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		表格10-K的一部分
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第一能源公司2020年年度股东大会委托书将于2020年5月19日举行		第III部

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项目1.	商业

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•	Fe将支付某些预申请FES债务人的雇员相关义务，其中包括无资金的养老金义务和其他雇员福利。

•	Fe将放弃对FES Debtors及其业务的所有请愿前索赔(2018年税收分配协议规定的索赔除外)和某些请愿后索赔，包括FES根据5亿美元的有担保信贷安排全额借款，以及用于支持担保债券的2亿美元信贷协议、BNSF铁路公司/CSX运输公司。铁路结算担保，以及FES债务人的无资金养老金义务。

•	FES Debtors债权人未经同意释放对FirstEnergy的所有债权，随后根据“放弃协议”予以放弃，下文对此进行了讨论。

•	来自FirstEnergy的2.25亿美元现金支付。

•	来自FirstEnergy的另一笔6.28亿美元的现金付款可能减少第一能源公司根据公司间所得税分配协议向FES代言人支付的与出售或停用某些工厂有关的税收利益的现金数额(如果有的话)。2019年11月21日，FirstEnergy、FES Debtors、UCC和FES主要债权人集团对和解协议进行了修订，其中除其他外，将发行6.28亿美元的票据改为一旦出现将支付的现金。该修正案于2019年12月16日获得破产法院的批准。

•	转让乐天发电厂及相关资产，包括截至2019年1月1日的经济利益，并要求FE继续提供进入McElroy运营的CCR冲击设施的通道，该设施目前尚未转让。此外，FE为某些保留的AE供应环境责任提供担保，包括McElroy的运行CCR影响设施。2020年1月21日，AE供应、FG和FG的一家新成立的子公司签订了一项书面协议，授权在FES Debtors破产之前转让乐天电站。该信件协议于2020年1月28日获得破产法院的批准。乐天电站于2020年1月30日竣工。

•	FirstEnergy同意从2018年4月1日起至2018年12月31日，放弃与共享服务和信贷有关的所有预申请申请的9个月FES Debtors的共享服务费用，金额不超过1.125亿美元，而FirstEnergy同意将共享服务的可用性延长至不迟于2020年6月30日。

•	根据上限，FirstEnergy已同意通过其养恤金计划为向某些FES雇员提供的自愿强化退休计划提供资金，并提供某些其他雇员福利(2019年12月31日终了年度确认的约1 400万美元)。

•	FirstEnergy同意通过FES Debtors公司破产后的破产履行公司间税收分配协议，届时，FirstEnergy将免除2017年对NOL的多付约7，100万美元，逆转2018年对NOL的估计付款约8，800万美元，并向FES Debtors支付2018年不少于6，600万美元的NOL使用费用。根据2018年9月提交的2018年联邦纳税申报表，FirstEnergy欠FES债务人约3100万美元与2018年有关，一旦出现，将予以支付。根据目前对2019年报税表的估计，FirstEnergy估计，截至2019年12月31日，它欠FES Debtors约8300万美元，其中FirstEnergy支付了1400万美元。2018年和2019年拖欠FES债务人的估计数额

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(1)	Fe与公用事业。可用流动资金包括按各种条件发行的400万美元的低收入现金。

(2)	包括FET和传输公司。

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项目1A。	危险因素

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项目1B。	未解决的工作人员意见

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项目2.	特性

(1)	2018年8月26日，FirstEnergy、FES主要债权人集团、FES Debtors和UCC签订了FES破产和解协议，其中包括为FES债权人的利益将乐天发电厂及其相关资产转让给FES或其指定人。在这项转让于2020年1月30日完成之前，从2019年1月1日开始，FES收购了乐天集团的经济利益，而AE供应公司在转让之前一直运营着该公司。

(2)	代表AE供应3.01%和议员的0.49%根据他们参加OVEC的情况而享有的权利。

(3)	表示AGC的16.25%巴斯县不可分割的利益。该车站由Vepco运营。

(4)	代表JCP&L50%所有权权益。

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(1)	电路迈尔斯

(2)	仅在用电力变压器的最高等级。不包括接地银行，车站电力变压器，发电机和客户拥有的变压器.

(3)	表示传输线资产69KV及更大，位于俄亥俄州公司和宾州的服务区。

项目3.	法律诉讼

项目4.	矿山安全披露

项目5.	注册人普通股市场、股东相关事项及发行人购买权益证券

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项目6.	选定的财务数据

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项目7.	管理层对财务状况及经营成果的探讨与分析

•	成功退出商品代的能力，包括(但不限于)减轻与以前拥有的发电资产相关的补救活动的风险。

•	能够从战略和财务目标中实现或实现预期的利益，包括但不限于我们的战略，即作为一个完全受监管的业务运作和增长的战略，执行我们的输电和分销投资计划，继续降低成本，改进我们的信用指标，加强我们的资产负债表和增加收益。

•	立法和监管方面的发展，包括但不限于与费率、遵约和执法活动有关的事项。

•	影响未来经营结果的经济和天气状况，如重大天气事件和其他自然灾害，以及相关的管制事件或行动。

•	关于我国领土内经济状况的假设的变化，我国输配电系统的可靠性，或是否有资本或其他资源支持已查明的输电和分销投资机会。

•	客户对电力需求的变化，包括但不限于气候变化或能源效率的影响以及减少高峰需求的任务。

•	国家和区域经济状况的变化影响到我们和/或我们的主要工商业客户或与我们做生意的其他人。

•	与我们的信息技术系统受到的网络攻击和其他干扰相关的风险，这可能危及我们的业务，以及对敏感数据、知识产权和专有或个人可识别信息的数据安全破坏。

•	遵守适用的可靠性标准和能源效率及减少高峰需求任务的能力。

•	修改环境法律和条例，包括但不限于与气候变化有关的法律和条例。

•	不断变化的市场状况影响到某些负债的计量和我国养恤金信托基金和其他信托基金所持有资产的价值，或使我们比目前预期的更早或更多地缴款。

•	与FES破产有关的风险可能对我们、我们的流动性或业务结果产生不利影响，包括(但不限于)可能无法满足FES破产清算协议的条件，或FES破产清算协议可能无法以其他方式完成，如果是这样，FES或FENOC或其债权人可能对我们提出诉讼和付款要求。

•	与退役和以前的核设施退役有关的风险。

•	与诉讼、仲裁、调解等诉讼程序有关的风险和不确定性。

•	我们加入工会的劳动力扰乱了我们的工作。

•	重大会计政策的变化。

•	税务法律、法规的任何变更，或者不良税务审计结果或者裁定的变更。

•	根据我们的金融计划进入公共证券及其他资本和信贷市场的能力、这种资本的成本以及影响我们的资本和信贷市场的总体状况，包括越来越多的金融机构评估气候变化对其投资决定的影响。

•	信用评级机构可能采取的行动可能会对我们获得融资的机会或条件或我们的财务状况和流动性产生不利影响。

•	我们在证券交易委员会的文件中不时讨论的风险和其他因素。

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•	MDPSC-核准的分配基数增长率，

•	MDPSC-批准的EDIS计划，

•	NJ BPU-批准JCP&L IIP结算，

•	外空委批准的俄亥俄电网现代化计划和税收改革解决方案，

•	被PUCO批准的俄亥俄公司的解耦应用程序，

•	WVPSC-自2020年1月1日起批准的ENEC费率，

•	为JCP&L的传输资产申请前瞻性公式费率，

•	宾夕法尼亚州的公司提交了2020年至2024年的LTIIP II计划，包括在2020年1月批准将宾夕法尼亚州的DSIC上限提高到7.5%，

•	签署了将TMI-2转让给能源子公司的协议解，LLC，

•	收到了惠誉评级在FE和所有评级公用事业和传输子公司的信用评级，

•	获得了穆迪在ATSI，CEI，JCP&L，MAIT，OE，Penn和TE，

•	宣布，FE董事会批准将应于2020年3月1日支付的股息增加3%，以及

•	发表了一份战略计划和一份公司责任报告，作为我们对ESG问题的前瞻性战略和承诺的一部分。

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•	燃料费用减少$4 100万在……里面2019，与2018，主要原因是单位成本较低。

•	购电成本下降1.93亿美元在……里面2019，与2018，主要原因是单位成本和能力费用较低，但因2019年6月实施NJ零排放方案而部分抵消。

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•	其他业务费用减少1.48亿美元主要原因是：

•	风暴恢复费用减少1.29亿美元，大部分推迟到今后恢复，对本期收入没有重大影响。

•	业务和维持费减少4 900万美元，主要与雇员福利和整体支助费用减少有关。

•	由于交易而减少的费用现在作为2 100万美元的融资租赁入账。由于采用了新的租赁会计准则，其他业务费用中确认的融资租赁费用现在被确认为折旧和利息费用。

•	2018年没有与自愿强化退休计划相关的3000万美元的费用。

•	较低的能源效率和其他项目费用2700万美元，部分抵消了更高的植被管理支出1300万美元。这些费用推迟到今后收回，对当期收入没有重大影响。

•	网络传输费用增加了9 500万美元，这反映了传输费用的增加，以及2018年期间没有FERC解决方案，该解决方案重新分配了PJM公用事业的某些传输成本，并导致向俄亥俄公司退款。除了2018年确认的俄亥俄公司的某些传输成本和信贷外，当期收入和传输成本之间的差额推迟到今后收回或退还，对当期收益没有重大影响。

•	折旧费用增加5 100万美元，主要原因是资产基础较高，如上文所述，交易现在作为融资租赁入账。

•	摊销费用净额增加7 400万美元，主要原因是风暴恢复费用推迟，俄亥俄州各公司对俄亥俄最高法院关于购买RECs的裁决的负债没有逆转，但由于发电和输电费用的推迟，包括上文讨论的FERC解决方案和Morgantown Energy Associates PPA的终止，部分抵消了这一责任。

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•	Fe将支付某些预申请FES债务人的雇员相关义务，其中包括无资金的养老金义务和其他雇员福利。

•	Fe将放弃对FES Debtors及其业务的所有请愿前索赔(2018年税收分配协议规定的索赔除外)和某些请愿后索赔，包括FES根据5亿美元的有担保信贷安排全额借款，以及用于支持担保债券的2亿美元信贷协议、BNSF铁路公司/CSX运输公司。铁路结算担保，以及FES债务人的无资金养老金义务。

•	FES Debtors债权人未经同意释放对FirstEnergy的所有债权，随后根据“放弃协议”予以放弃，下文对此进行了讨论。

•	来自FirstEnergy的2.25亿美元现金支付。

•	来自FirstEnergy的另一笔6.28亿美元的现金付款可能减少第一能源公司根据公司间所得税分配协议向FES代言人支付的与出售或停用某些工厂有关的税收利益的现金数额(如果有的话)。2019年11月21日，FirstEnergy、FES Debtors、UCC和FES主要债权人集团对和解协议进行了修订，其中除其他外，将发行6.28亿美元的票据改为一旦出现将支付的现金。该修正案于2019年12月16日获得破产法院的批准。

•	转让乐天发电厂及相关资产，包括截至2019年1月1日的经济利益，并要求FE继续提供进入McElroy运营的CCR冲击设施的通道，该设施目前尚未转让。此外，FE为某些保留的AE供应环境责任提供担保，包括McElroy的运行CCR影响设施。2020年1月21日，AE供应、FG和FG的一家新成立的子公司签订了一项书面协议，授权在FES Debtors破产之前转让乐天电站。该信件协议于2020年1月28日获得破产法院的批准。乐天电站于2020年1月30日竣工。

•	FirstEnergy同意从2018年4月1日起至2018年12月31日，放弃与共享服务和信贷有关的所有预申请申请的9个月FES Debtors的共享服务费用，金额不超过1.125亿美元，而FirstEnergy同意将共享服务的可用性延长至不迟于2020年6月30日。

•	根据上限，FirstEnergy已同意通过其养恤金计划为向某些FES雇员提供的自愿强化退休计划提供资金，并提供某些其他雇员福利(2019年12月31日终了年度确认的约1 400万美元)。

•

FirstEnergy同意通过FES Debtors公司破产后的破产履行公司间税收分配协议，届时，FirstEnergy将免除2017年对NOL的多付约7，100万美元，逆转2018年对NOL的估计付款约8，800万美元，并向FES Debtors支付2018年不少于6，600万美元的NOL使用费用。根据2018年9月提交的2018年联邦纳税申报表，FirstEnergy欠FES债务人约3100万美元与2018年有关，一旦出现，将予以支付。根据目前对2019年报税表的估计，FirstEnergy估计，截至2019年12月31日，它欠FES Debtors约8300万美元，其中FirstEnergy支付了1400万美元。2018年和2019年拖欠FES债务的估计数额不包括在附注3“停业经营”中讨论的非扣减利息。FirstEnergy目前正在根据公司间税收分配协议与FES Debtors协调税务事宜。

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(1)	Fe与公用事业。可用流动资金包括按各种条件发行的400万美元的低收入现金。

(2)	包括FET和传输公司。

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(1)	没有限制。

(2)	包括在受管制公司的资金池下可借入的数额。

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•	a对合格养恤金计划的现金捐助减少7.5亿美元；

•	较高的传输收入，反映了ATSI和MAIT的基准率和递增运营费用的回收；

•	周转资金减少主要是由于客户收入增加；

•	较低的风暴费用；被部分抵消

•	与“税法”有关，由于向客户提供税收节省，收入减少；

•	从2018年第一季度开始，FES的运营就没有现金了。

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(1)	不包括未摊销的折扣和保险费、公允价值会计调整和融资租赁。

(2)	按利率计算的浮动利率债务利息2019年12月31日.

(3)	见综合财务报表附注附注8，“租约”。

(4)	根据每年所需经费估计数与固定或最低数量签订合同的数额。

(5)	数额为截至2003年12月31日的承付资本支出2019年12月31日.

(6)	假定FES债务人在2020年出现，见“综合财务报表说明”附注1，“组织和列报基础”，以进一步讨论结算问题。

(7)	根据2018年和2019年公司间税收分配协议拖欠FES Debtors的估计数，见“合并财务报表说明”附注1，“组织和列报基础”，以便进一步讨论与FES Debtors的税务分摊协议。

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(1)	Fe为FG担保债券提供信用支持1.69亿和$3 100万就LBR CCR蓄水池关闭和关闭后活动以及Hatfield的轮渡CCR处置现场而言，为PA DEP的利益。

(2)	作为2017年12月关闭AE供应四家天然气发电站的条件，FE向买方提供了两笔总额为美元的3年期有限保函。5.55亿AE供应和AGC的某些义务。在FES破产清算协议方面，FirstEnergy向FG提供了某些额外担保，以承担与乐天发电厂和McElroy运营的CCR处置设施有关的AE供应的环境责任。

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项目7A.	市场风险的定量和定性披露

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项目8.	财务报表和补充数据

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除非另有说明，此处使用的定义术语和缩写具有所附术语的含义。

铁于1996年根据俄亥俄州法律成立。Fe的主要业务是直接或间接持有其主要子公司的所有未偿还股权：OE、CEI、TE、Penn(OE的全资子公司)、JCP&L、ME、PN、FESC、AE Supply、MP、AGC、PE、WP和FET及其主要子公司(ATSI、MAIT和TRAIL)。此外，FE还持有其他直接子公司的所有未偿股权，包括：AESC、FirstEnergy Properties，Inc.、FEV、FELHC、Inc.、GPUN、Allegheny Ventures，Inc.和Suvon，LLC作为FirstEnergy Home和FirstEnergy Advisors开展业务。

铁及其子公司主要参与电力的传输、分配和发电。FirstEnergy的十家公用事业运营公司是美国最大的投资者拥有的电力系统之一，其基础是为中西部和中大西洋地区的600多万客户服务。FirstEnergy的传输业务包括大约24，500英里的线路和两个区域传输操作中心。AGC，JCP&L和MP控制3，790兆瓦的总容量。

Fe及其子公司遵循GAAP，并遵守SEC、FERC以及适用的NRC、PUCO、PPUC、MDPSC、NYPSC、WVPSC、VSCC和NJBPU规定的相关法规、命令、政策和做法。按照公认会计原则编制财务报表需要管理层定期作出估计和假设，以影响所报告的资产、负债、收入和支出以及或有资产和负债的披露。实际结果可能与这些估计不同。报告的业务结果不一定表明今后任何时期的业务结果。铁及其子公司在发布财务报表之日之前对可能确认或披露的事件和交易进行了评估。

铁及其子公司合并了它们所控制的所有控股子公司，并在适用情况下合并了它们对其有控制金融利益的实体。公司间交易和余额根据公认会计原则在适当和允许的合并中消除。铁及其子公司在确定其为主要受益人时合并竞争对手(见下文)。在附属公司的投资中，FE及其子公司有能力行使重大影响力，但没有控制财务利益，遵循股权会计方法。根据权益法，实体的利息作为综合资产负债表中的一项投资报告，FE在实体收益中所占份额的百分比在收入(损失)和综合收入(损失)综合报表中列报。

前一年的某些数额已重新分类，以符合本年度的列报方式。

FES和FENOC第11章

2018年3月31日，FES Debtors宣布，为了便利有序的财务重组，他们根据“美国破产法”第11章向破产法院(简称FES破产法院)提出自愿申诉。作为破产申请的结果，FirstEnergy得出结论认为，该公司不再对FES Debtors拥有控制权，因为这些实体受破产法院的管辖，因此，截至2018年3月31日，FES Debtors已从FirstEnergy的合并财务报表中分离出来。自那时以来，FE已经并将按公允价值核算其对FES Debtors的投资。零。Fe的结论是，在处置方面，FES和FENOC已停止运营。更多信息见附注3，“停止业务”。

2018年9月26日，破产法院批准了FES破产清算协议，日期为2018年8月26日，由FirstEnergy和FES的两组主要债权人(统称FES主要债权人集团)、FES债权人和UCC组成。FES破产和解协议解决了FirstEnergy对FES Debtors的某些索赔，以及FES Debtors和FES关键债权人集团针对FirstEnergy的所有债权，其中包括以下条款：

•	Fe将支付某些预申请FES债务人的雇员相关义务，其中包括无资金的养老金义务和其他雇员福利。

•	Fe将放弃对FES Debtors及其业务的所有请愿前索赔(2018年税收分配协议规定的索赔除外)和某些请愿后索赔，包括FES根据5亿美元的有担保信贷安排全额借款，以及用于支持担保债券的2亿美元信贷协议、BNSF铁路公司/CSX运输公司。铁路结算担保，以及FES债务人的无资金养老金义务。

•	FES Debtors债权人未经同意释放对FirstEnergy的所有债权，随后根据“放弃协议”予以放弃，下文对此进行了讨论。

•	来自FirstEnergy的2.25亿美元现金支付。

•	来自FirstEnergy的另一笔6.28亿美元的现金付款可能减少第一能源公司根据公司间所得税分配协议向FES代言人支付的与出售或停用某些工厂有关的税收利益的现金数额(如果有的话)。2019年11月21日，FirstEnergy、FES Debtors、UCC和FES主要债权人集团对和解协议进行了修订，除其他事项外，该协议改变了6.28亿美元。

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票据的发行，成为一种现金付款，一旦出现。该修正案于2019年12月16日获得破产法院的批准。

•	转让乐天发电厂及相关资产，包括截至2019年1月1日的经济利益，并要求FE继续提供进入McElroy运营的CCR冲击设施的通道，该设施目前尚未转让。此外，FE为某些保留的AE供应环境责任提供担保，包括McElroy的运行CCR影响设施。2020年1月21日，AE供应、FG和FG的一家新成立的子公司签订了一项书面协议，授权在FES Debtors破产之前转让乐天电站。该信件协议于2020年1月28日获得破产法院的批准。乐天电站于2020年1月30日竣工。

•	FirstEnergy同意从2018年4月1日起至2018年12月31日，放弃与共享服务和信贷有关的所有预申请申请的9个月FES Debtors的共享服务费用，金额不超过1.125亿美元，而FirstEnergy同意将共享服务的可用性延长至不迟于2020年6月30日。

•	根据上限，FirstEnergy已同意通过其养恤金计划为向某些FES雇员提供的自愿强化退休计划提供资金，并提供某些其他雇员福利(2019年12月31日终了年度确认的约1 400万美元)。

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FirstEnergy同意通过FES Debtors公司破产后的破产履行公司间税收分配协议，届时，FirstEnergy将免除2017年对NOL的多付约7，100万美元，逆转2018年对NOL的估计付款约8，800万美元，并向FES Debtors支付2018年不少于6，600万美元的NOL使用费用。根据2018年9月提交的2018年联邦纳税申报表，FirstEnergy欠FES债务人约3100万美元与2018年有关，一旦出现，将予以支付。根据目前对2019年报税表的估计，FirstEnergy估计，截至2019年12月31日，它欠FES Debtors约8300万美元，其中FirstEnergy支付了1400万美元。2018年和2019年拖欠FES债务的估计数额不包括在附注3“停业经营”中讨论的非扣减利息。FirstEnergy目前正在根据公司间税收分配协议与FES Debtors协调税务事宜。

FES破产清算协议仍须满足某些条件。不能保证这些条件将得到满足，或FES破产清算协议将在其他方面得到完善，而且这一事项的实际结果可能与本文所述协议的条款大不相同。FirstEnergy将继续评估任何新因素对结算的影响及其对财务报表的相对影响。

在FES破产清算协议方面，FirstEnergy与FES Debtors签订了分离协议，以实现FES Debtors及其业务与FirstEnergy的分离。在FirstEnergy和FES Debtors之间设立了一个业务分离委员会，以审查和确定在FES Debtors的业务与FirstEnergy的业务分离过程中出现的问题。

按照FES破产清算协议的设想，AE供应公司于2018年12月31日签订了一项协议，将1300兆瓦的乐天电站及相关资产转移到FG，同时保留某些特定的负债。根据该协议的条款，FG从2019年1月1日起收购了乐天集团的经济利益，AE供应公司在转让之前一直运营该公司，正如上文所讨论的，这是在2020年1月30日发生的。关闭后，AE供应将继续提供进入McElroy运行的CCR影响设施的通道，该设施未被转让，FE将为AE供应的某些留存环境责任提供担保，包括McElroy的运行CCR冲击设施。

2019年4月11日，破产法院下达了一项命令，拒绝FES Debtors的披露声明批准动议。破产法院的结论是，重组计划下提议的非协商一致的第三方释放是FES破产清算协议中为FirstEnergy带来利益的一个条件，这在法律上是不允许的，并使得该计划无法得到确认。2019年4月18日，FirstEnergy同意放弃这一条件。此外，FES Debtors同意在任何重组计划中向FirstEnergy提供相同的第三方版本，以支持某些其他各方，并支付FirstEnergy的费用。 $60百万现金(在2019年第二季度支付)，以解决某些尚未支付的养恤金和服务费用总计$87百万, 这使得FirstEnergy认识到 $27百万 2019年第一季税前入息收费($17百万其中已在持续业务中得到确认)。此外，FES Debtors同意开始与EPA、OEPA、PA DEP和NRC进行谈判，以获得这些缔约方与FES Debtors修订的重组计划的合作。第一能源公司可以选择选择参加这些谈判。2019年5月20日，破产法院批准了这一豁免和一份经修订的披露声明。

2019年8月，破产法院举行听证会，审议是否确认FES Debtors重组计划。在听证会结束后，破产法院驳回了包括FERC和OVEC在内的几个当事方的反对意见。然而，破产法院对某些FES Debtors工会就其集体谈判协议提出的反对意见作出了有利的裁决。破产法院在没有作出确认裁决的情况下推迟了审理，并解释说，要解决的唯一问题是FES债务人接受或拒绝有关的集体谈判协议。

