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TermNotes365DueOn2042Member2022-12-310000788784pseg：公共服务电气和气体公司成员pseg：中术语注释三点八零应在两个和四十个三成员2023-12-310000788784pseg：公共服务电气和气体公司成员pseg：中术语注释三点八零应在两个和四十个三成员2022-12-310000788784pseg：中术语注释四点零支付两个和四十个成员pseg：公共服务电气和气体公司成员2023-12-310000788784pseg：中术语注释四点零支付两个和四十个成员pseg：公共服务电气和气体公司成员2022-12-310000788784pseg：中术语注释四点零五个数量为两个和四十个成员pseg：公共服务电气和气体公司成员2023-12-310000788784pseg：中术语注释四点零五个数量为两个和四十个成员pseg：公共服务电气和气体公司成员2022-12-310000788784pseg：中术语注释四点一个五次到期两个和四十个五次成员pseg：公共服务电气和气体公司成员2023-12-310000788784pseg：中术语注释四点一个五次到期两个和四十个五次成员pseg：公共服务电气和气体公司成员2022-12-310000788784pseg：公共服务电气和气体公司成员pseg：中术语注释三点八零由于两个和四十个成员2023-12-310000788784pseg：公共服务电气和气体公司成员pseg：中术语注释三点八零由于两个和四十个成员2022-12-310000788784pseg：中术语注释三点六零由于两个和四十个成员pseg：公共服务电气和气体公司成员2023-12-310000788784pseg：中术语注释三点六零由于两个和四十个成员pseg：公共服务电气和气体公司成员2022-12-310000788784pseg：公共服务电气和气体公司成员pseg：中术语注释四点零五个百分点由于第二个和第四十八个成员2023-12-310000788784pseg：公共服务电气和气体公司成员pseg：中术语注释四点零五个百分点由于第二个和第四十八个成员2022-12-310000788784pseg：公共服务电气和气体公司成员pseg：中术语注释三点八点五点二和四十九个成员2023-12-310000788784pseg：公共服务电气和气体公司成员pseg：中术语注释三点八点五点二和四十九个成员2022-12-310000788784pseg：中术语注释三点两个零值两个和四十个Nyne成员pseg：公共服务电气和气体公司成员2023-12-310000788784pseg：中术语注释三点两个零值两个和四十个Nyne成员pseg：公共服务电气和气体公司成员2022-12-310000788784pseg：MidumTermNotes315Due2050 Memberpseg：公共服务电气和气体公司成员2023-12-310000788784pseg：MidumTermNotes315Due2050 Memberpseg：公共服务电气和气体公司成员2022-12-310000788784pseg：MidumTermNotes270Due2050Memberpseg：公共服务电气和气体公司成员2023-12-310000788784pseg：MidumTermNotes270Due2050Memberpseg：公共服务电气和气体公司成员2022-12-310000788784pseg：MidumTermNotes2050Memberpseg：公共服务电气和气体公司成员2023-12-310000788784pseg：MidumTermNotes2050Memberpseg：公共服务电气和气体公司成员2022-12-310000788784pseg：中期限注释三点零到期日两个和五十一个成员pseg：公共服务电气和气体公司成员2023-12-310000788784pseg：中期限注释三点零到期日两个和五十一个成员pseg：公共服务电气和气体公司成员2022-12-310000788784pseg：公共服务电气和气体公司成员pseg：中期限注释GreenBondFivePointOne ThreeTwo—FiftyThreeMember2023-12-310000788784pseg：公共服务电气和气体公司成员pseg：中期限注释GreenBondFivePointOne ThreeTwo—FiftyThreeMember2022-12-310000788784pseg：中术语注释五点四五点五点二至五十三成员pseg：公共服务电气和气体公司成员2023-12-310000788784pseg：中术语注释五点四五点五点二至五十三成员pseg：公共服务电气和气体公司成员2022-12-310000788784pseg：公共服务电气和气体公司成员pseg：TotalMediumTerminesMember2023-12-310000788784pseg：公共服务电气和气体公司成员pseg：TotalMediumTerminesMember2022-12-310000788784pseg：高级注释三点八五分，二人和二十三人pseg：PSEGPowerLLCMember2023-12-310000788784pseg：高级注释三点八五分，二人和二十三人pseg：PSEGPowerLLCMember2022-12-310000788784pseg：SeniorNotes863DueOn2031Memberpseg：PSEGPowerLLCMember2023-12-310000788784pseg：公共服务电气和气体公司成员2023-12-310000788784pseg：PSEGPowerLLCMember2023-12-310000788784pseg：高级注释五点八点七点五点二十八分2023-01-012023-12-310000788784pseg：SeniorNotesSiPointOneTwoFiveDueTwoFiveThirtyThreeMember2023-01-012023-12-310000788784SRT：ParentCompany Memberpseg：高级笔记零点八点四分之二和二十三成员2023-01-012023-12-310000788784pseg：公共服务电气和气体公司成员pseg：中等期限注释GreenBondFourPointSixFiveDueTwo—ThirtyThree Member2023-01-012023-12-310000788784pseg：公共服务电气和气体公司成员pseg：中期限注释GreenBondFivePointOne 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气和气体公司成员US-GAAP：AllowanceForCreditLossMember2022-01-012022-12-310000788784pseg：材料和供应品估价保留成员pseg：公共服务电气和气体公司成员2021-12-310000788784pseg：材料和供应品估价保留成员pseg：公共服务电气和气体公司成员2022-01-012022-12-310000788784pseg：公共服务电气和气体公司成员US-GAAP：AllowanceForCreditLossMember2020-12-310000788784pseg：公共服务电气和气体公司成员US-GAAP：AllowanceForCreditLossMember2021-01-012021-12-310000788784pseg：公共服务电气和气体公司成员US-GAAP：AllowanceForCreditLossMember2021-12-310000788784pseg：材料和供应品估价保留成员pseg：公共服务电气和气体公司成员2020-12-310000788784pseg：材料和供应品估价保留成员pseg：公共服务电气和气体公司成员2021-01-012021-12-31
美国
美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549
——————————
表格10-K
(标记一)
☒ 依据《条例》第13或15(D)条提交周年报告
1934年《证券交易法》
截至本财政年度止12月31日, 2023
或
☐ 根据《宪法》第13或15(D)条提交的过渡报告
1934年《证券交易法》
2004年12月23日 到
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选委会
档案号 | | 注册人姓名、地址和电话号码 | | 公司注册的州或其他管辖区 | | 税务局雇主
识别号 |
| 001-09120 | | 公共服务企业集团公司 | | 新泽西 | | 22-2625848 |
| | 80公园广场 | | | | |
| | 纽瓦克， | 新泽西 | 07102 | | | | |
| | 973 | 430-7000 | | | | |
| | | | | | | | |
| 001-00973 | | 公共服务电力和燃气公司 | | 新泽西 | | 22-1212800 |
| | 80公园广场 | | | | |
| | 纽瓦克， | 新泽西 | 07102 | | | | |
| | 973 | 430-7000 | | | | |
根据该法第12(B)节登记的证券：
| | | | | | | | | | | | | | |
| 每个班级的标题 | | 交易代码 | | 每个交易所的名称
在其上注册的 |
| 公共服务企业集团公司 | | | | |
| 无面值普通股 | | 钉钉 | | 纽约证券交易所 |
| 公共服务电力和燃气公司 | | | | |
| 8.00%第一次和偿还抵押债券，2037年到期 | | PEG37D | | 纽约证券交易所 |
| 5.00%第一次和偿还抵押债券，2037年到期 | | PEG37J | | 纽约证券交易所 |
根据《证券法》第405条的规定，通过检查每个注册人是否是知名的经验丰富的发行人。
| | | | | | | | | | | | | | |
| 公共服务企业集团公司 | ☒ | 是 | ☐ | 不是 |
| 公共服务电力和燃气公司 | ☒ | 是 | ☐ | 不是 |
如果每个注册人都不需要根据1934年《证券交易法》第13条或第15条（d）款提交报告，则用复选标记进行标记。 ☐ 是☒ 不是
可以用复选标记表示每个注册人(1)是否在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短期限内)提交了1934年《证券交易法》第13节或15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内是否遵守了此类提交要求。☒ 是☐ 不是
(封面续下一页)
(封面续上一页)
用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T法规第405条(本章232.405节)要求提交的每一份交互数据文件。☒ 是☐ 不是
用复选标记表示每个注册者是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小的报告公司或新兴成长型公司。请参阅《交易法》第12b-2条规则中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 公共服务企业集团公司 | 大型加速文件服务器 | ☒ | 加速后的文件管理器 | ☐ | 非加速文件管理器 | ☐ | 规模较小的新闻报道公司 | ☐ | 新兴成长型公司 | ☐ |
| | | | | | | | | | |
| 公共服务电力和燃气公司 | 大型加速文件服务器 | ☐ | 加速文件管理器 | ☐ | 非加速文件管理器 | ☒ | 规模较小的新闻报道公司 | ☐ | 新兴成长型公司 | ☐ |
如果任何注册人是一家新兴的成长型公司，用复选标记表示该注册人是否已选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易法》第13(A)条提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐
用复选标记表示是否每个注册人都提交了一份报告，证明其管理层根据《萨班斯-奥克斯利法案》(《美国联邦法典》第15编第726(B)节)第404(B)条对其财务报告的内部控制的有效性进行了评估，该评估是由编制和发布其审计报告的注册会计师事务所进行的。
如果证券是根据该法第12(B)条登记的，应用复选标记表示登记人的财务报表是否反映了对以前发布的财务报表的错误更正。☐
用复选标记表示这些错误更正中是否有任何重述需要根据第240.10D-1(B)节对注册人的任何高管在相关恢复期间收到的基于激励的薪酬进行恢复分析。 ☐
用复选标记表示注册人是否为空壳公司(如《交易法》第12b-2条所定义)。
☐是☒ 不是
截至2023年6月30日，由非关联公司持有的公共服务企业集团公司普通股总市值为$31,072,400,281以纽约证券交易所综合交易收盘价为基础。
截至2024年2月16日，公共服务企业集团有限公司唯一普通股类别的流通股数量为498,586,596.
截至2024年2月16日，公共服务电力天然气公司已发行并未偿还132,450,344普通股，无面值或面值，全部由公共服务企业集团公司实益持有并登记在册。
公共服务电力和燃气公司是公共服务企业集团公司的全资子公司，符合Form 10-K一般指示I(1)(A)和(B)中规定的条件。公共服务电力和天然气公司正在提交其10-K表格的年度报告，采用一般指令I授权的简化披露格式。
以引用方式并入的文件
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表格的第7部分：10-K版本
公共服务
企业集团公司 | | 引用成立为法团的文件 |
| (三) | | 公共服务企业集团公司2024年股东年会的最终委托书的一部分，该最终委托书预计将于2024年3月7日左右提交给美国证券交易委员会，如本文所述。 |
目录
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| | 页面 |
| 前瞻性陈述 | 三、 |
| 归档格式 | 1 |
| 在哪里可以找到更多信息 | 1 |
| 第一部分 | | |
| 第1项。 | 业务 | 1 |
| 运营和战略 | 2 |
| 竞争环境 | 7 |
| 人力资本管理 | 8 |
| 监管问题 | 9 |
| 环境问题 | 14 |
| 关于我们的执行官（PSEG）的信息 | 16 |
| 项目1A. | 风险因素 | 17 |
| 项目1B。 | 未解决的员工意见 | 30 |
| 项目1C。 | 网络安全 | 30 |
| 第二项。 | 属性 | 33 |
| 第三项。 | 法律诉讼 | 33 |
| 第四项。 | 煤矿安全信息披露 | 34 |
| 第II部 | | |
| 第5项。 | 注册人普通股市场、相关股东事项与发行人购买股权证券 | 34 |
| 第六项。 | [已保留] | 35 |
| 第7项。 | 管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析 | 35 |
| 2023年执行概况及未来展望 | 36 |
| 经营成果 | 41 |
| 流动性与资本资源 | 45 |
| 资本要求 | 49 |
| 关键会计估计 | 50 |
| 项目7A。 | 关于市场风险的定量和定性披露 | 54 |
| 第8项。 | 财务报表和补充数据 | 55 |
| 独立注册会计师事务所报告(PCAOB ID号34) | 56 |
| 合并财务报表 | 60 |
| 合并财务报表附注 | |
| 注1.主要会计政策的组织、列报基准及概要 | 72 |
| 注2.收入 | 77 |
| 说明3.资产处置和减值 | 82 |
| 说明4.可变利益实体（VIE） | 82 |
| 说明5.物业、厂房及设备及合营设施 | 83 |
| 说明6.监管资产和负债 | 84 |
| 注7.租约 | 89 |
| 说明8.长期投资 | 93 |
| 说明9.应收款项融资 | 93 |
| 说明10.信托投资 | 95 |
| 附注11.资产报废债务（ARO） | 100 |
| 说明12.退休金、其他退休后福利（OPEB）和储蓄计划 | 102 |
| 附注13.承担及或然负债 | 111 |
| | |
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| 目录((续) | |
| 附注14.债务和信贷设施 | 117 |
| 说明15.合并股本明细表 | 121 |
| 说明16.金融风险管理活动 | 121 |
| 附注17.公允价值计量 | 126 |
| 附注18.基于股票的薪酬 | 129 |
| 附注19.其他收入净额（扣减） | 132 |
| 注20.所得税 | 133 |
| 附注21.累计其他综合收益（亏损），扣除税项 | 140 |
| 附注22.每股收益（EPS）和股息 | 142 |
| 附注23.按业务分部划分的财务资料 | 142 |
| 附注24.关联交易 | 145 |
| 第9项。 | 会计和财务披露方面的变化和与会计师的分歧 | 146 |
| 项目9A。 | 控制和程序 | 146 |
| 项目9B。 | 其他信息 | 146 |
| 项目9C。 | 关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露 | 146 |
| 第III部 | | |
| 第10项。 | 董事、高管与公司治理 | 150 |
| 第11项。 | 高管薪酬 | 151 |
| 第12项。 | 某些实益拥有人的担保所有权以及管理层和相关股东的事项 | 151 |
| 第13项。 | 某些关系和相关交易，以及董事的独立性 | 151 |
| 第14项。 | 首席会计师费用及服务 | 151 |
| 第IV部 | | |
| 第15项。 | 展示、财务报表明细表 | 152 |
| 附表二-估值及合资格账目 | 157 |
| 签名 | 158 |
前瞻性陈述
本报告中讨论的有关我们和我们子公司未来业绩的某些事项，包括但不限于未来的收入、收益、战略、前景、后果以及所有其他非纯粹历史性的陈述，均构成1995年私人证券诉讼改革法所指的“前瞻性陈述”。此类前瞻性陈述会受到风险和不确定因素的影响，这可能会导致实际结果与预期大相径庭。这类陈述是基于管理层的信念以及管理层作出的假设和目前可获得的信息。在本文中使用的词语“预期”、“打算”、“估计”、“相信”、“预期”、“计划”、“应该”、“假设”、“潜在”、“预测”、“项目”，这些词语和类似表述的变体旨在识别前瞻性陈述。可能导致实际结果不同的因素通常与前瞻性陈述一起列示。可能导致实际结果与我们在此作出的任何前瞻性陈述中预期的结果大不相同的其他因素在项目1A中讨论。风险因素，第7项.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析(MD&A)，第8项.财务报表和补充数据--附注13.承诺和或有负债以及我们向美国证券交易委员会(美国证券交易委员会)提交的其他文件，包括我们随后提交的10-Q表和8-K表的报告。这些因素包括但不限于：
•任何不能成功开发、获得监管批准或建设输配电项目以及我们的核能发电项目的行为；
•与气候变化有关的物质、金融和过渡风险，包括与可能增加的立法和监管负担、不断变化的客户偏好和诉讼有关的风险；
•任何可能影响我们向客户提供安全可靠服务的能力的设备故障、事故、关键操作技术或业务系统故障、自然灾害、恶劣天气事件、战争行为、恐怖主义行为或其他暴力行为、破坏、物理攻击或安全漏洞、网络攻击或其他事件；
•无法收回我们长期资产的账面价值；
•供应链中断或成本增加，包括劳动力短缺；
•无法以商业上合理的条件维持足够的流动性或获得足够的资本；
•网络安全攻击或入侵或其他干扰对我们的信息技术、业务或其他系统的影响；
•从天然气转向增加电气化和减少天然气的使用；
•未能吸引和留住合格的劳动力；
•设备、材料、燃料、服务和劳动力成本增加；
•我们在债务工具和信贷协议中的契约对我们业务的影响；
•我们的固定收益计划信托基金和核退役信托基金业绩不佳，所需资金和养恤金费用增加；
•不能以我方可接受的条款延长某些重要合同；
•我们和我们的第三方供应商开发、采用和使用人工智能；
•电力和天然气批发市场的波动或第三方违约风险，包括对我们发电机组经济可行性的潜在影响；
•我们获得充足核燃料供应的能力；
•与能源生产、分配和消费有关的技术变化以及客户使用模式的变化；
•与我们出售核能发电产品和购买核燃料有关的第三方信用风险；
•无法履行我们在远期销售义务和区域输电组织规则下的承诺；
•州和联邦法律法规的变化对我们业务的影响，包括PSE&G收回成本和从授权投资中赚取回报的能力；
•PSE&G提出的投资项目或计划可能未完全获得监管机构的批准，其资本金投入可能低于计划；
•我们有能力从市场上为我们的新泽西核电站获得足够的资金支持，生产税收抵免和/或零排放证书计划；
•能源行业法律、政策、法规和标准的不利变化和不遵守，包括市场结构和输电规划和输电回报；
•与我们拥有和运营核设施有关的风险，包括核燃料储存成本增加、遵守《原子能法》和贸易管制、环境和其他条例等监管风险，以及运营、财务、环境和健康和安全风险；
•联邦和州环境法律法规和执法的变化；
•延迟收到或无法收到必要的许可证和许可以及选址批准；以及
•税收法律法规的变化。
本报告中的所有前瞻性陈述均受这些警告性陈述的限制，我们不能向您保证管理层预期的结果或发展将会实现，或者即使实现了，也会对我们或我们的业务、前景、财务状况、运营结果或现金流产生预期的后果或影响。提醒读者，在做出任何投资决定时，不要过度依赖这些前瞻性陈述。本报告中的前瞻性陈述仅适用于本报告之日。虽然我们可能会选择不时更新前瞻性陈述，但我们明确表示不承担任何义务，即使根据新的信息或未来事件，除非适用的证券法另有要求。
本报告中包含的前瞻性陈述旨在符合修订后的1933年《证券法》第27A节和修订后的1934年《证券交易法》第21E节的安全港条款。
PSEG和PSE&G不时在其公司投资者关系网站上发布重要信息，网址为https://investor.pseg.com.鼓励投资者和其他感兴趣的团体访问投资者关系网站，查看新发布的帖子。您可以在网页底部注册有关新帖子的自动电子邮件提醒，网址为https://investor.pseg.com，或导航至电子邮件提醒网页https://investor.pseg.com/resources/email-alerts/default.aspx.有关https://investor.pseg.com和https://investor.pseg.com/resources/email-alerts/default.aspx的信息不包含在本文中，也不是本10-K表格的一部分。
归档格式
这份10-K表格的合并年度报告由公共服务企业集团公司(PSEG)和公共服务电力和天然气公司(PSE&G)分别提交。与任何单个公司有关的信息是由该公司代表自己提交的。PSE&G只对自己及其子公司的信息负责。
整个文件中的讨论涉及PSEG及其直接运营的子公司。根据每一节的上下文，所提及的“我们”、“我们”和“我们”与PSEG或正在讨论的一个或多个特定公司有关。
在哪里可以找到更多信息
我们向美国证券交易委员会提交年度、季度和当前报告、委托书和其他信息。您可以从商业文件检索服务、美国证券交易委员会的互联网站www.sec.gov或我们的网站https://investor.pseg.com.获取我们的归档文件我们网站上的信息不应被视为纳入本报告或作为本报告的一部分。我们的普通股在纽约证券交易所上市，交易代码为PEG.您可以通过纽约证券交易所办公室获得有关我们的信息，地址：11 Wall Street，New York，New York 10005。
第一部分
第1项：商业银行业务
我们于1985年根据新泽西州的法律注册成立，我们的主要执行办公室位于新泽西州纽瓦克公园广场80号，邮编07102。我们主要通过两家直接全资子公司PSE&G和PSEG Power LLC(PSEG Power)开展业务，这两家子公司的主要执行办公室都位于新泽西州纽瓦克公园广场80号，邮编：07102。
我们是一家公用事业控股公司，主要由受监管的电力和天然气公用事业公司和核能发电业务组成。在过去的几年中，我们的投资导致PSE&G对收益的贡献比例更高。2022年出售化石发电投资组合进一步简化了我们的业务组合，导致PSE&G未来对收益的贡献比例更高，并提供更大的财务灵活性。
我们的经营方式注重卓越的运营、财务实力和有纪律的投资。作为一家控股公司，我们的盈利能力取决于我们子公司的经营业绩。以下是我们两家主要的直接运营子公司的描述。
•PSE&G-新泽西州的一家公司，成立于1924年，是新泽西州的一家特许公共事业公司。它也是其服务区域内为最终用户提供天然气和电力商品服务的最后手段。PSE&G从其监管费率关税中赚取收入，根据这些费率，它向其服务区域内的住宅、商业和工业(C&I)客户提供电力传输以及电力和天然气分销。它还为其整个服务区域的客户提供家电服务和维修，并在新泽西州投资受监管的太阳能发电项目和受监管的能效(EE)及相关计划。
•PSEG电源-一家特拉华州有限责任公司，成立于1999年，是新泽西州电力行业放松监管和重组的结果。PSEG Power从其核能发电和电力和天然气营销中赚取收入，以对冲业务风险及其核电站、其他合同安排和天然气储存设施组合的价值。
2022年2月，我们完成了6,750兆瓦(MW)化石发电组合的出售，这是我们战略中的一个重要里程碑。更多信息见项目8.附注3.资产处置和减值。
我们的其他直接全资子公司包括：PSEG长岛有限责任公司(PSEG Li)，根据合同协议运营长岛电力局(LIPA)的输电和配电(T&D)系统；PSEG Energy Holdings L.L.C.(能源控股)，主要持有我们的遗留租赁投资和竞争性投标；PSEG Energy Holdings L.L.C.(能源控股)，主要持有FERC规定的输电；以及PSEG Services Corporation(Services)，它按成本向我们和我们的运营子公司提供某些管理、行政和一般服务。
运营和战略
PSE&G
我们受监管的T&D公用事业公司PSE&G在横跨新泽西州的指定服务区域内向客户分配电能和天然气，新泽西州约有680万人，约占新泽西州人口的74%。
产品和服务
我们的公用事业运营主要通过以下方式获得利润率：
•传输-以高电压将电力从发电厂转移到变电站和变压器，然后在那里将其降低到较低的电压，以便分配给家庭、企业和工业用户。我们这些服务的收入是基于联邦能源管理委员会(FERC)批准的关税。
•分布-向零售客户的家庭、企业或工业设施输送电力和天然气。我们这些服务的收入是基于新泽西州公用事业委员会(BPU)批准的关税。
我们公用事业业务的电力和天然气销售的商品部分由基本发电服务(BGS)和基本燃气供应服务(BGS)供应商管理。这些服务的定价是由BPU设定的，作为直通服务，导致我们的公用事业运营没有利润。
此外，我们继续投资于受监管的清洁能源，并寻求机会，包括EE、电动汽车(EV)现成充电基础设施、太阳能、能源储存和其他潜在投资。
我们在我们的服务领域，还可以通过家电维修等有竞争力的服务来赚取利润。
PSE&G是如何运营的
我们是PJM InterConnection，L.L.C.(PJM)的输电所有者，该公司是独立的系统运营商(ISO)和区域输电组织(RTO)，在大西洋中部地区运营电力输电系统，包括
新泽西州和周边各州。我们在一个占地约2600平方英里、横跨新泽西州的服务区域为240万电力客户和190万天然气客户提供分销服务。我们为新泽西州人口最稠密、商业化和工业化程度最高的地区提供服务，包括新泽西州的六个最大城市和大约300个郊区和农村社区。
传输
我们使用公式费率来计算服务和投资的传输成本。公式费率提供了一种费率回收方法，其中输电设备所有者每年通过一个固定的公式确定其收入要求，该公式规定在制定加权平均资本成本时使用批准的股本回报率(ROE)，收回我们在系统中的运营成本和资本投资的回报，扣除累计折旧和递延税项负债(也称为费率基数)。根据这个方程式，差饷是根据我们内部对每年开支和非经常开支的预测，在每年一月开始生效。随后对差饷进行调整，以反映实际的年度支出和资本支出。我们的变速器收入不受销量的影响。我们目前批准的传输速率为9.90%的基本净资产收益率，并为我们作为RTO的PJM会员提供了50个基点的加法器。见项目7.MD&A--《2023年执行概览和未来展望》。
分布
PSE&G向我们各自特许服务地区的最终用户分销电力和天然气。我们的分销率受BPU批准的定期费率的影响。BPU还批准了一系列PSE&G基础设施、EE、电动汽车和可再生能源投资项目，并通过各种条款机制收回成本。我们目前批准的
分销基本费率规定的净资产收益率为9.6%。2023年12月，我们根据BPU的要求提起了分销基本费率诉讼。有关我们最近分销基本费率申请的讨论，请参见项目7.MD&A-2023年高管概述和未来展望。有关提议和批准的计划的讨论，请参阅以下投资条款计划和 项目7. MD & A—Executive Overview of 2023 and Future Outlook。2023年，我们的负荷需求分为住宅、C & I客户，如下表所述：
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| | | 占2023年销售额的百分比 | |
| 客户类型 | | 电式 | | 燃气 | |
| 商业广告 | | 58% | | 38% | |
| 住宅 | | 33% | | 58% | |
| 工业 | | 9% | | 4% | |
| 总计 | | 100% | | 100% | |
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自二零一九年以来，我们的客户群略有增加，电力和燃气负荷的变化如下表所示：
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| 电力和燃气分配统计 | |
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| | 数量 截至2023年12月31日的客户 | | 2019—2023年历史年度客户增长 | | 电力销售和公司天然气 截至2023年12月31日的销售额（A） | | 2019—2023年历史年度负荷下降 | |
| 电式 | 2.4 | | 百万 | | 0.9 | % | | 39,085 | | 千兆瓦时 | | (1.4)% | |
| 燃气 | 1.9 | | 百万 | | 0.6 | % | | 2,282 | | 百万华氏度 | | (2.8)% | |
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(A)不包括不影响利润率的天然气费率类别的销售，特别是合同、非固定运输、热电联产和可中断服务。
对于电力和天然气，分别从2021年6月1日和10月1日起生效，作为BPU批准清洁能源未来-能源效率(CEF-EE)备案的一部分，我们实施了节约激励计划(CIP)，将PSE&G的利润率从我们2018年分销基本费率案例的每个客户的基准提高到我们的大多数客户的基准。因此，电动燃气销售量和需求不再是我们利润率的驱动力，我们超过90%的电力和燃气分销利润率只会根据客户数量的不同而变化。虽然最近由于更大的工业客户减少、更大的EE和其他因素导致负载下降，但PJM的最新预测表明，由于电动汽车的日益采用、数据中心和本地区其他大型用户的扩展、客户数量的持续增长、其他电气化来源和其他因素，未来几年的负载将会增加，这些因素将共同推动未来对增加系统投资的需求。
投资条款计划
下表列出了我们正在进行的已批准的主要投资条款项目：
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| 计划 | | 投资 | | 批准日期 | | 投资期限 | | | 一年开始 | |
| 燃气系统现代化计划II(GSMP II)延期 | | 9.02亿美元 | | 2023 | | 2年 | (A) | | 2024 | |
| 能源强国II计划 | | 8.42亿美元 | | 2019 | | 4年 | (B) | | 2019 | |
| CEF-EE | | 10亿美元 | | 2020 | | 5年 | (C) | | 2020 | |
| CEF—EE扩展 | | 2.8亿美元 | | 2023 | | 9个月 | | | 2023 | |
| CEF—能源云（EC） | | 7.07亿美元 | | 2021 | | 4年 | | | 2021 | |
| CEF—EV | | 1.66亿美元 | | 2021 | | ～6年 | | | 2021 | |
| 基础设施推进计划（IAP） | | 5.11亿美元 | | 2022 | | 4年 | | | 2022 | |
| | | | | | | | | | | |
(A)该计划有少量跟踪成本预计将在第三年花费。
(B)该计划有少量的跟踪成本预计将在第五年花费。
(C)滚动三年计划，5年内支出超过80%，此后支出有限。
GSMP II扩展—设计用于更换燃气系统中至少400英里长的铸铁和无保护措施的钢总管和服务。
能源强大II计划-加强电力和天然气分配系统的结构，使其现代化，并提高其弹性。
迄今为止，我们推出了我们的四个组件中的三个CEF:
•EE-旨在通过一套十个住宅、C&I项目，包括低收入、多家庭、小企业和地方政府，实现新泽西州清洁能源法案要求的EE目标。
•欧共体--在实施“智能电表”及新的软件和产品解决方案的推动下，改善我们的流程，更好地管理电网。
•电动汽车-主要与为三个项目向充电站提供基础设施的准备工作有关：住宅智能充电；二级混合用途充电；以及直流(DC)快速充电。
我们的CEF-能量储存(ES)计划于2018年10月提交给BPU，目前处于搁置状态。我们建议的ES计划投资1.09亿美元，包括太阳能平滑，即使用电池能源太阳能系统来中和太阳能输出的波动，以促进其进入电网、推迟配电投资、停电管理、微电网和市政设施的高峰降低。
IAP-旨在提高我们配电系统最后一英里的可靠性，并解决老化的变电站和天然气计量和调节站的问题。
更多信息见项目7.MD&A--《2023年执行概览和未来展望》。
太阳能发电
我们还在PSE&G开展了太阳能活动，主要投资于安装在PSE&G物业和第三方站点上的公用事业公司拥有的太阳能光伏(PV)并网太阳能系统，我们的经济受到我们对太阳能的净投资的推动，并在该费率基础上获得同期回报。
供给量
我们对缺省的电力和天然气供应没有利润，因为实际成本已转嫁到我们的客户身上。
新泽西州的所有电力和天然气客户都有能力选择他们的电力和/或天然气供应商。根据BPU的要求，我们为我们服务范围内的两种类型的电力和天然气客户提供最后的供应商，而其他供应商没有为它们提供服务。第一类以季节性调整的固定价格为较小的C&I客户和住宅客户提供默认供应服务，为期三年(BGS-住宅小型商业定价(RSCP))。这些利率每年在6月1日发生变化，并基于当年和前两年拍卖获得的平均价格。第二种类型为较大的客户提供默认供应，能源定价为每小时PJM实时市场价格，合同期为12个月(BGS-商业工业能源定价)。
我们通过BPU授权的拍卖获得满足我们BGS义务的供应，以满足新泽西州的BGS总需求。这些拍卖会每年在2月份举行。一旦得到BPU的验证，BGS服务的电价就会确定。PSE&G公司符合BGS-RSCP标准的总负荷中，每年约有三分之一被拍卖，期限为三年。关于当前价格的资料，见项目8.附注13.承付款和或有负债。
PSE&G通过与PSEG Power签订全面需求合同，获得其默认服务BGSS天然气客户的供应需求。BPU已经批准了一项旨在为住宅客户收回与BGSS相关的所有天然气商品成本的机制。BGSS每年在6月1日之前提交申请，暂定利率的目标生效日期为10月1日。PSE&G的收入与成本使用递延会计进行匹配，目标是在每年9月至30日之前实现零累计余额。此外，我们有能力在12月1日和2月1日实施两次自我实施的BGSs，最高可达5%，还可以随时降低BGSs费率和/或提供账单抵免。根据BGSS合约收取的差饷与向我们的住宅客户收取的差饷之间的任何差额将延期收取或通过调整未来的差饷退还。没有选择第三方供应商的C&I客户也是根据BGSS安排提供的。向这些客户收取的价格基于市场，主要由大宗商品期货合约的价格决定。
PSEG电源和其他
PSEG Power&Other主要由其核电资产、天然气供应业务、PSEG Li与LIPA签订的运营服务协议以及其他遗留投资组成。PSEG Power是联邦电力法(FPA)意义上的公用事业，其收到的付款和运营方式受FERC监管。
PSEG电源
产品和服务
作为一家核电所有者和运营商，我们的收入主要来自在现货市场出售给PJM的能源、产能和辅助服务。这些产品和服务也可以通过交易所市场或双边交易。
2022年8月，《通胀削减法案》(IRA)签署成为法律，扩大了促进无碳发电的激励措施。颁布的立法为使用核能发电设立了生产税收抵免(PTC)，从2024年1月1日开始，一直持续到2032年。PSEG Power的Salem 1、Salem 2、Hope Creek、Peach Bottom 2和Peach Bottom 3核电站预计将从PTC中受益。预期的PTC费率最高为每兆瓦时15美元，可根据设施的总收入和满足现行工资规则进行调整。PTC税率和毛收入门槛值受年度通货膨胀调整的影响。在美国财政部发布额外指导之前，我们无法完全确定PTC的影响。
PSEG Power还销售批发天然气，主要是通过与PSE&G签订全面要求的BGSS合同来满足PSE&G默认服务客户的需求。2022年，BPU批准将BGSS的长期合同延长至2027年3月31日，此后合同仍然有效，除非任何一方提前两年通知终止合同。
PSEG Power通过其稳定的天然气运输能力、储存合同、合同峰值供应以及液化天然气和丙烷的平衡组合，为PSE&G提供每日最高天然气需求。根据PSE&G实际日常需求之外的天然气可获得性，PSEG Power向其他客户销售天然气，并与PSE&G的客户分享这些收益。
PSEG核电是如何运行的
截至2023年12月31日，PSEG Power拥有3761兆瓦的核能发电能力。我们所有的核能发电能力都位于新泽西州和宾夕法尼亚州。
发电调度
我们的核能发电被认为是基本负荷。基本负荷单位运行得最多，通常只要它们可用就会被调用来运行。可变运营成本很低，这是因为高效率的运营和使用相对低成本的燃料相结合。性能通常由机组的“容量系数”来衡量，即实际产出与理论最大产出的比率。
在PJM，发电厂的所有者根据每台机组发电的边际成本指定他们准备生产和销售能源的价格。通常情况下，PJM发出的最后一个机组的投标价格确定了能源市场清算价格。
这种确定供应和定价的方法造成了这样一种情况，即天然气价格往往对发电机的出力价格产生重大影响，特别是在需求相对旺盛或疲软的时期。因此，天然气价格的变化往往会转化为电力批发价格的变化，并将继续对我们经营的市场的电价产生强大的影响。
由于拥堵或其他因素，市场批发价可能会因地点而异，并不一定反映我们的合同价格。远期价格波动很大，不能保证当前的远期价格将继续有效，也不能保证我们将能够以这些远期价格收缩产量。预计PTC将减轻我们对这种波动的敞口，并为核单位提供支持。
核燃料供应
我们有核燃料的长期合同。这些合同规定：
•购买铀(精矿和六氟化铀)，
•铀浓缩物转化为六氟化铀，
•六氟化铀的浓缩，以及
•核燃料组件的制造。
我们希望能够满足我们业务的核燃料供应需求。然而，维持充足燃料供应的能力可能会受到几个我们无法控制的因素的影响，包括价格和需求的变化、供应商的削减、恶劣天气、环境法规、战争和敌对行动以及其他因素。关于更多信息和对风险的讨论，见项目1A。风险因素，项目7.MD&A--《2023年执行概览》和未来展望及项目8.附注13.承付款和或有负债。
市场与市场定价
PSEG Power的所有核能发电资产都位于PJM RTO内。
我们核电机组的表现，加上PTC，对我们的盈利能力有相当大的影响。PTC旨在随通胀而增加，因此，未来的通胀水平将影响核电机组的财政支持。此外，超过PTC门槛的市场收入将提供增量效益。
PSEG Power的Salem 1、Salem 2和Hope Creek核电站也获得了BPU的零排放证书(ZEC)，直到2025年5月。这些核电站预计将从新泽西州的配电公司(EDC)获得ZEC收入，相当于大约10美元/兆瓦时。每一个EDC在一个能源年度从选定的核电站购买的零碳燃料的数量预计将减去价值与相同工厂收到的临时技术援助的美元数量相等的零碳燃料的数量。
除了能源销售，我们还从发电资产的发电能力付款中赚取收入。这些付款是对将我们的发电机组交付给PJM由其酌情调度的补偿。能力付款反映了PJM保证始终有足够的发电能力来满足系统可靠性和能源需求的价值。
在PJM中，容量支付的市场设计通过可靠性定价模型(RPM)提供了一种结构化的、前瞻性的容量定价机制。有关FERC与容量市场建设相关的行动的更多信息，请参见监管问题-联邦监管。
PJM的发电机组将收到的容量价格是通过RPM基本剩余和增量拍卖确定的，并取决于发电机组所在的地区。PSEG预计从已完成的基本剩余和增量拍卖中获得的平均容量价格在项目8.注2.收入中披露。
此外，PJM容量市场在系统压力期间对资源施加严格的性能义务和非性能惩罚。这些规则提供了支付奖金的机会，或要求支付罚款，具体取决于单位在绩效间隔期间是否可用。
套期保值策略
PTC旨在为核单位提供足够和稳定的支持，并于2024年1月1日生效。为了减少业绩的波动性，我们寻求提前签约，以对冲我们预期的电力产量、产能和燃料需求的很大一部分的价格敞口。从历史上看，我们在多年的远期内出售了我们预期的一代人的一部分，通常是在两到三年的时间里。截至2023年底，我们已对其2024年预期发电量的约90%至95%进行了对冲。从2024年开始，我们的对冲战略将纳入一系列估计的PTC对我们核能发电组合的风险降低影响。鉴于PTC指导的不确定性，预计这将导致我们目前的方法发生变化，并可能在美国财政部最终指导下发生增量变化。
通常，我们寻求通过在PJM West或与我们的发电组合对应的其他节点的销售来对冲我们的产出。PJM的销售通常反映Liquid PJM西部枢纽或其他基地地点(如果有)的大宗能源销售，以及寻求确保我们能源输出价格确定性的其他交易。尽管我们进入这些对冲是为了为我们预期中的很大一部分人提供价格确定性，但我们的实际产出以及我们对冲的有效性都存在变异性。我们的对冲做法有助于管理核能发电业务的部分波动性。虽然这限制了我们对价格下跌的敞口，但我们从市场价格上涨中获益的能力也是有限的。
预期的PTC费率最高为15美元/兆瓦时，可根据设施的总收入进行调整。预计美国财政部将澄清毛收入的定义，因为资格期限从2024年1月1日开始。我们正在继续分析爱尔兰共和军对我们的核单位的影响，包括美国财政部未来的额外指导，对对冲战略的潜在影响，以及整体财务支持。
我们的燃料战略是在库存中保持一定水平的铀，并定期购买以支持这些水平。到2026年，我们的核燃料承诺覆盖了我们估计的铀、浓缩和制造需求的大约100%，到2027年，我们的核燃料承诺覆盖了相当大一部分需求。
LIPA运营服务协议
根据PSEG LI和LIPA签订的为期12年的OSA，PSEG LI于2014年1月1日开始在纽约长岛运营LIPA的电力T & D系统。OSA的合同期限将持续到2025年，但可以在双方达成协议后延长。根据OSA，PSEG LI作为LIPA的代理人履行其许多义务，作为回报，（a）为相关运营支出预先提供资金，（b）收取固定管理费，（c）有资格收取奖励费，视是否达到既定绩效指标而定。此外，自2015年1月以来，PSEG Power根据于2025年底到期的单独协议向LIPA提供燃料采购和电力管理服务。目前尚不清楚《开放服务协议》及各项独立协议是否会按我们可接受的条款续期，或根本不会续期。
能源控股
能源控股维持着我们的传统租赁投资组合。有关附加信息，请参阅项目8.附注8.长期投资和附注9.融资应收款。
Energy Holdings还拥有Garden State Offshore Energy LLC(GSOE)50%的股份，GSOE拥有新泽西州南部海上风能租赁区的权利。我们正在评估可能出售我们在GSOE的权益的选择.
2023年12月，PJM授予Energy Holdings的一家子公司一个约4.24亿美元的项目，用于在马里兰州建设一条500千伏输电线路。PSEG的项目是一个更大的项目集的一部分，这些项目旨在解决由负荷增长和化石发电退役所驱动的可靠性问题。我们的项目预计将于2027年投入使用。
竞争环境
PSE&G
当客户选择替代电力或天然气供应商时，我们的T&D业务不会受到影响，因为我们从提供T&D服务的费率基础上的净投资中获得回报，而不是通过提供商品来获得回报。根据我们的输电公式速率和电力和天然气分配的CIP计划，我们也最大限度地减少了客户使用变化的影响。我们的增长来自(I)我们的投资计划，通过使我们的电力传输和电力和天然气分配系统现代化来更可靠地提供能源，以及(Ii)投资于有助于提供更清洁能源的计划，包括帮助客户使用更少能源的EE计划，以及建设电动汽车基础设施和太阳能发电的投资计划。还可能有机会扩展到相关的清洁能源领域，如可再生天然气、氢气、能源储存、额外的太阳能和可再生能源，以及更广泛的电子电气投资，尽管这些领域的公用事业参与取决于监管批准和市场设计，而市场设计仍在不断发展。这一增长可能会受到客户成本压力的影响，这些压力可能是由于大宗商品成本上升、支持补贴可再生能源发电的供应成本上升、运营成本上升、税率上升、包括通胀在内的宏观经济状况以及其他因素造成的。虽然我们地区的净电表发电量不是很多，但不断增长的发电量和/或客户使用行为的其他变化可能会导致较小的客户使用基数来收回我们的成本，从而导致整体费率上升。相反，电动汽车采用率的增加和其他因素可能会导致系统使用量的增加，需要增加投资来满足更高的高峰需求，并导致更大的客户使用基础。在接下来的几十年里，预计还会出现更大的电气化和更少的天然气使用的转变。虽然目前的成本和相对的排放节约会在短期内限制任何重大变化，但热泵技术的进步、我们服务区域内某些司法管辖区的行动以及其他因素可能会加速这些潜在的变化，这可能会导致我们的天然气分销增长放缓，我们的电力T&D业务增长增加。我们的CIP减少了大多数客户的销售量和需求变化对我们分销收入的影响。按年计算的CIP提供了当期收入与收入相比的真实情况
在我们最近的分销基本费率程序中设定了门槛。CIP下的恢复受到某些限制，包括实际与允许的ROE测试以及客户费率增加的上限。
之前由FERC下令并由PJM和其他ISO执行的更改，以取消以前向我们提供在我们的服务地区建设新输电项目的“优先购买权”的合同条款，可能导致未来在我们的地区由第三方建设输电线路，并使我们能够寻找在其他服务地区建设的机会。虽然到目前为止影响很小，但这些规则仍在继续演变，因此我们服务区域内的风险程度和我们在其他地方传输业务的机会仍然很难评估。
PSEG电源
各种市场参与者在能源批发市场上与我们竞争，也相互竞争。和签订双边合同。我们的竞争对手包括 但不限于商业发电机、公用事业发电机、能源营销者, 零售商, 私募股权公司, 和其他金融实体。
新增加的低成本或更高效的发电能力，以及补贴的发电能力，或技术进步，可能会影响未来的远期市场价格。
PJM拥有一个已获得FERC批准的容量市场。FERC监管这一市场，并继续检查这一市场设计是否处于最佳运行状态。有关FERC最近有关容量市场设计的行动的信息，请参阅监管问题-联邦监管中的讨论。
环境问题也可能影响我们的竞争力，包括对我们核电站的资本投资的要求，如冷却塔，可能会导致实质性的不利影响，而其他进一步监管二氧化碳的行动 排放可以更好地定位我们的核电站.
人力资本管理
我们的核心承诺-安全、诚信、持续改进、客户服务和多样性、公平和包容(DEI)-是我们工作场所文化的核心。他们在人力资本管理战略的重要方面为我们提供指导，包括招聘、员工发展、留住、绩效、安全和协作。我们依靠我们的包容性文化来支持我们的众多利益相关者，包括员工、客户和我们服务的许多不同的社区。我们相信以尊严和尊重来对待人，保护我们的每一项基本人权，我们努力保持我们的业务和声誉所建立在的高标准的道德行为。
我们的人力资本管理战略与我们的整体业务战略相结合。凭借我们的核心承诺和强大的包容文化，我们的重点是吸引、发展和留住一支高绩效的多元化劳动力队伍-拥有在快速发展的环境中取得成功所需的技能集。
超过60%的劳动人口由六个工会代表，这些工会根据不同的集体谈判协议，涵盖工资、福利和其他雇佣条款和条件。2023年，我们在合同到期前与所有六个工会谈判达成了新的协议。这些协议的期限为四年，将于2027年到期，并支持战略目标和业务目标。
PSEG董事会的组织和薪酬委员会负责监督PSEG的人力资本管理做法，并定期更新与行政领导继任和发展、文化和Dei有关的事项。安全指标，如职业安全和健康管理局(OSHA)可记录的发病率、OSHA非工作天数和严重伤害发生率，都会定期监测并报告给我们的委员会。
以下图表显示了我们的员工总数，显示了由集体谈判单位代表的员工的百分比，这些员工是女性，或者是种族和/或民族多样性：
健康、安全和福祉
我们重视员工、承包商和我们所服务的社区的健康、安全、保障和福祉。我们通过向员工提供支持来证明这一点，以便授权并鼓励每个人质疑、阻止和纠正任何不安全的行为或状况。我们采取措施，为员工和承包商提供适当的知识、培训和防护装备，以维护他们的个人健康和安全，并降低工作场所的风险。
文化、多样性、公平和包容性
我们将DEI融入员工的整个生命周期，并建立在我们包容所有人的战略之上。由于每个人都对Dei和工作场所文化负责，员工有很多机会影响工作环境，让他们的声音被听到，并挺身而出，发挥领导作用。我们的努力是由环保部的PSEG办公室领导的。它由我们的员工业务资源小组和我们业务单位和外地地点的本地包容团队提供支持。Dei办公室致力于确保我们的计划，如社区外展和志愿服务、导师、认可和职业发展，对所有员工都是相关的和可访问的。
为了确定我们是否满足了员工的需求，我们经常通过焦点小组、倾听会议、脉搏调查和两年一次的员工敬业度调查来征求员工反馈，以评估我们工作的影响。
我们推进Dei的举措包括与经过认证的少数族裔、女性、退伍军人和服务残疾退伍军人拥有的企业以及LGBTQ+拥有的企业开展业务，并不断改进我们的供应商多元化流程，这一流程已融入我们的公司文化。
人才、吸引力与劳动力发展
我们的人才获取战略专注于雇佣一支多样化、高绩效的劳动力队伍，以满足我们的业务目标，包括提供比以往任何时候都更安全和更可靠的能源所需的关键技术贸易角色。作为这些努力的一部分，我们努力吸引反映多元化的广泛层面的员工，包括种族、性别、残疾、代际、教育、 以及其他使每个人成为什么样的人的特质和特征。
我们的员工通过为个人贡献者、一线主管、经理和领导者提供各种培训和发展机会来成长。高级和关键职位的人才评估和继任计划是我们劳动力规划战略的关键组成部分。我们将继续寻找和培养内部人才，以担当关键角色，最大限度地减少对我们运营的任何潜在干扰。我们投资于为我们的工艺和现场工作人员提供技术和操作培训，以支持安全可靠的操作。我们继续专注于在自然减员之前进行招聘，并提高我们的熟练贸易角色的技能，以适应不断发展的技术和数字进步。
总奖励
我们通过全面的全面奖励计划来支持员工的福利。我们为我们的员工提供补偿，并提供旨在支持心理和身体健康以及情绪和经济健康的福利计划。2023年，我们进行了一项全面薪酬研究，其中包括对我们的绩效管理流程、薪酬结构和设计以及薪酬公平审查进行全面评估。
监管问题
在我们的正常业务过程中，我们受到FERC、BPU、商品期货交易委员会(CFTC)以及各州和联邦环境监管机构等的监管，并参与各种索赔和监管程序。关于以下讨论事项以外的实质性事项的资料，见项目8.附注13.承付款和或有负债。此外，有关PSE&G在BPU待决的具体文件的信息将在项目8中讨论。注6.监管资产和负债。
联邦法规
FERC是一个独立的联邦机构，根据《联邦能源保护法》和《天然气法》，管理州际商业中的电能和天然气传输以及电能和天然气的批发销售。PSE&G和PSEG Power的某些运营子公司是FPA定义的公用事业公司。FERC对这类公用事业有广泛的监督。当公用事业公司寻求：出售或收购受FERC监管的资产(如输电线路或发电站)；向与新输电设施相关的客户收取成本；根据合同或电价对批发销售收取费率；或进行某些合并和内部公司重组时，通常需要FERC批准。
FERC还监管PJM等RTO/ISO及其区域输电规划流程以及能源和容量市场。
变速箱法规
FERC拥有制定州际传输费率以及服务条款和条件的专有管辖权。我们目前实行FERC批准的公式费率，以收回我们传输设施的成本。根据这个方程式，差饷是根据我们内部对每年开支和非经常开支的预测，在每年一月开始生效。随后对差饷进行调整，以反映实际的年度支出和资本支出。
传输率进程和净资产收益率-除其他事项外，FERC不时面临各种问题，涉及传输规划、可靠性标准、传输速率和回报，包括奖励措施。根据结果，这些事项中的任何一项都可能对我们的运营结果和财务状况产生重大影响。
在2021年发布的规则制定程序中，FERC提议取消RTO成员资格的现有50个基点加法器，目前PSE&G和其他RTO传输所有者可以使用这一加法器。取消RTO会员资格的RTO加法器将使PSE&G的年度净收入和年度现金流入减少约4000万美元。
输电规划程序-通过规则制定程序，FERC继续确定是否需要改变目前的输电和互联规划规则，以促进将可再生资源整合到电网中。FERC还在审查是否对输电成本进行了足够的监督，以保护客户。在其他问题中，FERC正在考虑传输竞争招标是否按预期工作，新一代的互联队列规则是否应该大幅改变，以及是否应该实施某种类型的传输监控结构来监督成本。在互联方面，2023年7月，FERC发布了一项最终规则， 哪些当事人对重审提出了质疑，这将要求RTO实施规则，以加快互联队列请求的处理。这一规则还可能导致对未能在某些工艺期限内完成的发电机、RTO和输电设备所有者施加处罚。
批发销售监管--产生/市场问题/市场力量
根据FERC的规定，希望以市场价格出售电力的公用事业公司在进行电力销售之前，必须获得FERC授权(基于市场的费率(MBR)授权)在州际商业中出售电力。他们可以按成本价出售电力，也可以向FERC申请销售MBR的授权。对于要求获得MBR授权的公司，FERC必须首先确定提出请求的公司在相关市场缺乏市场力量和/或相关市场的市场力量得到充分缓解。某些PSEG公司是公用事业公司，目前拥有MBR权限。这些公司，包括PSEG Energy Resources&Trading LLC、PSEG Core LLC和PSE&G，必须每三年向FERC提交一次文件，以更新其市场力量分析。2022年底，PSEG向FERC提交了这样的市场力量更新，目前仍悬而未决。
能源结算价格
在我们经营的市场中，能源清算价格通常是基于发电机组提交的报价。根据FERC批准的市场规则，竞标受到适用于某些发电机组的价格上限和缓解规则的约束。FERC规则还管理着这些市场的总体设计。目前，交货区内的所有机组，包括PSEG拥有的机组，都会收到基于边际机组(即必须派遣以满足负荷需求的最后一个机组)的出价的结算价格，该报价可能因地点而异。
容量市场问题
PJM运营着一个名为可靠性定价模型(RPM)的容量市场，其规则由FERC批准。RPM整合了 装机容量的远期拍卖。根据RPM，位于PJM内受限地区的发电机因其容量而获得更高的报酬，作为一种激励，以确保最需要发电容量的地方有足够的供应。PJM的RPM机制在我们积极参与的利益相关者程序和FERC程序中继续发展和完善。
2023年10月，PJM向FERC提交了两份相关文件，建议对其产能市场设计进行改革，包括(I)增强风险建模，以更好地考虑冬季风险；(Ii)修改供应方市场力量缓解规则；以及(Iii)更严格的产能资格和业绩要求。2024年1月，FERC发布了一项命令，批准PJM在增强风险建模以及资格和绩效要求方面的改革。然而，在2024年2月，FERC发布了一项命令，拒绝了PJM的第二套改革方案，包括PJM提出的对其供应侧市场力量缓解规则的修改。同时，按照这个顺序，FERC向PJM提供了指导，如果PJM未来选择制定替代方案。各方可以寻求重新审理FERC的拒绝令。2024年2月，PJM提交了一份请求，要求FERC将2025/26交付年度的基本剩余拍卖开始时间推迟到2024年7月中旬。这项请求在FERC面前悬而未决。
2022年12月下旬，PJM在冬季风暴埃利奥特期间首次在ISO范围内发起最大发电量紧急行动，这引发了性能评估间隔(PAI)事件。作为这一事件的结果，PSEG根据PJM的产能表现规则招致了处罚并获得了奖金，这两者对PSEG 2022年的财务业绩都不是实质性的
或者2023年。许多发电商向PJM提出申诉，要求减少或免除支付事件期间产生的不履行罚款的义务。各方最终达成和解，实现了对PSEG无关紧要的罚金减免。2023年12月，FERC批准了和解协议。
关于合规性的问题
可靠性标准-国会要求FERC通过北美电力可靠性公司(NERC)制定国家和地区可靠性标准，以确保美国电力传输和发电系统(电网)的安全和可靠性，并防止重大系统停电。因此，根据FERC于2015年批准的NERC物理安全标准，公用事业公司必须识别关键变电站，并制定威胁评估计划，供独立第三方审查。在我们的案例中，第三方是PJM。作为这些计划的一部分，公用事业公司可以决定或被要求在其系统中构建额外的冗余。由于2022年电力基础设施遭到物理攻击，NERC正在研究是否应该修订物理安全标准。 此外，根据2018年FERC批准的NERC供应链标准，PSEG为与电网运营相关的工业控制系统硬件、软件和服务的采购相关的供应链管理开发了物理和网络安全控制。
2023年2月，FERC批准了管理极端寒冷天气准备和行动的额外可靠性标准，该标准将于2024年开始生效。我们继续分析这些新标准。FERC和NERC继续研究有关极端寒冷天气的可靠性标准的可能修订。与此相关的是，2023年11月，FERC和NERC发布了一份关于2022年底袭击的冬季风暴埃利奥特期间大宗电力系统(BPS)运行情况的报告，该报告导致数百万人停电，并在该国某些地区使BPS严重紧张，并提出了建议。这些针对极端寒冷天气事件的建议包括：(I)制定额外的可靠性标准，以加强发电机的运行；(Ii)立法或法规，以确保天然气基础设施的可靠性；(Iii)识别高风险发电机组，并对这些机组进行寒冷天气核查；以及(Iv)改进对极端寒冷天气事件的短期负荷预测。
2023年6月，FERC发布了一项规则，指示NERC要么改变现有的可靠性标准，要么创建一个新的标准，要求像PJM这样的RTO为极端天气事件做计划。2023年10月，根据FERC的规则，PSE&G与PJM和其他RTO联合提交了一份信息报告，描述了他们进行极端天气脆弱性评估的政策和程序。
公用事业的投资者所有权-2023年12月，FERC提出了新规则，如果最终敲定，将意味着FERC监管的公用事业或有公用事业附属公司的控股公司的机构投资者在获得超过规定货币门槛的所有权权益之前，需要获得FERC的批准。根据目前的规定，投资者可以依靠一揽子授权进行此类投资，而不需要获得FERC的批准才能进行具体的股票收购。FERC担心没有足够的监管来保护消费者，并正在就拟议的规则征求公众意见。我们无法预测这一规则制定程序的结果。
CFTC
根据多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法，美国证券交易委员会和商品期货交易委员会继续实施掉期和基于证券的掉期监管框架。这些规则旨在通过规定掉期交易商的注册和全面监管，以及对掉期交易实施记录保存、数据报告、保证金和结算要求，降低风险、提高透明度和促进金融体系内的市场完整性。我们目前遵守适用于商业终端用户的记录保存和数据报告要求。CFTC敲定了新的规则，为天然气等某些大宗商品的交易设定了联邦头寸限制。PSEG等实体于2022年1月1日开始遵守规则。
核子
核管理委员会(NRC)
我们的核电设施的运营受到核管理委员会的全面监管，该委员会是一个联邦机构，旨在监管核活动，以确保保护公众健康和安全以及环境。这种监管涉及根据NRC的安全、安保、网络安全和环境要求对核电站运营的所有方面进行测试、评估和修改。有必要不断地向核管理委员会证明核电站的运行符合要求。
NRC拥有决定是否有任何美国核电机组可以运行的最终权力。NRC对核工业运营经验进行持续审查，并可能发布或修订监管要求。我们无法预测这些审查的最终结果，也无法预测我们为遵守任何新法规而需要采取的任何行动的成本，包括可能对塞勒姆、希望溪和桃底设施的修改，但这些成本可能是巨大的。
我国核设施的现行运营许可证将在下表所示年份到期：
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| 单位 | | 年 | |
| 塞勒姆单元1 | | 2036 | |
| 塞勒姆单元2 | | 2040 | |
| 希望溪 | | 2046 | |
| 桃子底单元2(A) | | 2033 | |
| 桃子底单元3(A) | | 2034 | |
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(A)折旧费用和资产报废义务假设这些单位将分别运营到2053年和2054年，因为我们预计NRC将恢复之前批准的运营许可证到期日。更多信息见项目8.附注11.资产报废债务(ARO)。
国家法规
我们的主要州监管机构是BPU，它监督新泽西州的电力和天然气分销公司。由于我们在其他州的业务，我们也受到这些州的法规的约束。
我们的新泽西州公用事业运营受到BPU的全面监管，其中包括对零售电力和天然气分销费率和服务的监管、某些类型证券的发行和销售以及合规事宜。
除了基本税率外，我们还根据被称为调整条款的机制收回某些成本或从某些投资中赚取收益。这些条款允许将成本转移到与特定计划相关的客户身上，或从客户那里收回投资，而不是在基本利率诉讼的背景下。这些成本或投资的收回需要得到BPU的批准，我们会定期提交申请。这些机制下的费用转嫁或投资回收方面的延误可能导致PSE&G的现金流发生重大变化。PSE&G参与太阳能、电动汽车和EE项目也受到BPU的监管，因为这些项目的条款和条件是由BPU批准的。BPU监管也可能对我们的发电业务产生直接或间接影响，因为它涉及新泽西州的能源供应协议和能源政策。
新泽西州能源总体规划(EMP)和天然气利益相关者的未来进展-2020年1月，新泽西州发布了EMP。虽然EMP没有法律效力，也没有对公用事业公司施加任何义务，但它概述了目前对新泽西州在能源使用、管理和发展方面的角色的期望。EMP确认了新泽西州2018年清洁能源法案(Clean Energy Act)的目标，即到2026年，实现电力和天然气消耗分别比前三年平均零售额减少至少2%和0.75%的目标。随后，在2020年6月批准的BPU的EE框架中，到2027年，电力和天然气的年降幅调整为2.15%和1.10%。EMP概述了几项战略，包括全州范围的EE计划；扩大可再生能源发电(太阳能和海上风能)、能源储存和其他无碳技术；保护现有的核能发电；交通部门的电气化；以及减少对天然气的依赖。
2023年2月，新泽西州州长发布了三项行政命令(Eos)，其中一项指示BPU立即召开一个关于天然气未来的利益相关者进程，以制定一项计划，以实现该州目前的EMP目标，即到2030年将排放量在2006年的基础上减少50%。2023年3月，BPU启动了一个利益攸关方程序，从2023年8月开始，举行了为期两天的技术会议，以实施这种EO。这一程序将考虑制定“清洁供暖标准”或其他市场机制的可能性，以支持新泽西州的目标等。BPU董事会正在寻求保留一名顾问协助这一进程，预计将在2024年召开更多工作组和/或利益攸关方会议。此外，2023年4月，州长办公室绿色经济委员会发起了一个“清洁建筑工作组”，该工作组正在考虑建筑电气化和实现天然气公用事业减排目标的途径，包括制定清洁供暖标准。PSE&G应邀参加了这一侧重于战略规划的工作组。我们无法预测这些利益相关者诉讼程序或因此而颁布的任何法律、规则或法规对我们业务或运营结果的影响，特别是当它们可能与PSEG Power的核电站以及PSE&G的输电和输气资产有关时。
利益相关者在天然气竞争中的进展-2023年2月，BPU宣布将开设一个新的议程，就竞争对手天然气供应商之前提出的天然气供应问题进行利益相关者诉讼，包括第三方供应商参与新泽西州天然气分销公司的年度BGSS文件，以及现有BGSS建设的其他方面。2023年4月至5月，BPU董事会举行了一次初步的利益攸关方会议，并收到了书面意见，确定了将审查的任何问题，估计是在BPU工作人员建议和BPU董事会通过后的这一程序的未来部分。自2023年5月提交材料以来，一直没有关于这一事项的公开活动。
天然气容量回顾-2019年9月，BPU正式启动了一个利益相关者程序，向所有新泽西州天然气客户探索天然气产能采购服务。BPU聘请了一名顾问，并在2022年6月接受了这名顾问的关键发现，即到2030年，新泽西州的固定天然气容量可以满足正常设计日条件下的固定需求。唯一潜在的天然气供应短缺是在极端天气(即预计90年只有一次的冬日)和/或“完美风暴”期间发现的，“完美风暴”是指在设计日期间横贯大陆的管道发生停运。BPU指出，其顾问的分析支持了反对增加州际管道能力的论点，并支持BPU积极的政策方法，以减少新泽西州对化石燃料的总体依赖，并实现新泽西州州长到2050年100%清洁能源的目标。
能效，三年一度回顾-2023年期间，BPU发布了两项能源效率框架命令，除其他外，涉及项目管理和设计、成本回收和归档要求、目标、绩效激励机制、建筑脱碳和需求响应(DR)，并要求公用事业公司提交与该框架一致的EE计划。
2023年9月，BPU指示公用事业公司申请将第一个三年期计划延长六个月。PSE&G于2023年11月提交了将现有计划延长6个月的申请，并于2023年12月提交了第二份三年一度的EE计划提案。这两份申请都需要得到BPU的批准。
BGS工艺-2023年6月，包括PSE&G在内的新泽西州EDC提交了他们的年度联合提案，要求在2024年2月举行涵盖2025年至2027年的BGS拍卖。按照2022年11月BPU命令的指示，PSE&G参加了由BPU工作人员领导的工作组，以审议商业直流快速充电(DCFC)费率解决方案的提案。PSE&G在2023年6月提交的EDC BGS联合文件中提出的建议是，2024年6月1日开始为期两年的DCFC BGS费率试点计划。此外，根据2022年11月命令的指示，即EDC为住宅电动汽车充电客户实施费率解决方案，2023年5月，BPU批准了PSE&G关于住宅电动汽车充电的BGS使用时间费率解决方案的提案，费率将于2023年6月1日生效。2023年11月，BPU发布了批准EDC关于BGS拍卖过程的联合提案的决定，包括批准EDC提出的DCFC BGS费率试点计划。
电动汽车活动-与新泽西州EMP中提出的政策一致，BPU支持运输部门的电气化。新泽西州的EDC，包括PSE&G，正在进行BPU批准的费率回收投资，最初专注于轻型汽车，例如为电动汽车充电站提供基础设施的准备工作。2021年6月，BPU发布了一份初步的稻草提案，旨在为新泽西州的中重型电动汽车建立电动汽车基础设施生态系统，并举行了一系列利益攸关方会议，讨论该生态系统。2022年12月，BPU发布了一份修订后的稻草提案，征求公众意见。虽然我们无法预测利益相关者进程的结果，但我们预计这一努力将为EDC带来机会，使其有机会瞄准中型和重型电动汽车市场的基础设施投资。
电网现代化-2021年10月，BPU开始了利益攸关方程序，根据新泽西州EMP概述的战略制定和实施系统电网现代化计划。BPU聘请了一名顾问，从新泽西州的EDC(包括PSE&G)收集了关于资源问题和政策变化的详细和全面的信息，以互联州政策要求的清洁能源能力。2022年6月，BPU的顾问发布了一份报告草稿，其中包含更新BPU的互联互通法规和流程的调查结果和建议。BPU目前正在考虑修改其互联规则，以加快可再生资源与配电网的互联。我们无法预测本电网现代化计划或因此而颁布的任何法律、规则或法规对我们的业务或运营结果的影响，特别是当它们可能与PSE&G的配电资产相关时。
N新泽西太阳能计划-2021年7月，BPU发布命令，正式建立继任者太阳能激励(SUSI)计划，大量借鉴前身过渡可再生能源证书计划，作为向符合条件的太阳能发电设施提供太阳能激励的永久性计划。新泽西州的EDC在该计划中的角色是获得符合条件的太阳能发电项目每年获得的所有太阳能可再生能源证书-II，每个EDC可以从其客户那里收回在处置SUSI义务时产生的合理和谨慎的成本。2023年期间，BPU拒绝了对SUSI项目的第一轮投标，因为它们超过了预先确定的保密价格上限。2023年9月，BPU发布命令，开始第二轮征集，将于2024年2月结束。
2023年8月，BPU建立了永久社区太阳能计划(CSEP)，包括资格要求、注册程序、为项目开发商和参与者的利益实施综合计费，并允许电力和天然气公用事业公司收回与实施和管理CSEP计划相关的成本。该计划不包括公用事业公司开发或运营CSEP项目的机会。
网络安全监管
联邦制-NERC关键基础设施保护标准为关键系统和设施建立网络安全和物理安全保护。这些标准还旨在促进公用事业公司和各种政府机构之间就国家电网面临的潜在网络和物理威胁进行协调、威胁共享和互动。关键基础设施保护标准的范围仅限于影响散装电力系统(BES)可靠运行的BES网络系统。PSE&G有义务遵守NERC关键基础设施保护标准。
NERC关键基础设施保护标准不适用于核设施，而是出于物理和网络安全的目的由NRC管理。NRC有许多了解风险、基于绩效的安全计划，以有效保护美国商业核设施。NRC拥有现有的要求、有效的流程和专业知识来监管和检查网络安全，以确保满足联邦要求。NERC继续审查修订低影响网络系统的标准，这可能导致将关键基础设施保护标准扩大到更多适用的网络资产。
NRC 要求运营核电站的许可证持有人和许可证申请者确保与核电站的安全、安保和应急准备功能相关的数字计算机和通信系统受到保护，使其免受网络攻击。因此，运行中的发电厂监测和控制安全系统并帮助反应堆运行的计算机系统与外部通信隔离。为设施提供安全保障的安全系统也与包括互联网在内的外部通信隔离。
NRC的核安全和事件响应办公室设立了网络安全处(CSB)，以加强对该机构监管活动的内部治理。公务员事务局为NRC申请者和持牌人规划、协调和管理与网络安全相关的机构活动，例如安全计划的开发和政策增强，以防止针对NRC许可设施的恶意网络行为。公务员事务局与网络安全相关的职责包括制定规则和指南、审查许可行动、制定政策改进以及监督NRC许可的设施。
NRC定期监控与网络安全相关的威胁，包括针对NRC许可设施的潜在威胁。在公务员事务局内部，有一个网络评估小组，负责评估NRC许可的设施中的真实网络事件。该小组评估已确定的威胁是否会影响获得许可的设施，并就核管理委员会的行动和与被许可方的沟通提出建议。此外，NRC还与情报和执法部门建立了联系关系，其中包括美国国家反恐中心。国土安全部(DHS)计算机紧急响应小组和联邦调查局。
自2021年5月以来，美国国土安全部下属的运输安全管理局发布了多项安全指令，旨在缓解天然气管道面临的网络安全威胁。
状态—TBPU要求包括PSE&G在内的公用事业公司实施网络安全计划，该计划定义和实施组织对网络风险管理活动的责任和责任，并建立政策、计划、流程和程序，以识别和缓解关键系统的网络风险。这一命令的其他要求包括但不限于：(I)每年清点关键公用事业系统；(Ii)每年评估关键公用事业系统的风险；(Iii)实施控制措施，以减轻关键公用事业系统的网络风险；(Iv)监测关键公用事业系统的日志文件；(V)向BPU报告网络事件；以及(Vi)制定网络安全事件应对计划，并进行两年一次的演习以测试该计划。此外，纽约州于2020年3月生效的《阻止黑客攻击和改善电子数据安全(盾牌)法案》要求拥有或许可包括纽约州居民私人信息在内的计算机化数据的企业实施合理的保障措施，以保护这些信息。
环境问题
我们在环境问题上受联邦、州和地方法律法规的约束。随着立法机构和监管机构通过新的法律和法规并修改现有的法律和法规，我们的相关义务也会发生变化。因此，很难预测未来的合规成本及其对竞争的影响。遵守已知的污染控制要求的资本成本包括在我们对建筑支出的估计中的项目7.MD&A-资本要求。与未来法规可能强加的任何新要求相关的合规成本尚不清楚，但可能是实质性的。
关于与环境事项有关的其他信息，包括下文未讨论的诉讼程序，以及安装遵约技术、危险物质负债以及燃料和废物处置费用的预期支出，见项目1A。风险因素和项目8.附注13.承担和或有负债
空气污染控制
我们的设施受到联邦、州和地方法规的约束，这些法规要求控制空气污染源的排放，并强制执行记录保存、报告和许可要求。
水污染控制
《联邦水污染控制法》禁止将污染物从点源排放到水中，除非有正式发放的许可证。这些许可证一般必须每五年续签一次。适用的法规还要求PSEG Power等设施运营商安装某些技术来处理其排放，以确保排放符合特定的水质要求。
美国环境保护局(EPA)的清洁水法(CWA)第316(B)条规定了对塞勒姆等现有发电厂的冷却水取水口进行监管的要求。
危险物质责任
PSEG的业务涉及被环境法规归类为危险的物质和副产品。这些规定对危险材料的搬运、储存和处置提出了要求。它们还规定了对环境损害的责任，包括现金罚款。
现场补救-联邦和州环境法律和法规要求清理排放的危险物质。他们授权环保局、新泽西州环境保护部(NJDEP)和私人当事人开始诉讼，以强制清理或要求补偿此类补救措施。当有害物质在水体中或在水体下时，清理工作可能会更加复杂和昂贵。无论无过错、当事人之间的合同协议或解除时的活动是否合法，都可以施加清理义务。
自然资源破坏-联邦和州环境法律和条例授权对因排放危险物质而对自然资源造成损害的人进行损害评估。NJDEP要求进行补救的人员通过恢复或损害评估来处理这种伤害。
燃料和废物处理
核燃料处置-联邦政府与核电站运营商签订了运输和最终处置乏核燃料的合同。根据1982年《核废料政策法案》(NWPA)，核电站所有者必须向核废料基金捐款，以支付这项服务。自2014年5月以来，核废料费率一直为零。不能保证未来不会增加这项费用。《核不扩散条约》允许将任何反应堆产生的乏核燃料储存在反应堆设施储存池或位于反应堆或远离反应堆地点的独立乏燃料储存装置中。
我们拥有现场存储设施，预计将满足Salem 1、Salem 2、Hope Creek、Peach Bottom 2和Peach Bottom 3的存储需求，直至其运营许可证到期。
低放射性废物-作为其运行的副产品，核能发电机组产生低水平放射性废物。这些废物包括纸张、塑料、防护服、净水材料和其他材料。这些废物在现场堆积，并在持牌的永久处置设施处置。新泽西州、康涅狄格州和南卡罗来纳州达成协议，允许新泽西州的核电厂继续使用南卡罗来纳州拥有的废物处理设施。我们认为，这项协议将为塞勒姆和霍普克里克提供足够的低水平放射性废物处置，直至其现有许可证结束，包括完全退役，尽管不能给予保证。低放射性废物定期从塞勒姆和霍普克里克运往南卡罗来纳州的废物处理设施。此外，还有塞勒姆、希望溪和桃底的现场存储设施，我们相信每个设施都有至少五年的临时存储能力。
有关我们高管的信息(PSEG)
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| 名字 | | 年龄截至 2023年12月31日 | | 办公室 | | 生效日期
首次当选为
现在的位置 |
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| 拉尔夫·A·拉罗萨 | | 60 | | 董事会主席总裁和首席执行官(首席执行官)-PSEG | | 2023年1月至今 |
| | | | 总裁兼首席执行官—PSEG | | 2022年9月至今 |
| | | | 首席运营官（COO）—PSEG | | 2020年1月至2022年8月 |
| | | | COB和CEO—PSE & G | | 2022年9月至今 |
| | | | COB，总裁兼首席执行官—PSEG Power | | 2023年5月至今 |
| | | | COB和首席执行官—PSEG Power | | 2022年9月至2023年5月 |
| | | | COB兼首席执行官—能源控股 | | 2022年9月至今 |
| | | | COB，CEO兼总裁—服务 | | 2022年9月至今 |
| | | | 总裁兼首席运营官—PSEG Power | | 2017年10月至2022年8月 |
| | | | 总裁兼首席运营官—PSE & G | | 2006年10月至2017年10月 |
| | | | COB—PSEG长岛有限责任公司 | | 2020年12月至2022年8月 |
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| Daniel·J·克莱格 | | 60 | | 执行副总裁（EVP）兼首席财务官（CFO）—PSEG | | 2015年10月至今 |
| | | | 执行副总裁兼首席财务官—PSE & G | | 2015年10月至今 |
| | | | 执行副总裁兼首席财务官—PSEG Power | | 2015年10月至今 |
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| 金·C·哈内曼 | | 60 | | 总裁兼首席运营官—PSE & G | | 2021年6月至今 |
| | | | 高级副总裁（SVP）兼首席运营官—PSE & G | | 2020年1月至2021年6月 |
| | | | SVP—电力输配电—PSE & G | | 2018年9月至2020年1月 |
| | | | 高级副总裁—交付、项目和施工—PSE & G | | 2014年7月至2018年9月 |
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| 塔玛拉·L·林德 | | 59 | | 执行副总裁兼总法律顾问—PSEG | | 2014年7月至今 |
| | | | 执行副总裁兼总法律顾问—PSE & G | | 2014年7月至今 |
| | | | 执行副总裁兼总法律顾问—PSEG Power | | 2014年7月至今 |
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| 查尔斯·V·麦克费特斯 | | 64 | | 总裁兼首席核官—PSEG Nuclear LLC | | 2023年5月至今 |
| | | | SVP—核运营—PSEG Nuclear LLC | | 2020年11月至2023年5月 |
| | | | 副总裁（副总裁）—塞勒姆发电站—PSEG核能有限责任公司 | | 2016年10月至2020年11月 |
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| 希拉·罗斯蒂亚克 | | 53 | | 高级副总裁—人力资源、首席人力资源和首席多样性官—服务 | | 2020年1月至今 |
| | | | 高级副总裁—人力资源和首席人力资源官—服务 | | 2019年9月至2020年1月 |
| | | | 副总裁—人才、发展和多样性 | | 2012年10月至2019年9月 |
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| Richard T.西格彭 | | 63 | | 高级副总裁—企业公民—服务 | | 2018年7月至今 |
| | | | 国家政府事务副总裁-服务 | | 2007年3月至2018年7月 |
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| 罗斯·M·切尼克 | | 60 | | 副总裁兼控制员-PSEG | | 2019年3月至今 |
| | | | 副总裁兼控制员-PSE&G | | 2019年3月至今 |
| | | | 副总裁兼控制器-PSEG电源 | | 2019年3月至今 |
| | | | 财务副总裁，企业战略和规划-服务 | | 2017年11月至2019年3月 |
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项目1A.**风险因素
在评估我们的业务时，应考虑以下因素。这些因素可能对我们的业务、前景、财务状况、运营结果或现金流产生重大不利影响，并可能导致结果与本报告其他部分表述的结果大不相同。
一般经营和财务风险
不能成功开发、获得监管批准或建设T&D以及我们的核能发电项目可能会对我们的业务产生不利影响。
我们的业务计划要求在资本改善和扩建方面进行广泛投资，包括建设T&D设施，根据提供当前费率恢复的投资计划对现有基础设施进行现代化改造和扩展，以及我们的CEF计划，其中包括为客户提供在其场所安装高效设备的激励措施，建设电动汽车基础设施，以及实施我们的智能电表计划。目前，我们有几个重要的项目正在进行或正在考虑中。
这些项目能否成功兴建和发展，部分视乎我们是否有能力：
•获得必要的政府和监管部门的批准；
•获得环境许可和批准；
•争取社区对这类项目的支持，以避免延误收到监管当局的许可和批准；
•为在其办公场所进行的投资获得客户支持；
•在财产受限地区以合理的成本获得财产/土地权；
•在预算范围内以商业上合理的条款和条件完成这些项目；
•完成支持信息技术(IT)、网络安全和物理安全的升级；
•以可接受的条件获得任何必要的债务融资和/或必要的政府财政奖励；
•确保缔约各方，包括供应商，及时和具有成本效益地履行其合同；以及
•通过差饷及时收回这些投资。
未能获得监管或其他批准， 延误、成本上升或其他不成功的建设和开发可能会对我们的财务状况、运营结果和现金流产生重大影响。
宏观经济方面的考虑因素，包括通胀水平、转嫁给客户的天然气和电力供应价格以及其他压力，可能会成为我们监管机构在批准某些此类计划的规模、持续时间和收回成本的时机时进行评估的因素。此外，公众和政治上对天然气的某些负面看法可能会导致对天然气基础设施公用事业投资的政治支持减少。
此外，新设施或输电或配电项目的成功运营还面临以下风险：供应中断；劳动力供应中断、停工和劳资纠纷；天气干扰；不可预见的工程和环境问题，包括与气候变化相关的问题；当地社区的反对，以及本文所述的其他风险。
这些风险中的任何一项都可能导致我们的投资额和/或这些投资的回报低于预期，这可能会通过减少投资机会和/或降低回报对我们的财务状况和运营结果产生不利影响。
我们面临与气候变化相关的物理、财务和过渡风险，包括可能增加的立法和监管负担以及不断变化的客户偏好，我们可能会受到诉讼，所有这些都可能影响我们的业务和运营结果，以及我们实施清洁能源战略的能力。
气候变化可能会越来越多地推动现有或额外的法律和法规发生变化，这可能会影响我们的业务，并塑造我们客户的能源偏好和可持续发展目标。虽然CIP保护PSE&G的利润率差异不受客户天然气和电力使用变化的影响，但客户对天然气的需求可能会因为客户偏好的变化而减少，这些客户偏好倾向于电气化和提供节能选择的先进技术。电力使用还可能受到以下因素的影响：更多地采用电动汽车，安装分布式能源，如安装在太阳能电表后面，
安装更节能的设备、灵活的负载和/或能量存储以及其他技术进步。此外，气候变化可能会对经济产生不利影响，我们服务地区经济和消费者活动的减少可能会降低对我们输送的电力和天然气的需求。任何一个或所有这些因素都可能影响对我们电力和天然气T&D系统的投资需求，从而影响我们公司的增长速度。
恶劣天气或自然行为，包括飓风、冬季风暴、地震、洪水、野火和其他自然灾害，可能会给系统带来压力，扰乱我们设施的运行，导致服务中断，以及需要产生额外费用的财产损失。这些和其他实际变化可能会导致客户需求的变化，增加与维修和维护发电设施和T&D系统相关的成本，导致维护和资本成本增加(并可能增加融资需求)，加强监管监督，降低客户满意度。如果可以收回恢复服务和修复受损设备和设施的成本，监管机构如果决定不允许及时和全部收回所产生的成本，可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和前景产生重大不利影响。
在金融市场将气候变化和温室气体(GHG)排放视为金融风险的程度上，我们进入资本市场的能力可能会受到负面影响，或者导致我们获得的条款和条件不那么有利。
与气候变化相关的政治行动以及州和联邦政策目标，包括但不限于与能效目标、太阳能目标、能源储存目标、通过采用电动汽车鼓励电气化、限制在新建或现有家庭和企业使用天然气或鼓励目前以天然气为燃料的最终使用设备电气化的政策相关的目标，以及相关的立法和监管回应，可能会造成金融风险，因为我们的业务未来可能会受到州或联邦层面的额外监管。加强对温室气体排放的监管可能会给我们的电力和天然气业务、我们的供应商以及最终我们的客户带来巨大的额外成本。制定和实施遵守温室气体减排、清洁/可再生能源要求或实现自愿气候承诺的计划可能会导致额外的资本、人员以及运营和维护(O&M)支出，并可能严重影响现有业务和拟议项目的经济状况。如果我们的监管机构不允许我们收回全部或部分资本投资成本或为遵守日益严格的监管规定而产生的运营和维护成本，可能会对我们的运营业绩、财务状况或现金流产生重大不利影响。另一方面，如果对清洁能源项目的政治、政策、监管或立法支持减少，我们可能对这些项目进行的某些投资的好处或可行性可能会减少，包括那些处于开发阶段的投资。
我们可能会受到气候变化诉讼的影响，这些诉讼可能会寻求禁令救济、金钱赔偿、惩罚和惩罚性赔偿，包括但不限于与减轻气候变化造成的损害相关的损害赔偿责任。不利的结果可能需要大量的资本支出，并可能需要支付巨额罚款或损害赔偿金。与此类诉讼相关的辩护成本也可能很高，如果此类成本不能通过监管费率收回，可能会影响运营结果、财务状况或现金流.
