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美国

美国证券交易委员会

华盛顿特区，20549

表格10-K

☒			根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的年度报告

截至本财政年度止12月31日, 2023

或

☐			根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的过渡报告

在过渡时期， 到

委员会档案号：001-37660

Avangrid，Inc.

(注册人的确切姓名载于其章程)

根据该法第12(B)条登记的证券：

纽约									14-1798693
(注册成立或组织的国家或其他司法管辖区)									(国际税务局雇主身分证号码)
马什山道180号
橙色，			康涅狄格州						06477
(主要执行办公室地址)									(邮政编码)

注册人的电话号码，包括区号：(207) 629-1190

根据该法第12(B)条登记的证券：

每个班级的标题

交易代码

注册所在的交易所名称

普通股，每股面值0.01美元

AGR

纽约证券交易所

根据该法第12(G)条登记的证券：无

如果注册人是证券法规则405中定义的知名经验丰富的发行人，请用复选标记表示。.是  ☒*☐ 

如果注册人无需根据该法案第13或15（d）条提交报告，则通过勾选标记进行验证。 是的 ☐    不是  ☒

用复选标记表示注册人(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时间内)提交了1934年《证券交易法》第13条或15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内是否符合此类提交要求。.是   ý*☐

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规则第405条(本章232.405节)要求提交的每个交互数据文件。.是  ☒*☐

用复选标记表示注册人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。

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			☐

如果是一家新兴的成长型公司，用复选标记表示注册人是否已选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易所法》第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。这是一个很大的问题。☐

用复选标记表示注册人是否提交了一份报告，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7262(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，该评估是由编制或发布其审计报告的注册会计师事务所进行的。他说：☒

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。他说：☐

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期间收到的基于激励的薪酬进行回收分析。他说：☐

用复选标记表示登记人是否为空壳公司(如该法第12b-2条所界定)。是☐*☒

非关联公司持有的S有投票权普通股和无投票权普通股的总市值，是根据截至Avangrid，Inc.最近完成的第二财季(2023年6月30日)的普通股最后一次出售时的价格计算的2,665基于每股37.68美元的收盘价。

注明截至最后实际可行日期，注册人所属每一类普通股的已发行股数：386,779,949普通股，面值0.01美元，截至2024年2月21日已发行。

以引用方式并入的文件

根据对所涉项目编号的答复，以下所列文件的部分内容已通过引用并入本报告指明的部分。

与2024年股东周年大会有关的委托书的指定部分以参考方式并入第III部分，范围按第III部分所述。

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目录

 

术语和缩略语词汇						1
关于前瞻性陈述和风险因素摘要的预防性陈述						5
第一部分						7
第一项：商业活动						7
第1A项。风险因素						26
项目1B。未解决的员工评论。						37
项目1C.基础设施保护和网络安全措施						37
项目2.财产						38
项目3.法律诉讼						39
第4项矿山安全信息披露						39
关于我们的执行官员的信息						39
第II部						41
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。						41
项目6.保留						42
项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析						42
第7A项。关于市场风险的定量和定性披露						75
项目8.财务报表和补充数据						78
第九项会计和财务披露方面的变更和分歧。						164
第9A项。控制和程序。						164
项目9B。其他信息。						165
项目9C。关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露						165
第三部分						166
项目10.董事、行政人员和公司治理						166
第11项.行政人员薪酬						166
第12项：某些实益所有人的担保所有权和管理层及相关股东事项。						166
第十三条某些关系和相关交易，以及董事的独立性。						166
项目14.首席会计师费用和服务						166
第IV部						167
项目15.证物和财务报表附表						167
项目16.表格10-K摘要						173
签名						174

i

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术语和缩略语词汇

除非上下文另有说明，否则本年度报告中提及的“Avangrid”、“公司”、“我们”、“我们”和“我们”指的是Avangrid，Inc.及其合并子公司。

2020年联合提案						NYSEG和RG&E以及某些其他签署方的联合提案于2020年11月19日获得NYPSC批准，该提案提出了一项从2020年12月1日开始的电力和天然气服务三年费率计划。
2023年联合提案						NYSEG和RG&E以及NYPSC于2023年10月12日批准的某些其他签署方的联合提案，提出了一项为期三年的电力和天然气服务费率计划，生效日期为2023年11月1日。
调整后的每日复合SOFR						年利率等于(A)该美国政府证券营业日的每日复合SOFR和(B)SOFR调整；但如果如此确定的调整后每日复合SOFR小于下限，则应视为下限。
调整后的期限软						年利率等于(A)用于这种计算的期限SOFR加上(B)SOFR调整；但如果如此确定的调整期限SOFR应小于下限，则调整期限SOFR应被视为下限。
AFUDC						施工期间使用的资金拨备
阿美族						自动计量基础设施
AOCI						累计其他综合收益
亚兰						平均费率假设法
ARHI						Avangrid Renewables Holdings，Inc
ARP						另类收入计划
ASC						会计准则编撰
军团						美国陆军工程兵团
阿罗						资产报废债务
阿凡格里德						Avangrid，Inc.
Bcf						10亿立方英尺
BGC						伯克希尔天然气公司
BGEPA						秃头和金鹰保护法
博莱姆						美国土地管理局
BOEM						美国海洋能源管理局
资本资产定价模型						资本资产定价模型
CAMT						企业替代最低税
差价合约						差价合约
CBP						美国海关和边境保护局
CFTC						商品期货交易委员会
CFIUS						美国外国投资委员会
CL&P						康涅狄格州电力公司
CLCPA						气候领导和社区保护法
CMP						缅因州中部电力公司
天然气						康涅狄格州天然气公司
CPCN						公共便利和必要证明
CSC						康涅狄格州选址委员会
折扣现金流						贴现现金流
深						康涅狄格州能源和环境保护部
下标(&I)						多样性、公平性和包容性
数据队列						俄勒冈州环境质量部
德						分布式能源
淡化						分销诚信管理计划
《多德-弗兰克法案》						《多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法》
多克						商务部

1

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无名氏						能源部
实干家						马萨诸塞州能源部
美国司法部						司法部
DPA						延期付款安排
DPU						马萨诸塞州公用事业部
DSIP						分布式系统实施计划
DTH						德卡瑟姆
EAM						收益调整机制
EDC						马萨诸塞州配电公司
英文站						康涅狄格州纽黑文米尔河上的前一代遗址
环境保护局						环境保护局
EPAct 2005						2005年能源政策法案
ERCOT						德克萨斯州电力可靠性委员会
欧空局						《濒危物种法》
Esc						能源智慧社区
ESM						收益分享机制
常青电力						Evergreen Power，LLC
《交易所法案》						1934年证券交易法，经修订
FASB						财务会计准则委员会
催化裂化						联邦通信委员会
FERC						联邦能源管理委员会
FirstEnergy						FirstEnergy Corp.
FPA						《联邦权力法案》
通用电气						通用电气
GenConn						GenConn Energy LLC
GenConn Devon						GenConn位于康涅狄格州德文郡的巅峰发电厂
GenConn Middletown						GenConn位于康涅狄格州米德尔敦的巅峰发电厂
HLBV						假设按账面价值清算
总部大楼						总部能源服务（美国）公司
高铁						1976年哈特-斯科特-罗迪诺反垄断改进法案
伊比德罗拉						伊伯德罗拉，SA
伊伯德罗拉集团						由Iberdrola，SA控制的公司集团
装机容量						发电厂或风电场的生产能力基于其评级（NPS）容量或实际容量
爱尔兰共和军						《降低通货膨胀法案》
美国国税局						美国国税局
ISO						独立系统操作员
ISO-NE						ISO新英格兰公司
国贸中心						投资税收抵免
克拉马斯工厂						位于俄勒冈州克拉马斯市的克拉马斯燃气发电设施
千伏						千伏
千瓦时						千瓦时
LDC						当地经销公司
伦敦银行同业拆借利率						伦敦银行间同业拆借利率
液化天然气						液化天然气
LUPC						缅因州土地利用规划委员会
MBTA						《候鸟条约法》

2

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MBEP						缅因州环境保护委员会
MDEP						缅因州环境保护部
美科						缅因州电力公司
合并						根据合并协议中规定的条款和条件，PMR与Merger Sub合并，PMR继续作为幸存的公司和Avangrid的全资子公司。
合并协议						Avangrid、PMR和Merger Sub之间的合并协议和计划日期为2020年10月20日，并于2023年6月19日修订和修改。
合并子						纳米绿色控股公司，一家新墨西哥州公司，也是Avangrid的全资子公司。
MGP						人造天然气工厂
MHI						三菱重工
味噌						中大陆独立系统运营商
MNG						缅因州天然气公司
MPUC						缅因州公用事业委员会
MTM						按市值计价
兆瓦						兆瓦
兆瓦时						兆瓦时
NAV						资产净值
NECEC						新英格兰清洁能源连接
《国家环境政策法》						《国家环境政策法》
NERC						北美电力可靠性公司
网络						新英格兰变速箱所有者
网络						Avangrid Networks，Inc.
纽约TransCo						New York TransCo，LLC.
NGA						1938年天然气法案
NMPRC						新墨西哥州公共管理委员会
否						净营业亏损
非公认会计原则						不按照美国公认会计原则编制的财务指标，包括调整后的净利润、调整后的每股收益、调整后的EBITDA和调整后的EBITDA（含税收抵免）。
NRC						核管理委员会
纽约国际标准化组织						纽约独立系统运营商公司
《纽约时报》						纽约电力局
NYPSC						纽约州公共服务委员会
纽交所						纽约证券交易所
NYSEG						纽约州电力天然气公司
NYSERDA						纽约州能源研究与发展局
OATT						开放接入传输资费
保监处						其他综合收益
职业安全与健康管理局						修订后的职业安全与健康法
帕						康涅狄格州公共法案
PBR						基于绩效的监管
多氯联苯						多氯联苯
PJM						PJM Interconnect，LLC
核磁共振波谱						PNM资源公司
PPA						购电协议
PTC						生产税抵免
PUCT						德克萨斯州公用事业委员会
PUHCA 2005						2005年《公用事业控股公司法》
普拉						康涅狄格州公用事业监管局

3

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公羊						费率调整机制
RCRA						《资源保护和回收法案》
RDM						收入脱钩机制
录制						可再生能量证书
可再生能源						Avangrid Renewables，LLC
雷夫						改革能源愿景
RFP						征求建议书
RG & E						罗切斯特天然气电力公司
罗						股本回报率
ROU						使用权
RPS						可再生产品组合标准
RSG						逆转南乔治亚州
RTO						区域输电组织
SCG						南康涅狄格州天然气公司
美国证券交易委员会						美国证券交易委员会
附信						Avangrid和Iberdrola之间关于物品的附信协议日期为2021年4月15日，并于2023年7月19日修订和修改
软性						有担保的隔夜融资利率
SOX						萨班斯-奥克斯利法案
《税法》						美国联邦政府于2017年12月22日颁布的《2017年减税和就业法案》
TEF						税收股权融资安排
TSA						传送服务协定
UFLPA						《维吾尔族强迫劳动保护法》
用户界面						联合照明公司
UIL						UIL控股公司
美国公认会计原则						美国财务报告的公认会计原则。
变量						风险价值
VIES						可变利息实体
大众						葡萄园风电有限责任公司及其子公司
WECC						西部电力协调委员会

4

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关于前瞻性陈述的警告性声明

风险因素概述

这份Form 10-K年度报告包含许多前瞻性陈述。前瞻性表述可使用“可能”、“将”、“应该”、“将”、“可能”、“可以”、“期望(S)”、“相信(S)”、“预期(S)”、“打算(S)”、“计划(S)、”估计(S)、“计划(S)”、“承担(S)”、“指导(S)，“目标(S)”、“预测(S)”、“(是)确信”和“寻求(S)”或否定此类术语或其他变种的此类术语或可比术语。此类前瞻性陈述包括但不限于有关我们的计划、目标和意图、对收益、收入、支出或其他未来财务或业务表现、战略或预期的展望或预期，或法律或监管事项的影响，包括对业务、经营结果或业务财务状况的监管批准的影响，以及其他非历史事实的陈述。此类陈述是基于我们管理层目前的合理信念、预期和假设，会受到重大风险和不确定因素的影响，这些风险和不确定性可能会导致实际结果和结果大相径庭。可能导致实际结果与此类前瞻性陈述所表明的结果大相径庭的重要因素包括但不限于以下内容，这也是本年度报告表格10-K中第一部分第1A项“风险因素”所列主要风险的摘要：

•地方、州或联邦监管机构的行动或不作为；

•我们受监管的公用事业部门有能力及时或完全收回成本，或通过基本利率、成本回收条款和其他监管机制获得某些资产或投资资本的回报；

•经营子公司购销能源商品及相关运输和服务对我们的业务和财务状况可能产生的重大不利影响；

•一般市场、商业、经济、劳工、监管和政治条件的不利发展，包括但不限于通货膨胀、通货紧缩、供应链中断以及价格和劳动力成本变化的影响；

•适用法律和条例的任何变化的影响，包括分别影响电力和天然气公用事业和可再生能源发电设施的所有权和运营的法律和条例，包括但不限于与环境和气候变化、税收、价格管制、监管批准和许可有关的法律和条例的影响；

•努力维持响应的可持续发展计划；

•对进口商品征收新关税；

•非常外部事件的影响，如任何网络入侵或其他事件、电网干扰、战争或恐怖主义行为、内乱或社会动乱、自然灾害、大流行病卫生事件或其他类似事件；

•通过将公用事业和/或RTO规则、政策、程序和FERC价格以及市场条件相互联系起来对可再生项目运营和创收能力进行潜在限制；

•我们的权利，以及我们子公司对项目所在地的权利可能从属于留置权人和承租人的权利；

•罢工、停工或无法以商业上合理的条件谈判未来的集体谈判协议；

•技术发展；

•地缘政治不稳定可能加剧现有的风险因素；

•未来财务业绩、预期流动资金和资本支出；

•天气条件不利或低于产量预测；

•与业务和市场相关的惯常风险，包括保修限制和过期，以及PPA过期或提前终止；

•Iberdrola对股票的影响以及Iberdrola未来出售发行普通股的影响；

•对纽约证券交易所上市公司的公司治理规则的“受控公司”豁免，可能会降低我们普通股对一些投资者的吸引力，或者以其他方式损害我们的股价；

•我们的股息政策受我们董事会的自由裁量，可能会受到我们的债务协议和纽约州法律的限制；

•如果我们的子公司无法支付股息或偿还贷款，我们有能力履行我们的财务义务，并支付我们普通股的股息；

•对财务报告保持有效的内部控制的能力；

•我们的投资和现金余额有损失的风险；

•为我们的业务提供资金的成本和可获得性本身就是不确定的；

•诉讼或者行政诉讼；

•不能为所有潜在风险投保；

•在竞争激烈的劳动力市场中招聘和留住高素质和多样化的劳动力的能力；

•完成基本建设项目的数量、时间或能力的变化；

5

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•一般市场、商业、经济、劳动力、监管和政治条件的不利发展，包括但不限于通货膨胀、通货紧缩、供应链中断以及价格和劳动力成本变化的影响，包括商务部的反规避请愿，这可能对可再生太阳能项目产生不利影响；

•气候变化、天气模式波动和极端天气事件的影响；

•外部非常事件的影响，如任何网络入侵或其他事件、电网干扰、战争或恐怖主义行为、内乱或社会动乱、自然灾害、大流行病健康事件或其他类似事件，包括与俄罗斯和乌克兰持续的地缘政治冲突；

•灾难性或地缘政治事件对商业和经济状况的影响；

•实施会计准则变更；

•负面宣传或其他名誉损害；以及

•其他目前未知的不可预见的因素。

其他风险和不确定因素列于本10-K表格年度报告第I部分第1A项“风险因素”下。如果这些风险或不确定性中的一个或多个成为现实，或者任何基本的假设被证明是不正确的，实际结果可能在重大方面与这些前瞻性陈述中明示或暗示的结果大不相同。您不应过度依赖这些前瞻性陈述。我们不承担任何义务更新或修改任何前瞻性陈述，以反映本报告日期后的事件或情况，无论是由于新信息、未来事件或其他原因，除非适用的证券法可能要求。其他风险因素在我们向美国证券交易委员会或美国证券交易委员会提交的报告中会不时详细说明，我们鼓励您参考此类披露。

6

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第一部分

 

 

第1项。业务

概述

艾凡格力立志成为美国领先的可持续能源公司。对可持续发展的承诺牢牢植根于指导Avanggrid的价值观和原则中，环境、社会、治理和财务可持续发展是推动我们业务战略的关键优先事项。

Avanggrid在24个州拥有约440亿美元的资产和业务，集中在我们的两个主要业务线-AvangridNetworks和AvangridRenewables。Avanggrid Networks拥有八家电力和天然气公用事业公司，为纽约和新英格兰的约330万客户提供服务。Avanggrid Renewables拥有并运营着93亿千瓦的电力装机容量，主要通过风能和太阳能发电，在美国22个州都有业务。艾万格丽德支持实现联合国成员国批准的可持续发展目标，连续第五年被伦理研究所评为2023年全球最具道德公司之一，2023年彭博社性别平等指数成员，并被Just Capital评为2024年最公正的100家公司之一，这是第四次年度最公正的美国上市公司排行榜。阿凡格丽德约有8000名员工。Iberdrola S.A.或Iberdrola是一家根据西班牙王国法律成立的公司(Sociedad anónima)，该公司是全球能源行业的领先者，直接拥有Avangrid普通股流通股的81.6%。Avangrid的主要业务如下所述。

我们的直接全资子公司包括AvangridNetworks，Inc.，或Networks，和AvangridRenewables Holdings，Inc.，或ARHI。ARHI反过来持有包括AvangridRenewables、LLC或Renewables在内的子公司。Networks通过其子公司拥有和运营我们受监管的公用事业业务，包括电力传输和分配以及天然气分配、运输和销售。可再生能源运营着一系列可再生能源发电设施，主要使用陆上风力发电，也使用太阳能、生物质和热能发电。下表描述了我们目前的组织结构。

通过Networks，我们在纽约、缅因州、康涅狄格州和马萨诸塞州拥有配电、输电和发电公司以及天然气分销、运输和销售公司，截至2023年12月31日，我们向大约230万电力公用事业客户输送电力，向大约100万天然气公用事业客户输送天然气。这些受监管的公用事业公司的州际输电和批发销售电力是

7

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由联邦能源管理委员会(FERC)根据《联邦电力法》(FPA)进行监管，包括传输速率方面。此外，Networks在纽约、缅因州、康涅狄格州和马萨诸塞州的电力和天然气配电设施分别受到纽约州公共服务委员会(NYPSC)、缅因州公用事业委员会(MPUC)、康涅狄格州公用事业监管局(Pura)和马萨诸塞州公用事业部门(DPU)的监管。网络公司努力成为向其公用事业客户提供安全、可靠和高质量服务的领先者。

