Ahora estamos listos para comenzar la sesión de preguntas y respuestas. Para los asistentes que se han unido a la línea de preguntas y respuestas: si desean realizar una pregunta, por favor háganlo marcando la tecla estrella-1 en su teléfono. Asegúrense de que la función de silencio esté desactivada antes de formular su pregunta. Tomaremos todas las preguntas que el tiempo permita, por orden de llegada. Una vez más, para realizar una pregunta, marquen la tecla estrella-1 en su teléfono.

Su primera pregunta es de la línea de Shar Pourreza, de Wells Fargo Securities. Adelante, por favor.

Hola, Whitney. Hola.

Sí. Es una excelente pregunta. Así que empezaré yo y dejaré que Adam aporte más detalles. Ciertamente, cuando analizamos lo que vamos a necesitar para satisfacer nuestra carga, llevamos a cabo el ejercicio del IRP, el plan de recursos integrados, y lo que buscamos realmente es la respuesta de menor coste y menor riesgo.

Contamos con un total de 550-megawatts de baterías, pero no, eso no es la solución para todo. Cumple una función de— es una energía excelente que servirá para cubrir el hueco cuando la energía solar empiece a disminuir al ponerse el sol. Por tanto, es un gran recurso para el verano, pero no es una gran fuente para el invierno y para ciertos periodos, simplemente debido a que los días son más cortos y no tenemos la oportunidad de recargar la batería antes de volver a necesitarla; además, duran 4 horas y algunas de las características operativas hacen que sea un gran recurso energético. Sin embargo, no lo consideramos realmente un recurso de capacidad real más allá de esas primeras 4 horas.

Así que es una carrera absoluta para mantener el ritmo ante esta carga creciente y para poner los recursos en marcha a tiempo y, como saben, ya hemos mencionado anteriormente nuestra cartera de proyectos, que sigue siendo evaluada a medida que avanzamos más allá de lo que hemos mostrado aquí. Así que creo que Adam, ¿quieres...? Sí.

Para la pregunta, Whitney. Estaré encantado de explicarte cómo se perfila cada año. En 2027, se trata principalmente de baterías y solar. Tenemos una cantidad considerable de eso con un precio de unos 400-500 megavatios de solar y otros 100 megavatios de baterías. A partir de ese punto, la tendencia se inclina un poco más hacia el sector del gas. En 2028, ya lo comentamos; enviamos nuestros comentarios con Bennett. En 2029, tenemos South Hills, que también es un proyecto de gas de 222 megavatios. En 2030, tenemos un proyecto llamado Peregrine 1, que también es de gas, de 430 megavatios. Y luego, el equipo de originación de Idaho Power para 2031 y 2032. Licitamos en 8 proyectos: 6 de ellos eran proyectos de gas y 2 eran proyectos de almacenamiento. Esto debería ayudarte a tener, al menos, una idea de la combinación en la que nos encontramos en términos de gas frente a almacenamiento y solar en los próximos años.

En cuanto a los SMR, dedicamos una cantidad considerable de tiempo a aprender sobre estas nuevas tecnologías. Formo parte del comité asesor de clientes de una de las tecnologías y empresas clave con las que hemos trabajado. Hemos pasado bastante tiempo con INL y diría que nos hemos reunido con la mayoría de los principales desarrolladores de ese sector. Nuestra conclusión es que nos gusta la tecnología SMR. En este momento, no nos convence el precio, que como probablemente sepan, probablemente supere los $150 por megavatio hora en este punto. Así que, repito, nos gustan los SMR, pero probablemente no seremos los primeros, ni seremos los últimos en analizarlos, y seguiremos vigilando y evaluando esas tecnologías durante los próximos años, así como el momento en que estarán disponibles.

Y, por supuesto, además del CapEx y los proyectos de generación que mencioné, Lisa y sus comentarios también mencionaron B2H; estamos progresando mucho en ello. El Southwest Intertie Project inició obras recientemente, lo cual es un gran hito. Y, por supuesto, Gateway West, en el que pretendemos trabajar y construir durante los próximos años. Así que siempre es bueno señalarlo. Creo que la transmisión también es una parte importante de nuestro plan. Es la combinación de generación con transmisión lo que hace que todo funcione en conjunto.

Sí. Así es, tiene razón. Contamos con un plan de mitigación, y este es ahora el estándar de atención. La ley aquí en Idaho se aplica a dicho plan de mitigación. Ciertamente, el incendio forestal tuvo un gran impacto en esa comunidad, y trabajamos muy duro para asegurarnos de estar presentes para ellos, para ayudarles a recuperarse y a reparar o reemplazar lo que se perdió.

