | 3,159 | |
于2022年12月31日，除定期贷款按期限担保隔夜融资利率(SOFR)加期限SOFR调整利率10个基点及适用保证金87.5个基点计息外，PGE并无须承受利率风险的长期债务工具。
信用风险
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。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。
住宅、商业和工业客户的数量庞大和基础多样化，加上公司有能力在一定范围内停止服务，有助于降低零售应收贸易账款的信用风险。估计数用于计提与零售销售相关的应收账款坏账准备，以应对此类风险。
截至2022年12月31日，PGE的大宗商品活动信用风险敞口为3.4亿美元，其中3.35亿美元与外部评级的投资级交易对手有关。构成风险敞口的基础交易将于2023年至2026年到期。风险敞口计入应收账款和价格风险管理资产，由相关应收账款和价格风险管理负债抵销。
投资级交易对手包括那些对优先无担保债务的最低信用评级为Baa3(由穆迪指定)或BBB-(由标准普尔指定)的交易对手，以及那些其债务由投资级实体担保或担保的交易对手。信贷敞口包括电力和天然气远期合约、掉期合约和期权合约的活动。过账抵押品可以是现金或信用证的形式，也可以是提前还款或信用风险担保。
上面讨论的市场风险敞口中遗漏了与华盛顿州某些公用事业地区签订的长期购电合同。这些合同目前向PGE提供水电设施产出的百分比份额，以换取运营和偿债成本的同等百分比份额。这些合同的到期日期到2052年各不相同。有关更多信息，请参阅“公用事业小区“在附注16，承诺和保证，在合并财务报表附注中，第8项--”财务报表和补充数据“。管理层认为，可能导致这些交易对手不履行义务的情况很少发生。
项目8.财务报表和补充数据。
项目8包括下列财务报表和报告：
| | | | | | | | |
独立注册会计师事务所报告(PCAOB ID34) | | 69 |
| | |
截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日的合并损益表 | | 73 |
| | |
截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日的综合全面收益表 | | 74 |
| | |
截至2022年和2021年12月31日的合并资产负债表 | | 75 |
| | |
截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度的股东权益综合报表 | | 77 |
| | |
截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日的合并现金流量表 | | 78 |
| | |
合并财务报表附注 | | 80 |
独立注册会计师事务所报告
致波特兰通用电气公司股东和董事会
关于财务报表与财务报告内部控制的几点看法
我们审计了波特兰通用电气公司及其子公司(“本公司”)截至2022年12月31日和2021年12月31日的合并资产负债表、截至2022年12月31日的三个年度的相关综合收益表、全面收益表、股东权益表和现金流量表以及相关附注(统称为“财务报表”)。我们还审计了公司截至2022年12月31日的财务报告内部控制，依据内部控制— 集成框架 (2013)由特雷德韦委员会(COSO)赞助组织委员会发布。
我们认为，上述财务报表在所有重要方面都公平地反映了本公司截至2022年12月31日和2021年12月31日的财务状况，以及截至2022年12月31日的三个年度的经营结果和现金流量，符合美国公认的会计原则。此外，我们认为，截至2022年12月31日，本公司在所有实质性方面都保持了对财务报告的有效内部控制，其依据是内部控制— 集成框架 (2013)由COSO发布。
意见基础
本公司管理层负责编制这些财务报表，维护对财务报告的有效内部控制，并对随附的管理层财务报告内部控制年度报告所包含的财务报告内部控制的有效性进行评估。我们的责任是对这些财务报表发表意见，并根据我们的审计对公司财务报告的内部控制发表意见。我们是一家在美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些准则要求我们计划和执行审计，以获得合理保证，以确定财务报表是否没有重大错报，无论是由于错误还是欺诈，以及是否在所有重大方面保持了对财务报告的有效内部控制。
我们对财务报表的审计包括执行评估财务报表重大错报风险的程序，无论是由于错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查与财务报表中的数额和披露有关的证据。我们的审计还包括评价管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评价财务报表的整体列报。我们对财务报告的内部控制的审计包括了解财务报告的内部控制，评估存在重大弱点的风险，以及根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运作有效性。我们的审计还包括执行我们认为在这种情况下必要的其他程序。我们相信，我们的审计为我们的意见提供了合理的基础。
财务报告内部控制的定义及局限性
公司对财务报告的内部控制是一个程序，旨在根据公认的会计原则，为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。公司对财务报告的内部控制包括以下政策和程序：(1)与保存记录有关的政策和程序，合理详细地，
(3)提供合理保证，防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权的公司资产的收购、使用或处置。
由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化而出现控制不足的风险，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。
关键审计事项
下文所述的关键审计事项是指在对财务报表进行当期审计时产生的事项，该事项已传达或要求传达给审计委员会，并且(1)涉及对财务报表具有重大意义的账目或披露，(2)涉及我们特别具有挑战性的、主观的或复杂的判断。对关键审计事项的沟通不会以任何方式改变我们对财务报表的整体意见，我们也不会通过传达下面的关键审计事项来提供单独的意见 关键审计事项或与之有关的账目或披露。
监管会计-参考合并财务报表附注2和7
关键审计事项说明
本公司受俄勒冈州公用事业委员会(“OPUC”)的费率监管，该委员会对俄勒冈州的零售电价拥有管辖权，并受联邦能源管理委员会(“FERC”)的批发费率监管。管理层已确定其符合美利坚合众国普遍接受的会计原则的要求，即编制其财务报表，适用专门规则，以说明基于成本的费率管制的影响。对利率监管经济学的会计影响多个财务报表行项目和披露。
该公司的费率受到监管费率制定过程和年度收益监督的约束。由于OPUC和FERC根据允许的成本(包括合理的股本回报率)确定了允许公司向客户收取的费率，因此公司采用的会计准则要求财务报表反映费率监管的影响。公司对零售客户的费率是在对公司向零售客户提供服务的成本进行分析的基础上，在监管程序中确定和批准的。OPUC有权不允许收回它认为不谨慎产生的任何成本。虽然OPUC被要求制定公平、公正和合理的客户价格，但它在解释这一标准方面拥有很大的自由裁量权。本公司评估监管资产及监管负债是否在每个资产负债表日及监管事件发生时继续符合未来可能收回或清偿的准则。这项评估包括考虑最近的利率命令、类似成本的历史监管处理以及适用监管和政治环境的变化等因素。虽然该公司表示，它预计将通过监管费率向客户收回成本，但OPUC和FERC可能不会批准：(1)全额收回提供公用事业服务的成本，或(2)全额收回在公用事业业务上的投资金额和合理的投资回报。
由于利率监管对公司财务报表的普遍影响，以及管理层为支持其关于受影响账户余额和披露的断言而做出的重大判断，我们将利率监管的影响确定为关键审计事项。鉴于管理层的会计判断是基于对OPUC或FERC未来决定结果的假设，包括关于作为监管资产递延的成本的审慎的决定，审计这些判断需要关于利率监管和利率设定过程的会计专业知识，因为其内在的复杂性和评估管理层估计的重要审计师判断以及审计证据的主观性。
如何在审计中处理关键审计事项
我们与OPUC未来决定的不确定性有关的审计程序包括以下内容：
◦我们测试了管理层对以下可能性的控制的有效性：(1)作为监管资产发生并递延的电力公用事业成本未来费率的收回，以及(2)应报告为监管负债的费率的退款或未来下调。我们还测试了管理层对初始确认为电力公用事业厂的金额的控制的有效性；监管资产或负债；以及对可能影响未来费率收回成本或退款或未来降低费率可能性的监管发展的监测和评估。
◦我们评估了该公司与利率监管影响相关的披露，包括记录的余额和监管发展。
◦我们阅读了OPUC和FERC为公司发布的相关监管命令、干预者提交的文件、监管法规和其他公开信息，以根据OPUC和FERC在类似情况下处理类似成本的先例，评估未来费率回收或未来费率下调的可能性。我们评估了外部信息，并与管理层记录的监管资产和负债余额进行了比较，以确保完整性。
◦对于正在进行的监管事项，我们检查了公司向OPUC和FERC提交的文件，并考虑了可能影响公司未来费率的干预者向OPUC和FERC提交的文件，以寻找可能与管理层的说法相矛盾的证据。
◦我们从管理层获得了一份分析，并酌情获得了内部和外部法律顾问的支持，内容涉及电力公用事业厂和监管资产的回收可能性和或监管负债的未来费率降低，这些尚未在监管令中涉及，以评估管理层关于有可能收回或未来费率下调的金额的断言。
◦我们通过在选定的监管资产和监管负债的详细信息中选择个别项目来执行实质性审计程序，并根据现有的监管命令或类似项目过去的先例，评估所选项目是否有可能收回或未来降低费率。
/s/ 德勤律师事务所
俄勒冈州波特兰
2023年2月15日
自2004年以来，我们一直担任本公司的审计师。
目录表
波特兰通用电气公司及其子公司
合并损益表
(百万美元，每股除外)
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 收入： | | | | | |
| 收入，净额 | $ | 2,636 | | | $ | 2,425 | | | $ | 2,151 | |
| 扣除摊销后的替代收入计划 | 11 | | | (29) | | | (6) | |
| 总收入 | 2,647 | | | 2,396 | | | 2,145 | |
| 运营费用： | | | | | |
| 购买的电力和燃料 | 988 | | | 822 | | | 708 | |
| 发电、输电和配电 | 348 | | | 310 | | | 293 | |
| | | | | |
| 行政和其他 | 340 | | | 336 | | | 283 | |
| 折旧及摊销 | 417 | | | 404 | | | 454 | |
| 所得税以外的其他税种 | 157 | | | 146 | | | 138 | |
| 总运营费用 | 2,250 | | | 2,018 | | | 1,876 | |
| 营业收入 | 397 | | | 378 | | | 269 | |
| 利息支出，净额 | 156 | | | 137 | | | 136 | |
| 其他收入： | | | | | |
| 建设期间使用的股权资金拨备 | 14 | | | 17 | | | 16 | |
| 杂项收入(费用)，净额 | 17 | | | 9 | | | 6 | |
| 其他收入，净额 | 31 | | | 26 | | | 22 | |
| 所得税前收入 | 272 | | | 267 | | | 155 | |
| 所得税费用 | 39 | | | 23 | | | — | |
| 净收入 | $ | 233 | | | $ | 244 | | | $ | 155 | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 加权平均流通股(千股)： | | | | | |
| 基本信息 | 89,290 | | | 89,481 | | | 89,485 | |
| 稀释 | 89,643 | | | 89,627 | | | 89,645 | |
| | | | | |
| 每股收益： | | | | | |
| 基本信息 | $ | 2.61 | | | $ | 2.72 | | | $ | 1.73 | |
| 稀释 | $ | 2.60 | | | $ | 2.72 | | | $ | 1.72 | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
见合并财务报表附注。
目录表
波特兰通用电气公司及其子公司
综合全面收益表
(单位：百万)
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 净收入 | $ | 233 | | | $ | 244 | | | $ | 155 | |
| | | | | |
其他全面收益(亏损)--薪酬、退休福利负债和摊销的变化，扣除所有三年的非实质性税额 | 6 | | | 1 | | | (1) | |
| 综合收益 | $ | 239 | | | $ | 245 | | | $ | 154 | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
见合并财务报表附注。
目录表
波特兰通用电气公司及其子公司
合并资产负债表
(单位：百万)
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日， |
| 2022 | | 2021 |
| 资产 | | | |
| 流动资产： | | | |
| 现金和现金等价物 | $ | 165 | | | $ | 52 | |
| 应收账款净额 | 398 | | | 329 | |
| | | |
| 按平均成本计算的库存： | | | |
| 材料和用品 | 63 | | | 51 | |
| 燃料 | 32 | | | 27 | |
| | | |
| 监管资产--流动资产 | 54 | | | 24 | |
| 其他流动资产 | 498 | | | 205 | |
| 流动资产总额 | 1,210 | | | 688 | |
| 公用事业厂： | | | |
| 在服役中 | 12,421 | | | 11,838 | |
| 累计折旧和摊销 | (4,423) | | | (4,146) | |
| 在服务中，网络 | 7,998 | | | 7,692 | |
| 在建工程 | 467 | | | 313 | |
| 电网电力公用事业厂 | 8,465 | | | 8,005 | |
| | | |
| | | |
| | | |
| 监管资产--非流动资产 | 473 | | | 533 | |
| 核退役信托基金 | 39 | | | 47 | |
| 不合格福利计划信托 | 38 | | | 45 | |
| 其他非流动资产 | 234 | | | 176 | |
| 总资产 | $ | 10,459 | | | $ | 9,494 | |
| | | |
见合并财务报表附注。
目录表
波特兰通用电气公司及其子公司
合并资产负债表，续
(单位：百万，不包括股份)
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日， |
| 2022 | | 2021 |
| 负债和股东权益 | | | |
| 流动负债： | | | |
| 应付帐款 | $ | 457 | | | $ | 244 | |
| 价格风险管理活动产生的负债--当前 | 118 | | | 47 | |
| | | |
| 长期债务的当期部分 | 260 | | | — | |
| 融资租赁债务的当期部分 | 20 | | | 20 | |
| 应计费用和其他流动负债 | 641 | | | 457 | |
| 流动负债总额 | 1,496 | | | 768 | |
| 长期债务，扣除当期部分 | 3,386 | | | 3,285 | |
| 监管负债--非流动负债 | 1,389 | | | 1,360 | |
| 递延所得税 | 439 | | | 413 | |
| 养恤金和退休后计划的无资金状况 | 170 | | | 206 | |
| 价格风险管理活动产生的负债--非流动负债 | 75 | | | 90 | |
| 资产报废债务 | 257 | | | 238 | |
| 非合格福利计划负债 | 83 | | | 95 | |
| 融资租赁债务，扣除当期部分 | 294 | | | 273 | |
| 其他非流动负债 | 91 | | | 59 | |
| 总负债 | 7,680 | | | 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；无已发行和未偿还 | — | | | — | |
普通股，不是面值，160,000,000授权股份；89,283,353和89,410,612截至2022年12月31日和2021年12月31日的已发行和已发行股票 | 1,249 | | | 1,241 | |
| 累计其他综合损失 | (4) | | | (10) | |
| 留存收益 | 1,534 | | | 1,476 | |
| | | |
| | | |
| 股东权益总额 | 2,779 | | | 2,707 | |
| 总负债和股东权益 | $ | 10,459 | | | $ | 9,494 | |
| | | |
见合并财务报表附注。
目录表
波特兰通用电气公司及其子公司
合并股东权益报表
(百万，不包括每股和每股金额)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 普通股 | | 累计
其他
全面
损失 | | 保留
收益 | | 总计 |
| | 股票 | | 金额 | |
| 截至2019年12月31日的余额 | 89,387,124 | | | $ | 1,220 | | | $ | (10) | | | $ | 1,381 | | | $ | 2,591 | |
| | | | | | | | | |
| 根据股权计划发行的股票 | 150,207 | | | 2 | | | — | | | — | | | 2 | |
| | | | | | | | | |
| 基于股票的薪酬 | — | | | 9 | | | — | | | — | | | 9 | |
宣布的股息($1.5850每股) | — | | | — | | | — | | | (143) | | | (143) | |
| 净收入 | — | | | — | | | — | | | 155 | | | 155 | |
| | | | | | | | | |
| 其他综合(亏损) | — | | | — | | | (1) | | | — | | | (1) | |
| 2020年12月31日的余额 | 89,537,331 | | | 1,231 | | | (11) | | | 1,393 | | | 2,613 | |
| | | | | | | | | |
| 根据股权计划发行的股票 | 123,281 | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 基于股票的薪酬 | — | | | 13 | | | — | | | — | | | 13 | |
| 普通股回购 | (250,000) | | | (3) | | | | | (9) | | | (12) | |
宣布的股息($1.6975每股) | — | | | — | | | — | | | (152) | | | (152) | |
| 净收入 | — | | | — | | | — | | | 244 | | | 244 | |
| | | | | | | | | |
| 其他综合收益 | — | | | — | | | 1 | | | — | | | 1 | |
| 截至2021年12月31日的余额 | 89,410,612 | | | 1,241 | | | (10) | | | 1,476 | | | 2,707 | |
| | | | | | | | | |
| 根据股权计划发行的股票 | 222,741 | | | 2 | | | — | | | — | | | 2 | |