通过可再生能源，截至2023年12月31日，我们的风能、太阳能和热能装机容量合计为9,338兆瓦，包括可再生能源在联合项目中的份额，其中陆上风电装机容量为8,045兆瓦，海上风电装机容量为39兆瓦。可再生能源的目标是根据长期购电协议(PPA)收缩或对冲80%以上的产能，并进行对冲以限制市场波动。截至2023年12月31日，约78%的产能与PPA签订了合同，平均期限约为9年，另外11%的产量进行了对冲。按截至2023年12月31日的装机容量计算，Avangrate是美国三大风电运营商之一，致力于引领美国能源行业向可持续、有竞争力、清洁能源的未来转型。截至2023年12月31日，可再生能源的装机容量包括68个陆上风力发电场和6个太阳能设施，在全美21个州运营。

终止与Pnmr的合并

2020年10月20日，新墨西哥州公司AvangridPNM Resources，Inc.和新墨西哥州公司NM Green Holdings，Inc.签订了一项合并协议和计划(经2022年1月3日的《合并协议修正案》、2023年4月12日的《合并协议修正案》第2号和2023年6月19日的《合并协议修正案》修订)或合并协议，根据该协议，Merge Sub预计将与PNMR合并并并入PNMR，PNMR将作为AvangRid的直接全资子公司在合并后继续存在，或合并，总对价约为43亿美元。

2023年12月31日，Avanggrid向PNP发出终止合并协议的通知。除其他事项外，合并的条件是收到某些必要的监管批准，包括新墨西哥州公共监管委员会或NMPRC的批准，并规定，如果合并在纽约市时间2023年12月31日下午5：00或结束日期之前没有完成，合并协议可以由Avangrid或PNMR终止。由于截至截止日期仍未收到NMPRC的必要批准，以及截止日期未满足完成合并的条件，Avangrate行使了终止合并协议的权利。任何一方均未因终止合并协议而招致终止罚款。

鉴于合并协议的终止，Avanggrid于2024年1月8日提交了一项动议，要求撤回其及其子公司新墨西哥州公共服务公司(PNM)就NMPRC命令向新墨西哥州最高法院提交的上诉。有关更多信息，请参阅本年度报告中的Form 10-K所载的综合财务报表附注1。

关于来自外部客户的收入数额的进一步信息，包括按产品和服务分列的收入，以及过去三个会计年度每个部门的损益和总资产的衡量标准，载于本年度报表10-K的综合财务报表附注4和24。

见“第7项。 管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析“有关更多详情，请参阅本年报。

历史

我们于1997年在纽约成立了一家公司，名为能源东方公司。2008年，Iberdrola收购了Energy East Corporation，我们将公司更名为Iberdrola USA，Inc.。2013年，我们完成了内部公司重组，为Iberdrola在美国创建统一的公司，将其所有美国能源公司纳入Iberdrola USA，Inc.。内部重组导致我们的主要业务集中在两个主要子公司：网络公司和可再生能源公司，前者拥有我们所有受监管的公用事业公司，后者拥有我们的可再生能源和热能发电业务。

2015年12月16日，我们完成了对UIL控股公司的收购，并将我们的名称更名为AvangridInc.。收购完成后，前UIL股东拥有Avangrid18.5%的普通股流通股，Iberdrola拥有剩余股份。

8

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网络

概述

网络公司是缅因州的一家公司，持有我们受监管的公用事业业务，包括电力分配、传输和发电以及天然气分配、运输和销售。Networks通过其间接拥有的八家受监管的公用事业公司，成为一家全球超级地区性能源服务和交付公司：

•纽约州电力和天然气公司，或NYSEG，为纽约州北部超过40%的地理区域的电力和天然气客户提供服务；

•罗切斯特天然气和电力公司，或RG&E，为纽约西部以罗切斯特为中心的九个县地区的电力和天然气客户提供服务；

•联合照明公司，或称UI，为康涅狄格州西南部的电力客户提供服务；

•缅因州中部电力公司，或称CMP，为缅因州中部和南部的电力客户提供服务；

•南康涅狄格天然气公司，或称SCG，为康涅狄格州的天然气客户提供服务；

•康涅狄格州天然气公司，或CNG，为康涅狄格州的天然气客户提供服务；

•伯克希尔天然气公司，或称BGC，为马萨诸塞州西部的天然气客户提供服务；

•缅因州天然气公司，或称MNG，为缅因州中部和南部几个社区的天然气客户提供服务。

对电力和天然气的需求受到天气季节性差异的影响。Networks运营的每个州的电力需求往往在夏季增加，以满足制冷负荷，或在冬季增加，以满足供暖负荷，而在冬季，对天然气的需求往往在冬季增加，以满足供暖负荷。

下表列出了截至2023年12月31日止年度与费率基准、客户数量以及Networks旗下各受监管公用事业公司提供的电力或天然气数量相关的某些信息：

实用程序						费率基础（1） (以十亿计)						电 顾客						电 投递 (in MWh）						天然气 顾客						天然气 投递 (in DTh）
NYSEG						$	4.5					919,650						15,328,774						271,976						52,445,058
RG & E						$	3.0					391,634						6,875,800						324,793						54,434,921
CMP						$	2.8					664,260						8,716,845						—						—
MNG						$	0.1					—						—						6,136						2,096,184
用户界面						$	2.0					344,976						4,748,336						—						—
SCG						$	0.7					—						—						208,601						34,292,687
天然气						$	0.6					—						—						187,790						32,677,005
BGC						$	0.2					—						—						40,644						9,893,159
总计						$	13.9					2,320,520						35,669,755						1,039,940						185,839,014

(1)“费率基数”是指公用事业公司根据资产的账面价值可获得特定回报的净资产。费率基数由相关监管机构设定，通常代表特定财产的价值，如厂房、设施和公用事业公司的其他投资。这些费率基准值是使用截至2023年12月31日的最佳估计计算得出的。

在过去的五年中，Networks投资了99亿美元，以更大的容量和更高的可靠性、环境安全和可持续性、效率和自动化来增强其交付网络。网络不断改进其电网，以适应先进的计量、需求响应和增强的停电管理的新要求，同时提高其对分布式能源资源(DER)集成和管理的灵活性。

纽约

2023年，NYSEG和RG&E拥有和运营的九座水电站产生了约233,300兆瓦时的清洁水电，假设每个客户每月的平均用电量为600千瓦时，这些电力足以为纽约州约32,400个家庭供电。有关网络公司发电厂的更多信息，请参阅“-属性-网络”。

Networks还持有受监管的New York Transco，LLC或New York Transco约20%的所有权权益。通过纽约交易公司，网络公司与中央哈德逊天然气电力公司、联合爱迪生公司、国家电网公司以及奥兰治和罗克兰公用事业公司的附属公司建立了合作伙伴关系，以开发相互连接的输电线路和变电站组合，以实现纽约能源骇维金属加工倡议的目标，该倡议提议安装多达3,200兆瓦的新发电和输电能力，以便将更多来自纽约州北部发电厂的电力输送到纽约州北部。

9

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缅因州

CMP拥有缅因州电力公司(Mepco)78%的股份，这是一条从缅因州/新不伦瑞克边境到缅因州威斯卡塞特的182英里345千伏的单一资产输电线路。

2018年，由CMP和魁北克水电联合竞标提出的新英格兰清洁能源连接(NECEC)输电项目，被马萨诸塞州配电公用事业(EDC)和马萨诸塞州联邦的实干家83D清洁能源征求建议书选中。NECEC输电项目包括一条145英里长的输电线路，连接加拿大魁北克和新英格兰的电网，并将增加1200兆瓦的输电容量，向缅因州和新英格兰其他地区提供可靠的水力发电。截至2023年12月31日，我们已在NECEC项目上资本化了约8.07亿美元，其中包括资本化的利息成本和与该项目相关的其他额外付款以及建设成本。该项目的总建筑成本估计约为15亿美元。关于NECEC项目的进一步讨论，见本年度报告中的“项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析”。

康涅狄格州

UI是与Clearway Energy，Inc.的合资企业的一部分，Clearway Energy，Inc.是Global Infrastructure Partners的附属公司，根据该合资企业，UI持有GCE Holding LLC 50%的会员权益，GCE Holding LLC的全资子公司GenConn Energy LLC或GenConn运营着位于康涅狄格州德文郡或GenConn Devon以及康涅狄格州米德尔敦或Genconn Middletown的调峰发电厂。

费率基数

以下税率基准值是使用截至2023年12月31日、2023年、2022年和2021年的最佳估计计算得出的。网络公司受监管的公用事业费率基数(不包括按权益法核算的公用事业)如下：

费率基数						2023						2022						2021
						(单位：百万)
NYSEG电气						$	3,715					$	3,181					$	2,776
NYSEG天然气						789						726						715
RG&E电气						2,319						2,082						1,911
RG&E燃气						682						597						553
纽约小计						7,505						6,586						5,955
化学机械抛光距离						1,274						1,120						1,014
CMP传输						1,539						1,520						1,493
MNG						83						82						87
缅因州小计						2,896						2,722						2,594
UI Dist						1,256						1,253						1,240
用户界面传输						776						730						699
SCG						738						673						602
天然气						592						559						515
康涅狄格州小计						3,362						3,215						3,056
BGC						161						135						128
总计						$	13,924					$	12,658					$	11,733

可再生能源

总部设在俄勒冈州波特兰和马萨诸塞州波士顿的可再生能源业务主要从事利用可再生资源发电的发电厂的设计、开发、建设、管理和运营，拥有70多个可再生能源项目，是美国以装机容量计算的可再生能源生产的领先者之一。可再生能源的主要业务是陆上风力发电，截至2023年12月31日，陆上风力发电约占可再生能源总装机容量的95%。在截至2023年12月31日的一年中，可再生能源通过风力发电产生了19,020,041兆瓦时的电力。截至2023年12月31日，可再生能源已有25,704兆瓦(19,625兆瓦-陆上和6,079兆瓦-离岸)的未来可再生能源项目处于不同开发阶段。除风能资产外，截至2023年12月31日，可再生能源拥有8个太阳能光伏设施，装机容量为618兆瓦，其中6个设施已投入运营，装机容量为529兆瓦。这个

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截至2023年12月31日的一年中，太阳能光伏设施生产的可再生能源超过833,186兆瓦时。2023年，太阳能发电占可再生能源总发电量的4.0%。

可再生能源战略业务的一个重要组成部分是海上风能。可再生能源拥有两个联邦海上风能租赁区的权利。其中一个位于距离马萨诸塞州海岸20英里的地方，占地101,590英亩，有可能为一个或多个新英格兰州生产高达2,600兆瓦的可再生能源，另一个位于距离北卡罗来纳州海岸27英里的地方，包括122,405英亩，有可能为弗吉尼亚州和北卡罗来纳州生产高达3,500兆瓦的可再生能源。此外，可再生能源还持有与哥本哈根基础设施合作伙伴或总部位于丹麦的基金管理公司CIP的合资企业Vineyard Wind 1 LLC(Vineyard Wind 1 LLC)50%的间接所有权权益，CIP拥有距离马萨诸塞州海岸15英里、占地65,296英亩的联邦海上风电租赁区的权利。

在2022年1月10日完成重组交易(重组交易)之前，葡萄园风能有限责任公司(Vineya Wind，LLC)持有从美国海洋能源管理局(BOEM)获得的地役权，其中包括开发海上风力发电的权利。葡萄园风收购了两个租赁区，租赁区501，占地166,886英亩，租赁区522，占地132,370英亩，均位于玛莎葡萄园东南部。租赁区501在2021年被细分，创建了租赁区534。2021年9月15日，葡萄园风1号项目完成建设融资。在其他项目中，葡萄园风一号项目被转移到一家独立的合资企业，葡萄园风一号。重组交易后，葡萄园风一号仍然是一家各占一半股权的合资企业，并保留了开发租赁区501的权利，葡萄园风能实际上被解散了，可再生能源获得了租赁区534的权利，CIP获得了租赁区522的权利作为清算分配。在考虑清算分配时，可再生能源还向CIP支付了约1.68亿美元的增量付款。请参阅本年度报告Form 10-K所载本公司合并财务报表附注22。

葡萄园风电1号目前正在建设葡萄园风电1号项目，这是一个806兆瓦的公用事业规模的海上风能项目，位于租赁区501。葡萄园Wind 1项目预计将产生相当于马萨诸塞州40多万户家庭和企业使用的清洁能源，并每年减少超过160万吨的碳排放。该项目与马萨诸塞州的配电公司或EDC签订了为期20年的PPA，平均价格为88.77美元/兆瓦时，这代表了项目50%的价格，起价为65美元/兆瓦时，每年递增2.5%，而其他50%的项目的价格，起价为74美元/兆瓦时，每年递增2.5%。2024年1月2日，葡萄园风1号首次向马萨诸塞州电网供电。

2021年12月，位于租赁区534的英联邦风能项目被选为马萨诸塞州第三个海上风能竞争性采购过程的一部分。2022年4月，Federal Wind与马萨诸塞州的EDC签署了1200兆瓦的PPA，这些PPA已提交给DPU并得到DPU的批准。在向DPU提出关于暂停审查PPA和终止PPA的程序并向马萨诸塞州最高司法法院上诉DPU批准的动议后，2023年7月13日，每个EDC向DPU提交了与Federal Wind商定的第一修正案、终止协议和释放，规定有序终止PPA，撤回或驳回Federal Wind的上诉，并由Federal Wind向EDC支付4800万美元的终止付款，金额相当于PPA中规定的开发期保证金。DPU于2023年8月2日批准了终止协议，Federal Wind申请驳回其对DPU批准令的上诉。

可再生能源公司一直在开发公园城市风能项目，这是一个位于534租赁区的804兆瓦项目，旨在通过与康涅狄格州的EDC签订合同，向康涅狄格州的居民提供清洁、可靠的能源。该项目与康涅狄格州的EDC签订了20年的PPA，包括UI。2023年10月2日，在与康涅狄格州EDC讨论后，Park City Wind与每个康涅狄格州EDC签订了第一修正案、终止协议和释放协议，规定有序终止Park City Wind PPA，并由Park City Wind向EDC支付约1600万美元的终止付款，金额相当于PPA中规定的开发期保证金。2023年10月13日，普拉批准了终止协议。

通常情况下，可再生能源与业主签订长期租赁协议，后者将自己的房产和其他场地出租给陆上可再生能源项目，并与联邦机构签订海上可再生能源项目。太阳能或风能项目产生的电力随后通过与买家的长期协议输送给客户。市场上的风力涡轮机供应商数量有限。截至2023年12月31日，可再生能源最大的涡轮机供应商西门子-伽美莎和GE Wind总共提供了69%的涡轮机，占可再生能源风电装机容量的69%。在2020年2月被出售之前，Iberdrola拥有西门子-Gamesa 8.1%的所有权权益。

为了将税收抵免带来的税收优惠货币化，以及符合条件的风能和太阳能项目可获得的加速税收折旧，可再生能源与第三方签订了“税收权益”融资结构。

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投资者购买其风能和太阳能发电场的一部分。可再生能源通过由一个或多个第三方投资者共同拥有的有限责任公司，在这些结构下持有运营中的风能和太阳能发电场。这些投资者通常提供前期投资，在某些情况下，还会随着时间的推移为他们在融资结构中的会员权益支付款项。作为回报，投资者将获得指定的现金分配分配以及风电场和太阳能发电场产生的几乎所有税收优惠，直到这些优惠实现谈判后的投资回报。一旦达到这一目标回报，现金流和税收优惠的分享就会发生逆转，此后可再生能源基本上会收到所有这些金额。我们也有权在目标回报实现后的某个时间框架内回购投资者的权益。可再生能源保持着对风电场和太阳能发电场业务的运营和管理控制权，这取决于投资者对某些重大决策的批准。有关可再生能源发电属性的更多信息，请参阅“-属性-可再生能源”。

可再生能源公司在俄勒冈州克拉马斯瀑布拥有两个热能发电设施，截至2023年12月31日，铭牌装机容量为636兆瓦。536兆瓦的联合循环热电厂利用天然气和燃气轮机产生的蒸汽(废热)发电。100兆瓦发电厂是一种简单的循环调峰发电厂，在快速斜坡时间方面提供了灵活性。这两个设施除了在需求高峰期为客户提供容量外，还用于支持可再生能源的平衡机构。

可再生能源正在美国不同地区继续开发大型风能和太阳能项目。每个场地都有一系列不同的大气特征，这些特征最终推动了拟议项目的技术选择。作为可再生能源资源评估调查的一部分，关键大气参数，如平均风速、极端风速、湍流强度、平均空气密度和太阳能利用率被表征为代表长期条件。然后，将风能和太阳特性摘要与地形分析或地形和天气模式分析相结合，以评估选址和放置风险，以减轻因选址或放置不当而可能出现的任何未来运营和维护方面的担忧。

可再生能源与西门子-伽马、通用电气、维斯塔斯等主要涡轮机供应商保持密切关系，以确定能够安全地为其投资组合中的每个候选项目提供最低能源成本的涡轮机技术。有关可再生能源涡轮机技术的更多信息，请参阅“-属性-可再生能源”。

可再生能源专注于确保太阳能项目安全地提供最低成本的能源。这需要关于太阳能电池板、跟踪器和逆变器等项目组件的成本、长期性能和可靠性的详细信息--特别是在技术不断进步的情况下。可再生能源依靠经验丰富的太阳能行业顾问组成的广泛网络，就项目开发、性能规格、制造质量保证和设备选择提供专家建议。这些顾问的范围从利乐技术公司的环境许可支持，到DNV GL、Clean Energy Associates和Pi柏林等公司，就能源估计、设备性能预期和设备质量审计提供建议。

可再生能源气象团队通过进行各种详细的调查和分析，以确定拟建的风电场或太阳能发电厂在其建设前阶段的预期风能和太阳能发电量，为可再生能源公司管道中的风能和太阳能项目的商业开发提供支持。这些调查包括用几个装备精良的气象桅杆测量风能或太阳能资源，并使用描述总能量和相关损失的能量建模软件包。对于风能项目，使用最先进的基于激光和基于声学的遥感设备和计算流体力学建模软件。可再生能源公司的测量桅杆由大约40个风能气象塔和15个目前正在运行的太阳气象站组成。此外，共有三个光探测和测距以及六个声波探测和测距遥感设备已部署或可在美国各地的地点部署，以支持风能项目的发展。这些遥感设备允许从地面传感器测量轮毂高度的风速，该传感器可以随着项目的成熟或性质的变化而快速部署和移动。在一项多年的内部研究中，利用这些测量结果得出的建筑前发电量估计已被证明是准确的，该研究在基准分析中将结果与风力发电厂的实际运营数据进行了比较。这项研究提供了一个关键的反馈循环，用于确定未来施工前能源生产估计的方法要求，以确保对项目投资的信心。可再生能源对获得可靠的大气测量的承诺是由公司文化推动的，公司文化重视商业案例信心，并了解准确的气象数据在追求这一目标方面所起的作用。

监管环境和主要市场

联邦能源管理委员会

除其他事项外，FERC还对州际商业中的电力传输和批发销售以及州际商业中转售的天然气的传输和销售进行了监管。网络公司业务和可再生能源公司竞争发电业务的某些方面受到FERC的监管。

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根据FPA，电力公用事业公司必须保持向FERC备案的费率和费率表，该表管理着提供FERC-辖区内电力和输电服务的费率、条款和条件。除非另有豁免，任何拥有或经营州际商业中用于批发销售或传输电力的设施的人都是受FERC管辖的公用事业。FERC除其他事项外，还监管某些公用事业财产的处置、公用事业公司发行证券、州际商业、联锁员和董事职位中输电或批发销售电力的费率、条款和条件，以及公用事业公司的统一账户和报告要求。

