南印第安纳州天然气和电力公司

合并财务报表

截至2023年12月31日和2022年12月31日止年度

内容

独立审计师的报告

致南印第安纳州天然气和电力公司董事会：

意见

我们审计了南印第安纳州天然气和电力公司（“公司”）（Vectren Utility Holdings, LLC的全资子公司）的合并财务报表，其中包括截至2023年12月31日和2022年12月31日的合并资产负债表，以及截至该日止年度的相关合并收益表、股东权益和现金流以及财务报表的相关附注（统称为 “财务报表”）。

我们认为，所附财务报表根据美利坚合众国普遍接受的会计原则，在所有重大方面公允列报了公司截至2023年12月31日和2022年12月31日的财务状况以及截至该日止年度的经营业绩和现金流量。

意见依据

我们根据美利坚合众国普遍接受的审计准则（GAAS）进行了审计。我们报告的 “审计师财务报表审计责任” 部分进一步描述了我们在这些准则下的责任。根据与审计相关的道德要求，我们需要独立于公司并履行其他道德责任。我们认为，我们获得的审计证据足以为我们的审计意见提供依据。

管理层对财务报表的责任

管理层负责根据美利坚合众国普遍接受的会计原则编制和公允列报财务报表，并负责设计、实施和维持与编制和公允列报不因欺诈或错误而出现重大错报的财务报表有关的内部控制。

在编制财务报表时，管理层必须评估总体上是否存在某些条件或事件，使人们对公司自财务报表发布之日起一年内继续作为持续经营企业的能力产生重大怀疑。

审计师对财务报表审计的责任

我们的目标是合理地保证整个财务报表是否存在重大错报，无论是由于欺诈还是错误造成的，并发布一份包含我们意见的审计报告。合理保证是一种高度的保证，但不是绝对的保证，因此不能保证根据公认会计准则进行的审计在存在重大错误陈述时总能发现重大误报。由于欺诈可能涉及串通、伪造、故意遗漏、虚假陈述或超越内部控制，因此未发现欺诈造成的重大错报的风险要高于错误造成的重大错报。如果错误陈述很有可能单独或总体上影响理智的使用者根据财务报表作出的判断，则这些错误陈述被视为重大陈述。

在根据GAAS进行审计时，我们：

•在整个审计过程中行使专业判断力并保持专业怀疑态度。

•识别和评估由于欺诈或错误导致的财务报表重大错报的风险，并设计和执行应对这些风险的审计程序。此类程序包括在测试基础上审查有关财务报表金额和披露内容的证据。

•了解与审计相关的内部控制，以便设计适合具体情况的审计程序，但目的不是就公司内部控制的有效性发表意见。因此，没有发表这样的意见。

•评估所使用的会计政策的适当性以及管理层做出的重大会计估计的合理性，并评估财务报表的总体列报方式。

•得出结论，根据我们的判断，从总体上看，是否存在使人们对公司在合理的时间内继续作为持续经营企业的能力产生实质性怀疑的条件或事件。

除其他事项外，我们需要就审计的计划范围和时间、重大审计结果以及我们在审计期间发现的某些内部控制相关事项与负责治理的人员进行沟通。

年度报告中包含的其他信息

管理层对年度报告中的其他信息负责。其他信息包括年度报告中包含的信息，但不包括财务报表和我们的审计师有关报告。我们对财务报表的意见不包括其他信息，我们不就此发表意见或任何形式的保证。

在我们对财务报表的审计中，我们的责任是阅读其他信息，并考虑其他信息与财务报表之间是否存在重大不一致之处，或者其他信息在其他方面似乎存在重大误报。如果根据所做的工作，我们得出结论，认为其他信息存在未经更正的重大误报，则必须在报告中予以描述。

财务报表

南印第安纳州天然气和电力公司

合并资产负债表

所附附附注是这些财务报表的组成部分

南印第安纳州天然气和电力公司

合并资产负债表

所附附附注是这些财务报表的组成部分

南印第安纳州天然气和电力公司

合并收益表

所附附附注是这些财务报表的组成部分

南印第安纳州天然气和电力公司

合并现金流量表

所附附附注是这些财务报表的组成部分

南印第安纳州天然气和电力公司

股东权益变动合并报表

所附附附注是这些财务报表的组成部分

南印第安纳州天然气和电力公司

财务报表附注

(1) 运营的组织和性质

印第安纳州南部天然气和电力公司（“公司” 或 “CEI South”）是一家印第安纳州公司，为位于印第安纳州西南部埃文斯维尔附近的152,493名电力客户和115,331名天然气客户提供能源输送服务。在这些客户中，有87,758人获得了电力和天然气综合配送服务。该公司还拥有和运营发电资产，为其电力客户提供服务，并在电力批发市场中优化这些资产。该公司是VUH（公司母公司）的直接全资子公司。VUH是Vectren的直接全资子公司。Vectren是CenterPoint Energy, Inc.（及其子公司 “CenterPoint Energy”）的间接全资子公司，是一家总部位于印第安纳州埃文斯维尔的能源控股公司。

(2) 重要会计政策摘要

(a) 列报基础和合并原则

所附合并财务报表是按照公认会计原则编制的。公司及其全资子公司的账目包含在合并财务报表中。除下述情况外，所有公司间往来事务和余额都将在合并中清除。

截至2023年12月31日，该公司拥有一家VIE证券化子公司，该子公司已合并。合并后的VIE是一家全资、可远程破产的特殊目的实体，其成立的目的仅为在2023年第二季度对过渡财产进行证券化或促进与公司A.B. 褐煤发电设施完成退役相关的合格成本的证券化融资。该公司在证券化子公司拥有控股财务权益，是VIE的主要受益人。欲了解更多信息，请参阅注释 9。如果适用，公司的债权人对证券化子公司的任何资产或收入无追索权。VIE发行的证券化债券只能由证券化财产支付和担保，债券持有人无权获得公司的一般信贷。

(b) 估计数的使用

在应用会计政策时，公司做出影响这些财务报表和相关脚注中报告的金额的判断、假设和估计。使用估算技术的交易示例包括对递延所得税债务、未开票收入、无法收回的账户、监管资产和负债、资产报废义务以及衍生品和其他金融工具进行估值。估计还影响不动产、厂房和设备的折旧，以及对商誉和其他资产的减值测试。当获得更好的信息或可以确定实际金额时，将对记录的估计数进行修订。实际结果可能与目前的估计有所不同。

(c) 现金及现金等价物

为了报告现金流量，公司将现金等价物视为自购买之日起三个月或更短期限的短期、高流动性投资。截至2023年12月31日，公司证券化子公司（VIE）仅为支持证券化债券的服务而持有的现金和现金等价物反映在公司的合并资产负债表上。现金和现金等价物按成本加上应计利息以近似公允价值列报。

在发行证券化债券方面，公司必须设立限制性现金账户，以抵押在这些融资交易中发行的债券。这些限制性现金账户在债券到期前不可提取，并且不包含在现金和现金等价物中。有关限制性现金的更多信息，请参阅附注13。

(d) 应收账款和信贷损失备抵金

应收账款按发票金额入账，不计利息。公司审查历史注销情况、当前可用信息以及合理且可支持的预测，以估算和确定信贷损失备抵额。当应收账款可能无法收回时，账户余额将从备抵中扣除。

(e) 库存

在大多数情况下，公司的库存成分是使用平均成本法记录的；但是，储存的天然气是使用LIFO方法记录的。库存按历史成本估值，与费率制定处理方法一致。材料和用品的估值以平均成本或市场中较低者为准，在购买时记为库存，随后记作支出或在安装时计入工厂。

库存包括以下内容：

根据2023年12月和2022年12月购买天然气的平均成本，取代以后进先出成本储存的天然气的成本分别比截至2023年12月31日和2022年12月31日的账面价值少500万美元和不到100万美元。该公司的大部分煤炭供应来自一个第三方，还从另一个第三方购买大部分天然气。向天然气客户收取的费率包含天然气成本调整条款，电费率包含燃料调整条款，允许及时调整费用以反映天然气成本和燃料成本的变化。

                    

(f) 长期资产和商誉

公司按历史成本和费用记录财产、厂房和设备，并按发生的维修和保养费用进行记录。

当事件或情况变化表明长期资产的账面价值可能无法收回时，公司会定期评估包括不动产、厂房和设备在内的长期资产。通过监测利率案件和其他诉讼的结果，来确定监管机构是否有可能取消资本，从而评估长期资产的可追回性。2023年或2022年没有记录长期资产减值。

公司至少每年进行一次商誉减值测试，并在事件或情况变化表明其账面价值可能无法收回时对商誉进行评估。公司确认商誉减值的金额为申报单位的账面价值超过其公允价值的金额，但不超过该申报单位的账面商誉账面金额。出于年度和中期减值测试的目的，公司将递延所得税资产和负债计入其报告单位的账面价值，无论估计的公允价值是否反映了此类资产和负债的处置。商誉在公司的天然气报告栏目中公布。