此外，我们的业务受到政策、监管、技术和经济不确定性和意外情况的影响，包括我们各种清洁能源计划所需的监管批准，其中许多是我们无法控制的，可能会影响我们实施清洁能源战略和计划以及实现我们到2030年实现1号和2号望远镜排放净零温室气体排放的目标，或我们可能不时设定的其他温室气体减排或气候相关目标，这些目标可能是以经济高效的方式或根本不存在的。
我们可能会受到资产和设备故障、事故、关键运营技术或业务系统故障、自然灾害、恶劣天气事件、战争或恐怖主义行为或其他暴力行为、破坏、物理攻击或安全漏洞、网络攻击或其他事件(包括冠状病毒大流行等流行病)的不利影响，这些事件会影响我们为客户提供安全可靠服务并保持竞争力的能力，并可能导致重大财务损失。
我们业务的成功取决于我们是否有能力继续为客户提供安全可靠的服务，同时将服务中断降至最低。我们面临资产和设备故障、气体爆炸、事故、自然灾害、恶劣天气事件、战争或恐怖主义行为或其他暴力行为的风险，包括频繁的射击情况、破坏、物理攻击或安全漏洞、网络攻击或其他事件，这些事件可能导致我们的变电站或其他设施或基础设施损坏或摧毁，或人员或财产损坏以及电力和天然气供应中断。此外，关键操作技术或业务系统的可用性或性能的重大故障，以及对一个或多个关键系统丢失的业务连续性或灾难恢复计划的准备或执行不足，可能导致操作或业务流程的长期中断、系统损坏和/或数据丢失.历史上，我们一直受益于获得互助，这是一种与其他公用事业公司的自愿和互惠安排，提供了接触训练有素的灵活劳动力的机会，有助于减少极端天气事件期间的停电恢复时间。随着公用事业行业的整合和恶劣天气事件的频率上升，不能保证我们将继续获得互助。
我们还面临大流行的风险，如冠状病毒大流行，这可能导致服务中断和延误，或以其他方式损害我们及时向客户提供服务或完成我们投资项目的能力。为了应对冠状病毒大流行，新泽西州和BPU实施了一些扩大的客户保护措施，例如延长暂停不付款的住宿服务，以及在任何服务中断之前采取更广泛的程序。这些行动对客户的付款模式产生了负面影响，导致应收账款账龄余额增加。我们管理应收账款余额的能力，以及收回账面成本和任何相关坏账的能力，可能会对我们的业务产生重大影响。
这些事件可能导致政治、经济、金融和保险市场更加不稳定，缺乏可用的保险，以及电力和燃料市场的波动，这可能对我们的业务和运营结果产生重大不利影响，包括我们以我们可以接受的条款和条件获得资本的能力。
此外，气候变化的影响将增加我们的设施和运营因更恶劣的天气事件(如超级风暴桑迪和热带风暴艾萨斯和艾达、海平面上升和极端高温)而产生的物理风险。
上述任何问题，如果在我们的设施或在我们的业务中或由我们行业的其他人遇到，可能会对我们的收入产生不利影响；增加我们系统的维修和维护成本；使我们面临潜在的诉讼和/或损害索赔、罚款或处罚；并通过调查或通过施加额外的法规或立法要求，提高对我们的公用事业和发电运营和基础设施的监督水平。这些行动可能会对我们的成本、竞争力和未来投资产生不利影响，这可能会对我们的财务状况、运营结果和现金流产生重大影响。对于我们的T&D业务来说，风暴恢复工作的成本可能无法通过监管程序完全收回。此外，如果不能及时为客户恢复供电，可能会导致负面宣传，并对我们的声誉造成实质性损害。
任何无法收回我们长期资产的账面金额的情况都可能导致未来的减值费用，这可能对我们的财务状况和经营业绩产生重大不利影响。
截至2023年12月31日，长期资产分别约占PSEG和PSE&G总资产的75%和82%。每当发生事件或环境变化时，管理层会评估长期资产的减值情况，例如法规的重大不利变化，包括不计入某些成本、可能在资产使用年限结束前大量出售或处置资产、商业环境或市场状况，包括商品和容量价格长期不利的情况，可能表明一项资产或一组资产的账面价值可能无法收回。如果此类事件导致我们的预期收入或现金流在较长时间内大幅减少，可能会导致未来的资产减值费用，这可能会对我们的财务状况和运营业绩产生重大不利影响。
供应链的中断或成本增加，包括劳动力短缺，可能会对我们的业务产生实质性影响。
商品和服务的供应链目前正受到几个因素的负面影响，包括制造业劳动力短缺、国内和国际航运限制、需求增加以及原材料和专用零部件短缺。因此，我们看到一些地区的价格上涨，某些商品的交货延迟。这些因素增加了我们的成本，并有可能影响我们的运营。我们目前无法估计供应链持续中断的潜在影响，但它们可能会对我们的业务和运营结果产生实质性影响。
无法在所需的金额和时间保持足够的流动性，或者无法以合理的利率或商业合理的条款获得足够的资本，可能会对我们的业务造成不利影响。
我们在资本改善和增资方面的投资、我们现有债务的预定本金和利息支付以及此类债务的延期和再融资的资金主要由内部产生的现金流和外部债务融资提供。我们有大量的资本需求，并依赖于我们未来从我们的业务中产生现金的能力，以及继续进入资本和银行市场以有效地满足我们的现金流需求。我们产生现金流的能力取决于行业状况和一般经济、金融、竞争、立法、监管和其他因素。安排融资和为现有债务再融资的能力以及这种融资或再融资的成本取决于许多因素，其中除其他外包括：
•一般经济和资本市场状况，包括但不限于现行利率；
•从银行和其他金融机构获得信贷；
•税收、监管和证券法的发展；
•对于PSE&G，我们有能力在发生额外债务时获得必要的监管批准；
•投资者对我们和我们的行业的信心；
•我们目前的负债水平和对债务协议中的公约的遵守情况；
•现有项目的成功和新项目的质量；
•我们目前和未来的资本结构；
•我们的财务业绩和业务的持续可靠运营；以及
•维持我们的投资级信用评级。
市场混乱，如美国和国外经历的经济低迷，一家无关的能源公司或具有系统重要性的金融机构的破产，电力和天然气市场价格的变化，以及实际或威胁的战争或恐怖袭击，可能会增加我们的借贷成本，或对我们获得资本的能力产生不利影响。因此，我们不能保证我们将成功地获得项目和投资的融资，延长或再融资到期债务，或以可接受的条款或根本不满足我们的其他现金流需求，这可能对我们的财务状况、经营业绩和未来增长产生重大不利影响。
在能源价格上涨期间，对冲头寸可能是资金之外的，这增加了PSEG Power的抵押品要求。此外，如果PSEG Power失去S或穆迪的投资级信用评级，根据某些协议，它将被要求以信用证或现金的形式提供大量额外抵押品，这将对我们的流动性和现金流产生重大不利影响。
对我们的IT、运营或其他系统的网络安全攻击、入侵或其他中断可能会对我们的业务造成不利影响。
能源市场基础设施面临的网络安全威胁在复杂性、规模和频率上都在增加，特别是随着虚拟运营的频繁发生。由于基础设施和技术以及操作系统在黑客、病毒、恶意或破坏性代码、网络钓鱼和其他社会工程攻击、拒绝服务攻击、勒索软件、战争或恐怖主义行为或其他网络安全事件中固有的脆弱性，我们面临着更大的网络攻击风险。我们依靠信息和运营技术系统以及网络基础设施来运营我们的发电和T&D系统。我们还在我们的IT系统上存储有关我们的业务、基础设施、员工、股东、客户和供应商的敏感数据、知识产权和专有或个人身份信息，并进行电力营销和对冲活动。此外，我们业务的运营依赖于第三方的IT系统，包括我们的供应商、监管机构、RTO和ISO等。我们和第三方运营和IT系统及产品可能容易受到网络安全攻击，这些攻击涉及我们的员工、其他内部人员或第三方的欺诈、恶意或疏忽，无论是来自国内还是国外。此外，通过使用人工智能(AI)，可能会产生或加强新型网络攻击，无论是针对我们自己的基础设施和技术和运营系统，还是针对第三方的攻击。成功的网络安全攻击可能导致未经授权使用我们的系统在第三方造成中断。我们运营面临的网络安全风险包括：
•扰乱我们资产、燃料供应链、电网和天然气T&D的运营，
•窃取公司、员工、股东、供应商或客户的机密信息，以及关键的能源基础设施信息，这可能导致我们违反某些公约和合同或法律义务，并对我们的系统和客户构成风险。
•一般业务系统和流程中断或损害，包括阻止我们为客户服务、收取收入或正确记录、处理和/或报告财务信息的能力，以及
•破坏存储我们机密信息的供应商的基础设施。
我们和我们的第三方供应商一直并将继续受到网络安全攻击，包括但不限于勒索软件、拒绝服务、商业电子邮件泄露和恶意软件攻击。到目前为止，这些攻击或其他网络安全事件(包括之前的网络安全事件)尚未或合理地可能对我们的业务战略、运营结果或财务状况造成重大影响。然而，我们可能无法阻止未来所有此类袭击产生如此实质性的影响，因为此类袭击的复杂性和频率继续增加。如果我们的公司内部或我们的某个材料供应商发生重大网络安全事件或入侵，我们可能面临收入的重大损失、知识产权和实物财产的材料修复成本、巨额罚款和处罚(如果确定我们违反了现行法律法规)、重大诉讼成本、业务融资成本增加、负面宣传、我们的声誉受损以及客户、监管机构、投资者、供应商和员工的信心丧失。由于我们或我们的供应商的个人身份信息和其他机密数据被挪用、腐败或丢失，可能导致巨额违规通知费用、信用监控等缓解费用、以及法律和监管罚款和处罚。此外，新的或更新的安全法律或法规,包括应对人工智能不断发展应用的法律法规，或不可预见的威胁源可能需要我们和我们的业务运营采取的当前措施，这可能导致成本增加，
对我们的财务报表产生不利影响。同样，竞争对手、监管机构、RTO、ISO或供应商遭遇的重大网络安全事件或违规行为也可能通过加强法律和监管要求对我们的业务和运营业绩产生重大影响。我们为网络安全事故造成的损失而提供的保险金额和范围可能不足以弥补损失或充分补偿由此导致的业务中断。有关州和联邦网络安全监管要求的讨论以及有关我们网络安全计划的信息，请参见第1C项。网络安全
材料从天然气转向 由于脱碳措施而导致的电气化增加和天然气使用量的减少，可能会对我们的天然气业务和执行我们整体PSE&G业务战略的能力产生不利影响。
新泽西州以外的多个司法管辖区已对天然气的使用和消费颁布了禁令或限制，BPU已根据新泽西州州长2023年发布的EO的要求，启动了有关天然气未来的利益相关者诉讼程序。CIP保护PSE&G的利润率变化不受天然气和电力客户使用变化的影响，但不能防止天然气客户基础(系统上的客户数量)的减少。如果新泽西州颁布类似的禁令或限制，天然气使用量的减少可能会导致天然气客户基础减少，留下来的客户的客户费率更高，对天然气基础设施的需求减少，这可能会导致天然气资产的大量投资价值被搁置并从我们的费率基础上移除，导致相关费率回收的降低。我们无法通过利率收回我们对天然气系统的投资，同时仍能确保天然气系统的安全和可靠性，这可能会对我们的财务状况、运营结果、流动性和现金流产生重大影响。此外，这些行业变化、与遵守新的监管发展和举措以及技术进步相关的成本可能会对我们的财务状况、运营结果、流动性和现金流产生重大影响。
如果发生上述变化，还需要对电力T&D系统进行投资，以适应更高的负荷。此外，为了实现新泽西州的清洁能源经济，将需要持续的电网现代化，以适应不断增加的EE、电动汽车基础设施、电力系统中分布式能源的日益普及，如现场太阳能发电，以及预计将增加的储能、燃料电池和灾难恢复技术的部署。如果这些变化在短期内迅速进展，我们的商业模式和我们执行整体PSE&G业务战略的能力可能会受到实质性影响。
如果不能吸引和留住合格的劳动力，可能会对我们的业务产生不利影响.
某些事件，如劳动力老龄化，希望在没有机会将知识传授给继任者的情况下退休，劳动力计划和继任者不足，缺乏满足当前和不断变化的业务需求的技能，不鼓励包容导致更替的文化，工作场所的暴力行为，培训不足，以及劳动力不参与，可能会导致运营挑战、安全问题和成本增加。挑战包括知识的丧失和与技能发展相关的漫长时间段、人员流动率增加、承包商更换员工的成本、生产率低下以及缺乏创新。PSEG及其附属公司的所有员工都需要专业知识和经验。对这些熟练员工的竞争是存在的。未能招聘、充分培训和留住员工，包括将重要的历史知识和专业知识转移给新员工，可能会对我们的运营结果、财务状况和现金流产生不利影响。
设备和材料、燃料、服务和劳动力成本的增加可能会对我们的经营业绩产生不利影响。
来自设备和材料供应商的更高成本、燃料、服务和劳动力成本，以吸引和留住我们的劳动力，可能会导致成本增加，这可能会减少我们的收入。此外，在未来的分销基本费率案件中寻求收回更高的成本可能会对客户费率构成压力，从而导致此类诉讼或其他诉讼程序的潜在不利结果，包括某些投资计划的提议或影响客户费率的其他诉讼程序。
我们债务工具和信贷协议中的契约可能会对我们的业务产生不利影响。
PSEG和PSE&G的债务工具包含通常用于同类融资的违约事件，包括与该实体其他债务的交叉加速。PSEG、PSE&G‘s和PSEG Power的银行信贷协议包含此类融资惯常发生的违约事件，包括交叉违约和加速，就PSEG和PSEG Power的银行信贷协议而言，还包括某些控制权变更事件。PSEG、PSE&G‘s和PSEG Power的银行信贷协议对留置权的产生有一定的限制，PSEG Power的银行信贷协议也有对某些附属债务的产生的限制。PSEG Power定期贷款协议包含一项控制权变更条款，其中包括PSEG Power停止成为PSEG的全资子公司。我们遵守这些公约的能力可能会受到我们无法控制的事件的影响。如果我们未能遵守公约，无法获得豁免或修订，或该等债务项下的违约情况存在并持续，该等债务的贷款人或持有人或受托人(视何者适用而定)可发出通知，并宣布该等债务项下的未偿还借款及其他债务即时到期及应付。我们可能无法获得豁免、修正案或替代融资，或者如果可以获得，可能会以下列条款为条件
都是我们不能接受的。这些事件中的任何一个都可能对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生不利影响。
金融市场表现直接影响我们的固定收益计划信托基金和核退役信托(NDT)基金的资产价值。市场表现和其他因素可能会降低信托资产的价值，并可能导致需要大量额外资金。
金融市场的表现将影响以信托形式持有的资产的价值，这些资产是用来履行我们规定的福利计划下的未来义务，并使我们的核电站退役的。固定收益计划信托基金市值的下降可能会增加我们的养老金计划资金需求，并导致未来几年养老金成本增加。我们的固定收益计划信托的市场价值可能会受到不利的金融市场状况的负面影响，这些市场状况降低了信托资产的回报率，降低了用于衡量所需最低资金水平的利率，以及未来的政府监管。我们的固定福利计划的额外资金需求可能是由于要求或自愿缴费的变化、有资格退休的员工数量的增加以及预期寿命假设的变化造成的。我们NDT基金市值的下降可能会增加PSEG Power退役其核电站的资金需求。预计成本的增加也可能导致我们的退役信托基金需要额外的资金。如果不能充分管理我们在固定收益计划信托基金和NDT基金中的投资，可能会导致我们未来需要做出重大现金贡献，以保持我们的资金处于足够的水平，这将对我们的运营业绩、现金流和财务状况产生负面影响。
如果我们不能以我们可以接受的条款延长某些重要合同，这可能会对我们的财务状况和经营业绩产生负面影响。
我们签订了几份合同，从中获得了可观的收入。PSEG Power主要通过与PSE&G签订全要求的BGSS合同来批发天然气，以满足PSE&G默认供气服务客户的需求。2022年，BPU批准将BGSS的长期合同延长至2027年3月31日，此后合同仍然有效，除非任何一方提前两年通知终止合同。PSEG Li与LIPA签订了OSA协议，运营LIPA在长岛的电力研发系统。OSA将持续到2025年，但经双方同意可以延长。此外，PSEG Power根据将于2025年底到期的单独协议向LIPA提供燃料采购和电力管理服务。目前尚不确定这些合同和协议中是否有任何合同和协议会以我们可以接受的条款延长，或者根本不会延长，这可能会对我们的财务状况和经营业绩产生负面影响。有关更多信息，请参见项目1.业务-PSEG电源和其他。
人工智能是一个新兴的技术领域，有可能影响我们业务运营和客户互动的各个方面。
生成式人工智能技术的开发、采用和使用仍处于早期阶段，PSEG或第三方供应商的无效或不充分的人工智能开发或部署实践可能会导致意想不到的后果。我们与在其提供的产品和/或服务中使用人工智能的第三方供应商签约，我们可能无法完全控制或了解采用人工智能相关技术的产品和服务的质量、性能、安全性或合规性。我们或我们的第三方供应商使用的人工智能算法可能有缺陷，或者可能基于有偏见或不充分的数据集。这些限制或失败可能导致声誉损害和法律责任。开发、测试和部署资源密集型人工智能系统可能需要额外的投资并增加我们的成本。此外，人工智能不断演变的性质可能会导致颁布新的法律和法规，这可能需要大量资源来修改和维持业务做法，以遵守新的法律和法规，目前无法确定新的法律和法规的性质。此外，由于我们的员工、承包商或供应商使用生成性人工智能技术而产生的不准确结果可能会导致运营中断或声誉损害。
与我们的发电业务相关的风险
电力和天然气批发市场的波动可能会对我们的财务状况、运营结果和现金流产生负面影响。
在我们运营的竞争激烈的市场中，天然气价格对发电商的产出价格有重大影响，参与者的资本投资不能保证有任何具体的回报率。最近，由于国内需求增加、天然气出口增加以及全球液化天然气市场的影响等原因，天然气市场以及能源市场变得更加不稳定。天然气价格是PJM能源定价的主要驱动因素。因此，天然气市场的波动和潜在的天然气价格下跌可能会影响我们的运营业绩和现金流。较低的天然气价格导致较低的电价，这降低了我们的利润率，而我们的核能发电成本可能没有同样下降。
当前市场价格低于PTC门槛的变化可能会对我们的财务状况和运营结果产生重大不利影响。可能导致市场价格波动的因素包括：
•发电能力的增加和减少，包括由于开发新发电厂、扩大现有发电厂或增加输电能力而增加新的电力供应；
•恶劣的天气条件；
•电力供应中断，包括发电厂停电和输电中断；
•气候变化和天气条件，特别是我们市场地区异常温和的夏季或温暖的冬季；
•季节性波动；
•可能对我国核电机组的电力需求或临时电力供应产生负面影响的经济和政治条件；
•能源商品的供需变化；
•开发用于生产或储存电力的新燃料或新技术；
•当PJM在紧急情况下召唤时，因发电性能故障而招致处罚；
•联邦和州对PJM的规定和行动以及改变PJM的市场规则；以及
•联邦和州电力、市场和环境监管和立法，包括对可能导致供应过剩和价格抑制的新的可再生能源发电能力的财政激励。
我们的发电业务目前包括在能源批发市场建立长期和短期的远期销售头寸。如果我们生产或购买的能源超过了合同约定的义务，市场价格的降低可能会降低盈利能力。相反，如果我们的合同义务超过了我们生产或购买的能源，市场价格的上涨可能会降低盈利能力。如果我们用来对冲这些不同风险敞口的策略，或者如果我们旨在监控这些不同风险敞口的内部政策和程序不有效，我们可能会招致重大损失。我们的市场头寸也可能受到能源市场波动水平的不利影响，而能源市场的波动水平又取决于各种因素，包括不同地理区域的天气、短期供需失衡以及不同地理位置的定价差异。这些风险不能肯定地预测。
市场价格的上涨也影响了我们对冲发电产量和燃料需求的能力，因为公布利润率的义务随着价格的上涨而增加。
此外，波动性和天然气价格上涨的可能性可能会对与我们的未平仓期货合约远期价值相关的抵押品要求产生重大影响。更高的抵押品要求减少了可用的短期流动性，并增加了营运资本成本。
我们未来可能无法获得足够的核燃料供应。
我们几乎所有的核燃料供应都是根据不同期限、定价结构、坚固性和交付灵活性的安排从第三方获得的。我们的燃料供应安排必须与储存服务和其他合同协调，以确保核燃料在时间、数量和其他方面以满足我们发电组合和客户需求的方式交付给我们的发电厂。我们还必须遵守有关这类燃料运输的法律法规。
我们面临核燃料价格上涨的风险，我们可能无法继续获得足够的供应，以有利可图地运营我们的发电设施。核燃料价格的重大变化可能会影响我们未来的业绩，并影响我们的流动性需求。此外，我们还面临着向我们的发电厂运送核燃料和由其使用核燃料的风险，包括：
•第三方供应商的信誉、第三方供应商对供应义务的违约以及我们更换目前合同下的供应的能力可能会延误或阻止及时交货；
•此类燃料实物供应或相关服务(例如制造)的市场流动性可能不足，或只能以我们无法接受的价格获得；
•这类燃料的品质不同，可能会对本港发电厂的运作造成不利影响；
•国内和国外的立法或监管行动或要求可能增加此类燃料的成本；以及
•关键基础设施的损失、战争行为或恐怖袭击(包括网络安全漏洞)或灾难性事件，如火灾、地震、爆炸、洪水、严重风暴或其他类似事件，都可能阻碍此类燃料的运送。
我们的核电机组拥有多样化的合同和库存组合，这些合同和库存为我们提供了很大一部分原材料燃料
未来几年的物质需求。然而，我们的每个核电机组都与一家燃料制造服务供应商签订了合同，向替代供应商过渡可能需要很长一段时间。这可能会对我们的业务、特定工厂的财务结果以及我们的运营结果产生实质性的不利影响。
虽然我们的燃料合约组合对这些市场风险提供了一定程度的对冲，但这种对冲可能并不有效，未来我们燃料成本的增加可能会对我们的流动性、财务状况和运营结果产生重大不利影响。
与能源生产、分配和消费相关的技术的引入或扩展以及客户使用模式的变化可能会对我们产生不利影响。
联邦和州政府对开发和生产可再生能源的激励措施促进了相互竞争的技术的渗透，如风能、太阳能和商业规模的电力储存。此外，需求侧管理(DSM)和EE计划的发展可能会影响我们某些市场的需求。竞争对手现场发电和存储技术的持续发展以及DSM和EE计划的重大发展可能会改变发电的市场和价格结构，并可能导致负荷需求的减少，对我们的财务状况、运营业绩和现金流产生负面影响。联邦或州法律要求提高最终使用电子设备的效率，或者其他技术的改进或应用，也可能导致人均能源消耗的下降。
分布式发电技术的进步，如燃料电池、微型涡轮机、微电网、风车和净计量太阳能装置，再加上补贴，可能会将向客户输送电力的替代方法的成本降低到与大多数中央电站电力生产具有竞争力的水平。大学和医院等大客户继续探索潜在的微电网安装。某些州还在考虑强制使用电力储存资源来更换不经济的或即将退役的发电设施。这些发展可能会(I)影响能源价格，(Ii)随着客户拥有的发电变得更具成本效益而减少能源输送，(Iii)需要进一步改进我们的配电系统，以满足不断变化的负荷需求，以及(Iv)使我们的部分输电和/或配电设施在其使用寿命结束之前过时。这些技术还可能导致大宗商品价格或对交付能源的需求进一步下降。
几个州、城市和其他利益相关者也在考虑禁止将天然气连接到新建筑，并在未来放弃天然气。这样的行为可能会对我们的业务产生实质性的不利影响。
部分或全部这些因素可能导致客户对电力或天然气或客户的需求增长不足或下降，并可能导致我们无法充分实现重大资本投资和支出的预期好处，这可能对我们的财务状况、运营业绩和现金流产生重大不利影响。这些因素也可能对我们的经营业绩、现金流或财务状况产生重大影响，其中包括营业收入减少、运营与维护费用增加、资本支出增加，以及在缩短剩余资产使用寿命期间可能产生的潜在资产减值费用或加速折旧及退役费用。
我们在出售核能发电产品和购买核燃料方面面临第三方信用风险。
我们通过执行双边合同出售发电产量和购买燃料。我们还寻求为我们预期的产出能力和燃料需求的很大一部分提前签订合同。这些合同受到信用风险的影响，这与我们的交易对手履行对我们的合同义务的能力有关。如果这些交易对手未能履行义务，PSEG Power可能需要在批发市场以不太优惠的价格购买或销售能源或燃料，并产生额外损失，这可能对我们的运营业绩、现金流和财务状况产生重大不利影响。在现货市场，我们面临着这些市场中存在的违约分担机制的风险，其中一些机制试图将风险分散到所有参与者身上。因此，第三方违约可能会增加我们的成本，这可能会对我们的运营结果和现金流产生负面影响。
PSEG发电可能无法运作及╱或可能无法以合理成本或根本无法履行其在远期销售责任及PJM规则下的承诺。
PSEG Power的很大一部分核能发电量已根据固定价格金融售电合同远期出售。远期财务销售额抵消了PJM RTO现货市场的实物销售额。我们的能源和产能的远期销售假设持续，可接受的经营业绩水平。我们任何工厂的运营都可能恶化到工厂不得不关闭或低于满负荷运行的程度。一些可能影响我们设施运营的问题包括：
•设备、IT、流程或管理效率的故障或故障；
•电力传输中断；
•发生劳动争议或停工的；
•燃料供应中断；
•环境或其他监管要求可能施加的限制；以及
•操作员失误、战争行为或恐怖袭击(包括物理或网络安全漏洞)或灾难性事件，如火灾、地震、爆炸、洪水、恶劣天气或其他类似事件。
识别和纠正这些问题可能需要大量的时间和费用。根据问题的严重性，我们可能会选择关闭一家工厂，而不是承担重新启动或恢复满负荷运转的费用。
由于大多数远期销售协议下的义务不取决于发电机组是否可用，PSEG Power的运营结果和现金流即使在工厂停电或机组可用容量减少的情况下也面临风险。如果PSEG Power不能达到其预期的核能发电量，PSEG Power将被要求在其财务合同上支付市场价格与合同价格之间的差额，而不是获得现货能源收入，或者被要求以更高的价格购买能源以弥补缺口。此外，作为PJM的产能性能资源，PSEG的核电机组已经并将在未来被要求支付罚款，如果在PJM内宣布的紧急事件期间工厂发生强制停电，并且该工厂的预期性能超过了该事件期间的实际性能。此类付款的金额可能会很大，并可能对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生实质性的不利影响。此外，改变产能表现规则和/或未能遵守现有规则--由PJM或市场参与者--带来了监管不确定性和可靠性风险。
此外，随着能源和燃料的市场价格波动，我们的远期能源销售和远期燃料购买合同可能需要我们提供大量额外抵押品，从而要求我们在我们这样做的能力有限的时期获得额外的流动性来源。
监管、立法和法律风险
PSE&G的收入、收益和经营结果取决于影响分销和相关活动的州法律法规。
PSE&G受到BPU的监管。这种监管几乎影响到其业务的方方面面，包括零售费率。不遵守这些规定可能会对PSE&G的业务运营能力产生重大不利影响，并可能导致罚款、处罚或制裁。电力和天然气分销服务的零售费率在分销基本费率程序中确定，并保持有效，直到新的分销基本费率程序提交和结束为止。2023年12月，我们根据BPU的要求提起了分销基本费率诉讼。此外，我们的公用事业公司已经获得了对几个条款回收机制的批准，其中一些条款规定了在分销基本费率诉讼之间的时间段内回收成本并从授权投资中赚取回报。这些条款回收机制要求定期更新由BPU审查和批准，并接受审慎审查。如果无法根据分销基本费率案例和/或这些条款回收机制公平或及时地收回我们的所有成本，包括我们在费率方面的投资回报，可能会对我们的运营结果和现金流产生重大不利影响。此外，如果立法和监管结构的演变导致PSE&G为受监管客户提供服务的独家权利受到侵蚀，其未来的收益可能会受到负面影响。
PSE&G还在寻求多个机会，向客户扩展其产品和服务，以支持清洁能源目标。任何新的努力都需要BPU的批准，而且不能保证。拒绝或推迟此类申请可能会对我们未来的增长或我们在具有环保意识的投资者或其他利益相关者中的地位产生不利影响。
2020年9月，BPU下令开始对PSE&G进行全面的附属公司和管理审计。BPU还对新泽西州的公用事业公司进行定期的联合管理/竞争服务审计，涉及附属公司标准要求、竞争性服务、交叉补贴、成本分配和其他问题。BPU发现不遵守这些要求可能会影响我们的业务、运营结果和现金流。关于PSE&G目前的附属公司和管理审计的信息，见项目8.附注13.承付款和或有负债。此外，PSE&G通过与PSEG Power签订全面需求合同，获得其默认服务BGSS天然气客户的供应需求。政府官员、立法者和倡导团体都知道PSE&G和PSEG Power之间的关系。在公用事业费率上升的时期，这些官员和倡导团体可能会质疑或质疑PSE&G与PSEG Power发生的成本和交易，而不考虑这些交易之前的任何监管程序或审批。这些挑战的发生可能会使PSEG Power受到这些市场上其他非关联竞争对手所没有的审查，并可能对PSE&G收到的零售价产生不利影响，以抵消PSEG Power从从属关系中获得的任何预期好处。
PSE&G提出的投资项目或计划可能未完全获得监管机构的批准，PSE&G的实际资本投资可能低于计划，这将导致费率基数低于预期。
PSE&G是一家受监管的公用事业公司，运营和投资电力T&D系统和天然气分配系统，以及某些受监管的清洁能源投资，包括新泽西州的太阳能和EE。PSE&G投资于资本项目，以维护和改进其现有的T&D系统，并满足各种公共政策目标和满足客户的期望。输电项目必须遵守 配电和清洁时FERC批准的输电扩展规划流程
能源项目需要得到BPU的批准。PSE&G的输电项目的成本在FERC受到审慎挑战，PSE&G的费率本身也可能在FERC受到挑战。FERC还建议取消某些传输率奖励，包括PSE&G因成为PJM传输所有者成员并接受RTO成员的相关风险而获得的奖励。
我们不能确定任何拟议的项目或计划是否会按要求获得批准，或者根本不会获得批准。如果PSE&G不时提交的项目或计划只获得部分批准，或根本没有获得批准，或者如果批准未能及时收回PSE&G的所有成本，包括其投资回报或投资，PSE&G将拥有低于预期的费率基数，从而导致其未来收益低于预期。此外，BPU可能会采取立场，排除或限制某些领域的公用事业参与，如可再生能源发电、EE、电动汽车基础设施或能源储存项目、可再生天然气或氢气项目，这将限制我们与客户的关系，并缩小我们未来的增长前景。
我们受到影响或可能影响我们业务的全面联邦法规的约束。
我们受到联邦当局的监管。这种监管几乎影响到我们业务的方方面面，包括管理和运营；传输服务的条款和费率；投资战略；我们业务的融资和股息支付。不遵守这些规定可能会对我们的业务运营能力产生实质性的不利影响，并可能导致罚款、处罚或制裁。
恢复批发传输率-PSE&G的批发传输率由FERC监管，并通过FERC批准的公式传输率恢复。通过这个公式，收入要求每年都会重新设定。
2021年，FERC批准了一项和解协议，该协议于2021年8月1日生效，我们与BPU和新泽西州费率顾问就PSE&G的基本传输ROE水平和其他公式费率问题达成了和解协议。和解协议将PSE&G的基本净资产收益率从11.18%降至9.9%，并对某些成本的回收做出了改变。该协议规定，和解各方在三年内不会寻求改变我们的输电公式费率。
2021年4月，FERC发布了一份关于拟议规则制定的补充通知，以取消对已经获得激励三年或更长时间的传输公用事业公司的RTO成员的激励。PSE&G从2008年开始为RTO会员资格增加50个基点。取消RTO会员加法器将使PSE&G的年度净收入和年度现金流入减少约4000万美元。
输电规划-FERC Order 1000总体上开放了输电开发与独立开发商的竞争，允许这些开发商与现有公用事业公司竞争其服务领土内输电设施的建设和运营。虽然Order 1000保留了对某些项目的有限剥离，这些项目将继续拖欠现任者的建设责任，包括迫切需要的可靠性项目、现有传输设施的升级，以及分配到单一传输区的项目，但对传输项目的竞争加剧可能会降低新投资的价值，这些投资将受到PSE&G在其费率基础下的回收，这可能对我们的财务状况和运营结果产生重大不利影响。FERC目前正在考虑是否修改Order 1000‘S竞赛规则，以进一步限制竞争，以努力鼓励大型区域和区域间输电项目的合作规划。FERC还在研究是否需要额外的监督来控制输电成本。
PJM输电规划过程中的一项重要投入是其地区负荷预测，该预测每年进行调整。2023年，PJM调整了PSEG地区的负荷预测，以反映新泽西州的清洁能源政策，包括电气化要求和预计的电动汽车普及率。制定准确的负荷预测，反映该州以及PJM其他州的清洁能源目标，对于确保在需要的地方规划和建设输电以保持可靠性至关重要。
符合NERC-NERC在FERC的指导下，实施了强制性的NERC运营和规划以及关键基础设施保护标准，以确保北美散装电力系统(包括电力传输和发电系统)的可靠性，并防止重大系统停电。NERC关键基础设施保护标准为关键系统和设施建立了网络安全和物理安全保护。我们一直并将继续定期接受NERC对运营和规划以及关键基础设施保护标准的遵守情况的审计，并因不符合适用的NERC标准而受到处罚。NERC正在进行比过去更频繁的审计，我们必须始终处于审计准备状态。不遵守适用的NERC标准可能会导致处罚或增加使这些设施合规的成本。此类处罚和成本可能会对我们的业务、运营结果和现金流产生重大不利影响。不利的审计结果和/或对违规行为的处罚也会给我们带来声誉风险。
MBR主管部门和其他监管部门的批准-根据FERC的规定，以市场价格出售电力的公用事业公司在进行电力销售之前必须获得MBR授权，我们的大多数企业都是以这种授权运营的。未能维持MBR授权，或如果市场力量被削弱，将需要采取任何严厉的缓解措施的影响
未来不同的评估，可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。2022年12月，PSEG所有拥有MBR权限的运营公司都向FERC提交了申请，要求接受这些公司最新的三年一次的市场力量分析。这份申请在FERC仍然悬而未决。
商品期货交易委员会对衍生产品交易的监管-CFTC对掉期和期货市场和期权(包括能源交易)以及持有执照的期货专业人士(如经纪商、结算会员和大型交易商)进行监管。CFTC更改法规或采用更多法规，包括与期货和其他衍生品或衍生品保证金有关的任何法规，以及CFTC增加调查，可能会对PSEG Power以高效、具成本效益的方式对冲其投资组合的能力产生负面影响，其中包括可能减少远期商品和衍生品市场的流动性，或限制PSEG Power使用非现金抵押品进行衍生品交易的能力。
我们还可能被要求获得各种其他监管批准，包括购买或出售资产，在我们的公用事业公司与我们的其他子公司之间进行交易，在某些情况下，达成融资安排，发行证券，并允许我们的子公司支付股息。如果不能及时获得这些批准，可能会对我们的运营结果和现金流产生重大不利影响。
MARKETS、PTC和/或ZEC计划可能无法为我们的新泽西州核电站提供足够的财务支持，这可能会导致所有这些核电站退役。
如项目7.MD&A-《2023年执行概览和未来展望》中进一步描述的那样，2019年4月，PSEG Power的Salem 1、Salem 2和Hope Creek核电站被BPU授予ZEC，直至2022年5月。2021年4月，这些核电站获得了ZEC，任期从2022年6月开始，为期三年。
2022年8月，爱尔兰共和军签署成为法律，扩大了促进无碳发电的激励措施。颁布的立法为使用核能发电设立了PTC，从2024年1月1日开始，一直持续到2032年。预期的PTC费率最高为15美元/兆瓦时，可根据设施的总收入进行调整。PTC税率和毛收入门槛值受年度通货膨胀调整的影响。预计美国财政部将澄清毛收入的定义。BPU可以调整ZEC付款，以抵消选定核电站可能从其他来源获得的环境或燃料多样性付款。在美国财政部发布额外指导之前，我们无法完全确定PTC的影响。
如果市场、PTC和/或ZEC计划没有提供足够的财务支持，或者，在Salem核电站的情况下，EPA和州环境监管机构关于执行CWA第316(B)节和相关州法规的决定，或其他因素，PSEG Power可能会采取所有必要步骤停止运营所有这些工厂，并在工厂的财务状况未来受到重大不利影响的情况下产生相关成本和会计费用。停止这些工厂的运营将对PSEG的运营结果造成重大不利影响。
我们可能会受到能源监管政策变化的不利影响，包括能源和能力市场设计规则以及影响输电的事态发展。
能源行业继续受到监管，我们的企业所遵守的规则总是有被改变的风险。我们的业务受到了在PJM创造定位能力市场的既定规则的影响。根据这些规定，位于受限地区的发电机因其容量而获得更高的报酬，因此有动机将发电厂设在最需要发电容量的地区。PJM的能力市场设计规则继续演变，包括应对将公共政策举措纳入批发市场的努力，以及PJM最近发生的极端天气事件。有关可能影响我们的业务和运营结果的能源监管政策最近变化的讨论，请参见项目1.监管问题-联邦监管。
此外，我们参与的一些基于市场的机制有时是新泽西州和联邦舞台上的一些参与者审查或讨论的主题。我们不能保证这些机制将继续以目前的形式存在，也不能以其他方式加以修改。
2021年7月，BPU发布了一份关于新泽西州在当前资源充足采购模式下是否能够实现其长期清洁能源和环境目标的调查报告。报告发现，参与区域市场是新泽西州实现其清洁能源目标的最有效方式，因此，在区域和国家层面考虑市场改革的同时，暂停了离开区域市场的考虑。2022年9月，BPU发布了一份进度报告，对2021年报告中的建议进行了扩展。进度报告发现，建立一个自愿的、独立的清洁能源市场符合新泽西州的最佳利益，BPU的工作人员寻求BPU的授权，以评估可作为PJM容量市场替代品的各种备选方案，或与之合作。BPU目前正在研究是否以及如何实施前瞻性清洁能源属性市场，该市场可能涉及PJM的几个州，并与PJM的能力和能源市场协同工作。我们
无法预测BPU最终是否会在未来采取任何会对电力市场或我们的发电站产生影响的措施。
我们对核电站的所有权和运营涉及监管风险以及财务、环境、健康和安全风险。
我们面临与我们的核设施继续成功运作有关的风险，以及可能对核能发电工业产生不利影响的问题。除了下文讨论的退役风险外，与核设施运营相关的风险还包括：
乏核燃料的储存和处置-联邦法律要求美国能源部(能源部)规定永久储存乏核燃料。美国能源部尚未开始接受乏核燃料。在联邦工厂可用之前，我们使用现场储存乏核燃料，这笔费用由能源部报销。然而，未来的资本支出可能需要增加我们核设施的乏燃料存储能力。一旦联邦网站可用，美国能源部可能会收取费用来支持永久储存库。此外，乏核燃料的现场储存可能会大大增加我们的核装置退役成本。
监管和法律风险-我们可能被要求大幅增加我们核设施的资本支出或运营或退役成本，如果发生以下情况：《原子能法》或适用于核设施的条例、贸易管制或环境规则和条例发生变化；修改、暂停或吊销NRC颁发的许可证；因未能遵守《原子能法》、相关法规、贸易管制或核设施许可证的条款和条件而施加民事处罚；或关闭我们的一个核设施。任何此类事件都可能对我们的财务状况或运营结果产生重大不利影响。
操作风险-我们任何核设施的运行和设备可靠性都可能下降到需要关闭受影响的机组或以低于满负荷运行的程度。如果发生这种情况，识别和纠正原因可能需要大量时间和费用，而重大停电可能会导致收益减少，因为我们可销售的电力产量将减少，并将被要求履行我们的远期销售承诺。
此外，如果一台机组不能运行到其当前预计使用寿命结束时，我们的运营结果可能会受到折旧率增加、减值费用和未来退役成本加快的不利影响。
核事故或事故风险-美国和其他地方的核电站都发生了事故和其他不可预见的问题。事故的后果可能是严重的，可能包括生命损失、重大财产损失和/或监管环境的变化。我们在两个地点部署了核装置。核电机组的事故或其他事故可能会对我们继续运营位于同一地点的未受影响的机组的能力造成不利影响，这将进一步影响我们的财务状况、运营结果和现金流。发生在非我们所有的核电机组的事故或事故可能会导致加强监管，这可能会影响我们继续经济地运营我们的机组的能力。核事故造成的任何财务影响都可能超出我们的资源范围，包括保险范围。此外，作为受普赖斯-安德森法案约束的持牌核运营商和核工业相互保险公司的成员，PSEG Power因行业核事故而受到潜在的追溯评估，或由于不利的行业损失经历而受到追溯保费的影响，此类评估可能是实质性的。
在不遵守适用的法律、法规和许可证的情况下，NRC可以根据其对违规严重程度的评估，加强监督、处以罚款和/或关闭单位。如果发生严重的核事故，我们的业务、声誉、财务状况和运营结果可能会受到实质性的不利影响。在每一种情况下，可用于赔偿与我们的核舰队运营有关的损失的保险金额和类型都是有限的，可能不足以支付我们可能产生的任何费用。
退役--《核管理委员会条例》要求核电设施的持牌人提供合理保证，保证在核设施使用年限结束时有资金使其退役。PSEG核能已经建立了一个无损检测基金来履行这些义务。然而，预测信托基金让核电站退役的投资收益和成本需要做出重大判断，实际结果可能与当前的估计大不相同。如果我们确定有必要在核电站的使用寿命结束之前退役，那么由于退役活动的提前开始和NDT投资增值的较短时间段，它有可能不再满足NRC的最低资金要求。短缺可能需要PSEG提供父母担保或提供额外的现金捐助，以确保NDT基金继续满足NRC的最低资金要求。因此，我们的财务状况或现金流可能会受到重大不利影响。
桃底植物的第三方运营-虽然我们拥有桃底核电站50%的所有权权益，但这些核电站是由第三方运营的，因此，我们对这些核电站的运营和其他风险的控制有限。
我们受到许多联邦、州和地方环境法律和法规的约束，这些法律和法规可能会严重限制或影响我们的业务，对我们的业务计划产生不利影响，或使我们面临巨额环境罚款和责任。
我们在空气质量、水质、场地补救、土地使用、废物处理、气候变化影响、自然资源损害和其他事项方面受到广泛的联邦、州和地方环境法律法规的约束。这些法律法规影响着我们的运营方式和资本支出。在过去的几年里，现行的环境法律法规发生了各种变化，这一趋势可能会继续下去。这些法律的变化或违反法律可能会导致我们的合规成本、使设施合规的资本支出、补救和清理行动的运营成本、民事处罚或第三方因据称的健康或财产损害而提起的诉讼造成的损害。我们成本的任何此类增加都可能对我们的财务状况、运营结果和现金流产生实质性影响，并可能需要进一步的经济审查，以确定是继续运营还是退役受影响的设施。我们也可能无法通过我们现有的监管费率结构(对于PSE&G)或我们与客户的合同(对于PSEG Power)成功地收回某些成本增加。
州和联邦政府机构的行动还可能减少对天然气的依赖，并可能导致PSE&G拥有和运营的天然气资产搁浅，这可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。
PSE&G通过向BPU提交补救调整费用(RAC)文件，收回与其人造天然气工厂场地相关的某些补救和法律费用。不能保证未来通过RAC进行的持续复苏。任何未能实现未来复苏的情况都可能对我们的财务状况造成实质性影响。
此外，PSEG Power保留了出售其化石发电投资组合中排除的某些负债的所有权。这些主要涉及环境法规下的义务，包括新泽西州工业场地恢复法案和康涅狄格州转移法案下的补救义务。这将需要多年和全面的环境采样来了解所需补救的程度和执行所需的补救措施。在补救过程的这个阶段，全部补救成本是不可估量的，但考虑到产品组合中设施的数量和运营历史，全部补救成本总体上可能是很大的。除其他外，这些费用可能包括挖掘土壤、实施体制控制以及建造、运营和维护工程控制的费用。
随着时间的推移，环境法律法规普遍变得更加严格，这一趋势可能会继续下去。关于影响我们的业务、经营结果和财务状况的环境法律和法规的进一步讨论，包括与环境污染补救有关的联邦和州法律和法规的影响，见项目8.附注13.承诺和或有负债。
我们可能无法及时或根本得不到必要的许可证、许可和选址批准，这可能会对我们的业务和运营结果产生不利影响。
我们必须定期向包括环境监管部门在内的各种监管机构申请许可证和许可证，并为我们的输电投资申请选址/许可批准，并遵守他们各自的命令。延误取得或未能取得和维持任何许可或批准，包括环境许可或批准，或延误或未能满足任何适用的监管要求，可能会：
•阻止新设施的建设，
•限制或阻止现有设施继续运行，
•限制或阻止这些设施的能源销售，或
•导致了显著的额外成本，
每项均可能对我们的业务、财务状况、经营业绩及现金流量产生重大影响。此外，向监管机构取得牌照及许可证的过程可能因社区一致反对而延迟或失败，而该等延迟或失败可能对我们的业务造成重大影响。
税法及法规的变动可能会对我们的财务状况、经营业绩及现金流量造成不利影响。
颁布额外的联邦或州税法以及澄清先前颁布的税法，包括预期的美国财政部关于15%企业替代最低税率和能源税收抵免条款的指导，可能会对我们的实际税率和现金税收状况产生重大影响。
项目1B.未解决的工作人员意见。
PSEG和PSE&G
没有。
项目1C：网络安全
为了降低发生网络安全事件的可能性和严重性，我们制定了一项全面的网络安全计划，旨在更广泛地保护和维护我们的技术系统和业务运营的机密性、完整性和可用性。关于与网络安全威胁有关的风险的讨论，见项目1A。风险因素。
风险管理和战略
我们评估、识别和管理来自网络安全威胁的重大风险的流程包括：
•持续评估-网络安全风险和合规部由董事主管、首席信息安全官(CISO)领导，并向高级副总裁、首席信息和数字官(CIO)报告，配备了网络专业人员，负责评估网络安全威胁的重大风险。此外，由高级管理层组成的网络安全委员会随时了解PSEG网络安全计划的状态，包括任何新出现的风险，并就该计划的战略方向提供指导。
•第三方的参与-我们聘请第三方，如安全服务提供商、风险管理公司和外部法律顾问，评估网络安全威胁的重大风险，并报告我们的内部事件响应准备和网络态势，支持事件响应，进行桌面演习，并遵守适用的法律和法规。我们还提供网络安全保险，为防止网络安全事件造成的损失提供一定的保护。监管机构，包括但不限于NRC和运输安全管理局，以及NERC，检查我们网络安全计划的适用组件。
•第三方服务提供商管理-我们保持监督和识别与我们使用第三方服务提供商相关的网络安全威胁的风险的流程。这包括一个基于风险的供应商管理计划，该计划纳入了强大的安全合同条款、供应商安全评估，并在适当的情况下进行定期审计。
•技术保障措施-我们管理控制以保护我们的网络周边、内部IT和运营技术(OT)环境，例如内部和外部防火墙、网络入侵检测和防御、渗透测试、漏洞评估、威胁情报、反恶意软件和访问控制。
•培训和意识-我们为所有有网络访问权限的人员提供强制性的年度网络安全培训，并为有权访问工业控制系统或客户信息系统的人员提供额外教育；并进行网络钓鱼练习，如果失败，将逐步产生后果。员工还会定期收到网络安全意识信息，每年10月，为表彰网络安全意识月，内部和外部网络专家都会邀请他们在整个月内介绍各种网络主题。这些努力更好地使所有员工能够识别潜在的网络安全风险并适当上报。
•事件响应计划-我们维护并定期更新网络事件响应计划，从技术角度(即检测、响应和恢复)处理网络安全事件的生命周期，以及数据泄露响应计划(重点关注外部通信/披露和法律合规)；并定期进行桌面演习，以测试计划的有效性(内部和外部演习)。
•移动安全-我们保持控制，以防止通过移动设备渠道丢失数据。
•物理安全-我们还维护物理安全措施，以保护我们的OT系统，这与深入防御和风险分层的方法一致。此类物理安全措施可能包括门禁系统、视频监控、指挥中心全天候监控和物理屏障(如围栏、围墙和护柱)。PSEG物理安全计划的其他功能包括威胁情报、内部威胁缓解、背景调查、威胁级别咨询系统、业务中断管理模型，以及与联邦、州和地方执法官员的积极协调。见项目1.业务。监管问题-关于讨论关键基础设施保护标准的联邦法规，NERC颁布了这些标准，以降低与PSEG关键设施的网络安全和物理安全相关的风险。
这些流程是我们整个风险管理系统或流程不可或缺的一部分，并为识别和评估提供信息
通过我们的企业风险管理(ERM)计划对风险和缓解措施进行评估。由高级副总裁-审计、企业、风险和合规(AERC)领导的ERM团队考虑网络安全风险以及其他PSEG风险，并促进与PSEG主题专家的讨论，以确定网络安全风险，评估其潜在严重性和可能性，确定缓解措施，包括上文确定的措施，并评估这些缓解措施对剩余风险的影响。此外，PSEG还设有一个风险管理委员会(RMC)，负责评估和确定PSEG的总体风险管理战略，包括网络安全方面的战略。RMC由机构风险管理职能支持，由高级副总裁-AERC担任主席，由包括首席信息官在内的高级管理层成员和首席执行官的其他六名直接下属组成。在履行与网络安全威胁有关的责任时，RMC收到了CISO的介绍。到目前为止，这些攻击或其他网络安全事件(包括之前的网络安全事件)尚未或合理地可能对我们的业务战略、运营结果或财务状况造成重大影响。
治理
–PSEG董事会(Board)对网络安全威胁风险的监督：
•PSEG董事会-PSEG董事会对PSEG的风险管理负有最终责任，监督PSEG的风险管理计划，并审查PSEG面临的最重大风险，包括网络安全风险。PSEG董事会的治理、提名和可持续发展委员会审查关键的企业风险，包括网络安全风险，并建议董事会根据每个委员会章程中反映的风险类别分配，将每个风险映射到适当的委员会或全体董事会。通过这一过程，网络安全风险主要被映射到董事会的工业运营委员会(IOC)，也被映射到审计委员会。在提供对网络安全威胁风险的监督时，高级管理层根据由CISO管理的PSEG的网络安全事件升级和事件应对做法，酌情向委员会通报网络安全事件。
•国际奥委会-在PSEG董事会层面，国际奥委会负有其章程中列举的主要责任，即监督PSEG的网络安全计划，并通过积极、独立和关键的监督评估总体遵守情况。在国际奥委会每年举行的四次定期会议期间，国际奥委会将网络安全风险告知国际奥委会，国际奥委会每年举行四次定期会议，每次会议都将网络安全作为一项常设议程项目。国际奥委会的网络安全更新包括关于OT和IT网络风险的讨论，CISO和/或CIDO的网络安全更新，以及对企业网络安全记分卡和其他绩效指标的审查。CIO和CISO是国际奥委会会议的定期与会者。此外，在每次没有其他管理层成员出席的会议上，国际奥委会在执行会议上与CISO举行会议，并在没有其他管理层成员出席的情况下，在执行会议上与CISO直接报告的CIO会面。为了确保全体董事会了解国际奥委会会议上讨论的网络安全风险，提供给国际奥委会的网络安全材料供所有董事会成员全面查看，非国际奥委会成员的董事会成员礼貌地邀请他们参加每次国际奥委会会议，国际奥委会主席向全体董事会提供国际奥委会会议的摘要，通常是在会议举行后的第二天。
•审计委员会-审计委员会负有监督与财务报告和内部控制相关的网络安全风险的宪章责任。审计委员会每年从CIDO收到两次网络安全更新，董事会全体成员或国际奥委会成员都会出席。审计委员会成员礼貌性地邀请他们参加国际奥委会的所有会议，全面查阅国际奥委会的会议材料，并从上文提到的国际奥委会主席那里收到国际奥委会会议纪要。
•治理、提名和可持续发展委员会和审计委员会-这些委员会 至少每年通报企业级风险和新出现的风险，包括与网络安全有关的风险，并定期收到PSEG区域协调委员会活动的最新情况，包括与网络安全有关的活动。
•董事会、国际奥委会和审计委员会—在对网络安全威胁风险进行监督时，董事会、国际奥委会和审计委员会通过经常报告等主题，了解网络安全风险，包括监测和应对网络安全威胁的人员和资源、网络安全保护的技术进步、可能影响我们和我们行业的迅速变化的网络安全威胁、网络安全事件应对以及适用的网络安全法律、法规和标准，以及与情报和执法机构以及行业团体的协作机制，以确保及时意识到威胁和应对协调。此外，高级管理层会在定期会议以外（如适用）迅速向董事会汇报与网络安全事件或潜在事件有关的风险。
–管理层在评估和管理重大网络安全风险方面的作用：
网络威胁造成的重大风险的评估和管理由CIDO、CISO和网络安全理事会管理，详情如下。
•CIDO-自2022年9月以来，信息安全局一直对PSEG的网络安全负有全面责任，包括评估和管理PSEG因网络安全威胁而面临的材料风险。首席信息官自2020年8月以来一直担任该职位，是首席执行官的直接下属。CIDO拥有超过25年的能源经验，包括在核、传输、天然气和企业资产方面遵守网络安全法规的领先技术。我们的CIDO经验包括领导电网现代化工作的安全技术设计、开发和部署战略，包括数字客户参与平台、高级计量、企业资产管理和配电自动化功能。
如上所述，CIO每年两次向理事会或其委员会提供网络安全最新情况，定期出席CISO会议并向国际奥委会提供最新情况，并在国际奥委会执行会议期间在没有其他管理层成员出席的情况下与国际奥委会举行会议。
信息自由办通过CISO和负责日常工作的网络安全、风险和合规小组的其他成员，随时了解网络安全事件的监测、预防、检测、缓解和补救情况。
•CISO-CISO负责PSEG的网络安全日常工作，包括评估和管理PSEG面临的网络安全威胁的重大风险，并领导网络安全、风险和合规团队。CISO自2018年9月以来一直担任这一职务。我们的CISO拥有超过20年的IT安全管理经验，在加入PSEG之前曾担任信息安全董事和保险行业首席安全架构师。我们的CISO拥有电子工程学士学位，并拥有多项安全认证，包括云安全知识证书、认证信息系统安全专业人员、认证信息系统审计师、信息系统安全架构专业人员和美国国家标准与技术研究院网络安全专业从业人员。
如上所述，CISO在四次定期安排的国际奥委会会议期间提供最新的网络安全信息，并在每次会议的执行会议期间与国际奥委会举行会议，但没有其他管理层成员出席。CISO通过CISO的网络安全、风险和合规团队的成员继续了解网络安全事件的监测、预防、检测、缓解和补救，他们负责这些日常工作。
•网络安全理事会-由CISO担任主席的网络安全理事会确保高级管理层，最终是董事会，获得对网络安全风险进行适当监督所需的信息，并遵守上报程序。网络安全理事会每年至少召开六次会议，听取有关PSEG网络安全计划状况的报告，就该计划的战略方向提供指导，讨论新出现的网络安全问题，并审查网络安全记分卡，以衡量关键风险指标的表现。网络安全理事会接受CISO、网络安全风险与合规团队成员网络安全管理顾问和外部网络安全专家的介绍，并参加由外部顾问领导的桌面演习。除CISO外，网络安全理事会成员还包括：(I)首席信息官；(Ii)执行副总裁兼总法律顾问；(Iii)执行副总裁兼首席财务官；(Iv)PSE&G首席运营官总裁；(V)PSEG核电首席运营官总裁；(Vi)高级副总裁-企业公民；(Vii)高级副总裁-首席人力资源和多元化官；(Viii)企业安全和财产副总裁；(Ix)高级副总裁-AERC；(X)项目执行顾问；以及(Xi)副总裁兼财务总监。PSEG的管理法律顾问-网络安全担任网络安全理事会的法律顾问。
在提供对网络安全威胁风险的监督方面，高级管理层通过在网络安全理事会会议期间分享的最新情况，以及根据PSEG的网络安全事件升级和事件应对做法，通过CISO的通知或更新，了解网络安全风险。
关于与网络安全事项有关的监管要求的讨论，见项目1.业务--监管问题。
第2项：管理所有财产
我们拥有的所有实物财产都由我们的子公司持有。我们相信，我们和我们的子公司对厂房和财产的损失或损坏保持足够的保险范围，但受某些例外情况和免赔额的限制，只要此类财产通常已投保，并且保险价格合理。关于核保险的讨论，见项目8.附注13.承付款和或有负债。
PSE&G
基本上，PSE&G的所有财产都位于新泽西州，PSE&G的第一和再融资抵押贷款为根据其发行的债券提供担保，构成了对PSE&G几乎所有财产的直接第一抵押留置权。PSE&G的电线和煤气总管位于公共高速公路、街道、小巷或土地的上方或下方，除非它们位于PSE&G拥有的物业或根据地役权或其他权利由其占用的物业上方或下方。PSE&G认为这些地役权和其他权利对于它们被使用的目的是足够的。
电气属性和设施
截至2023年12月31日，PSE & G的电力T & D系统包括约25，000英里的电路里程和866，000根电线杆，其中64%为合资公司。此外，PSE & G还拥有并运营着56个总装机容量为39，953兆伏安（MVA）的开关站和235个总装机容量为10，382兆伏安的变电站。其中四个变电站的总装机容量为109兆伏安，是在租赁物业上运行的。此外，PSE & G拥有四个配电总部和五个电力分总部。
天然气属性和设施
截至2023年12月31日，PSE&G的天然气系统包括大约18,000英里的天然气干线、12个天然气分销总部、两个子总部和一个表店，为其在新泽西州的所有天然气领域提供服务。此外，PSE&G还运营着56个天然气计量和调节站，其中26个位于客户或天然气管道供应商拥有的土地上，以租赁、地役权或其他类似安排的方式运营。在某些情况下，管道公司拥有部分计量和调节设施。PSE&G还拥有一个液化天然气和三个液化石油空气峰设施。这些调峰设施的日供气量(冬季三个高峰期的最大日供气量)总计约为290万热量。
太阳能
截至2023年12月31日，PSE&G在新泽西州拥有158兆瓦的直流光伏太阳能装机容量。
PSEG电源
发电设施
截至2023年12月31日，PSEG Power在核电装机容量中的份额如下所示
表：
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| 名字 | | 位置 | | 总计
容量
(兆瓦) | | 拥有%股权 | | 拥有
容量
(兆瓦) | | | |
| 核电： | | | | | | | | | | | |
| 希望溪 | | 新泽西州 | | 1,174 | | | 100% | | 1,174 | | | | |
| 塞勒姆1-2 | | 新泽西州 | | 2,287 | | | 57% | | 1,312 | | | | |
| 桃子底2和3(A) | | 帕 | | 2,549 | | | 50% | | 1,275 | | | | |
| 全面核 | | | | 6,010 | | | | | 3,761 | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
(A)由星座能源有限责任公司运营。
第三项：继续进行法律诉讼
我们是各种诉讼以及环境和监管事务的当事人，包括在正常业务过程中。关于实质性法律程序的资料，见项目(1.业务--监管问题和环境事项)和项目(项目.8.附注13.承付款和或有负债)。
第四项：煤矿安全信息披露
不适用。
第II部
项目5.注册人普通股市场、相关股东事项和发行人购买股权证券
我们的普通股在纽约证券交易所上市，交易代码为“PEG”。截至2024年2月16日，注册持有人为47943人。
下图显示了2018年12月31日假设100亿美元投资于我们的普通股，以及随后的季度股息再投资-S综合股价指数、道琼斯公用事业指数和S公用事业指数-的五年累计回报的比较。
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| | | 2018 | | 2019 | | 2020 | | 2021 | | 2022 | | 2023 | |
| PSEG | | $ | 100.00 | | | $ | 117.08 | | | $ | 119.88 | | | $ | 141.85 | | | $ | 134.62 | | | $ | 139.49 | | |
| 标准普尔500指数 | | $ | 100.00 | | | $ | 131.47 | | | $ | 155.65 | | | $ | 200.29 | | | $ | 163.98 | | | $ | 207.04 | | |
| DJ实用程序 | | $ | 100.00 | | | $ | 127.30 | | | $ | 129.44 | | | $ | 152.04 | | | $ | 155.15 | | | $ | 146.94 | | |
| S公用事业公司 | | $ | 100.00 | | | $ | 126.35 | | | $ | 127.01 | | | $ | 149.46 | | | $ | 151.79 | | | $ | 141.05 | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
2024年2月13日，我们的董事会批准了2024年第一季度每股0.60美元的普通股股息。这反映出指示性的年度股息率为每股2.40美元。我们预计将继续为我们的普通股支付现金股息；然而，向我们普通股持有人宣布和支付未来股息将由董事会酌情决定，并将取决于许多因素，包括我们的财务状况、收益、我们业务的资本要求、替代投资机会、法律要求、监管限制、行业惯例和董事会认为相关的其他因素。
下表显示截至2023年12月31日根据股权补偿计划授权发行的证券：
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| 计划类别 | | 中国证券的数量：
将于7月1日发布。
演练
未偿还的股票期权，
认股权证及认股权证(A) | | 加权平均
行使价格：
杰出的
期权、认股权证
（b） | | 中国证券的数量：
保持可用
对于未来的发行
在公平条件下
报酬计划（不包括（a）栏所列证券）（c） | |
| 证券持有人批准的股权补偿计划 | | — | | | $ | — | | | 8,162,450 | | |
| 未经证券持有人批准的股权补偿计划 | | — | | | — | | | — | | |
| 总计 | | — | | | $ | — | | | 8,162,450 | | |
| | | | | | | | |
未来可供发行的股份数量包括我们的2021年长期激励计划(2021年长期激励计划)和2021年外部董事股权补偿计划和员工股票购买计划下的剩余金额，并反映非既有限制性股票单位和绩效股票单位(PSU)的减少(假设在目标派息时)。未来可供发行的股票数量可根据PSU基于目标实现情况的实际支付而增加或减少，并增加在未发行股票的情况下被没收、注销或以其他方式终止的股票数量。关于股权薪酬的具体计划的补充讨论，见第(8)项。附注18.股票薪酬。
PSE&G
我们拥有PSE&G的所有普通股。有关PSE&G继续支付股息的能力的更多信息，请参见项目7.MD&A-流动性和资本资源。
项目6. [已保留]
项目7.管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析(MD&A)
这一合并的MD&A由公共服务企业集团公司(PSEG)和公共服务电力和天然气公司(PSE&G)单独提交。本文中包含的与任何单个公司有关的信息是由该公司代表自己提交的。
PSEG的业务包括两个可报告的部门，PSE&G和PSEG Power LLC(PSEG Power)及其他，主要由我们的主要直接全资子公司组成，这些子公司包括：
•PSE&G-这是一家公用事业公司，主要从事新泽西州某些地区的电力传输和电力和天然气分配。PSE&G受到新泽西州公用事业委员会(BPU)、联邦能源管理委员会(FERC)以及其他联邦和新泽西州监管机构的监管。PSE&G还投资于新泽西州受监管的太阳能发电项目和能效(EE)及相关项目，这些项目由BPU监管，以及
•PSEG电源-该公司是一家能源供应公司，通过其主要的直接全资子公司进行竞争性能源销售，将其商业核电资产的运营与其燃料供应职能相结合。PSEG Power的子公司受到FERC、核管理委员会(NRC)和其他联邦监管机构以及它们运营所在州的州监管机构的监管。
PSEG Power&Other须申报部门还包括与母公司以及PSEG的其他直接全资子公司相关的金额，这些子公司是：PSEG长岛有限责任公司(PSEG Li)，根据运营服务协议(OSA)运营长岛电力局(LIPA)的输电和配电(T&D)系统；PSEG Energy Holdings L.L.C.(Energy Holdings)，主要持有传统租赁投资和竞争性竞标，FERC监管的输电；以及PSEG Services Corporation(Services)，以成本价向PSEG及其子公司提供某些管理、行政和一般服务。
我们在第1项中的业务讨论提供了对我们运营和竞争的地区和市场的审查，以及我们在这些市场开展业务的战略，重点是运营卓越、财务实力和进行有纪律的投资。我们在第1a项中讨论的风险因素。风险因素提供有关可能对我们的业务产生重大不利影响的因素的信息。以下讨论概述了2023年发生的重大事件和业务发展，以及我们预计可能推动我们未来业绩的关键因素。本讨论涉及合并财务报表(报表)和合并财务报表相关附注(附注)。本讨论应与此类声明和说明一并阅读。
2023年执行概览和未来展望
我们是一家公用事业控股公司，通过我们的全资子公司，是一家主要受监管的电力和天然气公用事业公司，以及一家核能发电企业。我们的业务计划侧重于通过将资本主要分配给受监管的投资来实现增长，以努力继续提高我们业务的可持续性和可预测性。我们专注于投资使我们的能源基础设施现代化，提高可靠性和弹性，提高能效，提供更清洁的能源，以满足客户的期望，并与公共政策目标保持良好一致。为了实现这些目标，我们对PSE&G的投资调整了我们的业务结构，以反映PSE&G对收益贡献的更高百分比。此外，2022年通胀降低法案(IRA)的通过为2024年至2032年的现有核设施设立了生产税收抵免(PTC)。预计PTC将为我们的核能发电机队提供下行价格保护，因为税收抵免价值直接与核设施的总收入挂钩。
2024—2028年，我们的受监管资本投资计划估计在180亿美元至210亿美元之间。我们预期，该等资本投资将导致我们受规管利率基准的复合年增长率，由二零二三年年底至二零二八年年底介乎6%至7. 5%。受监管的资本投资占PSEG总资本投资计划的大部分，总资本投资计划为190亿至225亿美元。该范围的低端包括将我们的天然气系统现代化计划（GSMP）和清洁能源未来（CEF）—EE计划延长到目前的平均年投资水平加上通货膨胀，因为这些计划预计将继续超过目前批准的时间框架。我们的资本投资范围的高端包括增量投资，特别是扩大我们目前的EE项目以及其他清洁能源和基础设施投资。
PSE&G
在PSE&G，我们的重点是投资于T&D基础设施和清洁能源项目，以提高我们T&D系统的可靠性和弹性，满足客户的期望，并支持公共政策目标。
在2023年期间，BPU批准了2.8亿美元将我们的CEF-EE计划延长9个月至2024年6月，并将我们当前的GSMP计划延长两年，以更换我们天然气系统中至少400英里长的铸铁和无保护的钢干线和服务。GSMP计划延期提供到2025年12月的主要更换，加上到2026年的拖车服务更换和铺设成本，总投资约为9亿美元。在9亿美元中，7.5亿美元通过三次定期费率更新收回，余额通过未来分配基本费率案例收回。
我们更广泛的GSMP III，其中还包括在我们现有的分配系统中引入可再生天然气和氢气混合的项目，目前被搁置，谈判将于2025年1月重新启动，打算在2026年1月开始工作。我们的CEF-电动汽车(EV)计划中与中重型充电基础设施相关的剩余部分一直是BPU于2021年启动的利益相关者程序的主题，我们预计这一努力将导致PSE&G提交一份文件，目标是2024年中重型电动汽车市场的基础设施投资。2022年9月，BPU发布了存储激励计划提案草案，目前正在进行利益相关者流程，以确定该计划的细节。与此同时，我们的CEF-能量储存(ES)计划被搁置。
2023年11月，我们申请第二次延长我们的CEF-EE计划，承诺期为6个月，从2024年7月到2024年12月，费用约为3亿美元。2023年12月，我们申请了CEF-EE II计划，该计划提议为第二个计划周期投资31亿美元，涵盖2025年1月至2027年6月的承诺，投资将在六年内进行。与我们之前的申请相比，此次EE申请大幅增加，原因是BPU能效框架要求的节约目标增加，以及实现这些目标节省的成本增加。申请文件还包括需求响应计划和建设脱碳计划。CEF-EE延期申请预计将在2024年上半年解决，EE II申请预计将在2024年下半年解决。
根据我们的GSMP II和Energy Strong II计划，我们于2023年12月根据BPU的要求提交了分销基本费率申请。除其他事项外，分销基本费率案将寻求收回与我们的基础设施投资计划(尚未计入费率)、高级计量基础设施(AMI)和电动汽车计划、无法通过定期费率滚动收回的其他投资以及其他几个成本和回报因素相关的资本支出。
申请文件提出，对于典型的住宅电力和天然气客户，整体收入将增长9%，增幅为12%。我们预计在2024年晚些时候结束分配基本费率案件。
PSEG电源
在PSEG Power，我们寻求通过有效运营我们的核电资产来生产低成本、可靠和有弹性的电力，通过PTC机制和对冲来缓解收益波动，并支持保护这些现有无碳基本负荷核电站的公共政策。在2023年期间，我们的核电机组产生了大约32太瓦时，并以大约93%的容量系数运行。截至2023年底，PSEG Power已对其2024年预期发电量的约90%至95%进行了对冲。从2024年开始，我们的对冲战略将纳入一系列估计的PTC对我们核能发电组合的风险降低影响。鉴于PTC指导的不确定性，预计这将导致我们目前的方法发生变化，并可能在美国财政部最终指导下发生增量变化。
气候战略和可持续努力
一个多世纪以来，我们的目标一直是提供可靠、负担得起的能源的全天候安全供应。今天，我们的愿景是推动一个人们使用更少能源的未来，它比以往任何时候都更清洁、更安全、更可靠。我们已经确立了到2030年温室气体(GHG)净零排放的目标，其中包括我们整个业务运营的直接温室气体排放(范围1)和运营的间接温室气体排放(范围2)，假设技术、公共政策和客户行为的进步。范围1的排放包括发电、PSEG设施的燃料燃烧、甲烷泄漏、车队排放、六氟化硫排放和制冷剂泄漏。范围2的排放包括为我们的PSEG设施购买的电力和蒸汽能源，以及与线损相关的排放。根据我们对联合国支持的零排放竞赛运动的承诺，我们向基于科学的目标倡议提交了包括范围1、范围2和范围3的拟议目标。SBTI最近通知我们，他们拒绝了我们的提交，因为虽然我们的范围1和2以及范围3的电气目标符合进入验证过程的要求，但我们的范围3天然气目标符合远低于2摄氏度的情景，而不是更雄心勃勃的1.5摄氏度情景。
PSE&G采取了一些举措，支持减少温室气体排放和实施环境保护倡议。PSE&G批准的CEF-EE、CEF-Energy Cloud和CEF-EV计划以及拟议的CEF-ES和CEF-EE II计划旨在通过旨在帮助客户更有效地利用能源、减少温室气体排放、支持新泽西州电动汽车基础设施的扩展、安装能量存储容量以补充太阳能发电并增强电网弹性、安装智能电表和配套基础设施以允许整合其他清洁能源技术以及更有效地应对天气和其他停电事件的计划，来支持新泽西州的能源总体计划和最近的州长行政命令。
此外，PSE&G致力于向新泽西州约190万客户安全可靠地输送天然气，我们同样致力于减少与此类业务相关的温室气体排放。我们的GSMP第一阶段替换了大约450英里的铸铁和无保护钢制天然气主基础设施，该计划的第二阶段替换了另外1,090英里的天然气管道，并于2023年第一季度完成。如上所述，BPU于2023年10月批准将GSMP延长两年。GSMP旨在显著减少我们分配系统中的天然气泄漏，这将减少甲烷-一种强有力的温室气体-向空气中的排放。通过GSMP II，从2018年到2023年，我们在整个系统范围内减少了大约22%的甲烷泄漏，假设GSMP继续下去，我们预计将实现比2011年基线至少减少60%的甲烷排放 到2030年期间。我们还继续评估气候变化的物理风险，并调整我们的资本投资计划，以提高我们系统在天气事件日益频繁和严重的环境中的可靠性和弹性，特别是通过我们对能源强健计划和基础设施促进计划的投资以及我们对输电基础设施升级的投资。这些投资在最近的恶劣天气事件中显示出了好处，包括2021年的热带风暴艾达，它给我们的服务地区带来了严重的洪水，但没有导致我们的任何配电变电站损失。
我们还继续致力于为我们的客户提供更清洁的能源，努力保持我们核电机组的经济可行性，这些机组提供了新泽西州85%以上的无碳能源。这些努力包括通过倡导州和联邦政策来降低市场风险，例如爱尔兰共和军建立的PTC，以及PJM的能力市场改革，承认我们核舰队的无碳发电的价值及其对电网可靠性的贡献。
近海风能
2023年5月，PSEG将其在Ocean Wind JV HoldCo，LLC的25%股权出售给Örsted North America Inc.(ärsted North America Inc.)。出售所得款项接近PSEG投资的账面价值；因此，处置时不会确认任何重大损益。
此外，PSEG和ärsted分别拥有Garden State Offshore Energy LLC(GSOE)50%的股份，GSOE拥有新泽西州南部海上风能租赁区的权利。 PSEG正在评估其可能出售其在GSOE权益的选择.
竞标，FERC规定的输电项目
PSEG继续评估PSE&G以外的受监管传播领域的投资机会。 2023年12月，PJM授予Energy Holdings的一家子公司一个约4.24亿美元的项目，以解决马里兰州日益增长的负荷和可靠性问题，这是其2022年Window 3竞争招标的一部分。该项目预计将于2027年投入使用。
我们还继续评估受监管的输电机会，以支持新泽西地区的海上风能发展。2023年4月，BPU发布了一项命令，要求PJM利用输电项目的州协议方法进行第二次公共政策输电征集程序，以支持新泽西州扩大的海上风能目标。此次招标将寻求采购陆上和海上输电解决方案。PJM说，招标进程暂定于2024年开始。
2023年11月，BPU发布了一项命令，指示其工作人员为未来海上风电项目的地下传输电缆的着陆和布线提供支持，以进行“预建基础设施”的征集。PSEG正在评估这一机会，并可能在招标中提交一份或多份投标。
财务业绩
PSEG、PSE&G和PSEG Power&Other在截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度财务业绩如下：
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| | | 截至十二月三十一日止的年度， | |
| | | 2023 | | 2022 | |
| | | 百万美元，每股数据除外 | |
| | PSE&G | | $ | 1,515 | | | $ | 1,565 | | |
| PSEG电源和其他 | | 1,048 | | | (534) | | |
| PSEG净收入 | | $ | 2,563 | | | $ | 1,031 | | |
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| PSEG每股净收益(稀释后) | | $ | 5.13 | | | $ | 2.06 | | |
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有关我们财务业绩的详细讨论，请参阅运营业绩。
监管、立法和其他方面的发展
我们密切监测并与利益攸关方就重大的监管和立法发展进行接触。
传输率诉讼和股本回报率(ROE)
根据目前的FERC规则，PSE&G作为变速器所有者在PJM的会员资格，继续在其基本ROE上增加50个基点。2021年4月，FERC提议取消地区输电所有者参与的ROE加法器。FERC尚未对该提议采取行动。如果加法器被淘汰，PSE&G的年度净收入和年度现金流入将减少约4,000万美元。
新泽西州利益相关者诉讼程序
2023年2月，新泽西州州长发布了行政命令(EOS)，建立或加快了先前为清洁能源、建筑脱碳和电动汽车采用目标设定的2050年目标，新的目标日期为2030年或2035年，视情况而定。EOS指示BPU和其他国家机构与利益相关者合作制定实现目标的计划，BPU已召集利益相关者制定计划，为天然气分配公用事业制定计划，以实现到2030年天然气排放量在2006年水平上减少50%的目标。我们无法预测这一诉讼的结果，但它可能对我们的业务、运营结果和现金流产生实质性影响。
环境监管
根据环境法，我们有责任对我们现在或以前拥有的财产以及我们产生的被危险物质污染的财产的污染进行补救的费用和处罚。特别是，PSEG公司的历史业务以及帕塞伊克河和哈肯萨克河沿岸的许多其他公司的业务被联邦和州机构指控向帕塞伊克河/纽瓦克湾综合体排放大量污染物，违反了各种 此外，PSEG Power保留了出售其化石发电组合中排除的某些债务的所有权，主要与新泽西州和康涅狄格州法律规定的调查和补救场地的义务有关。我们目前还参与了一些与其他危险物质可能已经排放的地点有关的诉讼，并可能在未来受到更多程序的影响，任何此类补救努力的费用和处罚都可能是巨大的。
关于上述事项以及可能影响我们的财务状况和业务结果的其他事项的进一步资料，见项目8.附注13.承付款和或有负债。
核子