对于网络公司在缅因州、纽约州和康涅狄格州受监管的电力设施，FERC管理缅因州和康涅狄格州的所有输电资产以及纽约Transco的某些资产的股本回报率(ROE)。FERC还监督州际商业中电能传输的费率、条款和条件、州际商业中的互联服务(例如，适用于独立发电厂)以及州际商业中电能批发销售的费率、条款和条件。这包括基于成本的费率、基于市场的费率以及区域容量和电力市场的运营，在新英格兰由独立实体ISO New England，Inc.或ISO-NE管理，在纽约由纽约独立系统运营商Inc.或NYISO管理。FERC批准了CMP、UI、Mepco和New York Transco受监管的电力公用事业传输收入要求。批发电力传输收入通过FERC批准的规定或公式费率收回。CMP、Mepco和UI的电力传输收入是通过收取费用从新英格兰客户那里收回的，这些费用收回了所有地区传输所有者提供的传输和其他与传输相关的服务的成本。NYSEG和RG&E的电力传输收入是通过收取费用从纽约客户那里收回的，这些费用收回了纽约所有传输所有者提供的传输和其他与传输相关的服务的成本。我们的几家附属公司已被授权以基于市场的利率进行销售，并获得发行证券的全面授权，还获得了FERC报告和会计法规的某些豁免，这些规定适用于非传统和公用事业；然而，我们不能保证这些附属公司的此类授权或豁免不会被撤销，或未来将被授予其他附属公司。

根据一系列涉及区域规划的新英格兰输电项目的ROE的订单，FERC确定了11.14%的基本输电ROE，并为参加新英格兰地区输电组织(RTO)的池输电设施提供了50个基点的ROE加法器，并为截至2008年12月31日完成并上线的ISO-NE区域系统计划中的项目提供了100个基点的ROE奖励。某些其他输电项目获得了最高125个基点的奖励授权。

自2011年以来，几方已向FERC提交了四起针对ISO-NE和包括UI、CMP和Mepco在内的几个新英格兰变速器所有者或NETO的投诉，声称当前批准的11.14%的基本ROE不公平和合理，要求降低基本ROE并要求从2011年10月1日(投诉I)、2012年12月27日(投诉II)、2014年7月31日(投诉III)和2016年4月29日(投诉IV)开始的15个月退款期间向客户退款。有关这一事项的更多信息，请参阅本年度报告10-K表第二部分第8项“财务报表和补充数据”中的合并财务报表附注14，这些信息在此并入作为参考。

FERC有权审查2005年《公用事业控股公司法》(PUHCA 2005)中定义的“控股公司”的账簿和记录，FERC确定这些账簿和记录与公司各自的FERC-辖区税率有关。我们是一家控股公司，根据PUHCA 2005的定义。

FERC有权对违反FPA第二部分任何规定以及根据该规定发布的任何规则或命令的行为进行民事处罚。FERC有权就违规行为持续的每一天评估最高139万美元的民事罚款。FPA还规定了根据FPA第二部分对违规行为进行刑事罚款和监禁的评估。根据2005年的能源政策法案或2005年的EPAct，北美电力可靠性公司(NERC)已被FERC认证为北美电力可靠性组织，负责制定和监督适用于美国各地的电力系统可靠性标准的执行。FERC批准的可靠性标准可以由FERC独立执行，或者由NERC和负责审计、调查和以其他方式确保遵守可靠性标准的一线可靠性组织执行，受FERC监督。

NYSEG、RG&E、SCG、CNG和BGC的天然气分销业务在其天然气购买/销售和合同运输/储存能力方面受到FERC根据1938年天然气法案(NGA)的监管。根据NGA，FERC拥有民事惩罚权，可以对某些违规行为处以每天高达139万美元的罚款。FERC还有权下令返还被视为违反2005年NGA和EPA法案的交易的利润。

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市场反操纵监管

FERC和商品期货交易委员会(CFTC)根据FPA、商品交易法和多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法或多德-弗兰克法案监控实物和期货能源商品市场的某些部分，包括我们企业在美国的能源交易和运营。对于我们一些运营子公司进行的电力和天然气的实物购买和销售、这些能源商品的收集储存、传输和交付以及任何相关的交易或对冲交易，我们的运营子公司必须遵守这些反市场操纵法律和由FERC和CFTC执行的相关法规。FERC拥有很大的执法权，包括有权评估每次违规行为每天高达190万美元的民事罚款，命令返还利润，并建议刑事处罚。CFTC有权对违反商品交易法的行为处以罚款，每次违规最高可处以罚款。一般来说，处罚可以根据每次违规行为来确定，或者最多为被告获得的金钱收益的三倍，以金额较大者为准。

国家法规

电网受监管的公用事业受适用的州公用事业委员会的监管，包括其费率、服务条款和条件、证券发行、公用事业资产的买卖以及其他会计和运营事项。NYSEG和RG&E受NYPSC监管；CMP和MNG受MPUC监管；UI、SCG和CNG受PURA监管；BGC受DPU监管。NYPSC、MPUC和康涅狄格州选址委员会(CSC)对各自州的输电线路选址行使管辖权，NYPSC、MPUC、Pura和DPU中的每一个对涉及Network受监管的公用事业的某些合并或其他业务合并的批准行使管辖权。此外，每个公用事业委员会都有权对违反国家公用事业法律法规及其命令的这些受监管的公用事业公司进行处罚，处罚金额可能会很大。

电网受监管的配电设施按服务成本规定确定的费率向其服务区域内的所有客户输送电力和/或天然气。在这种监管结构下，网络公司受监管的配电公用事业公司提起诉讼，根据客户的成本收回向他们提供配电服务的成本，并从他们对公用事业资产的资本投资中赚取回报。有关我们受监管公用事业公司的最新费率案例和其他监管事项的更多信息，请参阅我们的合并财务报表的附注5，该附注5包含在本年度报告的Form 10-K的第II部分第8项“财务报表和补充数据”中，这些信息通过引用并入本文。

在纽约、缅因州、康涅狄格州和马萨诸塞州，Networks的大多数配电公用事业客户都有机会从第三方能源供应供应商那里购买电力或天然气。然而，纽约的大多数客户仍在根据受监管的能源费率和电价，通过配电公用事业公司购买此类供应。在缅因州，CMP客户也可以从竞争对手的供应商那里购买电力供应，但大多数客户获得的基准标准报价服务受MPUC采购流程的制约和结果。MNG在纽约、康涅狄格州和马萨诸塞州受监管的公用事业公司和MNG从独立的批发供应商那里购买电力或天然气，并在传递的基础上收回这些供应的实际批准成本，以及与行业重组相关的某些成本，通过定期调整的调节费率机制。

州公用事业委员会也可能对可再生能源竞争发电业务的某些方面拥有管辖权。例如，在纽约，某些可再生能源公司的发电子公司是电力公司，受到NYPSC“放宽”的监管。因此，NYPSC对设施的某些非费率方面行使管辖权，包括安全、退休和发行通过对位于纽约的发电资产的追索权担保的债务。在德克萨斯州，可再生能源在德克萨斯州电力可靠性委员会(ERCOT)内的运营不受FERC的监管，因为它们被认为只在ERCOT市场内运营，不在州际商业中运营。这些操作受到德克萨斯州公用事业委员会(PUCT)的监管。在加利福尼亚州，可再生能源的发电子公司在设施的某些非费率方面受到加州公用事业委员会的监管，包括健康和安全、停电报告和设施运营的其他方面。

RTO和ISO

纽约、康涅狄格州和缅因州的网络监管电力设施，以及可再生能源的一些发电车队，在有组织的能源市场运营或进入有组织的能源市场，称为RTO或独立系统运营商或ISO，特别是NYISO和ISO-NE。每个有组织的市场根据FERC批准的价格或在ERCOT的情况下，根据PUCT批准的市场规则，管理基于集中投标的能源、容量和辅助服务市场。这些关税和规则规定了能源、产能和辅助服务市场如何运行，市场参与者如何竞标、明确、调度，相互之间进行双边销售，以及拥有基于市场的费率的实体如何获得补偿。其中某些市场设定价格，称为区位边际价格，反映能源、产能或某些特定市场的价值

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辅助服务，基于地理位置、传输限制和其他因素。每个市场都受到旨在限制市场力量行使的市场缓解措施的制约。有些市场基于某种程度的成本理由来限制投标人的价格。这些市场结构影响到能源、容量和辅助服务的竞标、运营、调度和销售。

RTO和ISO还负责各自区域内的传输规划和运营。Networks在纽约、康涅狄格州和缅因州拥有输电网络的每一家子公司都已将其某些电力传输设施的运营控制权移交给各自的ISO-NE和NYISO。

环境、健康和安全

许可和其他监管要求

网络。纽约、缅因州、康涅狄格州和马萨诸塞州的电网配电设施在其运营的环境、健康和安全影响方面受到许多联邦、州和地方法律和法规的约束。电网的配电设施在电力传输线路的选址和审批方面受适用的州公用事业委员会的监管，但UI除外，其传输线的选址受CSC的管辖，并受州内天然气管道运营商的管道安全法规的约束。

《国家环境政策法》(简称NEPA)要求在发放各种联邦许可和许可证时，准备有关网络设施的环境影响的详细说明。国家环境政策法要求联邦机构在与这些许可和许可证有关的诉讼中，作为其行动的一部分，对这些设施进行独立的环境评估。

根据联邦《有毒物质控制法》，美国环境保护局(简称EPA)已发布法规，控制多氯联苯(PCB)的使用和处置。在联邦《有毒物质控制法》禁止进一步制造此类PCB机设备之前，许多电力变压器和电容器广泛使用PCBs作为绝缘液。对于浓度高于百万分之500的PCBs和含有此类流体的材料(如电容器)，必须通过在EPA批准的高温焚烧炉中燃烧来处置。对于我们的气体分销公司来说，多氯联苯有时存在于配电系统中。美国网络公司检测任何拆卸或维修的配电管道中是否存在多氯联苯，并根据需要遵守相关的处置程序。

根据联邦资源保护和回收法案(RCRA)，危险废物的产生、运输、处理、储存和处置受到环境保护局通过的法规的约束。网络公司的所有子公司都遵守了本条例的通知和申请要求，子公司处理、储存、处理和处置危险废物产品的程序也符合本条例的规定。

在环境最佳实践法律和法规在20世纪最后一个季度实施之前这是在21世纪，公用事业公司，包括Networks的子公司，经常通过在现场或场外垃圾填埋场或其他设施存放或掩埋运营残留物来处理这些残留物。处置的典型材料包括煤气化副产品、燃料油、灰烬和其他可能含有多氯联苯或其他有害物质的材料。近年来，人们确定，在某些情况下，这种处置做法可能会造成地下水污染。

可再生能源。可再生能源的项目需要接受众多联邦、州和地方的环境审查和许可要求。项目选址在陆上还是离岸，决定了许可框架的复杂性。

可再生能源项目所在的许多州都有法律，要求州机构在授予州许可或批准之前评估拟议项目的环境影响。一般来说，州机构评估的问题与联邦机构类似，包括该项目对野生动物、历史或文化遗址、美学、湿地和水资源、农业运营和风景名胜区的影响。各州可以实施不同于联邦机构的不同或额外的监测或缓解要求。对于项目的特定方面，可能需要额外的批准，例如溪流或湿地的穿越，对指定的重要野生动物栖息地的影响，暴雨水管理，以及骇维金属加工部门对施工期间超大负荷和州道关闭的授权。在某些情况下，可能需要与输电线路相关的许可审批。

可再生能源的项目也受到当地环境和监管要求的约束，包括县和市的土地使用、分区、建筑和交通要求。在地方、市或县一级的许可通常包括根据土地使用条例或法规获得特殊用途或有条件使用许可证，或者在某些情况下，项目需要重新分区。获得许可证通常要求可再生能源公司证明该项目将符合该条例规定的某些发展标准，以便该项目与现有的土地用途相兼容，并保护自然和人类环境。地方或州监管机构可能要求对允许的

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与批准和批准可再生能源项目相关的声音水平。地方或州机构还可以要求可再生能源制定退役计划，以便在项目使用寿命结束时拆除该项目，并为执行退役计划建立财务保证。

除了州和地方法律要求的许可外，可再生能源的项目还可能受到联邦法律的许可和其他监管要求的约束。例如，如果海上风能项目位于联邦水域(三海里州管辖范围之外)，该项目将需要获得内政部海洋能源管理局(BOEM)以及其他联邦合作机构的批准，这些机构包括国家海洋和大气管理局的国家海洋渔业局、美国陆军工程兵团或陆军兵团、联邦航空管理局、国防部、美国环境保护局和美国海岸警卫队。如果陆上项目位于湿地附近，在向美国水域排放疏浚或填埋材料时，可能需要获得陆军兵团的许可。陆军兵团还可能要求缓解与该项目活动相关的任何湿地功能和价值的损失。可再生能源可能需要根据联邦清洁水法获得排放水的许可，例如与建筑活动相关的暴雨径流，并遵循各种最佳管理做法，以确保水质得到保护，并将影响降至最低。可再生能源的项目也可能位于或部分位于因此，可再生能源公司可能需要获得和维护BLM的通行权许可，才能进入或运营此类土地。*要获得和维护许可，必须进行环境审查，实施发展计划，并证明已遵守保护环境的计划，包括在许可中遇到的保护生物、考古和文化资源的措施。

可再生能源的项目可能需要遵守《濒危物种法》或欧空局以及类似的州法律的要求。例如，根据欧空局的规定，批准可再生能源项目的联邦机构会考虑对濒危和受威胁物种及其栖息地的影响，该法案禁止并对危害濒危或受威胁物种及其栖息地施加严厉惩罚。可再生能源的项目还需要考虑《候鸟条约法案》(MBTA)和《白头鹰和金鹰保护法》(BGEPA)，这两项法案保护候鸟和白头鹰和金鹰，由美国鱼类和野生动物管理局管理。违反《MBTA》和《BGEPA》可能导致刑事责任。例如，美国司法部(DoJ)此前曾对两家大型风力发电场运营商实施实质性处罚和减轻措施，根据这些措施，这些运营商承认犯有违反MBTA的刑事罪行。

除法规外，美国鱼类和野生动物管理局(USFWS)为陆上风力发电项目制定的自愿风力涡轮机选址指南还规定了选址、监测和协调协议，旨在支持美国的风力发展，同时保护鸟类和蝙蝠及其栖息地。这些准则包括为使项目遵守这些自愿准则而需要满足的具体监测和研究条件的规定。大多数州也有类似的法律。由于风力涡轮机的运行可能导致鸟类和蝙蝠受伤或死亡，联邦和州机构经常建议或要求可再生能源在向其项目发放许可证之前进行鸟类和蝙蝠风险评估。它们还可能要求进行持续的监测或缓解活动，作为批准项目的条件。

同样，BOEM已经制定了可再生能源发展的调查指南，包括与美国联邦水务局协调进行的鸟类调查。BOEM将利用近海海洋调查的数据，评估气象塔、浮标、出口电缆和阵列间电缆、风力涡轮机和支持结构的建造、安装和运行对物理、生物和社会经济资源以及海底和次海底条件的影响。这些信息将被BOEM、其他联邦机构和可能受影响的州用于准备国家环境政策法案文件，用于咨询和其他监管要求。

全球气候变化与温室气体排放问题

全球气候变化和温室气体排放问题继续受到州政府和联邦政府越来越多的关注。2010年11月，美国环保局根据《清洁空气法》的授权，发布了从2011年开始排放温室气体的石油和天然气系统监测和报告要求的最终规则。这些规定适用于每年排放温室气体超过25000公吨当量门槛水平的设施。SCG和CNG都超过了这一门槛，并受到报告要求的约束。SCG和CNG拥有和/或承包的液化天然气(LNG)设施也受到监管规定的监测和报告要求。同样，Networks必须遵守温室气体法规的报告要求，该法规对排放六氟化硫的输电和配电设备进行了监管。2023年10月，加利福尼亚州颁布了具有里程碑意义的气候披露和财务报告立法--《气候企业数据责任法案》，该法案将要求在加州开展业务的某些公共和私营公司从2026年开始每年披露其范围1、范围2和范围3的温室气体排放量，并在2027年相对于范围3披露。

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2019年6月，纽约州立法机构通过了一项名为气候领导和社区保护法案(CLCPA)的新法律，该法案可能会对纽约州电力和天然气公用事业的运营产生重大影响。有关CLCPA的更多信息，请参阅本年度报告中的项目7.管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析。

我们正在不断评估气候变化和温室气体排放带来的监管风险和监管不确定性。这些担忧可能会导致额外的规则和法规，以及通过制定费率过程施加的要求，从而影响我们的业务运营。我们通常预计网络公司因这些规则、法规和要求而产生的任何成本将从客户那里收回。

OSHA和某些其他联邦安全法律

我们必须遵守修订后的联邦职业安全与健康法案或OSHA的要求，以及监管员工健康和安全保护的类似州法律。此外，OSHA的危险通信标准和由其他联邦和州机构管理的标准，包括《紧急情况规划和社区知情权法案》和相关实施条例，要求维护有关在我们子公司的运营中使用或生产的危险材料的信息，并将这些信息提供给员工、州和地方政府当局和公民。

有害物质的管理、处置和修复

我们拥有或租赁不动产，并可能遵守有关石油产品和有毒或危险物质的储存、使用、运输和处置的联邦、州和地方要求，包括防止泄漏、控制和反措施要求。项目财产和储存或处置在其上的材料可能受联邦RCRA、有毒物质控制法、综合环境反应、赔偿和责任法以及类似的州法律的约束。如果我们的任何自有或租赁财产受到污染，无论是在我们拥有或运营期间或之前，我们可能负责调查和清理费用以及任何相关责任，包括对财产、人员或自然资源的损害索赔。即使我们没有过错，也没有造成污染，也可能会产生这样的责任。此外，我们的运营子公司产生的废物有时会被送往第三方处理设施。如果这些设施受到污染，经营子公司和安排在这些地点处置或处理危险物质的任何其他人可连带承担调查和补救费用，以及对第三方、其财产或自然资源的任何损害索赔。

2016年8月，康涅狄格州能源和环境保护部发布了一份与英格兰站场地调查和补救有关的部分同意令。同意令要求UI调查和补救英格兰站场地周边内的某些环境状况。根据同意令，在这项调查和补救的费用少于3,000万美元的范围内，UI需要将这笔费用与3,000万美元之间的差额汇给康涅狄格州，用于由康涅狄格州州长、康涅狄格州总检察长和迪普专员酌情决定的公共目的。然而，即使遵守同意令的费用超过3,000万美元，UI也有义务遵守同意令。工业和信息化部继续调查和补救现场的环境状况。2023年和2024年，迪普向UI发出了一系列信件，要求提供补救计划和安全的详细信息，UI已对此做出回应。2024年1月25日，迪普发布了一份宣告性裁决通知，以确定为减轻现场污染和对工业/商业用途的影响所必需的高入住率标准。…部分同意令(B)(1)(E)(4)节所述的“建筑物内”。2024年1月29日，迪普向UI送达了一份传票和申诉，要求康涅狄格州高等法院解除禁令并执行同意令。我们无法预测这件事的结果。欲了解更多信息，请参阅本年度报告10-K表中所载的综合财务报表附注14。