| 基于股票的薪酬 | — | | | 11 | | | — | | | — | | | 11 | |
| 普通股回购 | (350,000) | | | (5) | | | — | | | (13) | | | (18) | |
宣布的股息($1.7875每股) | — | | | — | | | — | | | (162) | | | (162) | |
| 净收入 | — | | | — | | | — | | | 233 | | | 233 | |
| 其他综合收益 | — | | | — | | | 6 | | | — | | | 6 | |
| 截至2022年12月31日的余额 | 89,283,353 | | | $ | 1,249 | | | $ | (4) | | | $ | 1,534 | | | $ | 2,779 | |
| | | | | | | | | |
见合并财务报表附注。
目录表
波特兰通用电气公司及其子公司
合并现金流量表
(单位：百万)
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 经营活动的现金流： | | | | | |
| 净收入 | $ | 233 | | | $ | 244 | | | $ | 155 | |
| 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 | 417 | | | 404 | | | 454 | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 递延所得税 | 6 | | | 5 | | | (23) | |
| | | | | |
| 建设期间使用的股权资金拨备 | (14) | | | (17) | | | (16) | |
| 退休金和其他退休后福利 | 13 | | | 24 | | | 22 | |
| | | | | |
| | | | | |
| 其他退休后福利结算收益 | (11) | | | — | | | — | |
| 脱钩机制延期摊销净额 | (11) | | | 29 | | | 6 | |
| | | | | |
| 税制改革带来的净收益摊销 | — | | | — | | | (23) | |
| 基于股票的薪酬 | 15 | | | 14 | | | 11 | |
| 推迟增加风暴费用 | (5) | | | (67) | | | — | |
| 2020劳动节野火推迟 | — | | | (30) | | | (15) | |
| 2020年劳动节Wildfire收入测试储备 | 15 | | | — | | | — | |
| 推迟野火缓解费用 | (28) | | | — | | | — | |
| 其他非现金收入和费用，净额 | 54 | | | (10) | | | 23 | |
| 营运资金变动： | | | | | |
| 应收账款和未开单收入增加 | (66) | | | (64) | | | (24) | |
| 保证金存款(增加)减少 | (80) | | | (29) | | | 8 | |
| | | | | |
| | | | | |
| 应付账款和应计负债增加 | 157 | | | 61 | | | 26 | |
| 批发交易对手保证金增加 | 82 | | | 58 | | | — | |
| 其他营运资金项目，净额 | (22) | | | (21) | | | 17 | |
| | | | | |
| | | | | |
| 对不合格员工福利信托的贡献 | (9) | | | (11) | | | (11) | |
| | | | | |
| | | | | |
| 资产报废债务清偿 | (27) | | | (18) | | | (18) | |
| 其他，净额 | (45) | | | (40) | | | (25) | |
| 经营活动提供的净现金 | 674 | | | 532 | | | 567 | |
| 投资活动产生的现金流： | | | | | |
| 资本支出 | (766) | | | (636) | | | (784) | |
| 购买核退役信托证券 | (3) | | | (10) | | | (6) | |
| 出售核退役信托证券 | 3 | | | 12 | | | 9 | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 出售物业所得收益 | 13 | | | 4 | | | — | |
| 其他，净额 | (5) | | | (26) | | | (6) | |
| 用于投资活动的现金净额 | (758) | | | (656) | | | (787) | |
| | | | | |
见合并财务报表附注。 |
目录表
波特兰通用电气公司及其子公司
合并现金流量表，续
(单位：百万)
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
|
| 融资活动的现金流： | | | | | |
| 发行长期债券所得收益 | $ | 360 | | | $ | 400 | | | $ | 549 | |
| 偿还长期债务 | — | | | (160) | | | (98) | |
| | | | | |
| | | | | |
| 短期债务借款 | — | | | 200 | | | 275 | |
| 偿还短期债务 | — | | | (350) | | | (125) | |
| | | | | |
| Pelton/圆形对头融资安排的收益 | 25 | | | — | | | — | |
| 已支付的股息 | (158) | | | (150) | | | (140) | |
| 普通股回购 | (18) | | | (12) | | | — | |
| | | | | |
| | | | | |
| 其他 | (12) | | | (9) | | | (14) | |
| 融资活动提供(用于)的现金净额 | 197 | | | (81) | | | 447 | |
| 增加(减少)现金和现金等价物 | 113 | | | (205) | | | 227 | |
| 现金和现金等价物，年初 | 52 | | | 257 | | | 30 | |
| 现金和现金等价物，年终 | $ | 165 | | | $ | 52 | | | $ | 257 | |
| | | | | |
| 现金流量信息的补充披露： | | | | | |
| 支付的现金： | | | | | |
| 利息，扣除资本化金额后的净额 | $ | 128 | | | $ | 120 | | | $ | 113 | |
| 所得税 | 37 | | | 16 | | | 17 | |
| 非现金投资和融资活动： | | | | | |
| 应计资本增加 | 111 | | | 87 | | | 72 | |
| 应计应付股息 | 42 | | | 40 | | | 38 | |
| | | | | |
| | | | | |
见合并财务报表附注。
目录表
波特兰通用电气公司及其子公司
合并财务报表附注
注1：陈述的基础
运营的性质
波特兰通用电气公司(PGE或本公司)是一家单一的垂直整合的电力公司，在俄勒冈州(州)从事电力的生产、购买、输电、配电和零售。该公司还通过买卖电力和天然气参与批发市场，努力为其零售客户获得合理的价格电力。PGE继续开发产品和服务，以造福零售和批发客户。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以电力运营总额为基础进行维护和分析。该公司拥有不受监管的非公用事业房地产，主要由PGE的公司总部组成。该公司的公司总部位于俄勒冈州波特兰，其大约 四千平方英里，州批准的服务区完全位于该州范围内。PGE分配的服务区域包括51合并后的城市。截至2022年12月31日，PGE大约提供了 9261,000个零售客户，服务区人口约为1.9百万美元。
截至2022年12月31日，PGE拥有 2,873其员工队伍中，有673与国际电气工人兄弟会第125号地方工会签订的两项单独协议中的一项所涵盖的员工。一份协议涵盖 610雇员和到期日为2025年3月，其他保险63员工，2027年8月到期。PGE还利用独立承包商和临时人员来补充其工作人员。
PGE受俄勒冈州公用事业委员会(OPUC)的管辖，涉及零售价格、公用事业服务、会计政策和做法、证券发行和某些其他事项。零售价格是基于公司为客户服务的成本，包括由OPUC确定的赚取合理回报率的机会。该公司还在与能源批发交易、输电服务、可靠性标准、天然气管道、水电项目许可、会计政策和实践、短期债务发行以及某些其他事项有关的事项上受到联邦能源管理委员会(FERC)的监管。
合并原则
合并财务报表包括PGE及其全资子公司的账目。该公司在与共同拥有的发电厂相关的直接费用和成本中的所有权份额也包括在其合并财务报表中。关于PGE共同拥有的工厂的更多信息，见附注18，共同拥有的工厂。公司间余额和交易已被冲销。
预算的使用
按照美国公认的会计原则编制财务报表，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额以及披露或有损益和或有损益，以及报告期内收入和支出的报告金额。实际结果可能与这些估计大相径庭。
重新分类
为符合本年度的列报方式，公司已将美元重新分类2在2020年12月31日终了年度合并现金流量表的筹资活动一节中，从债务清偿费用转至其他百万美元和#2在截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度合并现金流量表的业务活动部分，分别从养恤金和其他退休后计划缴款净额中扣除100万美元。
目录表
波特兰通用电气公司及其子公司
合并财务报表附注(续)
注2：重要会计政策摘要
现金等价物
在收购之日到期日为三个月或以下的高流动性投资被归类为现金等价物，其中PGE有$150截至2022年12月31日的百万美元和44截至2021年12月31日，包括在合并资产负债表中的现金和现金等价物中的百万美元。
应收帐款
应收账款按符合联邦(FERC)和州(OPUC)规定的价格开具发票金额入账。余额不计息；但是，滞纳金从发票到期日后8个工作日开始评估。因不付款而停用的账款，在应收账款被视为无法收回的期间予以注销，但不得早于 最终发票到期日后45个工作日。在2020年、2021年和2022年的大部分时间里，该公司采取措施在新冠肺炎疫情期间为客户提供支持，包括暂停滞纳金和制定按时付款安排。新冠肺炎保护于2022年9月结束。
应收账款准备和与零售销售相关的未开单收入计入行政费用和其他费用，并与相关收入同期入账，坏账准备计入坏账准备中予以抵销。此类信贷损失估计是基于管理层对当前和预测的收回可能性、应收账款账龄、坏账注销经验、实际客户账单、经济状况以及有助于确定应收账款和未开账单收入的信贷损失估计的其他因素的评估。有关PGE的应收账款坏账准备和未开单收入的更多信息，请参见“应收账款，净额附注4，资产负债表组成部分。PGE的坏账准备和未开单收入的一部分作为监管资产递延。有关更多信息，请参见“COVID-19”附注7，监管资产和负债。
与批发销售相关的应收账款准备计入购买的电力和燃料费用，并在适用时根据对交易对手不履行风险和合同抵销权的审查定期记录。2022年、2021年或2020年与批发销售相关的应收账款没有实质性核销。
价格风险管理
PGE从事价格风险管理活动，利用电力、天然气和外汇的远期、期货、掉期和期权合同等金融工具。这些工具按公允价值计量，并在综合资产负债表中作为价格风险管理活动的资产或负债入账。公允价值变动于综合损益表中确认，但当预期结算损益将反映于未来零售率时，则被监管会计的影响所抵销。预期服务于本公司受监管零售负荷而订立的若干电力远期合约，可能符合正常购买及正常销售范围例外情况下的处理要求。这类合同不按公允价值记录，按权责发生制会计确认。
价格风险管理活动被用作经济对冲，以防止预期未来现金流因相关价格风险而发生变化，并管理对可变净电力成本(NVPC)波动的风险敞口。
根据OPUC授权的费率制定和成本回收程序，PGE确认监管资产或负债，以分别推迟衍生工具的未实现损失或收益，直到结算。结算时，本公司确认衍生工具的已实现损益。
目录表
波特兰通用电气公司及其子公司
合并财务报表附注(续)
实物结算的电力和天然气买卖交易在结算时分别记入收入、净额和购买的电力和燃料费用，而未实物结算的交易(财务交易)在财务结算时按净额记录购买的电力和燃料费用.
根据与PGE价格风险管理活动相关的交易，公司可能被要求向某些交易对手提供抵押品。抵押品要求以合同条款和商品价格为基础，并可在不同时期有所不同。作为抵押品提供的现金存款计入综合资产负债表中的其他流动资产。和是$116截至2022年12月31日的百万美元和37截至2021年12月31日。作为抵押品提供的信用证不记入公司的综合资产负债表和是$33百万美元和美元18分别截至2022年12月31日和2021年12月31日。
盘存
PGE的库存按平均成本记录，主要包括运营、维护和资本活动中使用的材料和用品，以及燃料，其中包括公司发电厂使用的天然气、煤炭和石油。本公司定期评估存货，以确定存货是否按平均成本或可变现净值中较低者入账。
电力公司工厂
资本化政策
电力公用事业厂按原始成本资本化，其中包括直接人工、材料和用品、承包商成本，以及工程、监督、员工福利和建设期间使用的资金津贴等间接成本。设备更换是资本化的，次要项目在发生时计入费用。PGE发电厂的定期重大维护检查和大修将在发生时计入费用，并根据适用的监管会计处理。购买或开发仅供内部使用的软件应用程序的成本将在软件的预计使用寿命内资本化和摊销。为该公司的水电项目获得FERC许可证的成本将在相关许可证期限内资本化和摊销。
于建造期间，预期将计入已建造资产最终价值并于资产完成及投入使用后计提折旧的成本，于综合资产负债表中分类为在建电力设施在建工程。如果该项目有可能被放弃，则在作出该决定的期间内计入此类费用。如果花费了任何成本，PGE可以在客户价格中寻求收回这些成本，尽管不能保证这种收回会得到批准。不允许收回客户价格的成本，如果有的话，在可能出现这种不允许的情况下计入费用。
PGE记录AFUDC，其目的是代表公司用于建设目的的资金成本，基于最新的股票基金一般利率案中批准的利率和债务基金的实际借款成本。2020年，FERC发布了一项豁免，允许管辖公用事业公司应用替代AFUDC计算公式，该公式不包括实际未偿短期债务余额，而代之以2019年实际短期债务余额的简单平均值。PGE在2020年第二季度通过了这项豁免。这项豁免最终于2022年3月31日到期，目的是缓解为响应新冠肺炎而发行短期债务对建设期间使用的股权资金拨备的不利影响。
AFUDC作为工厂成本的一部分进行资本化，并计入综合损益表。PGE使用的平均比率为6.5% in 2022, 6.7% in 2021, and 6.9到2020年。来自借款的AFUDC，反映为利息支出的减少，净额为#美元72022年为100万美元，82021年和2020年都将达到100万。来自股票基金的AFUDC，包括在其他收入中，净额为#美元142022年，百万美元172021年为100万美元，以及16到2020年将达到100万。
目录表
波特兰通用电气公司及其子公司
合并财务报表附注(续)
折旧及摊销
折旧是以原始成本为基础，使用直线法计算的，包括拆除费用和预期残留物的估计费用。折旧费用占相关在役平均折旧厂房的百分比为3.4% in 2022, 3.4% in 2021, and 3.5到2020年。折旧费用的一个组成部分包括客户价格中允许的估计资产报废转移成本。
定期进行研究以更新折旧参数(即退休分散模式、平均使用年限和净残值率)，包括估计资产报废债务(ARO)和资产报废转移成本。这些研究至少每五年进行一次，并提交给OPUC批准并纳入未来的费率程序。2021年，PGE完成了一项折旧研究，其基础是 2019年数据，2021年12月收到OPUC的命令，授权新的折旧率从2022年5月9日起生效。
热电厂采用寿命折旧方法，确保在2025年至2061年的估计退役日期之前收回工厂投资。折旧是在PGE的其他类别的在役设备的估计平均使用寿命内提供的，这些数字如下(年)：
| | | | | |
| 发电量(不包括热量)： | |
| 水力发电 | 97 |
| 风 | 30 |
| 传输 | 61 |
| 分布 | 51 |
| 一般信息 | 16 |
当财产退役并退出使用时，可折旧财产单位的原始成本减去任何相关的残值，计入累计折旧。移出支出的成本计入ARO或累计资产报废移出成本(如适用)，并计入监管负债。
无形工厂主要由计算机软件开发成本组成，这些成本在以下两种情况下摊销 五年或十年，以及水电许可证成本，在适用的许可证期限内摊销，期限从30年到50年不等。累计摊销为#美元499百万美元和美元446截至2022年12月31日和2021年12月31日，分别为百万美元，摊销费用为582022年，百万美元582021年为100万美元，64到2020年将达到100万。截至2022年12月31日的未来估计摊销费用如下： $542023年达到100万； $492024年为100万美元；372025年为100万美元；282026年为100万美元；以及23到2027年将达到100万。
有价证券
核退役信托基金
反映信托持有的资产，用于支付1993年关闭的退役特洛伊核电站(特洛伊)的一般退役费用和独立乏燃料储存设施的运营费用。核退役信托(NDT)包括本公司作出的贡献、较不合格的支出，以及其中所持投资的任何已实现和未实现的损益。
不合格福利计划信托
反映以信托形式持有的资产，以支付PGE的非合格福利计划(NQBP)的义务，并代表公司作出的贡献、较少的合格支出，以及所持投资的任何已实现和未实现的收益和亏损。
目录表
波特兰通用电气公司及其子公司
合并财务报表附注(续)
PGE在综合资产负债表上包括NDT和NQBP信托在内的所有有价证券投资均被归类为股权或交易债务证券。这些证券被归类为非流动证券，因为它们不能在运营中使用。该等证券以市场报价为基础按公允价值列报。NQBP信托资产的已实现和未实现损益计入其他收入和净额。无损检测基金资产的已实现和未实现损益分别被记录为监管负债或资产，以供未来的费率制定处理。在NDT和NQBP中出售的证券的成本是基于先进先出方法。
监管会计
监管资产和负债
作为一家受利率管制的企业，PGE应用监管会计，这导致了监管资产和监管负债的产生。监管资产代表：i)与某些实际或估计成本相关的未来可能收入，预计将通过制定费率的过程从客户那里收回；或ii)未来可能从客户那里收取的收入，来自已完成的替代收入计划的应计收入，前提是满足某些标准。监管责任代表未来与预计将通过差饷制定过程贷记客户的金额相关的收入可能减少。监管会计适用的条件是：1)价格由独立的第三方监管机构制定或经其批准；2)价格旨在收回特定企业的服务成本；3)鉴于服务需求，合理地假设可以向客户收取可收回成本的价格。一旦监管资产或负债反映在价格中，相应的监管资产或负债将在其计入价格的期间内摊销至综合收益表中的适当项目。
可能导致监管会计终止的情况包括：i)竞争加剧，限制了PGE制定价格以收回特定成本的能力；以及ii)监管机构制定价格的方式从基于成本的监管转变为另一种形式的监管。本公司定期审查监管会计准则，以确保其继续适用是适当的。根据目前对各种因素和条件的评估，管理层认为有可能收回PGE的监管资产。
有关公司监管资产和负债的更多信息，请参见附注7，监管资产和负债。
电力成本调整机制
PGE受到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进行调整，以反映以下部分之间的差异：i)每年的NVPC预测并包括在客户价格中(基准NVPC)；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金融合同的成本，所有这些都在公司的综合损益表中归类为购买的电力和燃料，并在综合损益表中归类为收入的批发销售净额。
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。根据受监管收益测试，只有当退款导致PGE的实际受监管股本回报率(ROE)时，才会发生退款
目录表
波特兰通用电气公司及其子公司
合并财务报表附注(续)
年度净资产收益率比本公司最新的授权净资产收益率高出不少于1%，而只有在导致PGE该年度的实际监管净资产收益率低于本公司授权净资产收益率不超过1%的情况下，才会发生收集。PGE的授权净资产收益率为9.5% for 2022 and 2021.