该公司在2023年第三季度进行了年度商誉减值测试，并确定无需收取商誉减值费用。

(g) 折旧和摊销费用

公司根据经济寿命或监管机构规定的恢复期，使用直线法计算折旧和摊销。摊销费用包括某些监管资产的摊销。

公司在共同拥有的不动产、厂房和设备中所占的部分以及该工厂的相关运营费用按所有权百分比在这些财务报表中列报。

(h) AFUDC的资本化

该公司将AFUDC作为在建项目的一部分进行资本化，并在资产投入使用后在资产的估计使用寿命内摊销。此外，当金额有可能收回时，公司将利息成本推迟到监管资产中。递延债务利息在恢复期内摊销，用于利率制定。AFUDC

代表公司适用监管业务会计指导方针时借入资金的综合利息成本和用于建筑的股票基金的合理回报率。尽管AFUDC增加了不动产、厂房和设备以及收益，但当资产包含在利率中时，它是以现金实现的。下表列出了所列期间的资本化AFUDC和递延债务利息成本：

(1) 包含在其他收益中，扣除公司合并损益表中的净额。

(2) 代表获准获得回报的某些监管资产的递延债务利息金额，例如不动产、厂房和设备的在职后账面成本。

(i) 监管

零售公用事业运营受IURC的监管。作为电力公用事业公司，该公司受FERC监管。公司的会计政策认可了该机构授权的费率制定和会计惯例。

(j) 可退还或可回收的天然气费用以及燃料和购买的电力成本

所有计量天然气费率均包含天然气成本调整条款，允许公司对购买天然气成本的变动收费。计量电费包含燃料调整条款，允许调整电能收费以反映燃料成本的变化。购买电力的净能源成本也通过监管程序收回，但须遵守基于纽约商品交易所天然气价格的可变基准。公司每月将因天然气和燃料调整条款而导致的任何回收不足或过度回收记录在收入中。相应的监管资产或负债将记录在案，直到向公用事业客户开具账单或退款为止。天然气销售成本在交付给客户时记入运营费用，燃料和购买的发电成本在消耗时记入运营费用。

(k) 监管资产和负债

该公司采用该指导方针对电力和天然气应申报板块内的受监管业务进行会计核算。在利率诉讼最终确定之前，公司的受利率监管的子公司可能会收取收入但须退款。关于此类收入，记录了估计的利率退款负债，这反映了管理层目前对诉讼最终结果的判断。

根据监管待遇，该公司的费率监管业务将搬运成本视为折旧费用的一部分。此外，根据ARo的会计指导，向客户收取的与ARO相关的移除费用的一部分已反映为资产报废负债。

(l) 资产报废义务

与燃气公用事业管道和电线杆临时报废以及填海活动相关的部分搬迁费用符合ARO的定义。如果可以合理估计公允价值及其结算日期，则公司记录ARO在发生法律义务期间的负债的公允价值。最初记录负债时，公司通过增加相关长期资产的账面金额来将成本资本化。负债累计，资本化成本在相关资产的使用寿命内折旧。结算负债后，公司按其记录金额结清债务或产生收益或损失。在涉及监管的范围内，当调整增值和摊销以匹配监管机构规定的利率时，监管资产和负债就会产生，任何收益或亏损均可延期。未来负债估算值是根据对未来成本、利率、信贷调整后的无风险利率和预计结算时间的估计和假设使用贴现现金流模型得出的。

(m) 衍生工具

公司面临各种市场风险。这些风险源于在正常业务过程中达成的交易。公司不时使用实物远期合约等衍生工具，以减轻大宗商品价格变动对经营业绩和现金流的影响。除非公司为符合条件的实物交易选择正常的买入和销售豁免，否则此类衍生品将在公司的资产负债表中按其公允价值进行确认。如果意图是实际接收或交付在正常业务过程中使用或销售的产品，则可以将衍生品指定为正常购买或正常销售。

(n) 环境成本

公司根据环境支出未来的经济利益，酌情将环境支出或资本化。公司的支出金额与过去的业务造成的现有状况有关，这些状况没有未来的经济利益。当环境评估和/或补救活动可能且成本可以合理估算时，公司会记录与这些未来成本相关的未贴现负债。

(o) 所得税

该公司已包含在CenterPoint Energy的合并联邦所得税申报表中。Vectren和某些子公司还包含在CenterPoint Energy的各种统一或合并州所得税申报表中。在其他州司法管辖区，Vectren和某些子公司继续单独提交州纳税申报表。公司使用单独的申报方法计算每个司法管辖区的所得税和所得税负债准备金。

公司使用资产和负债法来核算递延所得税。递延所得税资产和负债是根据财务报表现有资产和负债账面金额与其各自的纳税基础之间的差异而确认的未来税收后果。估值补贴是针对管理层认为不太可能变现的递延所得税资产设立的。公司在其合并收益表中视情况将利息和罚款视为所得税支出（收益）的一部分。

只要公司的某些超额递延所得税可通过未来利率收回或支付，则已分别记录监管资产和负债。

投资税收抵免是递延的，并在相关财产的大致寿命内摊销为收入。IRA提供的生产税抵免可用于减少当前应缴的联邦所得税。

(p) 收入确认

当与客户签订的合同条款下的义务得到履行时，即确认收入。收入的衡量标准是公司为换取货物或提供服务而预期获得的对价金额。当货物和服务转让发生时，履约义务即为履约义务的清偿，这种转让可能是在某个时间点或一段时间内，从而在基础合同期间或在向客户交付服务的单一时间点确认收入。

(q) MISO 交易

经IURC批准，该公司是MISO的成员，MISO是FERC批准的区域传输组织。MISO满足中部大陆地区大部分地区的电力传输需求，并保持对公司输电设施以及该地区其他公用事业的运营控制。该公司积极参与MISO能源市场，将其自有发电量竞标到Day Ahead和Real Time市场，并根据MISO市场为LMP的零售客户采购电力。

与MISO相关的购买和销售交易使用MISO提供的结算信息进行记录。这些购买和销售交易至少按每小时净头寸入账，这意味着该间隔内的净购买量记录在公司的公用事业天然气和燃料及购买电力的收入报表中，该间隔内的净销售额记录在公司的电力公用事业收入合并收益表中。有时，由于MISO费率的变化或其实质性解释，前一时期的交易会在常规程序之外重新结算。一旦重新安置可能发生，与重新安置相关的费用就会记录在案，并可以估算出重新安置金额。与重新结算相关的收入在金额可确定且可收款性得到合理保证时予以确认。

该公司还从输电客户使用公司的传输系统中获得输电收入。这些收入也包含在电力公用事业收入中。通常，这些传输收入以及MISO收取的成本被视为基准费率的组成部分，与基准费率中包含的任何差异都将通过跟踪机制从零售客户那里收回/退还给零售客户。

(r) 公用事业收入税

向客户收取的费率中包含部分公用事业收入税。因此，公司将收到的这些税款记录为营业收入的一部分，2023年不到100万美元，2022年为500万美元。与公用事业收入税相关的费用作为所得税以外的税收组成部分记录在损益表中。印第安纳州公用事业收入税已于2022年7月1日被废除。废除时，公用事业收入税率已从印第安纳州的税率中删除。该公司于2023年4月4日提交了最终的公用事业收入纳税申报表。

(s) 公允价值计量

某些资产和负债按公允价值估值和披露。非金融资产和负债包括资产报废义务的初始衡量或在商誉和长期资产减值测试中使用公允价值。财务会计准则委员会指南为衡量公允价值提供了框架。该框架提供了公允价值层次结构，优先考虑用于衡量公允价值的估值技术的输入。该等级制度将活跃市场中相同资产或负债的未经调整的报价列为最高优先级（一级衡量标准），对不可观察的投入（三级衡量标准）给予最低优先级。公允价值层次结构的三个层次描述如下：

资产或负债在公允价值层次结构中的公允价值衡量水平基于对公允价值衡量具有重要意义的所有投入的最低水平。所使用的估值技术最大限度地利用了可观察的输入，并最大限度地减少了不可观察输入的使用。

(t) 其他重要政策

这些附注的其他部分包括与退休计划和其他退休后福利、公司间分配和所得税有关的重要会计政策（注6）。

(u) 新的会计公告

2023年11月，财务会计准则委员会发布了亚利桑那州立大学2023-07年《分部报告（主题280）：改进应报告的分部披露（“亚利桑那州立大学2023-07”）。该亚利桑那州立大学通过加强对重大分部支出的披露来更新分部披露要求。亚利桑那州立大学2023-07对2023年12月15日之后开始的财政年度以及2024年12月15日之后开始的财政年度内的过渡期有效。允许提前收养。该公司目前正在评估该亚利桑那州立大学对其各自合并财务报表的影响。