2019年10月，FES Debtors和反对确认重组计划的工会达成了协议框架，工会同意撤回对重组计划的反对意见。2019年10月15日，破产法院举行听证会，确认FES Debtors的重组计划，并于2019年10月16日作出最后命令，确认FES Debtors的重组计划。2019年10月29日，包括FERC在内的几个当事方向美国俄亥俄州北区地区法院提交了上诉通知，就破产法院批准FES Debtors重组计划的最后命令提出上诉。2019年12月3日，NRC提供了批准。FES债务人破产的出现

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根据已确定的重组计划，必须满足某些条件，包括获得FERC的批准。

限制现金

受限现金主要与下文讨论的合并VIE有关。从JCP&L、MP、PE和俄亥俄公司的客户那里收取的现金用于偿还各自融资公司的债务。

对管制效果的核算

第一能源通过将监管会计应用于公用事业和输电公司来解释监管的影响，因为它们的费率是由第三方监管机构制定的，该监管机构有权设定约束客户的费率，是基于成本的，可以向客户收取和收取费用。

第一，能源公司记录监管资产和负债，这些资产和负债是由监管利率制定过程产生的，这些资产和负债不会在GAAP中记录为非受监管实体。这些资产和负债在合并损益表中摊销，同时通过客户费率收回或退还。FirstEnergy认为，其监管资产和负债很可能将分别通过未来利率收回和结算。第一能源公司、公用事业公司和输电公司根据联邦和州的管辖范围，将其监管资产和负债净额化。

管理层评估在每个资产负债表日期和新事件发生时收回监管资产的可能性。可能影响可能性的因素包括监管环境的变化、监管委员会命令的发布或新立法的通过。管理层在评估现有证据以评估从客户收回监管资产的可能性时适用判断，包括但不限于评估与本公司类似项目的先例有关的证据和类似管辖范围内可比公司的信息，以及评估公司与监管机构之间通信的进展情况。某些监管资产，总计大约$111百万截至2019年12月31日，根据先前的先例记录，或在没有具体命令的情况下，根据制定费率的房地进行预计追回。

下表提供了有关截至2005年12月31日的净监管资产和负债构成的信息。 2019年12月31日 和 2018年12月31日的变化 2019年12月31日:

按来源分列的净监管资产(负债)		十二月三十一日 2019				十二月三十一日 2018				变化
		(以百万计)
监管过渡成本		$	(8	)		$	49			$	(57	)
未来所得税的客户应付款		(2,605		)		(2,725		)		120
核退役和乏燃料处置费用		(197		)		(148		)		(49		)
资产清除费用		(756		)		(787		)		31
递延输电费用		298				170				128
递延发电成本		214				202				12
递延分配费用		155				208				(53		)
合同估价		51				72				(21		)
与风暴有关的费用		551				500				51
其他		36				52				(16		)
综合资产负债表中的净监管负债		$	(2,261	)		$	(2,407	)		$	146

下表提供了有关未获得当前收益的净监管资产构成的信息。 2019年12月31日和2018其中大约2.28亿美元和2.9亿美元目前正通过不同时期的费率收回，具体取决于推迟和管辖权的性质。

按来源分列的管理资产-不赚取当期收益		十二月三十一日 2019				十二月三十一日 2018				变化
						(以百万计)
监管过渡成本		$	7			$	10			$	(3	)
递延输电费用		27				80				(53		)
递延发电成本		15				8				7
与风暴有关的费用		471				363				108
其他		25				42				(17		)
未获得当期收益的监管资产		$	545			$	503			$	42

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客户应收账款

来自客户的应收账款包括零售电气销售和为公用事业公司向住宅、商业和工业客户提供分销服务。有不截至2002年12月31日应收款的材料集中2019年12月31日和2018，关于FirstEnergy的客户的任何特定部分。应收帐款和未开单的客户应收帐款2019年12月31日和2018，减除坏账备抵后，列于下表。对无法收回的客户应收账款的备抵是基于历史损失信息，包括滚动的36个月平均净核销占收入的百分比。

客户应收账款		2019年12月31日				2018年12月31日
		(以百万计)
帐单		$	564			$	686
未开票		527				535
共计		$	1,091			$	1,221

普通股每股收益(亏损)

2018年1月发行的可转换优先股(见注11，“资本化”)被视为参股证券，因为这些股票在“转换”的基础上参与普通股股利。因此，普通股每股收益的计算采用了参与证券所需的两类方法。

两类方法使用收益分配公式，将参与的证券视为拥有收益的权利，否则只有普通股股东才能获得收益。根据两类方法，可归属于普通股股东的净收入是通过从持续经营所得中减去以下收入来得出的：

•	优先股股息，

•	在发行优先股(如有的话)时确认的受益转换特征摊销的被视为股息，以及

•	普通股和参股证券(可转换优先股)之间未分配收益的分配，其依据是它们各自获得股息的权利。

净亏损不分配给可转换优先股，因为它们没有 分担第一能源损失的合同义务。FirstEnergy根据持续经营的收入分配未分配的收益。

优先股包括一种嵌入的转换期权，其价格低于承诺日普通股的公允价值。这个有益的转换功能，大约是$296百万，表示普通股每股公允价值与转换价格之间的差额，乘以转换时可发行的普通股数量。受益转换功能在发行日至第一个允许转换日期(2018年7月22日)期间被摊销为视为股息，作为对OPIC的费用，因为FE处于累积赤字状态，没有留存收益可申报股息。如上文所述，为每股收益报告目的，这一有益的转换功能反映在可作为视为股息的普通股股东的净收入中，并于2018年全部摊销。

可供普通股股东使用的基本每股收益是通过将可供普通股股东获得的收入除以在此期间流通的普通股的加权平均数目来计算的。参股证券不包括在已发行的基本加权平均普通股之外。可供普通股股东使用的稀释每股收益按普通股股东可获得的收益除以已发行普通股的加权平均数，包括所有可能稀释的普通股，如果这种普通股的作用是稀释的话。

稀释每股收益反映了基于股票的奖励和优先股的可转债对潜在普通股的稀释效应。未发行股票奖励的稀释效应是用库藏股票法计算的，该方法假定在行使奖励时可能获得的任何收益都将用于以该期间的平均市场价格购买普通股。可转换优先股的稀释效应是用如果转换法计算的，该方法假设可转换优先股在期初转换，对优先股股利的增加、有益转换功能的摊销和分配给优先股股东的未分配收益给予收入确认。

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		截至12月31日的年度，
普通股基础每股收益与稀释每股收益的调节		2019				2018				2017
(百万美元，但每股数额除外)
普通股每股收益
持续业务收入		$	904			$	1,022			$	(289	)
减：优先股息		(3		)		(71		)		—
减：效益转换功能的摊销		—				(296		)		—
减：分配给优先股股东的未分配收益(1)		(1		)		—				—
可供普通股股东继续经营的收入(损失)		900				655				(289		)
已停止的业务，扣除税后		8				326				(1,435		)
减：分配给优先股股东的未分配收益(1)		—				—				—
可供共同股东使用的停业业务的收入(损失)		8				326				(1,435		)
可归因于普通股股东的收入(损失)，基本		$	908			$	981			$	(1,724	)
分配给优先股股东的收入，优先稀释(2)		4				N/A				N/A
可归因于普通股股东的收入(损失)，稀释		$	912			$	981			$	(1,724	)
共享计数信息：
加权平均流通股数		535				492				444
假定行使稀释股票期权和奖励		3				2				—
假定优先股转换		4				—				—
已发行稀释股份加权平均数		542				494				444
可归因于普通股股东的收入(损失)，按普通股计算：
持续业务收入		$	1.69			$	1.33			$	(0.65	)
已停止的业务，基本		0.01				0.66				(3.23		)
可归因于普通股股东的收入(损失)，基本		$	1.70			$	1.99			$	(3.88	)
持续经营所得，稀释后		$	1.67			$	1.33			$	(0.65	)
已停止的业务，稀释后		0.01				0.66				(3.23		)
共同造成的收入(损失) 股东，稀释		$	1.68			$	1.99			$	(3.88	)

(1)	2018年12月31日终了年度未分配的收益未分配给参与证券，因为持续经营所得收入减去申报的股息(普通股和优先股)，被视为股息为净亏损。截至2019年12月31日止年度，分配给参与证券的未分配收益并不重要。

(2)	优先股转换后可以发行的普通股(26百万在2018年，股票不包括在内，因为这些股票被纳入将对持续运营的基本每股收益(EPS)起到反稀释作用。分配给优先股股东的数额为$42019年12月31日终了年度的百万美元包括在普通股股东可用于稀释收益的持续业务收入中。

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财产、厂房和设备

不动产、厂场和设备反映了原始成本(扣除已确认的任何减损)，包括薪金和相关费用，如税收、雇员福利、行政和一般费用，以及为将资产投入服务而产生的利息费用。正常维修、修理和小规模更换的费用按已发生的费用计算。FirstEnergy确认计划中的主要维修项目的负债。按部门分列的不动产、厂场和设备结余2019年12月31日和2018，如下：

		2019年12月31日
财产、厂房和设备		在职(1)				阿库姆。部门。				净植物				CWIP				共计
		(以百万计)
调节分配		$	28,735			$	(8,540	)		$	20,195			$	744			$	20,939
调节传输		12,023				(2,383		)		9,640				526				10,166
公司/其他		1,009				(504		)		505				40				545
共计		$	41,767			$	(11,427	)		$	30,340			$	1,310			$	31,650

		2018年12月31日
财产、厂房和设备		在职(1)				阿库姆。部门。				净植物				CWIP				共计
		(以百万计)
调节分配		$	27,520			$	(8,132	)		$	19,388			$	628			$	20,016
调节传输		11,041				(2,210		)		8,831				545				9,376
公司/其他		908				(451		)		457				62				519
共计		$	39,469			$	(10,793	)		$	28,676			$	1,235			$	29,911

⁽¹⁾ 包括融资租赁$163百万和$173百万截至12月31日，2019和2018分别。

主要类别的不动产、厂场和设备基本上与上述部门披露的内容一致。调节分配$2十亿全部规定的发电财产、厂房和设备。

FirstEnergy在工厂使用中的财产的估计寿命内，按各种费率提供直线折旧。第一能源公司的年度综合折旧率为2.7%, 2.6%和2.4%在……里面2019, 2018和2017分别。

最后几年2019年12月31日, 2018和2017，第一能源公司合并损益表中的资本化融资成本包括$45百万, $46百万和$35百万分别为建造期间使用的股本基金和建筑期间使用的股本基金备抵$26百万, $19百万和$17百万分别为资本化利息。

联营厂

铁，通过其子公司，AGC，拥有一个不可分割的。16.25%利息(487(MWs)3,003维吉尼亚巴斯县的抽水蓄能电站，由60%非附属公用事业公司vepco的所有者。资产、厂房和设备净额包括$161百万代表AGC在该设施中所占份额2019年12月31日。AGC有义务使用自己的融资方式，以与其所有权权益相同的比例支付这一共同拥有设施的费用份额。AGC在联合工厂的直接开支中所占份额包括在合并损益表上FE的业务费用中。AGC向其所有者MP提供该设施的发电能力。

资产退休债务

Fe认识到一个ARO，用于其TMI-2核电站的未来退役和与其所有长期资产相关的其他环境负债的未来补救。 ARO负债是对第一能源公司与核退役和其他资产环境负债的退休或补救有关的当前债务的公允价值的估计。 公允价值计量内在地涉及赔偿责任结算的数额和时间的不确定性。 第一能源采用预期现金流量方法来衡量核退役和环境补救行动的公允价值，同时考虑到预期的时间安排 根据相关资产的预期经济使用寿命和(或)监管要求，结算ARO。 ARO的公允价值在其发生的时期内得到确认。 相关资产退休成本作为长期资产账面价值的一部分资本化，并在相关资产的整个寿命期内折旧。在某些情况下，FirstEnergy收回资产退休成本，因此，某些增值和折旧与监管资产相抵消。

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与有形长期资产有关的有条件退休义务在发生期间按公允价值确认，前提是可以作出合理的估计，即使结算的时间或方法可能存在不确定性。当结算以将来发生的事件为条件时，它反映在赔偿责任的计量上，而不是责任确认的时间上。

阿罗斯2019年12月31日，在附注13“资产退休义务”中作了进一步说明。

资产减值

第一能源评估长期资产，分类为持有和用于减值时，事件或情况的变化，表明长期资产的账面价值可能无法收回。首先，将可归因于资产的未贴现现金流量估计数与资产的账面价值进行比较。如果账面价值大于未贴现的未来现金流量，则确认减值费用等于资产的账面价值超过其估计公允价值的数额。

善意

在企业合并中，购货价格超过所购资产和所承担负债估计公允价值的部分被确认为商誉。FirstEnergy在7月31日每年评估减值商誉，如果出现减值指标的话，评估频率更高。在评估减值商誉时，FirstEnergy评估质量因素，以确定报告单位的公允价值是否低于其账面价值(包括商誉)是否更有可能(即可能性超过50%)。如果FirstEnergy得出结论，报告单位的公允价值低于其账面价值的可能性并不大，则不需要进一步的测试。然而，如果FirstEnergy得出结论认为，报告单位的公允价值低于其账面价值或绕过定性评估，则进行定量商誉损害测试，以确定潜在的商誉损害，并衡量应确认的减损数额(如果有的话)。

第一能源的报告单位与其可报告的部分相一致，包括受管制的分配和受管制的传输。下表按报告单位列出截至2019年12月31日:

		调节分配				调节传输				合并
		(以百万计)
善意		$	5,004			$	614			$	5,618

盘存

材料和用品库存包括燃料库存以及分发、传输和发电厂材料，除多余和过时库存的储备外。材料通常在购买时按加权平均成本收取，或酌情在使用或安装时资本化。燃料库存在购买时按加权平均成本入账，消费时记为燃料费用。

衍生物

第一能源面临着利率和商品价格波动造成的金融风险，包括电力、煤炭和能源传输价格。为了管理与这些风险相关的波动，FirstEnergy的风险政策委员会由高级管理人员组成，为整个FirstEnergy的风险管理活动提供一般管理监督。风险政策委员会负责促进有效设计和实施健全的风险管理方案，并监督公司风险管理政策和既定风险管理做法的遵守情况。第一能源公司可使用多种衍生工具进行风险管理，包括远期合约、期权、期货合约及掉期合约。

可变利益实体

FirstEnergy基于控制和经济学进行定性分析，以确定可变利益是否将FirstEnergy归类为VIE的主要受益者(控制金融利益)。如果一个企业同时拥有权力和经济控制权，那么它就有控制财务利益，例如一个实体拥有：(I)指导VIE最重要的活动的权力。

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影响该实体的经济业绩；(2)吸收可能对竞争对手产生重大影响的实体的损失的义务，或从该实体获得可能对竞争对手产生重大影响的利益的权利。当确定竞争是主要受益者时，FirstEnergy会巩固竞争。

为了评估合并处理合同和FirstEnergy对其有兴趣的实体，FirstEnergy根据相似的风险特征和重要性将可变利益聚合成不同的类别。

合并VIEs

第一能源公司是第一能源公司的主要受益者，其主要受益者如下(包括在第一能源公司的合并财务报表中)：

•	俄亥俄证券化-2013年6月，俄亥俄公司成立的SPE公司大约发布了$445百万由分期回收债券支持的过户信托证书，用于证券化某些电力客户取暖折扣、燃料和购买的电力监管资产的证券化。

•	JCP&L证券化-JCP&L过渡基金II出售过渡债券，以证券化回收与JCP&L供应BGS相关的递延成本。

•	MP和PE环境基金公司-破产偏僻、特殊目的有限责任公司，是MP和PE的间接子公司，发行环境控制债券。

有关证券化债券的更多信息，请参见注11“资本化”。

松散VIEs

第一能源公司不是下列VIE的主要受益者：

•	全球控股- Fev持有33-1/3%GlobalHolding是信号峰值矿业和煤炭运输业务合资企业的控股公司，在美国和国际市场销售煤炭。该公司并不是合资企业的主要受益者，因为它对影响合资企业经济业绩的重大活动没有控制权。FeV的所有权权益受股权会计方法的约束。截至2019年12月31日，权益法投资的账面价值为$28百万.

如注15“承诺、担保和意外情况”中所述，FE是Global Holding‘s的担保人$120百万 集团高级有担保定期贷款安排将于2024年11月12日到期，根据该贷款机制，Global Holding的未偿本金余额为 $114百万截至2019年12月31日。Global Holding未能满足其定期贷款机制的条款和条件，可能要求FE根据其担保条款承担责任，从而导致FE合并全球控股。

•	路径WV - PATH是一条拟建的从西弗吉尼亚州到马里兰的输电线路，PJM在2012年取消了这条线路。PATH是一家由多个系列组成的有限责任公司，每一家公司对特定财产以及与此类财产相关的系列盈亏各有各自的权利、权力和义务。FE的子公司100%Allegheny级数(Path-Allegheny)和50%西弗吉尼亚系列(PATH-WV)，这是一家与AEP子公司的合资企业。FirstEnergy并不是路径WV的主要受益者，因为它无法控制影响路径经济学的重要活动。第一能源公司在路径-WV中的所有权权益受股权会计方法的约束。截至2019年12月31日，权益法投资的账面价值为$18百万.

•	购电协议 -FirstEnergy对其PPAs进行了评估，并确定在其受监管的分销部门的某些NUG实体可能是VIEs，条件是它们拥有一家工厂，该工厂将其产出的大部分出售给适用的公用事业，而且电力合同价格与工厂的可变生产成本相关联。

第一能源维护10根据PURPA与NUG实体签订的长期PPAs。FirstEnergy没有参与创建不股权或债务投资于这些实体中的任何一个。FirstEnergy已经确定，除了一在这些NUG实体中，它没有可变的兴趣，或者实体不符合被认为是VIE的标准。FirstEnergy可能持有剩余部分的可变权益一但是，它适用范围例外，豁免无法获得必要信息的企业对实体进行评估。

因为FirstEnergy不在NUG实体中的股权或债务权益，其最大亏损风险主要与上述市场的电力成本有关。FirstEnergy预计，在其受监管的分销部门发生的任何高于市场的成本，都将从客户手中收回.可能包含可变利息的与合同有关的购买电力成本是$116百万和$108百万分别在结束的年份2019年12月31日和2018.

•	FES和FENOC-AS 第11章破产申请的结果在注3“停业经营”中讨论，FE评估了其在FES和FENOC的投资，并确定它们是VIEs。Fe不是主要受益人，因为它缺乏FES和FENOC的控股权，截至2018年3月31日，FES和FENOC受破产法院管辖。对FES和FENOC的股权投资的账面价值为：零在…2019年12月31日.

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新会计公告

最近通过的声明

ASU 2016-02“租约(主题842)”(2016年2月发布，随后更新，以解决执行问题)：新指南要求租赁期限超过12个月的资产租赁组织在资产负债表上确认这些租约所产生的权利和义务的资产和负债，以及新的质量和数量披露。FirstEnergy实施了一个第三方软件工具，该工具有助于最初的采用，并将有助于正在进行的合规工作。FirstEnergy选择在采用期间(2019年1月1日)应用该标准的要求，而不重述以前的期间。通过后，在2019年1月1日，第一能源增加了资产和负债 $186百万，对业务或现金流动的结果没有影响。有关FirstEnergy租赁的更多信息，请参见附注8“租约”。

最近发表的声明-FASB发布的下列新的权威会计准则尚未通过。除非另有说明，第一能源目前正在评估这种指导可能对其财务报表和披露产生的影响，以及在适用情况下尽早采用的可能性。FirstEnergy评估了FASB发布的以下未描述的新标准，其依据是目前的预期，即这类新标准不会对FirstEnergy的财务报告产生重大影响。

ASU 2016-13金融工具-信贷损失(主题326)：金融工具信用损失的计量“(发布于2016年6月并随后更新)：ASU 2016-13取消了所有确认阈值，并将要求公司确认一种金融工具的摊销成本法与该公司预计在该工具合同期间收取的摊还成本之间的差额的预期信贷损失备抵额。ASU适用于财政年度，并在2019年12月15日以后的财政年度内实施中期，并允许尽早采用。FirstEnergy分析了其在本指南范围内的金融工具，主要是贸易应收账款、afs债务证券和某些第三方担保，预计在2020年通过财务报表时不会对其财务报表产生重大影响。

ASU 2018-15，“无形资产-亲善和其他内部使用软件(分主题350-40)：作为服务合同的云计算安排所产生的实现成本的客户会计“(2018年8月发布)：ASU 2018-15要求客户在安排期间推迟并确认客户在云计算安排中承担的实施费用，如果客户将在软件许可安排中将这些费用资本化，该指南将对财政年度和2019年12月15日以后开始的中期财政年度生效，并允许尽早采用。FirstEnergy预计其财务报表在2020年通过后不会产生重大影响。

第一能源从ASC 606与客户签订的合同中获得的收入，“与客户签订合同的收入。”租赁、金融工具、其他合同权利或义务以及与客户签订合同以外的其他收入不属于新标准的范围，并根据其他现行公认会计原则入账。FirstEnergy已选择按照新标准的规定，将代为第三方征收的销售税和其他类似税收排除在收入之外。因此，税收和汇款被排除在损益表中的确认之外，而是通过资产负债表进行记录。在FirstEnergy上评估的消费税和总收益税不受选举的约束，并包括在收入中。FirstEnergy为其大部分收入选择了可选的发票实用权宜之计，并且，除了JCP&L传输之外，由于每年建立收入要求，因此使用可选的短期合同豁免输电收入，这就不需要就未履行的履约义务提供一定的收入披露。

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第一能源公司的收入主要来自公用事业和输电公司提供的电力服务。下表为2019年12月31日终了年度与客户签订的合同收入的细目，按每个可报告部门的服务类型分列：

按服务类别分列的收入		调节分配				调节传输				公司/其他和调节调整数(1)				共计
		(以百万计)
分销服务(2)		$	5,133			$	—			$	(83	)		$	5,050
零售代		3,727				—				(57		)		3,670
批发销售(2)		411				—				12				423
传动(2)		—				1,510				—				1,510
其他		150				—				2				152
与客户签订合同的总收入		$	9,421			$	1,510			$	(126	)		$	10,805
ARP		181				—				—				181
其他非客户收入		96				16				(63		)		49
总收入		$	9,698			$	1,526			$	(189	)		$	11,035

⁽¹⁾包括部门间收入的冲销和调节调整。

⁽²⁾ 包括与“税法”规定的退款有关的收入减少($16百万在受管制的分配和$19百万在受管制的传输中)。

下表为2018年12月31日终了年度客户合同收入的分类，按每个报告部门的服务类型分列：

按服务类别分列的收入		调节分配				调节传输				公司/其他和调节调整数(1)				共计
		(以百万计)
分销服务(2)		$	5,159			$	—			$	(104	)		$	5,055
零售代		3,936				—				(54		)		3,882
批发销售(2)		502				—				22				524
传动(2)		—				1,335				—				1,335
其他		144				—				4				148
与客户签订合同的总收入		$	9,741			$	1,335			$	(132	)		$	10,944
ARP		254				—				—				254
其他非客户收入		108				18				(63		)		63
总收入		$	10,103			$	1,353			$	(195	)		$	11,261

⁽¹⁾包括部门间收入的冲销和调节调整。

⁽²⁾ 包括$147百万与“税法”规定的退税数额有关的收入净减少额($131百万在受管制的分配和$16百万在受管制的传输中)。

其他非客户收入包括$37百万和$39百万，以及衍生产品的收入$8百万和$18百万分别为2019年12月31日和2018年12月31日终了的年份。

调节分配

这个调节分配分部通过FirstEnergy分配电力十公用事业经营公司及管制3,790主要位于西弗吉尼亚州、维吉尼亚州和新泽西的调节发电能力的MWs。每一家公用事业公司都从国家管制的费率中赚取收入，根据这些税率，公用事业公司向其服务领域的住宅、商业和工业客户提供分销服务。在受监管的结构下，公用事业有义务在需要时可靠地向客户提供电力，这将与最终用户建立一个隐含的月度合同。关于汇率恢复机制的补充信息，见注14“监管事项”。随着时间的推移，配电和电力收入会随着时间的推移而被确认，因为电能是分配给客户并交付给客户的，而当交付发生时，客户就会