根据PCAM对客户的任何估计退款都记录为收入减少，净额计入PGE的综合损益表，而从客户那里收取的任何估计费用记录为购买的电力和燃料费用的减少。截至2022年12月31日的年度，PGE的实际NVPC为$23比基准NVPC高出100万，这在既定的死区范围内，因此，截至2022年12月31日，没有记录来自客户的估计收款。关于2022年PCAM结果的最终决定将由OPUC通过2023年的公开备案和审查做出。截至2021年12月31日的年度，实际NVPC比基准NVPC高出$62100万，这超出了既定的死区范围。根据PCAM，由于PGE的初步监管ROE低于8.5%(根据相关盈利测试厘定)，PGE递延2,900万美元，相当于预期向客户收取的超额差异的90%。2022年10月24日，PGE和缔约方向OPUC提交了一项规定，解决了与2021年PCAM相关的所有问题，并将允许PGE完全收回200万美元，这笔钱记录在收益中。摊销将在2023年1月1日开始的两年内进行。2022年11月11日发布的第22-440号命令通过了批准摊销金额的规定。
资产报废债务
与有形长期资产未来报废相关的法律义务在PGE的综合资产负债表上被归类为ARO。ARO在产生法律义务的期间确认，并在负债的公允价值可以合理估计的时候确认。由于在退役活动发生之前需要较长的准备时间，因此公司使用现值技术。估计未来退役成本的现值被资本化，并计入公用事业厂，在合并资产负债表上净额，并与ARO进行相应的抵销。对于相关资产不再使用的ARO的修订，除与非公用事业资产相关的ARO在合并损益表上计入折旧和摊销外，相应的抵销在合并资产负债表上作为监管资产入账。这样的估计会定期修订，实际的结算费用在发生时计入ARO。
ARO的估计资本化成本在相关资产的估计年限内折旧，该等折旧计入综合损益表的折旧和摊销。由于时间的推移(增值)导致的ARO的变化是基于原始贴现率，确认为负债账面金额的增加和计入增值费用，该费用包括在公司综合损益表中的折旧和摊销费用中。
欲了解有关该公司资产报废义务的更多信息，请参见附注8，资产报废义务。
确认ARO折旧和增值费用的时间与客户价格中包含的金额之间的差额在公司的综合资产负债表中作为监管资产或负债记录。截至2022年12月31日，PGE与公用事业厂ARO有关的净监管负债为#美元。7100万美元和与特洛伊退役ARO活动有关的监管净资产#美元131百万美元。截至2021年12月31日，PGE与公用事业厂ARO有关的净监管负债为#美元。43100万美元和与特洛伊退役ARO活动有关的监管净资产#美元90百万美元。有关公司与ARO相关的监管资产和负债的更多信息，请参见附注7，监管资产和负债。
或有事件
或有事项是根据编制合并财务报表时可获得的最佳信息进行评估的。与或有损失相关的法律费用在发生时计入费用。或有损失，包括环境或有损失，在可能发生重大损失时予以披露
目录表
波特兰通用电气公司及其子公司
合并财务报表附注(续)
截至财务报表日，一项资产已经减值，或者发生了一项负债，损失金额可以合理估计。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，当合理地可能发生了负债时，或有损失也将被披露。如果无法确定可能或合理可能的损失，则本公司：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)披露无法作出估计以及无法作出估计的原因。
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。
收益或有事项在实现时确认，并在重要时披露。
有关公司或有事项的更多信息，见附注19，或有事项。
累计其他综合损失
综合资产负债表列示的累计其他全面亏损(AOCL)包括在净收益中确认的非合格福利计划的债务与未拨资金头寸之间的差额。
收入确认
收入在履行与客户的合同条款下的义务时确认。一般而言，这种履行义务和控制权转移的履行和收入在向客户输送电力时确认，包括所提供的任何服务。PGE提供的服务所收取的价格和对价金额由OPUC或FERC管理。PGE通过以下步骤确认收入：i)确定与客户的合同；ii)确定合同中的履约义务；iii)确定交易价格；iv)将交易价格分配给履约义务；v)在履行每项履约义务时或在履行义务时确认收入。
特许税是从客户那里收取的，并汇给税务机关，在PGE的综合损益表中按毛数记录。从客户那里收取的金额包括在收入中，净额和应付税务机关的金额包括在所得税以外的其他税款中。和总额为$532022年，百万美元482021年为100万美元，以及46到2020年将达到100万。
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估计从仍未向客户开具账单的能源输送中获得的收入。未开出的收入估计包括在应收账款中，在公司综合资产负债表中的净额，是根据每月实际的零售系统净负荷、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的。
作为一种受费率管制的公用事业公司，PGE在某些情况下确认未来期间应向客户支付的收入，或将某些收入的确认推迟到发生相关成本或由OPUC批准摊销的期间。有关更多信息，请参阅“监管资产和负债“在本注释2中。
目录表
波特兰通用电气公司及其子公司
合并财务报表附注(续)
另类收入计划
与PGE脱钩机制相关的收入被认为是在替代收入计划下获得的，因为这一金额代表与监管机构而不是与客户的合同。这类收入与与客户签订的合同收入分开列报，并在综合损益表中扣除摊销后归类为替代收入计划。本行项目中的活动由本期延期调整组成，可以是从客户那里收取的款项，也可以是对客户的退款，并且是扣除任何相关摊销的净额。当与替代收入计划相关的金额最终包括在价格和客户账单中时，这些金额将包括在收入净额中，扣除摊销行项目后，在替代收入计划上记录的等额和抵销摊销金额。
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，2022年后不会发生延期，尽管之前记录的延期将按计划继续摊销，直到在未来的客户价格中收取或退款，并按比例推迟到2022年底。
基于股票的薪酬
所有以股份为基础的支付奖励(包括限制性股票单位)的薪酬支出的计量和确认以奖励的估计公允价值为基础。最终预期授予的部分的公允价值在必要的归属期间确认为费用。PGE将股票薪酬的价值归因于直线基础上的费用。有关公司股票薪酬的更多信息，请参见附注14，股票薪酬费用。
所得税
所得税按资产负债法入账，该方法要求就资产和负债的财务报表账面金额和计税基础之间的暂时性差异所产生的预期未来税务后果确认递延税项资产和负债。递延税项资产及负债以制定税率计量，预期适用于预计收回或结算该等暂时性差额的年度的应税收入。税率变动对递延税项资产和负债的影响在包括颁布日期在内的当期和未来期间的收入中确认。任何估值津贴都将被设立，以将递延税项资产减少到“更有可能”在未来纳税申报表中变现的金额。
由于PGE是一家受税率管制的企业，某些递延税项资产和负债的变化必须通过未来的价格转嫁给客户，并直接计入监管资产或监管负债。这些数额被确认为净监管负债#美元。194百万美元和美元208截至2022年12月31日和2021年12月31日，分别为100万美元，随着临时差异的逆转，将主要使用平均费率假设方法来解释对客户的退款。
未确认的税务优惠是指管理层对已提交的纳税申报表中采取的或计划在未来纳税申报表中采取的纳税头寸的预期处理方式，这一点没有反映在为财务报告目的而计量所得税支出时。在这些头寸不再被视为不确定之前，PGE不会确认这些头寸产生的税收优惠，并将在公司的综合资产负债表中将税收影响报告为负债。
PGE在合并收益表中分别记录利息支出和其他收入净额中与所得税不足有关的任何利息和罚款。
目录表
波特兰通用电气公司及其子公司
合并财务报表附注(续)
注3：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)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 零售业： | | | | | |
| 住宅 | $ | 1,158 | | | $ | 1,118 | | | $ | 1,030 | |
| 商业广告 | 723 | | | 690 | | | 616 | |
| 工业 | 289 | | | 250 | | | 218 | |
| 直接访问客户 | 35 | | | 47 | | | 46 | |
| 小计 | 2,205 | | | 2,105 | | | 1,910 | |
| 扣除摊销后的替代收入计划 | 11 | | | (29) | | | (6) | |
其他应计收入，净额(1) | 7 | | | 2 | | | 28 | |
| 零售总收入 | 2,223 | | | 2,078 | | | 1,932 | |
批发收入(2) | 363 | | | 255 | | | 162 | |
| 其他营业收入 | 61 | | | 63 | | | 51 | |
| 总收入 | $ | 2,647 | | | $ | 2,396 | | | $ | 2,145 | |
(1)2020年12月31日终了年度的数额主要包括#美元24包括利息在内的摊销，与根据2017年美国减税和就业法案(TCJA)公司税率变化而产生的净税收优惠相关。
(2)批发收入包括$133百万，$63百万美元，以及$65分别于截至2022年12月31日、2021年12月31日及2020年12月31日止年度与实物电力商品合约衍生工具结算有关的百万欧元。根据主题606，价格风险管理衍生活动包括在总收入中，但不代表公认会计准则所界定的与客户签订合同的收入。有关更多信息，请参阅附注6，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。商业客户包括非住宅客户，他们接受的电压与住宅客户的电压相当，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。工业客户包括非住宅客户，他们接受比商业客户更高的电压。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。
根据国家规定，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)程序和向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。
零售收入是根据整个月的仪表读数进行计费的。
目录表
波特兰通用电气公司及其子公司
合并财务报表附注(续)
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。PGE采用发票法来衡量其在令人满意地履行其履行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。对于这类项目，PGE通常会收集资金，并将金额汇给管理这些项目的第三方机构。在这些安排中，PGE被认为是一个代理商，因为PGE的履行义务是促进客户和这些项目的管理员之间的交易。因此，这些数额是在净额基础上列报的，不在合并损益表内的收入净额中列示。
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载要求的公用事业公司提供服务，并允许公司根据电力、水电、太阳能和风能的相对价格和供应情况，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、超额输电能力转售、超额燃料销售、公用事业杆件收入以及向客户提供的其他电力服务。
注4：资产负债表组成部分
应收账款净额
应收账款，净额包括 $131百万美元和美元117截至2022年12月31日和2021年12月31日的未账单收入分别为100万美元。应收账款是扣除坏账准备后的净额。 $12截至2022年12月31日的百万美元和26截至2021年12月31日。以下是坏账准备中的活动情况(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度， |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 年初余额 | $ | 26 | | | $ | 16 | | | $ | 5 | |
| (减少)/增加拨备* | (2) | | | 35 | | | 15 | |
| 注销的金额，较少的回收 | (12) | | | (25) | | | (4) | |
| 截至年底的余额 | $ | 12 | | | $ | 26 | | | $ | 16 | |
| | | | | |
*根据公司新冠肺炎的延期，坏账准备金的某些减少和增加已作为监管资产净额推迟。在准备金减少额和增加额中，截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度分别减少1,000万美元和增加2,900万美元，这些减少额和增加额已在新冠肺炎监管资产内抵销。更多信息见附注7，监管资产和负债。
目录表
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合并财务报表附注(续)
其他流动资产和应计费用及其他流动负债
其他流动资产、应计费用和其他流动负债的构成如下(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日， |
| 2022 | | 2021 |
| 其他流动资产： | | | |
| 预付费用 | $ | 69 | | | $ | 66 | |
| | | |
| | | |
| 保证金存款 | 116 | | | 37 | |
| 来自价格风险管理活动的资产 | 313 | | | 102 | |
| | | |
| $ | 498 | | | $ | 205 | |
| 应计费用和其他流动负债： | | | |
| 监管负债--流动负债 | $ | 234 | | | $ | 106 | |
| 应计雇员薪酬和福利 | 66 | | | 67 | |
| 应计应付股息 | 42 | | | 40 | |
| 应计应付利息 | 31 | | | 29 | |
| 应计应缴税款 | 29 | | | 46 | |
| 批发交易对手的保证金存款 | 140 | | | 58 | |
| 其他 | 99 | | | 111 | |
| $ | 641 | | | $ | 457 | |
| | | |
电力公用事业厂，网络
电力公用事业厂，净资产组成如下(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日， |
| 2022 | | 2021 |
| 公用事业厂： | | | |
| 世代 | $ | 4,709 | | | $ | 4,649 | |
| 传输 | 1,119 | | | 1,012 | |
| 分布 | 4,813 | | | 4,469 | |
| 一般信息 | 973 | | | 914 | |
| 无形的 | 807 | | | 794 | |
| 在职总人数 | 12,421 | | | 11,838 | |
| 累计折旧和摊销 | (4,423) | | | (4,146) | |
| 服务总人数，净额 | 7,998 | | | 7,692 | |
| 在建工程 | 467 | | | 313 | |
| 电网电力公用事业厂 | $ | 8,465 | | | $ | 8,005 | |
| | | |
注5：金融工具的公允价值
PGE确定已确认和未在公司综合资产负债表中确认的资产和负债的金融工具的公允价值，为其估计每个报告期的公允价值是可行的。然后，本公司根据公允价值层次对这些金融资产和负债进行分类，以确定用于计量公允价值的估值技术的投入优先顺序。公允价值体系的三个层次及其对本公司的应用将在下文讨论。
目录表
波特兰通用电气公司及其子公司
合并财务报表附注(续)
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。
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，并可能影响公允价值资产和负债的估值及其在公允价值层次中的位置。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。
PGE确认其所有金融工具在报告期结束时在公允价值层次结构中的不同级别之间的转移。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。在截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度内，除本说明所述外，各水平之间没有发生重大转移。
按公允价值确认的公司金融资产和负债在公允价值体系中的级别如下(以百万为单位)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日 |
| 1级 | | 2级 | | 3级 | | 其他(2) | | 总计 |
| 资产： | | | | | | | | | |
| 现金等价物 | $ | 150 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 150 | |
核退役信托基金：(1) | | | | | | | | | |
| 债务证券： | | | | | | | | | |
| 国内政府 | 9 | | | 10 | | | — | | | — | | | 19 | |
| 企业信用 | — | | | 9 | | | — | | | — | | | 9 | |
以资产净值衡量的货币市场基金(2) | — | | | — | | | — | | | 11 | | | 11 | |
不合格福利计划信托：(3) | | | | | | | | | |
| 货币市场基金 | 1 | | | — | | | — | | | — | | | 1 | |
| 股权证券--国内 | 3 | | | — | | | — | | | — | | | 3 | |
| 债务证券--国内政府 | 3 | | | — | | | — | | | — | | | 3 | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
价格风险管理活动：(1) (4) | | | | | | | | | |
| 电 | — | | | 93 | | | 63 | | | — | | | 156 | |
| 天然气 | — | | | 225 | | | 6 | | | — | | | 231 | |
| $ | 166 | | | $ | 337 | | | $ | 69 | | | $ | 11 | | | $ | 583 | |
| 负债： | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
价格风险管理活动：(1) (4) | | | | | | | | | |
| 电 | $ | — | | | $ | 53 | | | $ | 93 | | | $ | — | | | $ | 146 | |
| 天然气 | — | | | 39 | | | 8 | | | — | | | 47 | |
| $ | — | | | $ | 92 | | | $ | 101 | | | $ | — | | | $ | 193 | |
| | | | | | | | | |
目录表
波特兰通用电气公司及其子公司
合并财务报表附注(续)
(1)活动须受监管，某些损益根据监管会计递延，并酌情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)有关价格风险管理衍生品的详细信息，请参阅附注6，风险管理。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 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 | |
以资产净值衡量的货币市场基金(2) | — | | | — | | | — | | | 14 | | | 14 | |
不合格福利计划信托：(3) | | | | | | | | | |
| 货币市场基金 | 1 | | | — | | | — | | | — | | | 1 | |
| 股权证券--国内 | 4 | | | — | | | — | | | — | | | 4 | |
| | | | | | | | | |
| 债务证券--国内政府 | 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，并酌情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)有关价格风险管理衍生品的详细信息，请参阅附注6，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，基金持有的证券的加权平均期限不超过90天，投资者有能力按各自基金的资产净值每日赎回股票。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)。
NDT和NQBP信托基金持有的资产在PGE的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：
目录表
波特兰通用电气公司及其子公司
合并财务报表附注(续)
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。
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指标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的综合资产负债表中按公允价值入账，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，并减少NVPC的波动性。关于这些资产和负债的更多信息，见附注6，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。
归类为第三级的价格风险管理活动的资产和负债由工具组成，这些工具的公允价值是使用在整个工具期限内无法观察到的一项或多项重大投入来计算的。这些工具包括较长期的商品远期、期货和掉期。
目录表
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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：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | 意义重大 | | 单价 |
| | 公允价值 | | 估值 | | 看不见 | | | | | | 加权 |
