与上年同期相比，截至2025年3月31日的三个月内，电力收入增加了930万美元，原因如下：
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（百万） |
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对市场的销售 |
$ |
5.4 |
住宅货量增加 |
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2.6 |
费率变动 |
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2.4 |
客户固定和活期收费 |
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1.0 |
商业、工业及其他-零售/市政量净增加 |
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0.5 |
收入须予退还，净额 |
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(2.6) |
合计 |
$ |
9.3 |
•
销往市场。当MGE在MISO市场的发电量超过其客户需求所需时，通常会向市场进行销售。然后将多余的电力出售给MISO市场上的其他公用事业或电力营销商。截至2025年3月31日止三个月，市场成交量较上年同期增加，反映销量增加。此外，出售的产能成本增加，贡献了从超额发电和购买增加对市场的销售所产生的收入。这些销售产生的收入在很大程度上被燃料规则成本所抵消，对净收入没有重大影响。参见燃料规则讨论脚注9本报告中合并财务报表附注。
•
音量。截至2025年3月31日止三个月，住宅销售额较上年同期增长约8%。这一增长是由于与去年同期相比，截至2025年3月31日的三个月期间所经历的天气差异所致。平均而言，2024年第一季度的气温高于正常水平。
•
利率变化。2023年12月，PSCW授权MGE为零售电动客户上调2025费率，上调幅度约为2.63%。截至2025年3月31日的三个月，向零售客户收取的费率比上年同期高出240万美元。见脚注9本报告综合财务报表附注，以获取有关费率上调的更多信息。任何与燃料或购买电力成本相关的费率上涨通常会在燃料和购买电力成本中被抵消，并且不会对净收入产生重大影响。
•
客户固定和需求收费。在截至2025年3月31日的三个月中，固定费用和活期费用增加了1.0百万美元，主要是由于商业客户的活期费用增加。
•
收入须予退还。对于成本回收机制， 因授权以超过实际成本的费率向客户收取的成本而产生的任何超额收取的收入在发生期间被记录为收入的减少，因为超额收取预计将在随后的期间退还给客户。在超额收取的年度退还，费率降低并冲抵为收入须予退还。费用退还当年无净收益影响。
电力燃料和外购电力
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截至3月31日的三个月， |
（百万） |
2025 |
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2024 |
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$变化 |
发电用燃料 |
$ |
17.6 |
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$ |
12.7 |
|
$ |
4.9 |
外购电力 |
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4.4 |
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9.4 |
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(5.0) |
2025年第一季度用于发电的燃料增加了490万美元，这是由于销售额增加和平均成本分别较上年同期增加5%推动的内部发电量增加了约32%。
不计递延燃料成本，与上年同期相比，2025年第一季度购买的电力减少了300万美元。采购电量减少乃由于客户销量减少及内部发电量增加导致市场采购量减少约57%。这一减少被平均成本增加约39%部分抵消。截至2024年3月31日止三个月收回的递延燃料成本为210万美元。截至2025年3月31日止三个月，没有收回递延燃料成本。
燃料和外购电力成本一般由电力收入抵消，对净收入没有明显影响。MGE预计将寻求并获得超出客户费率中燃料规则带宽的燃料和购买的电力成本的回收。有关燃料规则带宽的更多信息，请参见本报告中合并财务报表附注的脚注9。
天然气交付和收入
下表比较了MGE在所示每个期间的气体收入和按客户类别交付的气体热能：
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收入 |
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已交付的保温瓶 |
（以千为单位，除HDD和平均 |
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截至3月31日的三个月， |
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截至3月31日的三个月， |
零售客户每Therm费率） |
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2025 |
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2024 |
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%变化 |
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2025 |
|
2024 |
|
%变化 |
住宅 |
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$ |
53,868 |
|
$ |
43,398 |
|
24.1% |
|
52,229 |
|
43,807 |
|
19.2% |
商业/工业 |
|
|
37,113 |
|
|
29,524 |
|
25.7% |
|
46,136 |
|
39,224 |
|
17.6% |
零售总额 |
|
|
90,981 |
|
|
72,922 |
|
24.8% |
|
98,365 |
|