零售代 销售涉及POLR、SOS、SSO和俄亥俄州、宾夕法尼亚州、新泽西州和马里兰州的默认服务需求，以及在西弗吉尼亚州受WVPSC监管的发电销售。某些实用程序具有默认服务

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有义务向选择继续在受管制的零售关税下继续接受服务的非购物客户提供权力。这些销售额的数量取决于发生的购物水平。供应计划因州和服务地区而异。俄亥俄州公司、宾夕法尼亚公司、JCP&L公司和PE公司的马里兰州管辖机构的默认服务是通过每个州的委员会批准的竞争性采购流程提供的。随着时间的推移，零售发电收入被确认，因为电力是由客户立即交付和消费的。

下表表示受管制的分配部分收入来自以下合同的分类：分布 服务和零售生产2019年12月31日和2018年12月31日终了年度的客户，按类别分列：

		截至12月31日，
按客户类别分列的收入		2019				2018
		(以百万计)
住宅		$	5,412			$	5,598
商业		2,252				2,350
工业		1,106				1,056
其他		90				91
共计		$	8,860			$	9,095

批发销售主要包括向pjm市场的发电和容量销售。 来自FirstEnergy的可调节发电能力和NUGS。某些公用事业公司也可以在PJM市场购买电力，为客户提供电力。一般而言，从发电和购买到服务负荷的这些电力销售按小时净计算，并根据该实体是每小时净卖方还是买方，在综合收入(损失)报表中作为收入或购买功率报告毛额。在PJM计划年内，以年度PJM可靠性定价模型为基础的剩余拍卖和增量拍卖的价格确认了产能收入。通过PJM能力拍卖进行的能力购买和销售在综合收入报表(亏损)的收入范围内报告。某些容量收入(奖金)和收费(罚款)与在拍卖中通过的单位的可用性有关是未知的，并且在它们发生之前不会记录在收入中。

公用事业的分销客户是按周期计量的。对未开单收入的估计是为了确认从最后一次电表读数到本月底提供的电力服务。这一估计包括许多因素，其中包括历史客户使用情况、负荷概况、估计的天气影响、客户购物活动以及对每一类客户的有效价格。在每个会计期间，公用事业部门将未开票的估计数额计为收入，并反转有关的上期估计数。客户付款因州而异，但一般在30几天。

ASC 606不包括确认Arps收入的特定行业会计准则，因为这些程序代表公用事业公司与其监管机构之间的合同，而不是客户之间的合同。因此，这些方案的收入不属于ASC 606的范围，受管制的公用事业公司可以按照现行做法继续确认这些收入，但与与客户签订的合同所产生的收入分开列报。FirstEnergy目前在俄亥俄州拥有Arps，主要是在RiderDMR和新泽西。关于骑士DMR的进一步讨论，请参见附注14，“监管事项”。

调节传输

这个调节传输分部提供输电公司拥有和运营的输电基础设施，以及第一能源公司的某些公用事业(JCP&L、MP、PE和WP)，将电力从发电源输送到配电设施。该部门的收入主要来自于传输公司的前瞻性公式费率，以及JCP&L、MP、PE和WP的规定传输速率。前瞻性公式和规定的利率回收成本，监管机构确定的，允许收回，并提供一个传输资本投资的回报。在前瞻性公式费率下，收入需求每年根据预测费率基数和预计成本进行更新，这取决于基于实际成本的年度真实值。在规定费率下的收入需求是通过将每个输电区的最高一小时高峰负荷乘以该地区的核定规定费率来计算的。随着时间的推移，提供传输服务的准备义务的收入和现金收入将按比例确认。

自2018年1月1日起，jcp&L须遵守frc批准的和解协议，该协议规定每年的收入要求为$155百万，这是按比例确认为收入随着时间的推移。请参见注14，“监管事项”，以进一步讨论由联邦电力管制委员会于2019年12月19日批准的关税修正案，以便将JCP&L现有的明示传输率转换为前瞻性公式传输率。

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下表是按输电公司所有者分列的截至2019年12月31日和2018年12月31日为止各输电公司与受管制输电客户合同收入的细目：

		截至12月31日，
输电主		2019				2018
		(以百万计)
ATSI		$	754			$	664
小径		242				237
MAIT		224				150
其他		290				284
总收入		$	1,510			$	1,335

FES、FENOC、BSPC和部分AE供应(包括乐天发电站)基本上代表了FirstEnergy以前构成CES可报告运营部门的所有业务，在FirstEnergy的合并财务报表中，由于FES破产和作为退出大宗商品风险发电的战略审查的一部分而采取的行动如下文所述，FES、FENOC、BSPC和部分AE供应基本上代表了第一能源(FirstEnergy)的所有业务。上一期间的结果已重新分类，以符合已停止的业务的列报方式。

FES和FENOC第11章破产申请

如注1“组织和介绍基础”中所述，2018年3月31日，FES和FENOC宣布FES破产。FirstEnergy的结论是，它不再对FES Debtors拥有控制权，因为这些实体受破产法院的管辖，因此，截至2018年3月31日，FES Debtors被从FirstEnergy的合并财务报表中分离出来，FirstEnergy已经并将按公允价值核算其对FES Debtors的投资。零。关于破产法院在2018年9月批准的处置和fes破产解决协议，如注1“组织和提交依据”所进一步讨论的，FE记录了在处置以下资产时的税后收益：$59百万和$435百万分别于2019年和2018年。

第一能源公司(FirstEnergy)通过解散FES代工公司而取消了其有竞争力的发电机队的很大一部分，由此得出结论，FES Debtors符合停产的标准，因为这是管理层对退出大宗商品风险发电和向一家完全监管的公司转型的战略评估中的一个重大事件。

FES向FE借款

2018年3月9日，FES$500百万根据截至2016年12月6日的担保信贷安排，由FES作为借款人，FG和NG作为担保人，FE作为贷款人，充分利用担保信贷安排下的承诺信贷额度。在FES解团结后，FE完全保留给$500百万与担保信贷安排下的借款有关。根据FES破产和解协议的条款，FE将释放针对FES Debtors的任何和所有有关$500百万在有担保的信贷安排下借来的。

2018年3月16日，FES Debtors退出了不受监管的公司资金池，其中包括FE和FES Debtors。根据FES破产和解协议的条款，FE恢复了$88百万2018年，对FES债务人在不受监管的公司资金池中的地位适用的NOL付款估计数在2018年3月16日退出之前，这使FES债务人在货币池下所欠FE的金额增加到$92百万。此外，截至2018年3月31日，AE供应$102百万FES欠的未付无担保本票。继于2018年3月31日解散FES债券后，鉴于FES破产清算协议的条款，FE完全保留$92百万与未受管制的公司资金池下的未偿无担保借款以及$102百万与AE供应无担保本票有关。根据FES破产和解协议的条款，FirstEnergy将释放针对FES Debtors的任何和所有有关$92百万在不受管制的资金池下欠下的款项$102百万无担保本票。截至2019年12月31日和2018年12月31日$33百万和$24百万利息分别应计和随后保留。

服务协定

根据FES破产清算协议，FirstEnergy与FES Debtors签订了一项经修正和重新声明的共享服务协议，将共享服务的可用性延长至不迟于2020年6月30日，但如果FES Debtors提出请求，则可能会减少服务。根据经修订的共享服务协定，按照以前的共享服务协定，直接收费或以不超过成本的方式分配费用。除了对某些通知要求和其他条款和条件作出规定外，该协议还规定向fesdebtors提供最多可达以下数额的信用证。$112.5百万根据先前的共享服务协议和经修正的共享服务协议(2018年4月1日至2018年12月31日)提供的服务所产生的费用。向FES Debtors提供的共享服务的全部功劳($112.5百万)已经

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得到FE承认，并被列入截至2018年12月31日停止运营造成的损失。FES债主已经支付了大约$152百万2019年12月31日终了年度的共享服务。

福利义务

FirstEnergy将为FES Debtors的雇员保留在破产前提供的服务的某些义务。在2018年3月31日保留这一义务后，净负债为$820百万(包括EDCP、养恤金和OPEB)，其中包括因停业而蒙受的相应损失。EDCP和FES Debtors的雇员在破产期间赚取的养老金/OPEB服务费用是根据共享服务协议收取的。由于FE继续向FES/FENOC雇员提供养恤金福利，养恤金成本的某些组成部分，包括市场标记，被视为提供持续的服务，并在FE申请破产后的持续运营中报告。铁已经向FES的债务人发出了大约的账单。$37百万在截至2019年12月31日的年度养老金和OPEB服务费用中所占份额。

购电

FES有时通过关联公司的电力销售提供电力，以满足公用事业公司POLR和默认服务要求的一部分，并为某些附属公司的设施提供电力。截至2019年12月31日，公用事业公司大约欠FES$10百万与这些购买有关。电力购买协议的条款和条件一般与行业惯例和其他类似的第三方安排相一致。在持续经营中购买和确认的公用事业$171百万和$318百万截至2019年12月31日和2018年12月31日为止的电力采购。

所得税

就美国联邦所得税而言，在摆脱破产之前，FES债务者将继续合并在FirstEnergy的纳税申报表中，而应纳税所得将根据基础个人净资产的税基来确定。先前记录在内部基础差异上的递延税可能不代表外部基础差异的实际税收后果，从而导致将现有的综合收益NOL重新定性为未来无价值的股票扣减。FirstEnergy目前估计未来不值钱的股票扣减额约为$4.8十亿 ($1.0十亿，扣除税款后，扣除未获确认的税项利益。$448百万 ($94百万，扣除税款)。估计的无价值股票扣减取决于FES破产后FES债务人的出现，这些数额可能会受到未来事件的重大影响。

此外，“税法”修订了该法第163(J)条，限制了公司的利息费用扣除，但对某些受管制的公用事业实行豁免。2018年11月26日，美国国税局发布了实施第163(J)条的拟议条例，包括适用于既有受监管的公用事业组织，也有非监管成员的合并集团。根据对这些拟议条例的解释，FirstEnergy估计了2019年和2018年其合并组的可扣减利息数额，并在非扣减部分记录了一项递延税资产，因为该部分是无限期的。然而，与非扣减利息结转有关的递延税资产有充分的估价备抵，因为未来的盈利能力需要从受管制的公用事业业务以外的来源获得。2019年和2018年，第一能源公司的税收支出$54百万和$60百万分别由估价津贴产生，其中$14百万和$27百万已分别反映为2019年和2018年不确定的税收状况。2019年和2018年与不可扣减利息有关的所有税收支出都记录在停业经营中，因为这完全归因于将FES Debtors纳入FirstEnergy的合并集团，因此，根据公司间税务分担协议，已分配给FES Debtors。Fe已经完全保留了分配给FES Debtors的不可扣减利息的金额，这与根据公司间税收分配协议与FES Debtors达成的正在进行的调节有关。

关于第一能源公司、FES主要债权人集团、FES债权国和UCC之间解决办法的进一步讨论，见注1，“组织和介绍的基础”。

竞争性发电资产出售

FirstEnergy于2017年1月宣布，AE供应和AGC已与LS Power EquityPartners III，LP的一家子公司签订了一项资产购买协议，该协议于2017年8月修订并重报。四天然气发电站，AE公司对布坎南发电设施的兴趣和大约59%AGC对巴斯县的兴趣(1,615具有组合容量的MWs)。2017年12月13日，AE供应完成了天然气发电厂的销售。2018年3月1日，AE供应完成了布坎南发电设施的销售。2018年5月3日，AE供应公司和AGC公司完成了约59%AGC对巴斯郡的兴趣。此外，2018年5月3日，在AGC结束出售其在巴斯县的部分股权后，AGC完成了AGC AE供应股份的赎回，AGC成为MP的全资子公司。

2018年3月9日，BSPC和FG与Walleye Power，LLC(原Walleye Energy，LLC)签订资产购买协议，出售湾岸发电设施，包括136MW海湾海岸1号机组及FG拥有的其他退役燃煤发电设备.破产法院于2018年7月13日批准了这笔交易，交易于2018年7月31日完成。

按照FES破产清算协议的设想，AE供应公司于2018年12月31日签订了一项协议，将1300兆瓦的乐天电站及相关资产转移到FG，同时保留某些特定的负债。根据协议的条款，自2019年1月1日起，FG收购了乐天集团的经济利益，而AE供应公司经营的是乐天集团。

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直到转移，正如上文所讨论的，发生在2020年1月30日。关闭后，AE供应将继续提供进入McElroy运行的CCR影响设施的通道，该设施未被转让，FE将为AE供应的某些留存环境责任提供担保，包括McElroy的运行CCR冲击设施。

单独而言，AE供应和BSPC资产出售和高兴电站转让没有资格报告为停止的业务。不过，总体而言，这些交易是管理层为退出大宗商品敞口发电而进行的战略审查的一部分，当考虑到fES和fenoc 2018年3月31日的破产申请时，这些交易意味着基本上取消了FirstEnergy所有有竞争力的发电车队，并符合停产标准。

停止作业的结果摘要

2011年12月31日、2019、2018年和2017年12月31日终了年度停止经营的结果摘要如下：

		截至12月31日，
(以百万计)		2019				2018 (3)				2017 (3)
收入		$	188			$	989			$	3,055
燃料		(140		)		(304		)		(879		)
购电		—				(84		)		(268		)
其他业务费用		(63		)		(435		)		(1,499		)
折旧准备		—				(96		)		(109		)
一般税		(14		)		(35		)		(103		)
资产减值(1)		—				—				(2,358		)
乐天经济利益(2)		27				—				—
其他费用，净额		(2		)		(83		)		(94		)
因停止经营而造成的税前损失		(4		)		(48		)		(2,255		)
所得税费用(福利)		47				61				(820		)
停业造成的损失，扣除税后的损失		(51		)		(109		)		(1,435		)
处置FES和FENOC的收益，税后净额		59				435				—
停业的收入(损失)		$	8			$	326			$	(1,435	)

⁽¹⁾包括FES核设施、乐天发电厂($120百万)，以及竞争性发电资产出售($193百万).

⁽²⁾ 反映FG从2019年1月1日起对其在乐天的经济利益所欠的估计数额，如上文进一步讨论的那样。

⁽³⁾终止的业务包括FES和FENOC的结果，直到2018年3月31日为止，届时将从FirstEnergy的财务报表中分离出来。

2019年12月31日和2018年12月31日终了年度确认的处置收益包括：

		截至12月31日，
(以百万计)		2019				2018
取消对FES和FENOC的投资		$	—			$	2,193
承担在期交所保留的福利义务		—				(820		)
FE提供的担保和信贷支持		—				(139		)
应收账款和分配养恤金准备金/OPEB按市价计价		—				(914		)
结算考虑及服务信贷		7				(1,197		)
FES和FENOC税前处置损失		7				(877		)
所得税福利，包括估计价值的股票扣减额		52				1,312
处置FES和FENOC的收益，税后净额		$	59			$	435

截至2019年12月31日和2018年12月31日$33百万和$25百万分别列在FirstEnergy的综合资产负债表中，作为流动资产停业。

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第一能源公司的现金流动综合报表将停止经营的现金流量与每一现金流量类别内持续经营的现金流量结合起来。下表汇总了2019年12月31日、2018年和2017年12月31日终了年度停止经营的主要现金流动项目类别：

		截至12月31日，
(以百万计)		2019				2018				2017
业务活动现金流量：
停止业务的收入		$	8			$	326			$	(1,435	)
处置收益，扣除税后		(59		)		(435		)		—
折旧和摊销，包括核燃料、监管资产、净资产、无形资产和递延债务相关费用		—				110				333
递延所得税和投资税收抵免净额		47				61				(842		)
衍生交易未实现(收益)损失		—				(10		)		81
投资活动的现金流量：
财产增加		—				(27		)		(317		)
核燃料		—				—				(254		)
出售以信托形式持有的投资证券		—				109				940
购买以信托形式持有的投资证券		—				(122		)		(999		)

的AOCI的变化年数终结2019年12月31日, 2018和2017，第一能源项目见下表：

		现金流量表的损益(1)				AFS证券未实现收益				确定养恤金和OPEB计划				共计
		(以百万计)
Aoci Balance，2017年1月1日		$	(28	)		$	52			$	150			$	174
改叙前其他综合收入		—				85				(11		)		74
从AOCI重新分类的金额		10				(63		)		(74		)		(127		)
其他综合收入(损失)		10				22				(85		)		(53		)
其他综合收入(损失)所得税(福利)		4				7				(32		)		(21		)
其他综合收入(损失)，扣除税后		6				15				(53		)		(32		)
Aoci Balance，2017年12月31日		$	(22	)		$	67			$	97			$	142
改叙前其他综合收入		—				(97		)		(9		)		(106		)
从AOCI重新分类的金额		8				(1		)		(74		)		(67		)
FES和FENOC的解聚		13				(8		)		—				5
其他综合收入(损失)		21				(106		)		(83		)		(168		)
其他综合收入(损失)所得税(福利)		10				(39		)		(38		)		(67		)
其他综合收入(损失)，扣除税后		11				(67		)		(45		)		(101		)
Aoci Balance，2018年12月31日		$	(11	)		$	—			$	52			$	41
改叙前其他综合收入		—				—				(2		)		(2		)
从AOCI重新分类的金额		2				—				(29		)		(27		)
其他综合收入(损失)		2				—				(31		)		(29		)
其他综合收入(损失)所得税(福利)		—				—				(8		)		(8		)
其他综合收入(损失)，扣除税后		2				—				(23		)		(21		)
Aoci结余，2019年12月31日		$	(9	)		$	—			$	29			$	20

⁽¹⁾ 涉及以前的现金流量对冲，用于对冲固定利率，长期债券，证券发行之前。

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将下列金额从AOCI中重新分类为FirstEnergy年数终结2019年12月31日, 2018和2017:

		截至12月31日的年度，												综合收入报表中受影响的项目(损失)
从AOCI改叙(1)		2019				2018 (2)				2017
		(以百万计)
现金流量套期保值损益
商品合同		$	—			$	1			$	2			其他业务费用
长期债务		2				7				8				利息费用
		—				(2		)		(4		)		所得税
		$	2			$	6			$	6			扣除税额
AFS证券未实现收益
出售证券的已实现收益		$	—			$	(1	)		$	(40	)		已停止的业务
确定养恤金和OPEB计划
前期服务费用		$	(29	)		$	(74	)		$	(74	)		(3)
		8				19				28				所得税
		$	(21	)		$	(55	)		$	(46	)		扣除税额
(1)括号内的数额为AOCI综合损益表的贷项。
(2)包括因采用ASU 2018-02而从AOCI重新分类的滞留税额，“从累积的其他综合收入中重新分类某些税收影响".
(3)服务费用在杂项收入中列报，在其他收入(费用)中列报，在第一能源综合损益表中列报。部分包括在计算定期费用净额(贷项)中，详情见附注5，“养恤金和其他离职后福利”。

FirstEnergy提供非缴费型限定福利养老金计划，主要涵盖其所有员工，以及涵盖某些员工的非合格养老金计划。这些计划根据服务年限和薪酬水平确定福利。根据养老金计划中的现金余额部分(2014年1月1日或之后雇用的雇员)，FirstEnergy根据工资抵免和利息抵免向符合条件的员工退休账户缴款。此外，FirstEnergy还向退休雇员提供最低数额的非缴费人寿保险，以及可选的缴款保险。医疗福利，包括某些雇员的供款、免赔额和共同支付，在某些雇员、其受抚养人以及在某些情况下的幸存者退休后也可获得。FirstEnergy确认，从雇员被雇用到有资格领取这些福利为止，向雇员及其受益人和受抚养人提供养老金和OPEB的预期成本。FirstEnergy在就业后，但在退休前，对前或不工作的雇员也有义务领取与残疾有关的福利。

FirstEnergy确认了养老金和OPEB对计划资产公允价值的变化以及每个财政年度第四季度的精算净损益以及任何确定有资格重新计量的计划的市价调整。养恤金和项目厅费用的其余部分，主要是服务费用、债务利息、资产假定收益和以前的服务费用，按月记录。截至12月31日的养老金和OPEB市场调整，2019, 2018，和2017都是$676百万, $145百万美元，和$141百万美元分别。在这些数额中，大约$2百万, $1百万，和$39百万，包括在截至12月31日的年度内已停止的业务中，2019, 2018，和2017分别。在……里面2019，养老金和OPEB的市价调整主要反映了用于衡量福利债务和高于预期资产回报的贴现率下降了110个基点。

FirstEnergy的养恤金和OPEB供资政策是基于使用预计单位信用方法的精算计算。2018年1月，FirstEnergy满足了其5亿美元的合格养恤金计划的最低供资义务，并通过追加捐款7.5亿美元，解决了到2020年其养恤金计划的预期所需供资义务。2019年2月1日，FirstEnergy向合格养老金计划自愿捐款5亿美元。FirstEnergy预计到2021年将不再需要捐款。

养恤金和OPEB费用受雇员人口统计(包括年龄、薪酬水平和雇用期)、对计划的缴款水平和计划资产的收入的影响。养恤金和养恤金业务费用也可能受到关键假设的变化的影响，包括计划资产的预期回报率、贴现率和医疗保健趋势率，用于确定养恤金和养恤金费用的预计福利义务。FirstEnergy为其养老金和OPEB计划使用12月31日的衡量日期。计划资产的公允价值代表计量日的实际市场价值。

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FirstEnergy对养老金计划资产的假定回报率考虑了历史市场回报和养老金信托持有的投资类型的经济预测。在……里面2019，FirstEnergy的养老金和OPEB计划资产经历了以下收益$1,492百万, 或20.2%，与.的损失相比$371百万，或(4.0)%，在2018的收益$999百万，或15.1%，在2017，并假设7.50%回报率2019, 2018和2017产生$569百万, $605百万和$478百万计划资产的预期收益。养老金和OPEB资产的预期回报是基于信托的资产配置目标和基于风险和固定收益证券的历史表现。由于计划资产的预期收益和实际收益之间的差额而产生的损益将减少或增加未来的定期养恤金净额和OPEB成本，因为这一差额每年在每个财政年度第四季度确认，或每当计划确定有资格重新计量时。

在2019年期间，精算师协会发布了新的死亡率表，其中包括比RP-2014表更多的最新数据以及新的改进量表。对第一能源养老金和OPEB计划死亡率数据的分析表明，最适宜使用PRI-2012年死亡率表，其预测尺度为MP-2019。因此，采用PRI-2012年死亡率表(MP-2019)来确定2019年第一能源养老金和OPEB计划截至2019年12月31日的福利成本和义务。 使用PRI-2012死亡率表和预测等级MP-2019的影响，使预计的养恤金债务大致减少。 $29百万 和 $3百万 分别为养老金计划和OPEB计划，并被纳入2019年养老金和OPEB标价调整。

从2019年起，FirstEnergy改变了用于估算养老金和OPEB计划周期净收益成本中的服务成本和利息成本的方法，从历史上看，FirstEnergy利用用于衡量收益义务的收益率曲线得出的单一加权平均贴现率来估算这些组成部分。FirstEnergy公司选择使用即期费率方法估算收益成本的组成部分，方法是沿着全收益曲线对相关的预计现金流量适用具体的即期利率，因为这样做可以更好地估计服务和利息成本，改善预期收益现金流量与相应的即期收益率曲线比率之间的相关性。这一选举被认为是估计数的变化，因此，前瞻性核算，对FirstEnergy的财务报表没有重大影响。