Pero fue un incendio relativamente pequeño y, a fin de cuentas, no tendrá un impacto material para nuestra empresa, aunque lo estamos tomando muy en serio. Por tanto, no diría que vamos a cambiar nada de nuestro plan. Ciertamente, seguimos implementándolo. Ese es el enfoque clave: una cosa es redactar un plan y otra muy distinta es asegurarse de que lo estamos siguiendo. Y en este caso, de hecho, se siguió. Es decir, nos sentimos muy bien con la ejecución de dicho plan. Así que creo que eso es probablemente todo lo que tengo que decir al respecto. Bien dicho. Gracias.

Su siguiente pregunta es de Michael Lonegan, de Barclays. Adelante, por favor.

Bueno, a menudo esa información es confidencial, por lo que tenemos que depender de si nuestro cliente desea hacerla pública o no. Diré que las negociaciones están muy activas. Adam, ¿tienes algún detalle? Sí.

Estamos progresando bien. En cuanto a las instalaciones, se está trabajando muchísimo. Es increíble ver cómo es un emplazamiento de 50 billion de dólares. Y ya han comenzado los preparativos del terreno en Fab 2.

Estamos en conversaciones con ESA, pero como mencionó Lisa, estas son confidenciales, por lo que realmente no podemos hablar de ellas.

En cuanto al lado del CapEx, Brian puede hablar de ello, pero Fab 2 no está incluido en el IRP CAGR del 8,3% que hemos mostrado. Por lo tanto, también queda fuera en términos de gasto.

Sí. Solo quiero añadir algo a lo que dijo Adam. Sabéis, la mayor parte de nuestro CapEx que veis en las diapositivas se basaba en la tasa de crecimiento de la carga del IRP de 2015, ese 8,3% que mencionamos. 2025. O 2020. 2025. Sí. Gracias.

Por lo tanto, excluye a clientes como, ya sabe, fab 2, junto con otras diversas cargas prometedoras —así las llamamos— con las que estamos trabajando actualmente, y todas esas cargas incrementales generan capacidad y necesidades energéticas adicionales. Y con parte de nuestro gasto relacionado con la infraestructura, la infraestructura eléctrica relacionada con ello, que ocurrirá, diría yo, de forma bastante urgente, dentro de nuestro horizonte de 5 años. No todo fuera de ese plazo.

Por lo tanto, mientras que el dato del IRP de 2025 nos plantea la tarea de dar servicio a la carga a medida que esta se materialice. Así pues, las líneas de transmisión en proceso y los resultados de la RFP de 2032 formarán parte de la estrategia para resolver ese crecimiento de la carga que se materialice. Esto acabará reflejándose en nuestra actualización de CapEx y también en una actualización del crecimiento de la carga que realizaremos para el IRP de 2027. Gracias.

En este momento, no estamos contemplando realmente un seguimiento de la depreciación o de los intereses. Esto se debe a que los ingresos de estas grandes cargas están ayudando a cubrir esos costes. Por lo tanto, seguimos considerando una posible presentación en junio de 2027, pero obviamente estamos realizando el análisis. Así que nos quedamos a la espera de ver si eso es lo que se necesita. Pero si las cosas avanzan según nuestras previsiones, lo cual diría que tiene una alta probabilidad, esperaremos a ver qué indican realmente los datos. Sí.

Y, Michael, habla Brian. Creo que, desde el punto de vista financiero, lo que observamos es que tenemos unos ingresos por carga importantes por un lado, que ciertamente son de ayuda. El otro lado de la ecuación, sin embargo, es la planta que entra en servicio. ¿De acuerdo? Así que en 2026 y luego en 2027, esperamos que una parte considerable de nuestro equipo pase a estar en servicio de planta.

Si observan el balance, hay más de 1.8 billion de CWIP. Así que hay una cantidad considerable acumulada ahí. A día de hoy. Cuando eso se convierte en planta y servicio, obviamente, comienza la depreciación. El AFUDC se detiene. Por lo tanto, nos encontramos en una situación en la que realizamos la evaluación, teniendo en cuenta aspectos como el flujo de caja, la asequibilidad para los clientes y todos esos atributos, de si presentaremos o no una solicitud de ajuste de tarifas. Así que tendremos que hacer ese cálculo bastante pronto, en 2027, cuando analicemos si presentaremos o no una solicitud de ajuste de tarifas.