环境管理与目标

在我们的环境、社会、治理和财务管理战略方面，我们制定了几个环境目标，其中包括美国环境保护局定义的到2030年实现范围1和范围2的碳中性的目标。阿凡格里德董事会通过了一个反映我们的环境、社会、治理和财务管理战略的治理和可持续发展体系，包括但不限于明确阐述我们的范围1和范围2目标的气候行动政策。此外，我们还制定了一套目标，以减少我们的设施对环境的影响，包括到2030年，我们的企业设施将100%拥有可再生电力，到2030年，我们的轻型车队将100%是清洁能源汽车，到2030年，我们的零排放发电能力将增加190%。

顾客

Networks通过其在纽约、缅因州、康涅狄格州和马萨诸塞州的受监管的公用事业公司向住宅、商业和机构客户提供天然气和电力。网络公司的客户付款条款受州政府的监管

17

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对于NYSEG和RG&E；缅因州(关于CMP和MNG)；康涅狄格州(关于UI、SCG和CNG)；以及马萨诸塞州(关于BGC)，每个受监管的公用事业公司必须向客户提供逾期余额的付款安排。有关网络公司客户的更多信息，请参阅“-Networks”。

可再生能源将其大部分能源产出出售给大型、投资者所有的电力公用事业公司、公用事业公司和其他有信用的实体。此外，除其他服务外，可再生能源还为联邦和州机构、机构零售和联合行动机构发电和提供电力。承购者通常通过长期PPA从可再生能源公司购买可再生能源，使可再生能源公司能够限制其对市场波动的敞口。截至2023年12月31日，约78%的产能与PPA签订了合同，平均期限约为9年，另外11%的产量进行了对冲。可再生能源还向美国西部的批发客户提供热能输出。

竞争

电网受监管的公用事业公司通常不会面临来自输电和输送电力和天然气的其他公司的竞争。然而，电力和天然气的供应可能会受到联邦和州立法的负面影响，这些立法要求向最终用户提供的一定比例的电力来自可再生资源，如风能、热能和太阳能，而电力和天然气的需求可能会受到联邦和州立法强制执行能效计划和政策的负面影响。

网络面临着来自独立微型电网的竞争，这些微型电网整合了网络服务地区的可再生能源。然而，到目前为止，这些微型电网在网络服务领域的发展有限，网络公司预计，由于联邦和州立法提供的财政激励，分布式可再生能源发电的增长将继续下去。此外，在网络运营的州，如果州、市政当局或其他地方当局试图利用征用权收购私人所有的公用事业公司，网络可能面临来自政府控制的电力倡议的竞争。

可再生能源具有竞争优势，包括强大的开发流程、具有丰富经验的管理团队、与供应商和客户的牢固关系、专业的监管知识和品牌意识。然而，可再生能源在其可再生能源设施的整个生命周期中，包括在开发阶段，在寻找和采购具有高风能资源可用性、电网连接能力以及土地或离岸租赁可用性的合适地点方面面临竞争。可再生能源还与其他供应商竞争，确保与电力购买者签订长期的可再生能源PPA，并与其他能源一起参与竞争激烈的双边和有组织的能源市场，以获得非PPA下出售的电力。竞争条件可能会受到联邦、州和地方立法机构和行政机构不时考虑的各种形式的能源立法和监管的重大影响。

属性

网络

下表列出了截至2023年12月31日与Network的发电设施及其各自的位置、类型和装机容量相关的某些信息。除非另有说明，否则网络公司拥有所有这些设施，我们所有的发电设施都受服务成本监管。

运营公司

设施和位置

设施和类型

装机容量(兆瓦)

年(S)委派

NYSEG

纽科姆，纽约州

柴油透平

4.3

1967, 2017

NYSEG

纽约州蓝山

柴油透平

2.0

2019

NYSEG

纽约州朗湖

柴油透平

2.0

2019

NYSEG

纽约东部（6个地点）

水力发电

61.4

1921—1986

RG & E

纽约州罗切斯特（3个地点）

水力发电

57.1

1917—1960

UI还与Clearway Energy，Inc.的某些附属公司签订了一家50-50合资企业。GCE Holding LLC，其全资子公司GenConn在康涅狄格州运营着两座188 MW峰值发电厂GenConn Devon和GenConn Middletown。

18

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下表列出了截至2023年12月31日与Networks受监管的每家公用事业公司的输电和配电活动相关的某些运营数据：

实用程序						状态						变电站						输电线（英里）						架空配电线（以极英里为单位）						地铁线路（英里）						总分布（英里）
NYSEG						纽约						430						4,548						39,725						3,589						43,314
RG & E						纽约						156						1,117						8,797						3,324						12,120
CMP						缅因州						205						2,912						29,507						3,526						33,033
用户界面						康涅狄格州						28						138						8,323						1,314						9,637
总计												819						8,715						86,352						11,753						98,105

下表列出了截至2023年12月31日与Networks旗下各受监管公用事业公司天然气输配活动相关的某些运营数据：

实用程序						状态						输电管道（英里）						分配管道（英里）
NYSEG						纽约						20						8,527
RG & E						纽约						99						8,449
MNG						缅因州						2						324
SCG						康涅狄格州						—						4,242
天然气						康涅狄格州						—						3,871
BGC						马萨诸塞州						—						1,139
总计												121						26,552

天然气集团拥有并运营一家液化天然气工厂，该工厂可储存高达1.2 BCF的天然气，每天可蒸发高达90，000 Dth的液化天然气，以满足高峰需求。SCG拥有一家类似工厂的合同权并运营着一家类似工厂，该工厂由一家附属公司拥有，该附属公司也可以储存高达1.2 BCF的天然气。SCG的液化天然气设施每天可蒸发高达82，000 Dth的液化天然气，以满足高峰需求。SCG和CNG还签订了20.6 BCF的存储合同，最大高峰日交付能力为每天216，000 Dth。

可再生能源

下表列出了截至2023年12月31日Renewables的风电项目组合。除非另有说明，Renewables完全拥有这些设施中的每一个。

位置

风电项目

涡轮机

总装机容量（MW）

商业运营日期

北美电力可靠性公司（NERC）地区

亚利桑那州

干湖一号

30（Suzlon S88，2.1 MW）

63

2009

WECC

海神之风（1）

15.5（Suzlon，2.1 MW）

33

2010

WECC

加利福尼亚

狄龙

45（三菱，1 MW）

45

2008

WECC

曼扎纳

126（GE，1.5 MW）

189

2011

WECC

山景三

34（维斯塔斯V47，0.66 MW）

22

2020

WECC

凤凰风电

3（维斯塔斯，0.66 MW）

2

1999

WECC

夏伊洛

100（GE，1.5 MW）

150

2006

WECC

途乐

57（GE，2.3 MW）

131

2018

WECC

科罗拉多州

科罗拉多格林

100（GE，1.5 SL RP 1.62 MW）

162

2003

WECC

双头双头

50（GE，1.5 MW）

75

2007

WECC

双臀II

36（Gamesa G114，2.10 MW）

75

2017

WECC

伊利诺伊州

普罗维登斯高地

36（Gamesa G87，2.0 MW）

72

2008

MRO

斯特里托卡尤加岭南

150（Gamesa，2.0MW）

300

2010

MRO

水獭溪

38（维斯塔斯，3.8兆瓦）; 4（维斯塔斯，3.5 MW）

158

2020

MRO

米德兰风

21（维斯塔斯，4.3兆瓦）; 4（维斯塔斯，3.8 MW）

104

2023

MRO

爱荷华州

巴顿

79（Gamesa，2.0 MW）

158

2009

MRO

19

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位置

风电项目

涡轮机

总装机容量（MW）

商业运营日期

北美电力可靠性公司（NERC）地区

飞云

29（GE，1.5 MW）

44

2003

MRO

新收获

50（Gamesa G87，2.0W）

100

2012

MRO

爱荷华州II之巅

40（Gamesa G87，2.0 MW）

80

2007

MRO

温尼贝戈一世

10（Gamesa G87，2.0 MW）

20

2008

MRO

堪萨斯州

麋鹿河

100（GE，1.5 MW）

150

2005

MRO

马萨诸塞州

Hoosac

19（GE，1.5 MW）

29

2012

NPCC

明尼苏达州

榆树溪

66（GE，1.5 MW）

99

2008

MRO

榆树溪II

62（三菱，2.4）

149

2010

MRO

明尼苏达达科他州

100（GE，1.5 MW）

150

2008

MRO

冰沙I

34（GE，1.5 MW）

51

2003

MRO

冰沙II

33（GE，1.5 MW）

50

2009

MRO

特里蒙特

67（GE，1.5系统RP1.62 MW）

107

2020

MRO

密苏里

农贸城

72（Gamesa G87，2.0 MW）

144

2009

MRO

新汉普郡

格罗顿

24（Gamesa G87，2.0 MW）

48

2012

NPCC

伦普斯特

12（Gamesa G87，2 MW）

24

2008

NPCC

新墨西哥州

埃尔卡博

140（Gamesa G114，2.1 MW）; 2（Gamesa G114，2.0 MW）

298

2017

WECC

拉乔亚

76（GE 2.85，2.85 MW）; 35（Gamesa G114，2.6 MW）

306

2021

WECC

纽约

贫瘠的

37（Gamesa G90，2.0 MW）

74

2011

NPCC

枫树岭I（2）

70（维斯塔斯V82，1.65 MW）

116

2006

NPCC

枫树岭II（2）

27.5（维斯塔斯V82，1.65 MW）

45

2006

NPCC

Roaring Brook

5（Gamesa G114，2.625）; 15（Gamesa G145，4.5）

80

2021

NPCC

北卡罗来纳州

沙漠风

104（Gamesa G114，2.0 MW）

208

2017

SERC

北达科他

橄榄球

71（Suzlon S88，2.1 MW）

149

2009

MRO

俄亥俄州

蓝溪

152（Gamesa G90 - 2.0 MW）

304

2012

RFC

俄勒冈州

干草峡谷

48（Suzlon S88，2.1 MW）

101

2009

WECC

克朗代克一世

16（GE，1.5 S - 1.5 MW）

24

2001

WECC

克朗代克二世

50（GE，1.5系统RP1.62 MW）

81

2020

WECC

克朗代克三世

44（西门子，2.3 MW）; 80（GE，1.5狼疮，1.5 MW）; 1（三菱，2.4 MW）

224

2007

WECC

克朗代克Ⅲ a

51（GE，1.5 MW）

77

2008

WECC

倾斜杜松子II

74（GE，1.5 MW）; 42（Suzlon，2.1 MW）

199

2011

WECC

蒙塔古

51（维斯塔斯，3.6 MW）; 5（Suzlon，3.45 MW）

201

2019

WECC

圆石泉

47（Suzlon，2.1 MW）

99

2009

WECC

星点

47（Suzlon，2.1 MW）

99

2010

WECC

金山

51（维斯塔斯，4.3 MW）

219

2021

WECC

宾夕法尼亚州

卡斯尔曼

23（GE，1.5 MW）

35

2007

RFC

蝗虫岭I

13（Gamesa G87，2.0）

26

2007

RFC

蝗虫岭II

50（Gamesa G83，2.0 MW）

100

2009

RFC

南板栗

23（Gamesa G90，2.0 MW）

46

2012

RFC

南达科他州

布法罗岭一号

24（Suzlon，2.1 MW）

50

2009

MRO

布法罗岭II

105（Gamesa G87，2.0 MW）

210

2010

MRO

土狼岭（3）

35（GE，2.52 MW）; 4（GE，2.3 MW）

19

2019

MRO

塔坦卡岭（3）

50（GE，2.3 MW）; 6（GE，2.3 MW）

23

2021

MRO

德克萨斯州

巴芬

101（Gamesa G97，2.0 MW）

202

2016

特雷

巴顿教堂

60（Gamesa，2.0 MW）

120

2009

特雷

20

---

位置

风电项目

涡轮机

总装机容量（MW）

商业运营日期

北美电力可靠性公司（NERC）地区

卡兰川

93（GE，2.52 MW）; 22（GE，2.3 MW）; 9（GE，2.5 MW）

307

2019

特雷

爱国者

58（维斯塔斯，3.6 MW）; 5（维斯塔斯，3.45 MW）

226

2019

特雷

佩尼亚斯卡一世

79（三菱，2.4兆瓦）

190

2009

特雷

佩尼亚斯卡二世

81（三菱，2.4 MW）

194

2010

特雷

佛蒙特州

迪尔菲尔德

7（Gamesa G87，2.0 MW）; 8（Gamesa G97，2.0 MW）

30

2017

NPCC

华盛顿

大喇叭I

133（GE，1.5 MW）

200

2006

WECC

大喇叭II

25（Gamesa，2.0 MW）

50

2010

WECC

杜松子峡谷

62（三菱，2.4 MW）

149

2011

WECC

(1)与Axium共同拥有;容量仅代表Renewables在风电场中的份额。

(2)与Horizon Wind Energy共同拥有;容量仅代表Renewables在风电场中的份额。

(3)与WEC Infrastructure共同拥有;容量仅代表可再生能源在风电场中的份额。

此外，以下列出了截至2023年12月31日可再生能源装机容量的太阳能和热力设施。除非另有说明，Renewables拥有每个设施。

设施

位置

设施类型

装机容量（MW）

商业运营日期

海神太阳能（1）

亚利桑那州皮纳尔县

太阳能

12

2011

圣路易斯谷太阳能牧场（2）

科罗拉多州阿拉莫萨县

太阳能

35

2012

Gala Solar

俄勒冈州德舒特县

太阳能

70

2017

Wy ' East Solar

俄勒冈州谢尔曼县

太阳能

13

2018

隆德山太阳能

华盛顿州克利基塔特县

太阳能

194

2022

蒙塔古太阳能

俄勒冈州吉利姆县

太阳能

205

2023

烤箱太阳能（3）

俄勒冈州瓦斯科县

太阳能

53

注3

正北(3)

德克萨斯州福尔斯县

太阳能

36

注3

克拉马斯热电联产

克拉马斯福尔斯，俄勒冈州

热能

536

2001

克拉马斯·皮克斯

克拉马斯福尔斯，俄勒冈州

热能

100

2009

(1)与Axium共同拥有；装机容量仅代表可再生能源在太阳能项目中的份额。

(2)根据售后回租协议运营。

(3)商业运营日期预计在2024年。

气候变化

我们在应对气候变化的斗争中发挥着关键作用，因为我们努力创造一个更可持续和更公平的清洁能源未来。我们正在采取缓解和适应措施，以应对气候变化的威胁。这意味着实施监测和应对气候变化可能造成的长期和极端风险的战略和制度。这些努力包括评估气候风险，作为我们投资分析的一部分，在我们的项目设计中增强弹性，以及实施更智能的电网和更具弹性的基础设施等解决方案。我们评估和缓解气候风险的努力帮助我们支持我们的客户，保护我们的社区免受日益严重的天气事件的影响，同时提供可靠和安全的能源。为了应对与气候变化相关的风险，并提高人们对促进碳中性和可持续未来的好处的认识，我们的气候战略与气候相关财务披露特别工作组(TCFD)建立的框架保持一致。我们认为，与TCFD保持一致有助于在适当的监督和透明度下，建立适当的治理以及对我们的气候风险和机会的评估和管理。

为了推进我们应对气候变化的承诺，推进新投资的决定必须包括与气候变化相关的风险分析以及缓解这些风险的计划(和预算)。为了帮助告知我们如何以及在哪里投资应对气候变化，我们监测新出现的风险，包括那些可能影响我们的供应链、我们的网络和可再生能源运营的风险。

21

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我们的全面风险管理战略认识到气候变化可能造成的严重和长期影响。这些可能会给我们的社区和能源系统带来物理风险，并在我们的运营中带来金融风险。正因为如此，我们优先努力规划--并预防--气候变化日益严重的影响。我们的风险管理职能与业务领域协调，以识别、评估和报告风险，包括由气候变化引起的风险，如极端天气事件、洪水和其他自然灾害。董事会通过其治理和可持续发展委员会，定期收到关于我们的气候行动战略和气候变化给公司带来的风险的报告。对于这些威胁中的每一种，我们都确定了它们可能造成的主要物理影响，例如基础设施损坏、电力减少或水资源有限。我们还努力确定我们将采取什么办法来管理这些威胁的影响，例如使用能够更好地承受极端条件的新材料、掩埋电线以及安装探测和警报系统。

此外，我们还寻求适应和缓解气候变化风险的机会，包括对能源储存技术的投资，以最大限度地提高我们可再生资源的可用性，以及我们整个网络的升级，以提高我们能源供应的安全性和可靠性。我们还在努力加快我们自己的业务和行业的脱碳速度。在我们的环境、社会、治理和财务管理战略方面，我们制定了几个环境目标，包括美国环境保护局定义的到2030年实现Scope 1和Scope 2的碳中性的目标，到2030年我们100%的企业设施将拥有可再生电力的目标，到2030年我们的轻型车队100%是清洁能源汽车的目标，以及到2030年我们的零排放发电能力增加190%的目标。通过解决我们公司的碳排放和我们行业的碳足迹，我们可以帮助减少与气候变化相关的长期和极端的威胁和影响。

我们应对气候变化的行动、投资和目标表明了我们的承诺，我们继续看到这些行动在我们的行动中产生的积极影响。2023年，这些影响包括与2015年基准年相比，我们的二氧化碳排放强度降低了28%，保持了我们作为美国第三大可再生能源运营商的地位，拥有8.7千兆瓦的零排放装机容量，近395兆瓦的新风能和太阳能项目达到了商业运营日期(COD)，实现了91%的零排放发电能力。

我们还继续将高管和员工薪酬的一部分与我们的企业可持续发展指标挂钩。2023年，我们的短期激励计划和长期激励计划包括与可持续性相关的绩效指标，例如与降低二氧化碳排放强度、增加从可持续供应商采购、实施性别平等计划以增加性别多样性以及减少员工和承包商伤害相关的指标。

我们致力于我们的碳足迹和气候风险的透明度，并使用TCFD开发的框架来为我们提供关于气候治理、战略、风险管理以及指标和目标的信息披露。在治理和战略方面，我们遵循综合方法来应对气候变化，由多个团队负责管理与气候相关的活动、倡议和政策。与高级管理人员和董事会的治理和可持续发展委员会一起审查战略和实现目标的进展。

人力资本资源

在Avanggrid，我们专注于创造一个有才华、尽职尽责的员工建立有意义的长期职业生涯的工作场所。我们通过培养一种寻求不同视角、重视持续改进、认可和奖励员工为迎接未来挑战做好准备的行为和想法的工作场所文化来实现这一点。

我们还优先考虑员工的健康、安全和福祉--从他们的身体安全和经济保障到我们的多样性、公平和包容性承诺，再到心理健康和健康，所有这些都是在尊重的工作环境中进行的。我们通过投资于增强员工个人和职业成长的计划和工具，同时帮助员工相互联系和支持，并满足他们的个人需求和家庭需求，将这些承诺付诸实施。

2023年，我们朝着前一年设定的几个宏伟目标取得了进展。这些承诺包括增加员工队伍的多样性，在优先考虑员工安全和福祉的同时扩大员工的机会，解决性别平等问题，以及创造一个更加多样化、公平和包容的工作场所。