在通过ASU 2017-07之后，“报酬-退休福利：改进定期养恤金净成本和净定期退休后福利成本的列报方式“2018年，除资本化外的服务费用继续在第一能源综合损益表中的其他业务费用中列报，非服务费用在杂项收入、净额、其他收入(费用)中列报。

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		养恤金								OPEB
债务和资金状况-合格和非合格计划		2019				2018				2019				2018
		(以百万计)
福利义务的变化：
截至1月1日的福利义务		$	9,462			$	10,167			$	608			$	731
服务成本		193				224				3				5
利息成本		373				372				22				25
计划参与者的贡献		—				—				4				3
图则修订		2				5				—				5
特别解雇津贴		14				31				—				8
医疗退休人员药品补贴		—				—				1				1
年金购买		—				(129		)		—				—
精算(收益)损失		1,535				(710		)		64				(121		)
支付的福利		(529		)		(498		)		(48		)		(49		)
截至12月31日的福利义务		$	11,050			$	9,462			$	654			$	608
计划资产公允价值的变化：
截至1月1日的计划资产公允价值		$	6,984			$	6,704			$	408			$	439
计划资产实际收益		1,419				(363		)		73				(8		)
年金购买		—				(129		)		—				—
公司贡献		521				1,270				21				22
计划参与者的贡献		—				—				4				3
支付的福利		(529		)		(498		)		(48		)		(48		)
截至12月31日的计划资产公允价值		$	8,395			$	6,984			$	458			$	408
供资状况：
合格计划		$	(2,203	)		$	(2,093	)		$	—			$	—
不符合条件的图则		(452		)		(385		)		—				—
基金状况(截至12月31日的负债净额)		$	(2,655	)		$	(2,478	)		$	(196	)		$	(200	)
累积收益义务		$	10,439			$	8,951			$	—			$	—
AOCI确认的金额：
前期服务费用(贷项)		$	24			$	30			$	(85	)		$	(121	)
用于确定养恤金义务的假设
(截至十二月三十一日止)
贴现率		3.34		%		4.44		%		3.18		%		4.30		%
补偿增长率		4.10		%		4.10		%		N/A				N/A
现金余额加权平均贷记利率		2.57		%		3.34		%		N/A				N/A
假设保健费用趋势率
(截至十二月三十一日止)
假设医疗费用趋势率(医疗保险前后)		N/A				N/A				6.0-5.5%				6.0-5.5%
假定成本趋势率下降的比率(最终趋势率)		N/A				N/A				4.5		%		4.5		%
利率达到最终趋势率的年份		N/A				N/A				2028				2028
计划资产的分配(截至12月31日)
权益证券		29		%		34		%		54		%		48		%
固定收益		36		%		34		%		30		%		35		%
对冲基金		9		%		11		%		—		%		—		%
保险联系证券		2		%		2		%		—		%		—		%
房地产基金		7		%		10		%		—		%		—		%
衍生物		—		%		2		%		—		%		—		%
私人股本基金		4		%		2		%		—		%		—		%
现金及短期证券		13		%		5		%		16		%		17		%
共计		100		%		100		%		100		%		100		%

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截至12月31日的年度净定期福利费用的组成部分，		养恤金												OPEB
		2019				2018				2017				2019				2018				2017
		(以百万计)
服务成本		$	193			$	224			$	208			$	3			$	5			$	5
利息成本		373				372				390				22				25				27
计划资产预期收益		(540		)		(574		)		(448		)		(29		)		(31		)		(30		)
前期服务费用摊销(贷项)		7				7				7				(36		)		(81		)		(81		)
特别终止费用(1)		14				31				—				—				8				—
退休金及公开进修银行按市价调整		656				227				108				20				(82		)		13
定期养恤金净费用(贷项)		$	703			$	287			$	265			$	(20	)		$	(156	)		$	(66	)

⁽¹⁾ 根据上限，FirstEnergy已同意通过其养恤金计划为向某些FES雇员提供的自愿强化退休一揽子计划以及提供某些其他雇员福利提供资金。$14百万确认为2019年12月31日终了年度)。

用于确定12月31日终了年度定期净收益成本的假设*		养恤金									OPEB
		2019			2018			2017			2019			2018			2017
加权平均贴现率		4.44	%		3.75	%		4.25	%		4.30	%		3.50	%		4.00	%
计划资产的预期长期回报		7.50	%		7.50	%		7.50	%		7.50	%		7.50	%		7.50	%
补偿增长率		4.10	%		4.20	%		4.20	%		N/A			N/A			N/A

^*不包括养老金和OPEB市盈率调整的影响.

上表所列数额包括FES Debtors在定期养恤金净额中所占份额和OPEB费用(贷项)$242百万和$(19)百万分别是截至十二月三十一日为止的一年，2019。FES Debtors在定期养恤金净额中所占份额和OPEB费用(贷项)为$64百万和$(25)百万分别是截至十二月三十一日为止的一年，2018，和$60百万和$(17)百万分别是截至十二月三十一日为止的一年，2017。2019年与FES自愿强化退休计划相关的特别终止费用是FirstEnergy综合收入报表(亏损)中已停止的业务的一个组成部分。继FES Debtors自愿申请破产后，FE已向FES Debtors大约开单。$37百万和$42百万截至12月31日为止的养老金和OPEB服务费用中所占份额，2019和2018分别。

在选择假设的贴现率时，FirstEnergy考虑到目前可获得的高质量固定收益投资的回报率，预计在养老金和OPEB债务到期日之前可以使用。计划资产的假定回报率考虑了历史市场回报和FirstEnergy养恤金信托所持有的投资类型的经济预测。考虑到投资组合的资产配置策略，制定了长期收益率。

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下表列出按公允价值等级按公允价值记账的养恤金金融资产。有关公允价值层次结构的每个级别的说明，请参见注10“公允价值度量”。期间，各级别之间没有显著的转移。2019和2018.

		2019年12月31日																资产分配
		一级				2级				三级				共计
		(以百万计)
现金及短期证券		$	—			$	1,069			$	—			$	1,069			13	%
股票		1,532				828				—				2,360				29	%
固定收入：
公司债券		—				2,064				—				2,064				25	%
其他(3)		—				880				—				880				11	%
替代品：
衍生物		(40		)		—				—				(40		)		—	%
共计(1)		$	1,492			$	4,841			$	—			$	6,333			78	%
私人股本基金(2)														342				4	%
保险联系证券(2)														186				2	%
对冲基金(2)														774				9	%
房地产基金(2)														584				7	%
投资总额														$	8,219			100	%

(1)	不包括$176百万截至2019年12月31日，反映在公允价值表中的与金融工具有关的应收款、应付款、税款和应计收入。

(2)	资产净值作为近似公允价值的实用权宜之计。

(3)	包括保险年金、银行贷款和新兴市场债务。

		2018年12月31日																资产分配
		一级				2级				三级				共计
		(以百万计)
现金及短期证券		$	—			$	342			$	—			$	342			5	%
股票		1,115				1,256				—				2,371				34	%
固定收入：
政府债券		—				59				—				59				1	%
公司债券		—				1,674				—				1,674				23	%
其他(4)		—				667				—				667				10	%
替代品：
衍生物		108				—				—				108				2	%
共计(1)		$	1,223			$	3,998			$	—			$	5,221			75	%
私人股本基金(2)														143				2	%
保险联系证券(2)														108				2	%
对冲基金(3)														779				11	%
房地产基金(3)														665				10	%
投资总额														$	6,916			100	%

(1)	不包括$68百万截至2018年12月31日，反映在公允价值表中的与金融工具有关的应收款、应付款、税款和应计收入。

(2)	资产净值作为近似公允价值的实用权宜之计。

(3)	前一年第2级和第3级资产的分类，$779百万和$665百万截至2018年12月31日，已分别在本年度列报方式中作了调整，并被列入公允价值等级表之外，作为投资，资产净值被用作根据ASU 2015-07近似公允价值的实用权宜之计。“披露某些实体的投资，这些实体计算每股净资产价值(或其同等价值)".

(4)	包括保险年金、银行贷款和新兴市场债务。

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截至2019年12月31日和2018按公允价值计算的OPEB信托投资如下：

		2019年12月31日																资产分配
		一级				2级				三级				共计
		(以百万计)
现金及短期证券		$	—			$	72			$	—			$	72			16	%
股权投资：
国内		246				—				—				246				54	%
固定收入：
政府债券		—				100				—				100				22	%
公司债券		—				34				—				34				7	%
按揭证券(非政府证券)						5				—				5				1	%
共计(1)		$	246			$	211			$	—			$	457			100	%

⁽¹⁾不包括$1百万截至2019年12月31日，反映在公允价值表中的与金融工具有关的应收款、应付款、税款和应计收入。

		2018年12月31日																资产分配
		一级				2级				三级				共计
		(以百万计)
现金及短期证券		$	—			$	71			$	—			$	71			17	%
股权投资：
国内		196				—				—				196				48	%
固定收入：
政府债券		—				107				—				107				26	%
公司债券		—				32				—				32				8	%
按揭证券(非政府证券)						4				—				4				1	%
共计(1)		$	196			$	214			$	—			$	410			100	%

⁽¹⁾不包括$(2)百万截至2018年12月31日，反映在公允价值表中的与金融工具有关的应收款、应付款、税款和应计收入。

FirstEnergy采用一种采用股票、固定收益和其他现有投资组合的总回报投资方法，同时考虑到养老金计划负债，以优化计划资产的长期回报，以达到谨慎的风险水平。风险承受力是通过仔细考虑计划负债、计划资金状况和公司财务状况来确定的。投资组合包含多种股权和固定收益投资.股票投资分散在美国和非美国股市，以及成长型、价值型和小型和大型资本化基金.房地产和私人股本等其他资产用于提高长期回报，同时改善投资组合多元化。衍生工具可用于以有效和及时的方式获得市场敞口；然而，衍生工具不被用来在基础投资的市场价值之外利用投资组合。通过定期投资组合审查、年度负债计量和定期资产/负债研究，不断衡量和监测投资风险。

FirstEnergy为其养恤金和OPEB信托投资组合分配的目标资产2019和2018见下表：

目标资产分配
		2019			2018
股票		38	%		38	%
固定收益		30	%		30	%
对冲基金		8	%		8	%
房地产		10	%		10	%
替代投资		8	%		8	%
现金		6	%		6	%
		100	%		100	%

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考虑到估计的雇员未来服务，FirstEnergy预计将从计划资产和其他付款中支付下列福利，扣除参与人缴款：

						OPEB
		养恤金				福利支付				补贴收据
		(以百万计)
2020		$	547			$	52			$	(1	)
2021		564				49				(1		)
2022		573				48				(1		)
2023		586				47				(1		)
2024		593				46				(1		)
2025年-2029年		3,099				208				(3		)

第一能源公司通过2015年国际比较方案授予股票奖励，主要是以限制性股票和业绩为基础的限制性股票单位的形式。根据FirstEnergy先前的激励薪酬计划(ICP 2007)，FirstEnergy还授予股票期权和业绩股票。2007年国际比较方案和2015年国际比较方案包括股东授权发布29百万股份和10百万美元普通股或其等价物的股份。截至2019年12月31日，约3.9百万如果限制库存单位的未清周期达到最高业绩计量标准，则根据2015年比较方案下的未来赠款可获得份额。不份额可用于2007年比较方案下的未来赠款。因没收或取消而未发行的股份可加回国际比较方案2015年。2007年国际比较方案和2015年比较方案下批准的股票是从核定但未发行的普通股中发行的。以股票为基础的奖励的归属期从一至十年，大部分裁决的归属期为三年。FirstEnergy还通过其401(K)储蓄计划、EDCP和DCPD发行股票。目前，FirstEnergy根据授予日的公允价值，记录将在归属期内以股票形式支付的基于股票的赔偿金的补偿成本。第一能源占没收的发生。

FirstEnergy调整基于股票的薪酬奖励的补偿成本，该薪酬将根据每个报告日裁决的公允价值的变化以现金支付。第一能源记录在执行或结算奖励时通过减税实现的实际税收利益。终了年度实现的实际所得税福利2019年12月31日, 2018和2017...$24百万, $15百万和$15百万分别。当裁决归属、结算或没收时，裁定的所得税效果在损益表中得到确认。

以股票为基础的赔偿成本和与第一能源计划有关的以股票为基础的赔偿费用总额2019年12月31日, 2018和2017列于下表：

		截至12月31日，
股票薪酬计划		2019				2018				2017
		(以百万计)
受限制股票单位		$	73			$	102			$	49
限制性股票		1				1				1
401(K)储蓄计划		33				33				42
EDCP和DCPD		9				7				6
主要用途合计		$	116			$	143			$	98
以股票为基础的赔偿费用资本化		$	54			$	60			$	37

有不2019、2018年和2017年12月31日终了年度的股票期权费用。与股票补偿计划费用相关的所得税福利如下：$10百万$18百万和$10百万最后几年2019年12月31日, 2018和2017分别。

受限制股票单位

从2015年授予的基于业绩的限制性股票单位开始，每项奖励的三分之二将以股票支付，三分之一将以现金支付。以股票支付的限制性股票单位使参与者有权在限制期结束时获得相当于协议规定的股票单位数目的若干普通股，但须根据FirstEnergy的业绩相对于适用于每项授标的财务和业务业绩指标进行调整。受限制股票单位奖励的股票部分的授予日期公允价值是根据授予之日FE普通股的高低价格的平均值来衡量的。从2018年授予的奖励开始，限制性股票单位包括

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业绩指标由一个相对股东总回报调整器组成，使用标准普尔500效用指数作为比较组。使用蒙特卡罗模拟方法计算这些奖励的估计赠款日期公允价值。.

以现金支付的限制性股票单位使参与者有权根据协议中规定的股票单位数量和截至归属之日FE普通股同等数量的价值收取现金。限制性股票单位奖励的现金部分被视为负债奖励，根据FE的股票价格和预期的业绩调整对每一期间进行重新计量。截至12月31日，以业绩为基础的限制性股票单位未来应以现金支付的部分的负债，2019，曾$46百万。期间2019，约$44百万已支付的现金部分与归属于下列的限制性股票单位债务有关2019.

以表现为基础的限制性股票单位奖励的归属期2017, 2018和2019，每个人三年。股利等价物在受限制股票单位上收到，并再投资于额外的限制性股票单位，并受与基础奖励相同的业绩条件的限制。

截至12月31日止的年度限制性股票单位活动2019，如下：

限制性股活动		股份 (以百万计)			加权平均批出日期公允价值(每股)
截至2019年1月1日		3.3			$	33.78
2019年授予		1.9			41.23
2019年被没收		(0.4	)		37.23
2019年归属(1)		(2.2	)		40.73
截至2019年12月31日		2.6			$	36.20

⁽¹⁾ 不包括大约相当于股利的636在归属期间赚取的千股股份.

中授予的裁决的加权平均公允价值2019, 2018和2017是$41.23, $36.78和$31.71分别每股。截至12月31日，2019, 2018，和2017，受限制股票单位的公允价值如下：$91百万, $62百万，和$42百万分别。截至2019年12月31日，大约有$31百万与非既得股补偿安排有关的未确认补偿费用总额，预计将在大约一段时间内予以确认。三年.

限制性股票

某些雇员获得FE限制性股票的奖励(相对于在限制期结束时有权获得股份的“单位”)，但须受超过一段时间或在取得业绩结果后失效的限制。受限制股票的公允价值是根据授予之日FE普通股高低价格的平均值来衡量的。股利从限制性股票上收取，并再投资于限制性股票的其他股份，但须符合相关裁决的归属条件。截至12月31日止的年度限制性股票活动2019，不重要。

股票期权

股票期权已授予某些雇员，允许他们在规定的时间内以固定的行使价格购买一定数量的普通股。股票期权一般到期十年从授予之日起。有不授予的股票期权2019。截至年底的股票期权活动2019年12月31日情况如下：

股票期权活动		股份数目 (以百万计)			加权平均行使价格(每股)
馀额，2019年1月1日(所有可行使的选项)		0.8			$	37.37
行使选择权		(0.6	)		37.26
期权被没收		(0.1	)		37.72
馀额，2019年12月31日(所有可行使的选项)		0.1			$	37.75

约$23百万和$12百万2019年和2018年分别从行使股票期权中收到现金。有不从行使股票期权中收到的现金2017。截至12月31日未到期期权的加权平均剩余合同期限，2019，曾2.16年数.

 

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401(K)储蓄计划

在……里面2019和2018，约1百万和1.3百万分别发行FE普通股，并将其存入参与人账户。

EDCP

根据EDCP，某些雇员可以将其部分薪酬(包括基本工资、年度奖励和/或长期激励奖励)推迟到无资金来源的账户中。年度激励和长期激励可在FE股票账户中延期.基本工资和年度奖励可以递延到赚取利息的退休现金账户中。股息按未偿股票按季度计算，并以额外股票单位的形式贷记。股票或现金的支付形式因奖励的形式、延期的期限和其他因素而异。某些类型的延期支付，如股利等值单位、年度奖励和绩效股票奖励，必须以现金支付。直到2015年，股票账户的支出通常会发生。三年从推迟之日起，虽然参与人可以选择将他们的股份推迟到退休股票账户，该账户将在退休时以现金支付。2015年，FirstEnergy修订了EDCP，取消了在此之后获得递延股票的权利三年，适用于在2015年11月1日或之后作出的延期。递延到退休股票账户的赔偿金将在离职、死亡或伤残后以现金支付。分配给退休现金账户的现金应计利息，余额将在参与人选择的一段时间内以现金支付。

DCPD

根据DCPD，FE董事会成员可以选择将其全部或部分股权保留人推迟到递延股票账户，并将其现金保留人推迟到递延股票或递延现金账户。约为DCPD确认的净负债$9百万截至2019年12月31日和2018年12月31日，包括在综合资产负债表上的标题“退休福利”中。

第一能源公司按照负债会计方法记录所得税。递延所得税反映了用于财务报告目的的资产和负债的账面金额与为纳税目的确认的数额之间的临时差额的税收净额。在使用时递延的投资税收抵免额将在有关财产的收回期内摊销。与暂时性税收和会计基础差及税收抵免结转项目有关的递延所得税负债，在预期支付债务时，按现行法定所得税税率确认。递延税资产是根据预期在结算时生效的所得税税率确认的。

Fe及其子公司以及FES和FENOC是公司间所得税分配协议的缔约方，该协议规定了合并税负的分配。可归属于FE的税收优惠净额(不包括与GPU合并后的收购负债相关的利息费用产生的任何税收优惠)重新分配给具有应税收入的FE子公司。这一拨款作为对获得税收优惠的公司的一种资本贡献入账。预计FES和FENOC将继续参与公司间税收分配协议，直到它们摆脱破产，届时它们将不再是FirstEnergy综合税务集团的一部分。

2017年12月22日，总统签署了“税法”，其中包括对1986年“国内收入法”(经修订的“税法”)的重大修改，使其成为法律。影响第一能源的更重要的变化如下：

•	将公司联邦所得税税率从35%降至21%，2018年生效；

•	至2022年，合格财产的全部支出，不包括费率管制的公用事业，从2023年开始逐步减少；

•	对利息扣除的限制，但利率管制公用事业除外，自2018年起生效；

•	2017年12月31日后产生的联邦NOL的使用限制在无限期结转的应税收入的80%以内；

•	废除公司资产管理税，允许纳税人对任何AMT贷款结转要求退款。

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		截至12月31日，
所得税(1)		2019				2018				2017
		(以百万计)
当前应付(应收款)-
联邦制		$	(16	)		$	(16	)		$	14
国家(2)		24				17				20
		8				1				34
推迟，净额-
联邦制(3)		150				252				1,647
国家(4)		60				243				40
		210				495				1,687
投资税抵免摊销		(5		)		(6		)		(6		)
所得税总额		$	213			$	490			$	1,715

(1)	持续经营所得所得税。

(2)	不包括$1百万和$22百万在截至2018年12月31日和2017年12月31日结束的年度内，与停业相关的国家税收支出。

(3)	不包括$(9)百万, $(1.3)十亿和$(771)百万在截至2019、2018年和2017年12月31日结束的年度内与停止经营有关的联邦税收优惠。

(4)	不包括$4百万, $12百万和$(69)百万截至2019年12月31日、2018年12月31日和2017年12月31日终止营业的国家税收支出(福利)。

第一能源税率受到固定项目的影响，如AFUDC权益项目和其他流通领域项目，以及在任何特定时期可能发生的离散项目，但这些项目在不同时期之间并不一致。下表提供了按联邦法定税率计算的联邦所得税支出(福利)与截至12月31日的年度所得税(福利)总额的对账情况。2019, 2018和2017:

	截至12月31日，
	2019				2018				2017
	(以百万计)
持续经营收入，所得税前	$	1,117			$	1,512			$	1,426
按法定税率计算的联邦所得税支出(2019年、2018年和2017年分别为21%、21%和35%)	$	235			$	318			$	499
因下列原因而增加(减少)税收
州所得税，扣除联邦税收优惠	96				90				40
AFUDC股权及其他流通股	(36		)		(31		)		(15		)
投资税收抵免摊销	(5		)		(5		)		(6		)
职工持股股利	(3		)		(3		)		(5		)
递延税的重新计量	—				24				1,193
WV酉群重测量	—				126				—
“税法”规定的超额递延摊销	(74		)		(60		)		—
不确定的税收状况	(11		)		2				(3		)
估价津贴	5				21				11
其他，净额	6				8				1
所得税总额	$	213			$	490			$	1,715
有效所得税税率	19.1		%		32.4		%		120.3		%

第一能源公司2019年和2018年持续经营的有效税率为19.1%和32.4%分别。实际税率下降的主要原因是2018年没有收费，包括大约$24百万与重新计量“税法”产生的递延所得税和大约$126百万与重新计量西弗吉尼亚州递延所得税有关，这是由于FES和FENOC于2018年第一季度在法律和财务上分离而产生的(关于终止营业中确认的与FES破产有关的其他税务事项，见注3“停业经营”)。此外，在2019年，FirstEnergy受监管的分销和输电子公司确认，与2018年相比，与摊销净超额递延所得税有关的税收福利有所增加(详见附注14，“监管事项”)。

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累积递延所得税2019年12月31日和2018，如下：

		截至12月31日，
		2019				2018
		(以百万计)
财产基础差异		$	5,037			$	4,737
养恤金和OPEB		(698		)		(629		)
TMI-2核退役		89				82
阿罗斯		(226		)		(215		)
管制资产/负债		445				414
递延补偿		(154		)		(170		)
估计无价值股票扣除额		(1,007		)		(1,004		)
结转损失和AMT贷项		(836		)		(899		)
估价准备金		441				394
所有其他		(242		)		(208		)
递延所得税负债净额		$	2,849			$	2,502

FirstEnergy将联邦NOL和税收抵免的影响记录为递延所得税资产，这些影响很可能通过未来的操作和通过扭转现有的临时差额来实现。截至2019年12月31日，FirstEnergy的损失结转和AMT信用额包括$2.1十亿 ($441百万(除税收外)将于2031年到期的联邦NOL结转额和联邦AMT抵免额$9百万有一个无限期的结转期。

下表概述了为州和地方所得税的目的而进行的税前北环线结转的大致情况。$6.8十亿 ($361百万，除税收外)第一能源，其中大约有$1.5十亿 ($103百万，预计将根据目前的估计和假设使用。这些NOL的最终使用可能会受到州和地方税务管辖区对NOL的使用的法定限制、法定税率的变化以及除其他外影响到未来盈利能力和未来应纳税收入分配给各州和地方税务管辖区的方式的业务变化的影响。除了州和地方NOL的估价津贴外，FirstEnergy还记录了对某些州和地方财产相关DTA的准备金(约为$62百万，扣除税后)，以及上文讨论的估计利息费用不可扣减部分的准备金。