Como mencionó Lisa, parece relativamente probable en este momento. Pero, de nuevo, nos encontramos en una posición que yo llamaría envidiable en comparación con años anteriores, en los que tenemos que hacer los cálculos cada año. Eso es beneficioso. Lo hicimos este año y decidimos que no teníamos que presentar un caso de revisión de tarifas. En gran medida, debido a esos grandes ingresos de clientes que están entrando para la compañía.

La otra cosa que mencioné, respecto al componente del tracker, es que si se presentan casos de tarifas generales con relativa frecuencia, debido a la gran cantidad de conversión de plantas, el tracker pierde valor. También hay que tener cuidado de que un tracker no traslade costes a clientes que no estén impulsando dicho gasto; por tanto, el tracker tendría que estructurarse de tal manera que, en la medida en que se aplique a clientes residenciales, sea para los proyectos que benefician a los clientes residenciales y no a los clientes de gran crecimiento de carga. Somos muy conscientes de ello cuando pensamos en los tipos de mecanismos que utilizamos en el ámbito regulatorio.

Es decir, es una proyección que realizamos habitualmente en nuestras previsiones. Existe la posibilidad de que ocurra, pero creo que lo que hay que observar es el importe de la depreciación y de los gastos por intereses que tenemos que compensar en cualquier año dado, basándonos en un año de prueba histórico o híbrido que tenemos en Idaho. Por tanto, aunque es posible que esos ingresos sean lo suficientemente elevados como para generar excedentes en algunos años, yo diría que a corto plazo es menos probable, dado el ciclo de construcción en el que nos encontramos.

Dicho esto, ya habéis visto que este año ya hemos reducido nuestras expectativas de ADITC, y son significativamente más bajas que las del año pasado. Por tanto, factores como las condiciones meteorológicas o un rendimiento superior a las expectativas de gran carga en comparación con lo que tenemos en nuestro pronóstico podrían, ciertamente, impulsarnos hacia un exceso de beneficios. Seguramente, por encima del nivel base del mecanismo ADIT e incluso potencialmente más allá de ahí. Genial.

Hola. Gracias.

Su siguiente pregunta proviene de la línea de Christopher Ellinghaus, de Siebert Williams Shank. Puede continuar.

Brian, gracias por esa nueva línea, es de gran ayuda. En cuanto al gran aumento de la carga de clientes, ¿podemos considerarlo de forma similar al sector minorista en cuanto a su estacionalidad basada en sus temperaturas?

Yo no lo vería de esa manera, Christopher, porque, ya sabes, aunque el sector residencial y parte del comercial pequeño pueden ser bastante sensibles a las condiciones meteorológicas, las cargas industriales en sí no lo son. Tienden a estar más impulsadas por el tipo de equipos que se instalan y se ponen en marcha en cada momento. Se puede observar el aumento de la carga de Micron en su contrato especial. Se puede ver que hay incrementos; ciertamente no son lineales. Pero existen obligaciones de "take or pay" en ello. No reflejan necesariamente la estacionalidad. Y luego, si te fijas en cosas como los centros de datos, sus aumentos de carga pueden basarse en qué racks de servidores se instalan y cuándo se encienden. Así que yo no lo vería de esa manera.

Algo que señalaría es que, si pensamos en esa línea que hemos añadido, en realidad solo tenemos 1 mes de ingresos de Micron incluidos para Fab 1. Y luego se puede ver reflejado en ella parte del aumento de producción de Meta. Pero gran parte de eso se encuentra en etapas iniciales, y esperaríamos ver un aumento de producción más constante durante la segunda mitad de este año. ¿De acuerdo?

Sí.

No lo hemos previsto exactamente de esa manera. Lo vemos más como un estado estable derivado de la operación de los equipos, no de un sistema de refrigeración, aunque es posible que en algunos de los meses de verano más calurosos pueda haber cargas incrementales procedentes de los sistemas de refrigeración. De acuerdo.

No mucho. Es decir, tenemos evidencia anecdótica de que julio fue un poco cálido, pero en general, cumplimos con lo previsto al cierre del trimestre. Y luego, simplemente prevemos condiciones meteorológicas normales para el resto del año. Por lo tanto, si resulta ser más caluroso, esperamos que haya algún beneficio incremental. De acuerdo.