2023年12月，财务会计准则委员会发布了亚利桑那州立大学2023-09《所得税（主题740）：所得税披露的改进》（“亚利桑那州立大学2023-09”）。该ASU提高了与税率对账和所得税相关的所得税披露的透明度。亚利桑那州立大学 2023-09 年对从 2025 年 12 月 15 日之后开始的年度有效。允许提前收养。该公司目前正在评估该亚利桑那州立大学对其合并财务报表的影响。

管理层认为，最近通过和最近发布的所有其他尚未生效的会计准则在采用后不会对公司的财务状况、经营业绩或现金流产生重大影响。

(3) 收入确认

根据ASC 606，当客户获得对承诺的商品或服务的控制权时，即确认收入。确认的收入金额反映了公司为换取这些商品或服务而预计有权获得的对价。

公司认为，将收入分解为某些类别可以实现披露目标，即描述经济因素如何影响收入和现金流的性质、金额、时间和不确定性。如附注12所披露，这些重大创收类别包括：天然气和电力。

该公司以监管机构批准的费率中包含的费率、费用和条款和条件向客户提供商品服务。公司每月向客户开具账单，并有权向客户收取与迄今为止履行义务直接相对应的对价。履行义务并在向客户提供服务时确认收入。公司在会计期结束时将已交付但未开票的服务和商品的收入记录在应计未开票收入中，这些收入来自估计的未开票消费和关税税率或监管资产（如适用）。公司的收入还根据监管的影响进行了调整，包括跟踪的运营费用、基础设施替代机制、脱钩机制和利润回收损失。解耦和损失的利润回收机制被视为ARP，不属于ASC 606的范围。来自ARP的收入对任何报告期都不重要。客户按月计费，监管机构设定的付款条款要求在账单后的一个月内付款。这些收入不受重大退货、退款或保修义务的约束。

在下表中，公司的收入按可报告的细分市场和主要来源分列。

(1) 包括证券化子公司与客户签订合同的收入。

(2) 主要包括来自ARP的收入。ARP是公用事业公司与其监管机构之间的合同，而不是公用事业公司与客户之间的合同。当监管机构规定的确认条件得到满足时，公司将ARP收入确认为其他收入。通过合并向客户收取的公用事业服务费率收回ARP收入后，ARP收入将被逆转，记为与客户签订合同的收入。ARP收入的确认和通过公用事业服务费率收回后ARP收入的逆转可能不会在同一时期发生。

与客户签订合同的收入

合同余额。公司没有任何实质性的合同余额（对已经提供的服务进行对价的权利或将来提供服务的义务作为已收到的对价）。公司几乎所有的应收账款都来自与客户的合同。

公司应收账款和其他应计未开票收入的期初和期末余额如下：

信贷损失和坏账支出备抵金

公司根据共同的风险特征（例如地理位置和监管环境）将属于主题326范围的金融资产（主要是一年或更短的应收账款）分成投资组合部分，以评估预期的信贷损失。将平均注销额等历史和当前信息应用于每个投资组合部分，以估算无法收回的应收账款损失备抵额。此外，根据对未来经济状况的合理和可支持的预测，对无法收回的应收账款损失准备金进行了调整，其中可能包括天气变化、商品价格、监管和宏观经济因素等。

下表汇总了公司2023年和2022年扣除监管延期后的坏账支出金额：

(4) 财产、厂房和设备

(a) 财产、厂房和设备

财产、厂房和设备包括以下内容：

(1) 截至2023年12月31日，公司和AGC作为共同租户在沃里克发电厂（沃里克4号机组）拥有一台300兆瓦的机组。截至2023年12月31日，该公司在该单位成本中的份额为1.98亿美元，累计折旧总额为1.71亿美元。根据运营协议，AGC和公司平均分摊该单位的运营成本和产出。公司的运营成本份额包含在公司合并收益表的运营和维护费用中。该公司于 2024 年 1 月 1 日退出了 Warrick 4 的联合运营。

(b) 折旧和摊销

下表列出了折旧和摊销费用：

(1) 截至2023年12月31日的财年，包括与证券化子公司相关的800万美元摊销费用，这些费用反映在公司合并收益表中。

(c) ARO

该公司记录了与关闭A.B. Brown和F.B. Culley的灰池以及经过处理的配电木杆、含有多氯联苯的配电变压器和地下燃料储罐有关的ARO。该公司还记录了与废弃的天然气管道有关的ARO。

公司合并资产负债表中其他非流动负债中记录的ARO负债变动的对账情况如下：

（1）反映在公司资产负债表上的非流动监管资产中。

(2) 在2023年和2022年，公司反映了其ARO负债的增加，这主要是由于未来预计现金流的变化对库利东灰池的ARO进行了修订。2023年，该公司的增长还归因于对AB Brown灰池ARO的修订，内容涉及未来预计现金流的变化。

(5) 监管资产和负债

以下是截至2023年12月31日和2022年12月31日公司资产负债表上反映的监管资产和负债清单：

(1) 包括下文《退休世代证券化》中讨论的证券化监管资产。

(2) 包含在公司资产负债表上的流动监管资产中。

在目前收回的向客户收取的4.47亿美元费率中，没有任何款项可以获得回报。目前按基准利率收回的监管资产的加权平均回收期为18年，总额为3500万美元。在加权平均复苏期计算中，未获得回报且寿命不确定的监管资产被排除在加权平均恢复期的计算之外。其余监管资产正在通过定期追回机制及时收回。该公司已为所有递延成本下达费率订单，但尚未按利率计算，因此认为未来有可能复苏。

用于支付资产报废义务的监管资产主要是公司灰池预期退休活动所产生的成本的结果，这些成本超出了回收的利率。有关更多信息，请参阅注释 4 和 10。该公司认为，收回这些资产是可能的，因为目前正在按利率收回成本。

与递延税相关的监管责任主要是按2017年12月22日颁布的降低的联邦公司税率对递延税进行重估。监管委员会批准后，这些监管责任将逐步退还给客户。

有关公司监管事项的更多信息，请参阅附注9。

一代退休人员的证券化

2023年1月4日，IURC根据印第安纳州参议院第386号注册法案发布了一项命令，授权发行高达3.5亿美元的证券化债券，以证券化与公司A.B退休相关的合格成本。

棕色燃煤发电设施。因此，该公司确定，该命令发布后，不动产、厂房和设备有可能被报废。由于没有拒绝支付废弃财产、厂房和设备的全部或部分费用，因此没有确认与签发命令有关的放弃损失。2023年第一季度，收到订单后，公司将通过证券化收回的不动产、厂房和设备重新归类为监管资产，此类金额在通过证券化收回之前继续获得全额回报。

证券化子公司于2023年6月29日发行了总额为3.41亿美元的证券化债券。有关发行的更多详情，见附注7。证券化子公司使用发行净收益的一部分从公司购买了证券化财产。未确认任何收益或损失。

证券化债券由证券化财产担保，其中包括通过公司零售电力客户支付的不可绕过的证券化费用收回IURC命令授权的公司合格成本的权利。除了根据公司与证券化子公司之间的服务协议中规定的汇出证券化费用外，公司对证券化债券没有付款义务。不可绕过的证券化费用受调整机制的约束。

(6) 与其他 Vectren 公司和关联公司的交易

支持服务和采购

CenterPoint Energy的关联公司向公司提供企业服务，并向公司分配某些成本。服务费用是使用管理层认为合理的方法直接向公司收取的。这些方法包括协议使用率、专用资产分配和基于运营费用、资产、毛利率、员工以及资产、毛利率和员工组合的比例公司公式。CenterPoint Energy的关联公司向公司提供某些服务，包括地理服务和其他杂项服务。这些服务按实际成本计费，可以直接计费，也可以作为分配计费。这些费用不一定表示如果CenterPoint Energy的子公司不是附属公司会产生什么。截至2023年12月31日和2022年12月31日的支持服务和采购所欠金额包含在应付账款——关联公司中。

为这些服务收取的费用主要包含在运营和维护费用中：

不动产、厂房和设备

2023年，公司从VUH购买了某些不动产、厂房和设备资产，其净账面价值为1300万美元。2022年，公司从CenterPoint Energy购买了某些不动产、厂房和设备资产，其净账面价值为800万美元。

固定福利计划

截至2023年12月31日，Vectren维持三项封闭的合格固定福利养老金计划（Vectren公司非议价退休计划、印第安纳州天然气公司议价单位退休计划、南印第安纳州天然气和电力公司小时工养老金计划）、不合格补充高管退休计划（SERP）和退休后福利计划。固定福利养老金计划和退休后福利计划涵盖公司符合条件的全职正式员工，主要是非缴费型的。退休后福利计划包括医疗保健和人寿保险福利，它们是自保和全额保险计划的组合。Vectren的现任和前任员工占这些计划所涵盖的参与者和退休人员的绝大多数。自2021年起，Vectren非议价退休计划的某些参与者以及与这些参与者的应计福利相关的所有负债和资产已转移到CenterPoint Energy养老金计划并成为其参与者。