2021年4月，PSEG Power的Salem 1、Salem 2和Hope Creek核电站获得了为期三年的零排放证书(ZEC)，有效期从2022年6月开始，与之前ZEC期间至2022年5月获得的每兆瓦时约10美元相同。根据BPU制定的程序，ZEC从选定的核电站购买，并通过不可绕过的配电费收回，金额为每千瓦时0.004美元(相当于向选定的核电站付款(ZEC付款)，约相当于每兆瓦时10美元)。如前所述，2022年8月，爱尔兰共和军签署成为法律，扩大了促进无碳发电的激励措施。颁布的立法建立了利用现有核能发电的PTC，将于2024年1月1日开始，一直持续到2032年。预期的PTC费率最高为15美元/兆瓦时，可根据设施的总收入进行调整。PTC税率和毛收入门槛值受年度通货膨胀调整的影响。PTC的成立影响了PSEG Power的决定，即不申请从2025年6月开始的下一个ZEC三年资格期。我们将继续分析爱尔兰共和军对我们的核单位的影响，并将分析美国财政部未来的任何指导意见，以评估PTCS对预期ZEC付款和/或任何未来ZEC申请期的任何影响。
养老金和利率问题
2023年2月，PSE&G收到BPU的会计命令，授权PSE&G修改其计算养恤金费用净精算损益部分摊销的方法，用于制定税率。这一订单缓解了与我们的养老金信托业绩相关的收益和客户费率的一些波动，并于2023年及以后生效。
2023年7月，PSEG和信托顾问公司作为养老金计划I和养老金计划II(计划)的独立受托人，与美国保诚保险公司(保险公司)达成了一项承诺协议(“延伸”)，根据该协议，这些计划同意购买一份团体年金合同，该合同将从PSEG Power&Other向保险公司转移约10亿美元的计划固定收益养老金义务和与某些养老金相关的计划资产，涵盖约2,000名退休人员。2023年8月，资产转移到保险公司，交易完成，这降低了由于降低我们的养老金资产和负债而导致的未来波动性。其他资料见项目8.附注12.养恤金、其他退休后福利和储蓄计划。
美联储降低通胀的政策导致了更高的利率环境，随着美联储继续评估经济前景，这种环境可能会持续下去。如果这种情况持续下去，更高的借款利率将导致可变利率债务的利息支出上升，并导致未来融资计划的长期利率上升。截至2023年12月31日，PSEG已进行了总计14亿美元的浮动至固定利率掉期，以减少与PSEG Power 2025年3月到期的12.5亿美元浮动利率定期贷款中的9亿美元和2024年4月到期的PSEG 5亿美元浮动利率定期贷款相关的利息支出波动。由于年度传输率申报和通过基本利率申报和基于条款的投资计划恢复分销，PSE&G的利率风险有所缓和。
税立法
未来的联邦和州税收立法以及对已制定立法的澄清可能会对我们的有效税率和现金税收状况产生实质性影响。
2023年4月，美国财政部发布了《2023-15年收入程序》，该程序提供了一种安全的会计方法，以确定天然气T&D财产的年度维修减税。这对PSEG和PSE&G的财务报表可能产生的影响(如果有的话)尚未确定。
爱尔兰共和军颁布了一项新的15%的企业替代最低税(CAMT)，将于2023年生效，这是一项针对现有核能发电设施的PTC，并允许能源税收抵免可转让。美国财政部已经发布了与CAMT以及现行的能源税收抵免的工资和可转让规则有关的拟议法规和几个通知。爱尔兰共和军的许多方面仍然不清楚，需要进一步指导；因此，我们继续分析爱尔兰共和军将对PSEG和PSE&G的业务结果、财务状况和现金流产生的影响，这些影响可能是实质性的。
未来展望：未来。
我们未来的成功将取决于我们是否有能力继续保持强劲的营运及财务表现，应对影响我们业务的监管及立法发展，以及应对下文所述的问题及挑战。为此，我们将继续：
•寻求批准和执行我们的公用事业资本投资计划，以现代化我们的基础设施，提高我们提供给客户的服务的可靠性和弹性，并使我们的可持续发展和气候目标与新泽西州的能源政策，
•通过我们的输电公式费率、现有费率激励措施、配电基础设施和清洁能源投资计划以及定期的配电基本费率案例程序，为我们的T & D投资寻求公平的回报，
•专注于控制成本，同时保持安全性、可靠性和客户满意度，并遵守适用的标准和要求
•管理联邦和州清洁能源政策中的风险和机会，
•倡导对联邦核PTC提供适当的监管指导，以确保对新泽西州最大的无碳发电资源的长期支持，并相应地调整我们的对冲计划，
•与我们的多个利益相关者建设性地接触，包括监管机构、政府官员、客户、员工、投资者、供应商和我们开展业务的社区，以及
•贯彻我们的人力资本管理战略，吸引、培养和留住一支多元化、高绩效的员工队伍。
除了在2023年及以后的10-K表格中其他地方描述的风险外，我们预计我们的业务将面临的关键问题和挑战包括：
•监管和政治不确定性，涉及输电规划和费率政策、配电公用事业的作用和脱碳影响、未来能源政策、税收法规、能源和容量市场设计、环境法规，以及任何法律、法规或其他诉讼的结果，
•金融市场的表现，包括对我们养老金和利率的影响，以及对我们未来融资计划的影响，
•在通货膨胀的环境下继续管理成本和维持负担得起的客户费率，这可能会影响客户收款和未来的监管程序，
•针对我们以及我们各自的供应商和业务合作伙伴的网络安全攻击的频率、复杂性和规模不断增加，这些供应商和业务合作伙伴可能掌握我们的敏感信息和/或访问我们的环境，以及针对电力和天然气基础设施的物理攻击的频率和规模不断增加，
•联邦和州税法或任何其他相关税收指导的未来变化，以及
•需求、天然气和电力价格变化的影响，以及扩大对几个经济部门的脱碳努力。
我们不断评估广泛的战略选择，以最大限度地实现长期股东价值，并满足我们多个利益相关者的利益。在决定如何以及何时有效部署资本时，我们会考虑各种因素，包括我们业务的表现和前景；回报以及未来收益流的可持续性和可预测性；投资者、监管机构、公共政策举措、评级机构、客户和员工的意见；我们现有的负债及其施加的限制；以及税务考虑等。我们可以选择的战略选项包括：
•对PSE&G的投资，包括T&D设施，以提高可靠性、弹性和系统现代化，以满足客户日益增长的需求和越来越高的期望，以及清洁能源投资，如CEF-EE、CEF-EV、CEF-ES和太阳能，
•继续运营我们的核能发电设施，预计将通过PTC支持到2032年，并可以进行某些投资，以增加机组的产能以及潜在的许可证延期，
•通过PJM流程和BPU招标对竞争性、受监管的输电投资进行投资，以提供收入可预测性和合理的风险调整回报；以及
•收购、处置、发展 以及其他涉及我们普通股、资产或业务的交易，可以为客户和股东提供价值。
然而，不能保证我们将成功地制定和执行上述任何战略选择，或我们未来可能考虑的任何其他选择。任何此类战略计划的执行都可能没有预期的好处，或可能产生意想不到的不利后果。
行动的结果
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度， | |
| | | 2023 | | 2022 | | 2021 | |
| 收益(亏损) | | 百万美元，每股数据除外 | |
| | PSE&G | | $ | 1,515 | | | $ | 1,565 | | | $ | 1,446 | | |
| PSEG权力及其他(A)(B) | | 1,048 | | | (534) | | | (2,094) | | |
| PSEG净收益(亏损) | | $ | 2,563 | | | $ | 1,031 | | | $ | (648) | | |
| | | | | | | | |
| PSEG每股净收益(亏损)(稀释后) | | $ | 5.13 | | | $ | 2.06 | | | $ | (1.29) | | |
| | | | | | | | |
(A)PSEG Power&2023年的其他业绩包括2.39亿美元的税后养老金费用，这是由于部分合格养老金计划的结算。PSEG Power&2022年的其他业绩包括与某些Energy Holdings投资有关的9200万美元的税后减值，以及与出售PSEG Power的化石发电资产相关的额外调整。PSEG Power&2021年的其他业绩包括税后减值亏损和其他相关费用，包括与出售PSEG Power的化石发电资产相关的21.58亿美元债务清偿成本。更多信息见项目8.附注3.资产处置和减值。
(B)其他包括在母公司、浦项制铁集团Li和能源控股公司的税后活动，以及公司间的抵销。
PSEG Power的上述结果包括核退役信托(NDT)基金活动和非交易商品按市值计价(MTM)活动的影响，其中包括未来交割日期头寸的财务影响。
下表显示了与NDT基金和MTM相关的变化导致的我们净收益(亏损)的差异：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度， | |
| | | 2023 | | 2022 | | 2021 | |
| | | 数百万人，税后收入 | |
| 无损检测基金及相关活动(A)(B) | | $ | 109 | | | $ | (174) | | | $ | 108 | | |
| 非交易MTM收益(亏损)(C) | | $ | 959 | | | $ | (457) | | | $ | (446) | | |
| | | | | | | | |
(A)无损检测基金收入(费用)包括无损检测证券的收益和亏损，这些收益和亏损记录在信托投资的净收益(亏损)中。更多信息见项目8.附注10.信托投资。NDT基金收入(费用)还包括在净其他收入(扣除)中记录的与NDT基金相关的利息和股息收入和其他成本，在操作和维护(O&M)费用中记录的PSEG Power核资产报废债务(ARO)的利息增加费用，以及在折旧和摊销(D&A)费用中记录的与ARO资产相关的折旧。
(B)在截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度中，扣除税收(支出)利益的净额分别为(7400万美元、9700万美元和(7000万美元)。
(C)截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的年度，扣除税收(费用)收益净额分别为(3.76亿美元、1.78亿美元和1.74亿美元)。
与2022年相比，我们2023年的净收入增长主要是因为
•上表所示的MTM和NDT基金的变化，以及
•由于PSE & G持续投资于T & D条款项目，
•部分由2023年的养老金结算费用抵消见第8项。说明12.养老金、其他退休后福利（OPEB）和储蓄计划，以及
•在2023年降低养老金和其他退休后福利（OPEB）信贷。
我们的经营业绩主要包括我们主要经营分部PSE & G及PSEG Power的经营业绩，不包括与公司间交易有关的费用，该等费用在综合账目中对销。有关公司间交易的其他信息，请参见第8项。附注24.关联方交易。
PSEG
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| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | 增加/
(减少) | | 增加/
(减少) | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度， | | |
| | | 2023 | | 2022 | | 2021 | | 2023年与2022年 | 2022年与2021年 | |
| | | 百万 | | 百万 | | % | | 百万 | | % | |
| 营业收入 | | $ | 11,237 | | | $ | 9,800 | | | $ | 9,722 | | | $ | 1,437 | | | 15 | | | $ | 78 | | | 1 | | |
| 能源成本 | | 3,260 | | | 4,018 | | | 3,499 | | | (758) | | | (19) | | | 519 | | | 15 | | |
| 运维 | | 3,150 | | | 3,178 | | | 3,226 | | | (28) | | | (1) | | | (48) | | | (1) | | |
| 折旧及摊销 | | 1,135 | | | 1,100 | | | 1,216 | | | 35 | | | 3 | | | (116) | | | (10) | | |
| 资产处置和减值损失 | | 7 | | | 123 | | | 2,637 | | | (116) | | | (94) | | | (2,514) | | | (95) | | |
| 权益法投资收益 | | 1 | | | 14 | | | 16 | | | (13) | | | (93) | | | (2) | | | (13) | | |
| 信托投资净收益（损失） | | 189 | | | (265) | | | 194 | | | 454 | | | 不适用 | | (459) | | | 不适用 | |
| 其他收入净额（扣减） | | 172 | | | 124 | | | 98 | | | 48 | | | 39 | | | 26 | | | 27 | | |
| 非业务养恤金和预算支出（费用）贷记净额 | | (218) | | | 376 | | | 328 | | | (594) | | | 不适用 | | 48 | | | 15 | | |
| 债务清偿损失 | | — | | | — | | | (298) | | | — | | | 不适用 | | 298 | | | 不适用 | |
| 利息支出 | | 748 | | | 628 | | | 571 | | | 120 | | | 19 | | | 57 | | | 10 | | |
| 所得税支出(福利) | | 518 | | | (29) | | | (441) | | | 547 | | | 不适用 | | 412 | | | (93) | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
上表中的2023年、2022年和2021年经营收入和运营维护成本分别包括PSEG LI的子公司长岛电力公司Servco，LLC（Servco）的5.33亿美元、5.16亿美元和5.11亿美元。这些数额是长岛业务的运营和维护相关费用，全额偿还反映在业务收入中。见项目8。说明4.可变利益实体了解更多信息。以下关于PSE & G和PSEG Power的讨论提供了它们各自差异的详细解释。
PSE&G | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度， | | 增加/
(减少) | | 增加/
(减少) | |
| | | 2023 | | 2022 | | 2021 | | 2023年与2022年 | 2022年与2021年 | |
| | | 百万 | | 百万 | | % | | 百万 | | % | |
| 营业收入 | | $ | 7,807 | | | $ | 7,935 | | | $ | 7,122 | | | $ | (128) | | | (2) | | | $ | 813 | | | 11 | | |
| 能源成本 | | 3,010 | | | 3,270 | | | 2,688 | | | (260) | | | (8) | | | 582 | | | 22 | | |
| 操作和维护（A） | | 1,843 | | | 1,838 | | | 1,692 | | | 5 | | | — | | | 146 | | | 9 | | |
| 折旧及摊销 | | 980 | | | 935 | | | 928 | | | 45 | | | 5 | | | 7 | | | 1 | | |
| 资产处置收益 | | — | | | — | | | (4) | | | — | | | — | | | 4 | | | 不适用 | |
| 信托投资净收益（损失） | | — | | | (2) | | | 2 | | | 2 | | | 不适用 | | (4) | | | 不适用 | |
| 其他收入净额（扣减） | | 80 | | | 88 | | | 88 | | | (8) | | | (9) | | | — | | | — | | |
| 非营业养恤金和预算支出净额 | | 114 | | | 281 | | | 264 | | | (167) | | | (59) | | | 17 | | | 6 | | |
| 利息支出 | | 493 | | | 427 | | | 402 | | | 66 | | | 15 | | | 25 | | | 6 | | |
| 所得税费用 | | 160 | | | 267 | | | 324 | | | (107) | | | (40) | | | (57) | | | (18) | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
(A)包括截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度的EE项目监管投资支出摊销分别为8200万美元、4800万美元和3100万美元。
截至2023年12月31日的年度与2022年相比
营业收入由于交货、条款、商品和其他营业收入的变化，减少了1.28亿美元。
递送收入增加1.84亿美元。
•由于更高的费率基础投资，传输收入增加了1.12亿美元。
•电力分配和天然气分配收入增加3600万美元，主要是由于超额递延所得税负债和与税务修复相关的累计递延所得税回流减少，这些减少在所得税支出中被抵消。
•电力分销收入增加了2200万美元，主要是由于环保激励计划(CIP)脱钩收入的3800万美元和Energy Strong II费率滚入的1600万美元，但部分被销售量下降3400万美元所抵消。
•天然气分销收入增加了1400万美元，这主要是由于基本费率下GSMP的额外收入增加了3900万美元，以及CIP脱钩收入增加了2400万美元，但销售量下降导致的5000万美元被部分抵消。
条款收入减少8,000万美元，主要是由于税收调整抵免(TAC)和绿色计划回收费用(GPRC)延期净减少4,800万美元，以及较低社会福利条款(SBC)收款减少3,300万美元。TAC和GPRC递延以及SBC收款的变化被运营与维护、D&A以及利息和所得税支出中相关成本(监管资产)的摊销完全抵消。PSE&G在TAC和GPRC延期或SBC集合上不赚取保证金。
大宗商品收入由于天然气和电力收入下降，减少了2.89亿美元。天然气和电力大宗商品收入的变化完全被能源成本的变化所抵消。PSE&G在向零售客户提供基本供气服务(BGS)和基本发电服务(BGS)方面没有利润。
•天然气收入减少2.54亿美元，原因是BGSS销量下降，收入为1.33亿美元，BGSS价格下降，收入为1.21亿美元。
•电力收入减少了3500万美元，主要是由于BGS销售量下降导致的6400万美元，部分被价格上涨的2900万美元所抵消。
其他营业收入增加5700万美元，主要是由于过渡可再生能源证书(TREC)收入增加4500万美元，家电服务收入增加1300万美元，以及后续太阳能激励计划(SUSI)增加900万美元，但部分被太阳能可再生能源信用(SREC)和ZEC收入减少1800万美元所抵消。TREC、SUSI、SREC和ZEC收入的变化完全被能源成本的变化所抵消。
运营费用
能源成本减少2.6亿美元。这被大宗商品收入和其他营业收入的变化所抵消。
运维增加500万美元，主要原因是EE项目监管投资支出的摊销增加和T&D支出的增加，但被其他条款相关支出和各种其他运营支出的减少部分抵消。
折旧及摊销增加4500万美元，主要是由于较高的工厂投入使用导致折旧增加，但部分被监管资产和负债摊销净减少所抵消。
其他收入净额（扣减）减少800万美元，主要原因是建筑期间使用的资金津贴减少以及太阳能贷款利息收入减少。
非营业养恤金和预算支出净额 减少1.67亿美元，主要原因是利息成本增加8600万美元，计划资产预期回报减少6300万美元，服务信贷摊销减少6200万美元，但精算损失净额摊销减少4700万美元部分抵消了减少的数额。
利息支出增加6600万美元，主要是由于2023年以更高的利率发行长期债务净额和2022年的增量发行。
所得税费用减少1.07亿美元，主要原因是税前收入下降、超额递延所得税优惠回流增加、CEF计划投资的税收优惠增加以及坏账注销增加。
截至2022年12月31日的年度与2021年相比
参见我们于2023年2月22日提交给美国证券交易委员会的截至2022年12月31日的10-K表格年度报告中的项目7.管理层对截至2022年12月31日的年度财务状况和经营成果的讨论和分析，以获取与2022年12月31日结束的年度相比的信息，这些信息被并入本文作为参考。
PSEG电源和其他
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度， | | 增加/
(减少) | | 增加/
(减少) | |
| | | 2023 | | 2022 | | 2021 | | 2023年与2022年 | 2022年与2021年 | |
| | | 百万 | | 百万 | | % | | 百万 | | % | |
| 营业收入 | | $ | 4,533 | | | $ | 3,266 | | | $ | 3,767 | | | $ | 1,267 | | | 39 | | | $ | (501) | | | (13) | | |
| 能源成本 | | 1,353 | | | 2,149 | | | 1,978 | | | (796) | | | (37) | | | 171 | | | 9 | | |
| 运维 | | 1,307 | | | 1,340 | | | 1,534 | | | (33) | | | (2) | | | (194) | | | (13) | | |
| 折旧及摊销 | | 155 | | | 165 | | | 288 | | | (10) | | | (6) | | | (123) | | | (43) | | |
| 资产处置和减值损失 | | 7 | | | 123 | | | 2,641 | | | (116) | | | (94) | | | (2,518) | | | (95) | | |
| 权益法投资收益 | | 1 | | | 14 | | | 16 | | | (13) | | | (93) | | | (2) | | | (13) | | |
| 信托投资净收益（损失） | | 189 | | | (263) | | | 192 | | | 452 | | | 不适用 | | (455) | | | 不适用 | |
| 其他收入净额（扣减） | | 96 | | | 36 | | | 10 | | | 60 | | | 不适用 | | 26 | | | 不适用 | |
| 非经营性养恤金和OPEB(成本)贷项净额 | | (332) | | | 95 | | | 64 | | | (427) | | | 不适用 | | 31 | | | 48 | | |
| 债务清偿损失 | | — | | | — | | | (298) | | | — | | | 不适用 | | 298 | | | 不适用 | |
| 利息支出 | | 259 | | | 201 | | | 169 | | | 58 | | | 29 | | | 32 | | | 19 | | |
| 所得税支出(福利) | | 358 | | | (296) | | | (765) | | | 654 | | | 不适用 | | 469 | | | (61) | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
截至2023年12月31日的年度与2022年相比
营业收入增加12.67亿美元，主要是由于发电和天然气供应以及其他运营收入的变化。
发电收入增加18.68亿美元，主要原因是
•与2022年的MTM亏损相比，2023年MTM收益净增加20.23亿美元。其中，由于2023年远期价格与2022年相比发生变化，增加了15.39亿美元，同时由于头寸重新归类为结算时变现，增加了4.84亿美元。
•净增加9,900万美元，主要原因是2023年PJM地区的平均实现价格和销售量上升，但被2022年新英格兰和纽约地区与2022年2月销售的化石发电厂有关的销售量以及ZEC收入下降部分抵消。
•被净减少1.9亿美元部分抵消，这主要是由于根据2023年5月结束的BGS合同出售的电力，以及其他负荷合同数量减少
•运力收入净减少5,700万美元，主要原因是出售化石发电厂，加上PJM地区的运力价格下降，但被服务的负荷量减少导致的运力费用减少部分抵消。
供气收入减少6.19亿美元，主要原因是
•向第三方销售净减少2.88亿美元，主要原因是销售价格下降3.84亿美元，但销售量增加部分抵消了9600万美元，
•BGSS合同下的销售额净减少2.75亿美元，原因是销售量减少1.48亿美元，价格下降1.27亿美元，以及
•与2022年的MTM收益相比，2023年主要由于MTM亏损而净减少5600万美元。其中，由于头寸重新归类为结算时变现，减少2,900万美元，再加上远期价格变化减少2,700万美元。
运营费用
能源成本代表发电成本，其中包括发电的燃料成本以及在市场上购买的能源，以及为履行PSEG Power与PSE&G合同下的义务而购买的天然气。
7.96亿美元归因于
煤气费减少5.36亿美元，主要原因是
•净减少2.73亿美元，与BGSS合同下的销售有关，其中1.43亿美元是由于天然气的平均成本降低，1.3亿美元是由于发送量减少，以及
•净减少2.61亿美元，主要是由于天然气平均成本降低而减少3.32亿美元，但因销售量增加而被7100万美元部分抵消。
发电成本减少2.6亿美元，主要原因是
•燃料和排放费用净减少1.85亿美元，主要原因是出售化石发电厂，以及
•能源采购净减少6500万美元，主要原因是PJM区域的负荷减少导致可再生能源信贷需求减少。
运维减少3300万美元，主要是由于2022年2月出售化石发电厂。
资产处置和减值损失2023年700万美元的亏损反映了能源控股公司与其一项房地产资产相关的减值。2022年的1.23亿美元亏损反映了Energy Holdings与其国内能源发电设施之一及其房地产资产相关的7,800万美元减值亏损，以及因2022年2月出售化石发电厂而产生的5,000万美元减值亏损，但被PSEG Power出售土地的500万美元收益部分抵消。见项目8.附注3.资产处置和减值。
权益法投资收益减少1,300万美元，主要原因是我们在卡莱洛亚的所有权权益于2023年7月完成出售。
信托投资净收益(亏损)主要由于无损检测投资增加了4.52亿美元，2023年股权证券的未实现净收益为1.46亿美元，而2022年的未实现净亏损为2.05亿美元，2023年的已实现净收益为4200万美元，而2022年的已实现净亏损为5000万美元。
其他收入净额（扣减）增加6,000万美元，主要是由于2022年根据新泽西州技术税收优惠转移计划购买了净营业亏损(NOL)税收优惠，以及2023年利息收入增加。
非经营性养恤金和OPEB(成本)贷项净额增加4.27亿美元，主要原因是养恤金调出结算费用、计划资产预期回报减少、利息成本增加以及先前服务信贷净额摊销减少。
利息支出增加5,800万美元，主要是由于以更高的利率替换母公司到期的债务，2022年3月发放了PSEG Power定期贷款，以及2023年PSEG Power和母公司可变利率定期贷款的利率提高。
所得税费用增加6.54亿美元，主要是由于2023年税前收入增加。
截至2022年12月31日的年度与2021年相比
参见我们于2023年2月22日提交给美国证券交易委员会的截至2022年12月31日的10-K表格年度报告中的项目7.管理层对截至2022年12月31日的年度财务状况和经营成果的讨论和分析，以获取与2022年12月31日结束的年度相比的信息，这些信息被并入本文作为参考。
流动资金和资本资源
以下对我们的流动资金和资本资源的讨论是在综合的基础上进行的，并注意到我们的两个直接主要运营子公司的使用和贡献(如有重大意义)。
融资方法
我们预计我们的资本需求将通过内部产生的现金流和外部融资来满足，包括用于营运资本需求的短期债务和用于资本投资的长期债务。
PSE&G的外部流动性来源包括10亿美元的多年循环信贷安排。PSE&G使用内部产生的现金流及其商业票据计划来满足季节性、月内和临时营运资金需求。PSE&G不参与任何公司间借款或借贷安排。PSE&G维持备用信贷额度，足以支付未偿还的商业票据和信用证。PSE&G向PSEG支付的股息/来自PSEG的资本贡献与其为维持投资级信用评级而制定的资本结构目标是一致的。PSE&G的长期融资计划旨在取代到期债券，为其资本计划的一部分提供资金
并管理短期债务余额。一般来说，PSE&G要么使用有担保的中期票据，要么使用一级抵押债券来筹集长期资本。
PSEG、PSEG Power、Energy Holdings、PSEG Li和Services参与了一个企业资金池，该池是一个每日现金余额的集合，旨在有效地管理各自的短期流动性需求，这些资金被计入公司间贷款。Servco不参与公司资金池。Servco的短期流动性需求是通过LIPA资助和拥有的账户来满足的。
PSEG和PSEG Power可以通过次级额度获得循环主信贷安排，该安排提供27.5亿美元的多年信贷能力。目前的PSEG分项限额为15亿美元，PSEG目前的电力分项限额为12.5亿美元。次级额度可根据总信贷安排的条款进行调整。
PSEG可用的外部流动性来源可能包括发行长期债务证券和通过我们的商业票据计划产生额外的债务，该计划由我们的信贷安排支持。我们目前的外部流动资金来源包括总信贷安排。这一工具可用于支持PSEG的商业票据计划、签发信用证和用于一般企业用途。PSEG的主信贷安排和商业票据计划可用于支持PSEG的营运资金需求，也可用于向其子公司提供股本出资或提供流动性支持。此外，PSEG不时签订短期贷款协议，以加强其流动资金状况。
PSEG Power的外部流动性来源包括总信贷安排和PSEG Power的信用证安排。信贷能力主要用于在能源和燃料的市场价格波动时提供抵押品，以支持PSEG Power的远期能源销售和远期燃料购买合同，并在PSEG Power被标准普尔下调至低于投资级的情况下满足潜在的抵押品发布 (PSEG Power向PSEG支付股息的目的也是为了与其资本结构目标保持一致，这些目标是为了维持投资级信用评级并提供足够的财务灵活性。
营运现金流
我们继续预计我们的运营现金流与手头现金和融资活动相结合，将足以为计划中的资本支出和股东分红提供资金。
在截至2023年12月31日的一年中，我们的运营现金流增加了23.03亿美元。净增加主要是由于2023年现金抵押品净流入14.08亿美元，而2022年PSEG Power为6.77亿美元流出，2023年纳税减少，但被PSE&G的净变化部分抵消，如下所述。
PSE&G
与2022年12月31日相比，截至2022年12月31日的一年，PSE&G的运营现金流减少了4.88亿美元，从20.28亿美元降至15.4亿美元，这主要是由于从BGS供应商收到的现金抵押品发布减少，支持我们的电力AMI和其他基础设施计划的材料和供应增加，供应商和电力能源付款增加，以及监管延期的净增加。应收账款净额因新冠肺炎延迟催收而减少，部分抵消了这一减少额。
短期流动性
PSEG满足其短期流动性要求，以及PSEG Power的要求，主要通过发行商业票据，并不时通过短期贷款。PSE&G维持着自己的单独商业票据计划，以满足其短期流动性要求。每个商业票据计划都得到了自己单独的信贷安排的完全支持。
我们的每项信贷安排仅限于下列特定公司使用；然而，如有必要，PSEG安排也可用于支持我们子公司的流动资金需求。
2023年1月，PSEG偿还了2022年4月发放的15亿美元364天可变利率定期贷款中的7.5亿美元，剩余的7.5亿美元于2023年4月到期。2023年4月，PSEG签署了一项新的364天可变利率定期贷款协议，金额为7.5亿美元。2023年5月，PSEG的5亿美元364天可变利率定期贷款到期。2023年8月，PSEG偿还了2023年4月发放的7.5亿美元364天可变利率定期贷款中的2.5亿美元。这些定期贷款不包括在下表列出的信贷安排金额中。
2023年12月，PSEG Power将一笔1亿美元的信用证融资从已承诺转换为未承诺。PSEG Power还减少了一项信用证融资，从1亿美元降至7500万美元。
截至2023年12月31日，我们承诺的信贷安排总额和可用流动性如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 公司/设施 | | 截至2023年12月31日 | |
| 总计
设施 | | 用法 | | 可用
流动性 | |
| | | 百万 | |
| PSEG | | $ | 1,500 | | | $ | 27 | | | $ | 1,473 | | |
| PSE&G | | 1,000 | | | 445 | | | 555 | | |
| PSEG电源 | | 1,525 | | | 188 | | | 1,337 | | |
| 总计 | | $ | 4,025 | | | $ | 660 | | | $ | 3,365 | | |
| | | | | | | | |
关于更多信息，见项目8.附注14.债务和信贷安排。
我们不断监控我们的流动性，并寻求根据需要增加产能，以满足我们的流动性要求，包括满足任何额外的抵押品要求。截至2023年12月31日，我们的流动性状况，包括我们的信贷安排和获得外部融资的机会，预计将足以满足我们在12个月规划期限内预计的压力需求。PSEG使用考虑不同事件的压力情景来分析其流动性要求，包括大宗商品价格和PSEG Power失去S或穆迪的投资级信用评级的潜在影响，这意味着其目前的穆迪和S评级将下调两级。在平局中在PSEG Power信用评级恶化的情况下，PSEG Power的某些协议允许交易对手要求进一步的业绩保证。截至2023年12月31日和2022年12月31日，如果PSEG Power失去其投资级信用评级，我们根据这些协议需要提供的潜在额外抵押品分别约为7.51亿美元和8.78亿美元。关于PSEG Power协议的进一步讨论，见项目8.附注13.承付款和或有负债。
长期债务融资
在接下来的12个月里，
•PSEG有7.5亿美元2.88%的高级债券将于2024年6月到期，
•PSE&G拥有2.5亿美元的3.75%中期票据系列I，2024年3月到期，
•PSE&G拥有2.5亿美元的3.15%中期债券，J系列，2024年8月到期，以及
•PSE&G拥有2.5亿美元的3.05%中期债券，J系列，将于2024年11月到期。
关于更多信息，见项目8.附注14.债务和信贷安排。
无损检测基金债务
NRC要求每两年提交一次NDT基金余额，以对照退役责任估计。任何资金短缺都需要在下一个无损检测报告期之前解决。我们目前预计不需要为无损检测基金提供补充资金。
债务契约
我们的信贷协议包含最高债务与股本比率，以及其他限制性借款契约和条件。我们目前遵守了我们所有的债务契约。是否继续遵守适用的财务公约，将视乎我们未来的财政状况、收入水平和现金流量而定，这方面不能作出任何保证。
此外，根据其首次和再融资按揭(Mortgage)，PSE&G可以发行新的首次和再融资抵押债券，以弥补之前的增加和改进，前提是其按照其抵押计算的收益与固定费用的比率至少为2：1，和/或针对已注销的抵押债券。截至2023年12月31日，PSE&G的抵押贷款覆盖率为3.8比1，抵押贷款将允许发行总计约93亿美元的新抵押贷款债券，用于其物业的增建和改善。
失责处理条款
我们的银行信贷协议和契约包含各种惯常的违约条款，根据违约公司的协议，这些条款可能会导致债务加速。
特别是，PSEG的银行信贷协议规定，某些事件，包括PSE&G和PSEG Power各自的融资协议下的重大债务加速，PSE&G或PSEG Power未能满足某些最终判决，以及PSE&G或PSEG Power的某些破产事件，将构成
根据PSEG银行信贷协议违约。根据PSEG银行信贷协议，如果PSE&G或PSEG Power不再由PSEG全资拥有，也将是违约事件。PSE&G和PSEG Power银行信贷协议包括类似的违约条款；然而，此类条款仅涉及此类协议下的各自借款人及其子公司，并不包含彼此的交叉违约条款。PSE&G和PSEG Power银行信贷协议不包括与PSEG相关的交叉违约条款。PSE&G‘s和PSEG Power的每一份银行信贷协议还包含对其及其某些子公司产生留置权的限制，以及PSEG Power的银行信贷协议包含对某些附属债务产生的限制。
PSEG现有的票据包括一项交叉加速条款，该条款可能会在PSEG产生的超过7500万美元的债务加速时触发。此类拨备不适用于PSEG的任何子公司加速负债。根据PSE&G的中期票据契约，PSE&G抵押契约下的违约事件和抵押债券的加速将构成违约事件。
评级触发因素
我们的债务契约和信贷协议不包含任何重大的“评级触发器”，在评级下调的情况下会导致所需利息和本金的加速支付。然而，如果评级被下调，任何一家或多家受影响的公司可能会面临某些银行债务的利息成本增加和某些抵押品要求。如果我们不能确认信贷协议上的陈述和保证，贷款人将不会被要求发放贷款。
根据BPU根据BGS合同的要求，PSE&G必须保持投资级信用评级。如果PSE&G失去其投资级评级，它将被要求提交一份计划，以确保继续支付客户的BGS要求。
大宗商品价格的波动或PSEG Power的信用评级恶化至低于投资级，可能会增加PSEG Power根据正常业务过程中达成的各种协议所要求的保证金公告。PSEG Power相信，它有足够的流动性来满足S或穆迪按当前市价将信用评级下调至低于投资级所需提供的抵押品。
普通股分红
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度， | |
| 普通股的股息支付 | | 2023 | | 2022 | | 2021 | |
| 每股 | | $ | 2.28 | | | $ | 2.16 | | | $ | 2.04 | | |
| 以百万计 | | $ | 1,137 | | | $ | 1,079 | | | $ | 1,031 | | |
| | | | | | | | |
2024年2月13日，我们的董事会批准了2024年第一季度每股0.60美元的普通股股息。这反映出指示性的年度股息率为每股2.40美元。我们预计将继续为我们的普通股支付现金股息；然而，向我们普通股持有人宣布和支付未来股息将由董事会酌情决定，并将取决于许多因素，包括我们的财务状况、收益、我们业务的资本要求、替代投资机会、法律要求、监管限制、行业惯例和董事会认为相关的其他因素。有关普通股现金股利的更多信息，见第8项。附注22。每股收益(EPS)和股息。
信用评级
如果评级机构下调或撤销我们的信用评级，此类修订可能会对我们证券的市场价格产生不利影响，并大幅增加我们的资本成本，限制我们获得资本的机会。显示的信用评级是针对我们通常发行的证券。展望显示了每个实体的信用评级，可以是稳定的、负面的或正面的。不能保证评级将在任何给定的时间段内持续，也不能保证评级机构在各自的判断中根据情况需要不会修改评级。一家机构给予的每一项评级都应独立于其他机构的评级进行评估。评级不应被解读为购买、持有或出售任何证券的指示。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | |
| | 穆迪(Moody‘s，A) | | S律师事务所(B) | |
| PSEG | | | | |
| 展望 | 稳定 | | 稳定 | |
| 高级附注 | Baa2 | | BBB | |
| 商业票据 | P2 | | A2 | |
| PSE&G | | | | |
| 展望 | 稳定 | | 稳定 | |
| 抵押债券 | A1 | | A | |
| 商业票据 | P2 | | A2 | |
| PSEG电源 | | | | |
| 展望 | 正性 | | 稳定 | |
| 发行人评级 | Baa2 | | BBB | |
| | | | | |
(A)穆迪对长期证券的评级从AAA(最高)到C(最低)，对短期证券的评级从P1(最高)到NP(最低)。
(B)S的长期证券评级从AAA(最高)到D(最低)，短期证券从A1(最高)到D(最低)。
其他全面收入
截至2023年12月31日止年度，我们在综合基础上有3.71亿美元的其他全面收入。其他全面收入主要来自与退休金及其他退休后福利有关的3.24亿美元、与可供出售债务证券有关的未实现净收益4100万美元，以及作为对冲的衍生工具合约未实现收益600万美元。见项目8.附注21.累计其他全面收益(亏损)，扣除税项后的净额，以提供更多信息。
资本要求
我们预计，未来三年我们的所有资本需求将来自内部产生的资金和外部债务融资。下表列出了今后三年不包括核燃料采购在内的预计基本建设和投资支出。这些预测包括PSE&G在建设期间使用的资金拨备，以及PSEG其他子公司在建设期间资本化的利息。根据各种因素，这些金额可能会发生变化。下面显示的PSE&G金额包括当前批准的计划。我们打算继续投资于基础设施现代化，并将寻求酌情延长这些计划和相关计划。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | 2024 | | 2025 | | 2026 | |
| | | | | 百万 | | | |
| PSE&G： | | | | | | | |
| 传输 | | $ | 610 | | | $ | 785 | | | $ | 725 | | |
| 配电 | | 1,155 | | | 1,160 | | | 1,255 | | |
| | 气体分布 | | 1,145 | | | 1,090 | | | 1,095 | | |
| 清洁能源 | | 440 | | | 605 | | | 585 | | |
| PSE&G合计 | | $ | 3,350 | | | $ | 3,640 | | | $ | 3,660 | | |
| 竞标，FERC规定的传输 | | 15 | | | 70 | | | 240 | | |
| PSEG电源和其他 | | 265 | | | 205 | | | 170 | | |
| 总PSEG | | $ | 3,630 | | | $ | 3,915 | | | $ | 4,070 | | |
| | | | | | | | |
PSE&G
PSE&G对未来资本支出的预测包括对其T&D系统进行材料添加和更换，以满足预期增长和管理可靠性。随着项目范围和成本估算的发展，PSE&G将修改其目前的预测，以包括这些必要的投资。PSE&G为上述各项报告的预计支出主要包括以下内容：
•输电-投资重点是提高可靠性和更换老化的基础设施。
•电力和天然气分配-投资于新业务、提高可靠性、缓解洪水、现代化和更换已达到使用寿命的设备。
•清洁能源-与客户EE项目、支持电动汽车和并网太阳能的基础设施相关的投资。
2023年，PSE&G的资本支出为29.98亿美元，主要用于T&D系统可靠性。此外，PSE&G公司有1.66亿美元与资本更换相关的拆迁成本，以及约4.66亿美元的EE项目支出，这些成本包括在运营现金流中。
竞争性竞标，FERC监管变速箱。
2023年12月，PJM授予Energy Holdings的一家子公司一个项目，作为其2022年Window 3竞争招标的一部分，该项目旨在解决马里兰州日益增长的负载和可靠性问题。
PSEG电源和其他
PSEG的其他预计支出主要包括维持和加强目前核业务的投资，以及在PSEG Power增加核能发电量以及在Services购买软件和办公设备的机会。
2023年，PSEG Power&Other的资本支出为1.4亿美元，不包括1.87亿美元的核燃料，主要用于PSEG Power的各种核项目以及在Services购买硬件、软件和办公设备。
其他材料现金需求
下表反映了我们的其他重大现金需求，包括债务到期日和利息支付、经营租赁支付以及与能源相关的购买承诺。有关补充资料，见项目8.附注14.债务和信贷安排、附注7.租赁和附注13.承付款和或有负债。
由于付款时间不确定，下表没有反映任何预期的养恤金和OPEB或ARO现金付款。见项目8.附注12.养恤金、其他退休后福利(OPEB)和储蓄计划以及附注11.资产退休债务(ARO)。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | 总计
金额
vbl.承诺 | | 较少
比
1年 | | 2 - 3
年份 | | 4 - 5
年份 | | 完毕
5年 | |
| | | 百万 | |
| 长期追索债务到期日 | | | | | | | | | | | |
| PSEG | | $ | 4,396 | | | $ | 750 | | | $ | 550 | | | $ | 1,300 | | | $ | 1,796 | | |
| PSE&G | | 13,765 | | | 750 | | | 1,225 | | | 1,125 | | | 10,665 | | |
| PSEG电源 | | 1,250 | | | — | | | 1,250 | | | — | | | — | | |
| 追索债务利息 | | | | | | | | | | | |
| PSEG | | 877 | | | 153 | | | 277 | | | 231 | | | 216 | | |
| PSE&G | | 7,997 | | | 506 | | | 955 | | | 898 | | | 5,638 | | |
| PSEG Power（A） | | 79 | | | 66 | | | 13 | | | — | | | — | | |
| 经营租约 | | | | | | | | | | | |
| PSE&G | | 125 | | | 18 | | | 28 | | | 22 | | | 57 | | |
| 其他 | | 111 | | | 17 | | | 33 | | | 33 | | | 28 | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 与能源相关的采购承诺 | | | | | | | | | | | |
| PSEG电源 | | 2,486 | | | 745 | | | 981 | | | 524 | | | 236 | | |
| 总计 | | $ | 31,086 | | | $ | 3,005 | | | $ | 5,312 | | | $ | 4,133 | | | $ | 18,636 | | |
| | | | | | | | | | | | |
(A)基于混合利率，包括在母公司层面交易的浮动利率到固定利率对冲的影响。
关键会计估计
根据美国公认的会计准则(GAAP)，许多会计准则要求使用估计、可变输入和假设(统称为估计)，这些估计、变量和假设本质上是主观的。因此，实际实现的措施与估计之间的差异可能会对业务结果产生实质性影响，
财务状况和现金流。我们已确定，以下估计被认为是适用与各自业务相关的规则的关键。
养老金和其他退休后福利会计(OPEB)
PSEG的合格养老金和OPEB计划持有的计划资产的市场相关价值等于这些资产截至年底的公允价值。该计划资产包括对债务证券和股权证券的投资，这些证券使用市场报价、经纪商或交易商报价或具有合理价格透明度的替代定价来源进行估值。计划资产还包括对未上市房地产的投资，这些房地产通过第三方评估进行估值。我们使用各种经济和人口假设来计算养老金和OPEB成本。
使用的假设和方法:经济假设包括贴现率和计划资产的预期回报率。人口养恤金和OPEB假设包括对未来死亡率、加薪和退休模式的预测，以及OPEB的预计医疗费用。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 假设 | | 2023 | | 2022 | | 2021 | |
| 养老金 | | | | | | | |
| 更高的贴现率 | | 5.02 | % | | 5.20 | % | | 2.94 | % | |
| *计划资产的预期回报率 | | 8.10 | % | | 7.20 | % | | 7.70 | % | |
| OPEB | | | | | | | |
| 更高的贴现率 | | 4.96 | % | | 5.16 | % | | 2.82 | % | |
| *计划资产的预期回报率 | | 8.10 | % | | 7.20 | % | | 7.69 | % | |
| | | | | | | | |
用于计算PSEG养老金和OPEB债务的贴现率是从我们的衡量日期每年12月31日起确定的。贴现率是通过绘制一条现货利率曲线来确定的，该曲线基于一系列与计划债务期限相似的优质公司债券的到期收益率。现货汇率用于对估计的计划分配进行贴现。贴现率是产生与完整即期汇率曲线相同结果的单一等价率。
我们对计划资产的预期回报率反映了当前资产配置、历史长期投资表现、按资产类别对未来长期回报的估计、长期通胀假设以及积极管理的溢价。
我们利用走廊方法来降低报告成本/信用的波动性。该走廊要求推迟精算假设和计划结果之间的差额，并将其作为费用/贷项的一部分摊销。只有当累计差额超过福利义务或计划资产截至每年年底的公允价值的10%时，才会出现这种情况。对于PSEG的合格养老金计划之一，超出的部分将在非活跃参与者的平均剩余预期寿命(约为18年)内摊销。对于PSEG的其他合格养老金计划，超出的部分将在在职员工的平均剩余服务期内摊销，约为15年。
如果使用不同的假设，则影响：作为业务规划过程的一部分，我们对未来成本进行了建模，假设2024年养老金成本/信贷的预期回报率为8.10%，贴现率为5.02%，2024年运营支出成本/信贷的贴现率为4.96%。基于这些假设，我们估计2024年的定期养老金支出净额约为2100万美元，扣除资本化金额后，定期养老金信贷净额为1900万美元，扣除资本化金额后，2024年的定期OPEB支出净额约为600万美元，或500万美元。从2023年开始，我们的定期养老金净额包括BPU批准的会计命令的影响，该会计命令授权PSE&G为制定费率目的修改其养老金会计。更多细节见项目7.MD&A--《2023年执行概览和未来展望》中的讨论. 未来实际的养老金成本/积分和资金水平将取决于未来的投资表现、贴现率的变化、市场状况、相对于我们预计的福利义务和累积福利义务的资金水平以及与参加养老金计划的人口有关的各种其他因素。未来实际的OPEB成本/信用将取决于未来的投资表现、贴现率的变化、市场状况和各种其他因素。
下图反映了某些假设发生变化时的敏感性。图表所示假设变动的影响仅反映这一具体假设的影响，因此不反映2023年BPU会计秩序的影响。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | 更改百分比 | | 截至2023年12月31日对福利义务的影响 | | 2024年成本增加 | | 成本增加，扣除2024年资本化金额 | |
| 假设 | | | | 百万 | |
| 养老金 | | | | | | | | | |
| 更高的贴现率 | | (1)% | | $ | 536 | | | $ | 23 | | | $ | 16 | | |
| *计划资产的预期回报率 | | (1)% | | 不适用 | | $ | 40 | | | $ | 40 | | |
| OPEB | | | | | | | | | |
| 更高的贴现率 | | (1)% | | $ | 72 | | | $ | (2) | | | $ | (3) | | |
| *计划资产的预期回报率 | | (1)% | | 不适用 | | $ | 4 | | | $ | 4 | | |
| | | | | | | | | | |
见项目7A。关于市场风险的定量和定性披露，以获取更多信息。
衍生工具
PSEG、PSEG Power和PSE&G的业务面临来自大宗商品价格、利率和股票价格变化的市场风险，这些变化可能会影响其运营业绩和财务状况。对这些风险的敞口通过正常经营和融资活动进行管理，并在适当情况下通过执行衍生品交易进行管理。衍生工具被用来建立一种关系，在这种关系中，面临市场风险的资产、负债或预期交易的价值变化预计将被这些衍生工具的价值变化所抵消。
目前的会计准则要求我们以公允价值确认资产负债表上的所有衍生品，但符合并被指定为正常购买和正常销售合同的衍生品除外。
使用的假设和方法:一般而言，我们衍生工具的公允价值主要由纽约商品交易所、洲际交易所和节点交易所等交易所的当日结算市场价格或拍卖价格决定。
对于我们的能源批发业务，许多远期销售、远期购买、期权和其他合约是对冲大宗商品价格风险的衍生工具，但不符合现金流或公允价值对冲会计的要求，或未被指定为现金流量或公允价值对冲会计。随着相关商品价格的波动，这类衍生合约的价值变动通过收益按市价计价。因此，我们的收益可能会经历大幅波动，这取决于大宗商品价格的波动。
如果使用不同的假设，则影响:衍生品工具公允市场价值的任何重大变化都可能导致我们综合资产负债表上记录的资产或负债的价值发生重大变化，并可能导致我们综合经营报表中记录的未实现收益或亏损发生重大变化。
有关衍生金融工具的更多信息，请参阅项目8.附注1.重要会计政策的组织、列报基础和摘要、附注16.财务风险管理活动和附注17.公允价值计量。
长寿资产
管理层评估长期资产的减值，并在需要评估事件或环境变化时重新评估其相关估计可用年限的合理性。此类事件或环境变化可能是由于法规、商业环境、交易对手信用、市场状况发生重大不利变化，或确定一项资产或资产组更有可能在其估计使用寿命结束前出售或报废。
使用的假设和方法：如果存在某些触发因素，表明资产/资产组可能无法收回，则进行未贴现现金流测试，以确定是否存在减值。当长期资产/资产组的账面价值超过与该资产/资产组相关的未来现金流量的未贴现估计时，如果该资产/资产组的公允价值小于其账面金额，则可能存在减值。
对于PSEG Power，长期资产和资产组的现金流被确定为可识别现金流在很大程度上独立于其他资产和负债的现金流的最低水平。核电机组的现金流在投资组合层面上进行评估。在制定预期的未来现金流时，这些测试需要大量的估计和判断。重大投入可能包括但不限于远期电价、PTC预期、新泽西州核资产的ZEC付款、燃料成本、其他运营和资本支出、借款成本和资产出售价格，以及在估计可用年限结束或资产提前报废之前与任何潜在出售相关的可能性. 管理层使用的假设包含了固有的不确定性，这些不确定性有时很难预测，而且可能
如果实际结果与我们预测中使用的估计假设有重大差异，则可能导致未来期间的减值费用或加速折旧。
此外，长期资产按照基于估计使用年限的直线折旧法进行折旧。资产的运营使用年限一般基于类似资产类型和其他非运营因素的运营经验。在正常情况下，管理层与资产的共同所有人(如果是我们的某些共同所有资产)一起做出一些决定，这些决定会影响我们的发电资产在本年度之后的运营。这些决定可能会对我们资产的预计剩余使用寿命产生直接影响，并将受到资产财务前景的影响，包括未来的市场状况，如远期能源和容量价格、运营和资本投资成本以及任何州或联邦立法和法规，以及其他项目。
如果使用不同的假设，则影响：*上述现金流测试、公允价值估计及估计剩余使用年限可能会受到上述假设改变的影响，并可能对结果产生重大影响，从而引发额外的减值测试、撇账或加速折旧。关于上述假设的变化可能对我们未来财务报表造成的潜在影响的更多信息，见项目8.附注3.资产处置和减值。
资产报废债务(ARO)
PSE&G、PSEG Power and Services确认存在法律义务的长期资产报废预期成本的负债。这些ARO在产生期间按公允价值入账，并作为相关长期资产的账面价值的一部分进行资本化。PSE&G作为一家受利率监管的实体，由于记录成本和通过制定利率过程收回的成本之间的时间差异，确认受监管的资产或负债。我们将ARO负债与运维费用中记录的相应费用合并，以反映时间的流逝。
使用的假设和方法:由于无法获得ARO的报价市场价格，我们通过计算贴现现金流来估计ARO的初始公允价值，这些现金流取决于各种假设，包括：
•退休日期的估计，这可能取决于环境和其他立法，
•与退休、结清或补救活动有关的未来现金支出的数额和时间，
•贴现率，
•成本上升率，
•市场风险溢价，
•通货膨胀率，以及
•如果适用，过去与政府监管机构在类似义务方面的经验。
我们每三年获得一次最新的核退役成本研究，除非有新的信息需要更频繁地更新。最近一次成本研究是在2021年进行的。当我们修订用于计算现有ARO公允价值的任何假设时，我们调整了ARO余额和相应的长期资产，这通常会影响未来期间确认的增值和折旧费用。
核退役AROS
截至2023年12月31日，与PSEG Power核设施未来退役相关的ARO约占PSEG总ARO的72%，即10.57亿美元。PSEG Power通过为其每个核电机组的各种贴现现金流结果分配概率权重来确定其核电机组的ARO，这些结果包括上述假设以及：
•许可证续订、
•SAFSTOR替代方案，该方案假定核设施可以安全储存并随后在运行后60年内的一段时间内退役，
•Deon Alternative，假设退役活动在运营后开始，
•从联邦政府追回假定的具体 乏核燃料的成本，以及
•财务可行性和对可能提前关闭的影响。
如果使用不同的假设，则影响: 假设的变化可能会导致ARO资产负债表债务以及我们与最终责任相依的期间发生重大变化。如果应用以下假设，我们对截至2023年12月31日对核ARO的大致影响的估计如下：
•贴现率降低1%将导致核ARO增加4300万美元。
•通货膨胀率每增加1%，核ARO就会增加3.03亿美元。
•如果联邦政府按照《核废料政策法案》的规定，停止向我们报销假定的特定乏燃料成本，核ARO将增加1.39亿美元。
•如果我们选择或被要求在塞勒姆和霍普克里克选择或被要求退役，核ARO将增加4.97亿美元。
受监管企业的会计核算
PSE&G为受利率管制的企业编制财务报表，以遵守GAAP，这在某些方面不同于非受管制企业的会计。一般来说，对受费率管制的企业进行会计核算应反映管制的经济效果。因此，如果确定的费率旨在收回成本，并且如果竞争环境使此类费率很可能被收取或收取，则受监管的公用事业公司必须推迟确认成本(监管资产)或确认债务(监管负债)。这种会计导致在与不受监管的企业不同的时间段确认收入和费用。
使用的假设和方法: PSE&G确认监管资产，如此类成本可能在未来从客户那里收回，以及监管负债，如监管负债可能在未来的账单中向客户退款。可能性最大的是来自BPU的命令，要么批准在未来期间收回递延费用，要么要求在未来期间退还债务。
事实上，PSE&G的所有监管资产和监管负债都得到了BPU订单的支持。在没有订单的情况下，PSE&G在决定是否记录监管资产或负债时将考虑以下因素：
•关于BPU类似项目的过去经验，
•在BPU为另一公用事业单位的订单中处理类似物品，
•通过新的立法，以及
•最近与BPU的讨论。
所有递延成本都要接受BPU的审慎审查。当不再可能收回监管资产或支付监管责任时，PSE&G将视情况计入或计入收益。
如果使用不同的假设，则影响:上述假设的改变可能会对我们的经营业绩或现金流产生重大影响。关于监管资产负债表金额和性质的说明，见项目8.附注6.监管资产和负债。
第7A项。关于以下方面的定量和定性披露
市场风险
我们对市场风险敏感的工具和头寸所固有的风险是商品价格、股票证券价格和利率的不利变化所产生的潜在损失，如综合财务报表附注中所述。我们的政策是使用衍生品来管理符合商业计划和审慎做法的风险。我们有一个由高管组成的风险管理委员会，他们利用风险监督职能来确保遵守我们的公司政策和风险管理实践。
此外，如果发生不履行或不付款的情况，我们将面临交易对手信用损失。我们有一个信用管理流程，用于评估、监控和减轻交易对手的风险敞口。如果主要交易对手不履行或不付款，可能会对我们的财务状况、经营业绩或净现金流产生重大不利影响。
商品合同
与能源相关的商品的可获得性和价格受到天气、环境政策、供需变化、州和联邦监管政策、市场规则和其他事件等因素的影响。为了降低由市场波动引起的价格风险，我们与经批准的交易对手签订供应合同和衍生品合同，包括远期、期货、掉期、国库锁和期权。这些合同与实物销售和其他服务相结合，有助于降低风险并优化已有发电能力的价值。
风险价值(VaR)模型
VaR代表在正常市场条件下，工具或投资组合因市场因素的变化而在特定时间段和置信度下的潜在损失。我们估计我们所有大宗商品业务的VaR。
MTM VaR由作为经济对冲的MTM衍生品组成。该计算不包括与应计制会计活动相关的市场风险，主要是我们的发电设施和一些负荷服务活动。
所使用的VaR模型是对仓位变动进行调整的方差/协方差模型，置信度分别为95%和99.5%，MTM活动的持有期为一天。这些模型在整个持有期内没有新的头寸；然而，我们积极管理我们的投资组合。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
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| | | MTM VaR | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度， | |
| | | 2023 | | 2022 | |
| | | 百万 | |
| 95%的置信度，20天内有一天损失可能超过VaR | | | | | |
| 期间结束 | | $ | 48 | | | $ | 122 | | |
| 该期间的平均值 | | $ | 56 | | | $ | 152 | | |
| 高 | | $ | 127 | | | $ | 365 | | |
| 低 | | $ | 24 | | | $ | 70 | | |
| | | | | | |
| 99.5%的置信度，200天内有一天损失可能超过VaR | | | | | |
| 期间结束 | | $ | 75 | | | $ | 191 | | |
| 该期间的平均值 | | $ | 87 | | | $ | 239 | | |
| 高 | | $ | 198 | | | $ | 572 | | |
| 低 | | $ | 38 | | | $ | 110 | | |
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关于信用风险的讨论，见项目8.附注16.财务风险管理活动。
利率
在正常的业务过程中，我们面临利率波动的风险。我们通过以平衡的债务期限为目标来管理利率风险，以限制在任何给定时期或利率环境下的再融资。此外，我们使用固定和浮动利率债务、利率掉期和利率锁定协议的组合。
截至2023年12月31日，假设市场利率提高10%，将导致与长期债务的当前或长期部分以及定期贷款协议相关的额外税前年度利息成本200万美元。
债务和股权证券
截至2023年12月31日，我们的养老金和OPEB计划信托净资产为46亿美元。虽然这项投资组合内证券的市场价格波动不会直接影响我们在本期的盈利，但这些投资价值的变动可能会影响
•我们未来对这些计划的贡献，
•如果我们的养老金计划下的累积福利义务超过养老金信托基金的公允价值，我们的财务状况，以及
•未来收益，因为我们可能被要求调整养老金支出和假设回报率。
无损检测基金主要由固定收益证券和股权证券组成。截至2023年12月31日，该投资组合包括13亿美元的股权证券，其中包括3亿美元的上市房地产投资，以及12亿美元的固定收益证券。无损检测基金资产的公平市场价值将主要根据股票市场的表现而波动。截至2023年12月31日，股票市场假设10%的变化将影响NDT基金中股权证券的价值约1.31亿美元。
我们使用久期来衡量固定收益投资组合的利率敏感度。存续期是固定收益投资组合有效平均到期日的汇总统计。无损检测基金固定收益部分的基准目前期限为6.24年，收益率为4.53%。投资组合的价值将在利率变化1%的持续时间内升值或贬值。截至2023年12月31日，假设利率每上升1%，固定收益投资组合的市值将下降约7600万美元。
第8项：财务报表及补充数据
这份合并后的10-K表格由PSEG和PSE&G分别提交。本文中包含的与任何单个公司有关的信息由该公司代表其自己提交。PSE&G仅就其自身作出陈述，不对任何其他公司作出陈述。
独立注册会计师事务所报告
致本公司董事会及股东
公共服务企业集团公司
对财务报表的几点看法
本公司已审计所附公共服务企业集团公司及其附属公司(“本公司”或PSEG)于2023年12月31日、2023年及2022年12月31日的综合资产负债表、截至2023年12月31日止三个年度各年度的相关综合经营报表、全面收益(亏损)、股东权益及现金流量、相关附注及列于指数第15(B)(A)项的综合财务报表附表(统称“财务报表”)。我们认为，财务报表在所有重要方面都公平地反映了本公司截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的财务状况，以及截至2023年12月31日的三个年度的经营结果和现金流量，符合美国公认的会计原则。
我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准审计了公司截至2023年12月31日的财务报告内部控制，依据内部控制--综合框架(2013)特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的报告以及我们2024年2月26日的报告，对公司财务报告的内部控制表达了无保留意见。
意见基础
这些财务报表由公司管理层负责。我们的责任是根据我们的审计对公司的财务报表发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得关于财务报表是否没有重大错报的合理保证，无论是由于错误还是舞弊。我们的审计包括执行评估财务报表重大错报风险的程序，无论是由于错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查与财务报表中的数额和披露有关的证据。我们的审计还包括评价管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评价财务报表的整体列报。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
关键审计事项
下文所述的关键审计事项是指在对财务报表进行当期审计时产生的事项，该事项已传达或要求传达给审计委员会，并且(1)涉及对财务报表具有重大意义的账目或披露，(2)涉及我们特别具有挑战性的、主观的或复杂的判断。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对财务报表的整体意见，我们也不会通过传达下面的关键审计事项，就关键审计事项或与之相关的账目或披露提供单独的意见。
监管影响的会计处理--见财务报表附注1和6
关键审计事项说明
PSEG的子公司公共服务电力和天然气公司(PSE&G)为受费率管制的企业编制财务报表，以遵守GAAP，这在某些方面与对非受管制企业的会计不同。管理层认为，PSE&G的输电和配电业务继续符合受费率监管实体的会计要求，PSE&G的财务报表反映了监管的经济影响。PSE&G根据新泽西州公用事业委员会(BPU)或联邦能源管理委员会(FERC)发布的费率命令或基于PSE&G在之前费率诉讼中的经验，推迟了某些费用。
如果在费率制定过程中，未来费率可能会有相应的增加或减少，PSE&G将推迟确认成本为监管资产或将债务确认为监管负债。这种会计导致在与不受监管的企业不同的时间段确认收入和费用。监管资产和其他投资以及在各种基础设施备案和条款机制下发生的成本都要经过审慎审查，监管当局未来可能不允许这样做。在某种程度上，
c不再可能收集任何基础设施或条款机制的收入、监管资产或监管责任的付款，这些金额将计入或贷记收入。
由于管理层在评估可能收回监管资产和已发生成本或监管负债退款的可能性时作出重大判断，我们将利率监管影响的会计确认为一项关键审计事项。由于其内在的复杂性，审计这些判断需要关于利率监管和差饷制定过程的会计专业知识。
如何在审计中处理关键审计事项
我们评估基于成本的费率监管的会计影响的审计程序，包括可能收回或退还监管资产和负债的审计程序包括：
•我们测试了管理层对以下可能性的控制的有效性：(1)作为监管资产递延的未来成本比率的收回，以及(2)应作为监管负债报告的利率的退款或未来降幅。我们测试了管理层对初始确认为监管资产或负债的金额的控制的有效性，以及对可能影响未来利率收回成本或未来利率下调的可能性的监管发展的监测和评估。
•我们获得并阅读了BPU和FERC针对PSE&G发布的相关监管命令和其他公开信息，以评估未来费率恢复的可能性，或根据类似情况下处理类似成本的先例评估未来费率下调的可能性。我们评估了外部信息，并将其与管理层记录的监管资产和负债余额进行了完整性比较。
•对于正在处理的监管事项，我们检查了提交给BPU或FERC的相关文件和证词，以寻找可能与管理层的断言相矛盾的任何证据。
•我们评估了与基于成本的费率监管的影响相关的财务报表列报和披露，包括记录的余额和监管发展。
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/s/ 德勤律师事务所与有限责任公司 |
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新泽西州莫里斯敦 |
| 2024年2月26日 |
自1934年以来，我们一直担任本公司的审计师。
独立注册会计师事务所报告
致董事会和唯一股东
公共服务电力和燃气公司
对财务报表的几点看法
本公司已审计所附公共服务电力及燃气公司及其附属公司(“本公司”或PSE&G)于2023年12月31日、2023年及2022年12月31日的综合资产负债表、截至2023年12月31日止三个年度各年度的相关综合经营报表、全面收益、普通股权益及现金流量、相关附注及列于指数第15(B)(B)项的综合财务报表附表(统称“财务报表”)。我们认为，财务报表在所有重要方面都公平地反映了本公司截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的财务状况，以及截至2023年12月31日的三个年度的经营结果和现金流量，符合美国公认的会计原则。
意见基础
这些财务报表由公司管理层负责。我们的责任是根据我们的审计对公司的财务报表发表意见。我们是一家在美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得关于财务报表是否没有重大错报的合理保证，无论是由于错误还是舞弊。本公司并无被要求对其财务报告的内部控制进行审计，我们也没有受聘进行审计。作为我们审计的一部分，我们被要求了解财务报告的内部控制，但不是为了对公司财务报告内部控制的有效性发表意见。因此，我们不表达这样的意见。
我们的审计包括执行评估财务报表重大错报风险的程序，无论是由于错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查与财务报表中的数额和披露有关的证据。我们的审计还包括评价管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评价财务报表的整体列报。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
关键审计事项
下文所述的关键审计事项是指在对财务报表进行当期审计时产生的事项，该事项已传达或要求传达给审计委员会，并且(1)涉及对财务报表具有重大意义的账目或披露，(2)涉及我们特别具有挑战性的、主观的或复杂的判断。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对财务报表的整体意见，我们也不会通过传达下面的关键审计事项，就关键审计事项或与之相关的账目或披露提供单独的意见。
监管影响的会计处理--见财务报表附注1和6
关键审计事项说明
PSE&G为受利率管制的企业编制财务报表，以遵守GAAP，这在某些方面不同于非受管制企业的会计。管理层认为，PSE&G的输电和配电业务继续符合受费率监管实体的会计要求，PSE&G的财务报表反映了监管的经济影响。PSE&G根据新泽西州公用事业委员会(BPU)或联邦能源管理委员会(FERC)发布的费率命令或基于PSE&G在之前费率诉讼中的经验，推迟了某些费用。
如果在费率制定过程中，未来费率可能会有相应的增加或减少，PSE&G将推迟确认成本为监管资产或将债务确认为监管负债。这种会计导致在与不受监管的企业不同的时间段确认收入和费用。监管资产和其他投资以及在各种基础设施备案和条款机制下发生的成本都要经过审慎审查，监管当局未来可能不允许这样做。在某种程度上，
不再可能收取任何基础设施或条款机制的收入、监管资产或监管债务的付款，这些金额将计入收入或贷记收入。
由于管理层在评估可能收回监管资产和已发生成本或监管负债退款的可能性时作出重大判断，我们将利率监管影响的会计确认为一项关键审计事项。由于其内在的复杂性，审计这些判断需要关于利率监管和差饷制定过程的会计专业知识。
如何在审计中处理关键审计事项
我们评估基于成本的费率监管的会计影响的审计程序，包括可能收回或退还监管资产和负债的审计程序包括：
·我们测试了管理层对以下可能性的控制的有效性：(1)作为监管资产递延的未来成本比率的收回，以及(2)应作为监管负债报告的利率的退款或未来降幅。我们测试了管理层对初始确认为监管资产或负债的金额的控制的有效性，以及对可能影响未来利率收回成本或未来利率下调的可能性的监管发展的监测和评估。
·我们获得并阅读了BPU和FERC发布的针对PSE&G的相关监管命令和其他公开可用信息，以评估未来费率恢复或未来根据类似情况下处理类似成本的先例降低费率的可能性。我们评估了外部信息，并将其与管理层记录的监管资产和负债余额进行了完整性比较。
·对于正在处理的监管事项，我们检查了提交给BPU或FERC的相关文件和证词，以寻找可能与管理层的断言相矛盾的证据。
·报告：我们评估了与基于成本的费率监管的影响有关的财务报表列报和披露，包括记录的余额和监管发展。
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/s/ 德勤律师事务所与有限责任公司 |
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新泽西州莫里斯敦 |
| 2024年2月26日 |
自1934年以来，我们一直担任本公司的审计师。
公共服务企业集团公司
合并业务报表
百万美元，每股数据除外
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| | | 截至十二月三十一日止的年度， | |
| | | 2023 | | 2022 | | 2021 | |
| 营业收入 | | $ | 11,237 | | | $ | 9,800 | | | $ | 9,722 | | |
| 运营费用 | | | | | | | |
| 能源成本 | | 3,260 | | | 4,018 | | | 3,499 | | |
| 运维 | | 3,150 | | | 3,178 | | | 3,226 | | |
| 折旧及摊销 | | 1,135 | | | 1,100 | | | 1,216 | | |
| 资产处置和减值损失 | | 7 | | | 123 | | | 2,637 | | |