| 商品合同 | | 资产 | | 负债 | | 技术 | | 输入 | | 低 | | 高 | | 平均值 |
| | (单位：百万) | | | | | | | | | | |
截至2022年12月31日： | | | | | | | | | | | | |
| 电力实物远期 | | $ | 52 | | | $ | 93 | | | 贴现现金流 | | 远期电价(每兆瓦时) | | $ | 35.00 | | | $ | 270.00 | | | $ | 101.27 | |
| 天然气金融互换 | | 6 | | | 8 | | | 贴现现金流 | | 天然气远期价格(每直接到手价) | | 2.71 | | | 24.71 | | | 4.42 | |
| 电力金融期货 | | 11 | | | — | | | 贴现现金流 | | 远期电价(每兆瓦时) | | 54.17 | | | 143.70 | | | 104.21 | |
| | $ | 69 | | | $ | 101 | | | | | | | | | | | |
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(每直接到手价) | | 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。对于较短期合约，PGE采用市场买卖价差的中点，这些投入是根据活跃市场的观察交易以及作为这些市场参与者的历史经验得出的。这些价格输入将根据来自多个来源的独立市场数据进行验证。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价格曲线，得出较长期的价格，并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。此外，本公司会按季分析及检讨价格风险管理资产及负债的公允价值计量变动。
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。影响的重大程度取决于价格变化的大小以及公司作为合同买方或卖方的地位。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 | | 对公允价值计量的影响 |
| 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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合并财务报表附注(续)
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)：
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度， |
| 2022 | | 2021 |
| 截至年初价格风险管理活动的净负债 | $ | 85 | | | $ | 137 | |
| 已实现和未实现净亏损/(收益)* | (84) | | | (50) | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| 从3级到2级的净转账 | 31 | | | (2) | |
| 截至年底价格风险管理活动的净负债 | $ | 32 | | | $ | 85 | |
| 已完全被监管会计影响抵消的第三级未实现净亏损/(收益) | $ | (82) | | | $ | (55) | |
*包括$2百万英寸 2022年已实现净收益和美元52021年将达到100万。
当用于评估公司衍生工具的重大投入变得不那么容易观察到时，如交付地点的流动性明显下降，就会转移到第三级。在截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度内，不是从第二级转移到第三级。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，就会发生从第三级转移出去。PGE记录了其所有衍生工具在报告期结束时流入和流出第3级的转账。
本公司的价格风险管理资产和负债不会从2级转移到1级，因为没有相同工具的报价。因此，本公司来自价格风险管理活动的资产和负债到期并按第二级公允价值计量结算。
长期债务在PGE的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(PCRBs)的公允价值被归类为第二级公允价值计量。
截至2022年12月31日，PGE长期债务的账面价值为美元3,646百万，净额为$13百万未摊销债务支出，其估计总公允价值为 $2,984百万美元。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未摊销债务支出，估计公允价值总额为#美元3,831百万美元。
有关公司养老金计划资产的公允价值信息，请参阅附注11，员工福利。
注6：风险管理
价格风险管理
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。
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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。此类衍生工具按公允价值计入综合资产负债表，可能包括电力、天然气和外币的远期、期货、掉期和期权合约，公允价值变动计入综合损益表。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可以将某些衍生工具指定为现金流量套期保值，或将衍生工具用作经济套期保值。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)：
| | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日， | |
| 2022 | | 2021 | |
| 流动资产： | | | | |
| 商品合约： | | | | |
| 电 | $ | 112 | | | $ | 16 | | |
| 天然气 | 201 | | | 86 | | |
流动衍生工具资产总额(1) | 313 | | | 102 | | |
| 非流动资产： | | | | |
| 商品合约： | | | | |
| 电 | 44 | | | 1 | | |
| 天然气 | 30 | | | 34 | | |
非流动衍生工具资产总额(1) | 74 | | | 35 | | |
| | | | |
衍生工具资产总额(2) | $ | 387 | | | $ | 137 | | |
| 流动负债： | | | | |
| 商品合约： | | | | |
| 电 | $ | 93 | | | $ | 36 | | |
| 天然气 | 25 | | | 11 | | |
| 流动衍生负债总额 | 118 | | | 47 | | |
| 非流动负债： | | | | |
| 商品合约： | | | | |
| 电 | 53 | | | 87 | | |
| 天然气 | 22 | | | 3 | | |
| 非流动衍生负债总额 | 75 | | | 90 | | |
| | | | |
衍生负债总额(2) | $ | 193 | | | $ | 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综合资产负债表中的其他非流动资产。
(2)截至2022年12月31日和2021年12月31日，没有任何大宗商品衍生品资产或负债被指定为对冲工具。
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预计到2035年将在不同日期交付或结算的衍生品交易产生的价格风险管理活动产生的与PGE资产和负债相关的净额如下(以百万计)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日， |
| 2022 | | 2021 |
| 商品合约： | | | | | | | |
| 电 | 6 | | | 兆瓦时 | | 4 | | | 兆瓦时 |
| 天然气 | 211 | | | 潜伏期 | | 181 | | | 潜伏期 |
| 外币合同 | $ | 10 | | | 加拿大人 | | $ | 19 | | | 加拿大人 |
PGE已选择根据符合综合资产负债表上以毛值计算的总净值安排的定义的协议，报告衍生工具产生的正面和负面风险敞口。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、符合范围例外的衍生工具、因已结算头寸而产生的应收账款和应付款项，以及其他形式的非现金抵押品，如信用证。截至2022年12月31日，作为受主要净额结算协议约束的价格风险管理负债包括的总金额为#美元5100万美元，完全用于天然气，PGE已经发布了不是抵押品。截至2021年12月31日，作为受主要净额结算协议约束的价格风险管理负债包括的总金额为#美元3百万美元，PGE已经发布了不是抵押品。在截至2021年12月31日确认的总额中， $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)在综合损益表中归入购入的电力和燃料，如下(以百万计)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 商品合约： | | | | | |
| 电 | $ | (187) | | | $ | (38) | | | $ | 160 | |
| 天然气 | (388) | | | (177) | | | (34) | |
| 外币合同 | 1 | | | — | | | (1) | |
上表中列示的未实现净亏损和某些已实现净亏损(收益)在合并损益表中被监管会计的影响抵销。在净收入中确认的净额中，净收益共$188百万美元，净收益为$119百万美元，净亏损为$12截至2022年12月31日、2021年和2020年的年度分别为100万美元，已被抵消。
假设市场价格和利率不变，下表列出了截至2022年12月31日与PGE衍生品活动有关的未实现(收益)/亏损净额将因结算基础衍生品工具而实现的年份(以百万为单位)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2024 | | 2025 | | 2026 | | 2027 | | 此后 | | 总计 |
| 商品合约： | | | | | | | | | | | | | |
| 电 | $ | (19) | | | $ | 10 | | | $ | 21 | | | $ | (3) | | | $ | (3) | | | $ | (16) | | | $ | (10) | |
| 天然气 | (177) | | | (8) | | | (2) | | | 3 | | | — | | | — | | | (184) | |
| 未实现(收益)/亏损净额 | $ | (196) | | | $ | 2 | | | $ | 19 | | | $ | — | | | $ | (3) | | | $ | (16) | | | $ | (194) | |
| | | | | | | | | | | | | |
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。如果穆迪和/或标普将该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，要求发布额外的
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履约保证抵押品，以现金或信用证的形式，基于与这些交易对手的总投资组合头寸。某些其他交易对手将有权终止与该公司的协议。
截至2022年12月31日，具有信用风险相关或有特征且处于负债状态的衍生工具的公允价值合计为$183百万美元，公司已为其张贴 $130百万美元的抵押品，其中包括2100万信用证和美元109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12月31日被触发，作为抵押品或立即结算工具的现金需求将为$27百万美元。截至2022年12月31日，PGE拥有不是没有信用风险相关或有特征的衍生工具的现金抵押品。衍生工具的现金抵押品被分类为保证金存款，包括在本公司综合资产负债表上的其他流动资产中。
截至2022年12月31日，PGE从交易对手那里收到了$156百万美元的抵押品，其中包括16百万美元的信用证和美元140上百万的现金。从交易对手收到的抵押品增加是由于PGE的衍生资产头寸增加所致。归还衍生工具所持现金抵押品的责任计入本公司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确定的更多信息，请参见附注5，金融工具公允价值。
注7：监管资产和负债
PGE的大多数监管资产和负债反映在客户价格中，并在反映在客户价格中的期间摊销。目前未反映在价格中的项目将提交监管机构，如下所述。
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监管资产和负债包括以下内容(百万美元)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 剩余摊销期限 | | 截至12月31日， |
| 2022 | | 2021 |
| 赚取回报(1) | | 没有赚取回报 | | 总计 | | 总计 |
| 监管资产： | | | | | | | | | |
| 价格风险管理 | (2) | | $ | — | | | $ | 1 | | | $ | 1 | | | $ | 55 | |
| 退休金和其他退休后计划 | (3) | | — | | | 95 | | | 95 | | | 131 | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| 发债成本 | 2049 | | — | | | 21 | | | 21 | | | 23 | |
| 特洛伊木马退役活动 | 2059 | | — | | | 133 | | | 133 | | | 90 | |
| 2021年2月冰暴和冰灾 | (4) | | 74 | | | — | | | 74 | | | 67 | |
| 电力成本调整机制 | (5) | | 28 | | | — | | | 28 | | | 29 | |
| 2020年劳动节野火 | (4) | | 31 | | | — | | | 31 | | | 45 | |
| 新冠肺炎 | (6) | | 22 | | | — | | | 22 | | | 36 | |
| 缓解野火 | (6) | | 28 | | | — | | | 28 | | | — | |
| 其他 | 五花八门 | | 70 | | | 24 | | | 94 | | | 81 | |
| 监管总资产 | | | $ | 253 | | | $ | 274 | | | $ | 527 | | | $ | 557 | |
| 监管责任： | | | | | | | | | |
| 资产报废移除成本 | (7) | | $ | 1,136 | | | $ | — | | | $ | 1,136 | | | $ | 1,047 | |
| 递延所得税 | (8) | | 194 | | | — | | | 194 | | | 208 | |
| | | | | | | | | |
| 资产报废债务 | (7) | | 7 | | | — | | | 7 | | | 43 | |
| | | | | | | | | |
| 价格风险管理 | (2) | | — | | | 195 | | | 195 | | | 55 | |
| 其他 | 五花八门 | | 67 | | | 24 | | | 91 | | | 113 | |
| 监管总负债 | | | $ | 1,404 | | | $ | 219 | | | $ | 1,623 | | | $ | 1,466 | |
(1)赚取回报包括监管资产或负债的利息，或将监管资产或负债计入按允许回报率增加或减少的基准利率。
(2)根据OPUC授权的费率制定和成本回收程序，PGE没有摊销期限，因此确认监管资产或负债，以推迟衍生工具的未实现亏损或收益，直到结算。
(3)预计在员工的平均使用年限内恢复。
(4)摊销将在2023年1月1日开始的7年内进行。
(5)摊销将在2023年1月1日开始的两年内进行。
(6)摊销期限尚未确定。
(7)预计在标的资产的估计寿命内收回或退款，并被视为降低利率基数。
(8)预期退款，因为余额是使用平均利率假设方法在相关资产的平均寿命内冲销的，并被视为利率基数的减少。
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推迟将按比例持续到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关于Faraday基本建设改善项目的第二阶段的提议。该公司曾要求将法拉第水电设施改善的资本成本的回收计入新的费率基数。PGE获准在公司的下一次GRC中寻求恢复。截至2022年12月31日，项目在建工期余额
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包括AFUDC在内的1.68亿美元，于2023年1月31日投入使用。该公司的2024年GRC在其费率基数请求中追求法拉第项目的回收；
•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2022年收益中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在对2020、2021和2022年收益测试的应用做出最终决定时有很大的自由裁量权，与公司截至2022年12月31日保留的金额相比，这可能会导致额外的折扣或退款，这可能是重大的。
价格风险管理指在与价格风险管理活动有关的衍生工具上确认的未实现净亏损与其变现和随后在客户价格中收回之间的差额。有关价格风险管理活动的资产和负债的更多信息，见附注6，风险管理。
退休金和其他退休后计划代表福利计划资金状态中未确认的部分，在确认为定期养老金和退休后福利净成本时，这些部分可在客户价格中收回。有关更多信息，请参阅附注11，员工福利。
发债成本指与在规定到期日之前报废的债务票据有关的未确认债务发行成本。
特洛伊木马退役活动代表在特洛伊监测废核燃料相关的特洛伊ARO的持续费用和调整的延期，扣除客户收集的摊销。此外，从美国能源部(USDOE)收到的用于偿还监测ISFSI费用的收益被推迟，抵消了客户的收款。
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。该公司提交了一份申请，要求授权推迟2021年2月冰暴的紧急恢复费用(OPUC Docket UM 2156)，该申请于2022年1月26日获得批准(OPUC Order No 22-020)。2022年10月24日，PGE和缔约方向OPUC提交了一项规定，反映了一项协议，根据这一延期解决了与2021年有关的所有事项，并将允许PGE在七年内全额收回递延金额和摊销。OPUC通过了从2023年1月1日开始批准摊销金额的规定。
电力成本调整机制—截至2021年12月31日的年度，实际NVPC为$62因此，PGE递延了2,900万美元，这相当于预计在截至2021年12月31日的年度从客户那里收取的超额差异的90%。在OPUC对公司的PCAM申请进行年度审查的同时，各方达成了和解，并于2022年10月24日，PGE和各方向OPUC提交了一项规定，反映了一项协议，该协议解决了与此次延期相关的所有问题，并将允许PGE完全收回200万美元以外的全部资金，这笔资金记录在收益中。摊销将在2023年1月1日开始的两年内进行。2022年11月8日发布的第22-440号命令通过了批准摊销金额的规定。
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2020年劳动节野火2020年，该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12月31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31百万美元和美元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，该公司发布了与截至2020年的年度相关的递延，导致2022年的收益产生了1500万美元的税前费用。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。该费用在综合损益表中计入发电、输电和配电费用。2022年7月27日，PGE向OPUC提出了摊销请求，允许在2022年11月1日开始的七年摊销期间收集客户价格。2022年10月24日，PGE和缔约方向OPUC提交了一项规定，反映了一项协议，根据这一延期解决了与2021年有关的所有事项，并将允许PGE全额收回截至2022年9月30日的递延金额，并在七年内摊销。2022年11月3日发布的第22-435号命令通过了批准从2023年1月1日开始摊销金额的规定。
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工作人员就根据文件UM2114有资格推迟的公用事业公司所发生的成本范围进行了讨论，调查新冠肺炎大流行对公用事业公司客户的影响。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12月31日和2021年12月31日，PGE的递延余额为美元22百万美元和美元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2022年的收益产生了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。前列腺素E2022年12月16日提交了递延金额的摊销请求，反映了主要与坏账注销有关的1200万美元的调整低于估计。摊销请求的生效日期为2023年4月1日，目前仍在等待委员会的批准。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得出的总体审慎的结论和收益审查的应用可能导致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。