Vectren满足其资助计划的未来资金需求，并从一般公司资产中支付无资金计划的收益，并在必要时依靠公司来支持这些债务的融资。但是，公司对这些计划没有合同融资义务。该公司在2023年和2022年没有向公司父母的固定福利和养老金计划缴款。该公司的母公司向CenterPoint的捐款不到100万美元

2023年和2022年针对Vectren参与者的能源养老金计划。该公司在2023年和2022年均向Vectren的SERP和退休后福利计划捐款100万美元。截至2023年12月31日和2022年12月31日，Vectren的福利养老金计划的合并资金状况分别约为97％和94％。截至2023年12月31日，CenterPoint Energy的固定养老金计划（不包括Vectren）的合并资金状况约为78％。

Vectren将根据公认会计原则计算的退休计划和其他退休后福利计划的定期成本分配给其子公司，这也是公司通过基准利率收回退休计划定期成本的方式。定期成本是按照劳动力成本分配方法向公司收取的，并导致定期成本分配给运营费用和资本项目。在截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度中，Vectren和CenterPoint Energy分别向公司收取了总额为100万美元和300万美元的定期费用。

公司对Vectren的资金需求与分配的定期成本之间的任何差异均被公司确认为关联公司的应收账款或应付款。确定Vectren的附属资金需求的分配方法与财务会计准则委员会有关 “多雇主” 福利会计的指导方针一致。Vectren根据GAAP计算的计划资产和计划负债均不分配给个别子公司，但分配给个别子公司的其他退休后福利计划债务的当期部分除外。

截至2023年12月31日和2022年12月31日，该公司分别有1500万美元和1,600万美元，代表公司向Vectren提供的固定福利养老金资金，尚未反映在成本中。截至2023年12月31日和2022年12月31日，该公司在其他非流动负债中分别包含1,600万美元和1,700万美元，这些负债是与向公司收取但尚未向Vectren提供资金的其他退休后福利相关的成本。公司的劳动力分配方法用于计算公司向Vectren提供的固定福利退休金和其他退休后计划的资金，这与公司的监管费率制定流程一致。

   

基于股份的激励计划和递延薪酬计划

除了Vectren或CenterPoint Energy之外，该公司没有基于股份的薪酬计划。截至2021年12月31日，递延薪酬计划的大多数活跃员工已从VUH调出其他CenterPoint Energy公司。截至2023年12月31日和2022年12月31日，其他非流动负债中包含的递延薪酬债务均不到100万美元，这是CenterPoint Energy计划中尚未提供资金的递延补偿债务。

现金管理安排

公司与Vectren的关联公司一起参与集中现金管理计划。截至2023年12月31日和2022年12月31日，公司从VUH资金池中分别有5000万美元和3,600万美元的借款，包括在合并资产负债表上的应付账款和应付票据关联公司中。有关公司间借款安排的更多信息，请参阅附注7。

所得税

该公司不会将联邦或州所得税申报表与Vectren或CenterPoint Energy提交的申报表分开提交。Vectren包含在CenterPoint Energy的合并美国联邦所得税申报表中。Vectren和/或其某些子公司在各个州提交所得税申报表。根据税收共享协议并出于财务报告目的，Vectren子公司在单独的公司基础上记录所得税。公司因加入Vectren合并税收集团而分配的税收影响份额记录在公司的母公司层面。当期应付/应收税款每季度与Vectren以现金结算，并在提交合并的联邦和州所得税申报表后。

递延所得税是针对资产或负债的纳税基础（根据相关的未确认的税收优惠，如果有的话）与其在财务报表中申报的金额之间的临时差异提供的。递延所得税资产和负债是根据当前颁布的法定所得税税率计算的，该税率预计将在计划扭转临时差异时适用。公司确认超过当前法定税率的递延所得税的监管负债，以及以低于当前法定税率提供的递延税率缴纳的监管资产。此类与税收相关的监管资产和负债按收入要求水平进行报告，并在相关的临时差异反向时摊销为收入，通常是在相关财产的整个生命周期内。记录估值补贴以减少递延所得税资产的账面金额，除非递延所得税资产变现的可能性很大。

只有在满足了 “可能性大于不是” 的确认门槛时，才会在纳税申报表中记录与所得税立场相关的税收优惠，并以结算时实现的可能性大于50％的最大福利金额来衡量。公司报告与未确认的税收优惠相关的利息和罚款

在收入报表中的所得税中，并将与未确认的税收优惠相关的纳税义务报告为其他非流动负债的一部分。

ITC在相关财产的大致寿命内递延并摊销为收入。PTC 是指根据适用的联邦和州法规中规定的每千瓦时费率生产和销售能源。

该公司的天然气和电力公用事业公司目前以批准的税率收回向客户收取的企业所得税支出。IURC发布了一项命令，启动了一项程序，以调查TCJA对该州公用事业公司和客户的影响。此外，IURC命令公司从2018年1月1日起设立监管责任，以记录税收改革的所有估计影响。有关更多信息，请参见注释 5。

所得税支出/（收益）和投资税收抵免摊销的组成部分如下：

联邦法定税率与有效所得税税率的对账如下：

递延所得税净负债的重要组成部分如下：

截至2023年12月31日，该公司有2700万美元的投资税收抵免结转额，将于2041年到期。截至2023年12月31日和2022年12月31日，总额为2700万美元和2,800万美元的递延投资税收抵免分别包含在其他非流动负债中。

不确定的税收状况

所有列报期内未确认的税收优惠对公司而言并不重要。在截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度中，公司没有未确认的税收优惠。

税务审计和结算。

该公司的母公司及其某些子公司在美国联邦司法管辖区和各州提交所得税申报表。CenterPoint Energy已对截至2018年的纳税年度和2021纳税年度的美国国税局进行了审计，并结算。2019-2020纳税年度仍然开放。在2019-2023纳税年度，CenterPoint Energy及其子公司是美国国税局合规保证程序的参与者。Vectren合并前的2014-2019年纳税年度已经过审计并与美国国税局结算。

(7) 借款安排及其他融资交易

长期债务

未偿还的长期优先无抵押债务和首次抵押贷款债券如下：

债务交易

债务发行。2023年期间，发行或产生了以下债务工具：

(1) 公司2023年3月发行的首次抵押贷款债券的总收益约为1.79亿美元，扣除交易费用和费用，用于一般公司用途，包括偿还短期债务。

(2) 扣除交易费用和费用后，证券化子公司2023年6月发行证券化债券的总收益约为3.37亿美元，用于向公司支付证券化财产的收购价格。该公司使用出售证券化财产的净收益（在支付前期融资成本后）来偿还或支付IURC批准的与其A.B. Brown 1和2煤炭发电机组完全报废相关的合格成本。有关更多详细信息，请参阅注释 2 和 5。

（3）公司分三批发行：（i）1.8亿美元的首次抵押贷款债券，利息为5.75％，于2029年到期；（ii）1.05亿美元的首次抵押贷款债券，2030年到期，利息为5.91％；（iii）1.85亿美元的首次抵押贷款债券，2034年到期，利息为6.00％。4.67亿美元的净收益用于一般公司用途。

债务偿还和赎回。2023年期间，以下债务工具在到期时偿还或在到期前赎回：

(1) 2022年12月16日，公司提供了赎回通知，2023年1月17日，公司赎回了公司2044年到期的未偿第一笔抵押贷款债券的本金总额为1,100万美元，赎回价格等于第一笔要赎回的抵押贷款债券本金的100％，加上应计和未付利息（如果有），直至赎回日（但不包括赎回日）。

(2) 2023年11月17日，公司提供了赎回通知，2023年12月19日，公司赎回了2029年到期的未偿还首次抵押贷款债券的本金总额为8000万美元，赎回价格等于按美国国债收益率折现的剩余本金和利息支付总额加上10个基点，再加上赎回之日的应计利息和适用的整体溢价。

在截至2023年12月31日的年度中，公司因提前清偿债务而记录了1,100万美元的亏损，该亏损被记录为监管资产。

后续活动。2024年3月1日，公司赎回了2024年到期的未偿首次抵押贷款债券本金总额为2300万美元，赎回价格等于第一笔要赎回的抵押贷款债券的本金加上应计和未付利息。

证券化债券。截至2023年12月31日，该公司拥有一家特殊目的子公司——证券化子公司，该子公司已合并。合并后的特殊目的子公司是一家全资破产远程实体，其成立的唯一目的是促进2023年第二季度通过发行证券化债券及其附带活动完成退出A.B褐煤发电设施的合格成本的证券化融资。证券化债券只能通过向公司的零售电力客户征收证券化费用来支付，证券化费用是不可绕过的费用，用于收回IURC命令授权的公司合格成本。除了汇款外，公司对证券化债券没有付款义务