有效期		国家				本土化
		(以百万计)
2020-2024		$	1,844			$	1,081
2025-2029		1,652				—
2030-2034		1,265				—
2035-2039		886				—
不定式		67				—
		$	5,714			$	1,081

第一能源核算其财务报表中确认的所得税的不确定性。识别阈值和计量属性用于财务报表识别和衡量在报税表上采取或预期采取的税收立场。截至2019年12月31日和2018，FirstEnergy的未确认所得税福利总额约为$164百万和$158百万分别。与上一年相比，未确认的所得税福利发生变化，主要原因是增加了大约$14百万第163(J)款和第163(J)款下的估计非扣减利息准备金$6百万关于估计毫无价值的库存扣减的准备金(见附注3，停止经营，以供进一步讨论)。这些增加额因重新计量2018年准备金而部分抵销，这笔准备金涉及约163(J)款下的非扣减利息估计数$11百万，以及$3百万由于某些州征税管辖区的法规失效而减少。如果在未来几年最终得到承认，$151百万未确认的所得税优惠将影响有效税率。

截至2019年12月31日，这是相当有可能的，大约$59百万未获确认的税务优惠可在2020由于有征税当局的定居点或诉讼时效到期，其中$57百万会影响第一能源公司的有效税率。

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下表汇总截至12月31日止年度未确认税额的变化，2019, 2018和2017:

		(以百万计)
2017年1月1日结余		$	84
本年度增加		2
因法规失效而减少		(6		)
2017年12月31日		$	80
本年度增加		125
上一年减少		(45		)
因法规失效而减少		(2		)
2018年12月31日		$	158
本年度增加		22
往年减少		(12		)
因法规失效而减少		(4		)
2019年12月31日结余		$	164

第一能源确认利息费用或收入以及与所得税中不确定的税收地位有关的处罚，方法是将适用的法定利率适用于已确认的税额与先前在报税表上采取或预期采取的数额之间的差额。第一能源公司确认与未确认的税收利益有关的净利息2019, 2018和2017，不重要。最后几年2019年12月31日和2018，FirstEnergy记录的累计应付净利息不算重大。

FirstEnergy拥有由美国国税局和州税务当局审核或上诉的报税表。在2019年6月，美国国税局完成了对FirstEnergy 2017年联邦所得税申报表的审查，并发出了一份完整的验收函，但未对FirstEnergy的应税收入进行任何修改或调整。美国国税局目前正在审查2018年的税收年度。第一能源公司(FirstEnergy)对一些州辖区的纳税申报表将于2009-2018年开放。

一般税

截至12月31日止年度的一般税费，2019, 2018和2017，在持续行动中得到承认，概述如下：

		截至12月31日，
		2019				2018				2017
		(以百万计)
KWh消费税		$	191			$	198			$	188
国家总收入		185				192				184
不动产和个人财产		504				478				452
社会保障和失业		100				103				96
其他		28				22				20
一般税总额		$	1,008			$	993			$	940

FirstEnergy主要根据可取消和不可取消的租约租赁车辆以及建筑空间、办公设备和其他财产和设备。第一能源公司没有任何作为出租人的材料租赁。

第一能源公司采用ASU 2016-02，“租约(主题842)”于2019年1月1日选出一批过渡性实用权宜之计，在标准内提供。其中包括“三人一套”的权宜之计，这些权宜之计必须结合在一起，使各实体能够：(1)不重新评估现有合同是否包含租赁；(2)继承现有租赁分类；(3)不重新评估与现有租约有关的初始直接费用。此外，FirstEnergy选择在采用期间(2019年1月1日)适用该标准的要求，而不重述以往各期。该标准于2019年1月1日通过，在采用时并没有产生实质性的累积效应调整。FirstEnergy没有在新的指导下评估土地地役权，因为这些地役权以前没有作为租约入账。FirstEnergy还选择不将非租赁组件与非租赁组件分离，因为非租赁组件是不重要的。

初始租期为12个月或更短的租约，在租赁期限内按直线确认为租赁费用，而不记录在资产负债表上。大多数租约包括一个或多个续约选项，以及可以延长租约期限的续约条款。

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从1到40年数和某些租约包括终止的选项。第一能源公司行使租赁延期选择权是唯一的酌处权。如果根据与合同有关的各种因素合理确定，续约选择将包括在租赁责任范围内。某些租约还包括购买租赁财产的选择。租赁资产和租赁权改进的折旧寿命受预期租赁期限的限制，除非所有权转让或购买选择权的行使相当肯定。FirstEnergy的租赁协议不包含任何实质性的限制性契约。

对于根据主租赁协议租赁的车辆，在租赁期限结束时，出租人可获得不超过规定的设备费用百分比的剩余价值。截至12月31日，2019，这些租赁协议在租赁期限结束时的最大潜在损失约为$15百万.

用于受监管业务的资产的融资租赁在FirstEnergy的综合收益(亏损)报表中得到确认，因此，对使用权、资产和租赁负债利息的摊销等于为计息目的所允许的费用。被监管和不受监管的业务的融资租赁被视为资产是拥有和融资的，连带费用在利息费用和第一能源公司综合损益表(亏损)上的折旧备抵中确认，而所有经营租赁费用则在其他经营费用中确认。租赁费用的组成部分如下：

		截至2019年12月31日止的年度
(以百万计)		车辆				建筑				其他				共计
业务租赁费用(1)		$	28			$	9			$	12			$	49
融资租赁费用：
资产使用权摊销		15				1				1				17
租赁负债利息		3				3				—				6
融资租赁费用总额		18				4				1				23
租赁费用总额		$	46			$	13			$	13			$	72

⁽¹⁾包括$13百万短期租赁费用。

与租赁有关的现金流动补充资料如下：

(以百万计)		截至2019年12月31日止的年度
为计算租赁负债所包括的数额支付的现金：
经营租赁的经营现金流		$	29
融资租赁的经营现金流		5
融资租赁的现金流量		25
以租赁债务换取的使用权资产：
经营租赁		$	83
融资租赁		3

租赁条件和贴现率如下：

		截至2019年12月31日
加权平均剩余租赁期限(年份)
经营租赁		9.42
融资租赁		4.62
加权平均贴现率(1)
经营租赁		4.51	%
融资租赁		10.45	%

⁽¹⁾ 当隐性利率不易确定时，则采用增量借款率，以确定租赁付款的现值。该费率是根据预期的期限和在开始日期可获得的信息确定的。

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与租赁有关的补充资产负债表信息如下：

(以百万计)		财务报表细列项目		截至2019年12月31日
资产
业务租赁资产，扣除累计摊销2 300万美元		递延费用和其他资产		$	231
融资租赁资产，扣除累计摊销额9 000万美元		财产、厂房和设备		73
租赁资产共计				$	304
负债
目前：
操作		其他流动负债		$	32
金融		当前应付长期债务		15
非当前：
操作		其他非流动负债		241
金融		长期债务和其他长期债务		45
租赁负债总额				$	333

截至12月31日的租赁负债到期日，2019，如下：

(以百万计)		经营租赁				融资租赁				共计
2020		$	40			$	20			$	60
2021		40				17				57
2022		40				15				55
2023		36				8				44
2024		29				4				33
此后		154				16				170
租赁付款总额(1)		339				80				419
较少估算的利息		(66		)		(20		)		(86		)
总净现值		$	273			$	60			$	333

⁽¹⁾ 某些租契的经营租契付款由以下分租契收入抵销$13百万过关13年数.

截至12月31日，2019，主要针对尚未开始的车辆的额外经营租赁协议如下$13百万。这些租约预计将在下一年度内开始。18有租赁条款的月份3到10好几年了。

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ASC 840，“租约”披露

2018年12月31日至2018年12月31日的未来最低资本租赁付款，载于2018年12月31日终了年度表10-K的ASC 840“租赁“如下：

资本租赁
		(以百万计)
2019		$	24
2020		19
2021		16
2022		13
2023		8
此后数年		16
最低租赁付款总额		96
利息部分		(23		)
最低租金净额现值		73
减去电流部分		18
非电流部分		$	55

截至2018年12月31日的未来最低业务租赁付款，如2018年12月31日终了年度10-K表ASC 840所报告的那样租赁“如下：

经营租赁
		(以百万计)
2019		$	34
2020		36
2021		34
2022		30
2023		28
此后数年		127
最低租赁付款总额		$	289

ASC 840项下的业务租赁费用“租赁“截至12月31日，2018和2017都是$48百万和$53百万分别。

截至2019年12月31日，第一能源综合资产负债表中其他递延费用中的无形资产包括：

		无形资产												摊销费用
														实际				估计值
(以百万计)		毛额				累积摊销				网				2019				2020				2021				2022				2023				2024				此后
NUG合同(1)		$	124			$	46			$	78			$	5			$	5			$	5			$	5			$	5			$	5			$	53
煤炭合同(2)		102				100				2				3				2				—				—				—				—				—
		$	226			$	146			$	80			$	8			$	7			$	5			$	5			$	5			$	5			$	53

(1)	NIG合同受监管会计的约束，其摊销不影响收益。

(2)	煤炭合同的记录与监管相抵消，它们的摊销不影响利润。

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经常性公允价值计量

权威会计准则建立了公允价值层次结构，对用于计量公允价值的投入进行排序。该层次结构给出了级别1度量的最高优先级和级别3度量的最低优先级。公允价值等级的三个层次和估值技术说明如下：

一级	-	活跃市场中相同工具的报价
2级	-	活跃市场中类似工具的报价
	-	在不活跃的市场中相同或类似工具的报价
	-	模型衍生的估值，所有重要的投入都是可观测的市场数据。

模型主要是考虑各种假设的行业标准模型，包括商品的报价、时间价值、波动因素、基础工具的当前市场和合同价格以及其他相关的经济措施。

三级	-	估价投入是不可观测的，对公允价值计量具有重要意义。

FirstEnergy每年提供长期的电力和容量价格预测，并随着市场情况的变化定期更新。当基础价格不可观测时，用长期价格预测中的价格来衡量公允价值。

FTR是一种金融工具，根据传输路径间每小时一天的阻塞价格差异，使持有者有权获得收入(或收费)。FTR是由FirstEnergy在年度、月度和长期PJM拍卖中收购的，最初使用的是低于成本的拍卖清算价格。在初始确认后，FTR的账面价值被周期性地调整为公允价值，使用一种接近市场的从标记到模型的方法。与客观来源相比，该模型的主要投入通常是最近的PJM拍卖清算价格和FTR的剩余小时。该模型通过将最近的拍卖清算价格乘以剩余的FTR小时减去按比例计算的FTR成本来计算公允价值。单独投入的大幅增减可能导致公允价值计量的高或低。

NUG合同是指第三方非公用事业发电机的PPAs，这些发电机是为履行PURPA规定的某些义务而交易的。NUG合同的承载价值以公允价值记录，并定期使用接近市场的标记到模型的方法进行调整。该模型的主要不可观测输入是区域电价和发电MWH。NUG合同的定价是本年度和明年市场价格的组合。两年根据可观测的数据和内部模型，使用历史趋势和合同下剩余年份的市场数据。内部模型使用预测的能源购买价格作为投入时，价格没有确定的合同。预测的市场价格是基于洲际交易所公司。报价和管理假设。MWH世代反映了合同安排和历史趋势提供的数据。该模型通过将价格乘以产生的MWH来计算公允价值。单独投入的大幅增减可能导致公允价值计量的高或低。

对于在资产净值中没有容易确定的公允价值的投资，有一个实际的权宜之计，使资产净值能够近似公允价值。将资产净值作为一种实际权宜之计的投资被排除在公平价值等级表中的要求之外。相反，这些投资在公允价值等级表之外列报，以协助对表中报告的投资余额与资产负债表进行核对。FirstEnergy选择了NAV的实用权宜之计，投资于私人股本基金、保险相关证券、对冲基金(绝对回报)和养恤金计划内持有的房地产基金。见附注5，“养恤金和其他离职后福利”，按公允价值等级按公允价值计算的养恤金金融资产。

FirstEnergy主要采用市场方法，利用现有的最佳信息进行经常性的公允价值计量。因此，FirstEnergy最大限度地利用可观测的输入，并将不可观测的输入的使用降到最低。截至目前为止，所使用的估价方法没有变化2019年12月31日，从……使用的2018年12月31日。公允价值计量的确定考虑了各种因素，包括但不限于不履行风险、交易对手信用风险和信用增强的影响(如现金存款、最低利润和优先利息)。这些形式的风险对公允价值计量的影响不大。

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下表列出按公允价值等级按公允价值记账的经常性资产和负债：

	2019年12月31日																2018年12月31日
	一级				2级				三级				共计				一级				2级				三级				共计
资产	(以百万计)
公司债务证券	$	—			$	135			$	—			$	135			$	—			$	405			$	—			$	405
衍生资产FTR(1)	—				—				4				4				—				—				10				10
权益证券(2)	2				—				—				2				339				—				—				339
外国政府债券	—				—				—				—				—				13				—				13
美国政府债券	—				—				—				—				—				20				—				20
美国国债证券	—				271				—				271				—				250				—				250
其他(3)	627				789				—				1,416				367				34				—				401
总资产	$	629			$	1,195			$	4			$	1,828			$	706			$	722			$	10			$	1,438
负债
衍生负债(1)	$	—			$	—			$	(1	)		$	(1	)		$	—			$	—			$	(1	)		$	(1	)
衍生负债-NUG合同(1)	—				—				(16		)		(16		)		—				—				(44		)		(44		)
负债总额	$	—			$	—			$	(17	)		$	(17	)		$	—			$	—			$	(45	)		$	(45	)
净资产(负债)(4)	$	629			$	1,195			$	(13	)		$	1,811			$	706			$	722			$	(35	)		$	1,393

(1)	合同受监管会计处理，市场价值的变化不影响收益。

(2)	NDT基金持有股票投资组合，其表现以标准普尔500低波动性高股息指数、标准普尔500指数、摩根士丹利资本国际世界指数和摩根士丹利资本国际世界IMI指数为基准。

(3)	主要包括短期现金投资。

(4)	不包括$(16)百万和$4百万截至2019年12月31日，和2018年12月31日分别反映在公允价值表中的与金融工具有关的应收款、应付款、税款和应计收入。

3级测量的前滚

下表对NUG合同和FTR的公允价值的变化进行了调节，这些更改在截至年度的公允价值层次结构中被归类为三级。2019年12月31日和2018年12月31日:

	NUG合同(1)												FTRs(1)
	衍生资产				衍生负债				网				衍生资产				衍生负债				网
	(以百万计)
2018年1月1日	$	—			$	(79	)		$	(79	)		$	3			$	—			$	3
未实现收益(损失)	—				2				2				8				1				9
购货	—				—				—				5				(5		)		—
安置点	—				33				33				(6		)		3				(3		)
2018年12月31日	$	—			$	(44	)		$	(44	)		$	10			$	(1	)		$	9
未实现收益(损失)	—				(11		)		(11		)		(1		)		—				(1		)
购货	—				—				—				6				(4		)		2
安置点	—				39				39				(11		)		4				(7		)
2019年12月31日	$	—			$	(16	)		$	(16	)		$	4			$	(1	)		$	3

(1)合同受监管会计处理，市场价值的变化不影响收益。

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三级定量信息

下表提供了FTR和NUG合同的数量信息，这些合同在截止年度的公允价值层次结构中被归类为三级。2019年12月31日:

公允价值，净额(百万)

估价 技术

重要投入

范围

加权平均

单位

FTRs

$

3

模型

RTO拍卖结算价格

0.70至3.40美元

$1.30

美元/MWH

NUG合同

$

(16

)

模型

世代 区域电价

400至330 000 25.30美元至35.20美元

115,000 $26.30

MWh 美元/MWH

投资

所有最初期限为三个月或三个月以下的临时现金投资都按成本在综合资产负债表上报告为现金等价物，接近其公允市场价值。现金和现金等价物以外的投资包括股票证券、AFS债务证券和其他投资。FirstEnergy没有为交易目的持有的债务证券。

一般而言，股权证券的未实现损益在收入中确认，而AFS债务证券的未实现损益在AOCI中得到确认。然而，JCP&L、ME和PN的NDT须接受监管会计处理，所有权益和AFS债务证券的损益与监管资产相抵。

NDT基金的投资政策限制或限制了信托基金持有某些类型资产的能力，包括私人或直接配售、认股权证、第一能源证券、对拥有核电厂的公司的投资、金融衍生产品、可转换为普通股的证券、信托基金的托管人或管理人及其父母或子公司的证券。

核退役和核燃料处置信托基金

JCP&L、ME和PN在各自的NDT和核燃料处置信托中持有债务和股权证券。债务证券被归类为AFS证券，按公允市场价值确认。如附注15所进一步讨论的，“承付款、担保和意外开支”，与TMI-2交易有关的第一能源综合资产负债表上待出售的资产和负债包括$691百万、NDT$882百万，以及账面净值为零的不动产、厂场和设备，这些都包括在受管制的分配部分。

下表汇总NDT和核燃料处置信托所持投资的摊销成本法、未实现收益、未实现损失和公允价值。2019年12月31日和2018年12月31日:

		(一九二零九年十二月三十一日)(1)																(2018年12月31日)(2)
		成本基础				未实现收益				未实现损失				公允价值(3)				成本基础				未实现收益				未实现损失				公允价值
		(以百万计)
债务证券		$	403			$	9			$	(11	)		$	401			$	714			$	2			$	(28	)		$	688
权益证券		$	—			$	—			$	—			$	—			$	339			$	15			$	(16	)		$	338

(1)	不包括短期现金投资$751百万，其中$747百万被归类为待售。

(2)	不包括短期现金投资$20百万.

(3)	包括$135百万归类为待售。

出售股本和美国战地服务团债务证券的投资收益、出售这些债券的已实现损益以及利息和股息收入年数终结2019年12月31日, 2018和2017，如下：

		截至12月31日，
		2019				2018(1)				2017(1)
		(以百万计)
销售收益		$	1,637			$	800			$	1,230
已实现收益		98				41				74
已实现损失		(31		)		(48		)		(58		)
利息及股息收入		38				41				39

⁽¹⁾不包括列为已停止的业务的数额。

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其他投资

其他投资包括主要投资于公司所有人寿保险的雇员福利信托，以及权益法投资。其他投资是$299百万 a新元253百万截至2019年12月31日和2018年12月31日分别从上文报告的数额中扣除。

长期债务和其他长期债务

根据公认会计原则，所有初始期限少于一年的借款都被定义为短期金融工具，并按成本在综合资产负债表上报告为短期借款。由于这些借款是短期性质的，FirstEnergy认为它们的成本接近它们的公平市场价值。下表提供了截至12月31日的长期债务的大致公允价值和相关账面金额，其中不包括融资租赁债务和未摊销债务发行成本、溢价和折扣净额，2019和2018:

	截至12月31日，
	2019				2018
	(以百万计)
承载价值(1)	$	20,074			$	18,315
公允价值	22,928				19,266

⁽¹⁾ 截至.的账面价值2019年12月31日，包括$2.3十亿债务发行和$789百万2019年的赎回。

长期债务和其他长期债务的公允价值反映了与这些证券有关的现金流出的现值，其依据是当前的买入价格、到期日收益率或在每个期间结束时认为适当的可转债收益率。假定的收益率是基于信用评级类似于FirstEnergy的公司提供的具有类似特征的证券。第一能源公司将短期借款、长期债务和其他长期债务列为公允价值等级的第二级。2019年12月31日和2018年12月31日.

 

普通股

留存收益和股息

截至2019年12月31日，第一能源公司的累积赤字为$4.010亿美元。宣布的股息2019和2018都是$1.53和$1.82分别每股。分红$0.38每股和$0.36第一季度、第二季度、第三季度和第四季度每股支付2019和2018分别。十一月八日，2019，董事会宣布季度股息$0.39第一季由OPIC支付每股2020。所有股利申报的数额和时间取决于董事会的酌处权及其对业务条件、经营结果、财务状况和其他因素的考虑。

除了从留存收益中支付股息外，OE、CEI、TE、Penn、JCP&L、ME和PN还获得FERC的授权，可以从已缴入资本账户向FirstEnergy支付现金股利，只要它们的FERC定义的股本/总资本比率仍高于35%。此外，agc还获得ferc的授权，可以从已缴入资本账户向其母公司支付现金股息，只要其ferc定义的股本与总资本化比率保持在较高水平。45%。与某些FirstEnergy子公司的长期债务有关的公司章程、契约、监管限制和其他各种协议载有可能进一步限制其普通股股利支付的规定。这些规定都没有对FirstEnergy的子公司向FE支付现金红利的能力构成实质性限制。2019年12月31日.