缓解野火代表PGE根据SB 762进行的增量成本和投资，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、实施和执行野火保护计划，在该计划中，可以通过向所有客户提供价格来收回合理的成本。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授予金额的增量野火缓解成本。截至2022年12月31日，PGE与野火缓解相关的递延余额为#美元28百万美元。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，或应用
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潜在的收益测试可能导致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。
资产报废移除成本表示不符合ARO条件的成本，并且是客户价格中允许的折旧费用的组成部分。此类成本在计入价格时被记为监管负债，并减去实际发生的拆迁成本。
递延所得税代表所得税收益，主要来自与房地产相关的时间差异，当临时差异逆转时，这些差异将退还给客户。几乎所有递延金额均须遵守税务正常化规则，该规则要求冲销超额递延所得税余额对经营结果的影响不能比相关资产的账面寿命更快地发生。本公司采用平均费率假设法对客户退款进行核算。详情见附注12，所得税。
资产报废债务代表确认时间上的差异：i)确认为折旧支出、资产报废成本和ARO增值的金额；以及ii)在客户价格中收回的金额。
注8：资产报废债务
ARO由以下内容组成(以百万为单位)：
| | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日， |
| | 2022 | | 2021 |
| 特洛伊木马退役活动 | $ | 170 | | | $ | 139 | |
| 公用事业厂 | 86 | | | 95 | |
| 非公用事业性质 | 33 | | | 35 | |
| 资产报废债务总额 | 289 | | | 269 | |
| 减去：当前部分* | 32 | | | 31 | |
| 非流动资产报废债务 | $ | 257 | | | $ | 238 | |
*ARO的流动部分在综合资产负债表的应计费用和其他流动负债中分类。
特洛伊木马退役活动代表PGE在特洛伊的67.5%所有权权益的未来退役成本的现值，该权益于1993年停止运营。剩余的退役活动主要包括ISFSI的长期运营和退役，这是一个获得核管理委员会许可的临时干式储存设施。ISFSI将在以前的核电站地点储存乏核燃料，直到有一个场外储存设施可用。一旦将所有乏燃料装运到USDOE设施，ISFSI的退役和最终场地恢复活动将开始，预计不会早于 2059年。2022年，由于预期的ISFSI年度运营成本增加，该公司的ARO增加了3600万美元。该公司还记录了#美元的增值。6100万美元，减少1,000万美元11由于已结清的债务，该公司的债务为100万美元。
根据与USDOE达成的和解协议，该公司每年从USDOE获得与监测ISFSI相关的某些费用的补偿。根据这一程序，美国农业部向共同所有人偿还了#美元。62022年发生的成本为百万美元，2021年为52021年因美国能源部延迟接受乏核燃料而在2020年发生的费用为100万美元。
公用事业厂代表已被确认为本公司热力和风力发电设施以及配电和输电资产的ARO，法律要求处置这些资产。在2022年间，公用事业ARO减少
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通过 $9100万美元，变化包括产生的新负债100万美元，增加#美元3百万美元，并减少 $1300万由于已结清的债务。
非公用事业性质主要指已确认为当前或以前租赁给第三方的部分不受监管的物业的ARO。对非公用事业ARO估计的修订涉及不再使用的资产，抵销直接计入修订可能并可合理估计的期间的综合收益表的折旧和摊销。非公用事业ARO不受监管延期的影响。
以下是该公司ARO的变化摘要(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度， |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 年初余额 | $ | 269 | | | $ | 291 | | | $ | 279 | |
| 已发生的负债 | 1 | | | — | | | 3 | |
| 已结清的债务 | (27) | | | (18) | | | (18) | |
| 吸积费用 | 10 | | | 10 | | | 10 | |
| 对估计现金流量的修订 | 36 | | | (14) | | | 17 | |
| 截至年底的余额 | $ | 289 | | | $ | 269 | | | $ | 291 | |
根据规定，公用事业厂ARO的摊销计入折旧费用和客户价格。在确认财务报告和制定差饷的成本的时间上的任何差异将作为监管资产或监管负债递延。回收特洛伊木马退役成本包括在PGE的零售价中，等额记录在折旧和摊销费用中。
PGE在合并资产负债表中保留一个单独的核退役信托，通过价格从客户那里筹集资金，以支付特洛伊退役活动的成本。
位于公共通行权和某些地役权上的Oak Grove水电设施和输电和配电工厂符合法律义务的要求，当工厂不再使用时，将要求拆除。ARO负债目前无法计量，因为管理层认为这些资产将在可预见的未来用于公用事业业务。搬迁成本计入累计资产报废搬迁成本，计入PGE综合资产负债表的监管负债。
注9：信贷安排
2022年9月，PGE修改了现有的循环信贷安排。截至2022年12月31日，PGE的650100万循环信贷安排定于2027年9月到期。本公司有能力将循环信贷安排扩大到$750百万，如果需要的话。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备份，并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规定，要求根据公司的无担保信用评级收取年费，并载有惯例契诺和违约规定，包括一项要求将协议中界定的合并债务限制为65.0占总资本的百分比。截至2022年12月31日，PGE遵守了本公约，56.9债务占总资本的百分比。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。
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根据循环信贷安排，截至2022年12月31日，PGE已不是未偿还的借款，有不是签发的商业票据或信用证。因此，循环信贷安排下未使用的可用信贷能力总额为#美元。650百万美元。
公司有一个商业票据计划，根据该计划，它可以发行商业票据，期限最长为270几天。本公司已选择限制其在循环信贷安排下的借款，以支付当时可能尚未偿还的商业票据的任何潜在需要。截至2022年12月31日，PGE拥有 没有未偿还的商业票据。
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合并资产负债表中的短期债务。
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。在这些设施下，总共有$97截至2022年12月31日，未偿还的信用证达100万份。未偿还信用证不反映在公司的综合资产负债表中。
根据FERC发布的命令，公司被授权发行总金额不超过#美元的短期债务。900到2024年2月6日。
这些信贷安排下的短期借款及相关利率见下表(百万美元)。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 | | |
| 平均每日未偿短期债务金额 | $ | 2 | | | $ | 139 | | | $ | 131 | | | |
| 加权日平均利率** | 3.4 | % | | 0.9 | % | | 1.5 | % | | |
| 年内未偿还的最高款额 | $ | 135 | | | $ | 230 | | | $ | 225 | | | |
*不包括承诺费、融资费和其他融资费用的影响。
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注10：长期债务和其他融资安排
长期债务
长期债务由以下部分组成(以百万为单位)：
| | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日， |
| | 2022 | | 2021 |
第一抵押债券，利率从1.82%至6.88%，加权平均利率为4.09% in 2022 and 4.112021年，在不同的日期到期，到2051年 | $ | 3,280 | | | $ | 3,180 | |
无担保定期银行贷款，2022年12月31日的浮动利率约为5.30% | 260 | | | — | |
污染控制收入债券, rates at 2.13% and 2.38%, due 2033 | 119 | | | 119 | |
| | | |
| 长期债务总额 | 3,659 | | | 3,299 | |
| 减去：未摊销债务支出 | (13) | | | (14) | |
| | | |
| | | |
| 减去：长期债务的当前部分 | (260) | | | — | |
| 长期债务，扣除当期部分 | $ | 3,386 | | | $ | 3,285 | |
第一抵押债券-2022年11月30日，PGE就出售2亿美元的FMB签订了一项债券购买协议。这些债券包括：
•于2029年到期、金额为1亿美元的系列债券，年利率为5.47%；以及
•2033年到期的1亿美元系列债券，年利率为5.56%。
2029和2033系列于2022年发行，并分别于2022年11月30日和2023年1月13日全额资助。
为PGE的未偿还FMB提供担保的契约构成了对几乎所有受监管的公用事业财产(明确例外的财产除外)的直接第一抵押留置权。FMBs每半年支付一次利息。
定期贷款-2022年10月21日，PGE根据366天过桥信贷协议从贷款人那里获得了本金总额为2.6亿美元的366天定期贷款。定期贷款按期限担保隔夜融资利率(SOFR)加期限SOFR调整利率10个基点计息，适用保证金为87.5个基点。利率可根据贷款条款进行调整。这笔贷款在任何时候都可以提前全部或部分偿还，不收取任何罚款。信贷协议将于2023年10月22日到期，任何未偿还的余额都将在该日期到期和应付。这笔定期贷款在PGE的综合资产负债表上被归类为长期债务的当期部分。
污染控制收入债券-2020年3月11日，PGE完成了本金总额为美元的再营销119百万美元的污染控制收入返还债券(PCRb)，其中包括$98利率为2.125%的太平洋信贷银行的本金总额为百万元，以及21利率为2.375%的PCRb的本金总额为100万美元，均于2033年到期。在重新营销时，公司选择了一个新的固定期限的利率期限。新利率是根据重新营销时的市场状况制定的。PCRb可以由FMB或银行信用证支持，具体取决于市场状况。储备金的利息每半年支付一次。
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截至2022年12月31日，长期债务未来最低本金偿付额度如下(单位：百万)：
| | | | | | | | |
| 截至12月31日的年度： | | |
| 2023 | | $ | 260 | |
| 2024 | | 80 | |
| 2025 | | — | |
| 2026 | | — | |
| 2027 | | 160 | |
| 此后 | | 3,159 | |
| | $ | 3,659 | |
Pelton/圆形对头融资安排
根据2000年OPUC批准的协议(“协议”)的条款，PGE拥有德舒特河455兆瓦(兆瓦)Pelton/round Butte水电项目(Pelton/round Butte)66.67%的所有权权益，其余权益由俄勒冈州温泉保护区(CTWS)的联邦部落持有。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。根据购股权条款，于2022年1月1日，PGE以3,700万美元的账面净值完成出售该项目的额外不可分割权益，出售时并无确认损益。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，将其视为合法所有者。2022年，2500万美元的融资债务记录在其他非流动负债中。与融资债务有关的收益2500万美元记为融资活动，出售无形财产收益1100万美元和出售在建工程收益100万美元记为综合现金流量表上的投资活动。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。
截至2022年12月31日，融资安排的未来最低支付额度如下(单位：百万)：
| | | | | | | | |
| 截至12月31日的年度： | | |
| 2023 | | $ | 2 | |
| 2024 | | 2 | |
| 2025 | | 5 | |
| 2026 | | 5 | |
| 2027 | | 5 | |
| 此后 | | 69 | |
| 付款总额 | | 88 | |
| 减去：推定利息 | | (61) | |
| 最低还款额现值 | | $ | 27 | |
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注11：员工福利
退休金和其他退休后计划
固定收益养老金计划-PGE发起了一项非缴费固定收益养老金计划，该计划不对新员工开放。
养老金计划的资产以信托形式持有，由股权和债务工具组成，所有这些工具都按公允价值记录。养恤金计划的计算包括每年审查和适当更新的几个假设。
正如预期的那样，PGE做出了贡献不是在2022年和2021年为养老金计划增加资金。PGE预计2023年不会为养老金计划做出贡献。
其他退休后福利-PGE提供非缴费退休后健康和人寿保险计划，并向其员工提供健康补偿安排(HRA)(下表中统称为“其他退休后福利”)。根据退休后健康计划，PGE的义务受到限制，规定了每个员工的最高福利，但有任何额外费用，由员工负责。
这些计划的资产由自愿雇员受益人协会信托基金持有，由货币市场基金、股票证券、共同和集体信托基金、合伙/合资企业和注册投资公司组成，所有这些都按公允价值记录。退休后健康和人寿保险福利计划的计算包括几个假设，PGE每年审查这些假设并进行适当的更新，衡量日期为12月31日。
2022年，PGE买断了无人代理的退休人员医疗计划，产生了1100万美元的结算收益，这笔收益已记录在综合损益表中的杂项收入(费用)中。
不合格福利计划-下表中的NQBP包括补充行政人员退休计划和董事养老金计划的义务，这两项计划都在1997年对新参与者关闭。NQBP还包括为参加管理延期补偿计划(MDCP)的员工提供的养老金补充性福利。对NQBP信托的投资包括信托拥有的人寿保险保单和有价证券，为这些计划的未来需求提供部分资金。这类信托的资产包括在所附表格中，仅供参考，在现行会计准则下不被视为独立和限制。对有价证券的投资，包括货币市场、债券和股权共同基金，被归类为股权或交易性债务证券，并按公允价值记录。NQBP的测量日期是12月31日。关于这些信托投资的进一步信息，见附注5，金融工具的公允价值。
其他NQBP-除了上文讨论的NQBP外，PGE还为某些员工和外部董事提供递延补偿计划，根据该计划，参与者可以推迟其赚取的部分补偿。PGE在NQBP信托基金中持有投资，旨在成为这些计划的资金来源。
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截至12月31日，PGE合并资产负债表中与NQBP相关的信托资产和计划负债如下(以百万计)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 | | 2021 |
| | NQBP | | 其他NQBP | | 总计 | | NQBP | | 其他NQBP | | 总计 |
| 非合格福利计划信托资产 | $ | 19 | | | $ | 19 | | | $ | 38 | | | $ | 21 | | | $ | 24 | | | $ | 45 | |
| 非合格福利计划负债** | 16 | | | 67 | | | 83 | | | 25 | | | 70 | | | 95 | |
*对于NQBP，不包括$的当前部分22022年和2021年的应计费用和其他流动负债，在合并资产负债表中归类为应计费用和其他流动负债。
投资政策与资产配置-PGE董事会财务委员会任命一个投资委员会，该委员会由公司的某些管理层成员组成，并建立公司的资产配置。然后，投资委员会负责执行资产分配和监督福利计划投资。该公司的养老金和其他退休后计划的投资战略是通过股权证券、固定收益证券和其他替代投资的多元化投资组合来平衡风险和回报。资产类别会定期重新平衡，以确保资产配置保持在规定的参数范围内。
这些计划的资产分配和目标分配如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日， |
| | 2022 | | 2021 |
| 实际 | | 目标* | | 实际 | | 目标* |
| 固定收益养老金计划： | | | | | | | |
| 股权证券 | 55 | % | | 55 | % | | 61 | % | | 60 | % |
| 债务证券 | 45 | | | 45 | | | 39 | | | 40 | |
| 总计 | 100 | % | | 100 | % | | 100 | % | | 100 | % |
| 其他退休后福利计划： | | | | | | | |
| 股权证券 | 39 | % | | 40 | % | | 59 | % | | 57 | % |
| 债务证券 | 61 | | | 60 | | | 41 | | | 43 | |
| 总计 | 100 | % | | 100 | % | | 100 | % | | 100 | % |
| 不合格福利计划： | | | | | | | |
| 股权证券 | 7 | % | | 5 | % | | 8 | % | | 7 | % |
| 债务证券 | 9 | | | 11 | | | 13 | | | 14 | |
| 保险合同 | 84 | | | 84 | | | 79 | | | 79 | |
| 总计 | 100 | % | | 100 | % | | 100 | % | | 100 | % |
*固定收益养老金计划的目标代表投资目标区间的中点。由于其他退休后福利计划和NQBP中投资工具的性质，这些目标是投资委员会批准的各自投资目标范围的中点的加权平均值。由于用于计算其他退休后福利计划和NQBP的加权平均目标的方法，报告的百分比受到池中投资的公平市场价值的影响。
该公司的整体投资战略是通过广泛的资产类型、基金策略和基金经理的多元化来实现个人计划的目标和目的。
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合并财务报表附注(续)
按资产类别划分的公司养老金计划资产和其他退休后福利计划资产的公允价值如下(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 1级 | | 2级 | | 3级 | | 其他* | | 总计 |
截至2022年12月31日： | | | | | | | | | |
| 固定收益养老金计划资产： | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| 股权证券--国内 | $ | 16 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 16 | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| 按资产净值衡量的投资： | | | | | | | | | |
| 货币市场基金 | — | | | — | | | — | | | 4 | | | 4 | |
| 集体信托基金 | — | | | — | | | — | | | 525 | | | 525 | |
| 私募股权基金 | — | | | — | | | — | | | 2 | | | 2 | |
| | | | | | | | | |
| $ | 16 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 531 | | | $ | 547 | |
| 其他退休后福利计划资产： | | | | | | | | | |
| 货币市场基金 | $ | 4 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 4 | |
| 股权证券： | | | | | | | | | |
| 国内 | — | | | 2 | | | — | | | — | | | 2 | |
| 国际 | 3 | | | — | | | — | | | — | | | 3 | |
| 债务证券--国内 | — | | | 4 | | | — | | | — | | | 4 | |
| 按资产净值衡量的投资： | | | | | | | | | |
| 货币市场基金 | — | | | — | | | — | | | 5 | | | 5 | |
| 集体信托基金 | — | | | — | | | — | | | 3 | | | 3 | |
| $ | 7 | | | $ | 6 | | | $ | — | | | $ | 8 | | | $ | 21 | |
| 截至2021年12月31日： | | | | | | | | | |
| 固定收益养老金计划资产： | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| 股权证券--国内 | $ | 25 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 25 | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| 按资产净值衡量的投资： | | | | | | | | | |
| 货币市场基金 | — | | | — | | | — | | | 6 | | | 6 | |
| 集体信托基金 | — | | | — | | | — | | | 764 | | | 764 | |
| 私募股权基金 | — | | | — | | | — | | | 5 | | | 5 | |
| $ | 25 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 775 | | | $ | 800 | |
| 其他退休后福利计划资产： | | | | | | | | | |
| 货币市场基金 | $ | 3 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 3 | |
| 股权证券： | | | | | | | | | |