根据公司、证券化子公司和其他各方之间的服务协议的规定，其收取的适用证券化费用。特殊目的实体是征收、收取和收取为发行的债券提供担保的适用证券化费用的权利的唯一所有者。公司的债权人对证券化子公司的任何资产或收入无追索权，债券持有人也无法追索公司的一般信贷。

信贷设施。截至2023年12月31日，该公司拥有以下循环信贷额度：

(1) 基于截至2023年12月31日的信用评级。

(2) 根据循环信贷额度协议的定义，不包括证券化债券。

截至2023年12月31日，循环信贷额度下没有未偿还的借款。

强制性招标。2023年4月，公司在遵守标准条件先例的前提下，执行了一项再营销协议，将印第安纳州金融管理局发行的五系列免税债务进行再营销，金额约为1.48亿美元，包括：(i) 印第安纳州财政局最初于2013年4月26日发行的2013年系列环境改善退款收入债券本金总额1.07亿美元，以及 (ii) 4,100万美元的环境改善本金总额退还收入债券，2014系列，最初由印第安纳州金融管理局于2014年9月24日发布，于2023年5月1日关闭。

2023年7月，公司签署了一项再营销协议，将印第安纳州弗农山市和印第安纳州沃里克县发行的两系列免税债券进行再营销，金额约为3,800万美元，包括：（i）弗农山市发行的2015年系列环境改善收入债券本金总额为2,300万美元，以及（ii）2015年系列发行的1,500万美元环境改善收入债券本金总额沃里克县，于 2023 年 9 月 1 日关闭。自2023年9月1日起，每个系列的债券按固定年利率4.250％的利率计息，截止日期为（i）赎回日或（ii）2028年9月1日（当时债券必须进行强制性投标），以较早者为准。

未来的长期债务偿债基金要求和到期日。截至2023年12月31日，该公司的首次抵押贷款债券的未偿还本金总额约为8.47亿美元。通常，公司的所有不动产和有形财产均受其抵押贷款契约的留置权的约束，该契约经修订和重述，自2023年1月1日起生效。截至2023年12月31日，公司获准根据抵押贷款契约发行额外债券，最高可达当时无准备金新增房地产的70％，在此基础上可以发行约9.66亿美元的额外首次抵押贷款债券。

到期日。截至2023年12月31日，不包括折扣、保费和发行成本在内的长期债务的到期日如下：

盟约。长期和短期借款安排都包含惯常的违约条款；对留置权、售后回租交易、合并或合并以及资产出售的限制；对杠杆的限制以及其他限制。多项债务协议包含一项契约，即合并总债务与合并总资本的比率不超过65％。截至2023年12月31日，公司遵守了所有金融债务契约。

(8) 承诺和意外开支

(a) 购买义务

承诺包括与公司天然气应申报板块和电力应申报板块相关的最低购买义务。购买义务被定义为购买商品或服务的协议，该协议对公司具有强制性且具有法律约束力，并规定了所有重要条款，包括：固定或最低购买量；固定、最低或可变价格条款；以及交易的大致时间。截至2023年12月31日和2022年12月31日，具有最低还款额条款的合约有不同的数量要求和期限，在公司的资产负债表中未被归类为非交易衍生资产和负债。这些合约符合 “普通购买合约” 的例外情况，或者不符合衍生品的定义。天然气和煤炭供应承诺还包括不符合衍生品定义的运输合同。

2023年2月1日，公司签订了经修订和重述的BTA协议，在预期的35年使用寿命内以固定收购价格收购191兆瓦的波西太阳能项目。2023年2月7日，公司向IURC提交了CPCN，以批准修订后的BTA。随着IRA的通过，该公司现在可以为太阳能项目寻求PTC。该公司提交了更新的CPCN，要求通过基准费率或CECA机制按基准费率收回扣除PTC后的项目成本，具体取决于哪种机制可以更及时地收回收款。2023 年 9 月 6 日，IURC 发布了批准 CPCN 的命令。波西太阳能项目预计将于2025年投入使用。

2023年1月11日，IURC发布命令，批准和解协议，向公司授予CPCN，通过BTA购买和收购130兆瓦的派克县太阳能项目，并批准了估算成本。IURC还将该项目指定为清洁能源项目，并批准了拟议的统一费率以及相关的费率制定和会计处理。由于通货膨胀压力，开发商透露成本已超过BTA中商定的水平。经过谈判，该公司和开发商未能就更新的定价达成协议。因此，公司于2024年2月27日发出通知，表示正在行使终止BTA的权利，BTA终止了公司与该项目有关的所有其他义务。

截至 2023 年 12 月 31 日，最低购买义务约为：

(1) 上文主要包括公司与承诺从15年到25年不等的PPA相关的未贴现最低还款义务，以及在任何重新谈判之前根据其在印第安纳州波西县的BTA按原始合同金额进行的收购承诺，以及其在2024年2月终止之前在印第安纳州派克县的BTA的BTA。

上表中不包括通过CEI South提供的其他PPA的现金支出的估计值，这些PPA没有最低门槛，但当能源由供应商生产时确实需要付款。其中某些承诺产生的成本是转账成本，通常通过监管机构批准的成本回收机制从零售客户那里逐美元收取。

有关公司BTA和PPA的更多详细信息，请参阅附注9。

(b) AMA

该公司于2021年4月至2024年3月签订了与印第安纳州公用事业配送服务相关的第三方AMA。根据协议的规定，公司要么向资产管理公司出售天然气并同意全年以相同的成本回购等量的天然气，要么干脆从资产管理公司购买每个交付点所需的全部天然气。通常，AMA是公司与资产管理公司之间的合同，旨在转移营运资金义务并最大限度地利用资产。在这些协议中，公司同意向其他各方释放运输和储存容量，以管理公司的天然气储存、供应和交付安排，并在公司不需要时将释放的容量用于其他用途。公司可以通过在AMA有效期内支付的款项从资产管理公司那里获得薪酬。公司有义务购买根据这些AMA向资产管理公司发布的冬季存储需求。

(c) 环境和其他事项

MGP 网站。该公司及其前身过去曾运营过MGP。管理层根据产生的实际成本、预期的未来付款时间和通货膨胀因素等假设估算了公司为履行其义务而预期产生的成本。尽管公司已记录了所有可能和可估算的费用的债务，包括目前与这些地点的活动相关的负债，但未来的事件可能需要采取目前无法预见的补救活动，而且这些费用可能不受PRP或保险追回的约束。

印第安纳州 MGP。该公司已确定参与公司服务区域内的5个人造天然气厂场地，所有这些工厂目前都已加入IDEM的VRP。该公司目前正在开展一定程度的补救活动，包括对某些地点的地下水进行监测。

目前无法确定为这些网站寻址可能产生的总费用。估计的应计成本仅限于公司在补救工作中所占的份额，因此不包括其他PRP的风险敞口。公司认为可能负有责任的地点可能的修复成本范围是基于在下表给出的最短时限内继续进行修复而得出的。

成本估算基于对场地的研究或类似规模场地的修复的行业平均成本。实际修复成本将取决于要修复的场地数量、其他 PRP（如果有）的参与以及所使用的补救方法。

公司预计这些事项的最终结果不会对其财务状况、经营业绩或现金流产生重大不利影响。

CCR 规则。2015年4月，美国环保局最终确定了其CCR规则，该规则将灰分规定为RCRA下的非危险物质。最终规则允许对灰分进行有益的再利用，公司发电厂产生的大部分灰分将继续重复使用。2018年7月，美国环保局发布了CCR规则第一阶段的最终复审结果，将停止在超过地下水保护标准或不符合位置限制的池塘中放置灰分的最后期限延长至2020年10月31日。2019年8月，美国环保局就灰分和其他材料的有益再利用提出了对其CCR规则的额外 “A部分” 修正案。A部分修正案于2020年8月敲定，并将停止在池塘中放置灰分的最后期限延长至2021年4月11日，详情见下文。A部分修正案不限制公司目前对其飞灰的有益再利用。2023年5月18日，美国环保局发布了对CCR规则的拟议修订，这可能会扩大联邦CCR规则（CCR “传统” 规则）监管的单位的范围。CCR Legacy规则旨在包括传统的CCR地面蓄水池（非活跃发电设施的非活动地面蓄水池），以及在其他受联邦CCR法规约束的活跃或非活动设施中的新的 “CCR管理单元”。目前，CCR Legacy规则的潜在影响尚不确定，如果最终确定，可能需要公司进行额外的CCR调查。