普通股发行

此外，FE大约发布了3百万2019年的普通股，3.2百万2018年普通股和3.0百万2017年，根据其股票投资计划和某些基于股票的福利计划，向注册股东及其董事和子公司的员工发行普通股。

2018年1月22日，FE签订了“普通股购买协议”30,120,482期交所普通股股份，票面价值$0.10每股，代表投资$850百万 ($3百万普通股和$847百万)。关于2018年和2019年期间转换为普通股的优先股资料，请见下文。

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优先股和优先股

第一能源公司和公用事业公司被授权发行优先股和优先股2019年12月31日，如下：

		优先股							优先股
		授权股份			面值				授权股份			面值
铁		5,000,000			$	100
OE		6,000,000			$	100			8,000,000			无标准杆
OE		8,000,000			$	25
佩恩		1,200,000			$	100
CEI		4,000,000			无标准杆				3,000,000			无标准杆
特		3,000,000			$	100			5,000,000			$	25
特		12,000,000			$	25
JCP&L		15,600,000			无标准杆
我		10,000,000			无标准杆
PN		11,435,000			无标准杆
MP		940,000			$	100
体育		10,000,000			$	0.01
可湿性粉剂		32,000,000			无标准杆

截至2019年12月31日，不发行优先股。截至2019年12月31日和2018年12月31日，不优先股已发行。

优先股发行

Fe签订了一份优先股购买协议，以供私人配售1,616,000强制可转换优先股，指定为A系列可转换优先股，票面价值$100每股投资$1.62十亿 ($162百万强制可转换优先股和$1.46十亿)。

优先股按折算的基础参与普通股的股利，如果优先股的股份按当时的转换价格在股利记录日折算的话，优先股持有人将收到的普通股股份数。这种股利是在支付普通股股利的同时支付的。

2008年期间， 911,411 优先股股份被转换成 33,238,910 优先股股东可选择的普通股。另外，根据优先股股东的选择， 494,767 优先股股份被转换成18,044,018 2019年1月普通股。 一九一零年七月二十二日，28,302 优先股股份自动转换为1,032,165 普通股的股份，以及 181,520 s当持股人到达 4.9% 优先股条款中概述的上限。剩下的181,520 优先股于2019年8月1日转换成 6,619,985 普通股截至2019年12月31日，1,616,000优先股股份被转换成58,935,078普通股，因此，没有优先股上市。

优先股包括一种嵌入的转换期权，其价格低于承诺日普通股的公允价值。这个有益的转换功能，大约是$296百万，表示普通股每股公允价值与转换价格之间的差额，乘以转换时可发行的普通股数量。受益转换功能在发行日至第一个允许转换日期(2018年7月22日)期间被摊销为视为股息，作为对OPIC的费用，因为FE处于累积赤字状态，没有留存收益可申报股息。如上文所述，为每股收益报告目的，这一有益的转换特性反映在可归属于普通股股东的净收益中，即视为股息。有利转换功能($296百万)在2018年第三季度全部摊销。

优先股的每一股可按持有人的选择权转换为若干普通股，相当于$1,000清算优惠，除以当时的转换价格($27.42(每股)。转换价格须对普通股的细分和组合进行反稀释调整和调整，并对普通股支付的普通股和当时有效的转换价格以下的某些股票进行分红。

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长期债务和其他长期债务

下表列出截至2005年第一能源的长期债务和融资租赁债务2019年12月31日和2018:

		截至2019年12月31日				截至12月31日，
(百万美元)		到期日		利率		2019				2018
FMBs和担保票据-固定利率		2020-2059		1.726% - 8.250%		$	4,741			$	4,355
无担保票据-固定利率		2020-2049		2.850% - 7.375%		14,575				13,450
无担保票据-可变利率		2021		2.480%		750				500
融资租赁债务						60				73
未摊销债务折扣						(33		)		(39		)
未摊销债务发行成本						(103		)		(95		)
未摊销公允价值调整						8				10
当前应付长期债务						(380		)		(503		)
长期债务和其他长期债务总额						$	19,618			$	17,751

2019年1月10日，ME发行了5亿美元的4.30%到期的高级债券。发行高级债券的收益主要用于对现有债务进行再融资，其中包括ME应于2019年到期的7.70%高级债券的3亿美元，以及在FE监管的公用事业货币池和FE融资机制下未偿还的借款，以资助资本支出和其他一般公司用途。

2019年2月8日，JCP&L发行了4亿美元4.30%的高级债券，到期日期为2026年。发行这些高级债券的收益主要用于对现有债务进行再融资，包括因JCP&L到期时偿还到期的3亿美元7.35%高级债券而产生的未偿还金额，以及为风暴恢复和恢复费用和开支提供的资金，以满足资本支出和周转资金需求，并用于其他一般公司用途。

2019年3月28日，FET发行了5亿美元的4.55%到期的高级债券。发行高级债券的收益主要用于支持fet的资本结构，偿还在FE不受监管的资金池下未偿还的短期借款，为资本改善提供资金，并用于其他一般企业目的，包括为营运资金需求和日常运营提供资金。

2019年4月15日，ATSI发行了1亿美元的4.38%到期的高级债券。发行高级债券的收益主要用于偿还短期借款，为资本支出和周转资金需求提供资金，并用于其他一般公司用途。

在2019年5月21日，WP发行了1亿美元的4.22%的FMBs到期2059年。发行FMBs的收益过去或现在(视属何情况而定)用于为现有债务再融资、为资本支出提供资金以及用于其他一般公司用途。

2019年6月3日，PN发行了3亿美元到期的2029年到期的3.60%高级债券。发行这些高级债券的收益被用于再融资现有债务，包括因到期偿还PN 6.63%到期的2019年到期的6.63%高级债券而产生的未偿债务，用于为资本支出和其他一般公司目的提供资金。

2019年6月5日，AGC发行了4.47%到期的2029年到期的4.47%高级无担保债券中的5，000万美元。发行这些高级债券的收益被用来改善流动性，在最近赎回所有现有长期债务后，在资本结构内重新建立债务构成，并满足营运资本要求和其他一般公司用途。

在2019年8月15日，WP发行了1.5亿美元的4.22%的FMBs到期2059年。收益用于对现有债务、资本支出和其他一般公司用途进行再融资。

在2099年11月14日，MP发行了1.55亿美元的3.23%的FMBs到期的2029年和4500万美元的3.93%的FMB到期2049年。收益用于对现有债务进行再融资，为资本支出提供资金，并用于其他一般公司用途。

关于融资租赁的补充信息，见附注8，“租约”。

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证券化债券

环境控制债券

第一能源公司的合并财务报表包括以下机构发行的环境控制债券：二破产远程、特殊目的有限责任公司，是MP和PE的间接子公司。债券的收益用于建造环境控制设施。所欠环境管制债券的本金及利息，由环境管制收费的收益作保证，并只从该收益中支付。第一能源公司的债权人，除有限责任公司SPE外，不得动用特殊目的有限责任公司的任何资产或收入。截至2019年12月31日和2018, $333百万和$358百万环境控制债券分别未结清。

过渡债券

2006年8月，JCP&L过渡基金II出售过渡债券，以证券化回收与JCP&L供应BGS相关的递延成本。JCP&L没有购买也没有持有任何过渡债券，这些债券包括在FirstEnergy的综合资产负债表上的长期债务。过渡债券是JCP&L过渡资金II的唯一义务，由其股权和资产作为抵押，主要由可转让债券组成。截至2019年12月31日和2018, $25百万和$41百万这些过渡债券中，分别有未偿还的。

分阶段回收债券

2013年6月，俄亥俄公司组建的SPE公司大约发布了$445百万由分期回收债券支持的过户信托证书，用于证券化某些电力客户取暖折扣、燃料和购买的电力监管资产的证券化。阶段性恢复债券只能从SPE拥有的恢复属性中支付，并由其担保。债券持有人不能求助于FirstEnergy或俄亥俄州任何一家公司的一般信用。俄亥俄州的每一家公司，作为各自SPE的服务机构，管理和管理回收财产的阶段，包括零售电气客户支付的基于使用的费用的计费、收取和汇款。总的来说，俄亥俄公司有权享受$445千可以通过基于使用的收费来收回。SPE被认为是VIEs，每个SPE被合并到其适用的实用程序中。截至2019年12月31日和2018, $268百万和$292百万在阶段性复苏债券中，分别有未偿还债券。

其他长期债务

俄亥俄公司和宾夕法尼亚大学各有第一笔抵押契约，根据这一契约，它们可以对其所有财产和特许经营权(特别除外的财产除外)进行直接的第一抵押留置权担保。

根据有关按揭债券受托人截至2019年12月31日，根据各种抵押契约发行的所有FMBs的偿债基金要求为零。

下表列出未来五年的未偿还长期债务(不包括融资租赁、公允价值购买会计调整以及未摊销债务折扣和溢价)。2019年12月31日。预定在到期日前进行强制性采购的多氯联苯反映在此类多氯联苯预定投标的适用年份。

年
		(以百万计)
2020		$	364
2021		$	882
2022		$	1,142
2023		$	1,194
2024		$	1,246

某些PCRBs允许债券持有人在到期前进行强制性购买。截至12月31日，2019，议员有$73.5百万PCRB将长期债务归类为长期债务，在2021年，债务持有人可以行使其投标权.

债务公约违约条款

第一能源在某些融资安排下有各种债务契约，包括其循环信贷安排和定期贷款。最具限制性的债务契约涉及不支付此类债务的利息和(或)本金，以及维持某些财务比率。第一能源公司未能遵守其融资安排中所载的公约，可能导致违约，这可能对其财务状况产生不利影响。截至2019年12月31日，第一能源公司仍然遵守所有债务契约条款。

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此外，在一些融资安排中也有交叉违约条款.这些规定通常触发一实体或其任何重要子公司(不包括AE供应)在适用的融资安排中违约，而另一种融资安排的违约通常超过一定的本金。$100百万。虽然任何公用事业、ATSI、TRAIL或MAIT的这种违约通常会交叉违约FE融资安排，其中包含这些条款，但AE供应的违约一般不会交叉违约到适用的FE融资安排。此外，FE的违约通常不会交叉违约，适用于任何FE子公司的融资安排.跨违约条款通常不存在于FE或公用事业的任何高级票据或FMBs中。

第一能源公司 $1,000百万和$1,250百万 截至2019年12月31日和2018年12月31日的短期借款。

Fe和公用事业和FET及其某些子公司参加了两个单独的五年银团循环信贷设施，提供35亿美元的总承付款，可在2022年12月6日之前使用。根据FE信贷安排，可供借款、偿还和再借款的总额为25亿美元，但每一借款人(包括FE及其受监管的分销子公司)的借款分限额是分开的。根据FET信贷安排，在银团信贷安排下，可供借入、偿还和再借款的总额为10亿美元，但每一借款人，包括FE的传动子公司，均须另设借款分限额。截至2019年12月31日，FE和FET循环信贷工具的可用流动性为$2,496百万(反射$4百万(以不同条款发出)及$1,000百万分别。

2.5亿美元的FE融资机制和1亿美元的FET融资机制，以每个借款人的次级限额为限，可用于发行自发行之日起计一年内到期的LOCs(根据该设施提取的借款)。未清贷款总额将计入每项设施下的总承付款额和适用借款人的借款分限额。

信贷安排下的借款可用于营运资本和其他一般公司用途，包括公司间贷款和借款人向其任何子公司提供的预付款。一般来说，每一项信贷设施下的借款可分别提供给每一借款人，并在借款日期或承诺终止日起364天的较早时间到期，因为这一期限可能会延长。每个信贷机构都包含金融契约，要求每个借款人在每个财政季度结束时保持不超过65%和75%的综合债务与总资本比率(在每个信贷工具下定义)。

这些设施不包含限制在借款人信用评级发生任何变化时借款或加速支付未清预付款的能力的规定。定价是在“定价网格”中定义的，根据这一定义，设施下借入的资金的成本与借款公司的信用评级有关。此外，在每项贷款安排下的借款，在发生违约事件时，均须遵守通常及惯常的加速贷款规定，包括其他超过以下债务的债务的交叉违约。$100百万.

截至2019年12月31日，借款人在每一种情况下都符合各自设施规定的适用的债务与总资本比率契约。在FE对投资级信用评级进行升级之后，最低利率复盖率不再适用。

定期贷款

2018年10月19日，FE签订了两份独立的银团定期贷款协议，第一份是与新斯科舍银行(Bank Of Nova Scotia)签订的12.5亿美元364天贷款协议，以及其中确认的贷款人；第二项协议是与N.A.摩根大通银行(JPMorgan Chase Bank，N.A.)签订的为期两年的5亿美元贷款，作为行政代理，其中每一笔贷款的收益分别用于减少短期债务。定期贷款包含的契约和其他条款和条件在很大程度上类似于上文所述的FE循环信贷安排，包括债务与总资本的综合比率。自2019年9月11日起，上述两项信贷协议均经修订，将现有贷款金额分别由12.5亿元及5亿元更改为10亿元及7.5亿元，并将期限分别延长至2020年9月9日及2021年9月11日。

定期贷款项下的17.5亿美元借款以欧元汇率预付款的形式，可不时全部或部分转换为基准利率预支款或其他欧元汇率预支款。未偿还的备用基准利率预支将按浮动利率每年支付利息，该利率等于参照FE参考评级确定的基准利率垫款的适用保证金之和，加上(I)行政代理人公开宣布的“最优惠利率”中的最高利率，(Ii)每年1/2加联邦基金利率的总和，以及(Iii)在全国公认的服务(如道琼斯市场服务公司(Telerate))上出现的年利率等于每天一个月的伦敦银行同业拆借利率加上1%。未偿还的欧元美元利率预支将按伦敦银行同业拆借利率利率计算，利息期为一周或一、二、三或六个月，另加参照FE参考评级确定的适用保证金。FE参考评级的变化将降低或提高其适用的保证金，这取决于评级是改善了还是降低了。

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第一能源资金流

第一能源(FirstEnergy)旗下的公用事业运营子公司也有能力相互借款，并通过FE来满足它们的短期营运资本要求。第一能源公司与AE供应公司、FE公司、FET公司、FEV公司和某些其他不受监管的子公司之间存在类似但不同的安排。FESC管理这些资金池，并跟踪FE和各自受监管和不受监管的子公司的盈余资金(视情况而定)，以及从银行借款中获得的收益。根据货币池协议获得贷款的公司必须在借款后364天内偿还贷款本金和应计利息。各公司从各自的贷款池获得贷款的利率是相同的，其依据是通过资金池可获得的资金的平均成本。2019年，受监管公司的货币池平均年利率为2.27%，而不受监管的公司资金池的年平均利率为2.74%。

加权平均利率

第一能源公司承认，AROS及其相关费用具有适用的法律义务，主要用于TMI-2核发电设施的退役和环境补救，包括污泥处置池的复垦、煤灰处置场址的关闭、地下和地面储罐以及废水处理泻湖的关闭。此外，FirstEnergy承认有条件的退休义务，主要是石棉补救方面的义务。

下表汇总了在2019和2018:

阿罗和解		(以百万计)
2018年1月1日余额		$	570
现金流量估计时间和数额的变化		203
债务结算		(1		)
吸积		40
2018年12月31日		$	812
债务结算		(2		)
吸积		46
2019年12月31日结余(1)		$	856

⁽¹⁾ 包括$691百万与TMI-2相关，分类为待售。见附注15，“承诺，

担保和意外情况“，供进一步参考。

2015年4月，环保局最后确定了处置CCRs(无危险)的条例，制定了填埋场设计国家标准、地面蓄水池结构完整性设计和评估标准、地下水监测和保护程序以及其他操作和报告程序，以确保发电厂安全处置CCR。2017年9月13日，环保局宣布将重新考虑最终条例的某些条款。 2018年7月17日，环保局局长签署了一项最后规则，延长了某些CCR设施停止处置和开始关闭活动的最后期限，并制定了不那么严格的地下水监测和保护要求。2018年8月21日，直流电路将CCR规则的部分发回环保局，以便为更保护人类健康和环境的无衬CCR蓄水池提供额外的保障。2019年11月4日，环保局发布了一项拟议规则，将某些CCR蓄水池必须停止接受废物并开始关闭的日期提前到2020年8月31日。拟议的规则，包括60天的评论期，提供了例外，这可能允许延长关闭日期。

2018年第四季度，根据第三方完成的重新评估tmi-2、jcp&L、ME和pn的估计成本和时间的研究，它们的aro总共增加了大约10%。$172百万，有一种监管性的抵消。ARO增加的主要原因是，与退役有关的现金流量估计数的时间加快了。

国家调节

公用事业公司的零售价、服务条件、证券发行和其他事项在其经营的州受到监管--在马里兰州，由MDPSC管理；在新泽西，由NJBPU；在俄亥俄州，由PUCO；在宾夕法尼亚，由PPUC；在西弗吉尼亚州，由WVPSC；在纽约，由NYPSC。 在弗吉尼亚州，PE的传输操作受VSCC的某些规定的约束。此外，根据俄亥俄州的法律，市政当局可以管理公用事业的费率，如果公用事业公司不能接受，则可向PUCO提出上诉。此外，如果第一能源子公司中有任何一家从事重大建设

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新的输电设施，视国家情况而定，可能需要获得国家对新输电设施的选址、建造和运营的管理授权。

下表汇总了截至2019年12月31日公用设施的基本分配费率订单的主要条款：

公司		利率有效		允许的债务/股本		允许ROE
CEI		2009年5月		51% / 49%		10.5%
我(1)		2017年1月		48.8% / 51.2%		安顿(2)
MP		2015年2月		54% / 46%		安顿(2)
JCP&L		2017年1月		55% / 45%		9.6%
OE		2009年1月		51% / 49%		10.5%
高级行政主任(西弗吉尼亚)		2015年2月		54% / 46%		安顿(2)
佩里(马里兰)		2019年3月		47% / 53%		9.65%
PN(1)		2017年1月		47.4% / 52.6%		安顿(2)
佩恩(1)		2017年1月		49.9% / 50.1%		安顿(2)
特		2009年1月		51% / 49%		10.5%
可湿性粉剂(1)		2017年1月		49.7% / 50.3%		安顿(2)

⁽¹⁾ 将已提交的债务/股本反映为最终结算/订单，但不具体包括资本结构。

⁽²⁾ 委员会批准的和解协议没有披露ROE利率。

马里兰州

Pe根据MDPSC批准的基本费率运作，自2019年3月23日起生效。Pe还根据和解协议、MDPSC命令和条例以及法定规定提供SOS。 SOS供应是以滚动合同的形式，通过由MDPSC和第三方监测器监督的定期拍卖，竞争性地采购的。虽然针对PE客户的SOS供应已经过期，但服务继续以同样的方式进行，直到MDPSC的命令改变为止。 Pe收回其成本加上提供SOS的回报。

授权马里兰州方案要求每一家电力公司提出一项计划，在2018-2020年和2021-2023年期间每年减少电力消耗和需求0.2%，达到每年节约2%的最终目标，只要MDPSC确定有成本效益的方案和服务。能源部批准的2018-2020年授权马里兰州计划继续并扩大了前几年的计划，并增加了新的项目，预计三年期间总成本为1.16亿美元。在五年摊销的情况下，Pe收回项目成本.马里兰州法律只允许公用事业公司通过基本费率案例程序，收回因能源效率或减少需求方案而造成的分配收入损失，迄今为止，PE尚未寻求或获得这种追回。

2018年1月19日，电力公司与其他公用事业公司、工作组利益攸关方和MDPSC电动汽车工作组组长一起提交了一份联合请愿书，要求在2016年MDPSC程序中实施全州范围的电动汽车组合，以审议一系列与配电系统设计有关的问题，包括与电动汽车、分布式能源、先进计量基础设施、能源存储、系统规划、费率设计以及对低收入客户的影响有关的问题。佩里提出了一个电动汽车收费基础设施计划，预计总成本为1200万美元，将在五年摊销后收回。2019年1月14日，MDPSC批准了这项请愿，但该计划的范围将有所缩小。MDPSC于2019年7月3日批准了PE的合规申请，该文件实施了试点项目，但做了一些修改。

2018年8月24日，PE向MDPSC提交了一个基准利率案例，该委员会于2018年10月22日补充，用整整12个月的实际数据更新了部分预测的测试年。费率案要求每年增加1 970万美元的基本分配率，并设立一个电子数据交换系统，为四个增强的服务可靠性方案提供资金。作为对发现的回应，PE将其每年提高基本费率的要求修改为1 760万美元。拟议的利率上调反映出，最近的联邦税法改革为客户节省了730万美元。2019年3月22日，MDPSC发布了一项最终命令，批准了620万美元的利率上调，批准了四个EDIS项目中的三个项目，为期四年，指示PE在18个月内提交一份新的折旧研究报告，并下令在四年内提交一个新的基准利率案例，以配合已批准的EDIS项目的结束。

新泽西

JCP&L根据NJBPU批准的费率运营，自2017年1月1日起生效。JCP&L为不选择第三方EGS的零售客户和未能提供合同服务的第三方EGS客户提供BGS。所有新泽西EDC都参与了这一具有竞争力的BGS采购过程，并直接从客户那里收回BGS成本，这是一项独立于基本费率的收费。

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2019年4月18日，根据2018年5月新泽西颁布的立法，制定了一项ZEC计划，为新泽西州的核能供应提供税率层资助的补贴，NJBPU批准对所有新泽西电力公司(包括JCP&L的客户)实施不可绕过、不可撤销的ZEC收费。一旦JCP&L向客户收取这些资金，这些资金将汇给符合条件的核能发电机。

2017年12月，NJBPU发布了修改现行基本利率案例CTA政策的拟议规则，以：(一)从测试年度开始的五年回首计算储蓄；(二)将75%的储蓄由公司保留，25%分配给纳税者；(三)在2018年第一季度公布的“NJ登记册”中，将配电公司的输电资产排除在储蓄计算之外。 JCP&L提交了支持拟议规则制定的评论意见。2019年1月17日，NJBPU批准了拟议的CTA规则，但未作任何修改。2019年5月17日，利率律师向新泽西州高等法院上诉庭提出上诉。JCP&L对这一上诉提出异议，但无法预测此事的结果。

同样在2017年12月，NJBPU批准了其IIP规则制定。iIP为公用事业公司创造了一种财政激励机制，以加速促进某些提高可靠性、弹性和/或安全性的非收入生产部件的及时修复和更换所需的投资水平。2018年7月13日，JCP&L提交了一份基础设施计划JCP&L可靠性加，该计划提议在四年内加快3.868亿美元的配电基础设施投资，以提高其配电系统的可靠性和弹性，并减少停电的频率和持续时间。2019年4月23日，JCP&L代表JCP&L、费率顾问、NJBPU工作人员和新泽西大型能源用户联盟向NJBPU提交了一项和解协议，其中规定JCP&L将从2019年6月1日起至2020年12月31日投资约9，700万美元的资本投资。JCP&L应通过“细则”规定的加速成本回收机制，包括收入调整计算和两次费率调整程序，寻求收回资本投资。2019年5月8日，NJBPU发布命令，批准不经修改的定居点规定。根据这一规定，JCP&L于2019年9月16日提交了一份请愿书，要求批准费率调整，以便为JCP&L可靠性加建立的成本回收做好准备。

2018年1月31日，NJBPU启动了一项程序，审查“税法”对新泽西公用事业公司费率和收费的影响。NJBPU命令新泽西州公用事业机构：(1)推迟“税法”自2018年1月1日起生效的影响；(2)自2018年4月1日起提交反映现行税收变动的税率影响的关税；(3)自2018年7月1日起提交反映递延税变动的税率影响的关税。2018年3月2日，JCP&L向NJBPU提交了一份请愿书，其中包括提议从2018年4月1日起降低基本税率2 860万美元，以及一名乘客反映递延税变动对费率的影响130万美元。2018年3月26日，NJBPU批准了JCP&L公司在2018年4月1日生效的利率减免，但在这一程序取得结果之前，暂时可以退款。2019年4月23日，JCP&L代表费率顾问、NJBPU工作人员和新泽西州大能源用户联盟与NJBPU提交了一项和解协议。和解条款规定，2018年1月1日至2018年3月31日期间，JCP&L的退款义务估计约为700万美元，于2019年退还给客户。和解的规定还规定降低基本税率2，860万美元，这反映在2018年4月1日的费率中，以及在五年期间对某些项目的“骑车人税法”的调整。2019年5月8日，NJBPU发布命令，批准不经修改的定居点规定。

JCP&L公司预计将于2020年2月在新泽西提交一份分销基准费率案，以求收回与向JCP&L客户提供安全可靠的电力服务有关的某些成本，以及收回先前发生的风暴费用。

俄亥俄

俄亥俄州的公司在2009年生效的PUCO批准的基本分配率下运作。俄亥俄公司的住宅和商业基础分销收入通过2020年2月1日生效的机制，与截至2018年12月31日的12个月内恢复的能源效率和峰值需求减少计划相关的基本分配收入和亏损分配收入脱钩。 俄亥俄两家公司目前在ESP IV下运营，自2016年6月1日起，一直持续到2024年5月31日，这将继续以拍卖过程中以市场为基础的价格向非购物客户供电。ESP IV还继续进行Rider DCR，该公司支持为客户的利益继续进行与分销系统有关的投资，增加收入上限为$20百万每年由2019年6月1日起至2022年5月31日止；及 $15百万 每年6月1日至2022年5月31日。此外，ESP IV还包括：(1)基本分配率冻结持续到2024年5月31日；(2)收集与能源效率和峰值需求减少计划相关的损失分配收入；(3)跨第一能源公司降低CO的目标₂排放量 90% 到2045年低于2005年水平；和(4)捐款总额 $51百万(A)为俄亥俄州公司服务区的节能方案、经济发展和就业保留提供资金；(B)在每个俄亥俄州公司服务地区设立燃料基金，以协助低收入客户；(C)设立客户咨询委员会，以确保俄亥俄州竞争性市场的保存和发展。

ESP IV还规定，从2017年起，俄亥俄州公司每年通过Rider DMR收取1.325亿美元，累计征收联邦所得税，2018年和2019年每年核定数额约为1.68亿美元。来自Rider DMR的收入被排除在显著过高的收入测试之外。在上诉时，最高法院于2019年6月19日推翻了PUCO关于骑手DMR是合法的裁定，并将此事发回PUCO，并指示如下：

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从ESP IV中删除Rider DMR。2019年8月20日，SCOH驳回了俄亥俄州公司的复议请求。PUCO发出命令，指示俄亥俄州公司停止通过Rider DMR进一步收取款项，退还客户自2019年7月2日以来收到的Rider DMR资金，并将Rider DMR从ESP IV中删除。2019年10月1日，俄亥俄州公司实施了PUCO批准的关税，向客户退还约2800万美元的关税，包括从2019年7月2日至2019年8月31日收取的Rider DMR收入。