Saben que hablamos de eso de vez en cuando. Una cosa que debemos vigilar al respecto son las implicaciones en la calificación crediticia. Las agencias de calificación crediticia nos han felicitado, al igual que muchos de nuestros inversores, por el hecho de que no tengamos deuda a nivel de la holding. Cuando acudimos al mercado para emitir deuda en Idaho Power, solemos tener una muy buena acogida. Por tanto, nuestro método habitual de financiación ha sido exitoso para nosotros, tanto en términos de tipos de interés como de otros factores, y simplemente por el interés en el mercado. Nuestra preferencia es mantener ese balance relativamente sencillo. Cuando se empieza a añadir deuda de la holding, se introducen complicaciones y algunos aspectos regulatorios que tenemos que abordar, entre otros factores.

Así que nos hemos centrado mucho en la financiación convencional, por supuesto, en nuestras operaciones de renta variable en IDACORP. Pero en cuanto a instrumentos híbridos o convertibles obligatorios, diría que no es algo que hayamos descartado, pero no es nuestra opción preferente cuando pensamos en la estructura de nuestro balance.

Lo otro que mencioné es que existen otras formas de abordar, ya sabe, las necesidades de grandes contratos para los EDCs y nuestros recursos de generación, así como las grandes ampliaciones de CapEx. Y ya hemos realizado algunas de ellas. Se trata de cosas como exigir el pago por adelantado a algunos de los clientes para parte de esto. Por lo tanto, disponemos de otros mecanismos implementados que utilizamos, pero recientemente realizamos un ejercicio en el que plasmamos todo sobre el papel en cuanto a cuáles son todas nuestras opciones, y tenemos el lujo de poder seleccionarlas basándonos en un orden de prioridad. Así que, desde mi perspectiva, estamos en una posición muy buena para mantener el balance saludable sin complicaciones innecesarias.

Creo que es totalmente posible, Christopher. Es decir, simplemente no podría haber previsto lo que nos está pasando ahora mismo hace 5 o 10 años. Pero creo que la mayor limitación en este momento es la disponibilidad comercial. Porque ni siquiera sé si 150 es un precio por el que realmente podrías comprar uno. Así que creo que queda algo por determinar sobre cuándo estarán disponibles y a qué precio.

Pero su pregunta es si llegará un momento en el que algunos clientes paguen cualquier precio. Tal vez. No lo sé. Sin embargo, lo que sí observo es que, al negociar con ellos, resulta que el precio sigue importando. Así que creo que tendremos que esperar a ver qué ocurre en el futuro. Claro. De acuerdo. Muchas gracias. Se lo agradezco.

Gracias. Gracias, Christopher.

Su siguiente pregunta es de Julien Dumoulin-Smith, de Jefferies. Adelante, por favor.

Hola. Hola, Brian.

Sí, Brian. Habla Adam. Esos 200 megawatts son, en primer lugar, capacidad firme, en contraposición a la capacidad de tipo renovable. Pero, desde nuestro punto de vista, realmente era un mínimo. Utilizamos el 2020 IRP para desarrollar esa cifra.

Y desde entonces, obviamente, hemos recibido una gran carga de pedidos que ha cambiado nuestras perspectivas. Por lo tanto, anticipamos que probablemente tendremos que subir un poco más de esa cifra. En cuanto a cuánto subiremos, tendremos que ver cómo se desarrolla el pronóstico, el cual creo que os estaremos proporcionando hacia el mes de noviembre. De acuerdo.

Es una buena pregunta, Brian. En ese punto, lo que queremos decir es que tenemos una cantidad considerable de proyectos. Vamos a tener una lista corta, por lo que podremos trabajar con ella. Es posible que lancemos un RFP para 2033, pero para fab 2, probablemente simplemente aumentaremos la cantidad de recursos que construiríamos o compraríamos a través del IRP de 2031, 2032.

Ah, ya veo. Y ahí es donde los 6 proyectos de gas —los 6 proyectos de gas de autoconsumo en la actual RFP— podrían lograr eso. Correcto. Sí, participamos en un total de 8 proyectos; 6 de ellos eran de gas, pero, por supuesto, otras entidades también presentaron ofertas para proyectos. Así que estamos bastante satisfechos con la apariencia de los resultados, y creo que dispondremos de una lista de finalistas en el próximo mes más o menos, y podremos hablar de si los proyectos de Idaho Power han entrado en dicha lista o no. Pero, en este momento, nos sentimos muy optimistas respecto a los proyectos en los que participamos; son competitivos desde nuestro punto de vista, así que veremos cómo han competido en la RFP.

Gracias.

Su siguiente pregunta proviene de la línea de Alex Herman, de BTIG. Adelante, por favor.

