Buenas tardes a todos y bienvenidos a la conferencia de resultados del primer trimestre de 2026 de IDACORP, Inc. La llamada de hoy se está grabando y nuestra transmisión web es en directo. Una repetición estará disponible más tarde hoy y durante los próximos 12 meses en el sitio web de IDACORP, Inc. Si necesita asistencia en cualquier momento durante la presentación, pulse 0 en su teléfono.

Cedo ahora la palabra a Amy I. Shaw, Vicepresidenta de Finanzas, Cumplimiento y Riesgos.

Buenas tardes a todos. Les agradecemos que nos acompañen en esta llamada. Las diapositivas que consultaremos durante la sesión de hoy están disponibles en el sitio web de IDACORP, Inc.

Como se indica en la diapositiva 2, nuestra discusión de hoy incluye declaraciones prospectivas, tales como el guidance de beneficios, previsiones de gastos, planes de financiación, planes y acciones regulatorias, así como estimaciones y supuestos que reflejan nuestra visión actual sobre el futuro. Todas ellas están sujetas a riesgos e incertidumbres. Dichos riesgos e incertidumbres pueden hacer que los resultados reales difieran materialmente de las declaraciones realizadas hoy, por lo que advertimos que no se debe depositar una confianza indebida en ninguna declaración prospectiva. Hemos incluido nuestra nota de advertencia sobre declaraciones prospectivas y diversos factores de riesgo con más detalle para que puedan revisarlos en nuestros informes presentados ante la Securities and Exchange Commission.

Como se muestra en la diapositiva 3, también nos acompañan hoy Lisa A. Grow, Presidenta y CEO; Brian R. Buckham, EVP, CFO y Tesorero; y John Wonderlich, Gerente de Relaciones con Inversores.

La diapositiva 4 contiene un resumen de nuestros resultados financieros del primer trimestre. El beneficio por acción diluido fue de $1.21, frente a los $1.10 del año pasado. Nuestras principales métricas operativas y el guidance se mantienen sin cambios, a excepción de nuestra previsión de generación hidroeléctrica, ya que hemos reducido el límite superior del rango.

Reafirmamos nuestro guidance de beneficios para IDACORP, Inc. para todo el ejercicio 2026, en un rango de $6.25 a $6.45 de beneficio por acción diluido, lo que incluye nuestra expectativa de que Idaho Power utilizará menos de $30 million de amortización de créditos fiscales adicionales para respaldar los beneficios. Estas estimaciones asumen condiciones meteorológicas históricamente normales y gastos de suministro eléctrico normales para el resto del año. Ahora cedo la palabra a Lisa.

Gracias, Amy, y gracias a todos por acompañarnos hoy. Comenzaré mis comentarios con un análisis de nuestro crecimiento continuo en la diapositiva 5. Hemos observado un incremento general de clientes del 2.3% desde el primer trimestre del año pasado, con crecimiento en todos los segmentos de clientes, incluido un 2.4% en el residencial. Desde la perspectiva de la carga, las ventas de energía industrial crecieron un 5.7% durante el mismo periodo.

Tras años de una planificación y ejecución meticulosas, estamos empezando a ver el incremento en las cargas e ingresos de algunos de nuestros grandes clientes industriales, y ese ritmo se acelerará durante el año. Dos de nuestros clientes industriales, Micron y Meta, son ejemplos de ello. Como pueden ver en las últimas fotos de la diapositiva 6, la construcción de la primera planta de fabricación de Micron sigue progresando, y Micron ha comenzado la preparación del terreno para la segunda planta. El centro de datos de Meta ha alcanzado la fase de pruebas y puesta en marcha. Hemos trabajado incansablemente para estar preparados para atender sus necesidades a medida que incrementen su actividad operativa.