| 总运营费用 | | 7,552 | | | 8,419 | | | 10,578 | | |
| 营业收入(亏损) | | 3,685 | | | 1,381 | | | (856) | | |
| 权益法投资收益 | | 1 | | | 14 | | | 16 | | |
| 信托投资净收益（损失） | | 189 | | | (265) | | | 194 | | |
| 其他收入净额（扣减） | | 172 | | | 124 | | | 98 | | |
| 非营业性养恤金和其他退休后福利净额（OPEB）（成本） | | (218) | | | 376 | | | 328 | | |
| 债务清偿损失 | | — | | | — | | | (298) | | |
| 利息支出 | | (748) | | | (628) | | | (571) | | |
| 所得税前收入(亏损) | | 3,081 | | | 1,002 | | | (1,089) | | |
| 所得税(费用)福利 | | (518) | | | 29 | | | 441 | | |
| 净收益(亏损) | | $ | 2,563 | | | $ | 1,031 | | | $ | (648) | | |
| 加权平均已发行普通股： | | | | | | | |
| 基本型 | | 498 | | | 498 | | | 504 | | |
| 稀释 | | 500 | | | 501 | | | 504 | | |
| 每股净收益(亏损)： | | | | | | | |
| 基本型 | | $ | 5.15 | | | $ | 2.07 | | | $ | (1.29) | | |
| 稀释 | | $ | 5.13 | | | $ | 2.06 | | | $ | (1.29) | | |
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| | | | | | | | |
请参阅合并财务报表附注。
公共服务企业集团公司
综合全面收益表(损益表)
百万
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度， | |
| | | 2023 | | 2022 | | 2021 | |
| 净收益(亏损) | | $ | 2,563 | | | $ | 1,031 | | | $ | (648) | | |
| 其他综合收益(亏损)，税后净额 | | | | | | | |
| 可供出售证券的未实现收益（亏损），扣除税项（开支）利益$（27), $85及$25截至二零二三年、二零二二年及二零二一年止年度， | | 41 | | | (132) | | | (39) | | |
| 现金流量套期保值未实现收益（亏损），扣除税项（支出）收益（美元），2), $(2)和$(1）分别于截至二零二三年、二零二二年及二零二一年止年度。 | | 6 | | | 3 | | | 3 | | |
| 养恤金/OPEB调整数，扣除税款（费用）福利后，127), $28和$(75）分别于截至二零二三年、二零二二年及二零二一年止年度。 | | 324 | | | (71) | | | 190 | | |
| 其他综合收益(亏损)，税后净额 | | 371 | | | (200) | | | 154 | | |
| 综合收益(亏损) | | $ | 2,934 | | | $ | 831 | | | $ | (494) | | |
| | | | | | | | |
请参阅合并财务报表附注。
公共服务企业集团公司
合并资产负债表
百万
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | |
| | 十二月三十一日， | |
| | 2023 | | 2022 | |
| 资产 | |
| 流动资产 | | | | |
| 现金和现金等价物 | $ | 54 | | | $ | 465 | | |
| 应收账款，扣除备抵额2792023年和$3232022年 | 1,482 | | | 1,944 | | |
| 应收税金 | 10 | | | 79 | | |
| 未开账单收入，扣除备抵额42023年和$162022年 | 244 | | | 322 | | |
| 燃料 | 264 | | | 420 | | |
| 材料和用品，净额 | 759 | | | 540 | | |
| 提前还款 | 144 | | | 93 | | |
| 衍生工具合约 | 112 | | | 18 | | |
| | | | | |
| 监管资产 | 273 | | | 369 | | |
| 持有待售资产 | — | | | 20 | | |
| 其他 | 31 | | | 33 | | |
| 流动资产总额 | 3,373 | | | 4,303 | | |
| 财产、厂房和设备 | 48,603 | | | 45,924 | | |
| 减：累计折旧和摊销 | (10,572) | | | (9,982) | | |
| 净财产、厂房和设备 | 38,031 | | | 35,942 | | |
| 非流动资产 | | | | |
| 监管资产 | 5,157 | | | 4,404 | | |
| 经营性租赁使用权资产 | 179 | | | 176 | | |
| 长期投资 | 295 | | | 624 | | |
| 核退役信托基金 | 2,524 | | | 2,230 | | |
| 长期应收税款 | — | | | 5 | | |
| 可变利益实体长期应收款 | 632 | | | 551 | | |
| 拉比信托基金 | 179 | | | 183 | | |
| | | | | |
| 衍生工具合约 | 29 | | | 15 | | |
| 其他 | 342 | | | 285 | | |
| 非流动资产共计 | 9,337 | | | 8,473 | | |
| 总资产 | $ | 50,741 | | | $ | 48,718 | | |
| | | | | |
请参阅合并财务报表附注。
公共服务企业集团公司
合并资产负债表
百万
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | |
| | 十二月三十一日， | |
| | 2023 | | 2022 | |
| 负债和资本化 | |
| 流动负债 | | | | |
| 一年内到期的长期债务 | $ | 1,500 | | | $ | 1,575 | | |
| 商业票据和贷款 | 949 | | | 2,200 | | |
| 应付帐款 | 1,214 | | | 1,271 | | |
| 衍生工具合约 | 86 | | | 124 | | |
| 应计利息 | 170 | | | 134 | | |
| 应计税 | 8 | | | 12 | | |
| 新泽西清洁能源计划 | 145 | | | 145 | | |
| 返还现金抵押品的义务 | 89 | | | 290 | | |
| 监管责任 | 349 | | | 384 | | |
| 其他 | 547 | | | 545 | | |
| 流动负债总额 | 5,057 | | | 6,680 | | |
| 非流动负债 | | | | |
| 递延所得税和投资税收抵免（ITC） | 6,671 | | | 5,725 | | |
| 监管责任 | 2,075 | | | 2,240 | | |
| 经营租约 | 173 | | | 169 | | |
| 资产报废债务 | 1,468 | | | 1,499 | | |
| 其他退休后福利（OPEB）费用 | 349 | | | 410 | | |
| Servco的OPEB成本 | 514 | | | 455 | | |
| 应计养恤金费用 | 606 | | | 705 | | |
| Servco的应计养老金成本 | 102 | | | 82 | | |
| | | | | |
| 环境成本 | 213 | | | 231 | | |
| 衍生工具合约 | 6 | | | 33 | | |
| 长期应计税 | 45 | | | 66 | | |
| 其他 | 201 | | | 199 | | |
| 非流动负债总额 | 12,423 | | | 11,814 | | |
| 承付款及或然负债（见附注13） | | | | |
| 大写 | | | | |
| 长期债务
| 17,784 | | | 16,495 | | |
| 股东权益 | | | | |
| 普通股，无面值，授权 1,0002023年和2022年发行—534股票 | 5,018 | | | 5,065 | | |
| 2023年和2022年的库存，按成本计算36和37分别为股票 | (1,379) | | | (1,377) | | |
| 留存收益 | 12,017 | | | 10,591 | | |
| 累计其他综合损失 | (179) | | | (550) | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 股东权益总额 | 15,477 | | | 13,729 | | |
| 总市值 | 33,261 | | | 30,224 | | |
| 负债和资本总额 | $ | 50,741 | | | $ | 48,718 | | |
| | | | | |
请参阅合并财务报表附注。
公共服务企业集团公司
合并现金流量表
百万
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度， | |
| 经营活动的现金流 | | 2023 | | 2022 | | 2021 | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 净收益(亏损) | | $ | 2,563 | | | $ | 1,031 | | | $ | (648) | | |
| 净收入（亏损）对经营活动现金流量净额的调整： | | | | | | | |
| 折旧及摊销 | | 1,135 | | | 1,100 | | | 1,216 | | |
| 核燃料摊销 | | 189 | | | 183 | | | 187 | | |
| 资产处置和减值（收益）损失 | | 7 | | | 123 | | | 2,637 | | |
| 债务清偿损失 | | — | | | — | | | 298 | | |
| 排放限额和可再生能源信贷（REC）合规应计 | | 3 | | | 55 | | | 138 | | |
| 递延所得税和国贸中心 | | 355 | | | (261) | | | (845) | | |
| 非现金雇员福利计划（贷记）成本 | | 366 | | | (239) | | | (178) | | |
| 能源合同和其他衍生产品的已实现和未实现（收益）净损失 | | (1,333) | | | 639 | | | 614 | | |
| 移走的费用 | | (166) | | | (129) | | | (121) | | |
| 能源效率计划监管投资支出 | | (466) | | | (286) | | | (117) | | |
| 能源效率项目监管投资支出摊销 | | 82 | | | 48 | | | 31 | | |
| 其他监管资产和负债净变动 | | 2 | | | (78) | | | (185) | | |
| 来自NDT基金的净（收益）损失和（收入）损失 | | (248) | | | 202 | | | (229) | | |
| 若干流动资产及负债变动净额： | | | | | | | |
| 现金抵押品 | | 1,408 | | | (677) | | | (790) | | |
| 返还现金抵押品的义务 | | (201) | | | 111 | | | 81 | | |
| 应计税款 | | (10) | | | (94) | | | (127) | | |
| 其他流动资产及负债 | | 110 | | | (187) | | | (263) | | |
| 雇员福利计划资金及相关付款 | | (40) | | | (35) | | | (25) | | |
| 其他 | | 50 | | | (3) | | | 62 | | |
| 经营活动提供的（使用的）现金净额 | | 3,806 | | | 1,503 | | | 1,736 | | |
| 投资活动产生的现金流 | | | | | | | |
| 物业、厂房和设备的附加费 | | (3,325) | | | (2,888) | | | (2,719) | | |
| 出售信托投资所得款项 | | 1,714 | | | 1,586 | | | 2,100 | | |
| 购买信托投资 | | (1,751) | | | (1,611) | | | (2,092) | | |
| 出售长期资产及租赁投资所得款项 | | 37 | | | 1,918 | | | 569 | | |
| 出售权益法投资所得款项 | | 291 | | | — | | | — | | |
| 对权益法投资的贡献 | | — | | | (124) | | | (111) | | |
| 其他 | | 76 | | | 18 | | | 9 | | |
| 投资活动提供的（使用的）现金净额 | | (2,958) | | | (1,101) | | | (2,244) | | |
| 融资活动产生的现金流 | | | | | | | |
| 商业票据净变动 | | 250 | | | (819) | | | 256 | | |
| 短期贷款收益 | | 750 | | | 2,000 | | | 2,500 | | |
| 偿还短期贷款 | | (2,250) | | | (2,500) | | | (300) | | |
| 发行长期债务 | | 2,800 | | | 2,850 | | | 2,825 | | |
| 偿还长期债务 | | (1,575) | | | (700) | | | (3,082) | | |
| 股份回购计划付款 | | — | | | (500) | | | — | | |
| 提前清偿债务所支付的保费 | | — | | | — | | | (294) | | |
| 普通股支付的现金股利 | | (1,137) | | | (1,079) | | | (1,031) | | |
| 其他 | | (98) | | | (6) | | | (75) | | |
| 融资活动提供（使用）的现金净额 | | (1,260) | | | (754) | | | 799 | | |
| 现金、现金等价物和限制性现金净增(减) | | (412) | | | (352) | | | 291 | | |
| 期初现金、现金等价物和限制性现金 | | 511 | | | 863 | | | 572 | | |
| 期末现金、现金等价物和限制性现金 | | $ | 99 | | | $ | 511 | | | $ | 863 | | |
| 补充披露现金流量信息： | | | | | | | |
| 已付所得税（已付所得税） | | $ | 144 | | | $ | 353 | | | $ | 425 | | |
| 已付利息，扣除资本化金额 | | $ | 683 | | | $ | 602 | | | $ | 547 | | |
| 应计不动产、厂房和设备支出 | | $ | 443 | | | $ | 366 | | | $ | 331 | | |
| | | | | | | | |
请参阅合并财务报表附注。
公共服务企业集团公司
合并股东权益报表
百万
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 普普通通
库存 | | 财务处
库存 | | 保留
收益 | | 累计
其他
全面
收益(亏损) | | |
| | | 嘘 | | 金额 | | 嘘 | | 金额 | | 总计 | |
| 2020年12月31日的余额 | | 534 | | | $ | 5,031 | | | (30) | | | $ | (861) | | | $ | 12,318 | | | $ | (504) | | | $ | 15,984 | | |
| 净亏损 | | — | | | — | | | — | | | — | | | (648) | | | — | | | (648) | | |
| 其他综合收益（亏损），扣除税项（开支）利益，51) | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 154 | | | 154 | | |
| 综合损失 | | | | | | | | | | | | | | (494) | | |
| 现金股息$2.04每股普通股 | | — | | | — | | | — | | | — | | | (1,031) | | | — | | | (1,031) | | |
| 其他 | | — | | | 14 | | | — | | | (35) | | | — | | | — | | | (21) | | |
| 截至2021年12月31日的余额 | | 534 | | | $ | 5,045 | | | (30) | | | $ | (896) | | | $ | 10,639 | | | $ | (350) | | | $ | 14,438 | | |
| 净收入 | | — | | | — | | | — | | | — | | | 1,031 | | | — | | | 1,031 | | |
| 其他综合收益（亏损），扣除税项（费用）福利111 | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (200) | | | (200) | | |
| 综合收益 | | | | | | | | | | | | | | 831 | | |
| 现金股息$2.16每股普通股 | | — | | | — | | | — | | | | | (1,079) | | | — | | | (1,079) | | |
| 股份回购计划付款 | | — | | | — | | | (7) | | | (500) | | | — | | | — | | | (500) | | |
| 其他 | | — | | | 20 | | | — | | | 19 | | | — | | | — | | | 39 | | |
| 截至2022年12月31日的余额 | | 534 | | | $ | 5,065 | | | (37) | | | $ | (1,377) | | | $ | 10,591 | | | $ | (550) | | | $ | 13,729 | | |
| 净收入 | | — | | | — | | | — | | | — | | | 2,563 | | | — | | | 2,563 | | |
| 其他综合收益（亏损），扣除税项（开支）利益，156) | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 371 | | | 371 | | |
| 综合收益 | | | | | | | | | | | | | | 2,934 | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| 现金股息$2.28每股普通股 | | — | | | — | | | — | | | — | | | (1,137) | | | — | | | (1,137) | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| 其他 | | — | | | (47) | | | 1 | | | (2) | | | — | | | — | | | (49) | | |
| 截至2023年12月31日的余额 | | 534 | | | $ | 5,018 | | | (36) | | | $ | (1,379) | | | $ | 12,017 | | | $ | (179) | | | $ | 15,477 | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
请参阅合并财务报表附注。
公共服务电力和燃气公司
合并业务报表
百万
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度， | |
| | | 2023 | | 2022 | | 2021 | |
| 营业收入 | | $ | 7,807 | | | $ | 7,935 | | | $ | 7,122 | | |
| 运营费用 | | | | | | | |
| 能源成本 | | 3,010 | | | 3,270 | | | 2,688 | | |
| 运维 | | 1,843 | | | 1,838 | | | 1,692 | | |
| 折旧及摊销 | | 980 | | | 935 | | | 928 | | |
| 资产处置收益 | | — | | | — | | | (4) | | |
| 总运营费用 | | 5,833 | | | 6,043 | | | 5,304 | | |
| 营业收入 | | 1,974 | | | 1,892 | | | 1,818 | | |
| 信托投资净收益（损失） | | — | | | (2) | | | 2 | | |
| 其他收入净额（扣减） | | 80 | | | 88 | | | 88 | | |
| 非营业养恤金和预算支出净额 | | 114 | | | 281 | | | 264 | | |
| 利息支出 | | (493) | | | (427) | | | (402) | | |
| 所得税前收入 | | 1,675 | | | 1,832 | | | 1,770 | | |
| 所得税费用 | | (160) | | | (267) | | | (324) | | |
| 净收入 | | $ | 1,515 | | | $ | 1,565 | | | $ | 1,446 | | |
| | | | | | | | |
见综合财务报表附注中有关公共服务电力和燃气公司的披露。
公共服务电力和燃气公司
综合全面收益表
百万
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度， | |
| | | 2023 | | 2022 | | 2021 | |
| 净收入 | | $ | 1,515 | | | $ | 1,565 | | | $ | 1,446 | | |
| 其他综合收益(亏损)，税后净额 | | | | | | | |
| 可供出售证券的未实现收益（亏损），扣除税（费用）0, $2及$1截至二零二三年、二零二二年及二零二一年止年度， | | 1 | | | (6) | | | (2) | | |
| 综合收益 | | $ | 1,516 | | | $ | 1,559 | | | $ | 1,444 | | |
| | | | | | | | |
见综合财务报表附注中有关公共服务电力和燃气公司的披露。
公共服务电力和燃气公司
合并资产负债表
百万
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | |
| | 十二月三十一日， | |
| | 2023 | | 2022 | |
| 资产 | |
| 流动资产 | | | | |
| 现金和现金等价物 | $ | 30 | | | $ | 220 | | |
| 应收账款，扣除备抵额2792023年和$3232022年 | 1,076 | | | 1,075 | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 未开账单收入，扣除备抵额42023年和$162022年 | 244 | | | 322 | | |
| 材料和用品，净额 | 519 | | | 307 | | |
| 提前还款 | 57 | | | 7 | | |
| 监管资产 | 273 | | | 369 | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 其他 | 31 | | | 32 | | |
| 流动资产总额 | 2,230 | | | 2,332 | | |
| 财产、厂房和设备 | 43,753 | | | 41,045 | | |
| 减：累计折旧和摊销 | (8,711) | | | (8,215) | | |
| 净财产、厂房和设备 | 35,042 | | | 32,830 | | |
| 非流动资产 | | | | |
| 监管资产 | 5,157 | | | 4,404 | | |
| 经营租赁使用权资产 | 99 | | | 86 | | |
| 长期投资 | 117 | | | 143 | | |
| 拉比信托基金 | 32 | | | 32 | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 其他 | 196 | | | 133 | | |
| 非流动资产共计 | 5,601 | | | 4,798 | | |
| *总资产 | $ | 42,873 | | | $ | 39,960 | | |
| | | | | |
见综合财务报表附注中有关公共服务电力和燃气公司的披露。
公共服务电力和燃气公司
合并资产负债表
百万
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | |
| | 十二月三十一日， | |
| | 2023 | | 2022 | |
| 负债和资本化 | |
| 流动负债 | | | | |
| 一年内到期的长期债务 | $ | 750 | | | $ | 825 | | |
| 商业票据和贷款 | 425 | | | — | | |
| 应付帐款 | 780 | | | 703 | | |
| | | | | |
| 应付账款—关联公司 | 504 | | | 485 | | |
| 应计利息 | 139 | | | 113 | | |
| 新泽西清洁能源计划 | 145 | | | 145 | | |
| | | | | |
| 返还现金抵押品的义务 | 89 | | | 290 | | |
| 监管责任 | 349 | | | 384 | | |
| 其他 | 434 | | | 416 | | |
| 流动负债总额 | 3,615 | | | 3,361 | | |
| 非流动负债 | | | | |
| 递延所得税和ITC | 5,813 | | | 5,348 | | |
| 监管责任 | 2,075 | | | 2,240 | | |
| 经营租约 | 89 | | | 77 | | |
| 资产报废债务 | 401 | | | 384 | | |
| OPEB费用 | 210 | | | 255 | | |
| 应计养恤金费用 | 396 | | | 397 | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 环境成本 | 151 | | | 173 | | |
| | | | | |
| 长期应计税 | 2 | | | 9 | | |
| 其他 | 160 | | | 163 | | |
| 非流动负债总额 | 9,297 | | | 9,046 | | |
| 承付款及或然负债（见附注13） | | | | |
| 大写 | | | | |
| 长期债务 | 12,913 | | | 11,871 | | |
| 股东权益 | | | | |
| 普通股; 1502023年及2022年获授权股份；已发行及未发行股份—132股票 | 892 | | | 892 | | |
| 缴入资本 | 2,156 | | | 2,156 | | |
| 留存收益 | 14,004 | | | 12,639 | | |
| 累计其他综合损失 | (4) | | | (5) | | |
| 总股东权益 | 17,048 | | | 15,682 | | |
| 总资本 | 29,961 | | | 27,553 | | |
| 负债和资本总额 | $ | 42,873 | | | $ | 39,960 | | |
| | | | | |
见综合财务报表附注中有关公共服务电力和燃气公司的披露。
公共服务电力和燃气公司
合并现金流量表
百万
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度， | |
| | | 2023 | | 2022 | | 2021 | |
| 经营活动的现金流 | | | | | | | |
| 净收入 | | $ | 1,515 | | | $ | 1,565 | | | $ | 1,446 | | |
| 将净收入与经营活动的现金流量净额进行调整： | | | | | | | |
| 折旧及摊销 | | 980 | | | 935 | | | 928 | | |
| | | | | | | | |
| 递延所得税和国贸中心 | | 29 | | | 137 | | | 116 | | |
| 非现金雇员福利计划（贷记）成本 | | 8 | | | (179) | | | (156) | | |
| 移走的费用 | | (166) | | | (129) | | | (121) | | |
| 能源效率计划监管投资支出 | | (466) | | | (286) | | | (117) | | |
| 能源效率项目监管投资支出摊销 | | 82 | | | 48 | | | 31 | | |
| 其他监管资产和负债净变动 | | 2 | | | (78) | | | (185) | | |
| 若干流动资产及负债的净变动 | | | | | | | |
| 应收账款和未开账单收入 | | 72 | | | (132) | | | (34) | | |
| 材料和用品 | | (211) | | | (73) | | | (16) | | |
| *提前还款。 | | (50) | | | 8 | | | (1) | | |
| 应付帐款 | | 13 | | | 96 | | | (71) | | |
| 应收/应付账款—关联公司，净额 | | (3) | | | 18 | | | (32) | | |
| 返还现金抵押品的义务 | | (201) | | | 111 | | | 81 | | |
| 其他流动资产及负债 | | 23 | | | 44 | | | (71) | | |
| 雇员福利计划资金及相关付款 | | (20) | | | (17) | | | (10) | | |
| 其他 | | (67) | | | (40) | | | (64) | | |
| 经营活动提供(使用)的现金净额 | | 1,540 | | | 2,028 | | | 1,724 | | |
| 投资活动产生的现金流 | | | | | | | |
| 物业、厂房和设备的附加费 | | (2,998) | | | (2,590) | | | (2,447) | | |
| 出售信托投资所得款项 | | 4 | | | 12 | | | 35 | | |
| 购买信托投资 | | (3) | | | (10) | | | (29) | | |
| 太阳能贷款投资 | | 27 | | | 34 | | | 29 | | |
| 其他 | | 6 | | | 11 | | | 16 | | |
| 由投资活动提供(用于)的现金净额 | | (2,964) | | | (2,543) | | | (2,396) | | |
| 融资活动产生的现金流 | | | | | | | |
| 商业票据和贷款净变动 | | 425 | | | — | | | (100) | | |
| 发行长期债务 | | 1,800 | | | 900 | | | 1,325 | | |
| 偿还长期债务 | | (825) | | | — | | | (434) | | |
| | | | | | | | |
| 支付的现金股利 | | (150) | | | (450) | | | — | | |
| 其他 | | (17) | | | (8) | | | (13) | | |
| 由融资活动提供(用于)的现金净额 | | 1,233 | | | 442 | | | 778 | | |
| 现金、现金等价物和限制性现金净增(减) | | (191) | | | (73) | | | 106 | | |
| 期初现金、现金等价物和限制性现金 | | 266 | | | 339 | | | 233 | | |
| 期末现金、现金等价物和限制性现金 | | $ | 75 | | | $ | 266 | | | $ | 339 | | |
| 补充披露现金流量信息： | | | | | | | |
| 已付所得税（已付所得税） | | $ | 77 | | | $ | 137 | | | $ | 266 | | |
| 已付利息，扣除资本化金额 | | $ | 449 | | | $ | 409 | | | $ | 383 | | |
| 应计不动产、厂房和设备支出 | | $ | 395 | | | $ | 331 | | | $ | 294 | | |
| | | | | | | | |
见综合财务报表附注中有关公共服务电力和燃气公司的披露。
公共服务电力和燃气公司
普通股股东权益合并报表
百万
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | 普通股 | | 投稿
资本 | | | | 保留
收益 | | 累计
其他
全面
收入(亏损) | | 总计 | |
| 2020年12月31日的余额 | | $ | 892 | | | $ | 2,156 | | | | | $ | 10,078 | | | $ | 3 | | | $ | 13,129 | | |
| 净收入 | | — | | | — | | | | | 1,446 | | | — | | | 1,446 | | |
| 其他综合收益（亏损），扣除税项（费用）福利1 | | — | | | — | | | | | — | | | (2) | | | (2) | | |
| 综合收益 | | | | | | | | | | | | 1,444 | | |
| 截至2021年12月31日的余额 | | $ | 892 | | | $ | 2,156 | | | | | $ | 11,524 | | | $ | 1 | | | $ | 14,573 | | |
| 净收入 | | — | | | — | | | | | 1,565 | | | — | | | 1,565 | | |
| 其他综合收益（亏损），扣除税项（费用）福利2 | | — | | | — | | | | | — | | | (6) | | | (6) | | |
| 综合收益 | | | | | | | | | | | | 1,559 | | |
| 的现金股息 | | $ | — | | | $ | — | | | | | $ | (450) | | | $ | — | | | (450) | | |
| 截至2022年12月31日的余额 | | $ | 892 | | | $ | 2,156 | | | | | $ | 12,639 | | | $ | (5) | | | $ | 15,682 | | |
| 净收入 | | — | | | — | | | | | 1,515 | | | — | | | 1,515 | | |
| 其他综合收益（亏损），扣除税项（费用）福利0 | | — | | | — | | | | | — | | | 1 | | | 1 | | |
| 综合收益 | | | | | | | | | | | | 1,516 | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| 支付的现金股利 | | — | | | — | | | | | (150) | | | — | | | (150) | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2023年12月31日的余额 | | $ | 892 | | | $ | 2,156 | | | | | $ | 14,004 | | | $ | (4) | | | $ | 17,048 | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
见综合财务报表附注中有关公共服务电力和燃气公司的披露。
注：1.重要会计政策的组织、列报依据和摘要
组织
公共服务企业集团有限公司(PSEG)是一家公用事业控股公司，通过其全资子公司运作，是一家主要受监管的电力和天然气公用事业公司，也是一家核能发电企业。PSEG的主要运营子公司包括：
•公共服务电力和燃气公司(PSE&G)-这是一家公用事业公司，主要从事新泽西州某些地区的电力传输和电力和天然气分配。PSE&G受到新泽西州公用事业委员会(BPU)、联邦能源管理委员会(FERC)以及其他联邦和新泽西州监管机构的监管。PSE&G还投资于新泽西州受监管的太阳能发电项目和能效(EE)及相关项目，这些项目由BPU监管。
•PSEG Power LLC(PSEG Power)-该公司是一家能源供应公司，通过其主要的直接全资子公司进行竞争性能源销售，将其商业核电资产的运营与其燃料供应职能相结合。PSEG Power的子公司受到FERC、核管理委员会(NRC)以及它们运营所在州的其他联邦监管机构和州监管机构的监管。
PSEG的其他直接全资子公司包括：PSEG长岛有限责任公司(PSEG Li)，根据运营服务协议(OSA)运营长岛电力局(LIPA)的输配电(T&D)系统；PSEG Energy Holdings L.L.C.(Energy Holdings)，主要持有遗留租赁投资和竞争性投标，FERC监管的输电；以及PSEG Services Corporation(Services)，以成本价向PSEG及其子公司提供某些管理、行政和一般服务。
陈述的基础
本文所包括的财务报表是根据美国证券交易委员会(美国证券交易委员会)适用于Form 10-K年度报告的规则和条例以及美国公认的会计准则编制的。对上一年的财务报表进行了某些重新分类，以符合本年度的列报方式。这些重新分类对PSEG或PSE&G的运营结果、财务状况或现金流没有影响。
重大会计政策
合并原则
每家公司合并它拥有控股权或是主要受益者的实体。见附注4.可变利息主体。公司对其有重大影响，但不拥有控股权和/或不是主要受益者的实体，按权益会计方法入账。不符合合并或权益法会计资格的股权投资按公允价值入账，或如公允价值不能轻易确定，则按成本初步确认，若同一发行人的相同或类似投资有有序交易或投资减值，则于其后重新计量。所有重要的公司间账户和交易在合并中都会被剔除。
PSE&G和PSEG Power在某些共同拥有的设施中也拥有不可分割的权益，各自负责支付各自的所有权份额，包括建设成本、燃料采购和运营费用。PSE&G和PSEG Power将与各自共同拥有的设施相关的任何收入和费用合并到适当的收入和费用类别中。
监管效果的会计处理
根据利率管制实体的会计准则，PSE&G的财务报表反映了管制的经济影响。如果在费率制定过程中，未来费率可能会有相应的增加或减少，PSE&G将推迟确认成本(监管资产)或记录债务确认(监管负债)。因此，PSE&G推迟了某些成本和回收，这些成本和回收将在未来的各个时期摊销。若任何该等成本或负债因法规的改变而不再可能收取，则相关的监管资产或负债将记入或记入收入的贷方。管理层认为，PSE&G的T&D业务继续符合费率管制实体的会计要求。有关其他信息，请参阅附注6.监管资产和负债。
现金、现金等价物和限制性现金
以下是 对合并资产负债表中报告的现金、现金等价物和限制性现金进行对账，这些现金、现金等价物和限制性现金合计为截至2022年12月31日和2023年12月31日的年度合并现金流量表中相同金额的总额。受限现金主要包括收到的与PSE&G建筑项目有关的存款。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | |
| | PSE&G | | PSEG电源和其他(A) | | 已整合 | |
| | 百万 | |
| 截至2022年12月31日 | | | | | | |
| 现金和现金等价物 | $ | 220 | | | $ | 245 | | | $ | 465 | | |
| 其他流动资产中的限制性现金 | 27 | | | — | | | 27 | | |
| 其他非流动资产中的限制性现金 | 19 | | | — | | | 19 | | |
| 现金、现金等价物和限制性现金 | $ | 266 | | | $ | 245 | | | $ | 511 | | |
| 截至2023年12月31日 | | | | | | |
| 现金和现金等价物 | $ | 30 | | | $ | 24 | | | $ | 54 | | |
| 其他流动资产中的限制性现金 | 23 | | | — | | | 23 | | |
| 其他非流动资产中的限制性现金 | 22 | | | — | | | 22 | | |
| 现金、现金等价物和限制性现金 | $ | 75 | | | $ | 24 | | | $ | 99 | | |
| | | | | | | |
(A) 包括适用于PSEG Power、Energy Holdings、Services和PSEG(母公司)的金额。
衍生工具
每家公司都根据其业务计划和审慎做法使用衍生工具来管理风险。
在PSEG及其附属公司中，PSEG Power对大宗商品价格风险的敞口最大。PSEG Power面临大宗商品价格风险，主要与电力、天然气和其他大宗商品的市场价格变化有关。市场价格的波动是供需、燃料成本、市场状况、天气、州和联邦监管政策、环境政策、输电可用性和其他因素变化的结果。PSEG Power使用各种衍生和非衍生工具，如金融期权、期货和掉期，以管理大宗商品价格波动的风险敞口，并优化PSEG Power的预期发电量的价值。衍生工具合约的公平市价变动计入收益。
要确定一份合约是否有资格成为衍生品，管理层需要做出重大判断，包括评估该合约的市场流动性。PSEG认定，购买和销售某些产品的合同不符合当前权威指导下的衍生品定义，因为它们不提供净结算，或者市场流动性不足，无法得出结论，即实物远期合同很容易转换为现金。
在现行权威指引下，所有衍生工具均按其公允价值在资产负债表上确认，但可被指定为正常购买及正常销售(NPN)的衍生工具除外。此外，符合对冲会计条件的衍生品可以被指定为公允价值或现金流对冲。
若干抵销衍生资产及负债须遵守总净额结算或类似协议。一般而言，协议条款规定，在提前终止的情况下，对手方有权抵销该协议和与同一对手方的任何其他协议所规定的欠款或欠款。因此，这些头寸在PSEG综合资产负债表上抵销。
就现金流量对冲而言，被指定并符合现金流量对冲资格的衍生工具的损益将于累计其他全面收益(亏损)中递延，直至收益受对冲交易的现金流量变动所影响。
对于不符合条件或未被指定为现金流量或公允价值对冲或NPN的衍生合约，公允价值的变化计入当期收益。PSEG目前没有为其大宗商品衍生品头寸选择对冲会计。
有关衍生金融工具的其他资料，请参阅附注16.金融风险管理活动。
收入确认
PSE&G受监管的电力和天然气收入主要根据向客户提供的服务进行记录。PSE&G记录了从上次抄表时间到各自会计期间结束期间为客户提供的服务将收取的估计金额的未开单收入。未开具账单的收入是根据每天的使用量估计的，数字
根据一年中的时间以及未计费期间的实际度数和温湿度指数小时与预期正常值之间的差异，估计季节性负荷。
根据FERC批准的年度公式费率机制提供服务时，来自电力传输的受监管收入被确认。这一机制规定每年提交一份估计收入要求的文件，税率自每年1月1日起生效。在截至12月31日的年度期间结束后，PSE&G提交一份真实数据，将其实际收入需求与最初的估计进行比较，以确定收入是否过高或不足。PSE&G将实际收入要求与申报收入要求之间的差额的估计财务报表影响记录为退款或延期以供未来追回，当此类金额可能且可根据利率管制实体的会计指导进行合理估计时。
PSEG Power目前在PJM InterConnection，L.L.C.(PJM)内拥有发电业务，该公司为能源和能源相关产品的调度提供便利。PSEG通常在其综合业务报表中按收入或能源成本报告与PSEG Power的PJM独立系统运营商(ISO)进行的电力销售和采购的每小时净额，其分类取决于每小时净活动。产能收入和支出也是根据PSEG Power在PJM的每月净销售或购买头寸报告的。PSEG Power还有与双边合同有关的收入，这些合同在能源交付时按权责发生制记账。PSEG Power的收入还包括能源衍生品合约价值的变化。见附注16.财务风险管理活动以供进一步讨论。
PSEG Li是长岛电力服务有限责任公司(Servco)的主要受益人。对于以Servco为主体的交易，Servco将收入和相关的传递支出分别记录在运营收入和运营和维护(O&M)费用中。更多信息见附注4.可变利息实体。
有关收入的更多信息，请参阅附注2.收入。
折旧及摊销
PSE&G根据几类财产的估计平均剩余寿命，采用直线法计算折旧。定期审查这些估计数，并根据BPU或FERC的批准进行必要的调整。以应计折旧财产原始成本的百分比表示的平均折旧率如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | 平均费率 | |
| | | 2023 | | 2022 | | 2021 | |
| 电力传输 | | 2.09 | % | | 2.18 | % | | 2.29 | % | |
| 配电 | | 2.54 | % | | 2.56 | % | | 2.56 | % | |
| 气体分布 | | 1.84 | % | | 1.93 | % | | 1.84 | % | |
| | | | | | | | |
PSEG按直线法计算与核能发电相关的资产的折旧，折旧的基础是资产的估计使用寿命约为60几年前80好几年了。
建设期间资金拨备(AFUDC)和建设期间资本化利息(IDC)
AFUDC是用于为PSE&G建造新的公用事业资产提供资金的债务和股权资金的成本。IDC是用于为PSEG的其他子公司的建设提供资金的债务成本。作为财产、厂房和设备资本化的AFUDC或IDC的金额作为权益部分的利息费用或其他收入的减少额计入。用于计算截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日的年度的AFUDC或IDC的金额和平均费率如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | AFUDC/IDC大写 | |
| | | 2023 | | 2022 | | 2021 | |
| | | 百万 | | 平均费率 | | 百万 | | 平均费率 | | 百万 | | 平均费率 | |
| PSE&G | | $ | 83 | | | 7.13 | % | | $ | 84 | | | 7.39 | % | | $ | 93 | | | 7.37 | % | |
| 其他 | | $ | 9 | | | 5.66 | % | | $ | 4 | | | 2.24 | % | | $ | 9 | | | 4.90 | % | |
| | | | | | | | | | | | | | |
所得税
PSEG及其子公司提交一份合并的联邦所得税申报单，根据PSEG与其附属子公司之间的税收分享协议，根据每个子公司的应纳税所得额或亏损，将所得税分配给PSEG的子公司。PSEG及其子公司之间的分配通过公司间账户记录。前几年递延的投资税收抵免(国贸中心)将在相关财产的使用年限内摊销。
不确定所得税头寸使用福利确认模型进行会计处理，该模型采用两步法、更可能确认标准和计量属性，衡量该头寸为最终结算时实现可能性大于50%的最大税收优惠金额。如果这种好处不太可能因其技术优势而持续下去，那么就不会记录任何好处。只与项目何时被包括在纳税申报单上的时间相关的不确定的税收头寸被认为已经达到了确认阈值。见附注20.所得税以作进一步讨论。
长期资产减值准备
每当情况发生或变化，例如法规、商业环境、交易对手资信或市场状况的重大不利变化，包括商品及产能价格长期不利，或目前预期长期资产将在其先前估计的使用年限结束前大幅出售或处置，管理层便会评估长期资产的减值。在这种情况下，进行未贴现现金流分析，以确定是否存在减值。当一项长期资产或资产组的账面金额超过相关的未贴现估计未来现金流量时，该资产/资产组在其公允价值小于其账面金额的范围内被视为减值。减值将导致长期资产/资产组的价值通过非现金计入收益而减少。
对于PSEG，长期资产和资产组的现金流是在可识别现金流基本上独立于其他资产和负债现金流的最低水平确定的。核电机组的现金流在投资组合层面上进行评估。有关对PSEG长期资产进行减值评估的更多信息，请参阅附注3.资产处置和减值。
应收账款--信贷损失准备
PSE&G的应收账款，包括未开账单的收入，主要由提供电力和天然气服务以及家电服务的公用事业客户应收账款组成，并在资产负债表中报告为经信贷损失准备金调整后的未偿款项总额。信贷损失准备金反映了PSE&G对账户余额损失的最佳估计。这项津贴是基于PSE&G对应收账款账龄、历史经验、经济因素和其他现有证据的预测，包括冠状病毒大流行对截至2023年12月31日的未偿余额的估计影响。PSE&G的电力坏账支出通过社会效益条款(SBC)机制收回，增量天然气坏账已通过冠状病毒(新冠肺炎)监管资产推迟至未来回收。见附注2.收入和附注6.监管资产和负债。
应收账款在应收账款被视为无法收回的期间注销。应收账款的收回在知道将收到时予以记录。
材料、用品和燃料
PSEG和PSE&G的材料和用品在购买时按平均成本计入库存，并在安装或使用时酌情计入物业、厂房和设备的费用或资本化。PSEG的燃料库存按平均成本或市场价格中的较低者估值，主要包括用于履行PSEG Power与PSE&G的天然气供应合同项下义务的储存天然气。燃料成本，包括初始运输成本，在购买时计入库存，并在使用或销售时计入能源成本。核燃料成本在不动产、厂房和设备内资本化，并按生产单位法摊销为燃料费用。
物业、厂房及设备
PSE&G对现有物业、厂房和设备的增加和更换按成本资本化。维护、修理和更换次要财产的费用在发生时计入费用。在单位折旧财产报废或以其他方式处置时，按净残值调整的原始成本计入累计折旧。
PSEG将与其发电资产相关的成本资本化，包括与其共同所有的设施有关的成本，这些设施可增加现有资产的产能、改善或延长其寿命；代表新获得或建造的资产；或代表已报废资产的替换。次要财产的维护、维修和更换的费用在发生时记入适当的费用账户。如果环境成本缓解或防止了未来的环境污染，或如果成本改善了现有资产的环境安全或效率，则将环境成本资本化。所有其他环境支出均在发生时计入费用。PSEG还将满足特定标准的发电资产的备件资本化。资本化的备件在其相关资产的剩余寿命内折旧。
租契
PSEG及其子公司在作为承租人或出租人时，在一开始就确定一项安排是否为租赁。PSEG对合同进行评估，以确定该安排是否传达了(I)控制已确定财产的使用的权利，(Ii)从使用该财产中获得几乎所有经济利益的权利，以及(Iii)指示使用该财产的权利。
PSEG及其附属公司在任何未被分类为经营租赁的重大租赁中既不是承租人也不是出租人。
承租人—经营租赁使用权资产指于租赁期内使用相关资产的权利，而经营租赁负债指支付租赁产生的租赁付款的责任。经营租赁使用权资产及经营租赁负债于租赁开始日期根据租赁期内租赁付款现值确认。
经营租赁负债的流动部分计入其他流动负债。经营租赁使用权资产及非流动经营租赁负债分别作为独立标题列入PSEG及PSE & G的综合资产负债表的非流动资产及非流动负债。PSEG及其附属公司不就租期为十二个月或以下的租赁确认经营租赁使用权资产及经营租赁负债。
PSEG及其子公司在租赁期间以直线方式确认租赁付款，并在产生这些付款的债务期间确认可变租赁付款。
作为承租人，PSEG及其附属公司的大部分经营租赁不提供隐含利率；因此，递增借款利率是根据开始日期可获得的信息来确定租赁付款的现值。隐含汇率在容易确定的情况下使用。PSE&G的增量借款利率是基于担保借款利率。PSEG的增量借款利率通常是无担保利率。在计算了PSEG和PSEG Power各自的模拟担保利率后，确定无担保借款利率和模拟担保利率之间的差额对其记录的经营租赁使用权资产和经营租赁负债具有非实质性影响。服务、PSEG Li等不借入资金或发行债务的PSEG子公司可签订租赁协议。由于这些公司没有信用评级和相关的增量借款利率，PSEG已确定这些公司使用母公司PSEG的增量借款利率是合适的。
租赁条款可包括在合理确定将行使此类选择权时延长或终止租约的选择权。
PSEG及其子公司与租赁和非租赁部分签订了租赁协议。对于不动产、设备和车辆租赁，租赁和非租赁构成部分作为单一租赁构成部分入账。
出租人-在PSEG或其一家子公司为出租人的情况下，受经营租赁的财产包括在房地产、厂房和设备中，来自这些租赁的租金收入包括在经营收入中。
PSEG及其子公司与租赁和非租赁组件签订了租赁协议，这些组件主要与国内能源发电有关。PSEG和子公司将租赁和非租赁组成部分作为单一租赁组成部分进行会计处理。有关租赁的详细信息，请参阅附注7.租赁。
能源控股是杠杆租赁的出租人。杠杆租赁会计准则不适用于现有的杠杆租赁。能源控股的杠杆租赁计入营业收入和非流动长期投资。如果在2019年1月1日之后修改，这些杠杆租赁将计入经营性或融资性租赁。见附注8.长期投资和附注9.应收账款融资。
信托投资
这些证券包括核退役信托基金、一个总的独立外部信托账户，用于支付PSEG核设施停止运作时的退役费用，以及为资助拉比信托而存入的数额，该信托是为履行与不合格养恤金计划和递延赔偿计划有关的义务而设立的。
股权证券投资的未实现收益和亏损计入净收入。债务证券被分类为可供出售，未实现损益计入累计其他全面收益(亏损)的组成部分。股权和可供出售债务证券投资的已实现损益都计入收益，并与股权证券的未实现损益一起计入信托投资净收益(亏损)。NDT和Rabbi Trust债务证券的非临时性减值也包括在信托投资的净收益(亏损)中。请参阅附注10.信托投资以作进一步讨论。
养老金和其他退休后福利(OPEB)计划
合格养恤金计划和OPEB计划持有的计划资产的市场相关价值等于这些资产在年终时的公允价值。公允价值采用市场报价和基于证券的独立定价服务来确定。
受托人在测量日期(12月31日)报告的类型，以及通过第三方评估估值的非上市房地产投资。
PSEG确认一笔长期应收账款，主要与LIPA未来为Servco已确认的养老金和OPEB负债提供资金有关。这笔应收款在PSEG的综合资产负债表中作为非流动资产单独列报。根据OSA，Servco记录了对其养恤金计划信托基金的缴费和向退休人员支付的OPEB付款的费用。
见附注12.退休金、其他退休后福利(OPEB)和储蓄计划以供进一步讨论。
基数调整
PSE&G在其综合资产负债表中记录了与2000年8月以BPU规定的价格从PSE&G转移到PSEG Power的发电资产有关的基础调整。由于转移是在关联公司之间进行的，因此交易按资产和负债的账面净值记录，而不是按转移价格记录。与发电有关的资产和负债的总转让价格与账面净值之间的差额，#美元。986在PSE&G‘s和PSEG Power的合并资产负债表中，扣除税收后的净额被记录为基数调整。这一美元986百万美元是PSE&G普通股股东权益的增加，PSEG Power成员股权的减少。这些数额在PSEG的合并财务报表中注销。
2023年12月31日，PSE&G对其合并资产负债表和合并普通股权益报表中的某些股东权益金额进行了重新分类。此前披露的基数调整额为美元986百万美元与缴入资本合并，基于基数调整的基本性质。这一重新分类对以前报告的股东权益总额没有影响。
预算的使用
按照公认会计准则编制财务报表要求管理层作出估计和假设，以影响在财务报表之日报告的资产和负债额、或有资产和负债的披露以及报告期内报告的收入和支出。实际结果可能与这些估计不同。
最新会计准则
对可报告分部披露的改进-会计准则更新(ASU)2023-07
这一ASU要求每年和中期披露递增的分部信息，包括某些重大分部费用的额外细节，以使投资者能够开发更多决策有用的财务分析。ASU在2023年12月15日之后的财政年度和2024年12月15日之后的过渡期内有效。PSEG和PSE&G目前正在分析这一标准对他们未来披露的影响。
所得税披露的改进-ASU 2023-09
这个ASU对目前的对账披露进行了修订，要求类别一致和更大的司法分项，以提高透明度。ASU还规定包括按司法管辖区披露已缴纳的所得税。ASU在2024年12月15日之后的年度期间有效。PSEG和PSE&G目前正在分析这一ASU对他们未来披露的影响。
注2.收入
商品和服务的性质
以下是PSEG及其子公司产生收入的主要活动的描述。
PSE&G
与客户签订合同的收入
电力和天然气分配和输电收入-PSE&G根据默认的商品供应电价向客户销售天然气和电力。PSE&G受监管的电力和天然气违约商品供应和分销服务是单独的费率，在将产品(S)和/或服务(S)交付给客户时满足这些费率。电力和天然气商品和交付关税是有效的经常性合同，直到适当地通过监管批准程序进行修改。随着服务提供给客户，收入会随着时间的推移而确认。PSE&G的受监管收入包括未计入账单的电力和天然气收入，这些收入代表从最近的电表读数到各自会计期间结束期间为客户提供的服务将收取的估计金额。
PSE&G的传输收入是根据FERC批准的年度公式费率机制在单独的费率下赚取的。输电服务的履行义务得到履行，收入在提供给客户时确认。公式税率机制规定每年提交一份估计收入要求的文件，税率自
每一年，并根据实际收入需求进行真实的估计。真实机制是一种替代收入，不在与客户签订合同的收入范围内。
与客户签订合同的其他收入
与客户签订合同的其他收入主要来自家电维修服务和太阳能发电项目，这些收入并不是PSE&G收入的主要来源。履行这些合同下的履约义务，并在交付产品或提供服务的控制下确认收入。
与客户合同无关的收入
与与客户的合同无关的其他PSE&G收入来自根据监管会计指导记录的替代收入机制。这些收入包括保护激励计划(CIP)、绿色能源计划实况调查和输电公式费率实况调查，并不是PSE&G收入的主要来源。
PSEG电源和其他
与客户签订合同的收入
电力及相关产品-PSEG Power仅在PJM内拥有发电，这有助于能源和能源相关产品的调度。在2022年出售化石发电资产之前，PSEG Power在纽约独立系统运营商(NYISO)和新英格兰独立系统运营商(ISO-NE)地区也有大量销售。
PSEG Power主要向PJM ISO销售能源和辅助服务，这些服务在前一天或实时能源市场单独交易。能源和辅助服务履行义务通常在交付时随着时间的推移得到履行，收入也相应确认。从历史上看，PJM为代表PSEG Power业绩义务的能源、容量、可再生能源信用(REC)和辅助服务的捆绑供应签订了批发负荷合同。随着向客户提供捆绑服务，这些合同的收入将随着时间的推移而确认。PSEG一般在其综合业务报表中以营业收入或能源成本的形式每小时报告与PJM净值进行的电力销售和购买。这一分类取决于每小时净活动量。
PSEG Power通过PJM进入产能销售和产能购买。根据PSEG Power通过PJM每月的净销售或购买头寸，这些交易按净额报告。对PJM的履约义务在交付能力后随着时间的推移得到履行，收入也相应地确认。除了通过PJM销售的容量外，PSEG Power还通过双边合同销售容量，相关收入按毛数报告，并在交付容量后随着时间的推移确认。
2022年12月下旬，由于冬季风暴埃利奥特引发了绩效评估间隔(PAI)事件，PJM首次在ISO范围内采取了最大发电量紧急行动。在PAI期间，PSEG Power的Salem 2核电站因事件第二天的计划外停电而受到处罚。我们剩下的核电站在整个活动期间获得了奖金。在ISO澄清了到目前为止的预期奖金支付和收入后，2023年记录了额外的收入。塞勒姆2‘S处罚和其他单位获得的奖金的估计影响对PSEG 2022年或2023年的财务业绩没有实质性影响。
PSEG Power的Salem 1、Salem 2和Hope Creek核电站已获得BPU颁发的零排放证书(ZEC)，直至2025年5月。这些核电站预计将从新泽西州的配电公司(EDC)获得ZEC收入。PSEG Power在机组发电时确认收入，这是履行履行义务的时候。这些收入包括在下表中的PJM销售额中。每一个EDC在一个能源年度从选定的核电站购买的ZEC数量预计将减去与相同工厂获得的生产税抵免(PTCs)美元金额相等的ZEC数量。2021年5月，新泽西州费率律师向BPU 2021年裁决的新泽西州上诉部提出上诉，决定向核电站授予ZEC。2023年12月，上诉部门驳回了Rate Counsel的上诉，并确认了BPU 2021年4月的决定，Rate Counsel可以向新泽西州最高法院上诉的期限已经到期。不允许进一步上诉。
天然气合同-PSEG Power主要通过与PSE&G签订基于指数的全要求基本气体供应服务(BGSS)合同来批发天然气，以满足PSE&G客户的天然气供应要求。除非任何一方在两年内通知终止，否则BGSS的合同仍然有效。根据PSE&G日常需求之外的天然气、存储和管道能力，PSEG Power还根据双边合同向其他交易对手出售天然气和管道能力。履行义务主要是交付天然气，并随着时间的推移而履行。收入在天然气输送或管道能力释放时确认。
PSEG Li合同-PSEG Li与LIPA签订了一份产生收入的合同。PSEG Li的子公司Servco记录从LIPA收回的成本，并在Servco是交易本金的情况下将这些成本的收回记录为收入。
与客户签订合同的其他收入
PSEG Power与LIPA签订了能源管理和燃料采购服务的长期合同。收入在提供服务时随时间确认。
与客户合同无关的收入
PSEG Power与客户合约无关的收入包括电力、天然气和某些能源相关交易，这些交易根据衍生工具和对冲会计指南入账。见附注16。金融风险管理活动供进一步讨论。
能源控股产生租赁收入，并根据租赁会计指引记录。
收入分解
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| | PSE&G | | PSEG Power & Other（A） | | 淘汰 | | 已整合 | |
| | 百万 | |
| 截至2023年12月31日的年度 | | | | | | | | |
| 与客户签订合同的收入 | | | | | | | | |
| 配电 | $ | 3,494 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 3,494 | | |
| 气体分布 | 1,982 | | | — | | | — | | | 1,982 | | |
| 传输 | 1,673 | | | — | | | — | | | 1,673 | | |
| 电力及相关产品销售 | | | | | | | | |
| PJM | | | | | | | | |
| 第三方销售 | — | | | 892 | | | — | | | 892 | | |
| 销售给附属公司 | — | | | 114 | | | (114) | | | — | | |
| | | | | | | | | |
| ISO-NE | — | | | 13 | | | — | | | 13 | | |
| 天然气销售 | | | | | | | | |
| 第三方销售 | — | | | 206 | | | — | | | 206 | | |
| 销售给附属公司 | — | | | 984 | | | (984) | | | — | | |
| 与客户签订合同的其他收入（B） | 368 | | | 631 | | | (5) | | | 994 | | |
| 与客户签订合同的总收入 | 7,517 | | | 2,840 | | | (1,103) | | | 9,254 | | |
| 与客户合同无关的收入（C） | 290 | | | 1,693 | | | — | | | 1,983 | | |
| 总营业收入 | $ | 7,807 | | | $ | 4,533 | | | $ | (1,103) | | | $ | 11,237 | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | PSE&G | | PSEG Power & Other（A） | | 淘汰 | | 已整合 | |
| | 百万 | |
| 截至2022年12月31日的年度 | | | | | | | | |
| 与客户签订合同的收入 | | | | | | | | |
| 配电 | $ | 3,503 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 3,503 | | |
| 气体分布 | 2,357 | | | — | | | (1) | | | 2,356 | | |
| 传输 | 1,589 | | | — | | | — | | | 1,589 | | |
| 电力及相关产品销售 | | | | | | | | |
| PJM | | | | | | | | |
| 第三方销售 | — | | | 2,152 | | | — | | | 2,152 | | |
| 销售给附属公司 | — | | | 151 | | | (151) | | | — | | |
| 纽约国际标准化组织 | — | | | 88 | | | — | | | 88 | | |
| ISO-NE | — | | | 96 | | | — | | | 96 | | |
| 天然气销售 | | | | | | | | |
| 第三方销售 | — | | | 458 | | | — | | | 458 | | |
| 销售给附属公司 | — | | | 1,243 | | | (1,243) | | | — | | |
| 与客户签订合同的其他收入（B） | 390 | | | 605 | | | (6) | | | 989 | | |
| 与客户签订合同的总收入 | 7,839 | | | 4,793 | | | (1,401) | | | 11,231 | | |
| 与客户合同无关的收入（C） | 96 | | | (1,527) | | | — | | | (1,431) | | |
| 总营业收入 | $ | 7,935 | | | $ | 3,266 | | | $ | (1,401) | | | $ | 9,800 | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | PSE&G | | PSEG Power & Other（A） | | 淘汰 | | 已整合 | |
| | 百万 | |
| 截至2021年12月31日的年度 | | | | | | | | |
| 与客户签订合同的收入 | | | | | | | | |
| 配电 | $ | 3,279 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 3,279 | | |
| 气体分布 | 1,875 | | | — | | | (13) | | | 1,862 | | |
| 传输 | 1,611 | | | — | | | — | | | 1,611 | | |
| 电力及相关产品销售 | | | | | | | | |
| PJM | | | | | | | | |
| 第三方销售 | — | | | 2,003 | | | — | | | 2,003 | | |
| 销售给附属公司 | — | | | 265 | | | (265) | | | — | | |
| 纽约国际标准化组织 | — | | | 247 | | | — | | | 247 | | |
| ISO-NE | — | | | 172 | | | — | | | 172 | | |
| 天然气销售 | | | | | | | | |
| 第三方销售 | — | | | 181 | | | — | | | 181 | | |
| 销售给附属公司 | — | | | 886 | | | (886) | | | — | | |
| 与客户签订合同的其他收入（B） | 343 | | | 620 | | | (3) | | | 960 | | |
| 与客户签订合同的总收入 | 7,108 | | | 4,374 | | | (1,167) | | | 10,315 | | |
| 与客户合同无关的收入（C） | 14 | | | (607) | | | — | | | (593) | | |
| 总营业收入 | $ | 7,122 | | | $ | 3,767 | | | $ | (1,167) | | | $ | 9,722 | | |
| | | | | | | | | |
(A)包括适用于PSEG Power、PSEG LI和Energy Holdings的收入。
(B)主要包括家电维修服务和在PSE & G拍卖中出售太阳能可再生能源信贷（SREC）的收入。PSEG Power & Other包括PSEG Power与LIPA的能源管理费和PSEG LI与LIPA的OSA。
(C)主要包括PSE & G于二零二二年及二零二三年主要来自CIP计划的替代收入，以及PSEG Power & Other衍生合约及租赁合约的已变现及未变现收益（亏损）净额。
合同余额
PSE&G
截至2023年12月31日、2023年和2022年12月31日，PSE&G没有任何实质性合同余额(已经提供的服务的对价权利或未来提供服务的对价义务)。基本上，PSE&G的所有应收账款和未开票收入都来自与客户签订的按关税定价的合同。免税额约为18%和20截至2023年、2023年和2022年12月31日的应收账款(包括未开单收入)的百分比。
应收帐款—信贷损失准备
PSE&G的应收账款，包括未开账单的收入，主要由提供电力和天然气服务以及家电服务的公用事业客户应收账款组成，并在资产负债表上报告为扣除信贷损失准备后的未偿款项总额。信贷损失准备金反映了PSE&G对账户余额损失的最佳估计。这笔准备金是基于PSE&G对应收账款账龄、历史经验、经济因素和其他现有证据的预测，包括新冠肺炎疫情对截至2023年12月31日的未偿余额的估计影响。PSE&G的电子坏账支出可以通过其SBC机制收回。截至2023年12月31日，PSE&G的递延余额为1美元。149从记录为监管资产的电力坏账中获得100万美元。此外，截至2023年12月31日，PSE&G已递延增量天然气坏账支出美元。68由于冠状病毒大流行的影响，记录为监管资产的100万美元，用于未来的监管恢复。有关更多信息，请参阅附注6.监管资产和负债。
以下是PSE&G截至2023年12月31日和2022年12月31日止年度的信贷损失拨备对账。
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| | 截至十二月三十一日止的年度， | |
| | 2023 | | 2022 | |
| | 百万 | |
| 年初余额 | $ | 339 | | | $ | 337 | | |
| 公用事业客户和其他帐户 | | | | |
| *条款。 | 100 | | | 114 | | |
| 注销，扣除#美元的回收净额25百万美元和美元462023年和2022年分别为 | (156) | | | (112) | | |
| 年终余额 | $ | 283 | | | $ | 339 | | |
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PSEG电源和其他
PSEG Power一般在履行履约义务后收取对价，因此，PSEG Power截至2023年12月31日和2022年12月31日没有重大合同余额。
PSEG Power的应收账款包括与客户签订的合同和其他合同产生的款项，这些款项不在与客户签订的合同收入的会计指导范围之内。这些应收账款中的大多数受总净额结算协议的约束。因此，与客户签订合同产生的应收账款和与客户合同无关的应收账款在综合资产负债表上计入应收账款和应付账款。
PSEG Power的应收账款主要包括直接出售给ISO和其他交易对手的能源和辅助服务收入。在PSEG Power运营的能源批发市场，提供的服务和转让的产品通常应在交货后30天内付款。因此，与这些应收账款相关的信用风险很小。截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日，PSEG Power没有为这些应收账款记录信贷损失准备金。PSEG Power持续监测交易对手的状况，以评估是否存在任何预期的信贷损失。
截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日，PSEG Li没有任何实质性合同余额。
固定对价合同下的剩余履约义务
PSEG主要记录指南允许的收入，其中规定，如果一个实体有权从客户那里获得与该实体迄今完成的业绩对客户的价值直接对应的对价金额，该实体可以确认该实体有权开具发票的金额的收入。PSEG根据固定对价合同承担的未来履约义务如下：
来自PJM年度基本剩余和增量拍卖的容量收入-基本剩余部分拍卖一般在运行期前三年每年进行。2023/2024年的拍卖于2022年6月举行。2023年2月，2022年12月举行的2024/2025年拍卖结果出炉。PSEG Power预计将通过基本和增量拍卖实现以下平均容量价格，包括先前已清理的容量义务的机组特定双边合同。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | |
| 交付年份 | | 每兆瓦-天成本 | | MW已清除 | |
| 2023年6月至2024年5月 | | $50 | | 3,700 | |
| 2024年6月至2025年5月 | | $55 | | 3,500 | |
| | | | | | |
与PJM地区输电组织的容量交易以净额为基础进行报告，具体取决于PSEG Power每月的净销售或净购买头寸。
修改后的OSA-2022年4月，PSEG Li与LIPA签订了经修订的OSA。OSA仍然是一份为期12年的服务合同，将于2025年结束，其中包括年度固定和可变组成部分。2024年根据该协议提供服务的固定费用约为$。44每年根据消费物价指数(CPI)的变化进行更新。
