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以下讨论和分析提供了有关南印第安纳州天然气和电力公司（以下简称 “公司”）经营业绩的更多信息，这些信息是对公司2023年合并财务报表及其附注中提供的信息的补充，应与之一起阅读。以下讨论和分析还应与CenterPoint Energy Inc.2023年与公司相关的10-K表年度报告一起阅读，其中包括风险因素和前瞻性陈述。

该公司的收入主要来自向客户提供天然气和电力服务，而公司的主要现金流来源是收取客户账单以及为提供天然气和电力服务而采购的商品和服务的付款。

经营业绩执行摘要

经营业绩

2023年，该公司的收益为8000万美元，而2022年为1.09亿美元，减少了2900万美元。这种不利的差异主要是由于与A.B. Brown发电厂证券化相关的客户利率抵免导致利润率下降。

监管环境

天然气和电力业务，包括零售费率和费用、服务条款、会计事项、融资和某些其他运营事宜，受印第安纳州公用事业监管委员会（IURC）监管。

在该公司的天然气服务领域，正常温度调节（NTA）和解耦机制在很大程度上缓解了由于天气和消费模式的变化而导致向住宅和商业客户销售量的变化所造成的影响。除了这些机制外，IURC还批准了天然气和电力基础设施替代计划，允许在基准利率案件程序之外收回这些投资。此外，向天然气客户收取的费率包含天然气成本调整（GCA），电费包含燃料调整条款（FAC）。这两种成本跟踪机制都允许及时调整费用，以反映天然气成本和燃料成本的变化。该公司对其他物质运营成本使用类似的机制，这允许在基准利率范围之外进行收入变动。

评分设计策略

向住宅和商业客户销售天然气和电力主要是季节性的，受天气影响。随着更高效的电器和熔炉的安装以及公司的公用事业实施节能计划，天然气住宅和商业客户的平均消耗量趋势趋于下降。在公司的天然气服务领域，NTA和脱钩机制在很大程度上缓解了由于天气和消费模式的变化而导致向这些客户销售量的变化所造成的影响。

在公司的天然气服务领域，IURC已批准裸钢和铸铁替代计划。2012年和2013年通过了州法律，扩大了公用事业在基准费率程序之外收回联邦授权项目的某些成本和其他重大天然气配送和输电基础设施替代投资的能力。该公司已获准实施这些机制。

2017年，该公司的电力服务领域开始收回配电和输电基础设施替代投资的某些成本。电力服务领域目前还收回了基准费率之外的某些输电投资。电力服务领域既没有NTA也没有脱钩机制；但是，费率设计提供了损失的利润回收机制，该机制与保护举措配合使用。

追踪的运营费用

天然气成本和为客户提供服务所产生的燃料成本是公司最重要的两项运营支出。向天然气客户收取的费率包含GCA。GCA允许公司及时收取购买天然气成本的变动费用，包括基于实际经验的下落不明的天然气费用，但上限基于历史的上限

经验。电费率包含 FAC，允许及时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可通过FAC及时收回，但须遵守基于纽约商品交易所（NYMEX）天然气价格的批准可变基准。

GCA和FAC程序包括定期申报和IURC听证会，以确定未来指定时期的价格调整。这些程序还规定，将代表估计费用的实际回收额与实际发生的费用之间的任何差异列入以后的时期。

IURC还适用了授权GCA和FAC程序的法规，在必要时通过应用收益测试将净营业收入限制在上次一般利率令中批准的水平。在本报告所述期间，公司没有受到收益测试的影响。

MISO费用和其他可靠性成本以及为零售电力客户提供服务所产生的收入通过RCRA和MCRA收回。MISO费用包括根据MISO的FERC批准的费率对无功功率、调度和输电网络费用等项目收取的特定费用，这些费用由各MISO成员共同承担。可靠性成本和收入包括购买电力的非燃料成本以及与某些可中断客户相关的成本和信用。