| 国内 | — | | | 4 | | | — | | | — | | | 4 | |
| 国际 | 10 | | | — | | | — | | | — | | | 10 | |
| 债务证券--国内政府 | — | | | 6 | | | — | | | — | | | 6 | |
| 按资产净值衡量的投资： | | | | | | | | | |
| 货币市场基金 | — | | | — | | | — | | | 6 | | | 6 | |
| 集体信托基金 | — | | | — | | | — | | | 8 | | | 8 | |
| | | | | | | | | |
| $ | 13 | | | $ | 10 | | | $ | — | | | $ | 14 | | | $ | 37 | |
| | | | | | | | | |
*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。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。
1级、2级和3级金融工具的识别概述载于附注5，金融工具的公允价值。以下讨论提供了关于对养恤金和其他退休后福利计划信托中持有的各种资产类别投资进行估值所使用的方法的信息。
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合并财务报表附注(续)
货币市场基金-PGE投资于寻求保持资产净值稳定的货币市场基金。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、联邦机构证券或存单。信托中持有的一些货币市场基金被归类为1级工具，因为定价投入是基于活跃市场中未经调整的价格。剩余的货币市场基金按资产净值计价，是一种实际的权宜之计，并未归类于公允价值等级。
股权证券-股票共同基金和普通股证券被归类为一级证券，因为定价投入是基于活跃市场中未经调整的价格。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。包括在单独管理的账户中的共同基金资产被归类为2级证券，因为市场上可以直接或间接地观察到定价输入。
债务证券-债务证券投资基金被归类为二级证券，因为标的证券的定价是通过评估定价数据来确定的，例如根据可观察到的差异进行调整的类似证券的经纪人报价。估值模型中使用的重要指标通常包括基准收益率和发行人利差。如果适用，每种证券的外部信用评级、票面利率和到期日都会在估值中考虑。
集体信托基金-国内和国际共同基金资产和债务证券资产，包括市政债券和公司信用证券、抵押贷款支持证券和资产支持证券资产，纳入混合信托或单独管理的账户。本公司认为，集合信托基金的赎回价值可能为公允价值，作为实际权宜之计，公允价值由资产净值表示。这些资金按资产净值计价，是一种实际的权宜之计，不在公允价值等级中进行分类。
私募股权基金-PGE投资于一级和二级基金的组合，这些基金持有国内和国际主要私募股权行业的私人持股公司的所有权头寸，包括但不限于合伙企业、合资企业、风险资本、收购和特殊情况。私募股权投资按资产净值进行估值，是一种实际的权宜之计，不在公允价值等级中分类。
下表提供了截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度公司的固定收益养老金计划、其他退休后福利和NQBP的某些信息。下表(百万美元)中不包括与其他NQBP相关的信息：
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波特兰通用电气公司及其子公司
合并财务报表附注(续)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 固定收益养老金计划 | | 其他退休后福利 | | 不合格
福利计划 |
| | 2022 | | 2021 | | 2022 | | 2021 | | 2022 | | 2021 |
| 福利义务： | | | | | | | | | | | |
| 截至1月1日 | $ | 972 | | | $ | 1,010 | | | $ | 71 | | | $ | 76 | | | $ | 27 | | | $ | 28 | |
| 服务成本 | 17 | | | 19 | | | 1 | | | 2 | | | — | | | — | |
| 利息成本 | 28 | | | 27 | | | 2 | | | 2 | | | 1 | | | 1 | |
| | | | | | | | | | | |
| 精算收益 | (255) | | | (26) | | | (15) | | | (5) | | | (7) | | | — | |
| | | | | | | | | | | |
| 福利支付 | (69) | | | (47) | | | (4) | | | (5) | | | (3) | | | (2) | |
| 行政费用 | (3) | | | (3) | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 图则修订 | 5 | | | (8) | | | 1 | | | 1 | | | — | | | — | |
| 规划定居点 | — | | | — | | | (13) | | | — | | | — | | | — | |
| 截至12月31日 | $ | 695 | | | $ | 972 | | | $ | 43 | | | $ | 71 | | | $ | 18 | | | $ | 27 | |
| 计划资产的公允价值： | | | | | | | | | | | |
| 截至1月1日 | $ | 800 | | | $ | 753 | | | $ | 37 | | | $ | 35 | | | $ | 21 | | | $ | 19 | |
| 计划资产的实际回报率 | (181) | | | 97 | | | (6) | | | 4 | | | (2) | | | 1 | |
| 公司缴费 | — | | | — | | | 7 | | | 3 | | | 3 | | | 3 | |
| | | | | | | | | | | |
| 福利支付 | (69) | | | (47) | | | (4) | | | (5) | | | (3) | | | (2) | |
| 行政费用 | (3) | | | (3) | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 规划定居点 | — | | | — | | | (13) | | | — | | | — | | | — | |
| 截至12月31日 | $ | 547 | | | $ | 800 | | | $ | 21 | | | $ | 37 | | | $ | 19 | | | $ | 21 | |
| 截至12月31日的无资金头寸 | $ | (148) | | | $ | (172) | | | $ | (22) | | | $ | (34) | | | $ | 1 | | | $ | (6) | |
| 截至12月31日的累积福利计划债务 | $ | 656 | | | $ | 885 | | | 不适用 | | 不适用 | | $ | 17 | | | $ | 23 | |
| 合并资产负债表中的分类： | | | | | | | | | | | |
| 非流动资产 | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 19 | | | $ | 21 | |
| 流动负债 | — | | | — | | | (1) | | | — | | | (2) | | | (2) | |
| 非流动负债 | (148) | | | (172) | | | (21) | | | (34) | | | (16) | | | (25) | |
| 净资产(负债) | $ | (148) | | | $ | (172) | | | $ | (22) | | | $ | (34) | | | $ | 1 | | | $ | (6) | |
| 包含在全面收益中的金额： | | | | | | | | | | | |
| 净精算损失(收益) | $ | (28) | | | $ | (78) | | | $ | (8) | | | $ | (7) | | | $ | (7) | | | $ | (1) | |
| 结算净收益 | — | | | — | | | 11 | | | — | | | — | | | — | |
| 以前的服务信用净值 | 5 | | | (9) | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 精算损失净额摊销 | (15) | | | (22) | | | — | | | — | | | (1) | | | (1) | |
| 摊销先前服务信贷 | 2 | | | — | | | — | | | 1 | | | — | | | — | |
| $ | (36) | | | $ | (109) | | | $ | 3 | | | $ | (6) | | | $ | (8) | | | $ | (2) | |
| AOCL包含的金额：* | | | | | | | | | | | |
| 净精算损失(收益) | $ | 96 | | | $ | 139 | | | $ | (7) | | | $ | (3) | | | $ | 6 | | | $ | 14 | |
| 前期服务成本 | (1) | | | (8) | | | — | | | (7) | | | — | | | — | |
| $ | 95 | | | $ | 131 | | | $ | (7) | | | $ | (10) | | | $ | 6 | | | $ | 14 | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
*与公司的固定收益养老金计划和其他退休后福利相关的AOCL金额被归类为监管资产或负债，因为零售客户预计未来可以收回。
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导致预计福利债务发生变化的重大精算收益(损失)包括：
•对于固定收益养恤金计划，由于人口统计经验，包括假设的变化，精算损益为#美元。255百万美元和美元26百万美元，计划资产的实际回报率和预期回报率之间的变化是#美元的损失。227百万美元，并获得$52截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度分别为100万美元。
•至于其他退休后福利，由于人口统计经验，包括假设的变化，精算损益为#美元。15百万美元和美元5计划资产的实际收益和预期收益之间的变化是亏损600万美元和收益#美元。2分别为2022年12月31日和2021年12月31日结束的年度的100万美元。
12月31日终了年度的定期福利净费用包括以下内容(百万美元)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 确定的收益
养老金计划 | | 其他退休后
优势 | | 不合格
福利计划 |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 | | 2022 | | 2021 | | 2020 | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 服务成本 | $ | 17 | | | $ | 19 | | | $ | 17 | | | $ | 1 | | | $ | 2 | | | $ | 2 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
| 受益义务的利息成本 | 28 | | | 27 | | | 31 | | | 2 | | | 2 | | | 2 | | | 1 | | | 1 | | | 1 | |
| 计划资产的预期回报 | (46) | | | (45) | | | (44) | | | (2) | | | (2) | | | (2) | | | — | | | — | | | — | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 摊销先前服务信贷 | (2) | | | — | | | — | | | — | | | (1) | | | (1) | | | — | | | — | | | — | |
| 精算损失净额摊销 | 15 | | | 22 | | | 17 | | | — | | | — | | | — | | | 1 | | | 1 | | | 1 | |
| 沉降收益 | — | | | — | | | — | | | (11) | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 定期净收益成本 | $ | 12 | | | $ | 23 | | | $ | 21 | | | $ | (10) | | | $ | 1 | | | $ | 1 | | | $ | 2 | | | $ | 2 | | | $ | 2 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
与养老金和其他退休后福利计划有关的支出所占的非服务成本部分被归类为杂项收入(支出)，在其他收入中的净额，在公司的综合损益表中的净额。资本项目本期非服务成本的一部分被记为监管资产，并摊销为杂项收入(费用)，随时间推移为净额。
在确定福利债务和期间福利净成本时使用了下列假设：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 固定收益养老金计划 | | 其他退休后福利 | | | 不合格
福利计划 |
| 2022 | | 2021 | | 2022 | | | 2021 | | | 2022 | | 2021 |
| 用于确定福利义务的假设： | | | | | | | | | | | | | |
| 贴现率 | 5.42 | % | | 2.92 | % | | 5.47% - | | | 2.75% - | | | 5.42 | % | | 2.92 | % |
| | | | | 5.51 | % | | | 3.11 | % | | | | | |
| 补偿增值率 | 4.21 | % | | 4.26 | % | | 4.04 | % | | | 4.13 | % | | | 5.10 | % | | 4.10 | % |
| | | | | | | | | | | | | |
| 用于确定净定期收益成本的假设： | | | | | | | | | | | | | |
| 贴现率 | 2.92 | % | | 2.64 | % | | 2.75% - | | | 2.22% - | | | 2.92 | % | | 2.64 | % |
| | | | | 3.11 | % | | | 2.92 | % | | | | | |
| 补偿增值率 | 4.26 | % | | 3.65 | % | | 4.13 | % | | | 4.58 | % | | | 4.10 | % | | 4.10 | % |
| 计划资产的长期回报率 | 6.75 | % | | 6.88 | % | | 4.83 | % | | | 5.04 | % | | | 不适用 | | 不适用 |
截至2022年12月31日，没有对医疗成本趋势率敏感的负债。
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精算假设的变化也可能对定期养老金净支出产生实质性影响。计划资产的预期长期回报率降低0.50%，或贴现率降低0.50%，将使2022年定期养恤金净支出增加约#美元。4百万美元和美元6分别为100万美元。
下表汇总了预期在今后五年每年以及其后五年总计支付给参加者的福利(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 到期付款 |
| | 2023 | | 2024 | | 2025 | | 2026 | | 2027 | | 2028 - 2032 |
| 固定收益养老金计划 | $ | 59 | | | $ | 54 | | | $ | 54 | | | $ | 54 | | | $ | 53 | | | $ | 262 | |
| 其他退休后福利 | 4 | | | 4 | | | 5 | | | 5 | | | 3 | | | 14 | |
| 不合格的福利计划 | 2 | | | 2 | | | 2 | | | 2 | | | 2 | | | 8 | |
| 总计 | $ | 65 | | | $ | 60 | | | $ | 61 | | | $ | 61 | | | $ | 58 | | | $ | 284 | |
所有这些计划都使用长期历史回报为主要资产类别制定了预期的长期回报率，并根据当前水平和对通胀、利率和经济增长的预测进行调整。还包括投资经理提供的递增回报率，他们的回报预计将高于他们投资的市场。
401(K)退休储蓄计划
PGE发起了一项涵盖几乎所有员工的401(K)计划。对于PGE固定收益养老金计划覆盖的合格员工，公司将员工缴费与401(K)计划匹配，最高可达6员工基本工资的%。对于不在PGE的固定收益养老金计划覆盖范围内的符合条件的员工，公司缴费 5员工基本工资的%，无论员工是否为401(K)计划缴费，并且与员工缴费最高匹配5员工基本工资的%。
对于受国际电工兄弟会本地125协议约束的大多数讨价还价的员工，公司额外提供 1员工基本工资的%，无论员工是否为401(K)计划缴费。
所有捐款都根据雇员选举进行投资，仅限于401(K)计划下的投资选择。PGE向员工账户缴款#美元292022年为100万美元，262021年和2020年将达到100万。
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注12：所得税
所得税费用/(福利)由以下部分组成(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度， |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 当前： | | | | | |
| 联邦制 | $ | 9 | | | $ | 4 | | | $ | 6 | |
| 州和地方 | 24 | | | 14 | | | 17 | |
| 33 | | | 18 | | | 23 | |
| 延期： | | | | | |
| 联邦制 | (1) | | | — | | | (22) | |
| 州和地方 | 7 | | | 5 | | | (1) | |
| 6 | | | 5 | | | (23) | |
| 所得税费用 | $ | 39 | | | $ | 23 | | | $ | — | |
| | | | | |
就财务报告而言，美国联邦法定税率和PGE的有效税率之间的重大差异如下： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度， |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 联邦法定税率 | 21.0 | % | | 21.0 | % | | 21.0 | % |
联邦税收抵免(1) | (11.6) | | | (11.9) | | | (20.5) | |
| | | | | |
| 州税和地方税，扣除联邦税收优惠 | 8.8 | | | 8.9 | | | 10.1 | |
| 折旧和成本基础差额的流动 | 0.8 | | | (0.2) | | | (4.9) | |
| 地方税流转调整 | — | | | (3.2) | | | — | |
超额递延所得税的冲销(2) | (4.5) | | | (4.8) | | | (4.7) | |
| 其他 | (0.2) | | | (1.2) | | | (1.0) | |
| 实际税率 | 14.3 | % | | 8.6 | % | | — | % |
| | | | | |
(1)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)。联邦PTC是根据每千瓦时的费率赚取的，因此，每年赚取的PTC金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计算，为期10年。到2030年，PGE的PTC世代将在不同的日期结束。
(2)根据TCJA与重新计量相关的大部分超额递延所得税须遵守美国国税局正常化规则，并将使用平均税率假设方法在资产的剩余监管期限内冲销。
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递延所得税资产和负债由以下部分组成(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日， |
| | 2022 | | 2021 |
| 递延所得税资产： | | | |
| 员工福利 | $ | 99 | | | $ | 114 | |
| 监管责任 | 75 | | | 39 | |
| 税收抵免 | 102 | | | 98 | |
| | | |
| 递延所得税资产总额 | 276 | | | 251 | |
| 递延所得税负债： | | | |
| 折旧及摊销 | 547 | | | 536 | |
| 价格风险管理 | 54 | | | — | |
| 监管资产 | 101 | | | 121 | |
| 其他 | 13 | | | 7 | |
| 递延所得税负债总额 | 715 | | | 664 | |
| 递延所得税负债净额 | $ | 439 | | | $ | 413 | |
截至2022年12月31日，PGE拥有联邦信贷结转金额为$102100万美元，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年和2021年12月31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12月31日和2021年，PGE拥有不是重大未确认税收优惠。
PGE及其子公司提交了一份合并的联邦所得税申报单。该公司还在俄勒冈州、加利福尼亚州和蒙大拿州以及某些地方司法管辖区提交所得税申报单。该公司在其他州提交申请，以保持对远程员工规章制度的遵守。这些额外的州申报对合并财务报表并不重要。国税局(国税局)已经完成了对截至2010年的所有纳税年度的审查，所有与这些年度有关的问题都得到了解决。本公司认为，联邦或州所得税的任何开放纳税年度不会导致对合并财务报表有重大影响的任何调整。