注3.资产处置和减值
2023年5月，PSEG出售了其在Ocean Wind JV HoldCo，LLC的25%股权。出售所得款项接近PSEG投资的账面价值；因此，处置时不会确认任何重大损益。
2023年7月，PSEG Power完成了其在Kalaeloa的50%所有权权益的出售。出售所得款项接近PSEG Power投资的账面价值；因此，出售时不会确认任何重大损益。
2022年，Energy Holdings记录的税前减值为1美元78100万美元与其国内能源发电设施之一及其房地产资产有关。2023年3月，能源控股完成了国内能源发电设施的出售，并录得无形的税前收益。2023年12月，能源控股完成了房地产资产的出售，并录得了非实质性的税前收益。
2021年8月，PSEG达成了两项协议，出售PSEG Power的6,750兆瓦化石发电投资组合，其中一项协议是出售新泽西州和马里兰州的资产，另一项协议是将位于纽约和康涅狄格州的资产出售给ArcLight Energy Partners Fund VII，L.P.的新成立子公司，ArcLight Energy Partners Fund，L.P.是一只由ArcLight Capital Partners，LLC控制的基金，总对价约为$1,920百万美元。2021年，PSEG记录的销售税前减值亏损约为#美元2,691百万美元，因为收购价格低于2021年的账面价值。除减值损失外，PSEG Power的所有未偿债务均已赎回，PSEG发生税前亏损#美元298用于提前赎回应付的整笔准备金和其他非现金债务清偿费用，并记入约#美元13税前遣散费和留任费用、环境应计项目和其他调整费用为100万美元。
根据每项协议的定义，因任何收购价格或营运资金调整而须作进一步调整，包括根据自2021年12月31日起至截止日期的实际表现对化石发电资产的正或负现金流作出调整。因此，PSEG Power在2022年记录了大约1美元的额外税前减值50在2022年2月完成这一化石发电投资组合的销售之前.
PSEG Power保留了某些债务的所有权，这些债务被排除在主要与某些环境法规下的义务有关的交易之外，包括新泽西州工业场地恢复法案(ISRA)和康涅狄格州转让法案(CTA)下的补救义务。任何此类环境补救措施的金额目前都无法估计，但总体上很可能是实质性的。
2021年5月，PSEG Power的直接全资子公司PSEG Power Ventures LLC(Power Ventures)与LS Power的关联公司Quattro Solar，LLC签订了一项购买协议，内容涉及Power Ventures出售其在PSEG Solar Source LLC(Solar Source)的100%所有权权益，包括其相关资产和负债。这笔交易于2021年6月完成。作为出售的结果，PSEG Power记录了销售的税前收益约为#美元63100万美元，其中包括确认以前递延未摊销的ITC#美元185100万美元，所得税支出约为美元622000万美元，主要是因为国贸中心重新占领了运营不到五年的单位。
注4.可变利益实体(VIE)
PSEG Li是主要受益者的竞争
PSEG Li整合了Servco，这是一家资本较少的VIE，其创建的目的是运营LIPA在纽约长岛的T&D系统，并为LIPA提供行政支持职能。政务处处长Li是Servco的主要受益者，因为它指导Servco的运营，这是对Servco经济业绩最重要的活动，它有义务吸收Servco可能对Servco产生重大影响的亏损。这样的损失对PSEG来说无关紧要。
根据OSA，Servco的运营成本完全由LIPA支付，因此，PSEG Li与Servco活动相关的风险是有限的。政协主席Li目前没有义务向Servco提供直接财务支持。除了按照特别服务协议的规定支付Servco的运营费用外，PSEG Li还收到每年的合同管理费。在某些情况下，PSEG Li的年度合同管理费可能会被未经联邦紧急事务管理署批准的Servco年度风暴成本、有限的或有负债和未能达到某些业绩指标的罚款部分抵消。
对于Servco作为委托人和控制向LIPA提供的服务的交易，例如与其员工进行的劳动和与劳工有关的活动的交易，包括与养老金和OPEB相关的交易，Servco分别在营业收入和运营与维护费用中记录收入和相关的传递支出。在2023年、2022年和2021年，Servco记录了533百万，$516百万美元和美元511分别为运营和维护成本百万，全额报销
这反映在营业收入上。对于Servco作为LIPA代理的交易，它按净额记录收入和相关费用，因此不影响PSEG的综合业务报表。
注5.财产、厂房和设备以及共有设施
截至2023年12月31日和2022年12月31日的物业、厂房和设备相关信息详细如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | |
| | 2023 | | 2022 | |
| | 百万 | |
| PSE&G | | | | |
| 电力传输 | $ | 17,379 | | | $ | 16,393 | | |
| 配电 | 11,554 | | | 10,785 | | |
| 天然气的分配和传输 | 11,545 | | | 10,616 | | |
| 在建工程 | 1,283 | | | 1,336 | | |
| 其他 | 1,992 | | | 1,915 | | |
| PSE&G合计 | 43,753 | | | 41,045 | | |
| 核生产 | 3,496 | | | 3,567 | | |
| 使用中的核燃料 | 772 | | | 758 | | |
| 在建工程 | 224 | | | 177 | | |
| 其他 | 358 | | | 377 | | |
| 总计 | $ | 48,603 | | | $ | 45,924 | | |
| | | | | |
PSE & G及PSEG Power于以下共同拥有设施拥有所有权权益，并负责提供彼等各自份额的必要融资。所有金额均反映PSE & G或PSEG Power在合资项目中的份额，相应的直接费用作为运营费用列入综合经营报表。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | 截至12月31日， | |
| | | | | 2023 | | 2022 | |
| | | 所有权 | | | | 累计 | | | | 累计 | |
| | | 利息 | | 种 | | 折旧 | | 种 | | 折旧 | |
| | | | | 百万 | |
| PSE&G： | | | | | | | | | | | |
| 传输设施 | | 五花八门 | | $ | 164 | | | $ | 69 | | | $ | 164 | | | $ | 67 | | |
| PSEG能力： | | | | | | | | | | | |
| 核能发电： | | | | | | | | | | | |
| 桃底 | | 50 | % | | $ | 1,451 | | | $ | 534 | | | $ | 1,444 | | | $ | 506 | | |
| 萨利姆 | | 57 | % | | $ | 1,461 | | | $ | 534 | | | $ | 1,455 | | | $ | 516 | | |
| 核支持设施 | | 五花八门 | | $ | 178 | | | $ | 77 | | | $ | 228 | | | $ | 119 | | |
| 其他 | | 14 | % | | $ | 1 | | | $ | — | | | $ | 1 | | | $ | — | | |
| | | | | | | | | | | | |
PSEG Power在上述共同拥有的设施中拥有不可分割的所有权权益。PSEG Power有权分享每台机组的发电能力和发电量，相当于其各自的所有权权益。PSEG Power还支付其所有权份额，包括额外的建设成本、燃料库存采购和运营费用。PSEG Power为共同拥有的设施分担的费用包括在适当的费用类别中。每个所有者都要对其按比例分摊的资本支出的任何融资负责。
PSEG Power与星座能源发电有限责任公司共同拥有Salem和Peach Bottom。PSEG Power是塞勒姆和星座能源发电的运营商，有限责任公司是桃底的运营商。由共同所有人任命的委员会提供监督。作为PSEG正常权力治理进程的一部分，拟议的运营与维护预算和主要资本支出申请将得到审查和批准。
注6.监管资产和负债
PSE&G根据GAAP为受监管的公用事业公司编制财务报表，如附注1.组织、列报基础和重要会计政策摘要所述。PSE&G根据BPU或FERC发布的利率命令或基于PSE&G在之前利率诉讼程序中的经验，推迟了某些费用。截至2023年12月31日，PSE&G的大多数监管资产和负债都得到了书面订单的支持，无论是明确的还是含蓄的，通过BPU对各种成本项目的处理。这些成本将在未来的各个时期收回和摊销。
根据我们的各种基础设施备案和条款机制产生的监管资产和其他投资及成本将受到审慎审查，并可能在未来被监管机构禁止。如果不再可能收取任何基础设施或条款机制的收入、监管资产或监管负债的付款，则这些金额将计入收入或贷记收入。
PSE&G拥有以下监管资产和负债：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | |
| | | 截至12月31日， | |
| | | 2023 | | 2022 | |
| | | 百万 | |
| 监管资产 | | | | | |
| 当前 | | | | | |
| 新泽西清洁能源计划 | | $ | 145 | | | $ | 145 | | |
| 保护奖励计划（CIP） | | 103 | | | 51 | | |
| 电能成本—基本发电服务（BGS） | | 19 | | | 54 | | |
| 社会福利条款（SBC） | | 6 | | | 20 | | |
| 税收调整抵免（TAC） | | — | | | 52 | | |
| | | | | | |
| 2018年分销基本费率案例监管资产（BRC） | | — | | | 47 | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| 流动监管资产总额 | | 273 | | | 369 | | |
| 非电流 | | | | | |
| 养老金和OPEB成本 | | $ | 1,427 | | | $ | 1,405 | | |
| 递延所得税管理资产 | | 1,343 | | | 1,168 | | |
| 绿色计划回收费用（GPRC） | | 827 | | | 447 | | |
| 资产报废债务(ARO) | | 210 | | | 200 | | |
| 人造气厂（MGP）修复成本 | | 199 | | | 206 | | |
| 移走的费用 | | 172 | | | 156 | | |
| 清洁能源未来能源云（CEF—EC）（先进计量基础设施（AMI）） | | 153 | | | 80 | | |
| SBC（电子坏账） | | 149 | | | 145 | | |
| COVID—19延期 | | 131 | | | 137 | | |
| CIP | | 129 | | | 72 | | |
| 补救调整费（RAC）（其他SBC） | | 110 | | | 134 | | |
| 延迟风暴费用 | | 109 | | | 109 | | |
| 其他 | | 198 | | | 145 | | |
| 非流动监管资产总额 | | 5,157 | | | 4,404 | | |
| 监管资产总额 | | $ | 5,430 | | | $ | 4,773 | | |
| | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | |
| | | 截至12月31日， | |
| | | 2023 | | 2022 | |
| | | 百万 | |
| 监管责任 | | | | | |
| 当前 | | | | | |
| 递延所得税监管负债 | | $ | 170 | | | $ | 302 | | |
| | | | | | |
| 煤气成本—基本煤气供应服务（BGSS） | | 97 | | | 35 | | |
| 公式速率校正 | | 22 | | | 1 | | |
| GPRC | | 20 | | | 24 | | |
| | | | | | |
| TAC | | 18 | | | — | | |
| 其他 | | 22 | | | 22 | | |
| 流动监管负债总额 | | 349 | | | 384 | | |
| 非电流 | | | | | |
| 递延所得税监管负债 | | $ | 2,075 | | | $ | 2,196 | | |
| 公式速率校正 | | — | | | 31 | | |
| | | | | | |
| 其他 | | — | | | 13 | | |
| 非流动监管负债总额 | | 2,075 | | | 2,240 | | |
| 监管负债总额 | | $ | 2,424 | | | $ | 2,624 | | |
| | | | | | |
除非另有说明，否则所有监管资产和负债都不包括在PSE&G的费率基础之外。上表中的监管资产和负债定义如下：
•阿罗：这些成本代表了根据公认会计原则按费率调整的搬迁成本会计和资产报废会计之间的差异。随着资产报废，这些成本将在未来的费率中收回。
•BRC：代表递延成本，主要包括2010年至2018年清理主要风暴所产生的风暴成本，根据2018年分配基本费率案件和解，这些成本将在五年内摊销。截至2023年12月31日，这些成本已全部收回。
•CEF-EC(非洲联盟倡议)：2021年1月，BPU批准了PSE&G的CEF-EC申请，为其电子客户提供智能电表。在PSE&G最近提起的分销基本费率案中，该计划的所有资本和运营成本都包括在内，以供收回。从计划开始到新的基本费率开始，该计划的资本部分的回报包括在这些费率中回收，以及与PSE&G预计在2024年底完成的现有非AMI电表加速退役相关的运营和搁置成本。
•CIP：CIP减少了大多数客户的销售量和需求变化对电力和天然气分销收入的影响。CIP规定了与PSE&G最近分销基本费率程序中确定的收入相比，本期收入的真实情况。CIP下的回收受到某些限制，包括实际与允许的股本回报率测试以及客户费率上调的上限。
•移走的费用：PSE&G应计并收取退休后拆除、拆除和处置其配电、输电和燃气分配的费用。监管资产或非法定要求的搬迁费用负债是指收取的差额与实际发生的费用之间的差额。
•新冠肺炎延期：这些金额是与新冠肺炎相关的增量成本，这是BPU在2020年7月向所有新泽西州受监管的公用事业公司发布的命令中授权推迟的。BPU授权这些公用事业公司通过在账簿上延期的方式创建与新冠肺炎相关的监管资产，并记录在BPU定义的监管资产期间与新冠肺炎相关的审慎产生的增量成本。递延成本将被该公用事业公司可能因新冠肺炎疫情直接导致的任何联邦或州援助所抵消。公用事业公司必须提交所发生的成本和补偿的季度报告。在BPU的指示下，2023年7月，PSE&G提交了一份请愿书，记录了其谨慎产生的新冠肺炎增量成本。费率回收，包括任何审慎决定和适当的回收期限，将通过目前悬而未决的申请来解决。
•递延所得税监管资产：该等金额涉及公用事业营运产生的递延所得税，而该等递延所得税并未计入与折旧、税项折旧及其他流动项目有关的客户税率，包括与税务修复扣减有关的累计递延所得税向客户的回流。作为其与BPU达成的分销基本费率案件和解的一部分，以及在2018年建立TAC机制，PSE&G同意将其先前实现的税收修复扣减所得的递延所得税十年回流给客户，这导致确认了一美元581截至2018年9月30日的百万监管资产和监管负债。此外，PSE&G同意当前已实现的正在进行的税务修复扣减所产生的税收优惠回流，这导致在回流时记录监管资产。在截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度中，PSE&G提供了80百万，$35百万美元和美元22分别在当前税收修复回流到客户中的100万。与税收修复相关的递延所得税监管资产的回收和摊销正在通过TAC监管机制进行追回。
•递延所得税监管负债：这些负债主要涉及因降低2017年减税和就业法案(税法)规定的联邦企业所得税税率而欠客户的超额递延所得税金额，以及之前实现的与分配相关的税务修复扣减所产生的累计递延所得税。作为与监管机构达成和解的一部分，PSE&G同意退还超额递延所得税，具体如下：
•未受保护的分配相关超额递延所得税将在五年内通过PSE&G的TAC机制退还给客户，该机制已在2018年分配基本费率程序中获得批准。截至2023年12月31日，待回流给客户的余额约为$20100万美元，剩余的回收期到2024年。
•受保护的分销相关超额递延所得税将通过PSE&G的TAC机制在分销物业、厂房和设备的剩余使用寿命内退还给客户。截至2023年12月31日，待回流给客户的余额约为$862百万美元。
•之前实现的与分销相关的税务维修扣减将通过PSE&G的TAC机制在十年内退还给客户。截至2023年12月31日，待回流给客户的余额约为$387到2028年将达到100万。
•受保护的输电相关超额递延所得税将通过PSE&G的输电公式费率机制，在输电财产、厂房和设备的剩余使用年限内退还给客户。截至2023年12月31日，待回流给客户的余额约为$931百万美元。
•延迟风暴成本：恢复过程中产生的增量成本以及2019年至2022年主要风暴的相关成本，PSE&G正在寻求在其当前的分销基本费率程序中进行恢复。
•电能成本—BGS：这些费用是指BPU批准的与BGS相关的超额或不足回收金额。根据BPU的要求，PSE&G是其服务区域内未由其他供应商提供服务的电力客户的最后供应商。这些服务的定价是由BPU设定的，作为直通服务，导致PSE&G的运营没有利润率。超过或低于收回的带息余额将通过每月提交的文件退还或收回。
•公式费率调整：PSE&G的传输收入是根据FERC批准的年度公式费率机制获得的，该机制规定每年提交一份估计收入要求，费率自每年1月1日起生效，并根据实际收入要求真实地符合该估计。
•煤气费—BGSS：这些费用是指经BPU核准的与BGS相关的超额或不足回收金额。根据BPU的要求，PSE&G是其服务区域内未由其他供应商提供服务的天然气客户的最后供应商。这些服务的定价是由BPU设定的，作为直通服务，导致PSE&G的运营没有利润率。多收或少收的余额通过年度申报退还或追回。利息只有在超过收回的余额时才会应计。
•GPRC：PSE&G每年向BPU提交一份GPRC请愿书，要求收回与BPU董事会批准的能效(EE)和太阳能(RE)计划相关的金额，其中包括投资和资本资产的回报，以及递延费用和增量成本的回收。GPRC
投资方案部分在基础投资和资本资产的有效期内收回，期限从五年到二十年不等。
获得投资回报和回报的经批准的GPRC组件包括：碳减排、能效经济刺激计划(EEE)、EEE延期计划、EEE延期II计划、太阳能发电投资计划(Solar 4 All®)、Solar 4 All®扩展，Solar 4 All®延期II、太阳能贷款II计划、太阳能贷款III计划、EE 2017计划和清洁能源未来-能源效率(CEF-EE)。
此外，收到递延费用成本回收的GPRC组件包括：过渡可再生能源证书计划、社区太阳能计划和后续太阳能激励计划。
监管资产余额指递延投资及相关未收回余额，并就任何超额收回的余额记录监管负债。 对任何超额或欠款的余额按月累加利息。递延投资和费用的摊销计入运营与维护费用。GPRC主要投资于公司拥有的太阳能设施的资本资产部分包括在房地产、厂房和设备中，折旧记录在折旧和摊销费用中。
•MGP补救成本：表示MGPS的剩余环境调查和补救计划清理成本的范围的低端，这些成本可能在未来的费率中回收。一旦发生这些费用，它们将通过SBC的RAC在七年内连本带利收回。
•新泽西州清洁能源计划：BPU批准了未来对EE和RE项目的资金要求。BPU的资金需求通过SBC收回。
•养老金和OPEB成本：PSE&G根据雇主的固定收益养老金和OPEB计划的会计准则以及相关的BPU命令，将固定收益养老金和其他OPEB计划的未确认成本记录在资产负债表上作为监管资产。这些费用是未计入费用的精算净损益和以前的服务费用。这些成本被摊销，并在未来的利率中收回。
•RAC(其他SBC)：清理MGPS所产生的成本，通过年度申请在七年内收回并计入利息。
•SBC：根据BPU和新泽西州电力折扣和能源竞争法案的授权，SBC包括与PSE&G的电力和天然气业务相关的成本如下：(1)普遍服务基金；(2)EE&RE计划；(3)电气坏账支出；以及(4)发生的MGP补救支出的RAC。超过或低于收回的带息余额将通过年度申报退还或追回。
•TAC：这是与退还超额累计递延所得税以及根据BPU在PSE&G 2018年分销基本费率案件和解中批准的机制下以前实现的和当前的税收修复扣除相关的超收或少收的电力和天然气余额。超过或低于收集的电力和天然气余额将通过年度申报退还或回收。PSE&G包括超额累计递延所得税和以前实现的税务修复的返还部分。任何超过或低于收回余额的利息按月累加。
PSE&G向BPU或FERC提交的2023年重要监管命令和目前悬而未决的利率申请如下：
•电力和天然气分配基本费率备案-2023年12月，PSE&G提交了分销基本费率申请，作为批准之前PSE&G项目的条件。此分销基本费率案例要求总体收入增加约$826100万美元，其中包括追回约$3自2018年上一次分销基本费率案例以来，PSE&G为加强其电力和天然气基础设施并使其现代化而进行了10亿美元的资本投资。PSE&G预计这一基本利率案件将在2024年晚些时候敲定。
•BGSS-2023年1月和2月，PSE&G向BPU提交了两次自我实施的BGSS费率下调15美分和3每热量5美分，分别从2023年2月1日和2023年3月1日起生效。这些削减导致了新的BGS费率约为472023年3月1日生效，每热量5美分。2023年4月，BPU最终批准了PSE&G的BGSS费率为47每热度10美分。
2023年9月，BPU临时批准了PSE&G在2023年6月提出的将其BGS率降低到约40每卡5美分，2023年10月1日生效。
BGSS率总共下降了25美分来自大约65截至2023年1月1日至40截至2023年10月1日，每热量1美分。
•CIP—2023年2月，BPU最终批准PSE&G追回约美元52在截至2022年5月31日的12个月内，电力收入不足100万美元，约为18自2022年6月15日生效日期起的第一年批准收回的百万美元和剩余的美元34从2023年6月开始追回100万美元。
2023年4月，BPU最终批准PSE&G追回约美元53截至2022年9月30日的12个月期间，从2022年10月1日起的一年多的天然气收入不足。
2023年9月，BPU暂时批准了PSE&G的GAS CIP申请，要求追回美元110百万美元的天然气收入不足，其中约有99在截至2023年9月30日的最近一次GAS CIP年度期间，11从上一CIP期间收回的未结转的百万美元。收入不足是由于收入低于PSE&G最近分销基本费率程序中确定的基线。新费率于2023年10月1日生效，PSE&G预计将收回全部美元110在12个月的时间里，有100万美元的缺额。
2023年12月，BPU最终批准了PSE&G更新的电子CIP请愿书，要求追回约美元75截至2023年5月31日的12个月期间，两年内产生的电力收入不足100万美元，新费率自2023年6月1日起生效。
2024年2月，PSE&G提交了一年一度的电力CIP请愿书，寻求BPU的批准，以追回估计约为美元的亏空电力收入99根据截至2024年5月31日的12个月期间计算，新税率拟于2024年6月1日生效。这件事悬而未决。
•新冠肺炎延期-2023年5月和6月，BPU向新泽西州的所有公用事业公司发布了两项命令，规定了追回新冠肺炎监管资产余额的备案截止日期，并提出了某些主要与追回建议相关的备案要求，这些要求将由每一家公用事业公司包括在其新冠肺炎备案文件中。
2023年7月，PSE&G遵照这些命令向BPU提交了请愿书，要求收回与新冠肺炎大流行相关的谨慎产生的增量成本。这件事悬而未决。
截至2023年12月31日，PSE&G已经推迟了大约$131百万美元作为监管资产，用于净增量成本，包括$68与客户应收账款相关的增量天然气坏账费用为百万美元。普华永道预计，根据必和必拓的订单，其《新冠肺炎》监管资产余额有可能恢复。
•能量强劲II-2023年4月，BPU批准了PSE&G的最新申请，即每年增加电力和天然气收入美元。16百万美元和美元4分别于2023年5月1日生效。这些增长代表了截至2023年1月投入使用的Energy Strong II投资的回报和回报。
2023年10月，BPU批准了PSE&G的更新申请，即每年增加约美元的电力收入。9与Energy Strong II计划的资本化电力投资成本相关的百万美元，新费率将于2023年11月1日生效。这一增长代表了截至2023年7月31日的实际投资回报。
2024年2月，PSE&G提交了一份更新的 寻求BPU批准的请愿书，要求收回按年计算增加的电力收入要求#美元13与能源强劲II计划的资本化投资成本相关的百万美元，费率将于2024年5月1日生效。所要求的电力收入增长代表着截至2023年12月31日投入使用的实际Energy Strong II投资的回报。这件事悬而未决。
•燃气系统现代化计划II(GSMP II)-2023年5月，BPU批准了PSE&G更新的GSMP II成本回收申请，以收回每年约美元的天然气收入增长11百万美元，2023年6月1日生效。这一增长是截至2023年2月投入使用的GSMP II投资的回报。
•GPRC-2023年5月，BPU批准了PSE&G的2022年更新后的GPRC申请，即每年增加电力和天然气收入美元87百万美元和美元5分别为100万英镑，新利率自2023年6月1日起生效。
此外，2023年5月，BPU批准了PSE&G关于将其CEF-EE子项目投资(GPRC的一个组成部分)增加#美元的申请。280100万美元，并批准延长9个月进行投资。
2024年2月，PSE&G更新了其2023年GPRC成本回收请愿书，请求BPU批准收回增加的#美元49百万美元和美元15电力和天然气的年收入分别为100万美元。这件事悬而未决。
•基础设施促进计划(IAP)-2024年2月，PSE&G提交了更新的IAP成本回收请愿书，寻求BPU批准在电力基本费率中收回每年增加的收入$5百万美元，2024年5月1日生效。这一增长代表着截至2024年1月31日的IAP电力投资的回报和投资。这件事悬而未决。
•退休金-2023年2月，BPU批准了一项会计命令，授权PSE&G修改其计算养老金费用净精算收益或损失部分摊销的方法，用于制定费率。这项为厘定差饷而更改的方法，适用于截至2023年12月31日及以后的历年。截至2023年12月31日，PSE&G已推迟$55百万美元作为此方法下的监管资产。
•RAC-2023年1月，PSE&G向BPU提交了RAC 30请愿书，要求追回约美元442021年8月1日至2022年7月31日期间发生的MGP净支出的百万美元。这件事悬而未决。
•SBC-2023年1月，PSE&G提交了一份请愿书，要求将其每年的电费和煤气费提高约美元。52百万美元和美元32分别为100万美元，以收回2024年2月之前根据其EE和RE及社会方案发生或预计发生的电力和天然气成本。电费的增加包括由于冠状病毒大流行的负面经济影响而增加的坏账费用的影响，以及暂停收款的影响。这件事悬而未决。
•TAC-2023年7月，BPU批准了PSE&G更新的2022年TAC申报文件，将使电力年收入增加约美元17100万美元，并使天然气年收入减少约美元42100万英镑，新费率自2023年8月1日起生效。
2024年2月，BPU批准了PSE&G在2023年提交的TAC申请，将电力和天然气的年收入增加约美元61百万美元和美元40分别为100万英镑，新利率自2024年3月1日起生效。
•传输公式速率-2023年6月，PSE&G向FERC提交了2022年与其2022年历年有效传输公式费率有关的2022年真实调整，这是根据其2022年年度预测文件确定的。2023年6月提交的真实性申报文件导致了大约美元的收入。212022年年度收入要求比提交预测文件中包含的收入要求数字减少100万。PSE&G此前在其2022年综合业务报表中确认了较低收入要求的大部分。
2023年10月，PSE&G向FERC提交了年度传输公式速率更新，这将导致$58自2024年1月1日起，年传输收入增加100万美元，视实际情况而定。
•ZEC计划-2023年1月，BPU批准了PSE&G的请愿书，将关税税率的ZEC退款部分设置为零，自2023年2月1日起生效，作为截至2022年5月31日的ZEC能源年度的超收，总额为$1.3从2022年到2023年1月，包括利息在内的100万美元退还给了客户。
2023年8月，BPU批准了最终的ZEC价格为1美元。9.88截至2023年5月31日的能源年度的每兆瓦时。因此，PSE&G购买了大约美元。165来自BPU选择的合格核电站的100万ZEC，包括利息，最后一笔付款于2023年8月支付。由于客户总数等于所需的ZEC付款，因此在截至2023年5月31日的能源年度内，不存在从客户那里多收取的收入而ZEC退款部分的费率仍为零。
注7.租契
截至2023年12月31日，PSEG及其子公司在经营租赁中既是承租人，也是出租人。
承租人
PSE&G
PSE&G对客户服务中心的办公空间、屋顶和Solar 4 All的土地进行了运营租赁®某些变电站的设施、设备、车辆和土地。这些租约的剩余租约期限到2040年，其中一些租约包括将租约延长至多四5年期或一租期为10年；其中两个包括延长租约的选项一45年和一分别为48年的任期。一些租约有固定的租金支付，根据某些指数，如CPI，租金会上升。某些租约包含可变付款。
PSEG电源和其他
PSEG Power拥有建筑物和设备的运营租约。这些租约的剩余期限到2028年，其中一项包括将租约延长至多一为期5年。其中一份租约有固定的租金支付，租金会根据CPI上涨。某些租约包含可变付款。
服务拥有房地产和办公设备的运营租赁。这些租约的剩余期限到2030年。Services总部的租约将于2030年结束，其中包括延长租期的选项二为期5年。
经营租赁成本
以下金额涉及经营租赁成本总额，包括截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日止年度在综合经营报表中确认的金额和作为另一项资产成本的一部分资本化的任何金额，以及租赁交易产生的现金流量。
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| | PSE&G | | PSEG电源和其他 | | 总计 | |
| | 百万 | |
| 经营租赁成本 | | | | | | |
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| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| 截至2023年12月31日的年度 | | | | | | |
| 降低长期租赁成本 | $ | 34 | | | $ | 19 | | | $ | 53 | | |
| 降低短期租赁成本 | 21 | | | 6 | | | 27 | | |
| 可变租赁成本 | 2 | | | 13 | | | 15 | | |
| 经营租赁费用总额 | $ | 57 | | | $ | 38 | | | $ | 95 | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| 截至2023年12月31日的年度 | | | | | | |
| 经营租赁负债计量中所含金额支付的现金 | $ | 17 | | | $ | 17 | | | $ | 34 | | |
| | | | | | | |
| 加权平均剩余租期(年) | 10 | | 7 | | 8 | |
| 加权平均贴现率 | 4.0 | % | | 4.2 | % | | 4.1 | % | |
| | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | |
| | PSE&G | | PSEG电源和其他 | | 总计 | |
| | 百万 | |
| 经营租赁成本 | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| 截至2022年12月31日的年度 | | | | | | |
| 降低长期租赁成本 | $ | 31 | | | $ | 25 | | | $ | 56 | | |
| 降低短期租赁成本 | 21 | | | 5 | | | 26 | | |
| 可变租赁成本 | 2 | | | 11 | | | 13 | | |
| 经营租赁费用总额 | $ | 54 | | | $ | 41 | | | $ | 95 | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| 截至2022年12月31日的年度 | | | | | | |
| 经营租赁负债计量中所含金额支付的现金 | $ | 17 | | | $ | 25 | | | $ | 42 | | |
| | | | | | | |
| 加权平均剩余租期(年) | 11 | | 7 | | 9 | |
| 加权平均贴现率 | 3.5 | % | | 4.1 | % | | 3.9 | % | |
| | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | |
| | PSE&G | | PSEG电源和其他 | | 总计 | |
| | 百万 | |
| 经营租赁成本 | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| 截至2021年12月31日的年度 | | | | | | |
| 降低长期租赁成本 | $ | 24 | | | $ | 26 | | | $ | 50 | | |
| 降低短期租赁成本 | 36 | | | 6 | | | 42 | | |
| 可变租赁成本 | 2 | | | 18 | | | 20 | | |
| 经营租赁费用总额 | $ | 62 | | | $ | 50 | | | $ | 112 | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| 截至2021年12月31日的年度 | | | | | | |
| 经营租赁负债计量中所含金额支付的现金 | $ | 17 | | | $ | 26 | | | $ | 43 | | |
| | | | | | | |
| 加权平均剩余租期(年) | 12 | | 8 | | 9 | |
| 加权平均贴现率 | 3.4 | % | | 4.1 | % | | 3.8 | % | |
| | | | | | | |
于二零二三年十二月三十一日，经营租赁负债按未贴现基准到期日如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
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| | | PSE&G | | PSEG电源和其他 | | 总计 | |
| | | 百万 | |
| 2024 | | $ | 18 | | | $ | 17 | | | $ | 35 | | |
| 2025 | | 15 | | | 17 | | | 32 | | |
| 2026 | | 13 | | | 16 | | | 29 | | |
| 2027 | | 12 | | | 17 | | | 29 | | |
| 2028 | | 10 | | | 16 | | | 26 | | |
| 此后 | | 57 | | | 28 | | | 85 | | |
| 最低租赁付款总额 | | $ | 125 | | | $ | 111 | | | $ | 236 | | |
| | | | | | | | |
以下为未贴现现金流量与综合资产负债表确认之贴现经营租赁负债之对账：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | 截至2023年12月31日 | |
| | | PSE&G | | PSEG电源和其他 | | 总计 | |
| | | 百万 | |
| 未贴现现金流 | | $ | 125 | | | $ | 111 | | | $ | 236 | | |
| 因贴现率而产生的应收款项 | | (21) | | | (15) | | | (36) | | |
| 贴现经营租赁负债总额 | | $ | 104 | | | $ | 96 | | | $ | 200 | | |
| | | | | | | | |
| | | 截至2022年12月31日 | |
| | | PSE&G | | PSEG电源和其他 | | 总计 | |
| | | 百万 | |
| 未贴现现金流 | | $ | 109 | | | $ | 126 | | | $ | 235 | | |
| 因贴现率而产生的应收款项 | | (20) | | | (18) | | | (38) | | |
| 贴现经营租赁负债总额 | | $ | 89 | | | $ | 108 | | | $ | 197 | | |
| | | | | | | | |
截至2023年12月31日，包括在其他流动负债中的经营租赁负债的流动部分为27百万美元和美元15PSEG和PSE&G分别为100万美元。截至2022年12月31日，包括在其他流动负债中的经营租赁负债的流动部分为28百万美元和美元12PSEG和PSE&G分别为100万美元。
出租人
PSEG电源和其他
能源控股是杠杆租赁的出租人。见附注8.长期投资和附注9.应收账款融资。
Energy Holdings是一项剩余期限至2036年的国内能源发电设施运营租约的出租人。截至2023年12月31日，Energy Holdings受本租约约束的财产的总账面价值为$10百万美元。
2022年，Energy Holdings记录的税前减值为1美元78100万美元与其国内能源发电设施之一及其房地产资产有关。2023年3月，能源控股完成了其国内一家能源发电设施的出售，并录得了一项无形的税前收益。2023年12月，能源控股完成了房地产资产的出售，并录得了非实质性的税前收益。
PSEG Power的一家全资子公司是某些地块经营租赁的出租人，租期至2050年，外加五可选择续期十年。
在2021年6月出售Solar Source之前，PSEG Power与其太阳能发电厂相关的某些销售协议符合运营租赁的条件。租赁收入以太阳能发电为基础；因此，根据这些租赁记录的所有租金收入都是可变的。
以下为截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日止年度的经营租赁收入：
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| 经营租赁收入 | 百万 | |
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| 截至2023年12月31日的年度 | | |
| 固定租赁收入 | $ | 24 | | |
| 可变租赁收入 | — | | |
| 经营租赁收入总额 | $ | 24 | | |
| | | |
| 截至2022年12月31日的年度 | | |
| 固定租赁收入 | $ | 31 | | |
| 可变租赁收入 | — | | |
| 经营租赁收入总额 | $ | 31 | | |
| | | |
| 截至2021年12月31日的年度 | | |
| 固定租赁收入 | $ | 23 | | |
| 可变租赁收入 | 12 | | |
| 经营租赁收入总额 | $ | 35 | | |
| | | |
于2023年12月31日，经营租赁的最低未来固定租赁收入如下：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | |
| | | 百万 | |
| 2024 | | $ | 14 | | |
| 2025 | | 14 | | |
| 2026 | | 14 | | |
| 2027 | | 14 | | |
| 2028 | | 13 | | |
| 此后 | | 110 | | |
| 未来最低租赁收入总额 | | $ | 179 | | |
| | | | |
注8.长期投资
截至2023年12月31日、2023年和2022年12月31日的长期投资包括：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | |
| | | 截至12月31日， | |
| | | 2023 | | 2022 | |
| | | 百万 | |
| PSE&G | | | | | |
| 人寿保险和补充福利 | | $ | 77 | | | $ | 81 | | |
| 太阳能贷款 | | 40 | | | 62 | | |
| PSEG电源和其他 | | | |
| 租赁投资 | | 161 | | | 175 | | |
| 权益法投资(A) | | 17 | | | 306 | | |
| 长期投资总额 | | $ | 295 | | | $ | 624 | | |
| | | | | | |
(A)在截至2023年12月31日的年度内，这些投资没有分红。在截至2022年和2021年12月31日的年度内，这些投资的股息为$8百万美元和美元17分别为100万美元。关于出售我们在Ocean Wind 1项目和Kalaeloa的所有权权益的信息，见附注3.资产处置和减值。
租契
能源控股通过其间接子公司对主要受杠杆租赁会计约束的资产进行投资。杠杆租赁通常由股权投资者的投资和第三方债务投资者提供的债务组成。这笔债务只对租赁资产有追索权，不列入PSEG的综合资产负债表。作为股权投资者，Energy Holdings在租赁中的股权投资包括租赁期限内的预期租赁应收账款总额，减去租赁尚未赚取的任何收入。这笔金额计入PSEG综合资产负债表的长期投资。出于税务目的，租赁物业较快的折旧产生了税收现金流，这些现金流将在稍后偿还给税务机关。因此，应缴税款的负债记入PSEG综合资产负债表的递延所得税。
截至2023年12月31日未偿还的杠杆租赁始于2000年或之前。下表显示了Energy Holdings截至2023年12月31日和2022年12月31日的租赁投资总额和净额。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | |
| | | 截至12月31日， | |
| | | 2023 | | 2022 | |
| | | 百万 | |
| 应收租赁款项(扣除无追索权债务后的净额) | | $ | 223 | | | $ | 249 | | |
| 租赁资产的估计剩余价值 | | — | | | — | | |
| 应收租赁款投资总额 | | 223 | | | 249 | | |
| 非劳动所得和递延收入 | | (62) | | | (74) | | |
| 租赁方面的总投资 | | 161 | | | 175 | | |
| 递延税项负债 | | (36) | | | (39) | | |
| 租赁净投资额 | | $ | 125 | | | $ | 136 | | |
| | | | | | |
在截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度内，与租赁投资相关的税前收入和所得税影响并不重要。
注9.融资应收账款
PSE&G
PSE&G的太阳能贷款计划旨在帮助为其整个电力服务区域安装太阳能系统提供资金。贷款的利息收入按权责发生制入账。贷款用相关安装的太阳能发电系统产生的SREC偿还。PSE&G将收集经验作为其太阳能贷款计划的信用质量指标，并对所有潜在借款人进行全面的信用审查。截至2023年12月31日，没有一笔太阳能贷款减值；然而，如果贷款减值，太阳能贷款的基础将通过监管追回机制收回。因此，太阳能贷款方案一、二目前没有记录信贷损失。
这些贷款中有很大一部分是非流动贷款，并在PSEG和PSE&G的合并资产负债表上的长期投资中报告。下表按客户类别反映了未偿还贷款，这些贷款都不会被视为“不良贷款”。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | |
| | | 截至12月31日， | |
| 按客户类别划分的未偿还贷款 | | 2023 | | 2022 | |
| | | 百万 | |
| 商业/工业 | | $ | 60 | | | $ | 85 | | |
| 住宅 | | 3 | | | 4 | | |
| 总计 | | 63 | | | 89 | | |
| 流动部分（计入应收账款） | | (23) | | | (27) | | |
| 非流动部分（包括在长期投资中） | | $ | 40 | | | $ | 62 | | |
| | | | | | |
根据三个太阳能贷款计划产生的太阳能贷款包括如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| 节目 | | 截至2023年12月31日的余额 | | 提供的资金 | | 住房贷款期限 | | 非住宅贷款期限 | |
| | | 百万 | | | | | | | |
| 太阳能贷款I | | $ | 4 | | | 2013年之前 | | 10年份 | | 15年份 | |
| 太阳能贷款II | | 30 | | | 2015年之前 | | 10年份 | | 15年份 | |
| 太阳能贷款III | | 29 | | | 截至2023年12月31日， | | 10年份 | | 10年份 | |
| 总计 | | $ | 63 | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
全额偿还贷款的平均寿命为 八年这比贷款期限低， 10至15由于SREC的产生超过预期和/或向贷款支付现金而导致的损失。截至2023年12月31日，所有未偿还贷款的付款均为当期，平均剩余年期约为三年。根据Solar Loan I计划，没有剩余的住宅贷款未偿还。
能源控股
能源控股在杠杆租赁会计处理下的资产投资净额为美元125截至2023年12月31日的百万美元和136截至2022年12月31日止，100万美元（见附注8。长期投资）。
与租赁组合有关的相应应收款项已扣除无追索权债务后反映如下。表中的评级代表向能源控股提供付款保证的实体的评级。
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | |
| | | 租赁费，净额
无追索权债务 | |
| 交易对手信用评级标准普尔（S & P）截至2023年12月31日 | | 截至2023年12月31日 | |
| | | 百万 | |
| AA型 | | $ | 7 | | |
| A- | | 43 | | |
| BBB + to BBB | | 173 | | |
| 总计 | | $ | 223 | | |
| | | | |
PSEG没有记录2023年12月31日存在的杠杆租赁的信贷损失。一旦发生某些违约，Energy Holdings的间接子公司将行使其权利并寻求收回其投资，可能包括直接签订租约以保护其投资。虽然这些行动最终可以保护或减轻价值损失，但它们可能需要使用大量资本，并引发某些重大税收义务，对于某些租赁，可以通过对交易对手的税收赔偿索赔完全或部分减轻这些义务。承租人的破产可能会推迟并可能限制出租人在违约时主张其权利的任何努力，并可能推迟债权的货币化。
注10.信托投资
无损检测基金
根据核管理委员会的规定，在核电设施中拥有权益的实体必须确定这些设施在停止运营时退役所需的费用和筹资方式。作为一般做法，每个核拥有者将资金存入其维持的独立外部信托账户，以便为退役做好准备。PSEG Power需要向NRC提交定期报告，证明其NDT基金满足基于公式的NRC最低资金要求。PSEG Power维持一个外部总NDT，以便在其五个核设施各自终止运行时为其分担的退役费用提供资金。该信托包含两个独立的基金：一个合格基金和一个非合格基金。《国税法》第468A条限制了可以贡献给合格基金的金额。PSEG Power在与其五个核电机组相关的退役成本中的份额估计在#美元之间。3.010亿美元3.410亿美元，包括或有事件。截至2023年12月31日，按贴现方式记录的退役负债约为#美元。1.110亿美元，并包括在ARO中。这些基金由第三方投资经理管理，他们根据PSEG Power制定的投资指导方针运作。
下表显示了NDT基金持有的证券的公允价值和未实现损益总额。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | 截至2023年12月31日 | |
| | | 成本 | | 毛收入
未实现
收益 | | 毛收入
未实现
损失 | | 公平
价值 | |
| | | 百万 | |
| 股权证券 | | | | | | | | | |
| 国内 | | $ | 482 | | | $ | 300 | | | $ | (2) | | | $ | 780 | | |
| 国际 | | 423 | | | 118 | | | (11) | | | 530 | | |
| 权益证券合计 | | 905 | | | 418 | | | (13) | | | 1,310 | | |
| 可供出售的债务证券 | | | | | | | | | |
| 政府 | | 759 | | | 4 | | | (72) | | | 691 | | |
| 公司 | | 555 | | | 6 | | | (39) | | | 522 | | |
| 可供出售债务证券总额 | | 1,314 | | | 10 | | | (111) | | | 1,213 | | |
| NDT基金投资总额（A） | | $ | 2,219 | | | $ | 428 | | | $ | (124) | | | $ | 2,523 | | |
| | | | | | | | | | |
(A) NDT基金投资表不包括现金和外币1百万 截至2023年12月31日，
这是NDT基金的一部分。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | 截至2022年12月31日 | |
| | | 成本 | | 毛收入
未实现
收益 | | 毛收入
未实现
损失 | | 公平
价值 | |
| | | 百万 | |
| 股权证券 | | | | | | | | | |
| 国内 | | $ | 476 | | | $ | 232 | | | $ | (12) | | | $ | 696 | | |
| 国际 | | 336 | | | 68 | | | (28) | | | 376 | | |
| 权益证券合计 | | 812 | | | 300 | | | (40) | | | 1,072 | | |
| 可供出售的债务证券 | | | | | | | | | |
| 政府 | | 721 | | | — | | | (94) | | | 627 | | |
| 公司 | | 597 | | | 1 | | | (69) | | | 529 | | |
| 可供出售债务证券总额 | | 1,318 | | | 1 | | | (163) | | | 1,156 | | |
| NDT基金投资总额（A） | | $ | 2,130 | | | $ | 301 | | | $ | (203) | | | $ | 2,228 | | |
| | | | | | | | | | |
(A) NDT基金投资表不包括现金和外币2百万 截至2022年12月31日，该基金属于NDT基金。
债务证券未实现收益（亏损）净额为美元（592023年12月31日，PSEG综合资产负债表的累计其他全面亏损包括在内。确认的未实现净收益（损失）部分
2023年与截至2023年12月31日仍持有的股本证券有关的金额为美元，166百万美元。
上表金额不包括于各期末尚未结算的NDT基金交易的应收款项及应付款项。该等款项已计入综合资产负债表的应收账款及应付账款，如下表所示。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | |
| | | 截至12月31日， | |
| | | 2023 | | 2022 | |
| | | 百万 | |
| 应收帐款 | | $ | 19 | | | $ | 14 | | |
| 应付帐款 | | $ | 6 | | | $ | 6 | | |
| | | | | | |
下表显示了NDT基金中处于未实现亏损状态的证券价值，这些证券的价值超过12个月。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至2023年12月31日 | | 截至2022年12月31日 | |
| | | 少于12
月份 | | 大于12
月份 | | 少于12
月份 | | 大于12
月份 | |
| | | 公平
价值 | | 毛收入
未实现
损失 | | 公平
价值 | | 毛收入
未实现
损失 | | 公平
价值 | | 毛收入
未实现
损失 | | 公平
价值 | | 毛收入
未实现
损失 | |
| | | 百万 | |
| 股权证券(A) | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 国内 | | $ | 44 | | | $ | (1) | | | $ | 4 | | | $ | — | | | $ | 90 | | | $ | (10) | | | $ | 9 | | | $ | (2) | | |
| 国际 | | 35 | | | (4) | | | 28 | | | (8) | | | 88 | | | (12) | | | 38 | | | (16) | | |
| 权益证券合计 | | 79 | | | (5) | | | 32 | | | (8) | | | 178 | | | (22) | | | 47 | | | (18) | | |
| 可供出售的债务证券 | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 政府(B) | | 90 | | | (1) | | | 432 | | | (71) | | | 301 | | | (27) | | | 292 | | | (67) | | |
| 公司(C) | | 19 | | | — | | | 329 | | | (39) | | | 221 | | | (21) | | | 249 | | | (48) | | |
| 可供出售债务证券总额 | | 109 | | | (1) | | | 761 | | | (110) | | | 522 | | | (48) | | | 541 | | | (115) | | |
| NDT信托投资 | | $ | 188 | | | $ | (6) | | | $ | 793 | | | $ | (118) | | | $ | 700 | | | $ | (70) | | | $ | 588 | | | $ | (133) | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(A)股权证券--NDT基金对有价证券的投资主要是在广泛的行业和部门中的普通股。这些证券的未实现收益和亏损记录在净收入中。
(B)债务证券(政府)-这些证券的未实现收益和亏损计入累计其他全面收益(亏损)。PSEG Power在美国国债和联邦机构抵押贷款支持证券的NDT投资的未实现亏损是由利率变化造成的。PSEG Power还投资了市政债券。预计这些证券的结算价格不会低于其摊销成本。PSEG Power不打算出售这些证券，也不太可能在收回摊销成本之前出售。PSEG Power没有确认美国国债和联邦机构抵押贷款支持证券的信贷损失，因为这些投资得到了美国政府或美国政府机构的担保。PSEG Power没有确认市政债券的信贷损失，因为它们主要是投资级证券。
(C)债务证券(公司)-这些证券的未实现收益和亏损计入累计其他全面收益(亏损)。未实现的亏损是由于市场下跌造成的。预计这些证券的结算价格不会低于其摊销成本。PSEG Power不打算出售这些证券，也不太可能在收回摊销成本之前出售。PSEG Power没有确认公司债券的信贷损失，因为它们主要是投资级证券。
NDT基金出售证券所得收益及净收益(亏损)如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度， | |
| | | 2023 | | 2022 | | 2021 | |
| | | 百万 | |
| 销售收入(A) | | $ | 1,685 | | | $ | 1,521 | | | $ | 1,930 | | |
| 已实现净收益(亏损)： | | | | | | | |
| 已实现毛利 | | $ | 142 | | | $ | 86 | | | $ | 236 | | |
| 已实现亏损总额 | | (100) | | | (136) | | | (70) | | |
| 无损检测基金已实现净收益(亏损)(B) | | 42 | | | (50) | | | 166 | | |
| 股权证券未实现净收益(亏损) | | 146 | | | (205) | | | 19 | | |
| | | | | | | | |
| 无损检测基金投资净收益(亏损) | | $ | 188 | | | $ | (255) | | | $ | 185 | | |
| | | | | | | | |
(A)包括与信托基金内转移的资金清算有关的账户活动。
(B)这些证券的成本是在具体识别的基础上确定的。
截至2023年12月31日持有的NDT基金债务证券的到期日如下：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | |
| 时间框架 | | 公允价值 | |
| | | 百万 | |
| 不到一年 | | $ | 17 | | |
| 1-5年 | | 314 | | |
| 6-10年 | | 214 | | |
| 11-15年 | | 62 | | |
| 16-20岁 | | 101 | | |
| 20多年来 | | 505 | | |
| 可供出售的NDT债务证券总额 | | $ | 1,213 | | |
| | | | |
PSEG Power定期评估公允价值低于摊销成本的个人债务证券，以确定投资是否减值。对于这些证券，管理层考虑其在预期复苏之前出售证券的意图或要求。在预计会出售的情况下，任何减值都将通过收益入账。对于没有出售意向或可能要求出售的固定收益证券，管理层评估信用损失是否为减值的组成部分。如果是，则该部分通过收益计入，而非信贷损失部分通过累计其他全面收益(亏损)计入。减值中非信贷损失部分的任何后续收回将通过累计其他全面收益(亏损)计入。信贷损失部分的任何后续恢复都将通过收益确认。公平市价相对于成本的评估按加权平均基准计算，并考虑到证券的不同购买日期和初始成本。
拉比信托基金
PSEG维持若干无资金不符合资格福利计划，以向若干主要雇员提供补充退休及递延补偿福利。与这些计划有关的某些资产已置于通常称为"拉比信托"的设保人信托基金中。
下表列示拉比信托所持证券的公允价值、未实现损益总额及摊销成本基准。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | 截至2023年12月31日 | |
| | | 成本 | | 毛收入
未实现
收益 | | 毛收入
未实现
损失 | | 公平
价值 | |
| | | 百万 | |
| 国内股票证券 | | $ | 10 | | | $ | 8 | | | $ | — | | | $ | 18 | | |
| 可供出售的债务证券 | | | | | | | | | |
| 政府 | | 110 | | | — | | | (19) | | | 91 | | |
| **企业 | | 80 | | | — | | | (10) | | | 70 | | |
| 可供出售债务证券总额 | | 190 | | | — | | | (29) | | | 161 | | |
| 拉比信托投资总额 | | $ | 200 | | | $ | 8 | | | $ | (29) | | | $ | 179 | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | 截至2022年12月31日 | |
| | | 成本 | | 毛收入
未实现
收益 | | 毛收入
未实现
损失 | | 公平
价值 | |
| | | 百万 | |
| 国内股票证券 | | $ | 14 | | | $ | 6 | | | $ | — | | | $ | 20 | | |
| 可供出售的债务证券 | | | | | | | | | |
| 政府 | | 110 | | | — | | | (21) | | | 89 | | |
| **企业 | | 89 | | | — | | | (15) | | | 74 | | |
| 可供出售债务证券总额 | | 199 | | | — | | | (36) | | | 163 | | |
| 拉比信托投资总额 | | $ | 213 | | | $ | 6 | | | $ | (36) | | | $ | 183 | | |
| | | | | | | | | | |
债务证券未实现收益（亏损）净额为美元（212023年12月31日，PSEG综合资产负债表的累计其他全面亏损包括在内。2023年确认的未实现收益（亏损）净额与2023年12月31日仍持有的股本证券有关的部分为美元，2百万美元。
上表中的金额不包括拉比信托基金交易的应收款和应付款，这些交易在每个期末尚未结算。该等款项已计入综合资产负债表的应收账款及应付账款，如下表所示。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | |
| | | 截至12月31日， | |
| | | 2023 | | 2022 | |
| | | 百万 | |
| 应收帐款 | | $ | 1 | | | $ | 1 | | |
| 应付帐款 | | $ | — | | | $ | — | | |
| | | | | | |
下表显示拉比信托基金中处于未实现亏损状态的证券价值，这些证券的价值超过12个月：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至2023年12月31日 | | 截至2022年12月31日 | |
| | | 少于12
月份 | | 大于12
月份 | | 少于12
月份 | | 大于12
月份 | |
| | | 公平
价值 | | 毛收入
未实现
损失 | | 公平
价值 | | 毛收入
未实现
损失 | | 公平
价值 | | 毛收入
未实现
损失 | | 公平
价值 | | 毛收入
未实现
损失 | |
| | | 百万 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 可供出售的债务证券 | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 政府(A) | | $ | 3 | | | $ | — | | | $ | 83 | | | $ | (19) | | | $ | 32 | | | $ | (5) | | | $ | 57 | | | $ | (16) | | |
| 公司(B) | | 3 | | | — | | | 60 | | | (10) | | | 35 | | | (5) | | | 39 | | | (10) | | |
| 可供出售债务证券总额 | | 6 | | | — | | | 143 | | | (29) | | | 67 | | | (10) | | | 96 | | | (26) | | |
| 拉比信托投资公司 | | $ | 6 | | | $ | — | | | $ | 143 | | | $ | (29) | | | $ | 67 | | | $ | (10) | | | $ | 96 | | | $ | (26) | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(A)债务证券(政府)-这些证券的未实现收益和亏损计入累计其他全面收益(亏损)。PSEG的Rabbi Trust投资于美国国债和联邦机构抵押贷款支持证券的未实现亏损是由利率变化造成的。PSEG还投资了市政债券。预计这些证券的结算价格不会低于其摊销成本。PSEG不打算出售这些证券，也不太可能在收回摊销成本之前出售。PSEG没有确认美国国债和联邦机构抵押贷款支持证券的信贷损失，因为这些投资得到了美国政府或美国政府机构的担保。PSEG没有确认市政债券的信贷损失，因为它们主要是投资级证券。
(B)债务证券(公司)-这些证券的未实现收益和亏损计入累计其他全面收益(亏损)。未实现的亏损是由于市场下跌造成的。预计这些证券的结算价格不会低于其摊销成本。PSEG不打算出售这些证券，也不太可能在收回摊销成本之前出售。PSEG没有确认公司债券的信贷损失，因为它们主要是投资级债券。
出售拉比信托基金证券的收益和净收益(亏损)如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度， | |
| | | 2023 | | 2022 | | 2021 | |
| | | 百万 | |
| 出售拉比信托基金的收益 | | $ | 29 | | | $ | 65 | | | $ | 170 | | |
| 已实现净收益(亏损)： | | | | | | | |
| 已实现毛利 | | $ | 5 | | | $ | 5 | | | $ | 16 | | |
| 已实现亏损总额 | | (6) | | | (9) | | | (8) | | |
| 拉比信托已实现净收益(亏损)(A) | | (1) | | | (4) | | | 8 | | |
| 股权证券未实现净收益(亏损) | | 2 | | | (6) | | | 1 | | |
| 拉比信托投资的净收益(亏损) | | $ | 1 | | | $ | (10) | | | $ | 9 | | |
| | | | | | | | |
(A)这些证券的成本是在具体识别的基础上确定的。
截至2023年12月31日持有的拉比信托债务证券的到期日如下：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | |
| 时间框架 | | 公允价值 | |
| | | 百万 | |
| 不到一年 | | $ | 8 | | |
| 1-5年 | | 27 | | |
| 6-10年 | | 16 | | |
| 11-15年 | | 10 | | |
| 16-20岁 | | 20 | | |
| 20多年来 | | 80 | | |
| 可供出售的拉比信托债务证券总额 | | $ | 161 | | |
| | | | |
PSEG定期评估公允价值低于摊销成本的个别债务证券，以确定投资是否被视为减值。对于这些证券，管理层考虑其在预期复苏之前出售证券的意图或要求。在预计会出售的情况下，任何减值都将通过收益入账。对于没有出售意向或可能要求出售的固定收益证券，管理层评估信用损失是否为减值的组成部分。如果是，则该部分通过收益计入，而非信贷损失部分通过累计其他全面收益(亏损)计入。减值中非信贷损失部分的任何后续收回将通过累计其他全面收益(亏损)计入。信贷损失部分的任何后续恢复都将通过收益确认。公平市价相对于成本的评估按加权平均基准计算，并考虑到证券的不同购买日期和初始成本。
拉比信托与PSEG和PSE&G相关的公允价值详细如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | |
| | | 截至12月31日， | | 截至12月31日， | |
| | | 2023 | | 2022 | |
| | | 百万 | |
| PSE&G | | $ | 32 | | | $ | 32 | | |
| PSEG电源和其他 | | 147 | | | 151 | | |
| 拉比信托投资总额 | | $ | 179 | | | $ | 183 | | |
| | | | | | |
注11.资产报废债务(ARO)
PSEG和PSE&G确认长期资产报废的预期成本的负债，对于这些资产，存在在报废时移除或处置资产或资产的某些组成部分的法律义务。这些ARO在产生期间按公允价值入账，并作为相关长期资产的账面价值的一部分进行资本化。除PSE&G外，PSEG的子公司将ARO负债与运营部记录的相应费用合并，以反映时间的流逝。PSE&G作为受费率管制的实体，确认由于记录成本与通过制定费率过程收回的成本之间的时间差异而产生的监管资产或负债。
PSE&G有条件的ARO主要是关于移除处理过的木杆的法律义务，以及要求在所有天然气来源的天然气管道不再使用时对其进行密封。PSE&G没有记录其受保护的钢质和基于聚乙烯的天然气管道的ARO，因为管理层认为这些类别的天然气管道的寿命无法确定。
PSEG的其他ARO责任主要涉及根据核管理委员会的要求退役其核电站。PSEG有一个独立的外部信托基金，旨在为其核设施在停止运作后退役提供资金。有关更多信息，请参阅附注10.信托投资。PSEG还查明了与PSEG保留的化石发电场地有关的条件ARO，主要与清除石棉的责任有关。为了估计其他ARO的公允价值，PSEG使用了概率加权贴现现金流模型，该模型以单位为单位，考虑了包括重大估计和假设在内的多种结果情景，并基于第三方退役成本估计、成本上升率、通货膨胀率和贴现率。
最新的核成本研究每三年获得一次，除非有新的信息需要更频繁地更新。最近一次成本研究是在2021年进行的。当修正假设以计算现有ARO的公允价值时，通常会调整ARO余额和相应的长期资产，这会影响到增值和折旧费用的金额
在未来期间被确认。对于PSE&G，当增值和摊销进行调整以匹配监管机构制定的利率时，就会产生监管资产和监管负债，从而导致任何收益或损失的监管延期。
下表列出了2022年至2023年期间PSEG和PSE&G的ARO负债变化：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | PSEG | | PSE&G | | PSEG电源和其他 | |
| | | 百万 | |
| 截至2022年1月1日的ARO负债 | | $ | 1,573 | | | $ | 363 | | | $ | 1,210 | | |
| 已结清的债务 | | (15) | | | (15) | | | — | | |
| 吸积 | | 50 | | | — | | | 50 | | |
| 在费率基数(A)中递延和收回的增值费用 | | 17 | | | 17 | | | — | | |
| 对估计现金流量现值的修订 | | (126) | | | 19 | | | (145) | | |
| 截至2022年12月31日的ARO负债 | | $ | 1,499 | | | $ | 384 | | | $ | 1,115 | | |
| 已结清的债务 | | $ | (13) | | | $ | (13) | | | $ | — | | |
| | | | | | | | |
| 吸积 | | 51 | | | — | | | 51 | | |
| 在费率基数(A)中递延和收回的增值费用 | | 16 | | | 16 | | | — | | |
| 对估计现金流量现值的修订 | | (85) | | | 14 | | | (99) | | |
| 截至2023年12月31日的ARO负债 | | $ | 1,468 | | | $ | 401 | | | $ | 1,067 | | |
| | | | | | | | |
(A)未在合并业务报表中反映为费用。
2022年2月，NRC发布了一项命令，涉及其对随后的Peach Bottom核电机组许可证续签(SLR)申请的审查。虽然NRC之前曾向Peach Bottom单位授予单反，但NRC正在对之前尚未裁决的未决动议做出回应。NRC在其决定中得出结论，国家环境政策法案(NEPA)要求的先前环境审查是不完整的，因为它没有充分解决因将单位许可证延长20年而造成的环境影响。因此，在NRC的指示下，NRC的工作人员将许可证的到期日改回了2033年和2034年，直到完成《国家环境政策法》的分析。然而，NRC指示，随后续签的许可证本身仍然有效。NRC还表示，它完全预计工作人员将在2033年之前完成对《国家环境政策法》分析的更新。因此，PSEG目前没有调整分配给机组ARO的使用年限或假设的停机概率，因为PSEG相信许可证将进行更新，以反映当前许可证期限内批准的2053和2054年的到期日。PSEG将继续监测此事的进一步发展，估计可用寿命和ARO概率的任何变化都可能对财务报表产生不利影响，这可能是实质性的。
2022年8月，《通胀削减法案》(IRA)签署成为法律，扩大了促进无碳发电的激励措施。颁布的立法建立了一个使用核能发电的PTC，从2024年1月1日开始，一直持续到2032年。因此，PSEG重新评估了与其核电单位相关的资产报废成本(ARC)和ARO假设。这导致ARC资产和ARO负债减少#美元。145100万美元，主要是由于对与这些单位退役相关的现金流量的假设估计时间进行了调整。
2023年12月，PSEG Power重新评估了与其Hope Creek和Salem核电站相关的ARC和ARO假设，基于对2024年开始的PTC的预期。因此，PSEG Power将其ARC资产和ARO负债减少了$991000万美元，反映出提前退休的可能性降低，以及这些单位获得额外许可证续签的可能性增加。
注12.养老金、其他退休后福利(OPEB)和储蓄计划
PSEG赞助商和服务管理合格和不合格的养老金计划和OPEB计划，涵盖PSEG及其参与附属公司符合某些资格标准的现任和前任员工。PSEG的合格养老金计划包括两个合格的固定收益养老金计划，即公共服务企业集团有限公司养老金计划(养老金计划I)和公共服务企业集团有限公司养老金计划II(养老金计划II和这两个计划)。每个合格的养老金计划都包括最终平均工资和两个现金余额部分。此外，有代表和无代表的员工有资格参加PSEG二确定的缴费计划。