该公司有三个灰池，两个在 F.B. Culley 工厂（Culley East 和 Culley West），一个在 A.B. Brown 工厂。根据现有的CCR规则，公司必须对其FB. Culley和A.B. Brown发电站进行完整性评估，包括地下水监测。地下水研究对于确定池塘的剩余使用寿命以及是否必须用衬里改造池塘还是必须就地封闭池塘是必要的。该公司的沃里克发电机组不在CCR规则的范围内，因为该发电机组历来是大型发电站的一部分，该发电站主要为邻近的工业设施提供服务。地下水监测表明，该公司灰堆附近的地下水可能受到影响，进一步的分析仍在进行中。CCR规则要求各公司在2018年10月18日之前完成位置限制的决定。该公司完成了评估并确定一个F.B. Culley池塘（Culley East）和A.B. Brown池塘不符合含水层布置位置限制。由于这次失败，除非批准延期，否则公司被要求停止处置池塘中的新灰分，并在2021年4月11日之前开始关闭池塘。该公司根据CCR规则及时提交了延期申请，这将允许公司在2023年10月15日之前继续使用池塘。2022年10月5日，美国环保局发布了对A.B. Brown池塘A部分延期请求的有条件批准的提议。根据在提交的两个池塘延期申请中向环保局做出的承诺，Culley East和A.B. Brown设施均已及时停止使用。2019年4月24日，该公司收到IURC的命令，批准收回与关闭Culley West池塘相关的成本费率，该池塘已经完成了封闭活动。2019年8月14日，该公司向IURC提交了申请，要求追回与关闭A.B. Brown灰池相关的费用，其中包括与挖掘和回收池塘灰相关的费用。该申请随后于2020年5月13日获得IURC的批准。2020年10月28日，IURC批准了公司的ECA程序，其中包括开始收回联邦规定的项目成本。

2018年7月，该公司对其保险公司提起了损害赔偿和申诉性救济申诉，要求补偿为遵守CCR规则而产生的国防、调查和池塘关闭费用，此后该公司与保险公司达成了保密和解协议。这些定居点的收益将抵消关闭池塘已经产生和将要发生的费用。2022年11月1日，该公司申请了CPCN，以收回与关闭Culley East Pond及其第三个也是最后一个灰池相关的联邦法定费用。该公司还在为该项目寻求会计和费率减免，并于2023年6月8日提交了修订后的CPCN，以收回联邦规定的灰池成本。项目费用估计约为5 200万美元，包括管理费用。

截至2023年12月31日，该公司已记录了约1.16亿美元的ARO，这是关闭A.B. Brown和F.B. Culley池塘的未来现金流估计值的折现值。由于合同安排；对灰分、关闭方法和关闭时间的持续评估；公司发电过渡计划的影响；环境法规的变化；以及上述保险程序中从和解中获得的收益，这一估计可能会发生变化。除了这些ARO之外，该公司还预计将购买6000万至8000万美元的设备，以完成A.B. Brown的关闭项目。

《清洁水法》允许地下水排放。2020年4月，美国最高法院发布了一项意见，规定通过地下水或其他非点源进行的间接排放，如果其功能等同于直接排放，则受《清洁水法》的许可和责任。2023年11月27日，美国环保局发布了关于应用 “功能等效” 分析的指南草案，该分析涉及允许某些通过地下水排放到地表水。该公司正在评估该决定和拟议的EPA指导方针将在多大程度上影响其运营的许可要求和/或责任。

其他环境。公司会不时发现运营期间或前任运营地上存在环境污染物。将来可能会发现其他涉及污染物的此类场所。该公司已经并将继续根据州和联邦法律义务修复任何已确定的场地。对于因环境污染物的存在而被发现需要补救的场地，公司会不时收到监管机构或其他机构发出的关于PRP地位的通知，并且将来可能会收到通知。此外，在与此类网站有关的诉讼中，公司曾或可能不时被指定为被告。尽管目前无法预测此类问题的最终结果，但公司预计这些事项，无论是个人还是总体而言，都不会对其财务状况、经营业绩或现金流产生重大不利影响。

其他议事录

公司参与不同法院、监管委员会和政府机构就正常业务过程中出现的事项提起的其他法律、环境、税务和监管程序。该公司还不时成为法律诉讼的被告，该诉讼涉及多名原告对许多人提起的索赔

能源行业的参与者。其中一些诉讼涉及大量金额。公司定期分析当前信息，并在必要时提供这些事项最终处置时可能和合理估计的负债的应计额。公司预计这些事项的处置不会对其财务状况、经营业绩或现金流产生重大不利影响。

(9) 监管事宜

一代退休人员的证券化

有关证券化债券发行的更多信息，请参阅合并财务报表附注5。

CEI South CPCN

BTA

2021年2月23日，该公司向IURC提交了CPCN，寻求批准收购波西太阳能项目。2021年10月27日，IURC发布了批准CPCN的命令，授权该公司通过BTA收购Posey太阳能项目，以固定购买价格收购其太阳能电池板资产，并批准在预期的35年使用寿命内通过平衡利率收回成本。由于社区反馈以及通货膨胀和影响能源行业的供应链问题导致的项目成本上涨，该公司与开发商Arevon于2022年1月宣布计划将Posey太阳能项目的规模缩小至191兆瓦。公司共同同意范围变更，2023年2月1日，公司签订了经修订和重述的BTA，该协议有待IURC的进一步审查和批准。2023年2月7日，公司向IURC提交了CPCN，以批准修订后的BTA。随着IRA的通过，该公司现在可以为太阳能项目寻求PTC。该公司要求通过基准费率或CECA机制，以基准费率而不是统一费率收回扣除PTC后的项目成本，具体取决于哪种机制能提供更及时的回收率。2023 年 9 月 6 日，IURC 发布了批准 CPCN 的命令。Posey太阳能项目预计将于2025年投入使用，并通过基本费率恢复。

2022年7月5日，该公司签订了BTA协议，通过一家特殊目的实体以有限的收购价格收购印第安纳州派克县的130兆瓦太阳能电池板。该项目的CPCN已于2022年7月29日向IURC提交。2022年9月21日，原则上达成了一项协议，解决了公司与东联之间的所有问题。协议和和解协议于2022年10月6日提交，和解听证会于2022年11月1日举行。2023年1月11日，IURC发布命令，批准和解协议，授权公司通过BTA购买和收购派克县太阳能项目，并批准了估计成本。IURC还将该项目指定为Ind旗下的清洁能源项目。《守则》第8-1-8.8章批准了拟议的统一费率以及相关的费率制定和会计处理。由于通货膨胀压力，开发商透露成本已超过BTA中商定的水平。经过谈判，公司和开发商未能就更新的定价达成协议。因此，公司于2024年2月27日发出通知，表示正在行使终止BTA的权利，BTA终止了公司与该项目有关的所有其他义务。

2023年1月10日，该公司向IURC提交了CPCN，要求通过BTA收购装机容量为200兆瓦的风能发电设施，该设施符合其2019/2020年IRP，该计划要求最多300兆瓦的风力发电。该风能项目位于MISO的中部地区。该公司已获准通过CECA机制收回风力设施的成本，该机制预计将于2026年底投入使用。2023年6月6日，IURC发布了批准CPCN的命令，从而授权该公司购买风力发电设施。但是，截至这些财务报表发布之日，公司尚未签订任何与该风能发电设施有关的最终协议，也根本不确定是否会签订最终协议。

PPA

该公司还于2021年2月寻求批准与印第安纳州沃里克县的Clenera LLC签订的100兆瓦太阳能PPA。该请求导致与该PPA相关的债务成本增加，该PPA提供等值的股本回报率，以抵消PPA有效期内的估算债务。2021年10月，IURC批准了沃里克县太阳能PPA，但拒绝了先发制人地抵消PPA成本中估算债务的请求。由于通货膨胀和影响能源行业的供应链问题导致项目成本上涨，Clenera和该公司被迫重新谈判协议条款，以提高PPA价格。2023年1月17日，公司向IURC提出申请，要求对先前批准的PPA进行某些修改。要求通过燃料调整条款程序在有效期内收回修订后的购买电力成本

修订了 PPA。2023年5月30日，IURC批准了沃里克县太阳能修正后的PPA；但是，由于MISO互联研究的延迟，开发商透露该项目的投入使用日期可能会从2025年推迟到2026年。

2021年8月25日，该公司向IURC申请，要求批准根据为期15年的PPA向Oriden购买185兆瓦的太阳能，Oriden正在印第安纳州弗米利恩县开发一个太阳能项目，并根据为期20年的PPA向正在印第安纳州诺克斯县开发太阳能项目的Origis购买150兆瓦的太阳能。2022年5月4日，IURC发布命令，批准该公司签订这两个PPA。2022年3月，当MISO互联研究的结果完成时，Origis告知公司，在印第安纳州诺克斯县建造太阳能项目的成本有所增加。增长主要是由影响全球制造商的大宗商品和供应链成本上涨所推动的。2022年8月，公司和Origis签订了经修订的PPA，该协议重申了2021年PPA中包含的条款，但进行了某些修改。2023年2月22日，IURC批准了诺克斯县太阳能修正后的PPA；但是，由于MISO互连延迟，该项目的投入使用日期可能会从2024年推迟到2025年。2023年1月17日，公司向IURC提出申请，要求对先前批准的与Oriden签订的PPA进行某些修改。修订后的购买电力成本已获批准，将在与Oriden签订的经修订的PPA的期限内通过燃料调整条款程序收回。2023年5月30日，IURC批准了弗米利恩县太阳能修正后的PPA；但是，由于MISO互联研究的延迟，开发商透露该项目的投入使用日期可能会从2025年推迟到2026年。