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。2021年，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9百万美元，并在截至2021年12月31日的年度综合收益表中反映了对所得税费用的相应抵免。
《降低通货膨胀法案》
2022年8月16日，总裁·拜登签署了《2022年通胀削减法案》(简称《爱尔兰共和军》)，使之成为法律。爱尔兰共和军对截至2022年12月31日的年度没有立竿见影的影响。PGE将密切监测美国国税局关于IRA下可获得的增强能源信用的指导意见。PGE预计在未来期间能够产生和利用更多的能源抵免，因此，继续认为递延所得税资产更有可能实现。
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注13：基于股权的计划
股权远期销售协议
2022年10月25日，PGE就公开发行10,100,000股普通股达成了股权远期销售协议(EFSA)。
自2022年10月28日起，根据EFSA的条款，远期交易对手在公开市场从第三方借入11,615,000股PGE普通股，其中包括1,515,000股与承销商行使增发股份选择权相关的股份，并以每股43美元减去相当于每股1.23625美元的承销折扣将股票出售给一组承销商。在EFSA结算之前，PGE不会从出售普通股中获得任何收益，届时PGE将把收益记录在股本中。
根据EFSA的条款，PGE可选择在2024年10月25日或之前的任何时间以实物、现金或股票净额结算的方式全部或部分结算股权远期交易，但需要实物结算的特定情况或事件除外。在交易实际结算的范围内，PGE将被要求以当时适用的远期销售价格向远期交易对手发行和交付PGE普通股。远期销售价格在订立EFSA时最初被确定为每股43.00美元，PGE在EFSA实物结算时将收到的现金金额可能会根据EFSA的条款进行某些调整。
PGE的结论是，EFSA是一种股权工具，它有资格免于衍生品会计，因为EFSA是与自己的股票挂钩的。PGE预计将在2024年10月25日或之前通过实物结算方式结算EFSA。
截至2022年12月31日，该公司本可以通过向远期交易对手交付11,615,000股股票来换取4.83亿美元的现金，从而实物结算EFSA。
在结算前，根据EFSA的潜在可发行股票将反映在PGE使用库存股方法计算的稀释每股收益中。根据这一方法，用于计算报告期稀释每股收益的PGE普通股数量将乘以EFSA实物结算时发行的股票数量减去PGE可以用发行所得在市场上购买的股票数量(根据该报告期间的平均市场价格)。当PGE股票在报告期内的平均市场价格高于报告期内的平均远期销售价格时，就会发生股票稀释。截至2022年12月31日，201,003股增量股票计入与EFSA下证券相关的稀释每股收益。有关公司稀释后每股收益的更多信息，请参见附注15，每股收益。
员工购股计划
PGE有一个员工股票购买计划(ESPP)，根据该计划，总共有625,000本公司普通股可以发行。ESPP允许所有符合条件的员工通过定期工资扣减购买PGE普通股，扣减限于10基本工资的%。每年，员工最多可以购买$25,000普通股或1,500股份(以购买日的公允价值计算)，以较少者为准。每年有两个为期六个月的招股期，分别为1月1日至6月30日和7月1日至12月31日，在此期间，符合条件的员工可以出资购买PGE普通股。购买发生在要约期的最后一天，价格等于95购买日股票公允价值的%。截至2022年12月31日，有177,145根据ESPP可供未来发行的股票。
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股利再投资与直接购股计划
PGE有股息再投资和直接股票购买计划(DIP)，根据该计划，总共2,500,000本公司普通股可以发行。根据点滴计划，投资者可以选择购买公司普通股的股票，也可以选择将现金股息再投资于公司普通股的额外股票。截至2022年12月31日，有2,458,622根据点滴计划，可供未来发行的股票。
注14：基于股票的薪酬费用
根据2018年2月13日修订和重述的波特兰通用电气公司股票激励计划(《计划》)，公司可向非雇员董事、高级管理人员或某些关键员工授予各种基于股权的奖励，包括具有基于时间的归属条件的限制性股票单位(基于时间的RSU)和基于绩效的归属条件(基于绩效的RSU)。下表汇总了RSU活动：
| | | | | | | | | | | |
| | 单位 | | 加权平均
授予日期
公允价值 |
| 截至2019年12月31日的非既有单位 | 463,390 | | | $ | 43.52 | |
| 授与 | 202,883 | | | 56.45 | |
| 被没收 | (17,341) | | | 50.27 | |
| 既得 | (170,536) | | | 45.67 | |
截至2020年12月31日的未归属单位 | 478,396 | | | 48.00 | |
| 授与 | 318,844 | | | 43.01 | |
| 被没收 | (9,754) | | | 48.35 | |
| 既得 | (212,676) | | | 40.33 | |
截至2021年12月31日的非既有单位 | 574,810 | | | 48.07 | |
| 授与 | 271,696 | | | 51.29 | |
| 被没收 | (76,913) | | | 49.48 | |
| 既得 | (190,132) | | | 49.11 | |
截至2022年12月31日的非既有单位 | 579,461 | | | 49.23 | |
总计4,687,500普通股根据该计划登记发行，其中2,082,469截至2022年12月31日，股票仍可供未来发行。
未偿还股息单位规定为每个股票单位支付一项股息等价权(DER)。每个DER代表相当于PGE普通股一股向股东支付的股息的金额，并与相关RSU的时间表相同。DER以PGE普通股的股票进行结算，其价值要么为归属日期的收盘价(对于基于业绩的RSU)，要么是股息支付日期(对于所有其他授予)。
基于时间的RSU一般从授予之日起最多三年内授予。基于时间的RSU的公允价值是根据授予之日PGE普通股的收盘价计量的，并在整个授予的必要服务期内以直线方式计入补偿费用。授予的基于时间的RSU的总价值为#美元。5截至2022年12月31日的年度，百万美元32021年为100万美元，以及12020年为100万。
基于性能的RSUVest基于三年绩效期末实现绩效目标的程度，可由PGE董事会薪酬、文化和人才委员会进行调整。可根据赠款授予的RSU的数量基于三个同等加权的指标：i)相对于允许的股本回报率的实际股本回报率；ii)平均每股收益增长；以及iii)添加到PGE能源供应组合中的清洁或某些低碳排放资源的平均预测能源兆瓦-以及相对
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总股东回报(TSR)作为三个同等权重指标总和的修饰符。根据目标的实现情况，授予的RSU数量可以从零至200已批准的RSU的百分比。
对于基于业绩的RSU的股本回报率、平均每股收益增长和碳减排指标，公允价值是根据授予日PGE普通股在纽约证券交易所的收盘价来衡量的。对于基于性能的RSU的TSR部分，公允价值是使用蒙特卡罗模拟确定的，并采用以下加权平均假设：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 无风险利率 | | | 1.7 | % | | | | 0.2 | % | | | | 1.4 | % |
| | | | | | | | | | | |
| 预期期限(以年为单位) | | | 2.9 | | | | 2.9 | | | | 2.9 |
| 波动率 | 26.4 | % | - | 37.9 | % | | 26.1 | % | - | 37.9 | % | | 13.5 | % | - | 97.3 | % |
估值中没有使用预期股息率，因为假设在业绩期间分配的所有股息都再投资于公司的标的股票。基于业绩的RSU的公允价值在整个奖励的必要服务期内以直线基础计入补偿费用，该补偿费用基于预期归属的股份数量。基于股票的薪酬费用的计算假设业绩目标的实现将允许加权平均归属于118.7%, 88.6%，以及110.6分别在2022年、2021年和2020年赠款中授予的基于绩效的RSU的百分比，估计5%罚没率。
授予的基于性能的RSU的总价值为$6截至2022年12月31日的年度，百万美元72021年为100万美元，以及92020年为100万。
基于股票的薪酬，包括在合并损益表中的行政费用和其他费用为#美元15截至2022年12月31日的年度，百万美元142021年为100万美元，以及11到2020年将达到100万。这些数额与综合股东权益表中有关股票补偿的数额不同，主要是由于代表雇员缴纳所得税的影响。本公司扣留部分既得股份，代员工缴纳所得税。未计入综合损益表的行政和其他费用的是这些所得税支付的净影响，但部分被DER的发行所抵消，导致向股东权益计入#美元42022年，百万美元12021年为100万美元，2020年为200万美元。
截至2022年12月31日，未确认的基于股票的薪酬支出为$13100万美元，预计将在一至三年的加权平均期内确认。不是基于股票的薪酬成本已经资本化。
注15：每股收益
每股基本收益是根据本年度已发行普通股的加权平均数计算的。每股摊薄收益以已发行普通股加权平均数计算，并以库存股方法计算本年度已发行摊薄潜在普通股的影响。潜在的普通股包括：i)员工股票购买计划股票；ii)或有可发行的基于时间和业绩的限制性股票单位，以及相关的DER；以及iii)根据EFSA可发行的股票。有关EFSA及其对每股收益的影响的更多信息，请参见附注13，基于股权的计划。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DER才包括在稀释潜在普通股中。反稀释股票奖励不包括在普通股稀释每股收益的计算中。
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在计算基本每股收益和稀释每股收益时，PGE普通股股东应占净收益是相同的。基本每股收益和稀释后每股收益计算的分母对账如下(单位：千)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度， |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | | | | |
| | | | | |
| 加权平均已发行普通股-基本 | 89,290 | | | 89,481 | | | 89,485 | |
| 稀释性潜在普通股 | 353 | | | 146 | | | 160 | |
| 加权平均已发行普通股-稀释后 | 89,643 | | | 89,627 | | | 89,645 | |
| | | | | |
| | | | | |
注16：承诺和保证
购买承诺
截至2022年12月31日，PGE根据购买义务估计未来未来五年及以后的最低付款如下(以百万为单位)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 到期付款 |
| | 2023 | | 2024 | | 2025 | | 2026 | | 2027 | | 此后 | | 总计 |
| 资本和其他购买承诺 | $ | 239 | | | $ | 70 | | | $ | 36 | | | $ | 5 | | | $ | 2 | | | $ | 43 | | | $ | 395 | |
| 购买的电力和燃料： | | | | | | | | | | | | | |
| 购电 | 457 | | | 449 | | | 428 | | | 303 | | | 309 | | | 3,653 | | | 5,599 | |
| 运力合同 | 17 | | | 17 | | | 20 | | | 5 | | | 5 | | | 69 | | | 133 | |
| 公用事业小区 | 12 | | | 12 | | | 11 | | | 10 | | | 9 | | | 23 | | | 77 | |
| 天然气 | 158 | | | 43 | | | 38 | | | 37 | | | 30 | | | 202 | | | 508 | |
| 煤炭与交通运输 | 27 | | | 27 | | | 27 | | | — | | | — | | | — | | | 81 | |
| 总计 | $ | 910 | | | $ | 618 | | | $ | 560 | | | $ | 360 | | | $ | 355 | | | $ | 3,990 | | | $ | 6,793 | |
资本和其他购买承诺-2023年及以后的某些承诺包括与水电许可证、发电、配电和输电设施升级、信息系统和系统维护工作有关的承诺。终止这些协议可能会导致取消费用。
电力购买和容量合同-PGE与交易对手签订了购电协议，该协议将在2053年之前的不同日期到期，电力容量合同将在2051年之前到期。与这些承诺相关的费用记录在公司综合损益表中购买的电力和燃料中。
公用事业小区—PGE与华盛顿州的某些公用事业区(PUD)签订了长期购电协议：
•格兰特县普里斯特急流和瓦纳普姆水电项目，以及
•道格拉斯县威尔斯水电项目的PUD。
根据格兰特县协议，无论水电项目是否可运营，公司都必须支付其按比例分摊的水电项目运营和偿债成本。根据道格拉斯县协议，该公司必须每月支付不随提供给PGE的年度项目发电量而变化的容量。根据道格拉斯县的负荷，该公司估计了每年可能进行调整的运力付款，并将估计金额包括在上表中。上表中PUD的未来最低付款仅反映本金和能力付款，不包括利息、运营或维护费用。
目录表
波特兰通用电气公司及其子公司
合并财务报表附注(续)
关于这些项目的精选信息摘要如下(百万美元)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2022年12月31日的运力收费和收入债券 | | 截至2022年12月31日，PGE的平均份额 | | 合同
期满 | | PGE合同总成本 |
| 输出 | | 容量 | | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | | | | | (单位：兆瓦) | | | | | | | | |
| 拉皮兹牧师和瓦纳普姆 | $ | 2,042 | | | 8.6 | % | | 163 | | | 2052 | | $ | 45 | | | $ | 26 | | | $ | 25 | |
| 水井 | 421 | | | 18.8 | | | 113 | | | 2028 | | 12 | | | 13 | | | 23 | |
| | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
Priest Rapids、Wanapum和Wells的协议规定，如果任何其他产量买家因破产或资不抵债而违约，PGE将按比例分配违约买家的产量、运营和偿债成本份额。对于富国银行，PGE将按比例对违约买家的股份负责，没有限制，无论违约的原因是什么。对于Priest Rapids和Wanapum，PGE的累计分配上限不会对公用事业区任何未偿债务的免税地位产生不利影响，因为项目中有利于免税购买者的部分。
天然气-PGE拥有从国内和加拿大来源购买和运输天然气的合同，用于其天然气发电设施。
煤，煤-该公司有一项煤炭协议，与Colstrain 3号和4号燃煤发电厂(Colstrain)有关，该协议将于2025年12月到期。
担保
PGE订立涉及电力及天然气实物交付的财务协议及买卖协议，当中包括与该等协议拟进行的交易有关的某些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12月31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。本公司并未在综合资产负债表中记录任何与该等赔偿有关的负债。
注17：租契
PGE确定一项安排在开始时是否为租赁，以及该安排是否被归类为经营性租赁或融资租赁。租赁开始时，PGE根据安排期限内租赁付款的现值，在综合资产负债表中记录使用权资产和租赁负债。ROU资产是指在租赁期内使用标的资产的权利，租赁负债是PGE支付租赁所产生的租赁款项的义务。如果合同中不能很容易地确定隐含利率，PGE在确定租赁付款的现值时使用基于开始日期可获得的信息的递增借款利率。合同条款可能包括延长或终止租赁的选项，当公司认为PGE将合理地确定将行使该选项时，该选项将计入ROU资产和租赁负债。
目录表
波特兰通用电气公司及其子公司
合并财务报表附注(续)
经营租赁在直线基础上反映租赁费用，而融资租赁导致租赁负债的利息支出和ROU资产的摊销支出单独列报。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。
PGE不会在综合资产负债表中记录12个月或以下期限的租赁。截至2022年12月31日的短期租赁总成本无关紧要。前列腺素E与租赁部分和非租赁部分签订租赁协议，这些部分单独入账。
该公司的租赁主要涉及土地、支持设施、天然气储存、能源储存设备和电力购买协议的使用，这些协议依赖于已确定的工厂。可变付款一般与天然气储存和电力购买协议有关，涉及取决于可变因素的组件，如能源生产和财产税，不包括在确定租赁付款现值时。
租赁费用的构成如下(以百万为单位)：
| | | | | | | | | | |
| 2022 | 2021 | | |
| | | | |
| 经营租赁成本 | $ | 4 | | $ | 8 | | | |
| 融资租赁成本： | | | | |
| 使用权资产摊销 | $ | 14 | | $ | 7 | | | |
| 租赁负债利息 | 15 | | 11 | | | |
| 融资租赁总成本 | $ | 29 | | $ | 18 | | | |
| | | | |
| 可变租赁成本 | $ | 31 | | $ | 24 | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
与综合资产负债表中租赁金额和列报有关的补充资料如下(以百万计)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 资产负债表分类 | | 截至12月31日， |
| | 2022 | | 2021 |
| 经营租赁： | | | | | |
| 经营性租赁使用权资产 | 其他非流动资产 | | $ | 22 | | | $ | 25 | |
| | | | | |
| 流动负债 | 应计费用和其他流动负债 | | $ | 4 | | | $ | 4 | |
| 非流动负债 | 其他非流动负债 | | 18 | | | 22 | |
| 经营租赁总负债* | | | $ | 22 | | | $ | 26 | |
| 融资租赁： | | | | | |
| 融资租赁使用权资产 | 电网电力公用事业厂 | | $ | 305 | | | $ | 291 | |
| | | | | |
| 流动负债 | 融资租赁债务的当期部分 | | $ | 20 | | | $ | 20 | |
| 非流动负债 | 融资租赁债务，扣除当期部分 | | 294 | | | 273 | |
| 融资租赁负债总额* | | | $ | 314 | | | $ | 293 | |
| | | | | |
*租赁负债包括$186百万美元和美元161分别与截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度的购电协议有关的100万欧元。
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合并财务报表附注(续)
租期和折扣率如下：
| | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日 | | 2021年12月31日 |
| 加权平均剩余租期(年) | | | |
| 经营租约 | 44 | | 40 |
| 融资租赁 | 22 | | 23 |
| 加权平均贴现率 | | | |
| 经营租约 | 3.9 | % | | 3.8 | % |
| 融资租赁 | 4.9 | % | | 5.0 | % |
PGE的储气库融资租赁包含五个10年续约期，未包括在融资租赁义务中。
截至2022年12月31日，租赁负债到期日如下(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | |
| 经营租约 | | 融资租赁 |
| | | |
| 2023 | $ | 4 | | | $ | 20 | |
| 2024 | 3 | | | 20 | |
| 2025 | 1 | | | 27 | |
| 2026 | 1 | | | 27 | |
| 2027 | 1 | | | 27 | |
| 此后 | 42 | | | 382 | |
| 租赁付款总额 | 52 | | | 503 | |
| 扣除计入的利息 | (30) | | | (189) | |
| 总计 | $ | 22 | | | $ | 314 | |
所示年份与租赁有关的补充现金流量资料如下(以百万计)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 为计量租赁负债所包括的金额支付的现金： | | | | | |
| 来自经营租赁的经营现金流 | $ | 4 | | | $ | 8 | | | $ | 8 | |
| 融资租赁的营运现金流 | 15 | | | 11 | | | 10 | |
| 融资租赁产生的现金流 | 7 | | | 6 | | | $ | 6 | |
| 在租赁安排中获得的使用权资产： | | | | | |
| 经营租约 | $ | — | | | $ | (12) | | | $ | — | |
| 融资租赁 | 29 | | | 153 | | | — | |
| | | | | |
| | | | | |
注18：共同拥有的工厂
截至2022年12月31日，PGE在共同拥有的工厂中有以下投资(以百万美元计)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 前列腺素E
分享 | | 启用日期 | | 种
在职 | | 累计 折旧(1) | | 施工
在工作中
进展 |
| | | | | | | | | |
| 高露洁 | 20.00 | % | | 1986 | | $ | 571 | | | $ | 421 | | | $ | — | |
Pelton/圆形对接(2) | 50.01 | % | | 1958 | / | 1964 | | 210 | | | 69 | | | 12 | |