83,031 |
|
18.5% |
天然气运输 |
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|
2,313 |
|
|
2,080 |
|
11.2% |
|
21,824 |
|
20,888 |
|
4.5% |
其他收入 |
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|
187 |
|
|
167 |
|
12.0% |
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— |
|
— |
|
—% |
合计 |
|
$ |
93,481 |
|
$ |
75,169 |
|
24.4% |
|
120,189 |
|
103,919 |
|
15.7% |
供暖度数天数（正常3501） |
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3,369 |
|
2,981 |
|
13.0% |
零售客户平均每Therm费率 |
|
$ |
0.925 |
|
$ |
0.878 |
|
5.4% |
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与上年同期相比，截至2025年3月31日的三个月中，天然气收入增加了1830万美元，原因如下：
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（百万） |
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成交量增加 |
$ |
11.4 |
费率变动 |
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7.7 |
其他 |
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(0.8) |
合计 |
$ |
18.3 |
•
音量。截至2025年3月31日止三个月，零售气体交付量较上年同期增长约19%，主要归因于2024年第一季度的不利天气条件。
•
利率变化。2023年12月，PSCW授权MGE将零售气体客户的2025年费率上调约1.32%。
MGE通过外购天然气调整条款（PGA）回收其天然气部分的天然气成本。在PGA下，MGE能够将天然气成本转嫁给其天然气客户。PGA回收率的变化会影响收入，但鉴于成本的传递处理，不会改变净收入。天然气付款增加，推动截至2025年3月31日止三个月的费率上涨。
截至2025年3月31日止三个月，不包括客户固定费用的平均每热零售利率较上年同期增加约5%，反映出天然气商品成本增加（通过PGA回收）。
•
其他。截至2025年3月31日止三个月，其他燃气收入减少主要与居民客户固定收费减少有关。PSCW批准在2025年费率程序中降低居民燃气费率中的客户固定收费部分。
销气成本
与去年同期相比，截至2025年3月31日的三个月内，销售天然气的成本增加了1210万美元。Therms交付增加了约18%，每个therm的成本增加了约9%。MGE通过PGA回收其天然气部门的天然气成本，如上文“天然气交付和收入”中所述。
合并运营和维护费用
截至2025年3月31日的三个月期间，运营和维护费用与上年同期相比增加了260万美元。以下因素促成了净变化：
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（百万） |
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传输成本增加 |
$ |
1.1 |
客户服务增加 |
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0.6 |
电力生产费用增加 |
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0.4 |
其他费用增加 |
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0.5 |
合计 |
$ |
2.6 |
•
传输成本增加主要是传输速率提高的结果。传输费用是指授权以费率收取的ATC和MISO网络传输费用。PSCW已批准MGE递延作为一项监管资产或负债，与实际成本之间包含在费率中的差额以及在未来费率程序中待收回或退还的差额。输电成本一般由电力收入抵消，对净收入没有明显影响。
合并折旧费用
与去年同期相比，截至2025年3月31日的三个月内，电力折旧费用增加了90万美元，天然气折旧费用增加了10万美元。巴黎太阳能于2024年12月投入使用。在役日期的时间安排促成了电力折旧费用的增加。
电力及燃气其他收入
与上年同期相比，截至2025年3月31日的三个月内，电力其他收入减少了150万美元，主要与养老金和其他退休后不包括服务成本有关。截至2025年3月31日止三个月，燃气其他收入持平。PSCW已批准MGE将实际养老金与其他退休后费用之间的差额作为监管资产或负债递延计入费率并在未来费率程序中收回或退还。养老金和其他退休后成本一般由电力和天然气收入抵消，对净收入没有重大影响。
非监管能源运营-MGE能源和MGE
非监管能源运营是通过MGE能源的子公司进行的：MGE Power Elm Road（榆树路单元）和MGE Power West Campus（WCCF），这两家公司的成立是为了拥有和租赁发电能力以协助MGE。截至2025年3月31日和2024年3月31日的三个月期间，非监管能源运营部门的净收入分别为600万美元和580万美元。
输电投资运营-MGE能源
传输投资部门持有我们在ATC和ATC Holdco的权益，其收入反映了我们在这些投资的收益中的权益。ATC Holdco成立于2016年12月，旨在寻求传输开发机会，这些机会通常在投入运营之前具有较长的开发和投资准备时间。在截至2025年3月31日和2024年3月31日的三个月中，传输投资部门的其他收入主要反映了ATC的运营，分别为320万美元和270万美元。有关ATC的财务信息摘要，请参见本报告中合并财务报表附注的脚注3。
合并所得税-MGE能源和MGE
有关有效税率调节，请参阅本报告中合并财务报表附注的脚注4。
非控制性权益，税后净额-MGE
非控制性权益（税后净额）反映了MGE能源在MGE Power Elm Road（Elm Road单元）和MGE Power West Campus（WCCF）中的权益所需的会计处理。MGE能源拥有美格电力榆树路和美格电力西校区100%股权。它们不归MGE所有。由于这些项目与MGE的合同协议，这些实体被视为VIE with