鉴于我们对员工的承诺，我们继续努力增加我们高管团队(副总裁及以上)的性别多样性，目标是到2030年让女性在我们的高管职位中占35%，到2030年让我们的高级领导职位占到50%。

截至2023年12月31日，我们拥有7999名员工，全部为全职员工。91.3%的员工分布在康涅狄格州、马萨诸塞州、缅因州、纽约州和俄勒冈州这五个州。在2023财年，我们招聘和培训了1083名员工。

22

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我们大约45.8%的员工通过集体谈判协议获得代表，我们通常与我们所有的工会保持着牢固的工作关系。来年到期的协议适用于我们约24.1%的员工。在持续讨论我们面临的各种问题时，双方相互尊重和协作，双方的目标都是支持业务，同时帮助确保积极的客户体验。

截至2023年12月31日止年度，离职率资料如下：

员工流失率						占总数的百分比
自愿离职占劳动力的百分比						6.0		%
非自愿离职占员工总数的百分比						1.0		%
退休占劳动力的百分比						1.6		%
总流动率占员工总数的百分比						8.5		%

多样性、公平性和包容性

我们致力于创造包容性的工作场所，让每个团队的每一名员工都受到重视，并有机会获得公平的职业成长和发展机会。我们认识到多样性、公平和包容性(DEI)对我们未来的成功至关重要，为了建立、维持和赋予多样化的劳动力队伍以丰富的差异组合，我们在三个领域优先考虑了DE&I倡议：

•增加多样化的代表性，特别是在领导职位上

•促进公平的增长和发展机会

•建立社区和与他人联系的途径。

2023年，我们在履行环境保护署承诺方面取得了重大进展，首先成立了新的环境保护部执行委员会，并于今年3月成立。该委员会的使命是激励更多样化和更具包容性的组织文化，在整个公司倡导Dei，并促进员工与其高级领导之间更多的联系。该委员会由来自Avangrid高级领导层和我们的业务资源小组的成员组成，共同努力将我们的Dei目标嵌入公司的不同部门。

我们还启动了新的工作包容培训，旨在让所有Avanggrid员工掌握促进包容性工作场所所需的知识和技能。通过向我们的全体员工提供的培训，员工学习识别和减少无意识的偏见，同时了解文化差异，所有这些都侧重于增强彼此之间的同理心和尊重。

我们不断扩大的BRG网络为我们的员工提供了讨论相关问题和庆祝不同文化、种族、身份和背景的社区。超过15%的员工参与了我们七个BRG中的一个。阿凡格里德非裔美国人卓越理事会(AAACE)、阿凡格里德亚太裔美国人联盟(ACAPA)、阿凡格里德退伍军人、阿凡格里所有能力和资源卓越社区(CARE)、西班牙裔领导力和意识组织(HOLA)、Pride@AVANGRID和女性能源。我们的金砖四国在2023年举办了97多场活动，促进了整个组织的包容性对话和多元化思维。

截至2023年12月31日，我们劳动人口的大致细分如下：

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民族						占总数的百分比
所有员工						全						CT						体量						我						纽约						或
所在州员工的百分比												24.4		%				3.9		%				16.4		%				42.0		%				4.7		%
印第安人或阿拉斯加原住民						0.5		%				0.2		%				—		%				0.5		%				0.5		%				1.1		%
亚洲人						3.4		%				5.4		%				3.9		%				1.5		%				2.2		%				9.1		%
黑人或非裔美国人						5.8		%				13.1		%				2.3		%				1.0		%				4.8		%				3.2		%
西班牙裔或拉丁裔						8.5		%				16.3		%				7.4		%				1.8		%				5.4		%				8.8		%
夏威夷原住民或其他太平洋岛民						0.1		%				0.1		%				0.0		%				0.0		%				0.1		%				0.8		%
两个或更多的比赛						2.0		%				1.8		%				2.3		%				1.8		%				2.0		%				2.7		%
白色						78.1		%				61.4		%				81.0		%				91.6		%				83.9		%				72.4		%
没有提供						1.6		%				1.7		%				3.2		%				1.8		%				1.1		%				1.9		%
高级领导层						全						CT						体量						我						纽约						或
所在州员工的百分比												31.3		%				7.7		%				16.2		%				17.3		%				14.5		%
印第安人或阿拉斯加原住民						—		%				—		%				—		%				—		%				—		%				—		%
亚洲人						3.1		%				3.6		%				—		%				1.8		%				—		%				3.9		%
黑人或非裔美国人						2.3		%				3.6		%				—		%				—		%				4.9		%				2.0		%
西班牙裔或拉丁裔						11.6		%				20.9		%				11.1		%				7.0		%				9.8		%				5.9		%
夏威夷原住民或其他太平洋岛民						0.6		%				0.9		%				—		%				—		%				—		%				2.0		%
两个或更多的比赛						2.6		%				0.9		%				3.7		%				5.3		%				1.6		%				2.0		%
白色						77.0		%				68.2		%				77.8		%				82.5		%				78.7		%				82.4		%
没有提供						2.8		%				1.8		%				7.4		%				3.5		%				4.9		%				2.0		%

所有员工						全						CT						体量						我						纽约						或
女性						27.8		%				30.1		%				30.5		%				29.3		%				27.8		%				28.7		%
男性						72.1		%				69.8		%				69.1		%				70.6		%				72.1		%				71.0		%
未申报						0.1		%				0.1		%				0.3		%				0.1		%				0.1		%				0.3		%

高级领导层						全						CT						体量						我						纽约						或
女性						27.3		%				30.0		%				7.4		%				35.1		%				24.6		%				33.3		%
男性						72.4		%				70.0		%				88.9		%				64.9		%				75.4		%				66.7		%
未申报						0.3		%				—		%				3.7		%				—		%				—		%				—		%

培养我们的人才

多样化的学习机会使我们的员工能够实现个人和专业发展，例如按需技能培养平台、领导力计划、指导计划、技术和在职培训、社区外展选择和学费援助。

2023年，Avanggrid采取行动加强其领导力发展计划，推出了几个基于公司角色的领导力发展之旅。这些学习之旅是利用与外部供应商的合作伙伴关系来策划的，以创建有意义的、深思熟虑的计划，并具有高度互动性，以保持知识和技能。我们为总裁副经理(领导组织)、董事和董事高层(领导领导)、经理/主管(领导人员)和个人贡献者(领导自我)创建了学习之旅，每个人都有不同的学习目标和课程，围绕建设包容性的工作环境。2023年还继续实施了以下方案，并根据业务需要进行了改进：向所有非工会员工提供指导方案；继续为新的人民领袖提供领导力基本要素方案；继续进行与已知偏见有关的困难对话，并扩大资源，以帮助人民领袖在远程/混合环境中有效地管理团队。

我们还加强了我们的继任和人才管理程序，以确定和发展所有业务领域的关键人才，从人员的角度增强业务的可持续性，重点是多样化的代表和启动新的人员审查程序。我们扩大了我们早期的就业渠道，把毕业生也包括在内

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由本地和全球毕业生组成的计划，以及我们正在进行的实习计划，以继续培养需求和新兴技能。

总奖励和福利

我们的薪酬、健康和退休计划旨在吸引、留住和增强员工的能力，以满足各种市场和地点的业务和客户需求，并在我们运营的竞争日益激烈的市场中满足这些需求。

以下原则指导我们的薪酬理念：

1.按绩效付费。我们认为，我们的薪酬计划应该激励员工提高业绩，薪酬水平应该广泛反映短期业绩目标的实现情况，对于关键领导人来说，也应该反映长期业绩目标的实现情况。

2.有竞争力的薪酬。为了支持我们招聘、留住和激励员工的需要，我们的目标是确保我们的薪酬在结构和总额方面与可比实体的薪酬具有竞争力。我们定期审阅市场数据，以全面了解当前的薪酬做法，以确保所提供的薪酬具有合理的市场竞争力，包括适用的地理位置。

3.高管们。我们的高管薪酬计划旨在减少过度的短期决策和冒险行为，同时通过纳入长期激励措施来鼓励实现战略目标。每年，我们都会评估我们高管薪酬的有效性和竞争力，并将自己与业内同行进行比较。

我们对福利和福利采取“全面健康”的方法，通过包容性计划，旨在支持员工在生命的各个阶段的身体、财务、情感和社会健康以及他们的家庭健康。我们的许多计划都适用于所有工会和非工会员工，包括全职和兼职员工。

公司计划的约2023个示例包括：

•全面、高质量的健康、牙科、视力、生命和残疾计划

•401(K)匹配和带薪休假计划

•为那些通过出生、代孕、收养或寄养安置欢迎新孩子的人提供带薪育儿假

•生育率和家庭形成护理和覆盖面

•糖尿病，糖尿病前期。高血压和以肌肉骨骼为主的课程

•教育和学费偿还援助计划，包括为非工会员工提供的助学贷款债务偿还计划

•紧急储蓄计划

•为儿童、年长的家庭成员和那些有特殊需要的人提供补贴的后备照顾，包括辅导、备考和夏令营选项。支持当地非营利组织的计划，通过为员工捐赠提供现金匹配，以及承认员工志愿者工作时间的直接捐赠。

•各种增值选项，允许员工做出符合其个人需求的选择，包括远程医疗、理赔导航、心理健康资源、财务健康和教育计划、法律援助、身份盗窃保护和汽车/家庭/宠物保险。

2023年，我们继续进行我们的情绪健康计划，提供资源，希望消除与心理健康疾病相关的耻辱。我们提供了网络研讨会以及数字、电话和面对面的节目，涉及包括抑郁和焦虑在内的所有精神健康问题。我们继续对我们的经理进行心理健康问题培训，为经理提供工具和资源，帮助他们与可能有问题的员工进行富有成效的对话。我们的心理健康倡导者计划现在有100多名员工参与。心理健康倡导者是指接受过一定培训的员工，他们自愿花时间倾听他人的意见，并就可用的心理健康资源向他人提供指导。2023年，他们为社区370多名员工和250多名非Avangrid员工提供了指导。参加我们的健康评估、参加我们的活动挑战和睡眠/疲劳管理计划的员工数量持续增长。2023年，Avanggrid看到了肌肉骨骼计划的需求，并于9月份推出了针对非工伤员工及其家人的铰链健康计划。此外，我们继续提供现场服务，包括“福利展销会”和现场流感疫苗接种诊所。我们将继续评估我们已有的计划，并寻找其他计划，以增加我们员工的福祉。

安全问题

安全是艾凡格力的核心价值观。我们致力于为我们的员工、社区、客户和投资者提供一个安全健康的工作场所。每天强调安全工作场所的重要性-以及每个人在

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支持它--增强员工的信心、积极性和工作效率。安全的工作场所鼓励创造一个创新蓬勃发展的环境。所有Avangrid领导人的浮动薪酬中都有一部分直接与健康和安全目标挂钩。

我们不断努力，在整个公司树立安全至上的文化。除了持续的安全培训和意识项目外，我们还颁发环境、健康和安全卓越奖和Good Catch奖，以突出模范和积极主动的安全行为。一个好的陷阱是员工认识到一种情况，这种情况有可能导致事故，但由于员工及时识别和缓解，并没有造成事故。由于肌肉骨骼/软组织问题是Avanggrid最常见的受伤原因，我们于2023年升级了人体工程学计划，以减少伤害并向员工传授符合人体工程学的最佳实践。从重新启动Ergo-Power培训计划到进一步扩大我们的早期干预计划，以促进现场职业健康和伤害预防，我们已经以积极和显著的方式影响了我们的人体工程学伤害率。

在过去的一年里，我们简化了领导力现场安全观察计划，旨在提高员工的敬业度，并提高整个组织对现场条件的认识。2023年，员工和领导完成了超过3.5万次安全观察。除了每月的安全会议外，这些计划还致力于分享重要的安全更新，促进学习/改善安全文化，同时还为经理和主管培养关键技能，以促进所有员工的参与度。Avangrate还继续播放了《The Daily 5》，其中包括发布在公司内部社交媒体频道上的安全最佳实践视频和内容。这些帖子与现场主管和经理共享，他们将下跌的信息传递给所有现场员工。对于我们的网络员工，我们继续与近3,000名员工一起进行强化的“AlertDriving”培训计划，以促进安全并减少与公司相关的机动车事故。

关于与我们的人力资本资源有关的风险的信息，见项目1A--风险因素。

可用信息

我们向美国证券交易委员会提交的Form 10-K年度报告、Form 10-Q季度报告、Form 8-K当前报告以及对这些报告的任何修订，都可以在我们的网站www.avangrid.com上免费索取、查看或下载。这些报告的印刷版可以通过写信给我们的投资者关系部免费获得，地址是康涅狄格州奥兰治马什山路180号，邮编：06477。

我们的网站www.avangrid.com上还提供了有关Avanggrid的环境、社会和治理绩效以及可持续发展报告的信息。在“可持续性”的标题下。我们网站上包含的信息不包含在此。

公司可能使用其网站和/或社交媒体渠道，如Facebook和X，作为公司信息材料的分发渠道。有关公司的财务和其他重要信息通常发布在公司的网站上，并可通过以下网址获取Www.avangrid.com，其Facebook页面在 Https://www.facebook.com/Avangrid/，其X帐户@Avangrid，以及其LinkedIn页面Www.linkedin.com/Company/avangrig.。这些网站上包含的信息未通过引用并入本表格10-K。此外，当您通过访问的投资者关系部分注册您的电子邮件地址时，可能会自动收到有关公司的电子邮件警报和其他信息Www.avangrid.com.

第1A项。风险因素

您应仔细考虑以下风险和本报告中列出的所有其他信息，包括但不限于我们的合并财务报表及其附注和“第7项--管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析--关键会计估计”。为了便于使用，以下风险因素按类别进行了组织；但是，许多风险可能会对多个类别产生影响。

战略风险因素

Avanggrid的成功取决于我们战略目标的实现，这些目标可能是通过合并、收购、合资、处置和重组来实现的，如果不能实现这些目标，可能会对我们的业务、财务状况和前景产生不利影响。

我们正在不断审查现有的替代方案，以确保我们实现我们的战略目标，其中包括合并、收购、合资企业、处置和重组等。至于潜在的合并、收购、合资和重组活动，由于人员和技术等整合和协作挑战等各种因素，我们可能无法实现预期的回报、成本节约和其他好处。此外，由于终止合并、收购、合资企业、处置和重组活动，我们可能面临潜在的财务和声誉影响。我们也可以在不同的市场上与其他公司或企业合资经营，

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包括我们可能对业务运营的控制程度较低的合资企业，这可能会使我们面临额外的运营、财务、法律或合规风险。我们还继续评估潜在的资产和业务处置，这些资产和业务可能不再有助于我们实现我们的目标，或者出售这些资产的股份，以此作为最大化Avangrate价值的一种方式。当我们决定出售资产或业务时，我们可能会遇到困难，难以找到买家或以可接受的条件及时执行替代退出战略，这可能会推迟我们战略目标的实现，或者条件不如我们预期的有利。

我们希望投资于Avangrate所有细分市场的发展机会，但这些机会可能不会成功，项目可能无法如期和/或在预算内或根本不在预算范围内开始运营，这可能会对我们的业务、财务状况和前景产生不利影响。

我们正在寻求与Avanggrid所有领域相关的更多发展投资机会，特别是在电力传输、可再生能源发电、发电资源互联以及与我们行业相关的其他创新技术方面的更多机会。这类项目的开发、建设和扩建涉及许多风险。各种因素可能导致费用增加或导致这些项目的延误或取消。风险包括监管批准程序、许可或其他所需批准、新立法、公民投票或投票倡议、经济事件、外汇风险、负面宣传、设计和选址问题、在获得所需租约、地役权或其他路权方面的困难、获得设备订单的困难、获得关键供应商替代品的困难、施工延误和成本超支，包括第三方业绩延误、设备交付延误、原材料价格上涨或可靠来源材料的可用性、恶劣天气和缓解或适应活动、融资成本增加、来自现有设施和其他实体的竞争、以及战略合作伙伴的行动。项目还承受了并可能继续承受环境和社区的关切，包括但不限于环境正义、废物处理、排放影响、可持续的水和土壤利用、生态系统保护和能源效率。在完成当前和未来的建设项目时，可能会出现延误或意想不到的发展。例如，正在进行的法律程序、成本超支和建设延误的结果可能对发展项目的成功以及我们的财务状况和前景产生不利影响。此外，经济条件的变化，包括通货膨胀、利率上升和供应链中断对项目的影响，可能会导致某些发展项目的终止，从而造成财务影响，如支付终止付款或声誉影响。虽然可再生能源的大多数建筑项目是根据与建筑和设备供应商签订的固定价格和固定时间表合同进行建设的，但这些合同规定了对这些承包商为成本超支和施工延误支付违约金的责任的限制。这些情况可能会阻止可再生能源的建设项目开始运营，或者无法达到最初关于发电量或实现回报的预期。项目延误还可能导致无法利用安全港设备并将其货币化，从而对项目回报产生负面影响。此外，对于受PPA约束的可再生能源项目，在施工前不履行合同可能会导致支付损害赔偿金，并可能导致项目取消。在施工期间，大量延误可能会导致PPA违约，这通常要求在特定的业绩水平上在某个日期之前完成项目建设。延误导致项目不符合临时技术合同或国际技术合同的资格，可能会造成比支付给可再生能源的违约金数额大得多的损失。最后，一个项目无法达到预期的PTC或ITC水平的风险会影响回报。

与发展项目、政府控制的电力倡议和其他事项有关或与之相关的负面宣传，可能会对阿凡格力产生实质性的不利影响。

时不时地，政治和公众情绪与Avangrate项目、政府控制的电力倡议和其他事项有关，已经并可能在未来导致大量负面新闻报道和其他影响Avangrid的不利公开声明。不利的新闻报道和其他不利的声明，无论是否受到政治或公众情绪的驱动，也可能导致监管机构、立法者和执法官员的调查或法律索赔。对这些调查和诉讼做出回应，无论诉讼的最终结果如何，都可能分散高级管理层从Avangrid业务管理上的时间和精力。处理任何负面宣传、立法倡议、政府审查或执法或其他法律程序都是耗时和昂贵的，而且无论所作断言的事实基础如何，都可能对Avangrate的声誉、我们员工的士气和表现以及我们与监管机构的关系产生负面影响。这也可能对Avangrate及时利用各种商业和市场机会的能力产生负面影响。负面宣传的直接和间接影响，以及回应和解决这一问题的需求，可能会对Avangrid的业务、财务状况、运营和现金流的结果以及Avangrigi普通股和债务证券的市场价值产生实质性的不利影响。

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监管和立法风险因素

Avangrate受到联邦、州和地方监管机构以及我们业务的严格监管，运营结果和前景可能会受到立法或监管变化的不利影响，以及根据现有或未来法规或要求承担的责任或任何未来无法遵守的责任。

Avanggrid的运营受到复杂而全面的联邦、州和地方法规和立法的制约和影响，包括州公用事业委员会和FERC颁布的法规。这一广泛的监管和立法框架规范了我们拥有和运营公用事业的能力、我们子公司经营的行业、我们的业务部门、我们产品和服务的费率、融资、资本结构、成本结构、建筑、环境义务、我们设施的开发和运营、设施和其他资产的收购、处置、折旧和摊销、服务可靠性、客户服务要求、对冲、衍生品交易和大宗商品交易。