天然气燃烧涡轮机

2021年6月17日，该公司向IURC提交了CPCN，寻求批准建造两台天然气燃烧涡轮机，以取代其现有的部分燃煤发电机队。2022年6月28日，IURC批准了CPCN。估计耗资3.34亿美元的涡轮机设施正在印第安纳州波西县的A.B. Brown发电厂原址建造，总产量为460兆瓦。公司获得批准，将折旧费用和在职后的账面成本推迟到公司的基准利率包括设施回报率和折旧费用的回收之日为止。德州天然气输送有限责任公司将建造和运营一条约23.5英里的新管道，为涡轮机设施供应天然气。FERC于2022年10月20日颁发了建造该管道的证书。在联邦地方法院质疑FERC证书的期限已于2023年2月20日到期。该公司于2022年12月9日向其承包商发出了继续建造涡轮机的完整通知。该设施的目标是到2025年中期投入运营。公司于2023年12月5日向IURC提交的利率案的预测测试年份中包括了拟议的天然气燃烧涡轮机和监管资产的收回。

Culley Unit 3 行动

2022年6月，该公司装机发电量为270兆瓦的燃煤发电机组F.B. Culley 3号机组遇到了与锅炉给水泵涡轮机相关的运行问题。该部队于 2023 年 3 月恢复服役。在2023年9月13日提交的证词中，OUCC和代表工业客户的干预者向IURC作证，指控该公司未谨慎行事，导致计划外停电，并建议取消2,100万至2700万美元的补贴。2023年10月23日，公司向IURC提交了反驳证词，并于2023年11月2日举行了举证听证会。该公司预计IURC将在2024年上半年做出决定。

太阳能电池板问题

该公司当前和未来的太阳能项目受到延误和/或成本增加的影响。我们的太阳能项目开发商传达的潜在延误和通货膨胀成本压力主要是由于（i）太阳能电池板不可用以及其他不确定性，这些不确定性与DOC对国内太阳能制造商提交的反倾销和反补贴税申请的调查、（ii）2021年12月关于在中国新疆维吾尔自治区生产的太阳能组件和其他产品的《维吾尔族强迫劳动预防法》以及（iii）持续存在的全球供应链和劳动力可用性问题相关的不确定性。2022年12月2日，美国商务部发布了初步决定，认定八家接受调查的公司中有四家正试图绕过美国的关税。2023年8月18日，美国商务部宣布了其最终决定，发现八家被调查的公司中有五家在运往美国之前试图通过在东南亚国家进行少量加工来规避美国关税。根据拜登总统于2022年6月发布的行政命令，只要进口商品在行政命令终止后的六个月内在美国市场消费，在2024年6月之前不会对从这些东南亚国家进口的任何太阳能组件和电池征收关税。该行政命令可能会受到法律质疑，其影响仍不确定。这些问题的解决将决定我们的太阳能项目将面临哪些额外成本或延误。这些影响导致某些项目的成本增加，并可能导致其他项目的成本增加，而这种影响已经导致或预计将导致我们需要寻求额外的监管审查和批准。此外，这些因素导致的项目成本和时间表的重大变化可能会影响项目的可行性。

TSIC 2.0

2023年5月24日，该公司向IURC提交了请愿书和主诉，除其他外，要求批准其根据Ind改善输电、配电和储存的五年计划。代码第 8-1-39 章（“TDSIC 计划”）。干预者于2023年8月16日提起了主诉，公司于2023年8月29日提出了反驳。听证会于 2023 年 9 月 13 日举行，并于 2023 年 12 月 27 日发布了批准 TDSIC 计划的命令。批准的五年TDSIC计划涵盖2024年1月1日至2028年12月31日期间，包括七个不同计划的约4.54亿美元拟议投资：（1）12kV配电电路重建，（2）地下配电重建，（3）配电自动化，（4）更换木杆，（5）输电线路重建，（6）变电站重建，以及（7）变电站物理安全。

费率变更应用程序

该公司经常参与向州监管机构提出的利率变更申请。这些申请包括一般费率案例，对公用事业的全部服务成本进行评估和重置。此外，该公司定期参与印第安纳州的诉讼，以调整其资本追踪机制（天然气和TDSIC的CSIA，电力的ECA和CECA）及其能效成本追踪器（电气的DSMA）。

评分案例。2023年12月5日，该公司向IURC提交了一份申请，要求授权通过分阶段提高费率来修改其电力公用事业服务的费率和收费。根据展望的2025年测试年，要求的增幅约为16％，合1.19亿美元。提高费率的需求主要是由为确保系统的安全性和可靠性而进行的持续投资以及运营费用的正常增长所推动的。该利率案例反映了按55％的权益比率提出的10.4％的投资回报率。听证会定于2024年4月下旬至5月中旬举行。预计将在2024年第四季度下达最终订单。

下表反映了自公司于2023年3月7日至2024年3月8日向美国证券交易委员会提交2022年财务报表以来的待处理或完成的重大申请。

(1) 表示生效日期和/或批准日期尚未确定时的拟议增加（减少）。批准的费率可能与提议的费率存在重大差异。

(10) 环境和可持续发展问题

伊拉

2022年8月16日，爱尔兰共和军签署成为法律。新法律延长或制定了太阳能、风能和替代清洁能源的与税收相关的能源激励措施，除某些例外情况外，对2022年12月31日后的股票回购征收1％的税，并根据某些大公司调整后的财务报表收入实施15％的CAMT。在CAMT负债超过常规纳税义务的情况下，公司有权获得CAMT抵免，该抵免额可以无限期结转，并在常规税超过CAMT时用于未来几年。IRA没有对公司2023年的财务业绩产生重大影响。从2024年开始，该公司欠CAMT的款项可能会超过其常规纳税义务。因此，该公司预计，由于这项规定，联邦现金税的缴纳额将暂时增加。

温室气体监管与合规

美国和全世界越来越关注气候变化问题。因此，监管机构不时考虑修改现行法律或法规，或通过针对州、联邦或国际层面温室气体排放的新法律或法规。2015年8月3日，美国环保局发布了CPP规则，要求将碳排放量从2005年的水平减少32％。最终规则于2015年10月23日在《联邦公报》上公布，该行动之后立即提起诉讼，最终导致美国最高法院暂停执行该规则。2019年7月8日，美国环保局发布了ACE规则，该规则（i）废除了CPP规则；（ii）用一项要求各州实施节能目标计划的计划取代了CPP规则

个人燃煤发电机组；以及（iii）修订了《清洁空气法》第111（d）条的实施条例。2021年1月19日，美国哥伦比亚特区巡回上诉法院推翻了ACE规则的大部分内容——包括CPP的废除、CPP的替代以及第111（d）条实施规则中与时间相关的部分——于2021年10月29日被美国哥伦比亚特区巡回上诉法院推翻。2021年10月29日，美国最高法院同意审理各煤炭利益集团和一个由19个州组成的联盟提出的四份请愿书。2022年6月30日，美国最高法院裁定，美国环保局在颁布CPP时超越了其权限。2023年5月11日，美国环保局宣布了根据《清洁空气法》第111条提出的化石燃料发电厂二氧化碳排放限制和指导方针，如果最终确定，将对预计在2029年12月31日之后继续运营的现有燃煤机组适用新的温室气体性能标准。我们将继续评估该规定对现有和新的燃气发电机组的适用性，但请注意，该公司目前没有计划在2029年12月之后运营任何燃煤机组。