根据历史经验，天然气管道完整性管理运营成本、为能源效率计划提供资金的成本、MISO成本以及无法收回的账户开支中的天然气成本部分均通过典型基准利率回收之外的机制回收。此外，某些运营成本，包括与联邦授权投资相关的折旧、天然气和配电以及输电基础设施替代投资，以及不按基准费率的区域输电资产，也可通过典型基准利率回收之外的机制回收。

收入和利润率还受到州法定税收的影响，这些税收主要随着天然气和燃料成本的变化而波动。

基准费率订单

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。

有关涉及公司的重大监管程序的更多具体信息，请参阅合并财务报表附注9。

运营趋势

利润

在本次讨论中，使用了天然气利润率和电气利润率这两个术语。天然气利润率的计算方法是天然气收入减去天然气销售成本。电力利润率的计算方法是电力收入减去燃料成本和购买的电力。该公司认为，天然气和电力的利润率比收入更能衡量相对贡献，因为天然气价格、燃料和购买的电力成本可能会波动，并且通常按美元兑美元向客户收取。

此外，该公司还单独反映了天然气利润率和电气利润率内的监管费用回收机制。这些金额代表以美元兑美元收回的其他业务费用。公司利用这些经批准的监管机制从基准利率所反映的金额中收回运营支出的变化，这些费用通常是容易波动的支出。以下是对利润率的讨论和分析。

电力利润（电力收入减去燃料成本和购买的电力）

按客户类型划分的电利润率和销售量如下：

(1) 包括截至2023年12月31日止年度证券化子公司的1700万美元收入。

零售

截至2023年12月31日的财年，电力零售公用事业利润率为4.07亿美元，而2022年为4.32亿美元，减少了2500万美元。利润率的变化主要反映了与A.B. Brown发电厂证券化相关的应付客户利率抵免额减少了2,800万美元，由于天气温和而减少了1,100万美元，由于客户使用和增长而减少了200万美元，CECA和ECA增加了100万美元，TDSIC增加了800万美元，杂项收入增加了300万美元，部分抵消了利润的变化。2023年的加热度天数为正常水平的82％，而2022年为正常水平的107％；2023年的降温度天数为正常水平的94％，而2022年为正常水平的103％。

批发电力活动的利润

该公司在其服务区域内建造的符合MISO区域输电扩张计划标准的输电项目可获得回报，并且还推销和出售其发电和输电容量以优化其自有资产的回报。当给定小时内MISO的销售量超过为原生负载购买的金额时，几乎所有的系统外销售都是在MISO Day Ahead和实时市场中产生的。MISO 系统外余量和传输系统余量的更多详细信息如下：

2023年，与符合条件的项目（包括恢复机制和其他输电系统运营的对账）相关的输电系统利润总额为2300万美元，而2022年为2600万美元，减少了300万美元。

截至2023年12月31日的财年，系统外销售利润率为700万美元，而2022年为1,600万美元，减少了900万美元。2011年5月实施的基准费率变更要求每年收入超过或低于800万美元的系统外销售的批发利润与客户平均分享。

天然气利润（天然气收入减去天然气销售成本）

按客户类型划分的天然气利润率和吞吐量如下：

截至2023年12月31日的财年，天然气利润率为9,800万美元，而2022年为8,800万美元，增长了1000万美元。利润率的增加主要是由于通过我们的合规和系统改进调整（CSIA）附加条款收回了先前推迟的运维成本。由于公司的费率设计，天气对客户利润率的影响相对较小。销售和运输量的减少主要是由于天气造成的。2023年的加热度天数为正常水平的77％，而2022年为正常水平的98％。

运营费用

操作和维护

截至2023年12月31日的财年，运营和维护费用为2.51亿美元，而2022年为2.47亿美元，增加了400万美元。运营和维护成本的增加主要是由于与合规和系统改进调整（CSIA）相关的直通成本增加，2023年底发电设施成本的降低部分抵消了这些成本。

折旧和摊销

2023年的折旧和摊销费用为1.46亿美元，而2022年为1.44亿美元，增加了200万美元。这一增长是由于投入使用的公用事业工厂的额外投资，包括按截至收购之日的净账面价值从CenterPoint Energy购买的不动产、厂房和设备资产。

选定的电力运行统计数据

选定的天然气运营统计数据