联邦、州和地方的政治和经济环境已经并可能在未来对监管决策产生不利影响，从而对Avangrate产生负面影响。这些决定可能要求Avangrate取消、减少或推迟计划的开发活动或其他计划的资本支出或投资，或以其他方式产生我们可能无法通过费率收回的成本。我们无法预测未来的立法或监管变化、倡议或解释，也不能保证我们能够对此类行动做出充分或足够迅速的反应。

Avanggrid受各种监管机构的管辖，包括但不限于FERC、NERC、CFTC、能源部和EPA。此外，网络公司受监管的公用事业受NYPSC、MPUC、纽约州环境保护部、缅因州环境保护部、Pura、CSC、Depe和DPU的管辖。这些监管机构涵盖广泛的商业活动，除其他事项外，包括电能的零售和批发价、能源的传输和分配、包括成本回收条款在内的费率和费率的设定、网络客户的电力采购，以及选址、建设和输配系统的某些方面。这些监管机构有权启动相关的调查或执法行动，或施加惩罚或不容忍，这可能是重大的。某些监管机构有权审查和禁止收回他们认为过高或不谨慎发生的成本，并确定允许Avangrid从投资资本中赚取的回报水平。

监管过程可能会受到我们所在州的政治、监管和经济环境的不利影响，可能会限制我们的收益，并且不能为实现授权或其他收益水平提供任何保证。拒绝收回我们所产生的成本，或我们获准从投资资本中赚取的回报率下降，可能会对我们的财务状况产生重大不利影响。此外，这些监管机构中的某些机构还有权审计Avangrate及其子公司的管理和运营，这可能会导致运营变化或对我们的财务状况产生不利影响。这类审计和审计后工作需要我们的管理层和员工的注意，并可能转移他们对其他法规、运营或财务事务的注意力。

Avanggrid的运营受到复杂而全面的联邦、州和地方法规和立法的制约和影响。这对该业务的所有领域都有影响，尤其是在海上和太阳能发电的新兴发展方面。预计国会议员将继续努力通过立法，禁止悬挂外国国旗的船只在海上建造风力发电设施，而这些船只的船员国籍与悬挂该船只国旗的国家不匹配。如果获得通过，这项立法可能会影响已批准项目的预期时间表和回报。此外，《维吾尔族强迫劳动预防法案》的实施导致美国海关和边境管制及保护局在中国的某些地区扣留并拒绝进口强迫劳动制造的产品，到目前为止，这包括太阳能电池板，这导致太阳能电池板交付显著延迟。根据这一授权，铝产品已被扣留，其他产品也有可能面临扣留。这项立法可能会对项目开发、建设活动和项目回报产生影响。

Avangrate受监管的公用事业业务可能无法及时或根本无法收回成本，也无法通过基本利率、成本回收条款、其他监管机制或其他方式获得某些资产或投资资本的回报。

我们受监管的公用事业公司将定期审查其费率和通过基本费率和成本回收条款向客户收取的零售费率，这些条款受NYPSC、MPUC、PURA和DPU(视情况而定)的管辖。新的费率程序可以由公用事业公司或监管机构发起，并受到监管机构的审查、修改和最终授权。国家公用事业监管机构批准的网络受监管公用事业公司的商业费率计划限制了网络公司受监管公用事业公司向客户收取的费率。这些费率通常是为收回网络公司受监管的公用事业公司各自的服务成本和赚取合理的股本回报率(ROE)的机会而设计的，但不能保证这一点。由于通货膨胀、供应链限制或其他因素，实际成本可能会增加并超过水平

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在网络公司受监管的公用事业的费率计划中规定了此类成本。公用事业监管机构可以启动程序，禁止网络公司受监管的公用事业公司向客户追回监管机构认定为不谨慎产生的服务成本，包括服务和管理公司费用。网络受监管的公用事业公司将监管机构允许的某些成本推迟到未来回收。网络公司受监管的子公司可能被拒绝收回某些成本，或推迟收回，直到下一次一般费率案件，包括与重大风暴成本和建设支出相关的拒绝或延期。在某些情况下，拒绝收回可能会导致受监管的子公司记录资产减值。如果网络公司受监管的公用事业成本不能通过监管机构最终批准的费率得到完全和及时的收回，我们的财务状况可能会受到不利影响。

Network受监管公用事业公司目前的电力和天然气费率计划包括收入脱钩机制(RDM)和回收能源成本的条款，包括对此类受监管公用事业公司实际支付的金额进行对账。不能保证这种脱钩机制或恢复与协调机制将在未来的费率诉讼中适用。

监管和/或立法政策的变化可能会对网络的传输规划和成本分配产生负面影响。

现有的FERC批准的ISO-NE输电电价分摊了输电设施的成本，这些设施为新英格兰参与输电拥有公用事业的所有客户提供区域利益。FERC目前正在审查其关于输电规划和成本分配的政策，并可能要求大幅改变RTO和输电业主费率。RTO收费、输电业主协议或立法政策的改变，或这些新的FERC规划规则的实施，可能会对我们的输电规划和财务状况产生不利影响。

例如，根据ISO-NE开放接入输电电价，FERC对新英格兰输电业主(包括UI和CMP)寻求降低这些输电业主为批发输电服务而获得的净资产收益率(ROE)的挑战悬而未决。净资产收益率的降低对网络公司受监管的公用事业公司从批发输电客户那里获得的收入产生了不利影响，并可能对我们的财务状况产生重大影响。

Avangrate的运营子公司购买和销售能源大宗商品以及相关运输和服务，使我们面临潜在的监管风险，这些风险可能会对我们的业务和财务状况产生重大不利影响。

根据2005年EPAct和多德-弗兰克法案，Avanggrid受到FERC和CFTC增强的法定权力，以监控实物和金融能源大宗商品市场的某些部分。根据这些法律，FERC和CFTC颁布了增加合规成本的规定，并对Avangrate提出了报告要求。美国和欧洲的法律法规可能会要求我们提供掉期交易的抵押品，这可能会对我们的流动性或我们对冲大宗商品或利率风险的能力产生不利影响。

对于我们的一些运营子公司进行的能源商品和其他属性的实物买卖，以及相关的运输、传输和/或套期保值活动，我们的运营子公司必须遵守市场相关法规以及联邦能源监管委员会、商品期货交易委员会和美国证券交易委员会执行的某些报告和其他要求。此外，在运营子公司与天然气管道签订运输合同或与输电供应商签订受FERC监管的输电合同的范围内，运营子公司须遵守FERC有关使用此类运输或输电能力的要求。如果我们的运营子公司未能遵守联邦能源研究委员会、商品期货交易委员会或美国证券交易委员会关于天然气或其他能源商品的实物或金融交易和销售、运输或传输这些能源商品或交易或对冲这些商品的法规和政策，可能会导致施加重大的民事和刑事处罚，这可能会对我们的业务产生实质性的不利影响。

此外，由于按市值计价会计的影响，Avangrate的衍生品合约的公允价值随着时间的推移而出现波动。

在价格大幅上涨期间购买天然气和电力的成本增加，可能会对我们的收益和现金流产生不利影响。

我们受监管的公用事业公司被允许收回为客户购买的天然气和电力的成本。根据监管机构批准的成本回收定价机制，向客户收取的商品费用部分可定期上调。如果购买天然气或电力的成本增加，并且网络公司受监管的公用事业公司无法立即从客户那里收回这些成本，或者根本无法收回这些成本，网络公司可能会产生与更高的营运资金要求相关的成本增加和/或实现成本增加。此外，购买天然气或电力成本的任何增加都可能导致客户坏账支出增加，并由于客户消费减少而导致销售量和相关利润率下降。

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与气候有关的诉讼和立法可能会导致我们运营所在州的公用事业模式发生变化，并可能对我们的业务和运营产生实质性的不利影响。

纽约州、缅因州、康涅狄格州和马萨诸塞州已经发布了清洁能源和减排立法、程序或行政命令，其中包括设定可再生能源和碳排放目标，并为能源效率和可再生能源项目创建激励计划。纽约、缅因州和康涅狄格州也发布了气候脆弱性评估法规。此外，新的立法可能要求对Avanggrid的天然气部分进行重大改变，包括减少使用和限制天然气在我们领土内的扩张。我们无法预测这些法律和行动可能对我们在纽约、缅因州、康涅狄格州和马萨诸塞州的子公司的运营产生什么影响，这可能会对我们的业务和财务状况产生不利影响。

可再生能源在一定程度上依赖于支持公用事业规模可再生能源的政府政策。任何减少或取消这些政府命令和激励措施，或对可再生能源征收附加税或其他评估，都可能对我们的增长前景、我们的业务和财务状况产生不利影响。

可再生能源在一定程度上依赖于政府政策，这些政策支持公用事业规模的可再生能源项目的开发和运营，并增强这些项目的经济可行性。联邦政府和许多州和地方司法管辖区都有政策或其他机制，如税收激励或可再生投资组合标准(RPS)，支持出售公用事业规模的可再生能源设施的能源。联邦、州和地方政府可以审查其支持可再生能源的政策和机制，并采取行动，使其不利于可再生能源设施的开发或运营。对支持可再生能源的政府政策或其他机制的任何改变，或对可再生能源征收附加税或其他评估，除其他事项外，都可能导致新开发缺乏令人满意的市场，可再生能源放弃开发新项目，投资资本损失和项目回报减少。

对进口商品征收新关税可能会增加项目的资本支出，并对预期回报产生负面影响。

关税的变化可能会影响项目中相当大一部分资本支出的最终成本，可再生项目的风险敞口更大。近年来，对进口的太阳能电池板、铝和钢铁等商品或原材料征收了关税。根据时间和合同条款，关税变化可能会对这些商品的买家产生不利影响，从而可能影响已批准项目的预期回报。

运营、环境、社会和法律风险因素

Avanggrid受到众多环境法律、法规和其他标准的约束，包括与气候变化有关的规则和法规，这可能会导致资本支出、运营成本和各种负债增加，并可能要求我们取消或推迟计划项目，或者限制或取消某些业务，所有这些都可能对我们的业务和财务状况产生不利影响。

Avanggrid遵守环境法律和法规，包括但不限于与空气质量、水质和使用、气候变化、温室气体排放、废物管理、危险废物、野生动物死亡和栖息地保护、历史文物保护、自然资源以及健康和安全有关的广泛的联邦、州和地方环境法规、规则和法规，这些法规可能会阻止或推迟发电、电力或天然气传输或其他基础设施项目的发展，限制一些现有设施的输出，限制电力生产所需的一些燃料的供应和使用，需要额外的污染控制设备，并以其他方式增加成本。增加资本支出，限制或取消某些业务。遵守这些环境法规、规则和条例会带来巨大的成本，而由于新的立法，这些成本在未来可能会更加巨大。违反当前或未来法律、规则、法规或其他标准的行为已经暴露，并在未来可能使我们的子公司面临监管和法律诉讼、与第三方的纠纷和法律挑战，并可能面临巨额民事罚款、刑事处罚和其他制裁。

例如，在加利福尼亚州或其他州(如纽约州)，联邦政府已经发布或正在等待发布的气候相关和温室气体排放披露立法或规则，可能需要我们的管理层和其他人员将大量时间和公司资源投入到这些合规活动中。如果我们不能及时遵守这些要求，我们可能会受到监管调查、罚款、处罚或其他制裁。可能需要额外的财政和管理资源。

安全漏洞、战争或恐怖主义行为、电网干扰或未经授权的访问可能会对我们的业务、财务状况和声誉产生负面影响。

我们的业务依赖于关键资产，网络公司是一家超级地区性能源服务和输送公司，可再生能源公司运营着使用可再生资源发电的发电厂。在我们的正常业务过程中，我们还维护敏感的客户、供应商和员工数据、关键基础设施信息、

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财务和系统运行信息以及其他机密数据。威胁来源，包括成熟的民族国家行为者，继续寻求利用公用事业行业、电网基础设施和其他能源基础设施中关键资产的潜在漏洞，这些攻击和中断，无论是物理上的还是网络上的，都变得越来越复杂和动态。继续实施先进的数字技术增加了此类攻击的潜在不利影响。

因此，由内部或外部来源引起的网络入侵、战争或恐怖主义行为或电网干扰可能会以我们的关键资产为目标，包括我们的设施或信息技术系统，或我们供应商、业务合作伙伴和相互关联的实体的资产。对我们基础设施的网络和物理安全攻击可能导致对我们的设施和设备造成无法使用的损坏，或导致盗窃、破坏和发布关键运营信息或机密客户、供应商和员工信息，这可能会对我们的运营产生不利影响，包括导致运营关闭或影响我们控制输电和配电资产的能力，并可能导致金钱和声誉损害以及重大成本、罚款和诉讼。此外，由于我们的发电和输电设施是互联区域电网的一部分，我们面临着由于邻近互联系统中断而导致停电的风险。网络或物理安全事件也可能导致竞争劣势以及合规成本和成本的大幅增加，以提高我们系统的安全性和弹性，而个人、机密或专有信息的泄露可能使我们在不断发展的网络安全、数据保护和隐私法律法规下承担重大法律责任或监管行动。因此，我们开展业务的能力和我们的运营结果可能会受到实质性的不利影响。

与其他公司一样，我们的计算机系统也经常受到并将继续成为计算机病毒、恶意软件或其他恶意代码(包括勒索软件)、未经授权访问、网络安全事件或其他与计算机有关的渗透的目标。这些事件的风险可能由地缘政治紧张局势造成或加剧，包括民族国家或恐怖组织采取的敌对行动。如果发生计算机病毒或自然灾害或其他灾难，我们的计算机系统可能会在很长一段时间内无法访问，而且由于我们的系统越来越多地与第三方系统(包括基于云的系统)交互并依赖于这些系统，如果第三方系统出现故障或中断，我们可能会遇到服务拒绝或控制失败的情况。

我们还将某些技术和业务流程功能外包给第三方，并可能在未来越来越多地这样做。如果我们没有有效地发展、实施和监控我们的供应商关系，如果第三方提供商没有按照预期表现或遵守我们的数据安全措施，如果我们在过渡过程中遇到技术或其他问题，或者如果与我们的业务流程功能相关的供应商关系终止，我们的业务可能会变得更脆弱，并可能经历重大的网络安全或物理攻击。

虽然我们过去经历过安全漏洞，但到目前为止，我们没有意识到我们经历过重大的网络安全或物理漏洞。随着威胁的演变和变得越来越复杂，我们可能会在升级或加强我们的安全措施以防范此类风险方面产生巨大的成本，我们在充分预测或实施适当的预防措施或减轻潜在危害方面可能会面临困难。虽然我们已经实施并不断改进我们的网络和物理安全措施以保护我们的业务，但这些措施可能不能有效或不足以防止重大入侵，我们的控制、措施和事件响应计划可能在评估、识别和管理网络安全威胁的重大风险或缓解和补救网络安全事件方面不有效或不充分。

灾难性或地缘政治事件可能会扰乱运营，并对企业的财务状况、现金流及其证券的交易价值产生负面影响。

灾难性或地缘政治事件对经济、劳动力、金融市场和环境的影响可能会对我们的业务产生不利影响。 未来事件对我们业务的影响程度将取决于公众反应、政府行动、持续时间及其对经济活动和金融稳定的影响等因素。此类事件频率或持续时间的增加可能会改变电力的基本需求，特别是来自企业、商业和工业客户的需求；由于我们的紧急措施，我们的客户延迟付款，以及由于负担能力而导致无法收回的账款；导致我们运营中使用的材料和部件的延迟和中断；导致供应链的延迟和中断，导致某些项目的商业运营日期中断，影响某些税收抵免的资格标准，并可能导致我们的购电协议中的延迟损害；导致我们的交易对手、承包商或零售客户的信用质量恶化，可能导致信用损失；导致商誉或长期资产的减值，并影响我们开发、建造和营运设施的能力；导致我们无法满足现有信贷安排的契约要求，包括负债与总资本比率的契约；导致我们的财务指标或商业环境恶化，影响我们的信贷评级；导致某些发展项目的批准程序延误，影响最终投资决定的时间和动工日期；原因

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员工流失、劳动力短缺和长时间远程工作，这些都可能损害工作效率、增加网络安全风险、使我们的业务连续性计划紧张、引发员工索赔，或者以其他方式对我们的业务产生负面影响。

如果Networks的电力和天然气传输、运输和分配系统未按预期运行或无法运行，则可能需要计划外支出，包括维护、更换和翻新Network的设施，这可能会对我们的业务和财务状况产生不利影响。

网络的运营能力和可用的电力和天然气传输、运输和分配系统对Avangrate的财务业绩至关重要。网络公司设施的持续运营涉及电力和天然气行业惯有的风险，包括由于自然灾害、战争或恐怖主义行为导致网络设施、设备或流程或第三方设施、设备或流程的故障、故障、停用或破坏，运营和安全性能低于预期水平，这些设施操作或维护中出现错误，以及无法以有效方式将电力或天然气输送给客户。任何意外故障，包括与故障、被迫停机或任何意想不到的资本支出、事故、主要设备故障、关键设备短缺或无法获得关键设备、更换或备件相关的故障，都可能导致盈利能力下降、现金流受到影响、声誉受损或导致监管处罚。

储存、运输和分销天然气涉及固有风险，可能会导致我们产生重大成本，从而对我们的业务、财务状况和声誉产生不利影响。

气体输送活动存在固有的危险和操作风险，如泄漏、爆炸和机械故障，可能造成人员伤亡、财产重大损失、环境污染和作业损害。管道和储存设施位于人口稠密地区附近，可能会增加这些风险造成的损害程度。这些事件可能使我们面临诉讼和行政诉讼，可能导致巨额金钱判决、罚款或罚款，并损害我们的声誉。

如果可再生能源的设备无法运行，可再生能源项目的发电量和项目产生的收入可能会低于预期，并对我们的财务状况和声誉造成不利影响。

可再生能源设施产生的收入取决于维持其项目工作秩序的能力。自然灾害、恶劣天气、事故、主要设备故障、设备供应商故障、库存或维护服务中未持有的备件短缺或无法获得关键更换部件，包括与可用的电力传输或配电网络的互联故障，可能会损坏或要求可再生能源关闭其涡轮机、电池板或相关设备和设施，导致发电量水平和收入下降。

可再生能源从可再生能源设施中产生收入的能力取决于相互关联的公用事业和/或RTO规则、政策、程序和FERC电价和市场条件，这些规则和市场条件不会对可再生项目运营构成限制，从而可能对我们的运营和财务状况产生不利影响。

如果连接到一个或多个发电设施的输电网络因互连的公用事业和/或RTO而发生停电或停电，受影响的项目可能会损失收入。此外，某些可再生能源的发电设施的协议可能允许承购者削减经济，这可能会对收入产生负面影响。此外，在可再生能源运营的某些大宗电力市场，可能会出现输电电网的经济拥堵(例如，项目送电地点与项目客户断电地点之间的负价差)，其企业可能要为这些拥堵成本负责。同样，负拥堵成本可能要求项目要么不参与能源市场，要么以负价格竞标和清算，这可能要求项目在价格为负的每一小时支付运营费用。如果这些企业要为这样的拥堵成本负责，或者如果项目需要在价格为负的任何给定时间内支付运营费用，那么我们的财务业绩可能会受到不利影响。此外，即使项目被缩减，我们也有义务为可再生能源的设施互联协议支付FERC电费价格，该价格可以不时调整。