Además de estos grandes proyectos industriales, seguimos viendo un interés significativo por parte de industrias clave —procesamiento de alimentos, fabricación, distribución y almacenamiento—, así como consultas de otros grandes clientes de otros sectores que buscan operar en nuestra área de servicio. Dado que damos servicio a una de las zonas de más rápido crecimiento del país, con lo que consideramos un crecimiento de la base de activos líder, lo estamos haciendo de forma ponderada para que el crecimiento financie el propio crecimiento y así ayudar a proteger a nuestros clientes actuales de cualquier trasvase de costes.

Como pueden observar en la Diapositiva 7, nuestro enfoque al contratar nuevos proyectos industriales de gran envergadura se centra en proteger tanto a los clientes actuales como a los accionistas de posibles impactos financieros negativos, además de ser transparentes y receptivos con los nuevos clientes. Ofrecemos claridad sobre cómo atenderemos la nueva carga, incluyendo cronogramas, tarifas y otros términos. En algunos casos, hemos utilizado cláusulas de take-or-pay, ciertos pagos anticipados, requisitos de crédito y garantías, pagos por terminación o salida, condiciones de precios personalizadas y otras características contractuales. Al igual que todo lo que hacemos, aplicamos un enfoque reflexivo a nuestra cartera de clientes potenciales.

Pasando a la Diapositiva 8, seguimos centrados en la asequibilidad. Trabajamos arduamente para mantener nuestros costes bajos y ofrecer un valor excepcional a nuestros clientes, y nuestras tarifas se mantienen entre un 20% y un 30% por debajo de la media nacional. Nuestras tarifas han aumentado a un ritmo mucho más lento que la media, con un incremento del 23% durante la última década frente al 41% a nivel nacional. Este aumento también se compara favorablemente con el índice de precios al consumo, que aumentó un 36% durante el mismo periodo. Los beneficios de nuestro sistema de bajo coste —y de la hidroeléctrica en particular— ayudan a nuestro enfoque de asequibilidad. Nuestro modelo regulatorio en Idaho, un sistema de crecimiento que se financia con el propio crecimiento, también nos ayuda a mantener esa asequibilidad, y está funcionando. Este año se aprobó legislación en Idaho que codificó la forma en que desarrollamos actualmente los contratos de gran carga con un cambio: estableció un plazo de nueve meses para el proceso de aprobación de contratos de la PUC, que anteriormente era más indefinido.

Como comentamos en nuestra última llamada, Idaho Power no tiene previsto presentar un caso de revisión de tarifas generales el 1 de junio y, en este momento, es poco probable que presente alguno este año. Aunque estamos observando mayores gastos de depreciación e intereses asociados al crecimiento y a la expansión de nuestra infraestructura, así como costes de mitigación de incendios forestales, esperamos que los ingresos de los nuevos contratos de gran carga ayuden a compensar esos costes adicionales. También seguimos beneficiándonos de un gasto cuidadoso y reflexivo.

A medida que nos acercamos al verano, y pasando a la Diapositiva 9, me complace informar de que la Comisión de Idaho aprobó nuestro plan de mitigación de incendios forestales para 2026 a principios de este mes. Como recordatorio, el plan aprobado por la comisión establece el estándar de diligencia en Idaho bajo la Wildfire Standard of Care Act a partir de este año.

Pasando a la Diapositiva 10, Idaho Power continúa avanzando a toda velocidad en proyectos de infraestructura de gran envergadura, incluyendo tres líneas de transmisión principales que aportarán una flexibilidad y fiabilidad críticas a nuestro sistema. El trabajo progresa rápidamente en nuestro proyecto de transmisión B2H, que esperamos que esté en servicio a finales de 2027. Se ha completado casi la mitad de los caminos de acceso y las plataformas de las estructuras, junto con 200 estructuras, aproximadamente el 15% del total de estructuras del proyecto. En el proyecto de transmisión SWIFT North, recibimos nuestro CPCN de la Comisión de Idaho. Varias autorizaciones de proyectos siguen en curso, incluida la autorización final de construcción del BLM. El contratista de construcción tiene previsto iniciar las obras este junio en Nevada y este septiembre en Idaho, y esperamos que SWIFT North esté terminado ya en 2028. También seguimos trabajando con PacifiCorp en el proyecto de transmisión Gateway West, y recientemente presentamos una solicitud conjunta de CPCN ante la Comisión de Idaho. Prevemos que un tramo crítico de esa línea, entre nuestras subestaciones Hemingway y Midpoint, entre en funcionamiento ya en 2028. Si todo sigue según lo previsto, para 2028 los clientes contarán con tres nuevas líneas de transmisión de gran capacidad en nuestro sistema, lo que aportará los beneficios del acceso a mercados diversos y los ingresos por transporte de energía (wheeling).