2019年7月15日，OCC向SCOH提交了一份上诉通知，质疑PUCO将Rider DMR收入排除在确定2017年ESP IV下是否存在明显过高的收入之外，并要求向OE客户退还4 200万美元的退款。俄亥俄州的公司正在质疑这一呼吁，但无法预测这件事的结果。

根据俄亥俄州的法律，俄亥俄州的公司必须实施能源效率计划，以实现一定的年度节能和总峰值需求减少。俄亥俄公司的2017至2019年计划包括一系列针对不同客户群体的能效项目。俄亥俄州的公司预计，该计划的成本将在整个计划期间约为2.68亿美元，预计这些费用将通过俄亥俄公司现有的费率机制收回。2017年11月21日，外空委发布了一项命令，批准了拟议的计划，但作了几处修改，包括对俄亥俄公司收取的项目成本设定上限，并在 占俄亥俄州公司对客户总销售额的4%。2019年10月15日，SCOH推翻了PUCO强加4%成本回收上限的决定，并将此事发回PUCO，让其在没有成本回收上限的情况下批准投资组合计划。

2019年7月23日，俄亥俄州颁布了支持俄亥俄州核能供应的立法。除了支持核能的条款外，该立法还包括一项实施俄亥俄电力公司脱钩机制的条款。该立法还将于2020年12月31日终止目前的能源效率计划任务，前提是全国范围内的能源效率任务是由外空委确定的。2019年10月23日，外空委就一旦实现全州能源效率任务后，外空委是否应终止能源效率项目征求意见。反对该法案的人试图将其提交全州范围的全民投票，并保持其效力，除非得到俄亥俄州多数选民的批准。请愿者向俄亥俄州南部地区的美国地区法院提起诉讼，要求有更多的时间收集签名，以支持全民投票。请愿人未能提交必要数量的请愿书签名，该立法于2019年10月22日生效。2019年10月23日，美国地区法院驳回了请愿人要求更多时间的请求，并将州法律问题提交给最高法院回答。请愿人就美国地区法院的裁决向美国第六巡回上诉法院提出上诉。请愿人于2020年1月底自愿结束了对立法的质疑，导致上诉被驳回、美国地方法院的诉讼和最高法院的诉讼。

2019年11月21日，俄亥俄两家公司向PUCO申请批准一个脱钩机制，该机制将住宅和商业基础分配相关收入设定在2018年的水平。因此，这些基本分配收入将不再以电力消耗为基础，这样就可以继续支持能源效率倡议，同时也为俄亥俄州的公司提供收入的确定性。2020年1月15日，外空委批准了俄亥俄公司的脱钩申请，脱钩机制于2020年2月1日生效。

2016年2月，俄亥俄两家公司按照ESP IV的要求，提交了一份“电网现代化运营计划”，供PUCO审议和批准。2017年12月1日，俄亥俄州公司向PUCO提交了一份申请，要求批准DPM计划。DPM计划是一个投资组合平台，旨在使俄亥俄州公司的配电网格现代化，为进一步的电网现代化项目做好准备，并为客户提供即时的可靠性好处。此外，2018年1月10日，PUCO启动了一个案例，考虑税法对俄亥俄公用事业公司税率的影响，并确定将利益传递给客户的适当行动方针。2018年11月9日，俄亥俄两家公司提交了一份和解协议，其中规定实施电网现代化计划的第一阶段，包括在三年内投资5.16亿美元，使俄亥俄州公司的配电系统现代化，并让与“税法”相关的所有税收节省回到客户手中。作为协议的一部分，俄亥俄两家公司还提交了一份申请，要求一名乘客在PUCO批准和解后，将剩余的税收节余退还给客户。2019年1月25日，俄亥俄两家公司提交了一份补充和解协议，该协议保留了上述和解条款，并进一步增加了客户利益和保护，从而扩大了对和解协议的支持。和解得到了广泛支持，包括PUCO工作人员、OCC、工商客户代表、低收入倡导者、环保倡导者、医院、有竞争力的发电供应商和其他各方。2019年7月17日，外空委批准了和解协议，但未作任何实质性修改。(一九二零九年九月十一日), 外空委拒绝了要求重新听取不是解决方案缔约方的环境倡导者的申请。

俄亥俄公司的骑行NMB旨在收回由FERC或PJM强加给俄亥俄州公司或向其收取的与NMB传输相关的费用。2018年12月14日，俄亥俄两家公司提交了一份申请，要求对其2019年骑士NMB进行审查，包括收回未来的遗留RTEP成本和以前吸收的Legacy RTEP成本，但不包括从PJM收到的退款。2018年2月27日，外空委发布命令，指示俄亥俄州公司提交修订后的最终关税，收回自2018年5月31日以来发生的遗留RTEP成本，但不包括收回2018年5月31日前发生的约9500万美元遗产RTEP成本，但不包括从PJM收到的退款。外空委就是否应允许俄亥俄公司收回2018年5月31日前发生的遗留RTEP指控发表了评论。2019年10月9日，PUCO批准收回之前不包括的9500万美元的遗产RTEP费用。

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宾夕法尼亚州

宾夕法尼亚州的公司按PPUC批准的费率运营，自2017年1月27日起生效。这些税率根据2018年3月15日生效的税法的净影响进行了调整。2018年1月1日至2018年3月14日期间“税法”的净影响也必须在未来的税率程序中单独跟踪以进行治疗。宾夕法尼亚州的公司在2019年6月1日至2023年5月31日期间在DSP下运营，为没有选择替代EGS的客户或未能提供合同服务的替代ESS的客户提供发电供应的竞争性采购。

根据2019-2023年的dsp，批发供应商将通过以下方式提供供应：3、12和24个月 能源合同，以及两个RFP2年SREC与ME、PN和Penn的合同。2019-2023年的dsp还包括对宾州公司POR项目的修改，以便继续将回收试点项目作为长期的永久项目，修改宾州公司的客户类别定义，以便向客户引入小时定价的默认服务。100 kW、客户援助计划的购物限制，以及与宾夕法尼亚州公司客户推荐方案相关的脚本修改。

根据2008年第129号法案和PPUC命令，宾夕法尼亚EDC实施能源效率和峰值需求减少方案。宾夕法尼亚州公司2016年6月至2021年5月期间的第三阶段EE&C计划于2016年3月获得批准，预计成本高达3.9亿美元，其目的是实现PPUC第三阶段最后实施令中确定的目标，通过可协调的EE&C骑车人全面收回这些目标。

经PPUC批准，宾夕法尼亚EDC可设立一个DSIC，以收回基础设施改善的成本和与公路搬迁项目有关的费用。LTIIP概述基础设施改善计划供PPUC审查和批准必须在DSIC批准之前提交。PPUC批准了2017年至2020年剩余年份为ME、PN和Penn进行的修改后的LTIIP，以便为可靠性和基础设施投资提供更多支持。根据条例规定，在2018年对猛虎组织进行定期审查之后，公私合作委员会发布了一项命令，得出结论认为，宾夕法尼亚州的公司基本上遵守了其长期投资计划中概述的时间表和支出，但为了保持和提高可靠性，必须对长期投资项目进行修改，并指示宾夕法尼亚州的公司提交修改或新的长期投资协议。2019年5月23日，PPUC批准了宾夕法尼亚州公司修改的LTIIP，该公司在2019年修订了LTIIP的支出，其中ME约为4 500万美元，PN约为2 500万美元，宾夕法尼亚大学为2 600万美元，WP为5 100万美元，截止日期为2019年年底。2019年8月30日，宾夕法尼亚两家公司提出申请，要求批准从2020年1月1日至2024年12月31日结束的5年期内拟议的LTIIP，其总资本投资约为5.72亿美元，用于某些基础设施改善计划。2020年1月16日，PPUC不加修改地批准了LTIIP，并指示宾夕法尼亚州的公司在2020年3月16日前提交纠正行动计划，其中概述了他们将如何在五年内将他们的电线杆更换积压减少到滚动的两年积压。

宾夕法尼亚州公司批准的DSIC季度成本回收计划将于2016年7月1日生效，将在不同客户类别之间进行听证、退款或重新分配。在2017年1月19日批准宾夕法尼亚州公司一般费率案件的命令中，PPUC在DSIC程序中增加了另一个问题，包括是否应将Adit包括在DSIC计算中。DSIC诉讼各方提交了一份联合和解协议，解决了2016年6月9日发布的命令中悬而未决的问题，PPUC未经修改批准了联合和解协议，并推翻了ALJ先前的决定，该决定要求宾夕法尼亚州公司反映与DSIC相关的所有联邦和州所得税减免--符合条件的财产--目前有效的DSIC税率。宾夕法尼亚州OCA向宾夕法尼亚州联邦法院(PPUC)提出上诉，宾州公司对上诉提出异议。联邦法院推翻了PPUC 2018年4月19日的裁决，并将此事发回PPUC，要求宾夕法尼亚州公司修改其关税和DSIC计算，以纳入Adit和州所得税。联邦法院驳回了该法院2019年7月11日的意见和命令中的复辩申请，这些意见和命令是由PPUC和宾夕法尼亚公司提出的。2019年10月7日，PPUC和宾夕法尼亚公司分别向宾夕法尼亚州最高法院申请联邦法院的意见和命令的上诉津贴。

2019年8月30日，宾夕法尼亚大学提交了一份请愿书，要求批准免除分配率收入5%的法定DSIC上限，并批准在拟议的LTIIP五年期间将最高允许的DSIC提高到分配率收入的11.81%。宾夕法尼亚州小企业代言人办公室，PPUC的调查局和宾夕法尼亚州OCA反对佩恩的请愿书。2020年1月17日，双方提交了一份请愿书，要求批准和解，其中规定将可收回性上限从5%临时提高到7.5%，这一期限将在宾大下一次基本费率案件或其LTIIP II计划到期后新基准费率生效日期的较早日期届满。和解须经PPUC批准。

西维吉尼亚

MP和PE通过传统的基于成本的、受管制的公用事业费率为所有客户提供电力服务，并按照WVPSC自2015年2月批准的费率运作。MP和PE通过ENEC回收净供电成本，包括燃料成本、购买电力成本和相关费用，扣除相关的市场销售收入。MP和PE的ENEC率每年更新一次。

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2019年8月21日，MP和PE向WVPSC提交了年度ENEC申请，要求从2020年1月1日起将ENEC费率降低610万美元，比2019年8月21日的税率下降0.4%。2019年10月11日，MP和PE向NUG实体Morgantown Energy Associates提交了一份补充文件，请求批准终止50 MW PPA。2019年10月18日，MP、PE和大多数干预方之间达成了一项和解，完全解决了ENEC案，该案件将2019年ENEC费率维持到2020年，并支持终止Morgantown Energy Associates PPA，该协议已于2019年10月18日提交WVPSC。2019年12月20日发布了一项命令。,批准ENEC解决和终止与摩根镇能源协会的PPA。

2019年8月21日，MP和PE向WVPSC提出申请，要求协调其VMS，并定期审查其植被管理方案，要求从2020年1月1日起将VMS费率提高760万美元。增加的原因是由5年的维修周期转为4年的维修周期，以及较多的操作和维修工作，以及较少的路权基建工程，增幅为0.5%，较2019年8月21日的增幅为高。双方已就此案达成和解。,WVPSC于2019年12月20日发布了批准和解协议的命令。

FERC监管事项

根据“平安险”，联邦电力管制委员会对州际批发销售、电力传输、会计和其他事项，包括水电项目的建设和运营，规定了费率。在批发服务和费率方面，公用事业、AE供应和输电公司均受联邦电力管制委员会的管制。FERC法规要求JCP&L、MP、PE、WP和传输公司以FERC批准的价格、条款和条件提供公开接入传输服务。JCP&L、MP、PE、WP等传输设备受PJM的功能控制，PJM按PJM费率提供传输服务。

下表汇总了截至2019年12月31日第一能源公司的输电业主实体的输电客户账单的有效费率命令的主要条款：

公司		利率有效		资本结构		允许ROE
ATSI		2015年1月1日		实际(平均13个月)		10.38%
JCP&L		2017年6月1日(1)		安顿(1)(3)		安顿(1)(3)
MP		2018年3月21日(2)		安顿(3)		安顿(3)
体育		2018年3月21日(2)		安顿(3)		安顿(3)
可湿性粉剂		2018年3月21日(2)		安顿(3)		安顿(3)
MAIT		2017年7月1日		低于实际(平均13个月)或60%		10.3%
小径		2008年7月1日		实际(年终)		12.7%(跟踪线&黑橡树SVC) 11.7%(所有其他项目)

⁽¹⁾自2020年1月1日起，JCP&L公司实施了前瞻性公式费率，该费率已被FERC接受，但需退款，等待进一步的听证和和解程序。

⁽²⁾ 见下文FERC关于税法的行动。

⁽³⁾ FERC批准的和解协议没有具体说明。

FERC规范州际商业转售权的销售，部分方式是授权公用事业按市场价销售批发权，前提是卖方不能在发电或输电方面行使市场力量，也不能设置进入市场的障碍。公用事业公司和AE供应商都已获得联邦电力管制委员会的授权，可以以市场价格出售州际商业的批发权，并向FERC提交一份以市场为基础的费率，尽管主要的批发采购仍受相关州委员会的监管。

联邦强制执行的强制性可靠性标准适用于大容量电力系统，并对公用事业、AE供应和输电公司实施某些操作、记录和报告要求。NERC是由FERC指定建立和执行这些可靠性标准的ERO，尽管NERC已将这些可靠性标准的日常执行和执行委托给包括RFC在内的六个地区实体。FirstEnergy运营的所有设施都位于RFC区域内。FirstEnergy积极参与NERC和RFC的利益相关者进程，并根据RFC正在制定、实施和执行的可靠性标准，对其公司进行监测和管理。

FirstEnergy认为，它在材料上符合所有目前有效和可执行的可靠性标准。然而，在运行其广泛的电力系统和设施的过程中，FirstEnergy偶尔了解到一些可能被解释为偏离可靠性标准的孤立事实或情况。如果发现了这种情况，FirstEnergy将开发有关事件的信息，并针对具体情况制定补救措施，包括在适当情况下向rfc“自我报告”事件。此外，很明显，NERC、RFC和FERC将继续完善现有的可靠性标准，并制定和采用新的可靠性标准。第一能源公司无法遵守其大型电力系统的可靠性标准，可能导致罚款或升级义务

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或建立输电设施，这可能对其财务状况、经营结果和现金流动产生重大不利影响。

RTO调整

2011年6月1日，ATSI和ATSI区从MISO转移到PJM。 虽然与搬迁有关的许多问题已经得到解决，但FERC拒绝根据ATSI的传输费率收回某些费用，这些费用可以统称为“退出费”，而其他一些传输成本分摊费用总计约为总额。 $78.8百万 在ATSI提交成本/收益分析之前，向PJM转移会给客户带来净收益。随后，联邦电信联合会拒绝了解决退出费和输电费用分配问题的拟议和解协议，称其行动不影响ATSI提交的成本/效益分析，表明RTO调整决定的好处大于退出费和输电费用分摊费用。 在随后的一项命令中，FERC确认了其先前的裁决，即ATSI必须提交成本/效益分析。ATSI正在评估成本/效益方法。

FERC关于税法的行动

2018年3月15日，FERC就如何解决因税法而可能对Adit和奖金折旧可能发生的变化提起诉讼。这种可能的变化可能会影响FERC--管辖率，包括传输率。2019年11月21日，FERC发布了一项最终规则(第864号命令)。第864号命令要求具有传输公式费率的公用事业公司更新其公式费率模板，以包括以下机制：(1)从其利率基础中扣除任何超出的Adit或将任何不足的Adit添加到其基础上；(2)通过摊销的超额或不足的Adit提高或降低其所得税免税额；(3)在其费率中增加一个新的永久工作表，每年跟踪与Adit过高或不足有关的信息。或者，公式费率实用程序可以向FERC演示它们的公式费率模板已经实现了这些结果。作为下一个传输率案例的一部分，需要具有传输规定费率的公用事业公司来满足这些新的要求。为了协助执行拟议的规定，FERC还于2018年11月15日发布了一份政策声明，为所有FERC管辖的公用事业部门提供会计和费率指导。该政策声明还讨论了在2017年12月31日后资产出售或退休后对Adit的会计处理和费率处理。FirstEnergy的公式费率传输设施将在FERC的命令规定的截止日期或之前提交所需的文件。FirstEnergy的规定费率传输设施将满足这些要求，作为其下一个传输速率案例的一部分。JCP&L正在处理其未决传输速率案件中的要求。

传输ROE方法

由于2017年4月14日D.C.电路撤销了FERC当时有效的方法，FERC用于计算电力传输公用事业ROE的方法已经处于过渡阶段。2018年10月16日，FERC发布了一项命令，提议修订ROE方法。FERC建议，对于指控现有ROE不公正和合理的申诉程序，FERC将依靠三种财务模式--贴现现金流、资本资产定价和预期收益--建立一个合理的综合区域，以确定一系列公正和合理的ROEs。然后，FERC将利用传输实用程序相对于该合理区域内其他公用事业的风险，将传输实用程序分配给区域内的三个四分位数之一。如果现有ROE在确定的四分位数范围内，FERC将不采取进一步行动(即驳回申诉)。然而，如果替代ROE不属于四分位，FERC将认为现有ROE是不公正和不合理的，并将确定替代ROE。FERC将在分析中增加第四个财务模型风险溢价，根据四个金融模型的中心趋势平均值计算ROE。2019年3月21日，FERC成立了NOIS，以收集业界和利益相关者对2018年10月16日决定中所描述的修改后的ROE方法的评论，以及是否修改FERC现行的授予输电费率奖励的政策和做法。(二零一九年十一月二十一日), FERC在一项涉及MISO公用事业公司的申诉程序中宣布，FERC将以贴现现金流和资本资产定价模型作为建立ROE的基础。目前还不清楚FERC 11月的裁决是否会得到更广泛的应用。对FERC的传输率、ROE和激励政策的任何改变都将在未来的基础上实施。FirstEnergy目前正在通过各种行业团体参与FERC的审理，审查ROE方法，并于2019年12月23日，JCP&L在MISO公用事业案中提出了重新审理FERC的决定的请求。

JCP&L传动公式率

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核保险

JCP&L，ME和PN维护财产损害保险，由尼尔为他们的利益，已退休的TMI-2核设施，一个永久关闭和乏燃料设施。根据这些安排 $150百万美元 提供了清除污染费用、退役费用、清除碎片和修理及(或)更换财产的费用。JCP&L、ME和PN支付年度保费，并接受追溯性保费评估，金额不超过大约 $1.2百万在一个政策年。

JCP&L、ME和PN打算在有核风险的情况下维持对核风险的保险。如果JCP&L的任何一家工厂因核事故而造成的财产损坏、去污、退役、修理和更换费用以及其他此类费用，ME或PN的工厂超过了对该工厂有效的保险单限额，只要核事故被确定不在JCP&L、ME或PN的保险单范围内，或在今后无法获得这种保险的情况下，JCP&L、ME或PN将继续面临此类费用的风险。

“价格-安德森法案”限制了与核电站单一事故相关的公共责任。与TMI-2、JCP&L、ME和PN有关的是所需的ANI第三方责任保险，并且根据NRC签发的Price Anderson赔偿协议也有承保范围。在发生核事故时，可获得的总保险是： $560百万美元，这也是任何涉及TMI-2的核事故的公共责任限额。

保证和其他保证

第一能源公司在正常经营过程中提供各种财务和业绩担保及赔偿。这些合同包括履约担保、备用信用证、债务担保、担保书和赔偿。FirstEnergy通过提高交易对第三方的价值来促进与第三方的商业交易。

截至2019年12月31日、未履行的担保和其他保证约合在一起$1.6十亿，由代表FES Debtors的担保组成($350百万)，代其合并的附属公司提供父母保证($1.0十亿)，其他担保(美元)114百万)和其他保证($151百万)。FirstEnergy还承诺向FES代言人提供某些额外的担保，作为与FES破产有关的和解协议的一部分，保留与乐天发电厂和McElroy运营的CCR处置设施有关的AE供应的环境责任。

抵押品和或有相关特征

在正常的业务过程中，FE及其子公司通常签订实物或财务结算的合同，出售和购买电力、能源、燃料和排放津贴。某些双边协议和衍生工具载有要求FE或其子公司提供担保的条款。这种抵押品可以现金或信用支持的形式张贴，门槛取决于各主要信用评级机构的FE或其子公司的信用评级。担保品和信贷支持要求因合同和对手方而异。增量担保品要求允许在适用的主净结算协议下存在抵销合同权利的同一对手方的资产和负债。

由FE及其子公司签订的双边协议和衍生工具具有强制性规定，要求提供担保品。 基于AE电源的功率组合曝光 2019年12月31日，AE供应没有任何抵押品. 公用事业和输电公司没有提供任何抵押品。

这些与信用风险相关的或有特征，或双边协议中的强制条款，规定，如果该子公司被降级或失去其投资级信用评级(基于其高级无担保债务评级)，它将被要求提供额外的抵押品。根据远期合同的数量和未来价格的变动，可能需要更高的马格宁金额，这是在需要时获得额外抵押品的能力。下表披露了截至目前为止可能增加的信用评级或合同担保品债务。 2019年12月31日:

潜在担保义务		AE供应				公用事业 和FET				铁				共计
		(以百万计)
额外担保品的合同义务
按当前信用评级		$	1			$	—			$	—			$	1
评级进一步下调后		—				36				—				36
担保书(担保金额)(1)		—				63				257				320
来自合同债务的风险敞口共计		$	1			$	99			$	257			$	357

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保证债券不与信用评级挂钩。担保债券的影响承担最大的合同义务(典型的债务需要30天才能治愈)。Fe为FG担保债券提供信贷支持 $169百万和$31百万就LBR CCR蓄水池关闭和关闭后活动以及Hatfield的轮渡CCR处置现场而言，为PA DEP的利益。

其他承付款和意外开支

铁是担保人 $120百万 集团高级有担保定期贷款安排将于2024年11月12日到期，根据该贷款机制，Global Holding的未偿本金余额为 $114百万截至2019年12月31日。除了FE、信号峰值、全球铁路、全球矿业集团、LLC和全球煤炭销售集团(LLC)，它们都是Global Holding的直接或间接子公司，继续为全球控股在该设施下的义务提供联合和多项担保。

与设施有关， 69.99% 全球控股在信号峰值、环球铁路及其附属公司以及FEV和WMB营销风险等方面的直接和间接会员利益33-1/3% 会员在全球控股的利益，是作为抵押品在目前的安排下向放款人保证的。

环境事项

各种联邦、州和地方当局在空气和水质量、危险和固体废物处理以及其他环境问题上对第一能源进行了管理。虽然第一能源公司的环境政策和程序旨在实现对适用的环境法律和条例的遵守，但此类法律和条例须接受执行机构的定期审查和可能的修订。FirstEnergy无法预测任何这些审查的时间或最终结果，也无法预测由此而采取的任何未来行动将如何对其业务、运营结果、现金流和财务状况产生重大影响。