拜登政府再次承诺美国遵守《巴黎协定》，该协议推动了监管部门再次推动能源行业进一步减少温室气体排放，并着手在苏格兰格拉斯哥举行的全球气候会议上领导谈判。2021年4月22日，拜登总统宣布了新的目标，即到2035年将整个经济体的温室气体排放量减少50％，实现100％的无碳电力，这构成了美国在格拉斯哥宣布的承诺的基础。2021年9月，CenterPoint Energy宣布了到2035年范围1排放和某些范围2排放的净零排放目标，以及到2035年将某些范围3排放减少20％至30％的目标。据估计，CenterPoint Energy的范围2估算不包括2024年至2026年间印第安纳州与购买电力相关的排放。CenterPoint Energy的范围 3 排放估算基于环境影响评估表 EIA-176 报告中报告的向住宅和商业客户供应的天然气总量，未考虑运输客户的排放量和与上游开采相关的排放。CenterPoint Energy的净零排放目标与公司的发电过渡计划一致，预计将使公司能够遵守与温室气体减排相关的预期未来监管要求。任何需要安装新的控制技术或修改运营或会产生减少天然气消耗效果的监管行动，都可能对公司的收入、运营成本和资本要求产生不利影响。爱尔兰共和军制定了甲烷减排计划，对某些天然气输送设施的甲烷排放征收费用，美国环保局也提出了旨在减少甲烷排放的新法规，如果实施，将增加与天然气生产、输送和储存有关的成本。节约能源或使用天然气以外能源的激励措施可能会导致对公司服务的需求减少。此外，某些地方政府机构已经出台或正在考虑在特定日期之前减少能源消耗的要求和/或激励措施。这些举措可能会对公司及其运营产生重大影响，如果其服务区内的其他城市和司法管辖区制定类似的举措，这种影响可能会增加。此外，我们的第三方供应商、供应商和合作伙伴也可能受到气候变化法律法规的影响，这可能会导致许可和施工延误、项目取消或增加转嫁给公司的项目成本等方式，从而影响公司的业务。相反，由于天然气排放量较低而有效促进天然气消费的监管行动预计将使公司受益。但是，目前，公司无法量化与温室气体排放有关的新监管行动（无论是正面还是负面）对公司业务的影响程度。

与气候变化、减少温室气体排放和获得可再生能源相关的合规成本和其他影响仍不确定。尽管合规成本的金额仍不确定，但任何与气候变化有关的新法规或立法都可能导致合规成本的增加。尽管联邦或州法规的要求仍不确定，但该公司将继续监督有关可能影响其业务的温室气体排放标准的监管活动。目前，公司不购买碳信用额度。就其净零排放目标而言，预计公司将来会购买碳信用额度；但是，该公司目前预计信贷的数量或这些抵免额的成本不会很大。

气候变化的趋势和不确定性

由于对气候变化的认识提高，加上不利的经济状况、包括私人太阳能、微型涡轮机、燃料电池、节能建筑物和储能设备在内的替代能源的可用性，以及限制排放的新法规，包括潜在的甲烷排放法规，一些消费者和公司可能会减少能源消耗，通过替代能源满足自己的能源需求，或避免扩建设施，包括天然气设施，从而减少对能源的需求公司的服务。随着时间的推移，无论是通过成本效益还是政府激励措施和补贴，这些技术成为更具成本竞争力的选择，某些客户可能会选择满足自己的能源需求，随后减少公司系统和服务的使用，这可能导致公司的发电设施变得不那么具有竞争力和经济性。此外，与使用化石燃料相关的投资者情绪不断变化，以及限制化石燃料持续生产的举措对公司的发电和天然气业务产生了重大影响。例如，因为公司目前的发电量

设施的运营主要依赖煤炭，某些金融机构选择不参与公司的融资安排。相反，由于客户应对气候变化的变化，对公司服务的需求可能会增加。例如，随着电动汽车使用率的提高，电力需求可能会增加，从而增加公司系统和服务的使用量。监管机构、客户、立法者或其他利益相关者对公司的环境实践或其应对气候变化挑战的能力提出的任何负面意见都可能损害其声誉。

为了应对这些发展，CenterPoint Energy宣布了到2035年范围1排放和某些范围2排放的净零排放目标。该公司的2019/2020 IRP确定了一个首选投资组合，即淘汰730兆瓦的燃煤发电设施，并用主要由可再生能源组成的混合发电资源取代这些资源，包括太阳能、风能和带储能的太阳能，由可调度天然气燃烧涡轮机（包括为此类天然气发电服务的管道）提供支持。该公司继续执行其2019/2020年IRP，并在其2019/2020年IRP中确定的700-1,000兆瓦中，已获得756兆瓦的初步批准。该公司认为，作为净零排放目标的一部分，其对可再生能源发电的计划投资以及相应的温室气体排放减少计划支持全球减少气候变化影响的努力。该公司已经进行了新的IRP，该计划已于2023年5月提交给IURC，以确定适当的发电资源组合，以满足其客户的需求并遵守环境法规。拟议的优先投资组合是发电过渡计划的第二次演变，该计划旨在从燃煤发电转向更可持续的资源组合。该公司计划到2027年将其最后剩余的煤炭单位转换为天然气，并在2033年之前增加大量的额外可再生资源。

如果气候变化导致公司服务区气温升高，则其业务的财务业绩可能会受到不利影响。例如，天然气销售下降可能会对公司产生不利影响。气候变化的另一个可能结果是更频繁和更严重的天气事件，例如飓风、龙卷风和洪水，包括2021年2月冬季风暴事件等风暴。如果不利的天气条件影响公司的供应商，其天然气业务的业绩可能会受到影响。当公司无法向客户提供电力或天然气，或者客户无法获得服务时，公司的财务业绩可能会受到收入损失的影响，通常必须寻求监管机构的批准才能收回修复成本。如果公司无法收回这些成本，或者如果收回此类成本所产生的更高利率导致服务需求减少，则公司未来的财务业绩可能会受到不利影响。此外，随着重大天气事件的强度和频率的继续，这可能会影响公司获得具有成本效益的保险的能力。

ELG

2015年，美国环保局完成了对现有蒸汽电气废水排放标准的修订，该标准设定了更严格的废水排放限制，并有效禁止在灰池中进一步湿法处置煤灰。这些新标准在许可证续订时适用，受影响的设施必须不迟于2023年12月31日遵守废水排放限制，并禁止在2025年12月31日之前对底灰进行湿滑处理。2019年2月，IURC批准了该公司FB. Culley发电站的ELG合规计划，该计划及时完成，符合ELG的要求。

冷却水进水结构

联邦《清洁水法》第316条要求蒸汽发电设施使用 “现有的最佳技术”，以最大限度地减少对水体的不利环境影响。2014年5月，美国环保局敲定了一项法规，要求安装 “现有的最佳技术”，以减轻冷却水进水结构中水生物的冲击和夹带。该公司目前正在完成所需的生态研究，并预计将在2025年及时合规。

(11) 公允价值计量

必须使用某些方法和假设来估算金融工具的公允价值。公司长期债务的公允价值是根据相同或相似债券的报价或向公司提供的具有相似特征的工具的当前利率估算得出的。由于短期借款以及现金和现金等价物的到期日和可变利率，这些账面金额接近公允价值。由于估算利率和其他市场风险固有的困难，用于估算公允价值的方法可能并不总是代表实际可变现价值，不同的方法可能会在报告日得出不同的公允价值估算值。主要使用公司其他金融工具的二级假设得出的账面价值和估计公允价值如下：

(1) 在合并资产负债表上的其他非流动资产中列报。

(2) 在合并资产负债表上以预付费用和其他流动资产列报。

(3) 在合并资产负债表上以应计负债形式列报。

该公司的某些衍生工具包含要求公司维持标普和穆迪长期无抵押无次级债务的投资级信用评级的规定。如果公司的债务降至投资等级以下，将违反这些规定，衍生工具的交易对手可以要求立即付款。

(1) 触发进一步升级的抵押品时所需的最大抵押品将等于净负债状况。

根据目前的监管待遇，重新收购公用事业相关长期债务的看涨期保费通常在退款期限内按客户利率收回。因此，预计对这笔债务的任何重新收购都不会对公司的经营业绩产生重大影响。

该公司签订了两项为期五年的远期购买安排，以对冲公司部分天然气供应的天然气的可变价格。这些经IURC批准的安排取代了正常购买或正常销售的长期实物固定价格购买。公司使用包含市场信息的定价模型对这些合同进行估值，并归类为公允价值层次结构的第二级。这些衍生品合约的收益和损失作为监管负债或资产递延，并通过公司的天然气成本回收机制退还给客户或从客户那里收取。

(12) 分部报告

公司确定应申报细分市场时考虑了其CODM在不同监管环境下管理销售、分配资源和评估向批发或零售客户提供的各种产品和服务的绩效所依据的战略运营单位。该公司的CODM将净收入视为衡量应申报细分市场损益的指标。

截至2023年12月31日，应报告的细分市场如下：

•天然气部门主要向印第安纳州西南部提供天然气配送和运输服务。

•电力部门主要向印第安纳州西南部提供发电、输电和配电服务，包括该公司的发电和批发电力业务。

与公司业务部门相关的信息汇总如下：

(1) 包括与证券化子公司相关的收入和摊销费用，反映在公司合并收益表中。

(13) 补充现金流信息

下表提供了合并资产负债表中报告的现金、现金等价物和限制性现金与合并现金流量表中报告的金额的对账情况：

(1) 截至2023年12月31日，与VIE相关的现金及现金等价物为1,400万美元。截至2022年12月31日，没有与VIE相关的现金和现金等价物。

(14) 后续事件

管理层对资产负债表日之后但在财务报表发布之日之前发生的任何事件的后续事件进行审查。公司管理层已对截至2024年3月8日（财务报表发布之日）的后续事件进行了审查。