Pasando a la diapositiva 11, tengo algunas actualizaciones sobre las nuevas plantas de gas que comentamos el trimestre pasado. Hemos recibido un CPCN de la Comisión de Idaho para la planta de 167 megavatios propiedad de la compañía, que será una planta de gas natural junto a nuestra actual planta de energía de Bennett Mountain. También hemos asegurado un contratista EPC mientras seguimos trabajando para alcanzar una fecha de puesta en servicio en el verano de 2028. Desde nuestra última llamada, también hemos solicitado el CPCN en Idaho para dos plantas de gas natural adicionales. Como recordatorio, ambas se incluyeron en la actualización de las previsiones de CapEx que compartimos a finales de año. Planeamos poner en funcionamiento el proyecto South Hills de 222 megavatios en 2029 y el proyecto Peregrine de 430 megavatios en 2030. Estos proyectos de gas natural proporcionarán los recursos firmes y gestionables que necesitamos para satisfacer la creciente demanda de los clientes, y consideramos estos proyectos como soluciones asequibles y de bajo riesgo para nuestro déficit de capacidad a corto plazo. También disponemos de 250 megavatios de nuevo almacenamiento por batería propiedad de la compañía que entrarán en funcionamiento este trimestre, y añadiremos 125 megavatios de generación solar propiedad de terceros a nuestro sistema a finales de este año. Seguimos en camino para completar la conversión de la Unidad 2 de VOLMI de carbón a gas natural antes del pico de verano de este año. Estos recursos respaldan nuestros esfuerzos para añadir capacidad, flexibilidad y energía asequible para ayudar a servir a nuestros clientes. Como pueden ver, estamos continuando un importante ciclo de expansión, e Idaho Power es un lugar emocionante para estar.

Pasando a la diapositiva 12, Idaho Power recibió la aprobación de la RFP 2026–2032 por parte de la Comisión de Idaho. La RFP tiene como objetivo resolver un déficit de capacidad proyectado de al menos 200 megavatios. Las nuevas reglas de contratación de Idaho nos permitirán completar una evaluación de recursos oportuna y competitiva, y tendremos más detalles sobre los posibles recursos y proyectos para satisfacer estas necesidades energéticas en futuras llamadas.

Concluiré mis comentarios dando seguimiento al anuncio del trimestre pasado sobre la venta de nuestra área de servicio en Oregon. La transacción sigue progresando y planeamos realizar las presentaciones en los próximos meses ante las Comisiones de Oregon e Idaho y la FERC para la aprobación de la venta. Con esto, le cedo la palabra a Brian. Gracias, Lisa. Hay mucho movimiento a nivel operativo, lo cual es emocionante para nosotros.

En cuanto a los resultados financieros, quería resumir el sólido comienzo de año de la compañía destacando que obtuvimos resultados sólidos incluso con un clima inusualmente suave y varios vientos en contra previstos. Nuestros vientos en contra previstos fueron una mayor dilución de acciones, mayores gastos de depreciación e intereses, y una menor amortización acelerada de ADITCs. El uso de menos ADITCs es técnicamente un viento en contra cuando se compara el Q1 de este año con el Q1 del año pasado. Es cierto que esto puede resultar contraintuitivo, por lo que hablaré más al respecto mientras realizo la conciliación, que es lo siguiente en la diapositiva 13.