清洁空气法

第一能源符合SO₂通过燃烧低硫燃料，利用燃烧控制和燃烧后控制和/或使用排放许可，在CAA和SIP(S)下降低NOx排放要求。

CSAPR要求降低NOx等₂排放 二 各阶段(2015和2017年)，最终确定上限₂受影响国家的排放量 2.4百万 年吨和NOx排放量 1.2百万 每年吨。CSAPR允许NOx的交易₂处于同一状态的发电厂与NOx的州际交易之间的排放许可₂排放许可有一些限制。 地方法院于2015年7月28日下令环境保护局重新考虑csa的氮氧化物排放上限等。₂包括俄亥俄州、宾夕法尼亚州和西弗吉尼亚州在内的13个州的发电厂排放的废气。 在此之前，2014年美国最高法院做出裁决，普遍支持环保局在CSAPR下的监管方式，但质疑环保局是否要求顺风州减少排放量，而非它们对顺风州空气污染的贡献。2016年9月7日，环保局发布了CSAPR更新规则，从2017年开始，减少美国东部22个州的夏季NOx排放，其中包括俄亥俄州、宾夕法尼亚州和西弗吉尼亚州。 2016年11月和12月，多个州和其他利益攸关方就CSAPR的更新规则向特区巡回法院提出上诉。2017年9月6日，华盛顿巡回法院拒绝了该行业要求长期暂停诉讼的请求，并设定了简报时间表。2019年9月13日，哥伦比亚特区将CSAPR更新规则发回环保局，理由是该规则并未在适用的达标期限内消除顺风州对顺风州空气质量达标要求的重大贡献。根据上诉的结果、环保局对CSAPR更新规则的重新考虑以及环保局和各州如何最终实施CSAPR，未来遵守CSAPR的成本可能会对FirstEnergy的运营、现金流和财务状况产生重大影响。

在2019年2月，环境保护局宣布在不改变NAAQS的情况下保留这样做的最终决定。₂，特别保留2010年初级(健康为基础)1小时标准75 PPB。截至2019年9月30日，第一能源公司没有在美国环保局指定为非达标地区运行的发电厂。

2016年8月，特拉华州向环保局提交了CAA第126条请愿书，声称哈里森发电设施的NOx排放严重导致特拉华州无法实现臭氧NAAQS。请愿书要求在平均不超过24小时的时间内限制0.125磅/公吨的氮氧化物排放率。2016年11月，马里兰州向环境保护局提交了CAA第126条请愿书，声称36个废气排放单位(包括哈里森单元1、2和3以及高兴单元1和2)的NOx排放严重导致马里兰州无法实现臭氧NAAQS。请愿书要求在2017年5月1日前限制36个排放单位的NOx排放率。2018年9月14日，环保局驳回了特拉华州和马里兰州根据CAA第126条提出的请愿书。2018年10月，特拉华州和马里兰州就驳回他们的请愿书向地方法院提出上诉。2018年3月，纽约州向环保局提交了CAA第126条请愿书，声称9个州(包括俄亥俄州、宾夕法尼亚州和西弗吉尼亚州)的NOx排放严重导致纽约无法实现臭氧NAAQS。请愿书要求在CAA第126节所允许的三年内对影响纽约空气质量的大型固定污染源实行适当的排放率限制。2018年5月3日，环保局将CAA第126条请愿书采取行动的时限延长了6个月，至2018年11月9日。2019年9月20日，环保局驳回了纽约CAA第126条的请愿书。2019年10月29日，纽约州就驳回其请愿书一事向地方法院巡回法院提出上诉。FirstEnergy无法预测这些问题的结果，也无法估计损失或损失范围。

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气候变化

在州、联邦和国际各级有一些减少温室气体排放的举措。 一些东北州正在参加RGGI，而以加利福尼亚为首的西部各州已经实施了一些计划，主要是限制和交易机制，以控制某些温室气体的排放。减少温室气体排放的其他政策，如减少需求方案、可再生组合标准和可再生补贴，已在全国范围内实施。

在国际一级，“联合国气候变化框架公约”产生了“京都议定书”，要求参加国(不包括美国)从2008年开始减少温室气体，并延长至2020年。奥巴马政府于2015年3月正式承诺，到2025年，美国经济范围内的温室气体排放量将比2005年的水平低26%至28%。2015年，FirstEnergy设定了到2045年将公司范围内的二氧化碳排放量比2005年的水平至少减少90%的目标。截至2018年12月31日，第一能源公司的二氧化碳排放量减少了约62%。2016年9月，美国加入了2015年12月12日在巴黎举行的联合国气候变化框架公约会议上达成的协议。巴黎协议将全球变暖限制在2摄氏度以下的不具约束力的义务于2016年11月4日生效。2017年6月1日，特朗普政府宣布美国将停止参与巴黎协议。第一能源目前无法估计气候变化政策的财务影响，尽管限制二氧化碳排放的潜在立法或监管方案，或声称温室气体排放造成损害的诉讼，可能需要物质资本和其他支出，或导致其运作发生变化。

2009年12月，环保局公布了其最后的“危害”，并根据“清洁空气法”对温室气体进行了调查，得出结论认为，若干关键温室气体的浓度构成“危害”，可作为“空气污染物”加以管制，并强制测量和报告某些来源的温室气体排放，包括发电厂。 环境保护局于2015年8月发布了其最后的CPP法规，以减少CO。₂现有化石燃料排放的废气排放单位和最后确定强制执行CO的单独条例₂新的、修改的和重建的化石燃料燃烧EGU的排放限制。2015年10月，许多州和私人当事人提出上诉和动议，要求将CPP留在地方法院巡回法院。 2016年2月9日，美国最高法院在对特区巡回法院和美国最高法院的质疑中中止了这一规则。.三月 28.2017年，一项题为“促进能源独立和经济增长”的行政命令指示环境保护局审查“CPP”和涉及温室气体排放的相关规则，并酌情暂停、修订或废除这些规则。十月 2017年16日，环保局发布了一项废除CPP的拟议规则。为了取代CPP，EPA在2018年8月21日提出了ACE规则，这将为各州制定解决现有燃煤发电厂温室气体排放的计划制定排放指南。在2019年6月19日，环保局废除了CPP，取而代之的是ACE规则，该规则为各州制定处理现有燃煤发电厂温室气体排放的性能标准制定了指南。根据进一步上诉的结果以及最终如何执行任何最后规则，今后遵守的费用可能是重大的。

“清洁用水法”

各种水质条例，其中大多数是联邦CWA及其修正案的结果，适用于FirstEnergy的设施。此外，FirstEnergy公司运营的各州都有适用于FirstEnergy公司运营的水质标准。

环境保护局于2014年5月最后确定了CWA第316(B)条，要求以每秒0.5英尺以上的取水速度的冷却水结构，当水生生物被固定在取水系统的屏幕或其他部分上时，减少对鱼类的撞击。 12% 年平均及需要超过冷却水的取水结构 1.25亿 每天进行加仑的研究，以确定特定地点的控制，如果有的话，以减少夹带，当水生生物被吸引到一个设施的冷却水系统。 根据各州就撞击和夹带采取的任何最后行动，遵守这些标准的未来资本成本可能是重大的。

2015年9月30日，环保局确定了蒸汽发电类别(40 CFR第423部分)的新的、更严格的排放限制，适用于来自湿式洗涤系统的废水的砷、汞、硒和氮以及灰分输送水中的零污染物排放。作为许可证的处理义务阶段是在 五-2018年至2023年为一年周期。2017年4月13日，环保局批准了复议申请，而在2017年9月18日，环保局将某些合规期限推迟了两年。2019年11月4日，环保局发布了一项拟议规则，修订了湿式洗涤系统排放的排放限制，并将履约期限延长至2025年12月31日。环境保护局提议的规则保留了灰分输送水的零排放标准和2023年的达标日期，但在某些情况下增加了一些排放许可。此外，环境保护局允许根据容量利用率、洗涤器系统的流量和机组停产日期，对次级类别的机组实行不那么严格的限制。取决于上诉的结果和最终如何执行任何最终规则，遵守这些标准的未来费用可能很大，而第一能源公司的运作可能因此而发生变化。

2016年9月29日，FirstEnergy收到环境保护局根据CWA第308(A)节要求提供资料的请求，要求提供关于前米切尔电站Mingo填埋场的NPDES许可证中规定的硼过量排放限制的信息，该垃圾填埋场属于WP所有。2016年11月1日，WP提供了一份初步答复，其中包含了与前斯普林代尔发电厂填埋场类似硼问题有关的信息。环保局要求提供关于Springdale填埋场的更多信息，2016年11月15日，WP提供了答复，并打算完全遵守第308(A)节的信息要求。2017年3月3日，WP向PA DEP提出了一条废水排放的改道，以消除潜在的硼过剩。

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斯普林代尔填埋场。2018年1月29日，WP向PADEP提交了一份NPDES许可证更新申请，提议重新安排其废水排放路线，以消除Mingo填埋场中潜在的硼过剩现象。2018年2月20日，司法部代表环保局发出了一封信和收费协议，指控Mingo填埋场违反了CWA，同时试图进入和解谈判，而不是提出申诉。2019年11月4日，环保局提议罚款近130万美元，以解决明戈和斯普林代尔垃圾填埋场过去发生的硼过量事件。2019年12月17日，WP对EPA的解决方案做出了回应，但无法预测此事的结果。

废物处置的规管

联邦和州的危险废物条例是根据经修正的RCRA和“有毒物质管制法”颁布的。某些CCR，如煤灰，在环境保护局对未来监管的必要性进行评估之前，被免除了危险废物处置的要求。

2015年4月，环保局最后确定了处置CCRs(无危险)的条例，制定了填埋场设计国家标准、地面蓄水池结构完整性设计和评估标准、地下水监测和保护程序以及其他操作和报告程序，以确保发电厂安全处置CCR。2017年9月13日，环保局宣布将重新考虑最终条例的某些条款。 2018年7月17日，环保局局长签署了一项最后规则，延长了某些CCR设施停止处置和开始关闭活动的最后期限，并制定了不那么严格的地下水监测和保护要求。2018年8月21日，直流电路将CCR规则的部分发回环保局，以便为更保护人类健康和环境的无衬CCR蓄水池提供额外的保障。2019年11月4日，环保局发布了一项拟议规则，将某些CCR蓄水池必须停止接受废物并开始关闭的日期提前到2020年8月31日。拟议的规则，包括60天的评论期，提供了例外，这可能允许延长关闭日期。

FirstEnergy或其子公司已被指定为废物处置场所的潜在责任方，这可能需要根据CERCLA进行清理。关于在历史遗址处置危险物质的指控和所涉赔偿责任往往没有得到证实，并引起争议；然而，联邦法律规定，对某一地点负有潜在责任的所有当事方都可能负有连带责任。 截至2019年12月31日，据认为可能发生的环境负债已在综合资产负债表上确认，其依据是清理费用总额估计数、第一能源公司对此类费用的比例责任以及其他非附属实体的财务能力。负债总额约 $109百万 已积存至2019年12月31日。包括在总额中的应计负债约为 $77百万用于对新泽西州前MGP和气体持有设施进行环境补救，这些设施由JCP&L通过不可绕过的SBC回收。Fe或其子公司可能对额外数额或额外地点负有责任，但目前无法确定或合理估计损失或损失范围。

其他法律程序

核电厂事项

根据NRC的规定，JCP&L、ME和PN必须确保有足够的资金用于退役的核设施TMI-2的退役。截至 2019年12月31日、JCP&L、ME和PN总计约 $882百万 投资于外部信托基金，用于退役的TMI-2核发电设施的退役和环境补救。这些NDT的价值也会根据市场情况波动。 如果信托价值大幅下降，对JCP&L、ME和PN提供信托资金的义务可能会增加。资本市场的混乱及其对特定企业和经济的影响也可能影响NDT的价值。

2019年10月15日，JCP&L、ME、PN和GPUN与能源子公司TMI-2解决方案(LLC)签署了一项资产购买和出售协议。解，LLC，关于TMI-2的转让和拆除。将TMI-2转让给TMI-2解决方案，LLC将包括：(1)TMI-2的所有权和运营NRC许可证；(2)TMI-2退役和环境补救的外部信托；(3)截至2019年12月31日约9亿美元的相关负债。不能保证转让将获得所需的监管批准，即使获得批准，也不能保证是否满足结束转让的条件。2019年11月12日，JCP&L向NJBPU提交了一份请愿书，要求批准将JCP&L在TMI-2中的全部25%股权转让给TMI-2解决方案公司。同样在2019年11月12日，JCP&L、ME、PN、GPUN和TMI-2解决方案公司向NRC提出申请，请求批准将NRC TMI-2许可证转让给TMI-2解决方案公司。这两项诉讼都在进行中。与交易有关的第一能源综合资产负债表上待出售的资产和负债包括 $691百万、NDT$882百万 以及账面净值为零的不动产、厂房和设备，这些都包括在受管制的销售部门。

FES破产

2018年3月31日，FES，包括其合并子公司FG、NG、FE飞机租赁公司、Norton Energy Storage L.L.C.和FGMUC，以及FENOC根据“美国破产法”第11章向破产法院自愿提出破产保护申请。更多信息见附注3，“停止业务”。

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其他法律事项

有各种诉讼、索赔(包括石棉接触索赔)以及与FirstEnergy对FE或其子公司的正常业务运作有关的诉讼。 这些事项中的损失或损失范围不应对FE或其子公司产生重大影响。 上述未作其他讨论的其他可能的重要项目在附注14“监管事项”中作了说明。

Fe不直接向任何子公司收费或将其任何费用分配给任何子公司。费用由FE的子公司以及FES和FENOC从FESC获得的服务中支付。大部分费用是直接收费或以不超过成本的方式分配的。其余费用用于代表一家以上公司提供的服务，或无法准确确定并使用FESC制定的公式分配的费用。目前使用的分配或分配公式及其基础包括多因素公式：每家公司的直接薪资总额按比例计算的金额、雇员人数、资产余额、收入、客户数量、其他因素和具体的部门收费比率。公司间交易一般在30天内按商业条款结算。

公用事业和输电公司是与FE及其其他子公司(包括FES和FENOC)签订的公司间所得税分配协议的缔约方，该协议规定了合并税负的分配。可归因于FE的税收优惠净额通常被重新分配给具有应税收入的FirstEnergy的子公司。这笔拨款作为对获得税收优惠的公司的一种资本贡献(见附注7，“税收”)。

规范的分配和调节的传输是第一能源的报告部分。

2018年3月31日，正如注3“停止运营”中所讨论的，FirstEnergy将FES和FENOC解散，并介绍了FES、FENOC、BSPC和AE供应的一部分，基本上代表了FirstEnergy以前构成CES可报告运营部门的所有业务，作为第一能源公司作为退出大宗商品风险发电战略审查的一部分而采取的行动导致的合并财务报表中的停产业务。对所有期间的财务资料进行了修订，以便在调节调整数的范围内列报已终止的业务。先前构成CES可报告的运营部分的其余业务活动并不是实质性的，因此，为了报告目的，已合并为公司/其他部门。

这个调节分配分部通过FirstEnergy分配电力 十 公用事业经营公司，服务范围大致为 六百万 客户在 65,000 俄亥俄州，宾夕法尼亚州，西弗吉尼亚州，马里兰，新泽西和纽约的平方英里，并购买电力为其POLR，SOS，SSO和默认服务要求在俄亥俄，宾夕法尼亚，新泽西和马里兰。 此段还控制3,790 主要分布在西弗吉尼亚、弗吉尼亚和新泽西。该部门的结果反映了从输电设施向客户提供发电的保障和交付费用，包括某些相关费用的推迟和摊销。。包括在段中的$882百万与TMI-2解决方案的资产买卖协议有关的资产分类，以便将TMI-2转让给TMI-2解决方案. 详情见附注15，“承付款项、担保和意外开支”。

这个调节传输分部提供输电公司拥有和运营的输电基础设施，以及第一能源公司的某些公用事业(JCP&L、MP、PE和WP)，将电力从发电源输送到配电设施。该部门的收入主要来自于传输公司的前瞻性公式费率，以及JCP&L、MP、PE和WP的规定传输速率。自2020年1月1日起，JPC&L的传输费率成为前瞻性公式费率，但需退款，等待进一步的听证和和解程序。前瞻性公式和规定的利率回收成本，监管机构确定的，允许收回，并提供一个传输资本投资的回报。在前瞻性公式费率下，收入需求每年根据预测费率基数和预计成本进行更新，这取决于基于实际成本的年度真实值。该部门的结果还反映了与第一能源公司输电设施供电有关的净输电费用。

公司/其他反映企业支持，不收取FE的子公司，利息费用，FE的控股公司债务和其他业务，不构成运营部门。调整以消除部门间的调整

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交易和停止的业务分别列于下表的分部财务信息。截至2019年12月31日, 67代表AE供应公司的OVEC能力的发电能力MWs被包括在公司/其他公司的持续运营中。截至2019年12月31日、公司/其他公司$7.1十亿持有公司债务。

下表列出了FirstEnergy每个可报告部分的财务信息：

分部财务信息

最后几年		调节分配				调节传输				公司/其他				调节调整数				第一能源合并
		(以百万计)
2019年12月31日
对外收入		$	9,511			$	1,510			$	14			$	—			$	11,035
内部收入		187				16				—				(203		)		—
总收入		9,698				1,526				14				(203		)		11,035
折旧准备		863				284				5				68				1,220
管制资产摊销(递延)净额		(89		)		10				—				—				(79		)
杂项收入(费用)，净额		174				15				80				(26		)		243
利息费用		495				192				372				(26		)		1,033
所得税(福利)		271				113				(171		)		—				213
持续经营的收入(损失)		1,076				447				(619		)		—				904
财产增加		$	1,473			$	1,090			$	102			$	—			$	2,665
2018年12月31日
对外收入		$	9,900			$	1,335			$	26			$	—			$	11,261
内部收入		203				18				8				(229		)		—
总收入		10,103				1,353				34				(229		)		11,261
折旧准备		812				252				3				69				1,136
管制资产摊销(递延)净额		(163		)		13				—				—				(150		)
杂项收入(费用)，净额		192				14				32				(33		)		205
利息费用		514				167				468				(33		)		1,116
所得税(福利)		422				122				(54		)		—				490
持续经营的收入(损失)		1,242				397				(617		)		—				1,022
财产增加		$	1,411			$	1,104			$	133			$	27			$	2,675
2017年12月31日
对外收入		$	9,602			$	1,307			$	19			$	—			$	10,928
内部收入		158				17				24				(199		)		—
总收入		9,760				1,324				43				(199		)		10,928
折旧准备		724				224				10				69				1,027
监管资产摊销净额		292				16				—				—				308
杂项收入(费用)，净额		57				1				39				(44		)		53
利息费用		535				156				358				(44		)		1,005
所得税		580				205				930				—				1,715
持续经营的收入(损失)		916				336				(1,541		)		—				(289		)
财产增加		$	1,191			$	1,030			$	49			$	317			$	2,587
截至2019年12月31日
总资产		$	29,642			$	11,611			$	1,015			$	33			$	42,301
商誉总额		$	5,004			$	614			$	—			$	—			$	5,618
截至2018年12月31日
总资产		$	28,690			$	10,404			$	944			$	25			$	40,063
商誉总额		$	5,004			$	614			$	—			$	—			$	5,618
截至2017年12月31日
总资产		$	27,730			$	9,525			$	1,007			$	3,995			$	42,257
商誉总额		$	5,004			$	614			$	—			$	—			$	5,618

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以下概述按季度分列的某些综合经营业绩2019和2018.

第一能量
收入综合报表(损失)
(百万美元，但每股数额除外)	2019																2018
	12月31日				九月三十日				6月30日				3月31日				12月31日				九月三十日				6月30日				3月31日
收入	$	2,673			$	2,963			$	2,516			$	2,883			$	2,710			$	3,064			$	2,625			$	2,862
其他经营费用	809				758				606				779				770				739				684				940
折旧准备	310				304				309				297				293				283				283				277
营业收入	615				681				585				629				512				710				700				580
养老金和开放式银行对市场的调整	(674		)		—				—				—				(144		)		—				—				—
所得税前收入	(249		)		496				422				448				169				520				409				414
所得税	(68		)		107				81				93				35				121				101				233
持续业务收入	(181		)		389				341				355				134				399				308				181
已停止的业务(1)(注3)	70				2				(29		)		(35		)		4				(857		)		(9		)		1,188
净收入(损失)	(111		)		391				312				320				138				(458		)		299				1,369
分配给优先股股东的收入(2)	—				—				4				5				10				54				165				156
可归因于普通股股东的净收入(亏损)	(111		)		391				308				315				128				(512		)		134				1,213
普通股每股收益(亏损)(3)
基本-持续作业	(0.33		)		0.72				0.63				0.66				0.24				0.68				0.30				0.05
基本-停止作业(注3)	0.13				0.01				(0.05		)		(0.07		)		0.01				(1.70		)		(0.02		)		2.50
基本收入-普通股股东的净收益(损失)	(0.20		)		0.73				0.58				0.59				0.25				(1.02		)		0.28				2.55
稀释-持续作业	(0.33		)		0.72				0.63				0.66				0.24				0.68				0.30				0.05
稀释-停业经营(注3)	0.13				—				(0.05		)		(0.07		)		0.01				(1.70		)		(0.02		)		2.49
摊薄-普通股股东的净收益(亏损)	(0.20		)		0.72				0.58				0.59				0.25				(1.02		)		0.28				2.54
(1)扣除所得税
(2) 分配给优先股股东的季度收入之和不得等于分配给优先股股东的年度收入，因为季度迄今和年度迄今的数额是独立计算的。
(3)由于全年发行股票和转换优先股，每股季度收益信息之和不得等于每股收益。有关更多信息，请参阅“股东权益第一能源综合报表”和附注6，“基于股票的赔偿计划”。

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项目9.	会计和财务披露方面的变化和与会计师的分歧

项目9A.	管制和程序

项目9B.	其他资料

项目10.	董事、执行主任及公司管治

项目11.	行政薪酬

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项目12.	某些受益所有人的担保所有权、管理层和相关股东事项

项目13.	某些关系和相关交易，以及董事独立性

项目14.	主要会计费用和服务

(1)	为审计FirstEnergy公司的年度财务报表和审查第一能源公司第一能源公司关于表10-Q的季度报告中所列未经审计的财务报表提供了专业服务，并为与法定和监管文件或合同有关的服务提供了专业服务，包括向证券交易委员会提交的协议书、商定程序和同意提交财务报告和文件。

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项目15.	展品、财务报表附表

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项目16.	表格10-K摘要

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第一能源公司

综合估价及合资格账目

截至12月31日，2019, 2018和2017

						加法
描述		期初余额				记作收入				记入其他帐户			(1)	扣减			(2)	期末余额
		(单位：千)
截至2019年12月31日止的年度：
累积坏账准备金-客户		$	49,798			$	81,107			$	47,306			$	132,031			$	46,180
-其他		$	1,778			$	26,654			$	1,474			$	8,509			$	21,397
-附属公司(4)		$	919,851			$	143,276			$	—			$	—			$	1,063,127
各类存款协议的估价免税额(3)		$	394,112			$	46,526			$	—			$	—			$	440,638
截至2018年12月31日止的年度：
累积坏账准备金-客户		$	48,937			$	77,254			$	60,307			$	136,700			$	49,798
-其他		$	990			$	12,487			$	—			$	11,699			$	1,778
-附属公司(4)		$	—			$	—			$	—			$	919,851			$	919,851
国家和地方DTAs的估价津贴		$	312,135			$	81,977			$	—			$	—			$	394,112
截至2017年12月31日止的年度：
累积坏账准备金-客户		$	48,409			$	73,486			$	49,728			$	122,686			$	48,937
-其他		$	884			$	6,461			$	—			$	6,355			$	990
国家和地方DTAs的估价津贴		$	240,289			$	71,846			$	—			$	—			$	312,135

(1)	表示以前为无法收回的帐户注销的帐户的收回和恢复。

(2)	表示被视为无法收回的帐户的注销。

(3)	从2018年开始，除前几年提交的州和州DTA外，评估津贴还记录在与不允许的商业利益和某些雇员薪酬有关的联邦和州DTA中。

(4)	这笔款项与FES债务人有关，已列入已停止的业务。更多信息见附注3，“停止业务”。

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