PSEG和PSE&G必须在各自的资产负债表上记录其固定收益养老金和OPEB计划的资金不足或资金过剩的头寸。此类资金头寸要求自其各自的年终合并资产负债表之日起计算。对于资金不足的计划，负债等于计划的福利义务与计划资产的公允价值之间的差额。对于固定收益养老金计划，福利义务是计划福利义务。对于OPEB计划，福利义务是退休后累积的福利义务。此外，GAAP要求固定收益养老金和OPEB计划的未确认总成本作为税后费用计入累计其他全面收益(亏损)，这是股东权益的一个单独组成部分。然而，对于PSE&G，由于未确认成本的摊销是从客户那里收取的，因此累积的未确认成本被记录为监管资产。未确认费用为精算损益和以前的服务费用，尚未计入费用。PSE&G的累计其他全面收益(亏损)和监管资产的费用已摊销，并在综合经营报表中记为定期养老金净成本。
2023年7月，PSEG和信托顾问公司。作为计划的独立受托人，与美国保诚保险公司(保险公司)签订了一项承诺协议，根据该协议，计划同意购买一份非参与的单一保费团体年金合同，该合同已转移给保险公司约$1计划的固定收益养老金义务和相关计划资产中的10亿美元与某些养老金福利相关。该合同涵盖PSEG Power&Other约2,000名退休人员，不包括服务(参与者)。2023年8月，资产转移到保险公司，交易完成。根据合同，保险公司做出了不可撤销的承诺，并单独负责支付每个参与者在2023年12月31日及之后到期的福利。这笔交易没有导致支付给参与者的福利金额发生变化。
Servco的金额不包括在PSEG及其附属公司的以下任何养老金和OPEB福利信息中，而是在本说明的后面单独披露。
下表提供了福利债务和计划资产公允价值在截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日终了的两年期间每年变化的前滚。它还提供了计划的资金状况以及在两年期末综合资产负债表中已确认和未确认的金额。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | 养老金和福利 | | 其他好处 | |
| | | 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 | |
| | | 百万 | |
| 福利义务的变更 | | | | | | | | | |
| 年初的福利义务(A) | | $ | 5,628 | | | $ | 7,240 | | | $ | 851 | | | $ | 1,197 | | |
| 服务成本 | | 90 | | | 142 | | | 3 | | | 6 | | |
| 利息成本 | | 259 | | | 167 | | | 41 | | | 26 | | |
| 精算(收益)损失(B) | | 103 | | | (1,517) | | | (30) | | | (314) | | |
| 已支付的毛利 | | (352) | | | (382) | | | (68) | | | (61) | | |
| 聚落 | | (970) | | | — | | | — | | | — | | |
| 其他 | | — | | | (22) | | | 5 | | | (3) | | |
| 年终福利义务(A) | | $ | 4,758 | | | $ | 5,628 | | | $ | 802 | | | $ | 851 | | |
| 计划资产的变更 | | | | | | | | | |
| 年初资产公允价值 | | $ | 4,911 | | | $ | 6,906 | | | $ | 429 | | | $ | 606 | | |
| 计划资产的实际回报率 | | 539 | | | (1,606) | | | 51 | | | (139) | | |
| 雇主供款 | | 12 | | | 11 | | | 28 | | | 23 | | |
| 已支付的毛利 | | (352) | | | (382) | | | (68) | | | (61) | | |
| 聚落 | | (970) | | | — | | | — | | | — | | |
| 其他 | | — | | | (18) | | | — | | | — | | |
| 资产年终公允价值 | | $ | 4,140 | | | $ | 4,911 | | | $ | 440 | | | $ | 429 | | |
| 资金状况 | | | | | | | | | |
| 资金状况(计划资产减去福利义务) | | $ | (618) | | | $ | (717) | | | $ | (362) | | | $ | (422) | | |
| 在综合资产负债表中确认的额外金额 | | | | | | | | | |
| 当期应计福利成本 | | $ | (12) | | | $ | (12) | | | $ | (13) | | | $ | (12) | | |
| 非当期应计福利成本 | | (606) | | | (705) | | | (349) | | | (410) | | |
| 已确认的金额 | | $ | (618) | | | $ | (717) | | | $ | (362) | | | $ | (422) | | |
| 在累计其他全面收益(亏损)、监管资产和递延资产中确认的额外金额(C) | | | |
| 前期服务成本(积分) | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 6 | | | $ | (52) | | |
| 精算净亏损(收益) | | 1,656 | | | 2,151 | | | (6) | | | 41 | | |
| 总计 | | $ | 1,656 | | | $ | 2,151 | | | $ | — | | | $ | (11) | | |
| | | | | | | | | | |
(A)表示养恤金福利的预计福利债务和其他福利的退休后福利累计债务。既得利益债务是雇员目前有权享有的既得利益的精算现值，但以雇员预期的离职或退休日期为基础。
(B)就养恤金而言，2023年的净精算损失主要是由于贴现率下降。2022年的净精算收益主要是由于贴现率的增加。对于OPEB来说，2023年的净精算收益主要是由于假设的更新。2022年的净精算收益主要是由于贴现率的增加和其他假设的更新。
(C)包括$143百万(美元)102百万美元，税后)和594百万(美元)426截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日，与养老金和OPEB相关的累计其他全面亏损)。还包括监管资产$1,427百万美元和递延资产141截至2023年12月31日为百万美元，监管资产为1,405百万美元和递延资产141截至2022年12月31日，为100万。这一数额不包括$55由于修改了BPU批准的用于制定税率的养老金支出计算方法，自2023年1月1日起生效。
上表提供了关于合格和不合格养恤金计划和业务流程计划的供资状况的综合信息。截至2023年12月31日，PSEG已经资助了大约87预计养老金福利义务的%。这一百分比不包括$179截至2023年12月31日，拉比信托基金的资产为100万美元，为不合格的养老金计划和某些递延补偿提供资金。上表预计福利债务中所列的不合格养恤金计划为#美元。140百万美元。
累积利益义务
PSEG所有固定福利养恤金计划的累计福利义务为#美元。4.7截至2023年12月31日的10亿美元和5.5截至2022年12月31日。
下表提供了PSEG所有合格和不合格养老金和OPEB计划的定期净福利的组成部分，不包括截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度的Servco。所示数额没有反映资本化、共有人分配和2023年BPU会计顺序的影响。如果适用，只有服务成本部分有资格资本化。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至12月31日的养老金和福利年度， | | 截至2011年12月31日的其他福利年度， | |
| | | 2023 | | 2022 | | 2021 | | 2023 | | 2022 | | 2021 | |
| | | 百万 | |
| 净定期养恤金（贷记）成本的组成部分 | | | | | | | | | | | |
| 服务成本（包含在运营维护计划中） | | $ | 90 | | | $ | 142 | | | $ | 151 | | | $ | 3 | | | $ | 6 | | | $ | 9 | | |
| 养恤金和预算支出（贷记）费用的非服务部分 | | | | | | | | | | | | | |
| 利息成本 | | 259 | | | 167 | | | 140 | | | 41 | | | 26 | | | 22 | | |
| 计划资产的预期回报率 | | (361) | | | (484) | | | (476) | | | (33) | | | (42) | | | (42) | | |
| 净额摊销 | | | | | | | | | | | | | |
| 以前的服务积分 | | — | | | — | | | — | | | (52) | | | (129) | | | (129) | | |
| 精算损失 | | 83 | | | 60 | | | 103 | | | (2) | | | 15 | | | 44 | | |
| 退休金提取所产生的结算费用 | | 338 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | |
| 养恤金和预算支出（贷记）费用的非服务部分 | | 319 | | | (257) | | | (233) | | | (46) | | | (130) | | | (105) | | |
| 净养恤金费用共计 | | $ | 409 | | | $ | (115) | | | $ | (82) | | | $ | (43) | | | $ | (124) | | | $ | (96) | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
PSEG和PSE & G的养老金和OPEB（抵免）成本详细说明如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | 养老金福利
截至2011年12月31日的几年， | | 其他好处
截至2011年12月31日的几年， | |
| | | 2023 | | 2022 | | 2021 | | 2023 | | 2022 | | 2021 | |
| | | 百万 | |
| PSE&G | | $ | 50 | | | $ | (70) | | | $ | (64) | | | $ | (42) | | | $ | (109) | | | $ | (92) | | |
| PSEG电源和其他 | | 359 | | | (45) | | | (18) | | | (1) | | | (15) | | | (4) | | |
| 净收益(积分)成本合计 | | $ | 409 | | | $ | (115) | | | $ | (82) | | | $ | (43) | | | $ | (124) | | | $ | (96) | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
PSEG于2023年8月完成了上述“拉出”交易。作为这笔交易的结果，PSEG确认了#美元的结算费用。332百万(美元)2392023年第三季度，与立即确认与交易所涉养恤金部分相关的未摊销精算损失净额有关)。此外，和解费用为#美元。6百万(美元)42023年第四季度确认了与向参与者一次性付款有关的税后净额(百万美元)。
下表列出了在累计其他全面收益(亏损)、监管资产和递延资产中确认的税前变化：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | 养老金 | | 其他好处 | |
| | | 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 | |
| | | 百万 | |
| 由于计划经验和假设更改而导致的本期净精算(收益)损失 | | $ | (35) | | | $ | 568 | | | $ | (49) | | | $ | (138) | | |
| 结算/削减造成的净精算(收益)损失 | | (39) | | | — | | | — | | | — | | |
| 精算净收益(损失)摊销 | | (83) | | | (60) | | | 2 | | | (14) | | |
| 确认因结算/削减而产生的净精算(收益)损失 | | (338) | | | — | | | — | | | — | | |
| 本期前期服务成本(贷方) | | — | | | — | | | 6 | | | — | | |
| 摊销前期服务信用 | | — | | | — | | | 52 | | | 129 | | |
| 总计 | | $ | (495) | | | $ | 508 | | | $ | 11 | | | $ | (23) | | |
| | | | | | | | | | |
下列假设用于确定福利债务和定期福利净费用：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | 养老金福利 | | 其他好处 | |
| | | 2023 | | 2022 | | 2021 | | 2023 | | 2022 | | 2021 | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| 用于确定截至12月31日福利义务的加权平均假设 | | | |
| 贴现率 | | 5.02 | % | | 5.20 | % | | 2.94 | % | | 4.96 | % | | 5.16 | % | | 2.82 | % | |
| 补偿增值率 | | 4.60 | % | | 4.40 | % | | 4.40 | % | | 4.60 | % | | 4.40 | % | | 4.40 | % | |
| 现金余额利息贷记率 | | 6.00 | % | | 6.00 | % | | 6.00 | % | | 不适用 | | 不适用 | | 不适用 | |
| 用于确定截至12月31日的年度定期福利净成本的加权平均假设 | | | |
| 贴现率 | | 5.20 | % | | 2.94 | % | | 2.61 | % | | 5.16 | % | | 2.82 | % | | 2.46 | % | |
| 服务成本利率 | | 5.31 | % | | 3.19 | % | | 2.94 | % | | 5.23 | % | | 3.06 | % | | 2.76 | % | |
| 利息成本利率 | | 5.09 | % | | 2.37 | % | | 1.91 | % | | 5.07 | % | | 2.21 | % | | 1.70 | % | |
| 计划资产的预期回报率 | | 8.10 | % | | 7.20 | % | | 7.70 | % | | 8.10 | % | | 7.20 | % | | 7.69 | % | |
| 补偿增值率 | | 4.40 | % | | 4.40 | % | | 4.40 | % | | 4.40 | % | | 4.40 | % | | 4.40 | % | |
| 现金余额利息贷记率 | | 6.00 | % | | 6.00 | % | | 6.00 | % | | 不适用 | | 不适用 | | 不适用 | |
| 截至12月31日的假设医疗费用趋势率 | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| 医疗保健成本 | | | | | | | | | | | | | |
| 即期汇率 | | | | | | | | 8.89 | % | | 6.98 | % | | 6.14 | % | |
| 极限率 | | | | | | | | 4.75 | % | | 4.75 | % | | 4.75 | % | |
| 已达到年度终止率 | | | | | | | | 2033 | | 2032 | | 2029 | |
| | | | | | | | | | | | | | |
计划资产
退休金及OPEB计划的投资由受托人持有于信托帐户内，并由总信托投资帐户的不可分割权益组成。养老金和OPEB计划的投资按公允价值在一个层次内计量，该层次将公允价值计量的投入分为三个级别。有关公允价值指引的更多信息，请参阅附注17.公允价值计量。使用总信托允许将养恤金计划资产和OPEB计划资产混合用于投资和管理目的。虽然该等计划的资产并入总信托内，但受托人备存佐证纪录，以便将投资账户的净收益或亏损分配予各参与计划。投资资产的净投资收益由受托人根据每个计划的利息与参加计划的总利益的关系分配给每个参加计划。于2023年12月31日，总信托该等资产的退休金计划权益及OPEB计划权益约为90%和10%。
下表列出了截至2022年12月31日、2023年和2022年按公允价值经常性计量的投资的信息，包括公允价值计量和用于确定这些公允价值的投入水平。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | 截至2023年12月31日的经常性公允价值计量 | |
| | | | | 报价：市场价
对于相同的资产 | | 重要和其他
可观测输入 | | | |
| 描述 | | 总计 | | (一级) | | (2级) | | | |
| | | 百万 | |
| 现金等价物（A） | | $ | 39 | | | $ | 39 | | | $ | — | | | | |
| 股权证券 | | | | | | | | | |
| 普通股（B） | | 748 | | | 748 | | | — | | | | |
| 混合（C） | | 1,376 | | | — | | | 1,376 | | | | |
| 债务证券（D） | | | | | | | | | |
| 美国财政 | | 1,299 | | | — | | | 1,299 | | | | |
| 混合 | | 4 | | | 4 | | | — | | | | |
| 公允价值小计 | | $ | 3,466 | | | $ | 791 | | | $ | 2,675 | | | | |
| 按资产净值计量 | | | | | | | | | |
| 混合股票（E） | | 745 | | | | | | | | |
| 房地产投资（F） | | 365 | | | | | | | | |
| 其他 | | 2 | | | | | | | | |
| 公允价值总额（G） | | $ | 4,578 | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | 截至2022年12月31日的经常性公允价值计量 | |
| | | | | 报价：市场价
对于相同的资产 | | 重要和其他
可观测输入 | | | |
| 描述 | | 总计 | | (一级) | | (2级) | | | |
| | | 百万 | |
| 现金等价物（A） | | $ | 36 | | | $ | 36 | | | $ | — | | | | |
| 股权证券 | | | | | | | | | |
| 普通股（B） | | 1,231 | | | 1,231 | | | — | | | | |
| 混合（C） | | 1,346 | | | — | | | 1,346 | | | | |
| 债务证券（D） | | | | | | | | | |
| 美国财政 | | 1,351 | | | — | | | 1,351 | | | | |
| 混合 | | 4 | | | 4 | | | — | | | | |
| 公允价值小计 | | $ | 3,968 | | | $ | 1,271 | | | $ | 2,697 | | | | |
| 按资产净值计量 | | | | | | | | | |
| 混合股票（E） | | 965 | | | | | | | | |
| 房地产投资（F） | | 395 | | | | | | | | |
| 其他 | | 3 | | | | | | | | |
| 公允价值总额（G） | | $ | 5,331 | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
(A)集体投资基金公布每日资产净值（NAV），参与者可无限制地用于每日赎回（第1级）。
(B)普通股使用活跃市场中的可观察数据计量，并被视为第一级。
(C)公布每日资产净值但有若干短期赎回限制的混合基金分类为第2级。
(D)债务证券主要包括美国国债。这些投资采用评估定价方法进行估值，这种方法因资产类别而异，并反映了可观察到的市场信息，如最近的交易所价格或类似证券的报价。基于市场的标准投入通常包括基准收益率、报告的交易、经纪商/交易商报价和发行人利差，或者属于二级衡量标准的类似证券的最新报价。
(E)某些混合型股票基金不包括在公允价值层次中，因为它们是使用每股资产净值(或其等值)实际权宜之计按公允价值计量的。这些资金不符合以下定义：
公允价值可根据资产净值(每月)的公布频率而确定。这些基金的目标主要是跟踪S指数或通过投资外国股票证券和摩根士丹利资本国际指数实现长期增长。
(F)这只未上市的房地产基金投资于写字楼、公寓、工业和零售空间。该基金使用每单位资金的资产净值进行估值。房地产的投资价值由基金董事会聘请的独立市场评估师按季度确定。赎回资金的能力取决于投资净收入、分配和在正常业务过程中出售投资所产生的现金的可用性。该基金的资产净值每季度发布一次。此外，赎回要求在赎回之前提前一个季度通知，并按季度完成。因此，该基金不符合易于确定的公允价值的定义。该基金的目的是收购、拥有、持有以供投资，并最终处置房地产和与房地产相关的资产的投资，目的是实现当期收益、资本增值或两者兼而有之。
(G)不包括应收账款净额#美元2百万美元和美元7截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日，分别包括利息、股息和应收款以及与待定证券销售和购买相关的应付款。此外，该表不包括#美元的现金和外币。2截至2022年12月31日，为100万。
下表提供了截至12月31日衡量日期为合格养老金计划和OPEB计划持有的每个主要计划资产类别的计划资产总额的公允价值百分比：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | |
| | | 截至12月31日， | |
| 投资 | | 2023 | | 2022 | |
| 股权证券 | | 63 | % | | 67 | % | |
| 债务证券 | | 28 | | | 25 | | |
| 其他投资 | | 9 | | | 8 | | |
| 总百分比 | | 100 | % | | 100 | % | |
| | | | | | |
PSEG利用所有资产类别的预测收益、风险和相关性来开发有效的投资组合。PSEG的长期目标资产配置54%股票，18实际资产百分比和28固定收益百分比与基金的财务目标一致。实物资产的某些投资(13%(截至2023年12月31日)是通过投资股权证券进行的，并在报告公允价值时作为股权进行跟踪；然而，在我们的目标资产配置中，它们是按其资产类别、真实资产进行查看的。衍生金融工具主要被计划的投资经理用来调整投资组合的固定收益期限，并对冲外国投资的货币风险部分。计划资产的预期长期回报率为8.12023年为%，将保持在8.12024年为%。这一预期回报包括积极管理的溢价。
计划缴款
PSEG计划贡献$5向其OPEB计划提供了100万美元，并不打算在2024年为其养老金计划提供资金。美国国税局(国税局)对养恤金计划的最低供资要求是根据基金在下一个日历年某一日历年结束时的资产和负债确定的。
预计未来的福利支付
以下养恤金和退休后福利预计将支付给计划参与者。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | |
| 年 | | | 养老金
优势 | | 其他好处 | |
| | | | 百万 | |
| 2024 | | | $ | 364 | | | $ | 74 | | |
| 2025 | | | 325 | | | 73 | | |
| 2026 | | | 331 | | | 71 | | |
| 2027 | | | 338 | | | 69 | | |
| 2028 | | | 343 | | | 67 | | |
| 2029-2033 | | | 1,758 | | | 288 | | |
| 总计 | | | $ | 3,459 | | | $ | 642 | | |
| | | | | | | |
401(K)计划
PSEG赞助商二401(K)计划，这是受《雇员退休收入保障法》(ERISA)约束的已定义的缴费退休计划。PSEG子公司的合格代表员工参加PSEG员工储蓄计划(Savings Plan)，而PSEG子公司的合格非代表员工参加PSEG节余和递延纳税储蓄计划(Thrift计划)。合资格的雇员最高可供款至50这些计划的年度合格补偿的%，不超过美国国税局的最高限额，包括对50岁及以上员工的任何补缴。PSEG匹配50雇员缴费的百分比最高可达7储蓄计划参与者薪酬的百分比以及最高8储蓄计划参与者薪酬的百分比。雇主为PSEG和PSE&G计划支付的匹配缴款的金额如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | 节俭计划和节俭计划 | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度， | |
| | | 2023 | | 2022 | | 2021 | |
| | | 百万 | |
| PSE&G | | $ | 29 | | | $ | 28 | | | $ | 28 | | |
| PSEG电源和其他 | | 14 | | | 14 | | | 16 | | |
| 雇主配对供款总额 | | $ | 43 | | | $ | 42 | | | $ | 44 | | |
| | | | | | | | |
Servco养老金和OPEB
Servco赞助一项合格的养老金计划和OPEB计划，涵盖其符合特定资格标准的员工。根据OSA，这些计划的员工福利成本由LIPA提供资金。见附注4.可变利息主体。这些债务以及抵销的长期应收账款分别列于PSEG的综合资产负债表。
下表提供了截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度内Servco福利义务的变化及其计划资产的公允价值的前滚。它还提供了计划的资金状况以及在两年期末综合资产负债表中已确认和未确认的金额。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | 养老金和福利 | | 其他好处 | |
| | | 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 | |
| | | 百万 | |
| 福利义务的变更 | | | | | | | | | |
| 年初的福利义务(A) | | $ | 452 | | | $ | 596 | | | $ | 455 | | | $ | 640 | | |
| 服务成本 | | 24 | | | 38 | | | 12 | | | 21 | | |
| 利息成本 | | 23 | | | 17 | | | 24 | | | 19 | | |
| 精算(收益)损失(B) | | 31 | | | (189) | | | 35 | | | (215) | | |
| 图则修订 | | 16 | | | — | | | — | | | — | | |
| 已支付的毛利 | | (11) | | | (10) | | | (12) | | | (10) | | |
| 年终福利义务(A) | | $ | 535 | | | $ | 452 | | | $ | 514 | | | $ | 455 | | |
| 计划资产的变更 | | | | | | | | | |
| 年初资产公允价值 | | $ | 370 | | | $ | 422 | | | $ | — | | | $ | — | | |
| 计划资产的实际回报率 | | 56 | | | (72) | | | — | | | — | | |
| 雇主供款 | | 18 | | | 30 | | | 12 | | | 10 | | |
| 已支付的毛利 | | (11) | | | (10) | | | (12) | | | (10) | | |
| 资产年终公允价值 | | $ | 433 | | | $ | 370 | | | $ | — | | | $ | — | | |
| 资金状况 | | | | | | | | | |
| 资金状况(计划资产减去福利义务) | | $ | (102) | | | $ | (82) | | | $ | (514) | | | $ | (455) | | |
| 在综合资产负债表中确认的额外金额 | | | | | | | | | |
| Servco的应计养老金成本 | | $ | (102) | | | $ | (82) | | | 不适用 | | 不适用 | |
| Servco的OPEB成本 | | 不适用 | | 不适用 | | (514) | | | (455) | | |
| 已确认金额(C) | | $ | (102) | | | $ | (82) | | | $ | (514) | | | $ | (455) | | |
| | | | | | | | | | |
(A)表示养恤金福利的预计福利债务和其他福利的退休后福利累计债务。既得利益债务是雇员目前有权享有的既得利益的精算现值，但以雇员预期的离职或退休日期为基础。
(B)就养恤金和业务流程外福利而言，2023年的净精算损失主要是由于贴现率下降和其他假设更新造成的。关于养恤金和业务流程会计准则，2022年的净精算收益主要是由于贴现率的增加。
(C)相当于Servco的应计养老金和OPEB成本的金额在PSEG综合资产负债表上VIE的长期应收账款中抵销。
根据OSA的说法，Servco的养老金和OPEB成本已入账。Servco确认向其养老金计划信托基金缴费和向退休人员支付OPEB款项的费用。营业收入确认用于偿还这些费用。2023年、2022年和2021年与养老金相关的收入和成本为#美元18百万，$30百万美元和美元37分别为100万美元。Servco已将其计划的全部缴费金额在2023年期间贡献给其养老金计划信托基金。与OPEB相关的收入和成本为#美元12百万，$10百万美元和美元112023年、2022年和2021年分别为100万。
下列假设被用来确定Servco的福利义务：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | 养老金福利 | | 其他好处 | |
| | | 2023 | | 2022 | | 2021 | | 2023 | | 2022 | | 2021 | |
| 截至12月31日用于确定福利义务的加权平均假设 | | | |
| 贴现率 | | 5.13 | % | | 5.30 | % | | 3.21 | % | | 5.16 | % | | 5.34 | % | | 3.28 | % | |
| 补偿增值率 | | 5.54 | % | | 3.95 | % | | 3.95 | % | | 5.54 | % | | 3.95 | % | | 3.95 | % | |
| 现金余额利息贷记率 | | 4.13 | % | | 4.30 | % | | 3.75 | % | | 不适用 | | 不适用 | | 不适用 | |
| 截至12月31日的假设医疗费用趋势率 | | | | | | | | | |
| 医疗保健成本 | | | | | | | | | | | | | |
| 即期汇率 | | | | | | | | 6.84 | % | | 6.71 | % | | 6.48 | % | |
| 极限率 | | | | | | | | 4.75 | % | | 4.75 | % | | 4.75 | % | |
| 已达到年度终止率 | | | | | | | | 2033 | | 2032 | | 2029 | |
| | | | | | | | | | | | | | |
计划资产
Servco退休金计划的所有投资均由受托人持有于信托账户，并包括Servco主信托投资账户的未分割权益。退休金投资乃按公平值计量，该层级将公平值计量之输入数据优先分为三个层级。见附注17。有关公平值指引的更多资料。
下表呈列有关世服科于2023年及2022年12月31日按经常性基准按公平值计量的投资的资料，包括公平值计量及用于厘定该等公平值的输入数据水平。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | 截至2023年12月31日的经常性公允价值计量 | | | |
| | | | | 报价：市场价
对于相同的资产 | | 重要的其他人
可观测输入 | | | |
| 描述 | | 总计 | | (一级) | | (2级) | | | |
| | | 百万 | |
| 现金等价物 | | $ | 2 | | | $ | 2 | | | $ | — | | | | |
| 股权证券 | | | | | | | | | |
| 普通股（A） | | 32 | | | 32 | | | — | | | | |
| 混合（B） | | 294 | | | — | | | 294 | | | | |
| 混合债券（B） | | 105 | | | — | | | 105 | | | | |
| 总公允价值 | | $ | 433 | | | $ | 34 | | | $ | 399 | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | 截至2022年12月31日的经常性公允价值计量 | | | |
| | | | | 报价：市场价
对于相同的资产 | | 重要和其他
可观察输入数据 | | | |
| 描述 | | 总计 | | (一级) | | (2级) | | | |
| | | 百万 | |
| 现金等价物 | | $ | 1 | | | $ | 1 | | | $ | — | | | | |
| 股权证券 | | | | | | | | | |
| 普通股(A) | | 25 | | | 25 | | | — | | | | |
| 混合(B)
| | 251 | | | — | | | 251 | | | | |
| 混合债券（B）
| | 93 | | | — | | | 93 | | | | |
| 总公允价值 | | $ | 370 | | | $ | 26 | | | $ | 344 | | | | |
| | | | | | | | | | |
(A)普通股是使用活跃市场的可观察数据来衡量的，被认为是1级。
(B)混合股票和债券基金的投资具有易于确定的公允价值，因为它们公布了可供投资者使用的每日资产净值，这是当前交易的基础，并包含某些赎回限制，要求提前一至两天通知撤资(第2级)。
下表提供了截至计量日期12月31日，Servco的合格养老金和OPEB计划持有的每个主要计划资产类别的计划资产总额的公允价值百分比：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | |
| | | 截至12月31日， | |
| 投资 | | 2023 | | 2022 | |
| 股权证券 | | 76 | % | | 75 | % | |
| 债务证券 | | 24 | | | 25 | | |
| 总百分比 | | 100 | % | | 100 | % | |
| | | | | | |
Servco利用所有资产类别的预测回报、风险和相关性来开发高效的投资组合。Servco的长期目标资产配置为60%股票，15实际资产百分比和25固定收益百分比与基金的财务目标一致。实物资产的某些投资(152023年12月31日的%)是通过投资股权证券进行的，并在报告公允价值时作为股权进行跟踪；然而，在我们的目标资产配置中，它们是按其资产类别、实际资产来查看的。计划资产的预期长期回报率为8.02023年为%，并将是8.02024年为%。这一预期回报包括积极管理的溢价。
计划缴款
Servco计划捐助美元25在2024年，2000万元的养老金计划。
预计未来的福利支付
预计将向世服科的计划参与者支付以下养老金福利和退休后福利：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | |
| 年 | | | 养老金
优势 | | 其他好处 | |
| | | | 百万 | |
| 2024 | | | $ | 15 | | | $ | 12 | | |
| 2025 | | | 17 | | | 14 | | |
| 2026 | | | 20 | | | 16 | | |
| 2027 | | | 23 | | | 18 | | |
| 2028 | | | 25 | | | 20 | | |
| 2029-2033 | | | 167 | | | 125 | | |
| 总计 | | | $ | 267 | | | $ | 205 | | |
| | | | | | | |
Servco 401（k）计划
Servco赞助商 二401（k）计划，这是受ERISA约束的定额供款退休计划。Servco合资格的非代表雇员参与长岛电力公司Servco LLC激励节俭计划I（节俭计划I），而Servco合资格的代表雇员参与长岛电力公司Servco LLC激励节俭计划II（节俭计划II）。参加计划的人最多可捐款， 50他们对这些计划的合格补偿的%，不超过国税局的最高限额，包括那些50岁及以上员工的任何追赶性缴款。世服柯不为节约计划II的雇员提供雇主匹配或核心供款。对于节约计划I的员工，Servco匹配 50雇员缴费的百分比最高可达8并为未参加Servco退休收入计划的员工提供核心供款(基于服务年限和年龄)。Servco用于雇主配对缴款的费用为#美元。10截至2023年12月31日的年度为百万美元，9截至2022年、2022年和2021年12月31日的每一年均为百万美元。根据OSA，Servco确认营业收入，用于偿还这些费用。
注13.承付款和或有负债
担保债务
PSEG Power的活动主要涉及以固定和可变价格购买和销售运输、实物、金融和远期合同下的能源和相关产品。这些交易是与许多交易对手和经纪商进行的，它们可能需要现金、现金相关工具或担保作为抵押品。
PSEG Power在大宗商品相关交易中代表其子公司无条件保证向交易对手付款，以便
•支持正常业务过程中到期和应付款项的当前风险敞口、利息和其他成本，以及
•获得信用。
PSEG权力受
•与其子公司的商品合约有关的交易对手抵押品催缴；以及
•作为子公司履约担保的担保人，达到一定的资信标准。
根据这些协议，担保涵盖实体之间的信贷额度，而且往往是互惠的。交易对手之间的风险敞口可以朝任何一个方向移动。
为了让PSEG Power对未偿还担保的面值承担责任，
•其子公司将不得不充分利用PSEG Power提供担保的每个交易对手授予它们的信贷，以及
•相关合同的净头寸必须是“现金之外”(如果合同终止，PSEG Power将欠交易对手钱)。
PSEG Power认为，出现这种结果的可能性不大。因此，PSEG Power认为，当前在任何时间点的风险敞口是这些担保下潜在责任的更有意义的代表。当前暴露
由应收账款和应付账款净额以及未平仓远期价值减去任何抵押品构成。
商品价格的变化可能对这类合同的抵押品要求产生实质性影响，这些合同主要以现金和信用证的形式入账和收取。PSEG Power还定期进行电力和天然气的期货和期权交易，作为其业务的一部分。这些期货合约通常需要向经纪商支付现金保证金，保证金可以根据市场走势和交易所规则进行调整。
除上述担保外，PSEG Power还代表其关联公司向第三方和监管机构提供付款担保。这些担保支持各种其他与商品无关的债务。
下表显示了截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日，PSEG Power的未偿还担保、当前敞口和保证金头寸的面值。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | |
| | | 截至12月31日， | |
| | | 2023 | | 2022 | |
| | | 百万 | |
| 未清偿担保的面值 | | $ | 1,381 | | | $ | 1,601 | | |
| 现行保证下的风险敞口 | | $ | 118 | | | $ | 198 | | |
| | | | | | |
| 过帐信用证保证金 | | $ | 10 | | | $ | 87 | | |
| 已收到信用证保证金 | | $ | 91 | | | $ | 38 | | |
| | | | | | |
| 存入和收到的现金 | | | | | |
| 交易对手交存的现金抵押品 | | $ | — | | | $ | — | | |
| 交易对手收到的现金抵押品 | | $ | (2) | | | $ | (1) | | |
| 存入(收到)的经纪人净余额 | | $ | 115 | | | $ | 1,522 | | |
| | | | | | |
| 已过帐的附加金额 | | | | | |
| 其他信用证 | | $ | 180 | | | $ | 156 | | |
| | | | | | |
作为确定信贷敞口的一部分，PSEG Power将应收账款和应付款项与相应的能源合同公允净值进行净额结算。见附注16.财务风险管理活动以供进一步讨论。根据PSEG的会计政策，在适用的情况下，现金(收到)/存放在综合资产负债表上与同一交易对手的衍生资产和负债头寸进行分配。分配后的净现金(收到)/存放的余额一般分别计入应付和应收账款。
除了未偿还的担保金额、目前的风险敞口和保证金头寸外，PSEG和PSEG Power还发布了信用证，以支持PSEG Power的各种其他非能源合同和环境义务。请参阅上表。
环境问题
帕塞伊克河
帕塞伊克河下游研究区：中国。
美国环境保护署(EPA)已确定一种17-新泽西州帕塞伊克河(下帕塞伊克河研究区)的一英里长，是1980年联邦综合环境响应、补偿和责任法案(CERCLA)下的“超级基金”。PSE&G及其某些前身在该地区的物业进行了行动，包括在一已转移到PSEG Power的站点。
环保局宣布了LPRSA下部8.3英里和上部9英里的两个单独的清理计划。环保局关于8.3英里以下的计划包括疏浚和封堵沉积物，估计成本为#美元。2.310亿美元，其上部9英里的计划涉及疏浚和封堵沉积物，估计成本为#美元。550百万美元。根据这些初始阶段工作的结果，可能需要额外的清理工作。
西方化学公司(西方)已自愿开始设计8.3英里以下的清理计划，并已收到美国环保局单方面的行政命令，指示其设计9英里以上的清理计划。它已经对PSE&G和其他公司提起了两起诉讼，试图追回与这项工作相关的费用，并获得各方对未来任何费用的份额的宣告性判决。PSEG无法预测诉讼的结果。
美国环保署宣布与82个同意支付美元的各方达成和解方案。150100万人全部或部分解决其LPRSA CERCLA的责任。目前还不确定和解方案是否会像目前提议的那样最终敲定。PSE&G和PSEG Power不包括在拟议的和解协议中，但EPA在2022年3月向PSE&G、西方集团和其他几个潜在责任方(PRPS)发出了一封信，邀请他们单独或联合向EPA提交一份报价，以资助或参与下一阶段的补救工作。PSEG于2022年6月代表PSE&G和PSEG Power向EPA提交了一份真诚的报价。PSEG理解环保局正在评估其报价。
截至2023年12月31日，PSEG约有$66这件事累积了一百万英镑。PSE&G的环境成本负债为#美元53百万美元和相应的监管资产，这是基于其在利率中继续收回此类成本的能力。PSEG Power的环境成本负债为#美元13百万美元。
这件事的结果是不确定的，在(I)为整个LPRSA选定最终补救措施并由PRPS达成为其提供资金的协议之前，(Ii)PSE&G‘s和PSEG Power各自在成本中的份额被确定，以及(Iii)PSE&G在其费率中收回成本的能力被确定之前，无法预测此事对PSEG财务报表的最终影响。PSE&G和PSEG Power可能会在已积累的基础上记录额外的成本，这些成本可能是实质性的，但PSEG目前无法估计任何额外成本的金额或范围。
纽瓦克湾研究区
环保局已经建立了纽瓦克湾研究区，这是LPRSA的延伸，包括纽瓦克湾和部分周边水道。环保局已通知PSEG和21其他PRP的潜在责任。PSE&G和PSEG Power无法估计各自与此事相关的任何损失部分或可能的损失范围。2018年12月，PSEG Power完成了哈德逊发电站地块的出售。PSEG Power根据合同将哈德逊地块的所有土地权和结构转让给第三方买家，并承担该地块的环境责任。
自然资源损害索赔
新泽西州和某些联邦监管机构声称，PSE&G、PSEG Power和56其他PRP可能对LPRSA内的自然资源损害负责。特别是，PSE&G、PSEG Power和其他PRPS收到了联邦监管机构的通知，监管机构打算推进一系列评估钻石碱超级基金地点自然资源潜在损害的研究，其中包括LPRSA和纽瓦克湾研究区域。PSE&G和PSEG Power无法估计与此事相关的任何可能损失或损失范围的各自部分。
哈肯萨克河
2022年，环保局宣布已将哈肯萨克河下游约23英里的河段指定为联邦超级基金所在地。PSE&G及其某些前身在该地区的物业进行了运营，包括移交给PSEG Power的哈德逊、卑尔根和卡尼发电站。PSEG Power随后将哈德逊发电站场地的所有土地权和结构合同转让给了第三方买家，并承担了该场地的环境责任。2024年，环保局确定PSE&G和其他四个各方为该地点的PRP，并要求他们自愿对被指定为“可操作单元2”的河流部分进行技术研究。美国环保署估计，完成这项技术研究将耗资5500万美元。环保局可以对不合作的各方采取执法行动。PSE&G和PSEG Power认为，根据EPA对研究成本的估计，参与技术研究不会对其运营结果和财务状况产生实质性影响，然而，未来与此相关的成本可能是重大的。
MGP补救计划
PSE&G正在与新泽西州环境保护局(NJDEP)合作，评估、调查和补救其前MGP地点的环境状况。到目前为止，38现已确定需要采取某种程度补救行动的地点。根据目前的研究，PSE&G已经确定，修复所有MGP站点到完成的估计成本可能在$199百万美元和美元219在未折扣的基础上，包括其$53如上文所述，帕塞伊克河的份额为100万美元。由于该范围内的任何金额都不被认为是最有可能的，PSE&G记录了#美元的负债。199百万，截至 2023年12月31日。在这笔款项中，$52百万美元记入其他流动负债和#美元。147百万美元在非流动负债中反映为环境成本。PSE&G已经记录了$199百万 与这些成本相关的监管资产。PSE&G定期更新其研究报告，考虑到任何可能影响未来补救费用的新条例或新信息，并相应地调整其记录的负债。PSE&G于2020年完成了帕塞伊克河的采样，以确定毗邻帕塞伊克河超级基金地点的某些MGP地点的煤焦油。PSEG目前无法确定对帕塞伊克河超级基金补救措施的任何影响的程度。
前化石发电站的遗留环境义务
PSEG Power保留了对2022年出售其化石发电投资组合所排除的某些负债的所有权。这些债务主要涉及新泽西州ISRA和CTA规定的义务，即调查和补救PSEG Power在康涅狄格州的两个以前拥有的发电站地点，以及在新泽西州的六个以前拥有的发电站地点。此外，PSEG Power仍在新泽西州拥有两个曾是发电站的地点，这两个地点在2015年引发了ISRA。
PSEG Power正在履行ISRA和CTA规定的义务，调查这些地点。这将需要多年和全面的环境采样来了解所需补救的程度和执行所需的补救措施。在补救过程的这个阶段，全部补救成本是不可估量的，但考虑到产品组合中设施的数量和运营历史，全部补救成本总体上可能是很大的。除其他外，这些费用可能包括挖掘土壤、实施体制控制以及建造、运营和维护工程控制的费用。
《清洁水法》(CWA)第316(B)条规则
美国环保局的CWA第316(B)条规定了对设计流量超过200万加仑/天的现有发电厂和工业设施的冷却水进水口结构的设计和运行要求。
2016年6月，NJDEP为塞勒姆颁发了最终的新泽西州污染物排放消除系统许可证。2016年7月，特拉华州河流保管者网络(RiverKeeper)提交了行政听证请求，质疑许可证的某些条件，包括NJDEP对316(B)规则的应用。如果养河人的挑战成功，PSEG Power可能会被要求产生额外的成本来遵守CWA。潜在的冷却水和/或服务水系统改装费用可能是材料成本，并可能对该设施的经济竞争力产生不利影响。NJDEP批准了听证请求，并可能在考虑处理动议后安排听证会。
新泽西州泽西市地下馈线电缆问题
2016年10月，在新泽西州泽西市附近哈德逊河的地下馈线电缆中发现了绝缘液体的放电，并向NJDEP报告。这些馈线电缆位于物业所有者Newport Associates Development Company(NADC)和Newport Associates第一阶段开发商有限合伙企业授予PSE&G的地下地役权内。馈线电缆受PSE&G和纽约联合爱迪生公司(Con Edison)之间的协议约束，由PSE&G和Con Edison共同拥有。受影响的电缆于2017年9月修复。最初，联邦政府的反应是由美国海岸警卫队牵头的。美国海岸警卫队移交了联邦政府对EPA回应的控制权，EPA在2018年结束了联邦政府对此事的回应。作为NJDEP现场补救计划的一部分，对据信包含在码头沉积物中的少量剩余介电液体的调查正在进行中。2020年8月，PSE&G与联邦政府敲定了一项和解协议，内容是偿还与联邦政府对此事的反应相关的费用，并支付非实质性金额的民事罚款。
联邦法院为确定PSE&G、Con Edison和NADC之间的泄密费用的最终责任而提起的诉讼已经解决，现在被驳回。
BGS、BGSS和ZEC
每年，PSE&G都会通过新泽西州BGS年度拍卖会为两类选择不从第三方供应商购买电力供应的客户获得电力供应需求。第一类是住宅和较小的商业和工业客户(BGS-住宅小型商业定价(RSCP))。第二类是超过BPU确定的负荷(KW)门槛(BGS-商业和工业能源定价(CIEP))的较大客户。根据适用的BPU规则，PSE&G与这些RSCP和CIEP BGS拍卖的获胜者签订供应商主协议，购买BGS以满足PSE&G的负荷要求。RSCP和CIEP拍卖的获胜者负责满足PJM负载服务实体的所有要求，包括提供容量、能源、辅助服务和PJM所需的任何其他服务。BGS供应商承担所有数量风险和客户迁移风险，并必须满足新泽西州的可再生能源投资组合标准。
BGS-CIEP的拍卖期限为一年，供应期从6月1日至5月31日，BGS-CIEP的拍卖价格以美元/兆瓦/天的容量计算。2024年6月1日开始的BGS-CIEP拍卖年度的最终价格为1美元378.21每兆瓦-天，取代截至2024年5月31日的BGS-CIEP拍卖年价$330.72每兆瓦-天。BGS-CIEP的能源按合同期内每小时PJM地区边际价格定价。
PSE&G为其预期的BGS-RSCP负荷签订合同，每三年滚动一次，每年采购三分之一的负荷，为期三年。BGS-RSCP供电的合同价格(以美元/兆瓦时为单位)以及大致负荷如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | 拍卖年份 | | |
| | 2021 | | 2022 | | 2023 | | 2024 | | |
| 为期36个月的期限结束 | 2024年5月 | | 2025年5月 | | 2026年5月 | | 2027年5月 | (A) | |
| 负荷(兆瓦) | 2,900 | | | 2,800 | | | 2,800 | | | 2,900 | | | |
| 每兆瓦时成本 | $64.80 | | $76.30 | | $93.11 | | $80.88 | | |
| | | | | | | | | | |
(A)2024年BGS拍卖中设定的价格将于2024年6月1日2021年BGS拍卖协议到期时生效。
PSE&G与PSEG Power签订了一份全面要求的合同，以满足PSE&G天然气客户的天然气供应要求。PSEG Power已在BPU允许的情况下，对这些预期的BGS义务的一部分进行了对冲。BPU允许PSE&G收回最高可达11510亿立方英尺或80其住宅燃气供应年度要求的%通过BGSS电价。目前的计划要求PSEG Power代表PSE&G进行对冲，大约7010亿立方英尺或50其住宅燃气年供应量的%。有关更多信息，请参见附注24。关联方交易。
根据BPU制定的程序，新泽西州的EDC，包括PSE&G，必须从BPU选择的合格核电站购买ZEC。2019年4月，PSEG Power的Salem 1、Salem 2和Hope Creek核电站被选为获得ZEC收入的大约三年，直到2022年5月。2021年4月，PSEG Power的Salem 1、Salem 2和Hope Creek核电站获得了ZEC，资格期限从2022年6月开始，为期三年。PSE&G已经实施了一项关税，收取一笔不可绕过的分销费用，金额为#美元。0.004每千瓦时来自其零售分销客户，用于从这些工厂购买ZEC。PSE&G将按月购买ZEC，并在每个能源年度结束后按年付款。该立法还要求核电站在随后的任何三年内重新申请，并允许BPU调整预期的ZEC付款。
最低燃料购买量要求
PSEG Power的核燃料战略是保持一定水平的铀，并定期购买以支持这些水平。因此，下表中提到的承付款可能包括偏离合同名义数量的估计采购量。PSEG Power的最低核燃料承诺涵盖约100到2026年，该公司估计的铀、浓缩和制造需求的1%，到2027年，塞勒姆、霍普克里克和桃底的相当大一部分。
PSEG Power拥有各种多年天然气合同，以及稳定的天然气运输和储存能力，主要用于履行其对PSE&G的义务。
截至2023年12月31日，这些承诺中包括的最低采购要求总额如下：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | |
| 燃料类型 | | 到2028年PSEG Power在承诺中的份额 | |
| | | 百万 | |
| 核燃料 | | | |
| 铀 | | $ | 392 | | |
| 浓缩 | | $ | 344 | | |
| 制造 | | $ | 185 | | |
| 天然气 | | $ | 1,329 | | |
| | | | |
FERC悬而未决的事项
FERC一直在对罗斯兰-欢乐谷输电项目进行非公开调查。2021年11月，FERC工作人员向PSE&G提交了非公开的初步调查结果，声称PSE&G违反了FERC的规定。PSE&G不同意FERC工作人员的指控，并认为它拥有反驳这些指控的事实和法律辩护。PSE&G有机会对这些初步调查结果做出回应。此事悬而未决，调查仍在进行中。PSE&G无法预测结果或估计与此事相关的可能损失的范围；然而，根据PSE&G的事实和法律论点的成功程度，PSE&G可能招致的潜在财务和其他处罚可能对PSEG和PSE&G的运营结果和财务状况产生重大影响。
PSE&G的BPU审计
2020年，BPU下令开始对PSE&G进行全面的关联公司和管理审计。BPU上一次对此类PSE&G进行管理和关联审计已经十多年了，这是一项启动的审计
按照新泽西州法律/法规的要求定期进行。审计第一阶段审查了PSE&G与其关联公司之间的关联关系和成本分摊，包括分析PSE&G与PSEG Energy Resources&Trade，LLC(PSEG Power的全资子公司)在过去十年中的关系，以及PSE&G与PSEG Li之间的关系。第二阶段是全面管理审计，除其他事项外，涉及行政管理、公司治理、系统运营、人力资源、网络安全、遵守客户保护要求和客户安全。审计于2021年5月下旬正式开始。BPU审计人员于2023年6月向BPU提交了最终审计报告。BPU目前正在考虑公众对审计报告的意见，尚未确定将要求PSE&G执行哪些审计建议。目前还不可能预测这件事的结果。
诉讼
Sewaren 7号建筑
2018年6月，新泽西州纽瓦克的联邦法院对PSEG Fossil LLC提出申诉，该公司当时是PSEG Power的全资子公司，涉及与Sewaren 7项目承包商Durr机械建筑公司(Durr)的持续纠纷。93据称，PSEG Power扣留了欠Durr的钱，PSEG Power的故意行为导致Durr无法获得预期合同。PSEG Power打算对这些指控进行有力的辩护。2021年1月，法院部分批准了PSEG Power提出的驳回某些索赔的动议，将索赔金额减少到$68百万美元。2018年12月，Durr向纽约南区(SDNY)联邦法院申请破产保护。SDNY破产法院已允许新泽西州的诉讼继续进行。PSEG Power累积了一笔与未付发票相关的金额，该金额没有反映对这一事件中的索赔和潜在反索赔的评估。
其他诉讼和法律诉讼
PSEG及其子公司在正常业务过程中参与了各种诉讼。鉴于预测此类事项的结果本身存在困难，私营部门和私营部门一般无法预测待决事项的最终结果、这些事项最终解决的时间，或与每项待决事项相关的最终损失、罚款或罚款。
根据适用的会计准则，当这些事项出现可能且可合理估计的或有损失时，应计负债。在这种情况下，可能会出现超过应计金额的损失。私营部门会计准则小组将继续监测这一事项是否有可能影响先前确定的应计负债数额的进一步事态发展。
根据目前所知，管理层认为，除本文所述事项外，因未决事项而产生的或有损失不会对PSEG或PSE&G的综合财务状况或流动资金产生重大不利影响。然而，鉴于这些事项所涉及的内在不确定性，其中一些是PSEG无法控制的，以及在某些这些事项中寻求的巨额或不确定的损害赔偿，这些事项中的一个或多个的不利结果可能对PSEG或PSE&G在任何特定报告期的运营业绩或流动资金具有重大影响。
核保险承保范围和评估
PSEG Power是联合承保协会美国核保险(ANI)的成员，该协会为Salem and Hope Creek站点和Peach Bottom站点提供核责任保险。ANI政策旨在满足普赖斯-安德森法案(Price-Anderson Act)中概述的财务保护要求，该法案规定了涉及美国任何获得许可的核设施的事故可能引发的索赔的责任上限。每个站点的每个事件的责任限额由主要层和额外层组成。截至2023年12月31日，核设施被要求购买$450通过ANI为每个站点提供数百万的主要责任保险。这项保险增加到$。500百万美元，2024年1月1日生效。主要层由额外的层补充，这是一个行业自我保险池。如果作为行业自我保险池的一部分的核设施的索赔超过第一层，每个持牌人将被按比例评估超额层的份额。超出的层限制为$15.8十亿美元。PSEG Power对每个事件的最高综合评估为$522基于PSEG Power在Salem、Hope Creek和Peach Bottom的所有权权益，其每个事件的最高年度评估总额为$78百万美元。如果损害超过了责任限额，国会可以对核工业实施进一步的收入增加措施，以支付索赔。此外，美国最高法院的一项裁决(不涉及PSEG Power)认为，普赖斯-安德森法案不排除基于州法律索赔的惩罚性损害赔偿。
PSEG Power也是一家行业相互保险公司--核电保险有限公司(Neil)的成员，该公司为塞勒姆和希望溪核电站以及桃底核电站提供财产、去污和退役责任保险。Neil还通过其意外停电政策提供更换电力保险。尼尔保单可能会在遭遇不利损失的情况下进行追溯保费评估。PSEG Power目前每年的最高追溯保费义务总额约为$48百万美元。Neil要求其成员保持
投资级信用评级，或通过提供财务担保、信用证、保证金或一些其他保证手段，确保其年度追溯保费义务的可收集性。Neil保单中的某些条款规定，如果NRC暂停或吊销某一地点上任何机组的运营许可证，就该机组发出停机令或发出使该机组停产的确认性命令，保险公司可以在不通知的情况下暂停该核电站的承保范围。
ANI和Neil的保单都包括恐怖主义行为引起的索赔。然而，Neil保单的行业总限额为$3.2410亿美元，外加尼尔从再保险、赔偿和适用于此类损失的任何其他来源追回的额外金额。
注14.债务和信贷安排
长期债务
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | 截至12月31日， | |
| | | | 成熟性 | | 2023 | | 2022 | |
| | | | | | 百万 | |
| PSEG | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 高级注释： | | | | | | | |
| 0.84% | | 2023 | | $ | — | | | $ | 750 | | |
| 2.88% | | 2024 | | 750 | | | 750 | | |
| 0.80% | | 2025 | | 550 | | | 550 | | |
| 5.85% | | 2027 | | 700 | | | 700 | | |
| 5.88% | | 2028 | | 600 | | | — | | |
| 1.60% | | 2030 | | 550 | | | 550 | | |
| 8.63% | (A) | | 2031 | | 96 | | | 96 | | |
| 2.45% | | 2031 | | 750 | | | 750 | | |
| 6.13% | | 2033 | | 400 | | | — | | |
| 高级债券合计 | | | | 4,396 | | | 4,146 | | |
| 未偿还本金 | | | | 4,396 | | | 4,146 | | |
| 一年内到期金额 | | | | (750) | | | (750) | | |
| 未摊销贴现净额及债务发行成本 | | | | (25) | | | (22) | | |
| PSEG长期债务总额 | | | | $ | 3,621 | | | $ | 3,374 | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | 截至12月31日， | |
| | | 成熟性 | | 2023 | | 2022 | |
| | | | | 百万 | |
| PSE&G | | | | | | | |
| 第一次和偿还抵押债券（B）： | | | | | | | |
| 8.00% | | 2037 | | $ | 7 | | | $ | 7 | | |
| 5.00% | | 2037 | | 8 | | | 8 | | |
| 第一次和偿还抵押债券总额 | | | | 15 | | | 15 | | |
| 中期说明（B）： | | | | | | | |
| 2.38% | | 2023 | | — | | | 500 | | |
| 3.25% | | 2023 | | — | | | 325 | | |
| 3.75% | | 2024 | | 250 | | | 250 | | |
| 3.15% | | 2024 | | 250 | | | 250 | | |
| 3.05% | | 2024 | | 250 | | | 250 | | |
| 3.00% | | 2025 | | 350 | | | 350 | | |
| 0.95% | | 2026 | | 450 | | | 450 | | |
| 2.25% | | 2026 | | 425 | | | 425 | | |
| 3.00% | | 2027 | | 425 | | | 425 | | |
| 3.70% | | 2028 | | 375 | | | 375 | | |
| 3.65% | | 2028 | | 325 | | | 325 | | |
| 3.20% | | 2029 | | 375 | | | 375 | | |
| 2.45% | | 2030 | | 300 | | | 300 | | |
| 1.90% | | 2031 | | 425 | | | 425 | | |
| 3.10% | | 2032 | | 500 | | | 500 | | |
| 4.90% | | 2032 | | 400 | | | 400 | | |
| 4.65% | | 2033 | | 500 | | | — | | |
| 5.20% | | 2033 | | 500 | | | — | | |
| 5.25% | | 2035 | | 250 | | | 250 | | |
| 5.70% | | 2036 | | 250 | | | 250 | | |
| 5.80% | | 2037 | | 350 | | | 350 | | |
| 5.38% | | 2039 | | 250 | | | 250 | | |
| 5.50% | | 2040 | | 300 | | | 300 | | |
| 3.95% | | 2042 | | 450 | | | 450 | | |
| 3.65% | | 2042 | | 350 | | | 350 | | |
| 3.80% | | 2043 | | 400 | | | 400 | | |
| 4.00% | | 2044 | | 250 | | | 250 | | |
| 4.05% | | 2045 | | 250 | | | 250 | | |
| 4.15% | | 2045 | | 250 | | | 250 | | |
| 3.80% | | 2046 | | 550 | | | 550 | | |
| 3.60% | | 2047 | | 350 | | | 350 | | |
| 4.05% | | 2048 | | 325 | | | 325 | | |
| 3.85% | | 2049 | | 375 | | | 375 | | |
| 3.20% | | 2049 | | 400 | | | 400 | | |
| 3.15% | | 2050 | | 300 | | | 300 | | |
| 2.70% | | 2050 | | 375 | | | 375 | | |
| 2.05% | | 2050 | | 375 | | | 375 | | |
| 3.00% | | 2051 | | 450 | | | 450 | | |
| 5.13% | | 2053 | | 400 | | | — | | |
| 5.45% | | 2053 | | 400 | | | — | | |
| MTN共计 | | | | 13,750 | | | 12,775 | | |
| 未偿还本金 | | | | 13,765 | | | 12,790 | | |
| 一年内到期金额 | | | | (750) | | | (825) | | |
| 净未摊销折扣和销售额 | | | | (102) | | | (94) | | |
| PSE & G长期债务总额 | | | | $ | 12,913 | | | $ | 11,871 | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | 截至12月31日， | |
| | | | 成熟性 | | 2023 | | 2022 | |
| | | | | | 百万 | |
| PSEG电源 | | | | | | | |
| 定期贷款： | | | | | | | |
| 可变利率 | | 2025 | | $ | 1,250 | | | $ | 1,250 | | |
| 定期贷款 | | | | 1,250 | | | 1,250 | | |
| | | | | | | | |
| PSEG Power长期债务总额 | | | | $ | 1,250 | | | $ | 1,250 | | |
| | | | | | | | | |
(A)2020年12月，PSEG发行美元96百万美元本金8.63%于二零三一年到期予本金额相同的持有人的优先票据 8.63%由PSEG Power根据交换要约有效地提交票据而发行于二零三一年到期的优先票据。于交换要约完成后，于交易所接纳之PSEG Power票据已注销。该交易导致PSEG及PSEG Power的非现金融资活动。
(B)基本上由PSE & G的所有财产担保，根据其第一次和退款抵押。
长期债务到期日
于二零二三年十二月三十一日之后五年各年到期的本金总额如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| 年 | | PSEG | | PSE&G | | PSEG电源 | | 总计 | |
| | | 百万 | |
| 2024 | | $ | 750 | | | $ | 750 | | | $ | — | | | $ | 1,500 | | |
| 2025 | | 550 | | | 350 | | | 1,250 | | | 2,150 | | |
| 2026 | | — | | | 875 | | | — | | | 875 | | |
| 2027 | | 700 | | | 425 | | | — | | | 1,125 | | |
| 2028 | | 600 | | | 700 | | | — | | | 1,300 | | |
| 此后 | | 1,796 | | | 10,665 | | | — | | | 12,461 | | |
| 总计 | | $ | 4,396 | | | $ | 13,765 | | | $ | 1,250 | | | $ | 19,411 | | |
| | | | | | | | | | |
长期债务融资交易
于二零二三年，发生以下长期债务交易：
PSEG
•已发行$600百万美元5.88% 2028年10月到期的优先票据，
•已发行$400百万美元6.13% 2033年10月到期的优先票据，以及
•退了$750百万美元0.84%到期优先票据。
PSE&G
•已发行$500百万美元4.65%有担保中期票据（绿色债券），P系列，2033年3月到期，
•已发行$400百万美元5.13%有担保中期票据（绿色债券），P系列，2053年3月到期，
•已发行$500百万美元5.20%有担保中期票据，系列P，2033年8月到期，
•已发行$400百万美元5.45%有担保中期票据，系列P，2053年8月到期，
•退了$500百万美元2.38%有担保中期票据，系列I，到期，和
•退了$325百万美元3.25%有担保中期票据，M系列，到期。
短期流动性
PSEG满足其短期流动性要求，以及PSEG Power的要求，主要通过发行商业票据，并不时通过短期贷款。PSE&G保留了自己的单独商业票据计划，以
满足其短期流动性要求。每个商业票据计划都得到了自己单独的信贷安排的完全支持。
美元的承担额4.0数十亿美元的信贷安排由一个多元化的银行集团提供。截至2023年12月31日，总可用信贷能力为3.4十亿美元。
截至2023年12月31日，没有一家机构的代表超过10信贷安排中总承诺额的百分比。
截至2023年12月31日，PSEG的流动性状况，包括信贷安排和获得外部融资的机会，预计足以满足其在12个月规划期限内预计的压力需求。
每项信贷安排对下表所列特定公司的可获得性和用途均有限制；然而，如有必要，PSEG安排也可用于支持其子公司的流动资金需求。
截至2023年12月31日的总信贷安排和可用流动性如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至2023年12月31日 | | | | |
| 公司/设施 | | 总计
设施 | | 用法(B) | | 可用
流动性 | | 期满
日期 | | 主要目的 | | |
| | | 百万 | | | | | | |
| PSEG | | | | | | | | | | | | |
| 循环信贷机制（A） | | $ | 1,500 | | | $ | 27 | | | $ | 1,473 | | | 2027年3月 | | 商业票据支持/融资/信用证 | | |
| 总PSEG | | $ | 1,500 | | | $ | 27 | | | $ | 1,473 | | | | | | | |
| PSE&G | | | | | | | | | | | | |
| 循环信贷安排 | | $ | 1,000 | | | $ | 445 | | | $ | 555 | | | 2027年3月 | | 商业票据支持/融资/信用证 | | |
| PSE&G合计 | | $ | 1,000 | | | $ | 445 | | | $ | 555 | | | | | | | |
| PSEG电源 | | | | | | | | | | | | |
| 循环信贷机制（A） | | $ | 1,250 | | | $ | 39 | | | $ | 1,211 | | | 2027年3月 | | 融资/信用证 | | |
| 信用证融资机制 | | 75 | | | 66 | | | 9 | | | 2026年4月 | | 信用证 | | |
| 信用证融资机制 | | 200 | | | 83 | | | 117 | | | 2024年9月 | | 信用证 | | |
| PSEG总功率 | | $ | 1,525 | | | $ | 188 | | | $ | 1,337 | | | | | | | |
| 总计(C) | | $ | 4,025 | | | $ | 660 | | | $ | 3,365 | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
(A)总信贷安排，分限额为$1.5PSEG为10亿美元，1.25PSEG Power为10亿美元；可根据总信贷安排协议的条款调整次级限额。PSEG次级限制包括基于可持续发展的定价机制，潜在的增加或减少预计不会是实质性的，这取决于相对于目标甲烷减排的表现。
(B)PSEG和PSE&G的信贷安排的主要用途是支持各自的商业票据计划，根据该计划，截至2023年12月31日，PSEG有$25未偿还的百万英镑，加权平均利率为5.60%。PSE&G有$425未偿还商业票据百万张，加权平均利率为5.57%.