El beneficio neto de IDACORP, Inc. en el primer trimestre aumentó más de $8 million en comparación con el año pasado. El incremento de los ingresos minoristas debido al aumento de tarifas de enero y al crecimiento de la base de clientes supuso un beneficio de $23 million. El consumo por cliente redujo el resultado operativo en $10.7 million, como consecuencia de un clima particularmente suave que redujo el consumo residencial y comercial. No obstante, centrándome en algo que señaló Lisa, el uso industrial por cliente aumentó notablemente, en parte debido a un nuevo gran cliente industrial que incrementó su consumo durante el trimestre.

Como parte de nuestra última revisión general de tarifas, actualizamos el mecanismo FCA, tanto para las tarifas como para el consumo por base de clientes. Al combinar esas actualizaciones con un menor consumo por cliente en las clases residencial y de pequeñas empresas debido al primer trimestre de clima suave, observamos un aumento en los ingresos por FCA de más de $19 million en comparación con 2025.

Como era de esperar, los gastos de O&M fueron mayores en el primer trimestre, pero los principales factores fueron el aumento de los gastos del programa de mitigación de incendios forestales y la amortización de costes previamente diferidos asociados a la planta de Jim Bridger. Recuperamos una gran parte de esos conceptos a través de las tarifas de los clientes, por lo que se ven reflejados en los ingresos. En total, los gastos de O&M aumentaron $13.1 million en comparación con 2025, pero, de nuevo, con ingresos compensatorios para gran parte de ello.

El gasto por depreciación y amortización aumentó alrededor de $—million dólares durante el trimestre [inaudible] debido a nuestra inversión continua en infraestructuras. Otros cambios en los ingresos y gastos operativos incrementaron el resultado operativo en un neto de $13.6 million. Esto fue resultado de menores costes netos de suministro de energía, una disminución en los impuestos sobre la propiedad debido a cambios legislativos en Idaho el año pasado que entraron en vigor este año, y actualizaciones en la base del mecanismo PCA de la revisión de tarifas del año pasado, que no fueron distintas a los cambios en la base del FCA.

Los gastos no operativos aumentaron unos $4 million, debido principalmente a un mayor gasto por intereses. El gasto por intereses registrado en el nuevo arrendamiento financiero, que es nuestro acuerdo de battery tolling, también contribuyó al incremento. Compensando parcialmente esos conceptos, hubo un aumento del AFUDC debido a un mayor saldo de obras en curso, el cual esperamos que se mantenga durante algún tiempo.

Idaho Power amortizó $6.3 million de créditos fiscales adicionales bajo el mecanismo de apoyo a los beneficios de Idaho en el primer trimestre. Eso fue $13 million menos de lo que reportamos en 2025, por lo que el primer trimestre del año pasado se benefició de un mayor uso de ADITC que el primer trimestre de este año. Como mencioné, esto es en realidad una buena noticia desde la perspectiva de la solidez financiera y el rendimiento para este año. Significa que esperamos utilizar o necesitar menos apoyo del mecanismo ADITC este año para alcanzar el nivel mínimo de rentabilidad sobre el capital (ROE) al cierre del ejercicio en Idaho, y esto a pesar de lo que predecimos que será un saldo de capital contable considerablemente más alto al cierre del año. Tiendo a considerar eso como un barómetro útil del rendimiento operativo.

Nuestra siguiente diapositiva, la diapositiva 14, reitera lo que discutimos sobre el CapEx en la conferencia del cuarto trimestre. Solo señalaré que la previsión no incluye ningún recurso que pueda derivarse del RFP 2026–2032, ni incluye algunos de los proyectos que suelen completar los dos últimos años de ese plan a medida que avanzamos. Por tanto, podría haber un potencial al alza respecto a lo que se muestra en el gráfico.