Avangrate的子公司并不拥有其项目所在的所有财产和其他地点，我们的权利可能从属于留置权持有人和承租人的权利，这可能会对我们的业务和财务状况产生不利影响。

现有和未来的项目可能位于根据长期地役权、租约和通行权占用的其他地点的财产上。受这些地役权、租赁权和通行权约束的其他地点上的财产的所有权权益可能受到抵押贷款或其他留置权和其他地役权、租赁权和第三方先前设定的通行权的约束。因此，其中一些房地产权利可能从属于这些第三方的权利，我们的运营子公司使用其项目所在或将位于的其他地点上的财产的权利可能会丢失或减少，其项目对该等地役权、租赁权和通行权的权利可能会丧失或被限制。

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Avangrate和我们的子公司面临罢工、停工或无法以商业合理的条款谈判未来的集体谈判协议的风险，这可能会对我们的业务和财务状况产生不利影响。

Avanggrid的一部分员工受到与各种工会的集体谈判协议的约束。工会活动，包括对工会认证的投票，可能会在Avangrid子公司的非工会员工中进行。虽然我们通常与所有工会保持着牢固的工作关系，但如果工会员工罢工、参与停工或放缓或从事其他形式的劳工罢工或中断，如果没有获得替代劳动力，我们的子公司可能会经历发电、停电和运营中断的减少。这一风险还可能导致人员成本增加。

技术进步和费率设计举措可能会削弱或消除Avangrate的竞争优势，或者可能导致客户流失，这可能会对我们的增长前景、业务和财务状况产生不利影响。

旨在减少温室气体排放或限制全球变暖和总体气候变化影响的立法和监管举措增加了可再生能源新技术的开发、能源效率和投资，以期提高这些技术的效率和成本效益。然而，新的和/或未经验证的技术，包括电池存储和氢技术，可能达不到预期的好处，而且可能不符合成本效益，这是有风险的。新技术或费率设计激励可能会对我们受监管子公司的服务需求产生不利影响，从而影响我们的收入，如分布式发电。同样，如果适当的费率制定没有从统一的角度充分考虑集成的可靠电网的特征，而不考虑客户断开的情况，则未来对网络的投资可能会受到影响。这些分布式能源设备和系统的互操作性、集成性和标准连接可能会给网络公司的运营子公司的系统带来负担，而不能对它们进行充分的补偿。使用可再生能源生产电力的技术和技术正在不断发展，并变得更加复杂。为了保持竞争力和扩大业务，可再生能源必须有效和及时地适应技术变化，这些变化可能会影响我们的现金流和/或降低我们的盈利能力。

Avangrate维持响应式可持续发展计划的努力可能会影响业务运营和投资者情绪。

关于可持续发展的运营和声誉取决于公司在员工参与度、社区关系(包括与负担过重或土著社区的关系)、人权、价值链管理(包括上下游影响)、废物管理和回收，以及可能影响对公司可持续有效性的看法并可能使Avangrate受到更严格的法律或政治审查的领域的行动。Avangrate努力遵守向监管机构、客户和第三方提交的越来越多的可持续性报告要求，并跟踪和提供准确的数据，这可能会影响内部资源。此外，Avanggrid还有几个目标，包括但不限于减排、土地和水等自然资源的可持续利用、生物多样性、增加可再生能源的使用、来源可靠的材料、运营健康和安全以及社会影响。实现这些目标所涉及的努力可能代价高昂，可能需要我们的管理层和其他人员将大量时间和公司资源投入到这些活动中。此外，Avanggrid在实现这些目标方面的实际或预期进展可能会对我们的财务状况和声誉产生不利影响。

地缘政治不稳定可能加剧现有的风险因素。

乌克兰冲突、中东不稳定加剧以及中国与美国关系紧张所导致的近期地缘政治事态发展，可能会进一步加剧在截至2023年12月31日的财政年度的10-K表格中强调的风险因素，包括但不限于通胀、利率、能源供应和价格、供应链延迟以及加剧的网络安全和物理安全威胁。

商业和市场风险因素

由于自然事件的影响，Avangrate的运营和发电量可能会低于预期，这可能会对我们的财务状况和声誉造成不利影响。

天气状况影响电力、天然气和其他燃料的供需，并影响能源和能源相关商品的价格。恶劣天气可能导致停电、人身伤害和财产损失，或影响燃料和水的供应。如果气候变化引起温度和天气模式的异常变化，导致更强烈、更频繁和更极端的天气事件和条件，我们的许多设施可能面临更大的损坏风险。这些风险包括但不限于洪水、冰雹、龙卷风、飓风、野火和阵风等严重风险，以及干旱、高温和海平面上升等长期风险。

与恢复和/或修复受监管的公用事业设施相关的额外成本的可回收性在各自的费率决定中定义。监管机构有权审查并不允许收回它们认为过高或轻率产生的费用。可靠性指标可能会受到负面影响，从而导致潜在的负比率

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调整或者其他处罚的。我们受监管的公用事业公司受到负面宣传，重点是其配电服务的可靠性，以及它们对停电、天然气泄漏和风暴破坏或其他意外事件造成的类似中断的反应速度。这种性质的负面宣传可能损害我们的声誉和我们子公司的声誉。可再生能源可能会对风能或太阳能设备造成损害，要么是通过自然事件，如雷击损坏叶片或用于从涡轮机或电池板收集电力的地下电力系统；要么可能在极端天气条件下停产或推迟恢复生产，原因包括叶片结冰或进入现场受到限制。

如果天气条件不利或低于产量预测，可再生能源项目的发电量及其项目产生的收入可能低于预期，并对财务状况产生不利影响。

不断变化的天气模式或低于预期的风能或太阳能资源已经导致并在未来可能导致可再生能源项目的发电量减少，这可能会对收入产生负面影响。这些事件可能会在不同时期的生产水平上有很大差异，这取决于可用资源的水平。在没有按计划提供资源的情况下，这些设施的财务结果可能比预期的要少。不断变化的天气模式在过去和未来也可能使设备、部件降级，和/或缩短互联和传输设施的使用寿命或增加维护成本。

其他燃料来源的较低价格可能会减少对风能和太阳能开发的需求，这可能会对可再生能源的增长前景和财务状况产生不利影响。

风能和太阳能的需求受到其他燃料的价格和可获得性的影响，包括核能、煤炭、天然气和石油，以及其他可再生能源。在一定程度上，可再生能源，特别是风能和太阳能，由于政府目标的降低、成本的增加、新的法规、有利于其他形式的能源的激励措施、更便宜的替代能源或其他原因，对可再生能源的需求可能会减少。

购买公用事业规模的电力的买家数量有限，这使可再生能源的公用事业规模的项目面临额外的风险，可能会对其业务产生不利影响。

由于电力的传输和分配高度集中在大多数司法管辖区，在特定地理位置购买公用事业规模的电力的可能买家数量有限，包括输电网运营商、国有和投资者所有的电力公司、公用事业地区和合作社。因此，可再生能源业务产生的电力的潜在买家集中在一起，这可能会限制我们根据新的PPA谈判优惠条款的能力，并可能影响我们为发电设施产生的电力寻找新客户的能力(如果有必要)。可再生能源的PPA投资组合大多是与低风险监管的公用事业公司签订的合同。在过去的几年里，商业和工业客户的参与有所增加。这些公司的长期业务风险状况较高，导致信用风险增加。此外，如果这些公用事业公司和/或电力购买者的财务状况恶化，或者他们目前所受的RPS计划、气候变化计划或其他法规的约束，迫使他们获得可再生能源供应的变化，对可再生能源业务生产的电力的需求可能会受到负面影响。

设备供应商为Network and Renewables的项目提供的任何保修的利益可能受到供应商履行其保修义务的能力的限制，或者如果保修期限已满或具有可能对我们的业务和财务状况产生不利影响的责任限额。

网络和可再生能源预计将受益于供应商为我们的运营子公司购买设备提供的各种保修，包括产品质量和性能保修。供应商可能无法履行其保修义务，或者保修可能不足以补偿所有损失或弥补某一特定缺陷。此外，这些保修通常在设备交付或调试之日起两至五年内到期，并受责任限额的限制。如果延迟安装，运营子公司可能会失去全部或部分保修利益。

如果电力市场价格下降，且可再生能源无法协商有利的定价条款，则PPA到期或提前终止时，可再生能源的收入可能会减少，这可能会对我们的业务和财务状况产生负面影响。

可再生能源的PPA组合主要有固定的或以其他方式预先确定的每个PPA生命周期的电价。电力市场价格的下降可能会导致购买力平价协议到期或延长时收入减少。可再生能源的大多数能源发电项目在购买力平价协议到期后成为商家，并受到市场风险的影响，除非可再生能源能够谈判延长或更换合同。若可再生能源无法以同等条款及条件取得替代合约，或以其他方式取得可让相关设施在盈利基础上营运的价格，则受影响的项目可能会暂时或永久停止营运，并引发资产价值减值。

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我们的风险管理政策不能完全消除与我们一些运营子公司的商品交易和对冲活动相关的风险，这可能会导致重大损失，并对我们的财务状况产生不利影响。

我们子公司的大宗商品交易和对冲活动本质上是不确定的，涉及对一些难以预测的因素的预测和估计，例如未来的价格以及对电力和其他能源相关大宗商品的需求。此外，除了自营交易和对冲活动外，可再生能源还通过其在电力和其他与能源相关的大宗商品的“天然”多头头寸，对大宗商品价格走势有敞口。我们通过内部风险管理政策、执行既定的风险限额和风险管理程序来管理此类活动的风险敞口，但这些措施可能并不有效，即使有效，也不能完全消除与此类活动相关的风险。

与我们普通股所有权相关的风险因素

Iberdrola对Avanggrid的影响很大，它的利益可能与你的不同。此外，Iberdrola未来出售或发行我们的普通股可能会对我们的普通股价格产生负面影响。

Iberdrola拥有我们普通股约81.6%的流通股，并有能力对Avanggrid的政策和事务施加重大影响，包括我们董事会的组成和任何需要我们股东批准的行动，包括通过对公司注册证书和章程的修订，以及批准合并或出售我们几乎所有的资产，符合适用法律和我们与Iberdrola作为缔约方的股东协议中规定的限制。Iberdrola指定的董事可能拥有重大权力来影响我们的资本结构，包括发行额外的股本、产生额外的债务、实施股票回购计划以及是否宣布股息的决定。

Iberdrola的利益可能与我们其他股东的利益冲突。例如，Iberdrola可能会支持我们的某些长期战略或目标，而这些战略或目标在短期内可能不会为股东带来好处。所有权的集中还可能推迟、推迟甚至阻止控制权的变更，即使控制权的变更会让我们的其他股东受益，并可能使一些交易在没有Iberdrola的支持下变得更加困难或不可能。这种重大的股权集中可能会对我们普通股的交易价格产生不利影响，因为投资者可能会认为，持有股东拥有公司流通股相当大比例的公司的股票是不利的。

此外，Iberdrola出售我们的普通股或认为它可能出售普通股的看法可能会显著降低我们普通股的市场价格。即使Iberdrola不向市场大量出售我们普通股的股票，它转让这些股票的权利也可能压低我们普通股的价格。此外，根据Avanggrid和Iberdrola于2016年12月15日达成的股东协议，Iberdrola有权享有我们普通股的习惯登记权，包括选择普通股的分配方法、选择承销商以及我们将承担的费用和开支。Iberdrola还保留优先购买权，以防止与我们的股权发行相关的稀释。如果Iberdrola行使其注册权和/或优先购买权，我们普通股的市场价格可能会受到不利影响。此外，作为一家受控公司，最终母公司层面出现的相关风险可能会对我们的股价、财务状况、信用评级或声誉产生负面影响。

我们选择利用纽约证交所上市公司的公司治理规则中的“受控公司”豁免，这可能会降低我们普通股对一些投资者的吸引力，或者以其他方式损害我们的股价。

根据纽约证券交易所的规则，个人、集团或另一家公司持有超过50%投票权的公司是“受控公司”，并可选择利用纽约证券交易所上市公司的公司治理规则的某些豁免。Avanggrid选择利用这些豁免，作为一家受控公司，不需要董事会中的大多数成员是独立董事、薪酬委员会和提名和公司治理委员会，也不要求这些委员会完全由独立董事组成。因为我们是一家“受控公司”，你不会得到与受纽约证券交易所所有公司治理要求约束的公司股东相同的保护，而不考虑“受控公司”可获得的豁免。我们作为一家“受控公司”的地位可能会降低我们的普通股对一些投资者的吸引力，或者以其他方式损害我们的股价。

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我们的股息政策受我们董事会的自由裁量，可能会受到我们的债务协议和纽约州法律的限制。

尽管我们目前预计将定期支付季度股息，但支付股息的任何决定都由我们的董事会酌情决定，并取决于我们的财务状况、收益、法律要求等条件，包括纽约州法律的限制以及董事会认为相关的其他因素。本公司董事会可自行决定改变派息金额或频率，或完全停止派发股息。出于这些原因，投资者可能无法依靠股息来获得投资回报。

如果我们的子公司无法支付股息或偿还我们的贷款，Avangrate可能无法履行我们的财务义务，也无法支付我们普通股的股息。

我们是一家控股公司，因此没有自己的创收业务。我们依赖来自子公司的股息和偿还贷款以及外部融资来提供进行未来投资、偿还债务、支付行政成本和支付股息所需的现金。我们的子公司是独立的法人实体，没有支付股息的独立义务。我们受监管的公用事业公司受到监管决定的限制，除非维持最低股本与总资本比率，否则不得向美国支付股息。未来颁布的法律或法规可能禁止或进一步限制我们的子公司支付上游股息或偿还资金的能力。此外，在子公司清算或重组的情况下，我们参与资产分配的权利受制于子公司债权人的优先债权。因此，我们支付普通股股息和履行财务义务的能力取决于子公司产生持续收益和现金流的能力，以及向我们支付股息和偿还贷款的能力。

一般风险因素

如果我们未来不能对财务报告保持有效的内部控制，投资者可能会对我们财务报告的准确性和完整性失去信心，我们普通股的交易价格可能会受到负面影响。

作为一家上市公司，我们必须根据美国证券交易委员会和纽约证券交易所通过和将要采用的适用法律和规则，遵守报告、披露控制和其他义务，例如要求我们的管理层就我们的财务报告内部控制的有效性和我们的独立注册会计师事务所证明我们的内部控制的有效性。我们的管理层和其他人员在这些合规活动上投入了大量时间，如果我们不能及时遵守这些要求，或者如果我们无法得出我们对财务报告的内部控制是有效的结论，我们准确报告我们的现金流、运营结果或财务状况的能力可能会受到抑制，可能需要额外的财务和管理资源。如果我们未能保持对财务报告的内部控制，或者如果我们的独立注册会计师事务所确定我们的财务报告内部控制存在重大弱点或重大缺陷，可能会导致投资者对我们的财务报告的准确性和完整性失去信心，我们的普通股市场价格下跌，或者我们受到纽约证券交易所、美国证券交易委员会或其他监管机构的制裁或调查。未能弥补我们在财务报告内部控制方面的任何重大缺陷或重大缺陷，或未能实施或维持上市公司所需的其他有效控制系统，也可能限制我们未来进入资本市场的机会，并减少或消除我们普通股的交易市场。

税法的变化，以及在确定与税收相关的资产和负债额时使用的判断和估计，可能会对我们的财务状况产生不利影响。

我们的所得税拨备以及税务相关资产和负债报告需要重大判断和使用估计。与税收相关的资产和负债的金额涉及对收入、扣除和税收抵免的确认时间和可能性的判断和估计，包括但不限于对已采取的税务头寸的潜在不利结果的估计以及利用税收福利结转的能力，例如净营业亏损（NOL）和税收抵免结转。由于税法、法规和解释、我们的财务业绩和经营业绩变化等未来影响，实际所得税可能与估计金额存在很大差异。

我们的投资和现金余额都有损失的风险。

我们的现金余额和我们子公司的现金余额可以存放在银行，可以投资于商业票据或货币市场基金等流动性证券，也可以存放在我们与Iberdrola集团其他附属公司共同参与的流动性协议中。超过联邦存款保险限额的银行存款将受到交易对手银行的风险影响。流动性较强的证券和货币市场基金可能会损失本金，在不利的市场环境下，更有可能面临流动性不足的风险。

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为我们的业务提供资金的成本和可获得性在本质上是不确定的，可能会对我们的财务状况产生不利影响。

Avangrate及其子公司面临着一般利率水平上升以及地缘政治和其他宏观经济因素以及影响资本市场的事件的风险，这些因素和事件可能会增加资本成本或限制资本的可获得性。此外，Avangrate的业绩直接影响其财务实力和信用评级，从而影响其吸引资本的成本和能力。资本成本的大幅增加，无论是由经济或资本市场状况或不利的公司业绩引起的，都会对我们的财务业绩产生不利影响，并可能使某些潜在的商业机会变得不经济。长期无法获得资本将削弱我们执行业务计划的能力，并可能削弱Avanggrid履行其财务义务的能力。

Avangrate及其子公司可能面临诉讼或行政诉讼，其结果或和解可能会对我们的业务、财务状况和声誉产生不利影响。

Avanggrid和我们的运营子公司一直并将继续参与正常业务过程中出现的法律诉讼、行政诉讼、索赔和其他诉讼。Avanggrid可能会遇到与这些诉讼或未来诉讼相关的不利结果、发展或索赔和解，例如金钱损害的判决、禁令、不利的和解条款或拒绝或撤销可能对我们的业务、财务状况和声誉产生不利影响的许可或批准。

Avanggrid无法为可能对我们的财务状况产生不利影响的所有潜在风险提供保险。

Avangrate面临着我们业务中固有的某些风险，如设备故障、制造缺陷、自然灾害、恐怖袭击、网络攻击和破坏，以及受到国际、国家、州或地方事件的影响。我们的保险范围可能不会继续在经济可行的基础上提供或提供，也可能不会涵盖所有可能导致损失或索赔的事件，这些损失或索赔涉及我们子公司的资产或运营。

养老金和退休后福利计划可能需要在未来对此类计划进行重大贡献，这可能会对我们的业务和财务状况产生不利影响。

我们为大量员工、前员工和退休人员提供固定收益养老金计划和由我们的子公司管理的其他退休后福利。金融市场混乱和为履行这些义务而持有的投资的市值大幅下降、贴现率假设、参与者人口结构和寿命延长，以及法律和法规的变化，可能需要我们为计划做出重大贡献。

在竞争激烈的劳动力市场中，Avangrate和我们的子公司可能会遭受关键人员的流失或无法招聘和留住合格员工，这可能会对我们的运营和财务状况产生不利影响。

阿凡格丽德的运营有赖于我们员工的持续努力。留住关键员工和吸引新员工对我们的财务业绩和运营都很重要。在公平、机会、多样性和包容性方面有效促进最佳劳工做法，以及为能源过渡提供与运营和技术相关的技能，对Avangrid来说越来越重要。我们不能保证我们管理层的任何成员将在任何时间内继续担任任何职务。我们在竞争日益激烈的劳动力市场运营，我们的员工中有越来越多的人符合退休条件。如果员工流动率增加或我们的劳动力继续老龄化而没有适当的替代，我们的效率和效力、生产力和追求增长机会的能力可能会受到损害。此外，在未来五至十年内，大部分技术熟练的劳动人口将有资格退休。由于技术复杂的工作、竞争激烈的劳动力市场和不断变化的工作场所，这些高技能的人不可能很快被取代。这可能导致生产率下降，并增加招聘和培训成本。