Es de aproximadamente $156 millones a fecha de 30 de junio. Y después añadiremos algunos créditos incrementales este año a través de los activos de almacenamiento de baterías que instalemos. Además, se añadirán algunos ITCs estatales al mecanismo. De acuerdo.

Sí. Alex, es un punto excelente. Quiero decir, uno de los factores que tenemos en cuenta para decidir si presentamos o no una solicitud de ajuste de tarifas es el mecanismo ADITC y cuántos créditos creemos que podríamos necesitar utilizar. La evaluación que realizaremos bajo este concepto será para 2028, ¿verdad? Por lo tanto, analizaremos cuáles serán los ingresos por grandes cargas en 2028. ¿Necesitaremos utilizar el mecanismo ADITC para cubrir lo que, de otro modo, obtendríamos mediante una solicitud de ajuste de tarifas para cubrir la depreciación, los gastos por intereses y el rendimiento de algunos de esos activos? Es decir, muchos de esos activos están en servicio atendiendo a clientes, pero no estamos recuperando nada de ellos. En ese caso, podríamos decidir presentar la solicitud de ajuste de tarifas dependiendo de cómo resulte ese cálculo.

Otra cuestión es que en el último proceso de revisión de tarifas que llevamos a cabo, establecimos un límite en el acuerdo de 55 millones de dólares anuales en ADITCs. Por lo tanto, evaluamos en qué punto nos encontramos respecto a ese umbral para determinar si debemos o no presentar un nuevo proceso de revisión de tarifas.

Sí. Alex, habla Adam. Los resultados de la RFP saldrán, digamos, en el plazo de un mes aproximadamente, y después creo que la nueva previsión relacionada con el nuevo IRP se les comunicará sobre el mes de noviembre.

¿Es correcto, Brian? Entendido. Está bien. Porque ese es el momento en el que tenemos que tener establecido nuestro nuevo pronóstico. Al final, tendrás que cerrarlo para efectos del IRP de 2027. Así que lo tendríamos a finales de octubre o principios de noviembre, bajo nuestro proceso normal de IRP.

Lo que debo mencionar, no obstante, es que las cosas cambian con el tiempo. Así pues, aunque contaremos con los resultados de la RFP de 2032, si aparece una carga incremental incluso más allá de la previsión que incluimos en nuestro IRP, es posible que, dependiendo de qué recursos estén en la lista de finalistas y de los plazos, incorporemos más de esos recursos de lo que pensamos originalmente en cuanto a la implementación de los mismos de la lista. O bien, si sus fechas de puesta en marcha son más lejanas, entonces empezaríamos a hacer lo que mencionó Adam, lo que podría suponer una RFP de 2032 o posterior para parte de ese crecimiento incremental.

Así pues, el IRP es un punto en el tiempo, pero tenemos que atender la carga a medida que se materializa. Y eso requiere mucha planificación previa. Por lo tanto, ya estamos realizando una planificación previa en torno a esas cargas.

Ese es un punto excelente. Y creo que, ya sabe, hablamos mucho de nuestra cartera de proyectos, y parece que se trata de una cifra estática, pero hay una actividad tremenda de recursos y cargas que se destinan a la construcción, como en el caso de Micron, que ya no forma parte de la cartera, pero hay otro tramo de nuevas solicitudes que ocupan ese espacio que estaba en la cartera. Así que es algo realmente activo. Cambia todo el tiempo, y tenemos que realizar el análisis en la medida en que esos clientes quieran seguir adelante con esos acuerdos de construcción y sus propios análisis. Por lo tanto, es una cantidad de trabajo tremenda.

Y quizás solo una breve nota: aunque tengamos una lista corta, todavía tenemos que negociar esos acuerdos, por lo que la lista corta será lo que sea y, obviamente, podremos hablar de ello. Pero en cuanto a la negociación, eso podría tardar otros dos meses.

Gracias.

Gracias.

Y para una última oportunidad, pulsen la tecla estrella-1 para solicitar una pregunta. Haremos una breve pausa. Con esto concluye la sesión de preguntas y respuestas de hoy. Ms. Grow, le devuelvo la palabra.

Gracias a todos por acompañarnos hoy y por su continuo interés en IDACORP. Siempre es un placer escucharles. Espero que todos tengan una excelente tarde y nos volveremos a ver pronto. Gracias.

Damas y caballeros, con esto damos por concluida la llamada de hoy. Gracias a todos por acompañarnos. Ya pueden desconectarse.