| 总计 | | | | | | | $ | 781 | | | $ | 490 | | | $ | 12 | |
(1)不包括ARO和累计资产报废转移成本。
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(2)PGE经营Pelton/圆头项目，截至2021年12月31日拥有66.67%的所有权权益。自2022年1月1日起，PGE向持有剩余所有权权益的一方额外出售了16.66%的所有权权益，导致PGE拥有50.01%的所有权权益。
根据有关发电设施的联合营运协议，每名参与的业主须负责支付其应占的资本及营运开支。PGE在设施的直接运营和维护费用中的比例份额列入合并损益表中相应的运营和维护费用类别。
本公司经营，并继续拥有Boardman 90%的股权，Boardman于2020年内停止燃煤业务。该公司已开始让该设施退役。截至2022年12月31日，PGE的ARO负债为其90%的退役成本份额为$13百万美元。
注19：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。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。
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。
环保局最终完成了可行性研究以及补救调查，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概述了环保局选定的波特兰港清理补救计划，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。整治施工
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费用估计在13年期间发生，长期运行和维护费用估计在从开始施工起的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，波特兰港的状况在过去十年中有了很大改善。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、美国鱼类和野生动物管理局、州政府、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，还可以补偿受托人在评估损害时产生的费用。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。经OPUC于2017年批准，PHERA允许公司通过组合第三方收益，包括但不限于保险，推迟并收回与波特兰港相关的已发生估计负债和环境支出
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回收，如有必要，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收回任何波特兰港成本。
政府调查
2021年3月、4月和5月，美国商品期货交易委员会(“商品期货交易委员会”)的执法部、美国证券交易委员会的执法部和FERC的执法部分别通知本公司，他们正在就本公司先前于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能源研究中心进行合作。管理层目前无法预测这些事件的最终范围或结果。
与Colstrain相关的诉讼
本公司拥有Colstrain公司20%的所有权权益，该公司由共同所有人之一Talen Montana，LLC(Talen)运营。2022年5月10日，Talen的母公司Talen Energy Supply，LLC申请破产保护，尽管Colstrie继续为PGE客户和其他人运营和发电。共同所有人之间就所有权及营运(O&O)协议的解释及其他事宜产生了各种商业分歧。已经启动了一项仲裁程序，以解决此类商业分歧，并已导致几项法律程序。这些法律程序以及与Colstrie有关的其他事项摘要如下。
仲裁--2021年3月12日，共有人西北公司(Northwest)对Colstrie的所有其他共有人提起仲裁，以确定代表55%或更多所有权份额的共同所有人是否可以投票关闭Colstrie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。这一仲裁程序最初是由于Talen的母公司申请破产而被搁置的，但根据下文所述的自愿规定，这一搁置于2022年8月被取消。经双方同意，仲裁再次推迟到2023年3月31日。PGE无法预测仲裁过程的最终结果。
要求强制仲裁的呈请书-2021年4月，阿维斯塔公司、Puget Sound Energy Inc.、PacifiCorp和PGE(请愿人)向华盛顿州斯波坎县高级法院请愿，案件编号21201000-32，起诉西北大学和塔伦，迫使西北大学发起上述仲裁。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)。在2021年7月的听证会后，塔伦提出的将案件移交给美国蒙大拿州地区法院的动议获得批准。由于塔伦母公司的破产申请，这件事被搁置了。下文所述的自愿规定(见“对蒙大拿州参议院第265和266号法案合宪性的挑战(MSB 265和MSB 266)”)没有解除对这一法庭诉讼的搁置。
对蒙大拿州参议院第265和266号法案(MSB 265和MSB 266)合宪性的质疑--2021年5月4日，请愿人向美国蒙大拿州地区法院-蒙大拿州比林斯区提起诉讼，案件编号1：21-cv-00047-spw-kld，基于MSB265的通过，该法案试图废除O&O协议中的合同仲裁条款，如果它们不提供三名仲裁员或工厂所在县以外的地点。MSB 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。这个
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合并财务报表附注(续)
请愿人声称，MSB 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。请愿人寻求宣告救济，即MSB 265适用于《O&O协定》是违宪的，联邦航空局先发制人地执行了MSB 265。
请愿人于2021年5月19日提交了第一份修订后的申诉，将蒙大拿州总检察长(蒙大拿州股份公司)添加为被告，并挑战MSB 266的合宪性。据称，MSB 266授权蒙大拿州股份公司惩罚和限制任何未经一致同意采取措施关闭工厂的Colstrain共同所有人，以及惩罚任何未能或拒绝支付维护工厂费用的共同所有人。法院于2021年8月6日举行了听证会，并于2021年10月13日发布了一项命令，批准了请愿人的初步禁令动议，禁止蒙大拿州股份公司对他们执行MSB 266。
2021年8月17日，请愿人就他们宣布MSB 265被联邦航空局抢占并违宪的主张申请部分即决判决。2021年10月29日，请愿人提出动议，要求对他们宣布MSB 266违宪和不可执行的主张进行部分即决判决。由于塔伦母公司的破产申请，关于此事的决定被搁置，但根据请愿人、塔伦和西北大学提交的自愿规定，暂缓执行被取消，并于2022年8月25日由破产法院下令。2022年9月29日，治安法官发布了调查结果和建议，法院于2022年10月19日全部采纳，批准了请愿人关于MSB 265和MSB 266合宪性的两项请愿人动议，认定MSB 266违宪，MSB 265违宪，否则联邦航空局先发制人。
关于实施MSB 265的投诉-2021年5月4日，Talen向蒙大拿州第十三司法地区法院起诉请愿人和西北地区法院，试图在根据最近颁布的MSB 265确定O&O协议的语言时实施蒙大拿州的法律。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。由于塔伦母公司的破产申请，这件事被搁置了。
理查德·伯内特；Colstrie Properties Inc.等人诉Talen Montana，LLC；PGE等人-2020年12月，原告提交给罗斯巴德县蒙大拿州第十六司法区法院，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，对诉状进行了修改，增加了PGE作为被告。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。法院将于2023年9月26日开庭审理。由于塔伦母公司申请破产，这件事被搁置了。2022年9月23日，根据当事各方的规定和法院的命令，暂缓执行被修改为允许当事各方在这一问题上进行一些有限的发现。根据当事人的约定，2023年2月13日后可以全面恢复诉讼。
由于这些诉讼(除了对MSB 265和MSB 266合宪性的挑战外)由于本公司尚处于早期阶段，因此无法预测结果或估计合理的可能损失范围。
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。
第9项会计和财务披露方面的变更和与会计师的分歧。
没有。
第9A项。控制和程序。
(A)披露控制和程序
在首席执行官和首席财务官的参与下，公司管理层在首席执行官和首席财务官的参与下，评估了截至本报告所述期间结束时，公司的披露控制和程序(定义见1934年证券交易法(经修订)(“交易法”)第13a-15(E)条)的有效性。根据这一评估，首席执行官和首席财务官得出结论，截至该期间结束时，公司的披露控制和程序是有效的。
(B)管理层关于财务报告内部控制的年度报告
公司管理层负责建立和维护对财务报告的充分内部控制(如《交易法》第13a-15(F)条所定义)。公司对财务报告的内部控制是由首席执行官和首席财务官设计或在其监督下设计的程序，目的是根据美国普遍接受的会计原则，为财务报告的可靠性和为外部目的编制公司财务报表提供合理保证。
在首席执行官和首席财务官的监督和参与下，公司管理层已根据《交易所法案》第13a-15(C)条评估了截至本报告所涉期间结束时公司财务报告内部控制的有效性。管理层的评估是基于#年建立的框架内部控制--综合框架(2013)由特雷德韦委员会赞助组织委员会发布。根据这一评估，管理层得出结论，截至2022年12月31日，公司对财务报告的内部控制是有效的。
公司截至2022年12月31日的财务报告内部控制已由负责审计公司合并财务报表的独立注册会计师事务所德勤会计师事务所审计，该公司的报告第8项--“财务报表和补充数据”--对公司截至2022年12月31日的财务报告内部控制的有效性表达了无保留意见。
(C)财务报告内部控制的变化
于2022年第四季度，本公司财务报告内部控制并无任何重大影响或合理地可能对本公司财务报告内部控制产生重大影响的变动。
项目9B。其他信息。
没有。
项目9C。关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露.
不适用。
第三部分
项目10.董事、高管和公司治理
第10项所要求的某些信息在此并入本公司根据第14A条提交给美国证券交易委员会(美国证券交易委员会)的最终委托书中“公司治理”和“第1项：董事选举”标题下的相关信息，该最终委托书与定于2023年4月21日举行的股东年会有关。有关波特兰通用电气公司高管的信息可在第一部分第1项中找到。本年度报告的业务采用10-K表格。
第11项.行政人员薪酬
本文要求提供的第11项资料参考了本公司将根据第14A条向美国证券交易委员会提交的关于定于2023年4月21日举行的股东周年大会的最终委托书中的相关资料，其中包括“第1项：董事选举-董事薪酬”、“第1项：董事-董事会选举-薪酬、文化和人才委员会-薪酬、文化和人才委员会联锁”、“薪酬、文化和人才委员会报告”、“薪酬讨论与分析”和“高管薪酬表”。
项目12.某些实益所有人的担保所有权和管理层及有关股东事项。
第12项所要求的信息在本公司根据第14A条向美国证券交易委员会提交的关于定于2023年4月21日举行的股东年度大会的最终委托书中，通过参考相关信息的方式并入本公司的最终委托书中，标题为“某些实益所有者、董事和高管的担保所有权”。
第13项：某些关系和相关交易，以及董事的独立性。
第13项所要求的资料在此并入本公司根据第14A条向美国证券交易委员会提交的最终委托书中“公司治理”一节下的相关资料，该最终委托书与定于2023年4月21日举行的股东周年大会相关。
项目14.主要会计费用和服务
第14项所要求的资料在此并入本公司将根据第14A条提交予美国证券交易委员会的最终委托书中“主要会计师费用及服务”及“独立核数师服务预先核准政策”两个标题下的相关资料，该最终委托书将与定于2023年4月21日举行的股东周年大会有关。
第四部分
项目15.证物、财务报表附表
(A)财务报表和附表
财务报表载于本年度报告第8项下的表格10-K。财务报表附表已被省略，因为它们要么不是必需的、不适用的，要么是以其他方式列入的。
(B)展览品清单
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展品 数 | 描述 | |
| (3) | 公司章程及附例 | |
| 3.1* | 第三次修订和重新修订了波特兰通用电气公司的公司章程(2014年5月9日提交的8-K表格，附件3.1)。 | |
| 3.2* | 第十一次修订和重新制定《波特兰通用电气公司章程》(2019年2月15日提交的10-K表格，附件3.2)。 | |
| (4) | 界定担保持有人权利的文书，包括契据 | |
| 4.1* | 波特兰通用电气公司1945年7月1日的抵押契约和信托契约(表格8,1965年6月14日第1号修正案)(第001-05532-99号文件)。 | |
| 4.2* | 日期为1990年10月1日的第四十份补充契约(截至1990年12月31日的表格10-K，附件4)(档案编号001-05532-99)。 | |
| 4.3* | 第73份补充契约，日期为2017年8月1日，由公司和富国银行全国协会作为受托人签署(表格8-K于2017年8月3日提交，附件4.1)。 | |
| 4.4* | 第75份补充契约，日期为2019年4月1日，由公司和富国银行全国协会作为受托人签署(表格8-K于2019年4月15日提交，附件4.1). | |
| 4.5* | 证券说明(2019年2月15日提交的10-K表格，附件4.6)。 | |
| (10) | 材料合同 | |
| 10.1* | 《信贷协议第一修正案》，日期为2022年9月9日，由贷款人波特兰通用电气公司和全国富国银行协会作为贷款人的行政代理达成。(8-K于2022年9月9日提交，附件10.1)。 | |
| 10.2* | 波特兰通用电气公司2005年6月15日的再就业援助计划(2005年6月20日提交的8-K表格，附件10.2)(档案编号001-05532-99)。+ | |
| 10.3* | 2005年1月1日波特兰通用电气公司2005年管理层延期补偿计划(2005年3月11日提交的10-K表格，附件10.18)(第001-05532-99号文件)。+ | |
| 10.4* | 2003年3月12日波特兰通用电气公司管理层延期补偿计划(2003年5月15日提交的10-Q表格，附件10.1)(第001-05532-99号文件)。+ | |
| 10.5* | 波特兰通用电气公司2003年3月12日的高管补充退休计划(2003年5月15日提交的10-Q表格，附件10.2)(第001-05532-99号文件)。+ | |
| | |
| 10.6* | 2003年3月12日波特兰通用电气公司伞状管理信托(2003年5月15日提交的10-Q表格，附件10.4)(文件编号001-05532-99)。+ | |
| 10.7* | 波特兰通用电气公司2006年外部董事延期补偿计划(2006年5月17日提交的8-K表格，附件10.1)(第001-05532-99号文件)。+ | |
| 10.8* | 波特兰通用电气公司关于赔偿和相关事项的协议表(2009年12月24日提交的8-K表，附件10.1)(文件编号001-05532-99)。+ | |
| 10.9* | 《波特兰通用电气公司关于高级管理人员和主要员工赔偿及相关事宜的协议表》(2010年2月19日提交的8-K表格，附件10.1)(第001-05532-99号文件)。+ | |
| 10.10* | 董事限制性股票单位协议表(2019年2月15日提交的10-K表格，附件10.18)。+ | |
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展品 数 | 描述 | |
| 10.11* | 波特兰通用电气公司修订和重新制定了激励、薪酬追回和取消政策。(表格10-K于2021年2月19日提交，附件10.19)。+ | |
| 10.12* | 波特兰通用电气公司修订和重新启动了高管员工薪酬计划(修订计划)，自2021年7月27日起生效(2021年7月30日提交的10-Q表格，附件10.1)。+ | |
| 10.13* | 波特兰通用电气公司修订和重述的年度现金激励计划自2021年7月27日起生效(2021年7月30日提交的10-Q表格，附件10.2)。+ | |
| 10.14* | 2021年7月27日生效的波特兰通用电气公司股票激励计划(2021年7月30日提交的表格10-Q，附件10.3)。+ | |
| 10.15* | 高级职员和主要雇员绩效单位协议书的格式。(表格10-K于2022年2月17日提交，附件10.15)。 | |
| 10.16* | 高级职员及主要雇员限制性股份协议格式。(表格10-K于2022年2月17日提交，附件10.16)。 | |
| (23) | 专家及大律师的同意 | |
| 23.1 | 独立注册会计师事务所德勤会计师事务所同意。 | |
| (31) | 第13a-14(A)/15d-14(A)条证书 | |
| 31.1 | 首席执行官的证书。 | |
| 31.2 | 首席财务官证书。 | |
| (32) | 第1350节认证 | |
| 32.1 | 首席执行官和首席财务官证书。 | |
| (101) | 交互数据文件 | |
| 101.INS | XBRL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.SCH | XBRL分类扩展架构文档。 | |
| 101.CAL | XBRL分类扩展计算链接库文档。 | |
| 101.DEF | XBRL分类扩展定义Linkbase文档。 | |
| 101.LAB | XBRL分类扩展标签Linkbase文档。 | |
| 101.PRE | XBRL分类扩展演示文稿Linkbase文档。 | |
| 104 | 波特兰通用电气公司2023年2月16日提交的Form 10-K年度报告的封面信息，格式为iXBRL(内联可扩展商业报告语言)。 | |
* 如所示通过引用并入。
+表示管理合同或补偿计划或安排。
根据规例S-K第601(B)(4)(Iii)(A)项，界定PGE其他长期债务持有人权利的若干工具被遗漏，因为根据每项该等遗漏工具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%。菲律宾政府特此同意，应要求向美国证券交易委员会提供任何此类文书的副本。
如向波特兰通用电气公司投资者关系部提出书面要求，俄勒冈州97204，波特兰鲑鱼街121号，公司将向股东提供任何展品的副本，并支付提供所需展品所产生的复制费用的合理费用。
项目16.表格10-K摘要。
没有。
签名
根据1934年《证券交易法》第13或15(D)节的要求，注册人已于2023年2月15日正式授权以下签署人代表其签署本报告。
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| 波特兰通用电气公司 |
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| 发信人： | 玛利亚·M·波普 |
| | 玛丽亚·M·波普 |
| | 总裁与首席执行官 |
根据1934年《证券交易法》的要求，本报告已于2023年2月15日由以下注册人以登记人的身份签署。
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| 签名 | 标题 |
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| 玛利亚·M·波普 | 首席执行官总裁和董事 (首席行政官) |
| 玛丽亚·M·波普 |
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| 詹姆斯·A·阿杰罗 | 财务总监、财务主管兼公司合规官高级副总裁 (首席财务会计官) |
| 詹姆斯·A·阿杰罗 |
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| /s/小罗德尼·L·布朗 | 董事 |
| 小罗德尼·L·布朗 | |
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| /杰克·E·戴维斯 | 董事 |
| 杰克·E·戴维斯 | |
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| /s/道恩·L.法雷尔 | 董事 |
| 道恩·L·法雷尔 | |
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| /s/Mark B.Ganz | 董事 |
| 马克·甘茨 | |
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| /s/Marie OH Huber | 董事 |
| 玛丽·欧·胡贝尔 | |
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| 凯瑟琳·J·杰克逊 | 董事 |
| 凯瑟琳·杰克逊 | |
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| 迈克尔·A·刘易斯 | 董事 |
| 迈克尔·A·刘易斯 | |
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| /s/迈克尔·H·米利根 | 董事 |
| 迈克尔·H·米利根 | |
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| 李·佩尔顿 | 董事 |
| M·李·佩尔顿 | |
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| /s/帕特里夏·S·皮内达 | 董事 |
| 帕特里夏·S·皮内达 | |
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| 詹姆斯·P·托格森 | 董事 |
| 詹姆斯·P·托格森 | |