Pasando a la diapositiva 15, quiero señalar que hemos realizado una pequeña actualización en esta diapositiva desde nuestra última conferencia. Se puede observar que el flujo de caja neto de las operaciones está financiando más de la mitad de nuestras necesidades de CapEx en el periodo 2026-2030, y esperamos que sea incluso más. En cualquier caso, seguiremos necesitando nuestro capital de crecimiento, que hemos estimado en unos $2 billion en fondos propios y $2.9 billion en deuda para mantenernos cerca de nuestro objetivo de ratio de capital de 50/50.

Lo que hemos actualizado es la sección de fondos propios bajo FSAs y fondos propios a emitir. En el primer trimestre de este año, ejecutamos $155 million de ventas anticipadas (forward sales) a través de nuestro programa ATM, y liquidamos casi $52 million de ventas anticipadas anteriores mediante el programa ATM. Por tanto, la necesidad de fondos propios que se muestra en la diapositiva sería de unos $2 billion. Al combinar el programa ATM con nuestra ampliación de capital del año pasado, ya hemos liquidado o ejecutado ventas anticipadas por más de $750 million de la necesidad, lo cual hemos desglosado por separado en el gráfico. Eso cubre el capital que necesitábamos hasta 2027 y deja el importe restante que consideramos que se encuentra dentro de rangos de emisión ATM relativamente conservadores. Tenemos un ATM de $300 million que implementamos hace un par de años y ya lo hemos utilizado en su totalidad, por lo que planeamos establecer un nuevo programa ATM a corto plazo.

Como era de esperar, cualquier CapEx adicional necesario para atender la demanda requeriría algún nivel de financiación. Si ese fuera el caso, dicha financiación probablemente estaría más ponderada hacia el final del pronóstico de cinco años, donde el flujo de caja operativo también debería ser mayor para compensar, en parte, las necesidades de financiación.

Muchos números y detalles rápidamente ahí, y en la diapositiva 16 pueden ver los acuerdos de ventas anticipadas que tenemos disponibles y los forwards que hemos liquidado hasta la fecha. Esto ofrece una visión algo mejor y más clara de nuestra situación actual en cuanto a fondos propios y financiación en general. Con esto, voy a concluir. Le cedo la palabra a John Wonderlich.

Gracias, Brian. Pasando a la diapositiva 17, pueden ver nuestras perspectivas de beneficio para todo el año 2026 y las métricas operativas clave. No ha habido grandes cambios respecto a la conferencia del cuarto trimestre. Estas perspectivas asumen condiciones meteorológicas normales para el resto de 2026 y gastos de suministro eléctrico normales. Esperamos que el beneficio por acción diluido de IDACORP, Inc. este año se sitúe en el rango de $6.25 a $6.45.

Seguimos esperando que Idaho Power utilice menos de $30 million de amortización adicional de créditos fiscales por inversión en 2026, es decir, menos de los $40 million que amortizamos en 2025. Continuamos esperando que el gasto de O&M para todo el año se sitúe en el rango de $525 million a $535 million. Seguimos previendo un gasto de CapEx de entre $1.3 billion y $1.5 billion en 2026. Como mostró el pronóstico a cinco años, seguimos esperando cifras de CapEx más elevadas a medida que mantenemos nuestro enfoque en un servicio seguro y fiable y en responder al fuerte crecimiento en nuestra área de servicio.

Por último, dado nuestro pronóstico actual de las condiciones operativas de la energía hidroeléctrica, esperamos que la generación hidroeléctrica se sitúe en el rango de 5.5 million a 7 million megavatios-hora para el año, por lo que hemos recortado el límite superior de nuestras perspectivas. El almacenamiento de agua en nuestro sistema se encuentra cerca o por encima de la media en toda la cuenca del río Snake. Sin embargo, las bajas condiciones generales del manto nivoso darán lugar a un menor suministro de agua procedente del deshielo primaveral. Las condiciones de un abril excepcionalmente lluvioso, con más del triple de la precipitación media para el área de Boise, han ayudado a aumentar los caudios de los ríos en la temporada de primavera y la producción hidroeléctrica, pero no compensarán por completo la falta de nieve en invierno. Con esto, estaremos encantados de responder a cualquier pregunta que puedan tener.