(C)金额不包括未承诺的信贷安排。
PSEG Power有一项未承诺的信贷安排，金额为$100100万美元，可用于信用证。PSEG Power的一家子公司有一项未承诺的信贷安排，金额为#美元。150100万美元，可用于现金抵押品过帐。截至2023年12月31日，这些贷款下有一笔非实质性的未偿还金额。
债务契约
PSEG Power现有的信贷协议包含限制PSEG Power及其子公司履行某些合并、整合或资产出售能力的契约，这些子公司为其债务提供担保。
短期贷款
2023年1月，PSEG偿还了$750百万美元1.52022年4月和2023年4月发行的364天可变利率定期贷款，其余的364天可变利率定期贷款750百万成熟于二零二三年四月，PSEG订立新的364天可变利率定期贷款协议，750万2023年5月，PSEG的$500364天可变利率定期贷款到期。2023年8月，PSEG偿还美元250百万美元750于2023年4月发行的364天可变利率定期贷款。
债务公允价值
估计公允价值、账面值及厘定长期债务公允价值的方法，
截至二零二三年及二零二二年十二月三十一日止，二零二三年及二零二二年十二月三十一日止，已载于下表及附注。见附注17。有关公平值指引及将公平值计量输入数据按优先次序划分为三个层级的层级的更多资料。
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| | | | | | | | | | |
| | | 2023年12月31日 | | 2022年12月31日 | |
| | | 携带
金额 | | 公平
价值： | | 携带
金额 | | 公平
价值： | |
| | | 百万 | |
| 长期债务： | | | | | | | | | |
| PSEG（A） | | $ | 4,371 | | | $ | 4,240 | | | $ | 4,124 | | | $ | 3,808 | | |
| PSE & G（A） | | 13,663 | | | 12,460 | | | 12,696 | | | 11,106 | | |
| PSEG Power（B） | | 1,250 | | | 1,250 | | | 1,250 | | | 1,250 | | |
| 长期债务总额 | | $ | 19,284 | | | $ | 17,950 | | | $ | 18,070 | | | $ | 16,164 | | |
| | | | | | | | | | |
(A)鉴于该等债券交易并不活跃，应课税债务证券（主要为第二级计量）的公平值金额一般采用以市场为基础的计量的估值模式厘定，并通过以规则为基础的定价方法处理。上述公平值金额并不代表各发行人根据各自债务协议可能要求赎回未偿还债务的价格。
(B)账面价值与公允价值相若的私人定期贷款（第二级计量）.
注15.合并股本明细表
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| | | 截至12月31日， | |
| | | 流通股 | | 账面价值 | |
| | | 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 | |
| | | 百万 | |
| PSEG普通股（无面值）（A） | | | | | | | | | |
| 授权1,000股票 | | 498 | | | 497 | | | $ | 3,639 | | | $ | 3,688 | | |
| | | | | | | | | | |
(A)于二零二三年或二零二二年，PSEG并无根据股息再投资及股票购买计划或雇员股票购买计划（EPP）发行任何新股。
截至2023年12月31日，PSE&G的总资产为7.5百万股，价值美元100票面价值和10100万股，总价值为1美元25面值累计优先股，已获授权且未发行，发行时可能会或可能不会规定强制赎回偿债基金。
注16.金融风险管理活动
衍生工具会计准则要求衍生工具按公允价值确认为资产或负债，衍生工具的公允价值在每个期间的收益中确认的变化。其他会计处理可通过特别选择和指定获得，前提是衍生工具在指定时和持续基础上都符合特定的限制性标准。这些可供选择的处理方法包括NPNS现金流量对冲和公允价值对冲会计。PSEG使用利率掉期和其他衍生品，它们被指定为现金流或公允价值对冲，并符合条件。PSEG Power签订了额外的衍生品合约，但不被指定为现金流对冲或公允价值对冲。这些交易是经济套期保值，按公允市场价值记录，并在收益中确认变化。
大宗商品价格
在PSEG及其附属公司中，PSEG Power对大宗商品价格风险的敞口最大。PSEG Power面临大宗商品价格风险，主要与电力、天然气和其他大宗商品的市场价格变化有关。市场价格的波动是供需、燃料成本、市场状况、天气、州和联邦监管政策、环境政策、输电可用性和其他因素变化的结果。PSEG Power使用各种衍生和非衍生工具，如金融期权、期货、掉期、燃料购买和远期买卖电力，以管理对大宗商品价格波动的敞口，并优化PSEG Power的价值
预期世代。PSEG Power还使用衍生品来对冲其与PSE&G预期的BGSS债务的一部分。有关更多信息，请参阅附注13.承诺和或有负债。此外，这些衍生工具合约的公平市场价值的预期变化计入收益。
利率
PSEG、PSE&G和PSEG Power在正常业务过程中面临利率波动的风险。对这种风险的敞口是通过以平衡的债务期限配置为目标来管理的，该配置文件限制了在任何给定时期或利率环境下的再融资。PSEG、PSE&G和PSEG Power可能会混合使用固定和浮动利率债务、利率互换和利率锁定协议。
现金流对冲
PSEG使用利率掉期和其他衍生品(被指定并有效地作为现金流对冲)来管理其对现金流变化的敞口，主要与可变利率债务工具有关。
截至2023年12月31日，PSEG的未偿还利率对冲总额为1美元。1.410亿美元被执行以转换为900PSEG Power的百万美元1.252025年3月到期的10亿美元浮动利率定期贷款和PSEG的美元5002024年4月到期的百万美元浮动利率定期贷款转为固定利率贷款。这些套期保值的公允价值为净额。5百万美元和美元1分别截至2023年、2023年和2022年12月31日。
2023年第三季度，PSEG进入利率国库锁，总额为$800为2023年10月预计发行的10亿美元长期债券的一部分设定利率。和解金$17这些资金锁的1百万美元计入累计其他全面收益(亏损)，并将摊销至收益，以匹配对冲债务的期限和时间。
2023年第四季度，PSEG进入利率国库锁，总额为$600为预期的长期债券发行的一部分确定利率。截至2023年12月31日，这些国库锁的公允价值为$(16)百万。
与指定为现金流量对冲的未偿还和终止的利率衍生工具有关的累计其他全面收益(亏损)(税后)为#美元3百万美元和$(3)分别截至2023年12月31日和2022年12月31日。这些套期保值的税后未实现收益预计将在未来12个月重新归类为收益，为#美元。3百万美元。
衍生工具的公允价值
以下为综合资产负债表中衍生工具的公允价值。下表还包括受总净额结算或类似协议约束的衍生资产和负债的抵销披露。一般而言，协议条款规定，在提前终止的情况下，对手方有权抵销该协议和与同一对手方的任何其他协议所规定的欠款或欠款。因此，根据PSEG的会计政策，这些头寸在PSEG的综合资产负债表中抵销。更多信息见附注17.公允价值计量。
基本上所有衍生品工具都是受主净额结算协议约束的合约。不受主净额结算或类似协议约束的合同无关紧要，截至2023年12月31日和2022年12月31日，没有张贴或收到任何抵押品。以下表格披露不包括贸易应收账款和应付账款的抵消。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | 截至2023年12月31日 | |
| | PSEG | | PSEG电源 | | 已整合 | |
| | 现金流
套期保值 | | 未指定 | | | | | | | |
| 资产负债表位置 | 利息
费率
衍生品 | | 能源—
相关
合同 | | 编织成网
(A) | | 总计
PSEG
电源 | | 总计
衍生品 | |
| | 百万 | |
| 衍生工具合约 | | | | | | | | | | |
| 流动资产 | $ | 6 | | | $ | 912 | | | $ | (806) | | | $ | 106 | | | $ | 112 | | |
| 非流动资产 | — | | | 440 | | | (411) | | | 29 | | | 29 | | |
| 按市价计值衍生资产总额 | $ | 6 | | | $ | 1,352 | | | $ | (1,217) | | | $ | 135 | | | $ | 141 | | |
| 衍生工具合约 | | | | | | | | | | |
| 流动负债 | $ | (16) | | | $ | (890) | | | $ | 820 | | | $ | (70) | | | $ | (86) | | |
| 非流动负债 | (1) | | | (424) | | | 419 | | | (5) | | | (6) | | |
| 按市价计值衍生工具总额（负债） | $ | (17) | | | $ | (1,314) | | | $ | 1,239 | | | $ | (75) | | | $ | (92) | | |
| 按市价计值衍生资产净额（负债） | $ | (11) | | | $ | 38 | | | $ | 22 | | | $ | 60 | | | $ | 49 | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | 截至2022年12月31日 | |
| | PSEG | | PSEG电源 | | | | 已整合 | |
| | 现金流
套期保值 | | 未指定 | | | | | | | |
| 资产负债表位置 | 利息
费率
衍生品 | | 能源—
相关
合同 | | 编织成网
(A) | | 总计
PSEG
电源 | | 总计
衍生品 | |
| | 百万 | |
| 衍生工具合约 | | | | | | | | | | |
| 流动资产 | $ | 4 | | | $ | 1,721 | | | $ | (1,707) | | | $ | 14 | | | $ | 18 | | |
| 非流动资产 | — | | | 629 | | | (614) | | | 15 | | | 15 | | |
| 按市价计值衍生资产总额 | $ | 4 | | | $ | 2,350 | | | $ | (2,321) | | | $ | 29 | | | $ | 33 | | |
| 衍生工具合约 | | | | | | | | | | |
| 流动负债 | $ | — | | | $ | (2,447) | | | $ | 2,323 | | | $ | (124) | | | $ | (124) | | |
| 非流动负债 | (3) | | | (1,139) | | | 1,109 | | | (30) | | | (33) | | |
| 按市价计值衍生工具总额（负债） | $ | (3) | | | $ | (3,586) | | | $ | 3,432 | | | $ | (154) | | | $ | (157) | | |
| 按市价计值衍生资产净额（负债） | $ | 1 | | | $ | (1,236) | | | $ | 1,111 | | | $ | (125) | | | $ | (124) | | |
| | | | | | | | | | | |
(A) 指与同一交易对手（倘存在抵销权）的公允价值结余净额及现金抵押品的应用。已分配至衍生工具头寸的所有已入账现金抵押品（已收到），如存在抵销权，已在综合资产负债表中抵销。截至2023年及2022年12月31日，PSEG Power向交易对手方支付现金抵押品净额为美元，113百万美元和美元1,521分别为100万美元。在这些净现金抵押品(收据)付款中，有#美元。22截至2023年12月31日的百万美元和1,111截至2022年12月31日，净额为100万美元，与相应的衍生品合约净头寸相抵销。在美元中22截至2023年12月31日，百万美元(1)从流动资产中净额为100万美元，15百万美元净额抵销流动负债和美元8100万美元被扣除非流动负债。在美元中1,111截至2022年12月31日，百万美元616百万美元净额抵销流动负债和美元495100万美元被扣除非流动负债。
PSEG Power的某些衍生工具包含要求PSEG Power提供抵押品的条款。这种抵押品可以以现金或信用支持的形式发布，其门槛取决于PSEG Power从每个主要信用评级机构获得的信用评级。抵押品和信贷支持要求因合同和交易对手而异。这些与信用风险相关的或有特征规定，如果PSEG Power被S或穆迪下调至低于投资级的评级，它将被要求提供额外的抵押品。PSEG的A级低于投资级信用评级
Power的评级将比目前的穆迪和S的评级下调两级。这项递增抵押品要求可以抵销与其他衍生工具有关的抵押品要求，这些衍生工具是与同一交易对手的资产，而根据适用的主协议，合约上存在抵销权。PSEG Power还在纽约商品交易所(NYMEX)和洲际交易所(ICE)进行大宗商品交易。纽约商品交易所和洲际交易所作为每笔交易的对手方。纽约商品交易所和洲际交易所的交易必须遵守全面的抵押品和保证金要求。
所有负债头寸中具有信用风险相关或有特征但未完全抵押的衍生工具(不包括纽约商品交易所和洲际交易所完全抵押的交易)的公允价值合计为#美元。77百万美元和美元190分别截至2023年、2023年和2022年12月31日。截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日，PSEG Power拥有合同抵销权$3百万美元和美元41分别与衍生工具有关，该等衍生工具是根据主协议与同一交易对手订立的资产，并扣除已过账的保证金净额。如果PSEG Power的评级被下调至低于投资级，它将承担额外的抵押品义务，金额为1美元。74百万美元和美元149于2023年及2022年12月31日，本集团分别与其衍生工具有关，扣除主协议项下的合约抵销权及应用抵押品。
下表列示截至二零二三年、二零二二年及二零二一年十二月三十一日止年度指定为现金流量对冲的衍生工具对综合经营报表及累计其他全面亏损的影响。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 税前金额
得(损)
AOCL关于衍生品的认可 | | 地点：
税前
得(损)
重新分类，从
AOCL转入收入 | | 税前金额
得(损)
重新分类，从
AOCL转入收入 | | | |
| 现金流套期关系中的衍生品 | 截止的年数
十二月三十一日， | | | | 截止的年数
十二月三十一日， | | | |
| | | 2023 | | 2022 | | 2021 | | | | 2023 | | 2022 | | 2021 | | | | | | | |
| | | 百万 | | | | 百万 | | | | | | | |
| 利率衍生品 | | $ | 13 | | | $ | — | | | $ | — | | | 利息支出 | | $ | 5 | | | $ | (5) | | | $ | (4) | | | | | | | | |
| 总计 | | $ | 13 | | | $ | — | | | $ | — | | | | | $ | 5 | | | $ | (5) | | | $ | (4) | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
利率现金流量对冲的影响记录在PSEG综合经营报表的利息表中。从累计其他全面收益（亏损）重新分类至收入的利率对冲收益（亏损）金额为美元，3百万，$(3)百万元及(3于2023年、2022年及2021年12月31日，除税后金额为百万元。
以下按税前及税后基准对账列示包括在PSEG AOCL内的衍生活动的累计其他全面收益（亏损）。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | |
| 累计其他综合收益(亏损) | | 税前 | | 税后 | |
| | | 百万 | |
| 截至2021年12月31日的余额 | | $ | (9) | | | $ | (6) | | |
| 在AOCI中确认的损失 | | — | | | — | | |
| 减：重新分类为收入的损失 | | 5 | | | 3 | | |
| 截至2022年12月31日的余额 | | $ | (4) | | | $ | (3) | | |
| AOCI认可的收益 | | 13 | | | 9 | | |
| 减：重新分类为收入的收益 | | (5) | | | (3) | | |
| 截至2023年12月31日的余额 | | $ | 4 | | | $ | 3 | | |
| | | | | | |
下表列示截至二零二三年、二零二二年及二零二一年十二月三十一日止年度，并非指定为对冲工具或非PNS的衍生工具对综合经营报表的影响。本表反映的PSEG Power衍生合约包括对冲买卖电力及天然气以及购买燃料的合约。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| 未被指定为对冲的衍生品 | | 税前地点
得(损)
确认为收入
浅谈导数 | | 税前损益
在收入中确认的收入增加
浅谈导数 | |
| | | | | 截至十二月三十一日止的年度， | |
| | | | | 2023 | | 2022 | | 2021 | |
| | | | | 百万 | |
| 能源相关合同 | | 经营收入 | | $ | 1,567 | | | $ | (1,748) | | | $ | (993) | | |
| 能源相关合同 | | 能源成本 | | — | | | 2 | | | 126 | | |
| 总计 | | | | $ | 1,567 | | | $ | (1,746) | | | $ | (867) | | |
| | | | | | | | | | |
下表概述截至2023年及2022年12月31日按商品划分的未结衍生工具交易的净名义买入╱（卖出）数量。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | 截至12月31日， | |
| 类型 | | 概念上的 | | 2023 | | 2022 | |
| | | | | 百万 | |
| 天然气 | | 德卡瑟姆 | | 66 | | | 49 | |
| 电 | | 兆瓦时 | | (60) | | | (60) | | |
| 金融输电权 | | 兆瓦时 | | 19 | | | 24 | |
| 利率衍生品 | | 美元 | | 2,000 | | | 1,050 | | |
| | | | | | | | |
信用风险
信用风险涉及PSEG Power将因交易对手根据其合同义务条款不履行而招致的损失风险。PSEG已经制定了它认为可以显著降低信用风险的信贷政策。这些政策包括对潜在交易对手的财务状况(包括信用评级)的评估、某些情况下的抵押品要求以及标准化协议的使用，这些协议允许对与单一交易对手有关的正面和负面风险敞口进行净额计算。如果主要交易对手不履行或不付款，可能会对PSEG的财务状况、经营业绩或净现金流产生重大不利影响。
截至2023年12月31日，近100PSEG Power批发业务的净信用风险敞口中，投资级交易对手占比为1%，只有一家交易对手的信用风险敞口大于总风险的10%。这种信用敞口是在PSE&G，它在整合中消除了这种风险。见附注24。关联方交易以获取更多信息。
PSE&G的供应商主协议由BPU批准，并管理其电力供应采购合同的条款。这些协议规定了供应商的履约保证要求，并允许供应商用一定数量的无担保信用来满足其信用要求。无担保信贷的数额是根据主要信用评级机构对供应商的信用评级和供应商的有形净值确定的。信贷头寸基于初始市场价格，即执行采购交易当日的能源远期价格，与估值日的能源远期价格曲线相比。如果能源远期价格曲线超过初始市场价格，只要信用风险大于供应商的无担保信用额度，供应商就必须提交父母担保或其他担保工具，如信用证或现金，作为抵押品。截至2023年12月31日，PSEG持有父母担保、信用证和现金作为担保。PSE&G的BGS供应商的信用敞口是在每个工作日计算的。截至2023年12月31日，PSE&G已不是与其供应商的无担保按市值计价的信用敞口。
PSE&G被允许通过BPU批准的BGS关税收回其采购能源的成本。PSE&G的交易对手信用风险因其能够通过客户费率收回已实现的能源成本而得到缓解。
注17.公允价值计量
公允价值是指在计量日在市场参与者之间的有序交易中出售一项资产所收到的价格或转移一项负债所支付的价格。公允价值计量会计准则强调公允价值是以市场为基础的计量，而不是特定于实体的计量，并建立了公允价值等级，区分基于从独立来源获得的市场数据的假设和基于实体自身假设的假设。该层次结构将公允价值计量的投入划分为三个级别：
第1级-计量利用活跃市场中PSEG和PSE&G有能力获得的相同资产或负债的报价(未调整)。这些基金主要包括上市的股票证券和货币市场共同基金，以及在纽约商品交易所执行的天然气期货合约。
第2级--计量包括活跃市场中类似资产和负债的报价，非活跃市场中相同或相似资产或负债的报价，以及其他可观察到的投入，如利率和收益率曲线，可按通常引用的间隔观察。它们主要包括非交易所交易的衍生品，如远期合约或期权，以及大多数固定收益证券。
第三级--根据现有的最佳信息，对资产或负债使用不可观察的输入，并可能包括一个实体自己的数据和假设。在某些估值中，所使用的投入可能属于不同层次的层次。在这些情况下，金融工具在公允价值层次中的水平是基于对公允价值计量有重要意义的最低投入水平。这些合同主要包括某些电力负荷合同。
如果投入变得不可观察并采用内部建模技术来确定公允价值，某些衍生品交易可能会从第二级转移到第三级。相反，如果输入变得可见，测量可能会从级别3转移到级别2。
下表列出了截至2023年12月31日和2022年12月31日按公允价值经常性计量的PSEG和PSE&G各自资产和(负债)的信息，包括公允价值计量和用于确定这些公允价值的投入水平。显示的PSEG金额包括显示的PSE和G.
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | 截至2023年12月31日的经常性公允价值计量 | |
| 描述 | | 总计 | | 净额进账(E) | | 相同资产的报价：市场价
(1级) | | 重要的其他可观察到的投入(第2级) | | 无法观察到的重要输入
(3级) | |
| | | 百万 | |
| PSEG | | | | | | | | | | | |
| 资产： | | | | | | | | | | | |
| 现金等价物（A） | | $ | 20 | | | $ | — | | | $ | 20 | | | $ | — | | | $ | — | | |
| 衍生工具合约： | | | | | | | | | | | |
| 能源相关合同（B） | | $ | 135 | | | $ | (1,217) | | | $ | 13 | | | $ | 1,339 | | | $ | — | | |
| 利率衍生工具（C） | | $ | 6 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 6 | | | $ | — | | |
| 无损检测基金（D） | | | | | | | | | | | |
| 股权证券 | | $ | 1,310 | | | $ | — | | | $ | 1,310 | | | $ | — | | | $ | — | | |
| 债务证券—美国财政部 | | $ | 293 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 293 | | | $ | — | | |
| 债务证券—政府其他 | | $ | 398 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 398 | | | $ | — | | |
| 债务证券—公司 | | $ | 522 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 522 | | | $ | — | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 拉比信托基金（D） | | | | | | | | | | | |
| 股权证券 | | $ | 18 | | | $ | — | | | $ | 18 | | | $ | — | | | $ | — | | |
| 债务证券—美国财政部 | | $ | 59 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 59 | | | $ | — | | |
| 债务证券—政府其他 | | $ | 32 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 32 | | | $ | — | | |
| 债务证券—公司 | | $ | 70 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 70 | | | $ | — | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 负债： | | | | | | | | | | | |
| 衍生工具合约： | | | | | | | | | | | |
| 能源相关合同（B） | | $ | (75) | | | $ | 1,239 | | | $ | (1) | | | $ | (1,311) | | | $ | (2) | | |
| 利率衍生工具（C） | | $ | (17) | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | (17) | | | $ | — | | |
| PSE&G | | | | | | | | | | | |
| 资产： | | | | | | | | | | | |
| 现金等价物（A） | | $ | 20 | | | $ | — | | | $ | 20 | | | $ | — | | | $ | — | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 拉比信托基金（D） | | | | | | | | | | | |
| 股权证券 | | $ | 3 | | | $ | — | | | $ | 3 | | | $ | — | | | $ | — | | |
| 债务证券—美国财政部 | | $ | 11 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 11 | | | $ | — | | |
| 债务证券—政府其他 | | $ | 6 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 6 | | | $ | — | | |
| 债务证券—公司 | | $ | 12 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 12 | | | $ | — | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | 截至2022年12月31日的经常性公允价值计量 | |
| 描述 | | 总计 | | 净额（E） | | 相同资产的报价：市场价
(1级) | | 重要的其他可观察到的投入(第2级) | | 无法观察到的重要输入
(3级) | |
| | | 百万 | |
| PSEG | | | | | | | | | | | |
| 资产： | | | | | | | | | | | |
| 现金等价物（A） | | $ | 385 | | | $ | — | | | $ | 385 | | | $ | — | | | $ | — | | |
| 衍生工具合约： | | | | | | | | | | | |
| 能源相关合同（B） | | $ | 29 | | | $ | (2,321) | | | $ | 42 | | | $ | 2,307 | | | $ | 1 | | |
| 利率衍生工具（C） | | $ | 4 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 4 | | | $ | — | | |
| 无损检测基金（D） | | | | | | | | | | | |
| 股权证券 | | $ | 1,072 | | | $ | — | | | $ | 1,072 | | | $ | — | | | $ | — | | |
| 债务证券—美国财政部 | | $ | 288 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 288 | | | $ | — | | |
| 债务证券—政府其他 | | $ | 339 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 339 | | | $ | — | | |
| 债务证券—公司 | | $ | 529 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 529 | | | $ | — | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 拉比信托基金（D） | | | | | | | | | | | |
| 股权证券 | | $ | 20 | | | $ | — | | | $ | 20 | | | $ | — | | | $ | — | | |
| 债务证券—美国财政部 | | $ | 57 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 57 | | | $ | — | | |
| 债务证券—政府其他 | | $ | 32 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 32 | | | $ | — | | |
| 债务证券—公司 | | $ | 74 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 74 | | | $ | — | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 负债： | | | | | | | | | | | |
| 衍生工具合约： | | | | | | | | | | | |
| 能源相关合同（B） | | $ | (154) | | | $ | 3,432 | | | $ | (3) | | | $ | (3,537) | | | $ | (46) | | |
| 利率衍生品 | | $ | (3) | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | (3) | | | $ | — | | |
| PSE&G | | | | | | | | | | | |
| 资产： | | | | | | | | | | | |
| 现金等价物（A） | | $ | 165 | | | $ | — | | | $ | 165 | | | $ | — | | | $ | — | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 拉比信托基金（D） | | | | | | | | | | | |
| 股权证券 | | $ | 3 | | | $ | — | | | $ | 3 | | | $ | — | | | $ | — | | |
| 债务证券—美国财政部 | | $ | 10 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 10 | | | $ | — | | |
| 债务证券—政府其他 | | $ | 6 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 6 | | | $ | — | | |
| 债务证券—公司 | | $ | 13 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 13 | | | $ | — | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
(A)代表货币市场共同基金。
(B)级别1-这些合约代表在NYMEX执行的天然气期货合约，仅根据直接来自交易所的结算定价投入进行估值。
第2级--与能源有关的合同的公允价值主要使用基于市场的方法获得。大多数衍生品合约(远期买入或卖出合约和掉期合约)是使用来自纽约商品交易所、洲际交易所和节点交易所等类似资产和负债的结算价格或拍卖价格进行估值的。估值过程中使用的价格也由管理层独立核实，以确定价值基于实际交易数据，或在没有交易的情况下，基于当日的出价和要约。例如，某些交易所和非交易所交易的容量和电力合同以及基于市场价格的天然气实物或掉期合同、基数调整和其他溢价，在这些情况下，调整和溢价被认为对总体投入不重要。
第三级--不可观察的投入用于某些合同的估值。有关使用不可观测输入的更多信息，请参阅“有关3级测量的其他信息”。
(C)利率衍生品的估值使用通常报价区间上的报价，这些区间是在不同于报价区间的时段内插的，作为市场估值模型的输入。市场投入通常是可以核实的，模型选择不涉及重大的管理层判断。
(D)截至2023年12月31日、2023年12月和2022年12月31日，公允价值计量表不包括现金和外币#美元。1百万美元和美元2在无损检测基金中分别为100万美元。无损检测基金维持对各种股权和固定收益证券的投资。拉比信托基金负责投资罗素3000指数基金和各种固定收益证券。这些证券通常以交易所提供的价格(股权证券)或可比证券的市场交易和/或经纪商报价(固定收益证券)的价格进行估值。
第1级--NDT基金内的有价证券投资主要是对广泛行业和部门的普通股的投资。大多数股权证券的定价使用主要市场收盘价，或者在某些情况下，使用中间价、买入价或要价。NDT和Rabbi信托基金中的某些其他股权证券主要包括对货币市场基金的投资，这些基金寻求高水平的当前收入，这与资本保存和维持流动性是一致的。为了实现其目标，这些基金通常投资于多元化的投资组合，包括高质量的短期美元计价债务证券和政府债券。这些基金的资产净值是每天定价和公布的。Rabbi Trust的罗素3000指数基金基于活跃市场的报价进行估值，可以不受限制地每天赎回。
Level 2-NDT和Rabbi Trust固定收益证券包括投资级公司债券、抵押贷款债券、资产支持证券和某些政府和美国国债或联邦机构资产支持证券和期限广泛的市政债券。由于许多固定收益证券不是每天交易，它们的定价方法根据资产类别的不同而有所不同，并反映了可观察到的市场信息，如类似证券的最新交换价格或报价。基于市场的标准投入通常包括基准收益率、报告的交易、经纪商/交易商报价和发行人利差。某些短期投资的估值使用可观察到的市场价格或市场参数，如到期时间、票面利率、质量评级和当前收益率。
(E)指与同一交易对手(如有抵销权)的公允价值结余净额及抵押品的运用。更多详情见附注16.财务风险管理活动。
有关3级测量的其他信息
对于既包括可观察到的投入又包括不可观察到的投入的估值，如果不可观察到的投入被确定为对整体投入重要，则整个估值被归类为3级。这包括使用期限延长至没有可观察到定价的期间的合同的指示性报价进行估值的衍生品。在无法获得可观测数据的情况下，将考虑市场参与者在评估资产或负债时将使用的假设。这包括对流动性、波动性和合约期限等市场风险的假设。这类工具被归类为第三级，因为模型输入一般是看不到的。PSEG在评估交易对手的信用和不履行风险时，将信用和不履行风险纳入第二和第三级衍生品合约的估值中，包括历史和当前市场数据。信贷风险和不履行风险对财务报表的影响不大。
截至2023年12月31日，PSEG携带了$2.8按公允价值经常性计量的净资产，其中#美元2百万美元的净负债是使用不可观察的投入计量的，并在公允价值层次中被归类为第三级，被认为是非实质性的。
截至2022年12月31日，PSEG携带了$2.7按公允价值经常性计量的净资产，其中#美元45百万美元的净负债是使用不可观察的投入计量的，并在公允价值层次中被归类为第三级，被认为是非实质性的。
2023年和2022年没有来往于第3级的转账。
注：18。基于股票的薪酬
PSEG于2021年4月20日通过的2021年长期激励计划(2021年LTIP)和修订并重新修订的2004年长期激励计划((2004 LTIP)，根据该计划，没有新的授予于2021年4月20日生效)，是广泛的股权薪酬计划，规定授予各种长期激励薪酬奖励，如股票期权、股票增值权、业绩股票单位(PSU)、限制性股票、限制性股票单位(RSU)、现金奖励或其任意组合。根据长期激励计划授予的长期激励奖励类型为购买PSEG普通股股份的非限定期权、限制性股票单位奖励和绩效股票单位奖励。授予的股权奖励的类型和奖励的细节可能会不时变化，并取决于PSEG董事会组织和薪酬委员会(O&CC)的批准，该委员会是LTIP的管理委员会。
2021年LTIP目前规定了以下方面的股权奖励的发放8百万股普通股。截至2023年12月31日，大约7根据2021年LTIP，可供未来奖励的股票为100万股。
此外，2021年4月20日，股东批准了PSEG 2021年外部董事股权薪酬计划(2021年BOD计划)，PSEG 2007外部董事股权薪酬计划(2007 BOD计划)不再接受新的奖励。
根据2021年BOD计划，唯一可以授予的股权工具是RSU，董事会成员必须推迟裁决，直到他们达到股权要求。
股票期权
根据2021年LTIP，收购PSEG普通股的非限制性期权可能被授予由O&CC选择的高级职员和其他关键员工。自2009年以来，没有授予任何期权。
RSU
根据2021年LTIP和2004年LTIP(LTIP)，PSEG向官员和其他关键员工颁发了RSU奖。这些奖励只是簿记条目，在继续受雇之前，可能会被没收。在分配之前，这些单位将被计入与PSEG普通股支付的股息成比例的股息等值单位(DeU)。分配是以普通股的形式进行的。2023年和2022年的RSU赠款通常在#年末授予三年。在发生某些事件时，如控制权变更、退休、残疾或死亡，可加速授予(按比例分配或完全授予)。
PSU
在长期就业支援计划下，警务处处长已向高级人员和其他主要雇员发放特别服务单位。这些规定根据在以下业绩期间实现某些目标来分配PSEG普通股的股份三年。在绩效期间结束后，支出不同于0%至200根据PSEG在这些目标方面的表现，批准的PSU数量的百分比。PSU按PSEG普通股支付的股息比例计入Deus。分配是以普通股的形式进行的。由于某些事件，如控制权变更、退休、死亡或残疾，员工在绩效期间的服务期可能会按比例加速授予。
基于股票的薪酬
PSEG根据授予日的股份公允价值确认归属期间RSU的补偿费用，该公允价值等于授予日PSEG普通股的收盘价。
PSEG根据奖励的授予日期公允价值确认其PSU奖励的总股东回报(TSR)目标的补偿费用，该奖励的公允价值是使用蒙特卡洛模型确定的。下表提供了用于计算2023年、2022年和2021年PSU奖励中TSR部分的授予日期公允价值的假设：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | |
| 授予日期 | | --无风险利率 | | 波动率 | |
| | | | | | |
| 2023年2月14日 | | 4.24% | | 25.09% | |
| 2022年2月15日 | | 1.76% | | 27.34% | |
| 2021年2月16日 | | 0.22% | | 27.31% | |
| | | | | | |
薪酬成本的应计费用是基于绩效条件的可能实现，这将导致以下支出0%至200初始拨款的%。PSEG根据奖励的公允价值确认其PSU的所有其他组成部分的补偿费用，这等于奖励之日PSEG普通股的市场价格。在资助年度内的应计项目估计为100原拨款的%。可对这种应计项目进行调整，以反映实际结果。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | 2023 | | 2022 | | 2021 | |
| | | 百万 | |
| 包含在运维费用中的薪酬成本 | | $ | 18 | | | $ | 29 | | | $ | 28 | | |
| 合并经营报表中确认的所得税优惠 | | $ | 5 | | | $ | 8 | | | $ | 8 | | |
| | | | | | | | |
在2023年、2022年和2021年，PSEG还记录了超额税收优惠#美元22百万，$2百万美元和美元2分别为100万美元。
PSEG确认在最初的归属期间或从授予之日起至个人有资格退休和获得奖励之日止的期间内发放的赔偿金的补偿费用。
RSU
截至2023年12月31日的年度RSU变动摘要如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | 股票 | | 加权
平均助学金
公允价值日期 | | 加权平均
剩余年限
合同条款 | | 集料
内在价值 | |
| 截至2023年1月1日的非既得利益 | | 216,240 | | | $ | 61.02 | | | | | | |
| 授与 | | 286,059 | | | $ | 61.44 | | | | | | |
| 既得 | | 213,504 | | | $ | 60.61 | | | | | | |
| 取消/没收 | | 25,614 | | | $ | 61.21 | | | | | | |
| 截至2023年12月31日的未归属资产 | | 263,181 | | | $ | 61.79 | | | 1.2 | | $ | 16,093,498 | | |
| | | | | | | | | | |
截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度，受限制股份单位的加权平均授出日期每股公平值为美元。61.44, $64.441美元和1美元58.02分别为每股。
截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度分派受限制股份单位的总内在价值为美元。54百万，$19百万美元和美元17分别为100万美元。
截至2023年12月31日，约有美元7与受限制单位有关的未确认补偿成本，预计将在加权平均期间内确认， 1.2年DEU of 29,174年内，受限制单位应计。
PSU
截至2023年12月31日止年度之购股权单位变动概述如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | 股票 | | 加权
平均助学金
公允价值日期 | | 加权平均
剩余年限
合同条款 | | 集料
内在价值 | |
| 截至2023年1月1日的非既得利益 | | 397,010 | | | $ | 67.65 | | | | | | |
| 授与 | | 388,658 | | | $ | 67.99 | | | | | | |
| 既得 | | 253,289 | | | $ | 66.81 | | | | | | |
| 取消/没收 | | 49,963 | | | $ | 68.20 | | | | | | |
| 截至2023年12月31日的未归属资产 | | 482,416 | | | $ | 68.31 | | | 1.6 | | $ | 29,499,703 | | |
| | | | | | | | | | |
于截至2023年、2023年、2022年及2021年12月31日止年度内，出售单位的加权平均授出日期每股公允价值为$67.99, $68.901美元和1美元65.57分别为每股。
在截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度内分配的PSU的内在价值总额为#美元。95百万，$18百万美元和美元28分别为100万美元。
截至2023年12月31日，约有美元25与PSU有关的未确认赔偿费用，预计将在#年加权平均期内确认1.6年DEU of 40,329在这一年中，对PSU的应计费用。
外部董事
根据已结束的2007年BOD计划和新的2021年BOD计划，每年在5月1日的工作日，董事会的每位非雇员成员将根据PSEG普通股当天收盘价支付的年度补偿金额获得股票单位。DeU按季度计入贷方，并将根据BOD计划的规定进行指定的分配。
这些赔偿金的公允价值在综合经营报表中作为补偿费用入账。该计划的薪酬支出为$2截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的年度为100万美元，而截至2021年12月31日的年度为微不足道。
ESPP
PSEG为PSEG及其子公司的所有合格员工维护ESPP。根据ESPP，PSEG普通股的股票可以在95代表雇员的公平市场价值的百分比，以及90未代表的员工的百分比
通过工资扣除股息将以现金支付，除非参与者选择股息以公平市价再投资。所有雇员必须持有根据ESPP购买的股份， 三个月从购买日期起。在任何一年，雇员可购买价值不超过 10%的基本工资。本计划确认的补偿费用为美元2截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度各年的净利润。
在截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度内，员工购买了339,807股票，321,429股票和326,634股票，分别以平均价格$55.84, $57.72及$56.87分别为每股。截至2023年12月31日，1.2根据该计划，可供日后发行，
附注19.净 其他收入(扣除)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | PSE&G | | PSEG Power & Other（A） | | 已整合 | |
| | | 百万 | |
| 截至2023年12月31日的年度 | | | | | | | |
| NDT基金利息和股息 | | $ | — | | | $ | 68 | | | $ | 68 | | |
| AFUDC | | 60 | | | — | | | 60 | | |
| 太阳能贷款利息 | | 7 | | | — | | | 7 | | |
| 其他利益 | | 12 | | | 34 | | | 46 | | |
| 捐款 | | (1) | | | — | | | (1) | | |
| | | | | | | | |
| 其他 | | 2 | | | (10) | | | (8) | | |
| 其他净收入共计（扣减） | | $ | 80 | | | $ | 92 | | | $ | 172 | | |
| 截至2022年12月31日的年度 | | | | | | | |
| NDT基金利息和股息 | | $ | — | | | $ | 62 | | | $ | 62 | | |
| AFUDC | | 65 | | | — | | | 65 | | |
| 太阳能贷款利息 | | 10 | | | — | | | 10 | | |
| 其他利益 | | 9 | | | 12 | | | 21 | | |
| 捐款 | | — | | | (1) | | | (1) | | |
| 购买新泽西州技术税收优惠转移计划下的税收损失 | | — | | | (27) | | | (27) | | |
| 其他 | | 4 | | | (10) | | | (6) | | |
| 其他净收入共计（扣减） | | $ | 88 | | | $ | 36 | | | $ | 124 | | |
| 截至2021年12月31日的年度 | | | | | | | |
| NDT基金利息和股息 | | $ | — | | | $ | 59 | | | $ | 59 | | |
| AFUDC | | 71 | | | — | | | 71 | | |
| 太阳能贷款利息 | | 13 | | | — | | | 13 | | |
| 其他利益 | | 1 | | | 6 | | | 7 | | |
| 捐款 | | (1) | | | (21) | | | (22) | | |
| 购买新泽西州技术税收优惠转移计划下的税收损失 | | — | | | (19) | | | (19) | | |
| 其他 | | 4 | | | (15) | | | (11) | | |
| 其他净收入共计（扣减） | | $ | 88 | | | $ | 10 | | | $ | 98 | | |
| | | | | | | | |
(A)PSEG Power & Other包括PSEG Power、Energy Holdings、PSEG LI、Services、PSEG（母公司）和公司间抵销的活动。
注20。所得税
PSEG申报所得税费用与税前收入乘以法定联邦所得税率计算的金额的对账， 21%的值如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度， | |
| PSEG | | 2023 | | 2022 | | 2021 | |
| | | 百万 | |
| 净收益(亏损) | | $ | 2,563 | | | $ | 1,031 | | | $ | (648) | | |
| 所得税： | | | | | | | |
| 营业收入： | | | | | | | |
| 当期费用(福利)： | | | | | | | |
| 联邦制 | | $ | 144 | | | $ | 262 | | | $ | 407 | | |
| 状态 | | 19 | | | (30) | | | (3) | | |
| 总电流 | | 163 | | | 232 | | | 404 | | |
| 递延费用(福利)： | | | | | | | |
| 联邦制 | | 109 | | | (335) | | | (700) | | |
| 状态 | | 253 | | | 80 | | | (136) | | |
| 延迟合计 | | 362 | | | (255) | | | (836) | | |
| 国贸中心 | | (7) | | | (6) | | | (9) | | |
| 所得税支出(福利)合计 | | $ | 518 | | | $ | (29) | | | $ | (441) | | |
| 税前收益(亏损) | | $ | 3,081 | | | $ | 1,002 | | | $ | (1,089) | | |
| 按21%法定税率计算税款 | | $ | 647 | | | $ | 210 | | | $ | (229) | | |
| 若干税项调整的结转应占增加（减少）： | | | | | | | |
| 州所得税（扣除联邦所得税） | | 215 | | | 41 | | | (109) | | |
| 不确定的税收状况 | | (14) | | | (22) | | | 19 | | |
| 无损检测基金 | | 26 | | | (22) | | | 23 | | |
| 植物相关项目 | | (7) | | | (6) | | | (7) | | |
| 税收抵免 | | (10) | | | (10) | | | 29 | | |
| 审计结算 | | (7) | | | — | | | (8) | | |
| 租赁活动 | | (22) | | | — | | | (1) | | |
| GPRC—CEF—EE | | (52) | | | (37) | | | (13) | | |
| TAC | | (232) | | | (193) | | | (171) | | |
| 坏账直通 | | (9) | | | (1) | | | 27 | | |
| 其他 | | (17) | | | 11 | | | (1) | | |
| 小计 | | (129) | | | (239) | | | (212) | | |
| 所得税支出(福利)合计 | | $ | 518 | | | $ | (29) | | | $ | (441) | | |
| 有效所得税率 | | 16.8 | % | | (2.9) | % | | 40.5 | % | |
| | | | | | | | |
下表为PSEG的递延所得税分析：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | |
| | | 截至12月31日， | |
| PSEG | | 2023 | | 2022 | |
| | | 百万 | |
| 递延所得税 | | | | | |
| 资产： | | | | | |
| 监管责任超额递延税 | | $ | 339 | | | $ | 390 | | |
| OPEB | | 58 | | | 74 | | |
| 坏账 | | 57 | | | 66 | | |
| 企业替代最低税（CAMT）抵免结转 | | 44 | | | — | | |
| 经营租约 | | 42 | | | 42 | | |
| 其他 | | 129 | | | 379 | | |
| 总资产 | | $ | 669 | | | $ | 951 | | |
| | | | | | |
| 负债： | | | | | |
| 植物相关项目 | | $ | 4,850 | | | $ | 4,663 | | |
| 新泽西州企业营业税 | | 1,284 | | | 1,009 | | |
| 租赁活动 | | 35 | | | 99 | | |
| ARO和NDT基金 | | 250 | | | 161 | | |
| 可通过未来税率收回的税款（净额） | | 201 | | | 149 | | |
| 养老金成本 | | 189 | | | 164 | | |
| 经营租约 | | 38 | | | 37 | | |
| 其他 | | 430 | | | 324 | | |
| 总负债 | | $ | 7,277 | | | $ | 6,606 | | |
| 累计递延所得税汇总： | | | | | |
| 递延所得税净负债 | | $ | 6,608 | | | $ | 5,655 | | |
| 国贸中心 | | 63 | | | 70 | | |
| 递延所得税和国贸中心 | | $ | 6,671 | | | $ | 5,725 | | |
| | | | | | |
若干资产及负债之递延税项影响已扣除与相关监管递延税项影响后于上表呈列。
PSE & G报告所得税费用与税前收入乘以法定联邦所得税税率计算的金额的对账， 21%的值如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度， | |
| PSE&G | | 2023 | | 2022 | | 2021 | |
| | | 百万 | |
| 净收入 | | $ | 1,515 | | | $ | 1,565 | | | $ | 1,446 | | |
| 所得税： | | | | | | | |
| 营业收入： | | | | | | | |
| 当期费用(福利)： | | | | | | | |
| 联邦制 | | $ | 127 | | | $ | 130 | | | $ | 208 | | |
| 状态 | | 4 | | | — | | | 1 | | |
| 总电流 | | 131 | | | 130 | | | 209 | | |
| 递延费用(福利)： | | | | | | | |
| 联邦制 | | (113) | | | (17) | | | (33) | | |
| 状态 | | 149 | | | 159 | | | 153 | | |
| 延迟合计 | | 36 | | | 142 | | | 120 | | |
| 国贸中心 | | (7) | | | (5) | | | (5) | | |
| 所得税总支出 | | $ | 160 | | | $ | 267 | | | $ | 324 | | |
| 税前收入 | | $ | 1,675 | | | $ | 1,832 | | | $ | 1,770 | | |
| 按21%法定税率计算税款 | | $ | 352 | | | $ | 385 | | | $ | 372 | | |
| 若干税项调整的结转应占增加（减少）： | | | | | | | |
| 州所得税（扣除联邦所得税） | | 121 | | | 126 | | | 122 | | |
| 不确定的税收状况 | | (9) | | | 2 | | | 2 | | |
| 植物相关项目 | | (7) | | | (6) | | | (7) | | |
| 税收抵免 | | (9) | | | (9) | | | (8) | | |
| GPRC—CEF—EE | | (52) | | | (37) | | | (13) | | |
| TAC | | (232) | | | (193) | | | (171) | | |
| 坏账直通 | | (9) | | | (1) | | | 27 | | |
| 其他 | | 5 | | | — | | | — | | |
| 小计 | | (192) | | | (118) | | | (48) | | |
| 所得税总支出 | | $ | 160 | | | $ | 267 | | | $ | 324 | | |
| 有效所得税率 | | 9.6 | % | | 14.6 | % | | 18.3 | % | |
| | | | | | | | |
以下为PSE & G之递延所得税分析：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | |
| | | 截至12月31日， | |
| PSE&G | | 2023 | | 2022 | |
| | | 百万 | |
| 递延所得税 | | | | | |
| 资产： | | | | | |
| 监管责任超额递延税 | | $ | 339 | | | $ | 390 | | |
| OPEB | | 28 | | | 42 | | |
| CAMT贷方结转 | | 106 | | | — | | |
| 坏账 | | 57 | | | 66 | | |
| 经营租约 | | 22 | | | 19 | | |
| 其他 | | 60 | | | 56 | | |
| 总资产 | | $ | 612 | | | $ | 573 | | |
| 负债： | | | | | |
| 植物相关项目 | | $ | 4,396 | | | $ | 4,174 | | |
| 新泽西州企业营业税 | | 1,160 | | | 1,011 | | |
| 养老金成本 | | 198 | | | 195 | | |
| 可通过未来税率收回的税款（净额） | | 201 | | | 149 | | |
| 养护成本 | | 88 | | | 81 | | |
| 经营租约 | | 21 | | | 18 | | |
| 其他 | | 297 | | | 223 | | |
| 总负债 | | $ | 6,361 | | | $ | 5,851 | | |
| 累计递延所得税汇总： | | | | | |
| 递延所得税净负债 | | $ | 5,749 | | | $ | 5,278 | | |
| 国贸中心 | | 64 | | | 70 | | |
| 递延所得税和国贸中心 | | $ | 5,813 | | | $ | 5,348 | | |
| | | | | | |
若干资产及负债之递延税项影响已扣除与相关监管递延税项影响后于上表呈列。
PSEG及PSE & G各自就财务报表账面值与资产及负债税基之间的所有暂时差额按已颁布法定税率计提递延税项，而不论就厘定税率的处理方式如何。管理层认为，过往被视为PSE & G客户的流动项目的累计税务利益将来很可能会从PSE & G客户收回或退还给PSE & G客户。见附注6。监管资产和负债。
2018年联邦税率的降低导致PSE&G记录了超额递延所得税。截至2023年12月31日，余额约为美元1.310亿美元，监管责任约为1.8十亿美元。2023年，PSE&G的回报率约为323超额递延所得税、以前已实现的递延所得税和本期递延所得税与客户的税务修复扣减有关，减税费用约为#美元232百万美元。超额递延所得税和以前实现的税务修复扣减回流到客户，导致减少约#美元。243监管责任中的100万美元。本期税收修复扣除减少了税费和收入，并确认了监管资产，因为PSE&G认为流入客户的本期税收修复扣除很可能在未来从客户那里收回。有关更多信息，请参阅附注6.监管资产和负债。
2020年3月，联邦《冠状病毒援助、救济和经济安全法》(CARE法案)颁布。除其他条款外，CARE法案允许在2017年12月31日之后至2021年1月1日之前的应税年度产生的任何净营业亏损(NOL)进行五年结转。
2020年4月，美国国税局向PSE&G发出了一封私人信件，裁定某些以前被归类为受保护的超额递延税收应归类为不受保护的。不受保护的超额递延所得税不受正常化规则的约束，这些规则允许按照与FERC和BPU达成的协议，尽快将其退还给客户。2020年7月，FERC和BPU批准了PSE&G向客户退还这些不受保护的超额递延所得税的请求。FERC
批准在2019年真实备案内退还这些不受保护的超额递延所得税。BPU批准从2020年7月至2024年12月31日退还这些不受保护的超额递延所得税。
2020年7月，美国国税局发布了最终和拟议的规定，解决了税法中对可扣除商业利息支出的限制。这些规定具有追溯力，允许在计算30%调整后的应税收入(ATI)上限时重新计入折旧，增加了不受监管的企业在2022年前可以扣除的利息金额。对于2022年及以后，法规继续禁止在计算ATI时加入折旧，有效地降低了可扣除业务利息的金额上限，并包含了在受监管和非受监管业务之间分配利息的特殊规则。根据之前发布的拟议法规，PSEG和PSEG Power在2018年和2019年不允许的业务利息支出部分现在可以在这两个年份扣除。
2021年3月，PSEG修改了2018年联邦所得税申报单，根据2020年7月发布的最终和拟议法规，扣除了之前不允许的商业利息支出。2018年修订后的报税表产生了NOL，根据CARE法案的规定，NOL被追溯到2013年。2022年12月，美国国税局批准了这项结转索赔，结果是支付了1美元。28100万损益表福利和关闭PSEG的联邦税收年度至2018年。
2022年8月，爱尔兰共和军签署成为法律。爱尔兰共和军对现有的能源税收抵免法律进行了某些修改，并颁布了新的15%的CAMT，将于2023年生效。对于2023年，PSEG和PSE&G记录了对CAMT影响的最佳估计。在CAMT超过正常纳税义务的范围内，差额可以无限期结转，以在超过CAMT的年份减少常规纳税义务。PSEG和PSE&G预计，多余的CAMT将在未来使用，不会对PSEG或PSE&G的损益表造成影响。能源税抵免法律的变化包括：从2024年到2032年对现有核能发电设施实施新的PTC，从2025年起生效新的技术中性能源税收抵免，其中包括新的核电机组和增加核能发电能力，以及从2023年起生效能源税收抵免的可转让性。PTC旨在随着核设施总收入的增加而逐步减少。如果符合现行的工资规则，PTC可以增加五倍。PTC利率和逐步下降的金额取决于美国国税局对年通货膨胀率的确定。
尽管发布了关于《爱尔兰共和军》若干条款的拟议条例和各种通知，就《爱尔兰共和军》的若干条款提供了临时指导，但《爱尔兰共和军》的许多方面仍不清楚，需要进一步指导；因此，《爱尔兰共和军》若干条款将对PSEG和PSE&G的财务报表产生的影响有待继续评估。
颁布更多的联邦或州税收立法，以及澄清之前颁布的税法，可能会影响PSEG和PSE&G的财务报表。
2023年4月，美国财政部发布了《2023-15年收入程序》，该程序提供了一种安全的会计方法，以确定天然气T&D财产的年度维修减税。这对PSEG和PSE&G的财务报表可能产生的影响(如果有的话)还有待继续评估，尚未确定。
截至2023年12月31日，PSEG拥有$33百万州立NOL和PSE&G有一美元71新泽西州公司营业税NOL为100万欧元，预计未来将完全实现。
PSEG记录了以下与其未确认的税收优惠有关的金额，这些金额主要包括PSE&G和PSEG的其他子公司的记录金额：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | |
| 2023 | | *PSEG | | PSE&G | |
| | | 百万 | |
| 截至2023年1月1日未确认的税收优惠总额 | | $ | 130 | | | $ | 29 | | |
| 因前一期间持有的头寸而增加 | | 16 | | | 2 | | |
| 因前一期间持有的头寸而减少 | | (25) | | | (12) | | |
| 因本期采取的头寸而增加 | | — | | | — | | |
| 因本期所持仓位而减少 | | — | | | — | | |
| 由于与税务机关达成和解而导致的减税 | | (10) | | | (7) | | |
| 因适用的诉讼时效失效而减少 | | (1) | | | (1) | | |
| 截至2023年12月31日未确认的税收优惠总额 | | $ | 110 | | | $ | 11 | | |
| 与未确认的税收优惠相关的累计递延所得税 | | (29) | | | (7) | | |
| 监管资产-未确认的税收优惠 | | (2) | | | (2) | | |
| 未确认的税收优惠总额，如果确认，将影响实际税率(包括利息和罚款) | | $ | 79 | | | $ | 2 | | |
| | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | |
| 2022 | | PSEG | | PSE&G | |
| | | 百万 | |
| 截至2022年1月1日的未确认税收优惠总额 | | $ | 192 | | | $ | 27 | | |
| 因前一期间持有的头寸而增加 | | 9 | | | 2 | | |
| 因前一期间持有的头寸而减少 | | (40) | | | (2) | | |
| 因本期采取的头寸而增加 | | 1 | | | 1 | | |
| 因本期所持仓位而减少 | | — | | | — | | |
| 由于与税务机关达成和解而导致的减税 | | (28) | | | — | | |
| 因适用的诉讼时效失效而减少 | | (4) | | | 1 | | |
| 截至2022年12月31日的未确认税收优惠总额 | | $ | 130 | | | $ | 29 | | |
| 与未确认的税收优惠相关的累计递延所得税 | | (37) | | | (15) | | |
| 监管资产-未确认的税收优惠 | | (8) | | | (8) | | |
| 未确认的税收优惠总额，如果确认，将影响实际税率(包括利息和罚款) | | $ | 85 | | | $ | 6 | | |
| | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | |
| 2021 | | PSEG | | PSE&G | |
| | | 百万 | |
| 截至2021年1月1日的未确认税收优惠总额 | | $ | 147 | | | $ | 30 | | |
| 因前一期间持有的头寸而增加 | | 58 | | | 8 | | |
| 因前一期间持有的头寸而减少 | | (19) | | | (12) | | |
| 因本期采取的头寸而增加 | | 6 | | | 1 | | |
| 因本期所持仓位而减少 | | — | | | — | | |
| 由于与税务机关达成和解而导致的减税 | | — | | | — | | |
| 因适用的诉讼时效失效而减少 | | — | | | — | | |
| 截至2021年12月31日的未确认税收优惠总额 | | $ | 192 | | | $ | 27 | | |
| 与未确认的税收优惠相关的累计递延所得税 | | (76) | | | (15) | | |
| 监管资产-未确认的税收优惠 | | (7) | | | (7) | | |
| 未确认的税收优惠总额，如果确认，将影响实际税率(包括利息和罚款) | | $ | 109 | | | $ | 5 | | |
| | | | | | |
2022年，美国国税局批准了PSEG的2018年结转索赔，这导致PSEG的联邦纳税年度截止到2018年。
PSEG及其附属公司包括与不确定税务状况有关的应计利息及罚款，须于综合经营报表中记录为所得税递延税项。于综合资产负债表记录的不确定税务状况之累计利息及罚款如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | 累计利息和罚款
关于不确定的税务状况
截至2013年12月31日， | |
| | | 2023 | | 2022 | | 2021 | |
| | | 百万 | |
| PSEG | | $ | 25 | | | $ | 38 | | | $ | 31 | | |
| PSE&G | | $ | 1 | | | $ | 8 | | | $ | 9 | | |
| | | | | | | | |
由于审计时与各税务机关达成的协议、时效期限届满或其他未决税务事项，未确认的税务优惠总额可能在未来12个月内大幅增加或减少。这些可能的增减情况如下：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | |
| 未确认税收优惠总额可能减少 | | 在未来
12个月 | |
| | | 百万 | |
| PSEG | | $ | 17 | | |
| PSE&G | | $ | 2 | | |
| | | | |
对仍须由主要司法管辖区审查的所得税年度的说明，其中审查尚未结束：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | |
| | | PSEG | | PSE&G | |
| 美国 | | | | | |
| 联邦制 | | 2020-2022 | | 不适用 | |
| 新泽西 | | 2011-2022 | | 2015-2022 | |
| 宾夕法尼亚州 | | 2017-2022 | | 2019-2022 | |
| 康涅狄格州 | | 2019-2022 | | 不适用 | |
| 马里兰州 | | 2020-2022 | | 不适用 | |
| 纽约 | | 2017-2022 | | 不适用 | |
| | | | | | |
注21.累计其他综合收益（亏损），扣除税项
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| PSEG | | 其他综合收益（亏损） | |
| 累计其他综合收益(亏损) | | 现金流对冲 | | 养老金和OPEB计划 | | 可供出售证券 | | 总计 | |
| | | 百万 | |
| 2020年12月31日的余额 | | $ | (9) | | | $ | (545) | | | $ | 50 | | | $ | (504) | | |
| 本期其他综合收益（亏损） | | | | | | | | | |
| 重新分类前的其他全面收益（亏损） | | — | | | 176 | | | (33) | | | 143 | | |
| 从累计其他全面收益(亏损)中重新归类的金额 | | 3 | | | 14 | | | (6) | | | 11 | | |
| 本期净其他综合收益(亏损) | | 3 | | | 190 | | | (39) | | | 154 | | |
| 截至2021年12月31日的余额 | | $ | (6) | | | $ | (355) | | | $ | 11 | | | $ | (350) | | |
| 重新分类前的其他全面收益（亏损） | | — | | | (72) | | | (158) | | | (230) | | |
| 从累计其他全面收益(亏损)中重新归类的金额 | | 3 | | | 1 | | | 26 | | | 30 | | |
| 本期净其他综合收益(亏损) | | 3 | | | (71) | | | (132) | | | (200) | | |
| 截至2022年12月31日的余额 | | $ | (3) | | | $ | (426) | | | $ | (121) | | | $ | (550) | | |
| 重新分类前的其他全面收益（亏损） | | 9 | | | 76 | | | 61 | | | 146 | | |
| 从累计其他全面收益(亏损)中重新归类的金额 | | (3) | | | 248 | | | (20) | | | 225 | | |
| 本期净其他综合收益(亏损) | | 6 | | | 324 | | | 41 | | | 371 | | |
| 截至2023年12月31日的余额 | | $ | 3 | | | $ | (102) | | | $ | (80) | | | $ | (179) | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| PSEG | | | | 从累计其他全面收益（亏损）重新分类至经营报表的金额 | |
| | | | | 截至2021年12月31日的年度 | |
| 自累计其他全面收益（亏损）重新分类的金额说明 | | 税前金额在经营报表中的位置 | | 税前金额 | | 税收(费用)优惠 | | 税后金额 | |
| | | | | 百万 | |
| 现金流对冲 | | | | | | | | | |
| 利率衍生品 | | 利息支出 | | $ | (4) | | | $ | 1 | | | $ | (3) | | |
| 现金流量套期保值总额 | | | | (4) | | | 1 | | | (3) | | |
| 养老金和OPEB计划 | | | | | | | | | |
| 前期服务（成本）信贷摊销 | | 非营业养恤金和OPB贷记净额（费用） | | 21 | | | (6) | | | 15 | | |
| | 精算损失摊销 | | 非营业养恤金和OPB贷记净额（费用） | | (41) | | | 12 | | | (29) | | |
| 养恤金和预算计划共计 | | | | (20) | | | 6 | | | (14) | | |
| 可供出售的证券 | | | | | | | | | |
| 已实现收益(亏损) | | 信托投资净收益（损失） | | 9 | | | (3) | | | 6 | | |
| 可供出售证券共计 | | | | 9 | | | (3) | | | 6 | | |
| 总计 | | | | $ | (15) | | | $ | 4 | | | $ | (11) | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| PSEG | | | | 从累计其他全面收益（亏损）重新分类至经营报表的金额 | |
| | | | | 截至2022年12月31日的年度 | |
| 自累计其他全面收益（亏损）重新分类的金额说明 | | 税前金额在经营报表中的位置 | | 税前金额 | | 税收(费用)优惠 | | 税后金额 | |
| | | | | 百万 | |
| 现金流对冲 | | | | | | | | | |
| 利率衍生品 | | 利息支出 | | $ | (5) | | | $ | 2 | | | $ | (3) | | |
| 现金流量套期保值总额 | | | | (5) | | | 2 | | | (3) | | |
| 养老金和OPEB计划 | | | | | | | | | |
| 前期服务（成本）信贷摊销 | | 非营业养恤金和OPB贷记净额（费用） | | 21 | | | (6) | | | 15 | | |
| 精算损失摊销 | | 非营业养恤金和OPB贷记净额（费用） | | (22) | | | 6 | | | (16) | | |
| 养恤金和预算计划共计 | | | | (1) | | | — | | | (1) | | |
| 可供出售的证券 | | | | | | | | | |
| 已实现收益(亏损) | | 信托投资净收益（损失） | | (43) | | | 17 | | | (26) | | |
| 可供出售证券共计 | | | | (43) | | | 17 | | | (26) | | |
| 总计 | | | | $ | (49) | | | $ | 19 | | | $ | (30) | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| PSEG | | | | 从累计其他全面收益（亏损）重新分类至经营报表的金额 | |
| | | | | 截至2023年12月31日的年度 | |
| 自累计其他全面收益（亏损）重新分类的金额说明 | | 税前金额在经营报表中的位置 | | 税前金额 | | 税收(费用)优惠 | | 税后金额 | |
| | | | | 百万 | |
| 现金流对冲 | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| 利率衍生品 | | 利息支出 | | $ | 5 | | | $ | (2) | | | $ | 3 | | |
| 现金流量套期保值总额 | | | | 5 | | | (2) | | | 3 | | |
| 养老金和OPEB计划 | | | | | | | | | |
| 前期服务（成本）信贷摊销 | | 非营业养恤金和OPB贷记净额（费用） | | 8 | | | (2) | | | 6 | | |
| 精算损失摊销 | | 非营业养恤金和OPB贷记净额（费用） | | (20) | | | 6 | | | (14) | | |
| 养老金结算费 | | 非营业养恤金和OPB贷记净额（费用） | | (334) | | | 94 | | | (240) | | |
| 养恤金和预算计划共计 | | | | (346) | | | 98 | | | (248) | | |
| 可供出售的证券 | | | | | | | | | |
| 已实现收益(亏损) | | 信托投资净收益（损失） | | 34 | | | (14) | | | 20 | | |
| 可供出售证券共计 | | | | 34 | | | (14) | | | 20 | | |
| 总计 | | | | $ | (307) | | | $ | 82 | | | $ | (225) | | |
| | | | | | | | | | |
注22。每股收益（EPS）和股息
易办事
基本每股收益的计算方法是净收入（亏损）除以已发行普通股的加权平均股数。摊薄每股收益的计算方法是将净收入（亏损）除以已发行普通股加权平均股数，加上与PSEG股票为基础的薪酬相关的潜在摊薄股。有关PSEG股票补偿计划的更多信息，请参见附注18。基于股票的补偿下表显示该等潜在摊薄股份对计算摊薄每股收益所用之已发行股份加权平均数之影响：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度， | |
| | | 2023 | | 2022 | | 2021 | |
| | | 基本信息 | | 稀释 | | 基本信息 | | 稀释 | | 基本信息 | | 稀释 | |
| EPS编号： | | | | | | | | | | | | | |
| (百万) | | | | | | | | | | | | | |
| 净收益(亏损) | | $ | 2,563 | | | $ | 2,563 | | | $ | 1,031 | | | $ | 1,031 | | | $ | (648) | | | $ | (648) | | |
| EPS分母： | | | | | | | | | | | | | |
| (百万) | | | | | | | | | | | | | |
| 加权平均未偿还普通股 | | 498 | | | 498 | | | 498 | | | 498 | | | 504 | | | 504 | | |
| 基于股票的薪酬奖励的影响 | | — | | | 2 | | | — | | | 3 | | | — | | | — | | |
| 总股份数 | | 498 | | | 500 | | | 498 | | | 501 | | | 504 | | | 504 | | |
| 每股收益： | | | | | | | | | | | | | |
| 净收益(亏损) | | $ | 5.15 | | | $ | 5.13 | | | $ | 2.07 | | | $ | 2.06 | | | $ | (1.29) | | | $ | (1.29) | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
大致3 截至2021年12月31日止年度，截至2021年12月31日止年度，由于其影响具有反摊薄作用，故不包括在用于计算每股摊薄亏损的股份总数内。
从… PSEG可不时购回股份以履行股权补偿奖励项下的责任，并购回股份以满足雇员根据EPP购买的股份。
关于所有类型的长期奖励奖励的更多信息，见附注18。基于股票的补偿
2022年，PSEG完成了$500董事会于二零二一年九月授权之股份回购计划，导致总回购约为 7.42000万股。
普通股分红
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度， | |
| 普通股的股息支付 | | 2023 | | 2022 | | 2021 | |
| 每股 | | $ | 2.28 | | | $ | 2.16 | | | $ | 2.04 | | |
| 以百万计 | | $ | 1,137 | | | $ | 1,079 | | | $ | 1,031 | | |
| | | | | | | | |
2024年2月13日，PSEG董事会批准了一项$0.602024年第一季度每股普通股股息。
注23.按业务分类的财务信息
组织基础
PSEG和PSE&G的经营部门由管理层根据公认会计原则确定。这些部门是根据首席运营决策者(CODM)(PSEG和PSE&G的首席执行官(CEO))基于部门净收入衡量业绩的方式以及如何向每项业务分配资源来确定的。
随着PSEG Power Fossil投资组合的出售于2022年2月完成，并由于从2022年9月1日起过渡到新的首席执行官，我们指定的CODM，在内容和方式上做出了各种变化
新任首席执行官审查财务信息，以评估业务业绩和分配资源。根据管理层的分析，PSE&G和PSEG Power被确定为PSEG的运营部门。然而，PSEG将其可报告部门修改为PSE&G和PSEG Power&Other。PSE&G仍然是PSEG的主要可报告部门。PSEG Power&Other可报告分部包括与PSEG Power运营分部相关的金额，以及适用于Energy Holdings、PSEG Li、PSEG(母公司)和服务的金额，该等金额不单独或整体符合运营分部的定义，对PSEG的综合资产和业绩无关紧要。下表中列出的所有期间都反映了分部列报的变化。
PSE&G
PSE&G的收入来自关税，根据关税，它向新泽西州的住宅、商业和工业客户提供电力传输以及电力和天然气分销服务。电力传输的费率由联邦能源监管委员会管理，而电力和天然气分配的费率由BPU管理。收入还来自其他几项活动，如对客户场所的电子电气设备的投资、太阳能投资、家电服务业务和其他杂项服务。
PSEG电源和其他
这一可报告的部门主要由PSEG Power组成，该公司主要通过向这些产品的市场销售能源、容量和辅助服务来赚取收入。PSEG Power还签订了能源、天然气和其他能源相关合同的双边合同，以优化其发电资产组合的价值和天然气供应义务。此外，PSEG Power的Salem 1、Salem 2和Hope Creek核电站从包括PSE&G在内的新泽西州EDC获得ZEC收入。
本须呈报分部亦包括适用于PSEG Li(根据其与LIPA的合同产生收入，主要用于在Servco为交易本金时收回成本(详情见附注4.可变利息实体)以及合同下的固定及可变费用部分)及Energy Holdings(持有剩余租赁投资的非实质性投资组合)的金额。其他还包括适用于PSEG(母公司)和服务的金额。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | PSE&G | | PSEG电源和其他 | | | | 淘汰(A) | | 已整合
总计 | |
| | | 百万 | |
| 截至2023年12月31日的年度 | | | | | | | | | | | |
| 营业收入 | | $ | 7,807 | | | $ | 4,533 | | | | | $ | (1,103) | | | $ | 11,237 | | |
| 折旧及摊销 | | 980 | | | 155 | | | | | — | | | 1,135 | | |
| 营业收入(亏损) | | 1,974 | | | 1,711 | | | | | — | | | 3,685 | | |
| 权益法投资收益 | | — | | | 1 | | | | | — | | | 1 | | |
| 利息收入 | | 19 | | | 38 | | | | | (4) | | | 53 | | |
| 利息支出 | | 493 | | | 259 | | | | | (4) | | | 748 | | |
| 所得税前收入(亏损) | | 1,675 | | | 1,406 | | | | | — | | | 3,081 | | |
| 所得税支出(福利) | | 160 | | | 358 | | | | | — | | | 518 | | |
| 净收入（亏损）（B）（C） | | $ | 1,515 | | | $ | 1,048 | | | | | $ | — | | | $ | 2,563 | | |
| 长期资产的增加总额 | | $ | 2,998 | | | $ | 327 | | | | | $ | — | | | $ | 3,325 | | |
| 截至2023年12月31日 | | | | | | | | | | | |
| 总资产 | | $ | 42,873 | | | $ | 8,407 | | | | | $ | (539) | | | $ | 50,741 | | |
| 于权益法附属公司之投资 | | $ | — | | | $ | 17 | | | | | $ | — | | | $ | 17 | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | PSE&G | | PSEG电源和其他 | | | | 淘汰(A) | | 已整合
总计 | |
| | | 百万 | |
| 截至2022年12月31日的年度 | | | | | | | | | | | |
| 营业收入 | | $ | 7,935 | | | $ | 3,266 | | | | | $ | (1,401) | | | $ | 9,800 | | |
| 折旧及摊销 | | 935 | | | 165 | | | | | — | | | 1,100 | | |
| 营业收入(亏损) | | 1,892 | | | (511) | | | | | — | | | 1,381 | | |
| 权益法投资收益 | | — | | | 14 | | | | | — | | | 14 | | |
| 利息收入 | | 19 | | | 13 | | | | | (1) | | | 31 | | |
| 利息支出 | | 427 | | | 202 | | | | | (1) | | | 628 | | |
| 所得税前收入(亏损) | | 1,832 | | | (830) | | | | | — | | | 1,002 | | |
| 所得税支出(福利) | | 267 | | | (296) | | | | | — | | | (29) | | |
| 净收入（亏损）（B）（C） | | $ | 1,565 | | | $ | (534) | | | | | $ | — | | | $ | 1,031 | | |
| 长期资产的增加总额 | | $ | 2,590 | | | $ | 298 | | | | | $ | — | | | $ | 2,888 | | |
| 截至2022年12月31日 | | | | | | | | | | | |
| 总资产 | | $ | 39,960 | | | $ | 9,285 | | | | | $ | (527) | | | $ | 48,718 | | |
| 于权益法附属公司之投资 | | $ | — | | | $ | 306 | | | | | $ | — | | | $ | 306 | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | PSE&G | | PSEG电源和其他 | | | | 淘汰(A) | | 已整合
总计 | |
| | | 百万 | |
| 截至2021年12月31日的年度 | | | | | | | | | | | |
| 营业收入 | | $ | 7,122 | | | $ | 3,767 | | | | | $ | (1,167) | | | $ | 9,722 | | |
| 折旧及摊销 | | 928 | | | 288 | | | | | — | | | 1,216 | | |
| 营业收入(亏损) | | 1,818 | | | (2,674) | | | | | — | | | (856) | | |
| 权益法投资收益 | | — | | | 16 | | | | | — | | | 16 | | |
| 利息收入 | | 14 | | | 6 | | | | | — | | | 20 | | |
| 利息支出 | | 402 | | | 169 | | | | | — | | | 571 | | |
| 所得税前收入(亏损) | | 1,770 | | | (2,859) | | | | | — | | | (1,089) | | |
| 所得税支出(福利) | | 324 | | | (765) | | | | | — | | | (441) | | |
| 净收入（亏损）（B）（C） | | $ | 1,446 | | | $ | (2,094) | | | | | $ | — | | | $ | (648) | | |
| 长期资产的增加总额 | | $ | 2,447 | | | $ | 272 | | | | | $ | — | | | $ | 2,719 | | |
| 截至2021年12月31日 | | | | | | | | | | | |
| 总资产 | | $ | 37,198 | | | $ | 12,258 | | | | | $ | (457) | | | $ | 48,999 | | |
| 于权益法附属公司之投资 | | $ | — | | | $ | 173 | | | | | $ | — | | | $ | 173 | | |
| | | | | | | | | | | | |
(A)公司间对销主要与PSE & G与PSEG Power之间的公司间交易有关。有关PSE & G与PSEG Power之间公司间交易的进一步讨论，请参阅附注24。关联方交易。
(B)包括$239于二零二三年第三季度的退休金结算交易导致合资格退休金计划重新计量，导致税后退休金费用百万元。包括税后损失$92截至2022年12月31日止年度，与某些Energy Holdings投资有关的额外调整，以及与出售PSEG Power化石发电资产有关的额外调整。包括除税后减值亏损及其他费用（包括债务清偿成本），与以PSEG Power出售化石发电资产有关。2,158截至2021年12月31日止年度，见附注3。资产处置和减值以获取更多信息。
(C)包括税后净收益（损失）美元959百万，$(457)百万元及(446截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度，于PSEG Power分别录得与非交易性商品按市价计价活动的影响有关，包括未来交割日期的头寸的财务影响。
注24.关联方交易
以下讨论涉及公司间交易，这些交易在PSEG合并过程中根据公认会计原则予以消除。
PSE&G
PSE & G之财务报表包括与关连人士之交易呈列如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度， | |
| 关联方交易 | | 2023 | | 2022 | | 2021 | |
| | | 百万 | |
| 来自会员的账单： | | | | | | | |
| PSEG Power的净账单（A） | | $ | 1,065 | | | $ | 1,388 | | | $ | 1,144 | | |
| 服务业行政账单（B） | | 443 | | | $ | 445 | | | 394 | | |
| 来自关联公司的总账单 | | $ | 1,508 | | | $ | 1,833 | | | $ | 1,538 | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度， | |
| 关联方交易 | | 2023 | | 2022 | |
| | | 百万 | |
| | | | | | |
| 应付PSEG Power（A） | | $ | 264 | | | $ | 313 | | |
| 应付服务（B） | | 121 | | | 98 | | |
| 须支付给保安局常任秘书长(C) | | 119 | | | 74 | | |
| 应付账款—关联公司 | | $ | 504 | | | $ | 485 | | |
| 用于服务业的周转资金预付款(D) | | $ | 33 | | | $ | 33 | | |
| 长期应计应付税款 | | $ | 2 | | | $ | 9 | | |
| | | | | | |
(A)PSE&G已经与PSEG Power签订了一份需求合同，根据该合同，PSEG Power提供满足PSE&G的BGSS和其他合同要求所需的燃气供应服务。自2022年6月1日以来，PSEG Power没有通过BGS拍卖程序向PSE&G供应电能、容量和辅助服务的合同。此外，PSEG Power根据BPU批准的ZEC计划，将其核单位的ZEC出售给PSE&G。BGS和BGSS合同以及ZEC销售的费率由BPU规定。BGS和BGS的销售额按月计费和结算。ZEC的销售额按月结算，并在每个能源年度结束后按年结算。此外，PSEG Power和PSE&G通常按照FERC和BPU关联规则以成本形式相互提供某些技术服务.
(B)服务向PSE&G提供行政服务并按成本收费。此外，PSE&G还有其他应付给服务的款项，包括与服务代表PSE&G支付的某些共同成本相关的金额。
(C)PSEG支付所有工资税，并从其关联公司获得各自部分的补偿。此外，PSEG还向其关联公司提交了合并的联邦所得税申报单。PSEG与其关联公司之间存在税收分配协议。这些协议的一般操作是，子公司将以独立的基础计算其应纳税所得额。如果结果是净纳税义务，则应向PSEG支付该金额。如果有NOL和/或税收抵免，子公司应在PSEG能够利用这些好处的范围内收到PSEG节省的税款。
(D)PSE&G将营运资金预支给服务业。这笔金额包括在PSE&G合并资产负债表的其他非流动资产中。
项目9.会计和财务披露方面的变化和与会计师的分歧
没有。
第9A项。控制和程序
披露控制和程序
PSEG和PSE&G
我们已建立及维持根据1934年《证券交易法》(经修订的《交易法》)颁布的第13a-15(E)及15d-15(E)条规则所界定的披露控制及程序，旨在提供合理保证，确保根据交易法提交或提交的报告所须披露的资料经记录、处理、汇总及报告，并由各实体内的其他人士(视乎情况而定)累积及传达予各公司的首席执行官(CEO)及首席财务官(CFO)，以便及时作出有关所需披露的决定。我们已经成立了一个信息披露委员会，其中包括几名关键的管理层员工，该委员会直接向PSEG和PSE&G的首席财务官和首席执行官报告。该委员会监督和评估这些信息披露控制和程序的有效性。PSEG和PSE&G的首席财务官和首席执行官都评估了披露控制和程序的有效性，并根据这一评估得出结论，截至报告涵盖的期间结束时，各自公司的披露控制和程序在合理的保证水平下是有效的。
内部控制
PSEG和PSE&G
根据萨班斯-奥克斯利法案第404节的要求，我们使用特雷德韦委员会赞助组织委员会公布的框架，对截至2023年12月31日的财务报告内部控制进行了评估。管理层关于PSEG和PSE&G对财务报告的内部控制的报告分别包含在第147页和第148页。独立注册会计师事务所关于PSEG财务报告内部控制有效性的报告载于第149页。管理层已得出结论，财务报告的内部控制自2023年12月31日起生效。
我们不断审查我们的披露控制和程序，并在必要时做出改变，以确保我们的财务报告质量。2023年第四季度财务报告的内部控制没有发生重大影响或合理地可能对每个注册人的财务报告内部控制产生重大影响的变化。
项目9B。其他信息
董事及高级职员规则10b5-1及非规则10b5-1交易计划
在截至2023年12月31日的三个月里，PSEG的董事或高级管理人员通过, 已终止或修改规则10b5-1交易安排或非规则10b5-1交易安排(这些术语在1933年证券法S-K条例第408项中定义)。
项目9 C. 关于阻止检查的外国管辖权的披露
不适用。
关于内部控制的管理报告
财务报告-PSEG
公共服务企业集团公司管理层负责建立和维护有效的财务报告内部控制，并负责评估财务报告内部控制的有效性。根据1934年证券交易法下的美国证券交易委员会规则第13a-15(F)和15d-15(F)条的定义，财务报告内部控制是由公司主要高管和主要财务官或履行类似职能的人员设计或监督，并由公司管理层和其他人员实施，并由董事会审计委员会监督，以根据美国公认的会计原则(普遍接受的会计原则)对财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证的程序。
PSEG对财务报告的内部控制包括以下政策和程序：(1)与保存合理详细、准确和公平地反映PSEG的资产交易和处置的记录有关；(2)提供合理保证，以记录必要的交易，以便根据公认的会计原则编制财务报表，并且PSEG的收支仅根据PSEG管理层和董事的授权进行；以及(3)就防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的PSEG资产的未经授权的收购、使用或处置提供合理保证。
在编制PSEG年度财务报表方面，PSEG管理层进行了一项评估，其中包括PSEG根据《财务报告准则》确定的标准对财务报告进行内部控制的设计和运作效果。内部控制--综合框架(2013)由特雷德韦委员会赞助组织委员会发布，通常称为“COSO”。COSO框架以控制的五个综合组成部分为基础：控制环境、风险评估、控制活动、信息和通信以及持续监测。
由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化而出现控制不足的风险，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。
根据所进行的评估，管理层得出结论，PSEG对财务报告的内部控制是有效的，并对PSEG财务报告的可靠性和截至2023年12月31日的财务报表按照公认会计原则的编制提供了合理保证。此外，截至2023年12月31日，管理层尚未发现财务报告内部控制有任何重大弱点。
PSEG的外部审计师德勤会计师事务所已经审计了PSEG截至2023年12月31日的财务报表，包括在本Form 10-K年度报告中，并作为审计的一部分，发布了一份关于PSEG财务报告内部控制有效性的报告，该报告的副本包含在本Form 10-K年度报告中。
| | | | | |
| |
/S/R阿尔夫A、LAR奥萨 | |
| 首席执行官 | |
| |
/s/D阿尼尔J.C.注册表 | |
| 首席财务官 | |
| 2024年2月26日 | |
关于内部控制的管理报告
财务报告-PSE&G
公共服务电力和天然气公司管理层负责建立和维持有效的财务报告内部控制，并负责评估财务报告内部控制的有效性。根据1934年《证券交易法》第13a-15(F)和15d-15(F)条中美国证券交易委员会的定义，财务报告内部控制是由公司主要高管和主要财务官或履行类似职能的人设计或监督，并由公司管理层和其他人员实施，由其母公司公共服务企业集团公司董事会审计委员会监督的过程。根据美利坚合众国公认的会计原则(公认的会计原则)，就财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。
PSE&G对财务报告的内部控制包括以下政策和程序：(1)与保持合理详细、准确和公平地反映PSE&G资产交易和处置的记录有关；(2)提供合理保证，即交易被记录为必要的，以便根据公认的会计原则编制财务报表，并且PSE&G的收入和支出仅根据PSE&G管理层和董事的授权进行；以及(3)就防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权收购、使用或处置PSE&G资产提供合理保证。
关于PSE&G年度财务报表的编制，PSE&G管理层进行了一项评估，其中包括PSE&G根据《财务报告准则》确定的标准对财务报告进行内部控制的设计和运作效果。内部控制--综合框架(2013)由特雷德韦委员会赞助组织委员会发布，通常称为“COSO”。COSO框架以控制的五个综合组成部分为基础：控制环境、风险评估、控制活动、信息和通信以及持续监测。
由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化而出现控制不足的风险，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。
根据所进行的评估，管理层得出结论，PSE&G对财务报告的内部控制是有效的，并对PSE&G财务报告的可靠性及其截至2023年12月31日的财务报表按照公认会计原则的编制提供了合理保证。此外，截至2023年12月31日，管理层尚未发现财务报告内部控制有任何重大弱点。
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/S/R阿尔夫A、LAR奥萨 | |
| 首席执行官 | |
| |
/s/D阿尼尔J.C.注册表 | |
| 首席财务官 | |
| 2024年2月26日 | |
独立注册会计师事务所报告
致本公司董事会及股东
公共服务企业集团公司
财务报告内部控制之我见
我们已审计公共服务企业集团公司及其子公司（以下简称“公司”或PSEG）截至2023年12月31日的财务报告内部控制， 内部控制--综合框架(2013)由特雷德韦委员会(COSO)赞助组织委员会发布。我们认为，截至2023年12月31日，本公司在所有实质性方面都保持了对财务报告的有效内部控制，其依据是内部控制--综合框架(2013)由COSO发布。
我们亦已按照上市公司会计监督委员会(美国)(PCAOB)的准则，审计本公司截至2023年12月31日及截至2023年12月31日止年度的综合财务报表及列于指数第15(B)(A)项的综合财务报表附表，以及我们于2024年2月26日的报告，就该等财务报表发表无保留意见。
意见基础
公司管理层负责维持对财务报告的有效内部控制，并负责评估财务报告内部控制的有效性，包括在随附的财务报告内部控制管理报告(PSEG)中。我们的责任是根据我们的审计，对公司财务报告的内部控制发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得合理的保证，以确定财务报告的有效内部控制是否在所有重要方面都得到了维护。我们的审计包括了解财务报告的内部控制，评估存在重大弱点的风险，根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运作有效性，以及执行我们认为在情况下必要的其他程序。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
财务报告内部控制的定义及局限性
公司对财务报告的内部控制是一个程序，旨在根据公认的会计原则，为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。公司对财务报告的内部控制包括下列政策和程序：(1)关于保存合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录；(2)提供合理的保证，即交易被记录为必要的，以便按照公认的会计原则编制财务报表，公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；(三)提供合理保证，防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权收购、使用或处置公司资产。
由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化而出现控制不足的风险，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。
/S/德勤律师事务所
新泽西州莫里斯敦
2024年2月26日
第三部分
项目10.董事、高级管理人员和公司
治理
行政人员
PSEG
表格10-K第10项所要求的有关执行干事的资料载于第I部分。关于我们的执行干事(PSEG)的资料。
PSE&G
根据表格10-K的一般指示I中规定的条件省略。
董事
PSEG
表格10-K第10项所规定的有关(I)获提名为2024年上市公司股东周年大会董事的现任上市公司董事，(Ii)董事提名程序，及(Iii)董事会审计委员会的组成，分别载于上市公司董事会2024年股东周年大会最终委托书的标题“董事提名人--简介-董事会成员的更新及任期”及“董事会成员的遴选”及“公司管治-董事会委员会”标题下，最终委托书预计将于2024年3月7日左右提交给美国证券交易委员会(美国证券交易委员会)，所述标题下陈述的信息通过对其的引用并入本文。
PSE&G
根据表格10-K的一般指示I中规定的条件省略。
行为准则
我们的行为标准(标准)是适用于我们及其子公司的道德准则。这些标准是我们商业行为合规计划不可或缺的一部分，体现了我们按照最高法律和道德标准开展业务的承诺。本准则适用于我们的所有董事和员工(包括PSE&G、PSEG Power、Energy Holdings和Services各自的首席执行官、首席财务官、首席会计官或财务总监以及执行类似职能的人员)。每个此类人员都有责任理解和遵守本标准。这些标准发布在我们的网站上，Https://corporate.pseg.com/aboutpseg/leadershipandgovernance/standardsofconduct您可以通过口头或书面请求获得免费的标准副本，请求地址为：
投资者关系部总裁副经理
PSEG服务公司
公园广场80号，4楼
新泽西州纽瓦克，邮编：07102
电话：(973)430-6565
标准建立了一套共同的行为期望，每个员工在与投资者、客户、同事、竞争对手、供应商、政府官员、媒体和所有其他可能将他们的言行与我们联系在一起的人打交道时，都必须遵守这些期望。这些标准旨在提供合理的保证，确保员工在开展业务时遵守道德和法律，不会通过操纵、滥用机密信息或歪曲重大事实来利用投资者、监管机构或客户。
我们将在我们的网站上发布，Https://corporate.pseg.com/aboutpseg/leadershipandgovernance/standardsofconduct：
•我们对我们的标准采用的任何修正案(技术性、行政性或非实质性的修正案除外)；以及
•我们对适用于任何董事或高管并且与美国证券交易委员会列举的任何元素有关的标准的任何豁免。
在2023年，我们没有对标准给予任何豁免。
项目11.高管薪酬
PSEG
PSEG为2024年股东周年大会提交的最终委托书预计将于2024年3月7日左右提交给美国证券交易委员会，表10-K第(11)项所要求的信息已在PSEG的最终委托书中阐明，该最终委托书预计将于2024年3月7日左右提交给美国证券交易委员会，该等回应第(11)项的信息(“薪酬与绩效”标题下陈述的信息除外)通过引用并入本文。
PSE&G
根据表格10-K的一般指示I中规定的条件省略。
项目12.某些受益所有人的担保所有权
和管理及有关的股东事项
PSEG
表格10-K第(12)项所规定的有关董事、行政人员及若干实益拥有人的资料，载于PSEG的2024年股东周年大会最终委托书中“董事、管理层及若干实益拥有人的担保所有权”一项下，该最终委托书预计将于2024年3月7日左右提交予美国证券交易委员会，而该标题下所载的该等资料在此引用作为参考。
有关根据股权补偿计划授权发行的证券的信息，请参阅第(5)项：注册人普通股市场、相关股东事项和发行人购买股权证券。
PSE&G
根据表格10-K的一般指示I中规定的条件省略。
项目13.某些关系和相关交易，以及
董事自主性
PSEG
表格10-K第(13)项所要求的资料载于PSEG的2024年股东周年大会最终委托书中“公司管治-若干关系及相关人士交易”一项下，该最终委托书预计将于2024年3月7日左右提交予美国证券交易委员会，而该标题下所载的该等资料在此作为参考并入本文。
PSE&G
根据表格10-K的一般指示I中规定的条件省略。
项目14.首席会计师费用和服务
表格10-K第14项所要求的资料载于PSEG的2024年股东周年大会最终委托书中“独立审计师的监督-德勤于2023年及2022年收取的费用”标题下，该最终委托书预计将于2024年3月7日左右提交予美国证券交易委员会。在该标题下陈述的这种信息在此通过引用并入本文。
第四部分
项目15.证物、财务报表附表
(A)以下财务报表作为本报告的一部分提交：
a.公共服务企业集团公司截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的综合资产负债表以及截至2023年12月31日的三个年度的相关综合经营报表、全面收益、现金流量和股东权益表(第60至65页)。
b.公共服务电力和天然气公司截至2023年12月31日、2023年和2022年12月31日的综合资产负债表以及截至2023年12月31日的三个年度的相关综合经营报表、全面收益、现金流量和普通股股东权益表，第66至71页。
(B)以下文件作为本报告的一部分提交：
a.PSEG的财务报表时间表：
附表二--截至2023年12月31日止三年内每年的估值及合资格账目(第157页)。
b.PSE&G的财务报表时间表：
附表二--截至2023年12月31日止三年内每年的估值及合资格账目(第157页)。
由于不需要或不适用，或所需资料列于合并财务报表或附注内，上述附表以外的其他附表被略去。
(C)作为本报告的一部分，提交了下列文件：
| | | | | | | | |
| 展品清单： |
| a. | | PSEG： |
3a | | 公共服务企业集团公司注册证书(1) |
3b | | 1987年4月23日生效的公共服务企业集团公司注册证书修订证书(2) |
3c | | 2007年4月20日生效的《公共服务企业集团公司注册证书修订证书》(3) |
3d | | 公共服务企业集团公司章程自2023年2月14日起施行(4) |
4a | | 公共服务企业集团公司和第一联合国民银行(美国国家银行协会，继任者)作为受托人的契约，日期为1998年1月1日，规定可递延利息次级债券系列(与季度优先证券有关)(5) |
4b | | 公共服务企业集团公司和美国全国银行协会(作为第一联合国家银行的继任者)作为受托人的契约，日期为1998年11月1日，规定优先债务证券(6) |
4c | | 普通股说明(7) |
10a(1) | | 补充高管退休收入计划，修订于2019年7月1日生效(8) |
10a(2) | | 《非代表性员工退休收入恢复计划》，于2019年7月1日修订生效(9) |
10a(3) | | 2007年外部董事股权薪酬计划，自2019年11月19日起修订并重述(10) |
10a(4) | | 董事递延薪酬计划，自2019年1月1日起修订(11) |
10a(5) | | 公共服务企业集团公司关键高管离职计划，修订于2022年7月18日生效(12) |
10a(6) | | 经修订的外部董事股票计划(13) |
10a(7) | | 外部董事的薪酬计划(14) |
10a(8) | | 2004长期激励计划，自2013年4月16日起修订并重述(15) |
| | | | | | | | |
| 展品清单： |
10a(9) | | 与外部董事签订垫付开支协议的格式(16) |
10a(10) | | 2014年6月18日与塔玛拉·L·林德签署的协议(17) |
10a(11) | | 2015年9月22日与Daniel·J·克雷格签署的协议(18) |
10a(12) | | 追回做法，2018年2月20日生效(19) |
10a(13) | | 2022年4月18日与拉尔夫·拉罗萨签署的协议(20) |
10a(14) | | 2021年长期激励计划，2021年4月20日生效(21) |
10a(15) | | 2021年外部董事股权薪酬计划，2021年4月20日生效(22) |
10a(16) | | 与Kim C.Hanemann于2021年5月21日签署的协议(23) |
10a(17) | | Daniel·J·克雷格留任奖日期为2023年4月17日(24) |
10a(18) | | 2021年外部董事股权薪酬计划-限制性股票奖励协议(25) |
10a(19) | | 针对某些员工的递延补偿计划，自2023年11月20日起修订和重述 |
10a(20) | | 管理激励薪酬计划，修订并于2024年1月1日生效 |
10a(21) | | 股权延期计划，修订并重述，2023年11月20日生效 |
10a(22) | | 2021年长期激励计划--业绩单位奖励协议 |
10a(23) | | 2021年长期激励计划--限制性股票单位奖励协议 |
10a(24) | | 与查尔斯·V·麦克费特于2023年4月18日签署的协议 |
21 | | 注册人的子公司 |
23 | | 独立注册会计师事务所的同意 |
31 | | 拉尔夫·拉罗萨根据1934年《证券交易法》(1934年法案)第13a-14和15d-14条规则进行的认证 |
31a | | Daniel J·克雷格根据1934年法令第13a-14和15d-14条颁发的证书 |
32 | | 根据美国法典第18章第63章第1350节的规定，由拉尔夫·A·拉罗萨认证 |
32a | | Daniel J·克雷格根据《美国法典》第18编第63章第1350节颁发的证书 |
97 | | 追回错误判给高管的薪酬的做法 |
| 101.INS | | 内联XBRL实例文档-实例文档不显示在交互式数据文件中，因为其XBRL标记嵌入在内联XBRL文档中。 |
| 101.SCH | | 内联XBRL分类扩展架构 |
| 101.CAL | | 内联XBRL分类计算链接库 |
| 101.LAB | | 内联XBRL分类扩展标签Linkbase |
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| 101.DEF | | 内联XBRL分类扩展定义文档 |
| 104 | | 封面交互数据文件(格式为内联XBRL，包含在附件101中) |
b. | | PSE&G |
3a(1) | | 重述PSE&G公司注册证书(26) |
3a(2) | | 1987年2月18日向新泽西州提交的PSE&G重新注册证书修订证书，根据新泽西州商业公司法修正案通过了责任限制条款(27) |
3a(3) | | 1992年6月17日提交给新泽西州的PSE&G重新注册证书修订证书，将7.44%的累积优先股(100美元面值)确定为一系列优先股(28) |
3a(4) | | 1993年3月11日向新泽西州提交的PSE&G重新注册证书修订证书，将5.97%的累积优先股(100美元面值)确定为一系列优先股(29) |
3a(5) | | 1994年1月27日提交给新泽西州的PSE&G重新注册证书修订证书，将6.92%的累积优先股(100美元)和6.75%的累积优先股(25美元)确定为一系列优先股(30) |
3b(1) | | 2007年4月17日生效的PSE&G附例(31) |
| 4a(1) | | PSE&G与Fidelity Union Trust Company(现为美联银行全国协会)作为受托人签订的契约，日期为1924年8月1日(32)，在PSE&G和美国国家银行协会之间获得第一笔抵押债券和补充债券并进行退款，继任者，作为受托人，补充附件4a(1)，日期如下： |
| | | | | | | | |
| 展品清单： |
| 4a(2) | | (一九三七年六月一日)(33) |
| 4a(3) | | 1937年7月1(34) |
| 4a(4) | | 1991年6月1日（第1号）(35) |
4a(5) | | 2004年8月1日（第4期）(36) |
4a(6) | | 2007年4月1日(37) |
4a(7) | | 2009年11月1日(38) |
4a(8) | | 2012年5月1日(39) |
4a(9) | | 2013年5月1日(40) |
4a(10) | | 2014年8月1日(41) |
4a(11) | | 2015年5月1日(42) |
4a(12) | | 2016年9月1日(43) |
4a(13) | | 2018年4月1日(44) |
4a(14) | | 2019年12月1日(45) |
4a(15) | | 2022年3月1日(46) |
4b | | 第一次和偿还抵押债券的描述(47) |
| 4c | | PSE & G与大通曼哈顿银行（全国协会）（纽约梅隆银行，继任者）作为受托人的信托契约，规定1993年7月1日有担保中期票据(48) |
4d | | 2000年12月1日，公共服务电力和天然气公司与第一联合国民银行（美国银行全国协会，继任者）作为受托人，提供优先债务证券的契约(49) |
10a(1) | | 补充高管退休收入计划，修订于2019年7月1日生效(8) |
10a(2) | | 《非代表性员工退休收入恢复计划》，于2019年7月1日修订生效(9) |
10a(3) | | 2007年外部董事股权补偿计划，经修订并重列，2019年11月19日生效(10) |
10a(4) | | 董事递延薪酬计划，自2019年1月1日起修订(11) |
10a(5) | | Public Service Enterprise Group Incorporated的关键行政人员离职计划，2022年7月18日修订生效(12) |
10a(6) | | 经修订的外部董事股票计划(13) |
10a(7) | | 外部董事的薪酬计划(14) |
10a(8) | | 2004年长期激励计划修正并重列于2013年4月16日(15) |
10a(9) | | 与外部董事签订垫付开支协议的格式(50) |
10a(10) | | 2014年6月18日与塔玛拉·L·林德签署的协议(17) |
10a(11) | | 2015年9月22日与Daniel·J·克雷格签署的协议(18) |
10a(12) | | 追回做法，2018年2月20日生效(19) |
10a(13) | | 2022年4月18日与拉尔夫·拉罗萨签署的协议(20) |
10a(14) | | 2021年长期激励计划，2021年4月20日生效(21) |
10a(15) | | 2021年外部董事股权薪酬计划，2021年4月20日生效(22) |
10a(16) | | 与Kim C.Hanemann于2021年5月21日签署的协议(23) |
10a(17) | | Daniel·J·克雷格留任奖日期为2023年4月17日(24) |
10a(18) | | 2021年度外部董事股权补偿方案—限制性股票单位奖励协议 (25) |
10a(19) | | 若干雇员的递延补偿计划，经修订并重列，生效日期为2023年11月30日 |
10a(20) | | 管理激励薪酬计划，修订并于2024年1月1日生效 |
10a(21) | | 股权延期计划，经修订并重列生效2023年11月20日 |
10a(22) | | 2021年长期激励计划--业绩单位奖励协议 |
10a(23) | | 2021年长期激励计划--限制性股票单位奖励协议 |
23a | | 独立注册会计师事务所的同意 |
| | | | | | | | |
| 展品清单： |
31b | | Ralph A. LaRossa根据1934年法案第13a—14条和第15d—14条 |
31c | | Daniel J·克雷格根据1934年法令第13a-14和15d-14条颁发的证书 |
32b | | 根据美国法典第18章第63章第1350节的规定，由拉尔夫·A·拉罗萨认证 |
32c | | Daniel J·克雷格根据《美国法典》第18编第63章第1350节颁发的证书 |
97 | | 追回错误判给高管的薪酬的做法 |
| 101.INS | | 内联XBRL实例文档—实例文档不会出现在交互式数据文件中，因为它的XBRL标记嵌入了内联XBRL文档中 |
| 101.SCH | | 内联XBRL分类扩展架构 |
| 101.CAL | | 内联XBRL分类计算链接库 |
| 101.LAB | | 内联XBRL分类扩展标签Linkbase |
| 101.PRE | | 内联XBRL分类扩展演示文稿Linkbase |
| 101.DEF | | 内联XBRL分类扩展定义文档 |
| 104 | | 封面交互数据文件(格式为内联XBRL，包含在附件101中) |
(1)于2007年5月4日作为附件3.1A与截至2007年3月31日的Form 10-Q季度报告一起提交，文件号为第001-09120号，并通过此引用并入本文。
(2)于2007年5月4日作为附件3.1b与截至2007年3月31日的Form 10-Q季度报告一起提交，文件号为0001-09120，并通过此引用并入本文。
(3)于2007年5月4日作为附件3.1C与截至2007年3月31日的Form 10-Q季度报告一起提交，文件号为0001-09120，并通过此引用并入本文。
(4)于2023年2月17日作为附件3.1与表格8-K的当前报告一起提交，档案号为0001-09120，并通过此引用并入本文。
(5)于1998年5月13日作为附件4(F)与截至1998年3月31日的Form 10-Q季度报告一起提交，档案号为Q001-09120，并通过此引用并入本文。
(6)于1999年2月23日作为附件4(F)与Form 10-K年度报告一起提交的截至1998年12月31日的年度报告，文件编号001-09120，并通过此引用并入本文
(7)作为PSEG的附件4c与截至2019年12月31日的Form 10-K年度报告一起提交。文件第001-09120号，于2020年2月26日提交，并通过引用结合于此。
(8)在截至2019年9月30日的季度报告Form 10-Q中作为附件10.1于2019年10月31日提交，文件号为第001-09120号，并通过此引用并入本文。
(9)在截至2019年9月30日的季度报告Form 10-Q中作为附件10.2于2019年10月31日提交，文件号为第001-09120号，并通过此引用并入本文。
(10)于2021年3月1日作为附件10a(3)连同Form 10-K年度报告(截至2020年12月31日，档案号001-09120)提交，并通过此引用并入本文。
(11)作为附件10a(4)与截至2018年12月31日的Form 10-K年度报告一起提交，文件号为001-09120，于2019年2月27日提交，并通过此引用并入本文。
(12)于2022年7月22日作为附件10.1与当前报告Form 8-K，文件号001-09120一起提交，并通过此引用并入本文。
(13)于2003年2月26日作为附件10a(17)与截至2002年12月31日的Form 10-K年度报告一起提交，档案号为第001-09120号，并通过此引用并入本文。
(14)于2003年2月26日作为附件10a(20)与Form 10-K年度报告一起提交，截至2002年12月31日的年度报告，档案号T001-09120，并通过此引用并入本文。
(15)于2013年5月1日作为附件10连同截至2013年3月31日的Form 10-Q季度报告一起提交，文件号为0001-09120，并通过此引用并入本文。
(16)于2009年2月19日作为附件10.1与表格8-K的当前报告一起提交，档案号为0001-09120，并通过此引用并入本文。
(17)于2015年2月26日作为附件10a与Form 10-K年度报告一起提交，截至2014年12月31的年度报告，档案号Q001-09120，并通过此引用并入本文。
(18)于2015年10月30日作为附件10连同截至2015年9月30日的Form 10-Q季度报告一起提交，文件号为0001-09120，并通过此引用并入本文。
(19)于2018年2月26日作为附件10a(20)连同Form 10-K年度报告提交，档案号为001-09120，并通过此引用并入本文。
(20)于2022年4月19日作为附件10.2与当前报告Form 8-K，文件号001-09120一起提交，并通过此引用并入本文。
(21)于2021年4月22日作为附件99.1与当前报告Form 8-K，文件号001-09120一起提交，并通过此引用并入本文。
(22)于2021年4月23日作为S-8表格注册表第001-09120号登记声明的附件4.6提交，并通过此引用并入本文。
(23)于2021年8月9日作为附件10(4)与截至2021年6月30日的Form 10-Q季度报告一起提交，文件号为001-09120，并通过此引用并入本文。
(24)作为附件10.1与截至2023年3月31日的Form 10-Q季度报告一起提交，文件号为001-09120，并通过引用并入本文。
(25)作为附件10.3与截至2023年6月30日的Form 10-Q季度报告一起提交，文件号为001-09120，并通过引用并入本文。
(26)作为附件3a(1)于1994年2月4日提交于表格8-A，档案号为0001-00973，并通过此引用并入本文。
(27)作为附件3a(2)于1994年2月4日提交于表格8-A，档案号为0001-00973，并通过此引用并入本文。
(28)作为附件3a(3)于1994年2月4日提交于表格8-A，档案号为0001-00973，并通过此引用并入本文。
(29)作为附件3a(4)于1994年2月4日提交于表格8-A，档案号为0001-00973，并通过此引用并入本文。
(30)作为附件3a(5)于1994年2月4日提交于表格8-A，档案号为0001-00973，并通过此引用并入本文。
(31)于2007年5月4日作为附件3.3与截至2007年3月31日的Form 10-Q季度报告一起提交，文件号为0001-00973，并通过此引用并入本文。
(32)于1981年2月18日作为附件4b(1)与截至1980年12月31日的年度报告Form 10-K一起提交，档案号为第001-00973号，并通过此引用并入本文。
(33)于1981年2月18日作为附件4b(3)与截至1980年12月31日的年度报告Form 10-K一起提交，档案号为第001-00973号，并通过此引用并入本文。
(34)于1981年2月18日作为附件4b(4)与截至1980年12月31日的年度报告Form 10-K一起提交，档案号为第001-00973号，并通过此引用并入本文。
(35)作为附件4(I)于1991年6月1日在表格8-A，档案号为0001-00973上提交，并通过此引用并入本文。
(36)于2005年3月1日作为附件4a(28)与Form 10-K年度报告一起提交，截至2004年12月31日的年度报告，档案号Q001-00973，并通过此引用并入本文。
(37)于2008年2月28日作为附件4a(28)连同截至2007年12月31日的Form 10-K年度报告提交，档案编号：第001-00973号，并以此作为参考并入本文。
(38)作为附件4a(30)以及截至2009年12月31日的Form 10-K年度报告，文件编号001-00973，于2010年2月25日提交，并以此作为参考并入本文。
(39)作为附件4a(32)与截至2012年12月31日的Form 10-K年度报告一起提交，文件编号001-00973，于2013年2月26日提交，并通过此引用并入本文。
(40)于2013年7月30日作为附件4与Form 10-Q季度报告一起提交，截至2013年6月30日，文件号001-00973，并通过此引用并入本文。
(41)作为附件4a(22)与截至2014年9月30日的Form 10-Q季度报告一起提交，文件编号001-09120，于2014年10月30日提交，并通过此引用并入本文。
(42)于2015年7月31日作为附件4a(23)与截至2015年6月30日的Form 10-Q季度报告一起提交，文件编号001-09120，并通过此引用并入本文。
(43)作为附件4a(14)与截至2016年12月31日的Form 10-K年度报告一起提交，文件编号001-00973，于2017年2月27日提交，并通过此引用并入本文。
(44)作为附件4a(15)与截至2018年3月31日的Form 10-Q季度报告一起提交，文件编号001-00973，于2018年4月30日提交，并通过此引用并入本文。
(45)作为附件4a(15)与截至2019年12月31日的Form 10-K年度报告一起提交，档案号001-09120，于2020年2月26日提交，并通过此引用并入本文。
(46)作为附件4a(15)与截至2022年3月31日的Form 10-Q季度报告一起提交，档案号001-09120，于2022年5月3日提交，并通过引用并入本文。
(47)在截至2019年12月31日的年度报告Form 10-K中作为附件4b提交，文件编号001-09120，于2020年2月26日提交，并通过引用并入本文。
(48)于1993年12月1日作为附件4与表格8-K的当前报告一起提交，档案号为0001-00973，并通过此引用并入本文。
(49)于2001年12月27日提交，作为S-3表格注册书的附件4-6，档案号为333-76020，并通过此引用并入本文。
(50)于2009年2月19日作为附件10.2与表格8-K的当前报告一起提交，档案号为0001-00973，并通过此引用并入本文。
附表二-估值及合资格账户截至2023年12月31日的年度-2021年12月31日
公共服务企业集团公司
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| | | | | | | | | | | | | | | |
| A栏 | | 第B栏 | | C栏新增内容 | | | 第D栏 | | | | E栏 | |
| 描述 | | 平衡点：
开始日期：
期间 | | 被收费至
成本和
费用 | | 被收费至
其他
帐目-
描述 | | | 扣除额-
描述 | | | | 平衡点：
结束
期间 | |
| | | 百万 | |
| 2023 | | | | | | | | | | | | | | |
| 信贷损失准备 | | $ | 339 | | | $ | 100 | | (A) | $ | — | | | | $ | 156 | | | (B) | | $ | 283 | | |
| 物料及供应品估价储备 | | 10 | | | 4 | | | — | | | | — | | | | | 14 | | |
| 2022 | | | | | | | | | | | | | | |
| 信贷损失准备 | | $ | 337 | | | $ | 114 | | (A) | $ | — | | | | $ | 112 | | | (B) | | $ | 339 | | |
| 物料及供应品估价储备 | | 12 | | | 1 | | | — | | | | 3 | | | (C) | | 10 | | |
| 2021 | | | | | | | | | | | | | | |
| 信贷损失准备 | | $ | 206 | | | $ | 195 | | (A) | $ | — | | | | $ | 64 | | | (B) | | $ | 337 | | |
| 物料及供应品估价储备 | | 10 | | | 3 | | | — | | | | 1 | | | (C) | | 12 | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
(A)关于坏账回收的讨论，见第8项。注1.组织、呈列基准及重要会计政策概要。
(B)注销的应收账款。
(C)由于资产处置及移除陈旧存货，储备减少至适当水平。
公共服务电力和燃气公司
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| A栏 | | 第B栏 | | C栏新增内容 | | | D栏 | | | | E栏 | |
| 描述 | | 平衡点：
起头
周期的 | | 被收费至
成本和
费用 | | 被收费至
其他
帐目-
描述 | | | 扣除额-
描述 | | | | 平衡点：
结束
期间 | |
| | | 百万 | |
| 2023 | | | | | | | | | | | | | | |
| 信贷损失准备 | | $ | 339 | | | $ | 100 | | (A) | $ | — | | | | $ | 156 | | | (B) | | $ | 283 | | |
| 物料及供应品估价储备 | | 4 | | | 3 | | | — | | | | — | | | | | 7 | | |
| 2022 | | | | | | | | | | | | | | |
| 信贷损失准备 | | $ | 337 | | | $ | 114 | | (A) | $ | — | | | | $ | 112 | | | (B) | | $ | 339 | | |
| 物料及供应品估价储备 | | 3 | | | 1 | | | — | | | | — | | | | | 4 | | |
| 2021 | | | | | | | | | | | | | | |
| 信贷损失准备 | | $ | 206 | | | $ | 195 | | (A) | $ | — | | | | $ | 64 | | | (B) | | $ | 337 | | |
| 物料及供应品估价储备 | | 2 | | | 2 | | | — | | | | 1 | | | (C) | | 3 | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
(A)关于坏账回收的讨论，见第8项。注1.组织、呈列基准及重要会计政策概要。
(B)注销的应收账款。
(C)储备减少至适当水平并清除过时存货。
签名
根据《1934年证券交易法》第13条或第15（d）条的要求，登记人已正式促使以下签名人代表其签署本报告，并获得正式授权。下述签署公司的签署应被视为仅与该公司及其任何附属公司有关的事项有关。
| | | | | | | | | | | |
| | | |
| | | P大众化 S服务 E企业 G组 I被诅咒 |
| | | |
| | 发信人： | /S/R阿尔夫A、LAR奥萨 |
| | | 拉尔夫·A·拉罗萨 |
| | | 董事会主席、主席和 |
| | | 首席执行官 |
日期：2024年2月26日
根据1934年《证券交易法》的要求，本报告由下列人士代表注册人以所示身份和日期签署。以下签署人的签署应被视为仅与有关公司及其任何附属公司的事宜有关。
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | |
| 签名 | | 标题 | | 日期 |
| | |
/S/R阿尔夫A、LAR奥萨 | | 董事会主席、总裁、首席执行官和 | | 2024年2月26日 |
| 拉尔夫·A·拉罗萨 | | 董事(首席执行官) | | |
| | |
/s/D阿尼尔J.C.注册表 | | 常务副总裁兼首席财务官 | | 2024年2月26日 |
| Daniel·J·克莱格 | | (首席财务官) | | |
| | |
/S/ROSEM.C.赫尔尼克 | | 总裁副主计长 | | 2024年2月26日 |
| 罗斯·M·切尼克 | | (首席会计主任) | | |
| | |
/S/W伊利公元四世纪EESE | | 董事 | | 2024年2月26日 |
| 威利·A Deese | | | | |
| | | | |
/s/JAmieM. GENTOSO | | 董事 | | 2024年2月26日 |
| 杰米·M·根托索 | | | | |
| | | | |
/S/B阿利H. O斯特罗夫斯基 | | 董事 | | 2024年2月26日 |
| 巴里·H·奥斯托夫斯基 | | | | |
| | |
/s/ RICARDO G. P埃雷斯 | | 董事 | | 2024年2月26日 |
| 里卡多·G·佩雷斯 | | | | |
| | | | |
/S/V阿列里A、S铁匠 | | 董事 | | 2024年2月26日 |
| 瓦莱丽·A·史密斯 | | | | |
| | | | |
发稿S/S棉花G·S泰普亨森 | | 董事 | | 2024年2月26日 |
| 斯科特·G·斯蒂芬森 | | | | |
| | | | |
/秒/升光环A、SUGG | | 董事 | | 2024年2月26日 |
| 劳拉·A·萨格 | | | | |
| | | | |
/s/JOhnP. SURMA | | 董事 | | 2024年2月26日 |
| 约翰·P·苏尔马 | | | | |
| | | | |
/S/KEnNETHy.不安吉 | | 董事 | | 2024年2月26日 |
| 肯尼斯·Y·坦吉 | | | | |
| | | | |
发稿S/SUSAN T奥马斯基 | | 董事 | | 2024年2月26日 |
| 苏珊·托马斯基 | | | | |
| | | | |
签名
根据《1934年证券交易法》第13条或第15（d）条的要求，登记人已正式促使以下签名人代表其签署本报告，并获得正式授权。下述签署公司的签署应被视为仅与该公司及其任何附属公司有关的事项有关。
| | | | | | | | | | | |
| | | |
| | | P大众化 S服务 E电学 和 GAS COPANY |
| | | |
| | 发信人： | /S/K我C.H安曼 |
| | | 金·C·哈内曼 |
| | | 总裁 |
日期：2024年2月26日
根据1934年《证券交易法》的要求，本报告由下列人士代表注册人以所示身份和日期签署。以下签署人的签署应被视为仅与有关公司及其任何附属公司的事宜有关。
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | |
| 签名 | | 标题 | | 日期 |
| | |
/S/R阿尔夫A、LAR奥萨 | | 董事会主席兼首席执行官， | | 2024年2月26日 |
| 拉尔夫·A·拉罗萨 | | 董事(首席执行官) | | |
| | |
/s/D阿尼尔J.C.注册表 | | 常务副总裁兼首席财务官 | | 2024年2月26日 |
| Daniel·J·克莱格 | | (首席财务官) | | |
| | |
/S/ROSEM.C.赫尔尼克 | | 总裁副主计长 | | 2024年2月26日 |
| 罗斯·M·切尼克 | | (首席会计主任) | | |
| | | | |
/S/W伊利公元四世纪EESE | | 董事 | | 2024年2月26日 |
| 威利·A Deese | | | | |
| | | | |
/S/B阿利H. O斯特罗夫斯基 | | 董事 | | 2024年2月26日 |
| 巴里·H·奥斯托夫斯基 | | | | |
| | | | |
发稿S/SUSAN T奥马斯基 | | 董事 | | 2024年2月26日 |
| 苏珊·托马斯基 | | | | |
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