项目1B。未解决的员工评论。

没有。

项目1C。基础设施保护和网络安全措施

Avanggrid拥有多层次的安全管理方法，包括旨在降低未经授权访问或未经批准使用我们的设施、资产和网络基础设施(如我们的传输和分配系统)的风险的控制、措施和设计。这些措施是评估、识别和管理重大网络安全相关风险的关键，已整合到我们各自的业务部门以及整个公司的整体风险管理框架中。

Avangrid拥有多层安全管理方法，由控制、措施和设计组成，旨在降低未经授权访问或未经批准使用我们的设施、关键资产和基础设施（例如我们的传输和分配系统）的风险。这些措施旨在帮助评估、识别和管理材料

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网络安全相关风险已整合到我们各自的业务部门和整个公司的整体风险管理框架中。

为了管理我们的网络安全和运营风险，根据董事会批准的网络安全风险政策和企业安全政策，我们实施并不断完善网络和物理安全措施，旨在加强我们保护关键资产的技术能力。此外，公司拥有一个安全治理结构，专注于共享关键和相关信息，并优化全业务实践，以识别、评估和管理公司面临的广泛风险，包括与网络相关的风险。

董事会的审计委员会监督物理和网络安全事务、事件响应管理、与物理安全、信息安全、网络安全和技术相关的风险，以及管理层为减轻此类风险而采取的步骤。首席安全官定期向审计委员会报告这类事项。作为公司采取措施防范此类风险的努力的一部分，公司持续监测并在适用的情况下调整内部政策、规则和程序。该公司通过与内部和外部评估员一起评估其控制措施来评估其安全框架，并努力不断改进其网络安全系统、工具和措施。这包括与进行渗透测试的独立评估员签订合同。

培养全公司范围内与网络相关的弹性也是公司安全管理的核心。Avanggrid每年测试其事件响应计划，并实施培训和意识计划，以教育员工。关于第三方服务，我们在采购流程中嵌入了评估合同风险的流程，并要求供应商遵守我们的数据安全附加规则和其他安全措施。我们的企业安全部门还与联邦和州机构保持联系，酌情交换威胁信息。

根据董事会审计委员会的建议，董事会任命了一名负责安全的高级官员，即首席安全官，或称CSO，他是企业和美国国家安全方面的资深人士。CSO负责监管一个专门的企业安全部门，负责管理整个公司的安全风险。我们的CSO拥有超过25年的网络安全工作经验，在美国国土安全部、网络安全和基础设施安全局(CISA)和北美电力可靠性公司等雇主工作期间，获得了网络安全、情报、隐私和风险降低方面的主题专业知识。公司的公司安全部门负责物理和网络安全计划，该计划得到管理和协助公司寻求保护我们的网络、物理和信息资产的治理计划的支持。这些管理层成员一起通过实施上述控制、措施和设计来了解和监控威胁。

正如我们的风险因素“安全漏洞、战争或恐怖主义行为、电网干扰或未经授权的访问可能对我们的业务、财务状况和声誉产生负面影响”中进一步描述的那样，在本10-K表格年度报告的第1A项-风险因素中，物理或网络漏洞可能导致(但不限于)盗窃、损坏、服务中断和关键运营信息或机密客户信息的泄露。虽然我们过去经历过轻微的安全漏洞，但到目前为止，我们没有意识到我们经历过重大的网络安全或物理漏洞，该公司的目标是采取主动措施来管理不断变化的威胁，包括但不限于重大网络安全事件的威胁。我们继续投资于技术、流程、安全措施和服务，不断努力预测、发现、缓解和保护我们的资产，包括物理和网络资产。这些投资包括评估和实施对我们的网络基础设施资产、网络架构和物理安全措施的适当升级。

第二项。财产。

我们已在“项目1”中对我们的主要实际运营资产的位置和一般特征进行了分类说明。业务其通过引用结合于此。Avanggrid和Networks的主要办事处位于康涅狄格州的奥兰治、缅因州的波特兰和纽约州的罗切斯特，而可再生能源的总部位于俄勒冈州的波特兰和马萨诸塞州的波士顿。此外，Avangrate及其子公司在美国各地设有各种行政办公室。Avanggrid租赁了部分行政和当地办公室。

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下表列出了截至2023年12月31日按地点、类型、租赁或所有权和规模划分的Avangrate的主要属性：

位置

设施类型

租赁/拥有

面积（平方英尺）

奥兰治，康涅狄格州

办公室

拥有

123,159

缅因州奥古斯塔

办公室

拥有

215,832

缅因州波特兰

办公室

租赁

90,325

罗切斯特，纽约

办公室

拥有

149,249

罗切斯特，纽约

办公室

租赁

126,716

俄勒冈州波特兰

办公室

租赁

43,633

波士顿，马萨诸塞州

办公室

租赁

39,215

我们相信我们的办公设施足以满足我们当前的需求，并且如有必要可以获得额外的办公空间。

第三项。法律诉讼。

有关此项目的信息，请参阅本10-K表格年度报告第二部分第8项“财务报表和补充数据”中的合并财务报表注释14和15，该信息通过引用并入本文。

第四项。煤矿安全信息披露。

不适用。

关于我们的执行官员的信息

以下是截至2024年2月21日我们高管的姓名，以及每位高管过去五年业务经验的简要说明：

名字

年龄(1)

标题

佩德罗·阿扎格拉·布拉兹克斯

55

首席执行官

贾斯汀·B Lagasse

36

高级副总裁-首席财务官兼财务总监

何塞·安东尼奥·米兰达·索托

52

可再生能源总裁兼首席执行官

R.斯科特·马奥尼

58

高级副总裁-总法律顾问兼公司秘书

凯瑟琳·斯坦皮恩

54

Networks总裁兼首席执行官

(1)年龄截至2023年12月31日。

佩德罗·阿扎格拉·巴斯克斯。Azagra Blázquez先生自2022年5月29日起担任Avanggrid首席执行官，并从2008年起担任Iberdrola首席开发官，直至被任命为Avanggrid首席执行官。在被任命为首席发展官之前，Azagra Blázquez先生曾担任Iberdrola的董事战略总监。自1998年以来，他还在西班牙马德里的Pontifia de Comillas大学担任公司金融和并购教授。Azagra Blázquez先生曾是西门子Gamesa Renewable Energy，S.A.的董事会成员。他拥有Comillas大学的商学学位和法律学位，以及芝加哥大学的工商管理硕士学位。Azagra Blázquez先生自2019年起担任Avanggrid董事会成员，并曾于2014年至2018年担任董事会成员。此外，Azagra Blázquez先生还是在S圣保罗证券交易所上市的Iberdrola集团公司的成员公司Neoenergia，S.A.的董事会成员。

贾斯汀·B Lagasse。Lagse先生于2023年7月被任命为高级副总裁财务总监，并于2023年11月被任命为临时首席财务官。Lagse先生于2024年2月15日被任命为高级副总裁-首席财务官兼财务总监。Lagse先生此前自2023年7月起担任高级副总裁财务总监，并于2023年11月起担任临时首席财务官。他负责Avangrate及其网络和可再生能源两大业务领域的会计、财务报告、业务绩效、长期规划和管理的方方面面。在此之前，Lagse先生最近担任的职务是副首席会计官总裁，负责公司会计、合并和报告、技术会计和内部控制。在加入Avanggrid之前，Lagse先生曾在北卡罗来纳银行担任董事保险公司、南加州有限责任公司以及缅因州一家地区性会计师事务所的高级保险公司。Lagse先生拥有托马斯学院的会计学学士学位和工商管理硕士学位，并在缅因州持有有效的注册会计师执照。

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何塞·安东尼奥·米兰达·索托。2021年10月12日，米兰达·索托先生被任命为可再生能源联席首席执行官和总裁先生，负责领导公司在美国的陆上风能和太阳能管道的增长和发展。2022年10月12日，米兰达·索托先生成为可再生能源唯一的总裁兼首席执行官。在加入Avanggrid之前，他曾担任西门子Gamesa美洲地区陆上业务的首席执行官以及美国、墨西哥和巴西的董事会主席。他还曾担任美国风能协会(AWEA)董事会秘书和执行委员会成员。在西门子Gamesa的14年任期之前，他在欧洲、亚洲和美洲担任过各种职务，在10年的时间里在跨国工程公司ABB担任过各种职务。Miranda Soto先生拥有西班牙马德里罗马天主教大学的工商管理硕士学位和Gijón工业工程师高级技术学院(西班牙奥维耶多大学)的工业工程硕士学位。

R·斯科特·马奥尼。马奥尼先生于2015年12月17日被任命为高级副总裁-阿凡格里律师事务所总法律顾问。2016年1月27日被任命为艾凡格力秘书，此前担任总裁副总法律顾问兼网络秘书。2007年1月至2012年6月，马奥尼先生担任Avangrid副总法律顾问兼首席FERC合规官，并于1996年10月至2007年1月在Avangrid子公司担任法律和高级管理职位。马奥尼先生也是缅因湾研究院的董事会成员。马奥尼先生拥有圣劳伦斯大学的学士学位，缅因州大学的法学博士学位，佛蒙特州法学院的环境法硕士学位，以及华威大学的工商管理研究生文凭。他曾获得缅因州、纽约州、美国上诉法院、美国地区法院和美国军事上诉法院的律师资格，是康涅狄格州授权的众议院律师。

凯瑟琳·斯坦宾。Stempien女士于2021年3月15日被任命为总裁兼网络公司首席执行官。在加入Avanggrid之前，Stempien女士曾在上市能源公司杜克能源公司担任过各种职务，包括佛罗里达州杜克能源公司的总裁、负责杜克能源公司企业发展活动的企业发展部高级副总裁以及杜克能源公司的副法律顾问总裁。Stempien女士拥有超过25年的法律和金融经验，主要是在能源和电信领域。Stempien女士之前曾担任CinEnergy Corp.的副总法律顾问、AT&T Corporation和AT&T Broadband的高级律师，以及Covington&Burling LLP的助理律师。Stempien女士在波士顿大学法学院以优异成绩获得法学博士学位，并在达特茅斯学院获得政府文学士学位。她还完成了达特茅斯和伦敦经济学院在比较政治研究方面的联合课程，并参加了哈佛商学院的高级管理课程。她是科罗拉多州哥伦比亚特区律师、美国最高法院和美国第三巡回上诉法院的成员。

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第II部

 

 

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。

市场信息和持有者

我们的普通股于2015年12月17日在纽约证券交易所开始交易，代码为“AGR”。在此之前，我们的普通股没有公开市场。

截至2024年2月21日，有2,828名登记在册的股东。

分红

Avangrid预计将继续支付季度现金股息，但无法保证未来股息的金额，这取决于未来的盈利、资本要求和财务状况。

有关股息支付的更多信息请参阅“第7项。管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析”本年度报告的10-K表格。

性能图表

下图比较了Avangrid普通股股东总回报率的变化与标准普尔综合500指数、标准普尔电力公用事业指数和标准普尔公用事业指数2018年12月31日期间的回报率。2018年12月31日至2023年12月31日。

						2018年12月31日						2019年12月31日						2020年12月31日						2021年12月31日						2022年12月31日						2023年12月31日
阿凡格里德						$	100.00					$	164.50					$	142.64					$	156.48					$	102.66					$	78.62
标准普尔500指数						$	100.00					$	171.70					$	202.96					$	231.31					$	155.48					$	207.04
标准普尔电力公用事业指数						$	100.00					$	170.89					$	174.91					$	182.51					$	167.88					$	148.68
S公用事业指数						$	100.00					$	172.56					$	172.38					$	174.96					$	159.42					$	141.05

上述信息假设2018年12月31日Avangrid普通股和各指数的股票投资价值为100美元，包括此期间的股息再投资。显示的变化不一定表明未来的回报。

最近出售的未注册证券

没有。

发行人回购股权证券

截至2023年12月31日的第四季度，Avangrid没有回购普通股。

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股权薪酬计划信息

有关根据股权补偿计划授权发行的证券的信息，请参阅本年度报告中表格10-K的第III部分第12项。

第六项。[已保留]

第七项：管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析。

你应该阅读以下关于我们的财务状况和经营结果的讨论，以及合并财务报表及其附注，这些报表包括在本年度报告10-K表的其他地方。除了历史综合财务信息外，以下讨论还包含反映我们的计划、估计和信念的前瞻性陈述。我们的实际结果可能与我们的前瞻性声明中讨论的结果大不相同。可能导致或促成这些差异的因素包括本年度报告中关于10-K表的下文和其他部分讨论的因素，特别是在第一部分第1a项“风险因素”中讨论的因素。

概述

艾凡格力立志成为美国领先的可持续能源公司。我们的目标是每天努力提供更容易获得的清洁能源模式，促进更健康、更可持续的社区。对可持续发展的承诺牢牢植根于指导Avanggrid的价值观和原则中，环境、社会、治理和财务可持续发展是推动我们业务战略的关键优先事项。

Avanggrid在24个州拥有约440亿美元的资产和业务，集中在我们的两个主要业务线-AvangridNetworks和AvangridRenewables。Avanggrid Networks拥有八家电力和天然气公用事业公司，为纽约和新英格兰的约330万客户提供服务。Avanggrid Renewables拥有并运营着93亿千瓦的电力装机容量，主要通过风能和太阳能发电，在美国22个州都有业务。艾万格丽德支持实现联合国成员国批准的可持续发展目标，连续第五年被伦理研究所评为2023年全球最具道德公司之一，2023年彭博社性别平等指数成员，并被Just Capital评为2024年最公正的100家公司之一，这是第四次年度最公正的美国上市公司排行榜。阿凡格丽德约有8000名员工。Iberdrola S.A.或Iberdrola是一家根据西班牙王国法律成立的公司(Sociedad anónima)，该公司是全球能源行业的领先者，直接拥有Avangrid普通股流通股的81.6%。剩余的流通股由不同的股东持有，其中约14.7%的流通股在纽约证券交易所(NYSE)公开交易。Avangrid的主要业务如下所述。

我们的直接全资子公司包括AvangridNetworks，Inc.，或Networks，和AvangridRenewables Holdings，Inc.，或ARHI。ARHI反过来持有包括AvangridRenewables、LLC或Renewables在内的子公司。Networks通过其子公司拥有和运营我们受监管的公用事业业务，包括电力传输和分配以及天然气分配、运输和销售。可再生能源运营着一系列可再生能源发电设施，主要使用陆上风力发电，也使用太阳能、生物质和热能发电。

通过Networks，我们在纽约、缅因州、康涅狄格州和马萨诸塞州拥有配电、输电和发电公司以及天然气分销、运输和销售公司，截至2023年12月31日，我们向大约230万电力公用事业客户输送电力，向大约100万天然气公用事业客户输送天然气。

网络公司是缅因州的一家公司，持有受监管的公用事业业务，包括电力传输和分配以及天然气分配、运输和销售。Networks通过其直接拥有的八家受监管的公用事业公司，成为一家全球超级地区性能源服务和交付公司：

•纽约州电力和天然气公司，或NYSEG，为纽约州北部超过40%的地理区域的电力和天然气客户提供服务；

•罗切斯特天然气和电力公司，或RG&E，为纽约西部以罗切斯特为中心的九个县地区的电力和天然气客户提供服务；

•联合照明公司，或称UI，为康涅狄格州西南部的电力客户提供服务；

•缅因州中部电力公司，或称CMP，为缅因州中部和南部的电力客户提供服务；

•南康涅狄格天然气公司，或称SCG，为康涅狄格州的天然气客户提供服务；

•康涅狄格州天然气公司，或CNG，为康涅狄格州的天然气客户提供服务；

•伯克希尔天然气公司，或称BGC，为马萨诸塞州西部的天然气客户提供服务；

•缅因州天然气公司，或称MNG，为缅因州中部和南部几个社区的天然气客户提供服务。

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截至2023年12月31日，可再生能源的风能、太阳能和热能装机容量合计为9,338兆瓦，包括可再生能源在联合项目中的份额，其中陆上风电装机容量为8,045兆瓦，海上风电装机容量为39兆瓦。可再生能源的目标是根据长期PPA和对冲协议收缩或对冲80%以上的产能，以限制市场波动。截至2023年12月31日，约78%的产能与PPA签订了平均约9年的合同，另外11%的产量进行了对冲。按截至2023年12月31日的装机容量计算，Avangrate是美国三大风电运营商之一，致力于引领美国能源行业向可持续、有竞争力、清洁能源的未来转型。截至2023年12月31日，可再生能源的装机容量包括68个陆上风力发电场和6个太阳能设施，在全美21个州运营。

终止与Pnmr的合并

2020年10月20日，新墨西哥州公司AvangridPNM Resources，Inc.和新墨西哥州公司NM Green Holdings，Inc.签订了一项合并协议和计划(经2022年1月3日的《合并协议修正案》、2023年4月12日的《合并协议修正案》第2号和2023年6月19日的《合并协议修正案》修订)或合并协议，根据该协议，Merge Sub预计将与PNMR合并并并入PNMR，PNMR将作为AvangRid的直接全资子公司在合并后继续存在，或合并，总对价约为43亿美元。

2023年12月31日，Avanggrid向PNP发出终止合并协议的通知。除其他事项外，合并的条件包括收到某些所需的监管批准，包括NMPRC的批准，并规定如果合并在纽约市时间2023年12月31日下午5：00或结束日期之前仍未完成，合并协议可由Avangrid或PNMR终止。由于截至截止日期仍未收到NMPRC的必要批准，以及截止日期未满足完成合并的条件，Avangrate行使了终止合并协议的权利。任何一方均未因终止合并协议而招致终止罚款。在合并协议终止时，与Iberdrola的资金承诺函和相关附函协议自动终止。

鉴于合并协议的终止，Avanggrid于2024年1月8日提出动议，要求撤回其及其子公司新墨西哥州公共服务公司(PNM)就新墨西哥州公共服务公司(NMPRC)2021年12月8日的命令向新墨西哥州最高法院提交的上诉，该命令驳回了新墨西哥州公共服务公司(PNM)、新墨西哥州公共服务公司(PNM)和NMPRC程序中关于考虑联合合并申请的若干干预者达成的经修订的规定协议。

有关合并的更多信息，请参阅附注1--背景和业务性质。

营商环境

全球流行病和地缘政治不稳定等非常外部事件的影响继续造成全球经济和供应链中断以及金融市场和美国经济的波动。我们继续经历各种供应链中断导致的通胀水平变化，商业和劳动力成本增加，美联储货币政策变化导致的融资成本增加，以及全球经济状况造成的其他干扰。我们继续关注进一步的事态发展，可能包括美国、加拿大和欧盟对俄罗斯实施的进一步制裁，供应链的不稳定，以及俄罗斯政府和/或其他国家可能采取的报复行动。我们正在采取措施，旨在减轻持续冲突的潜在风险，包括但不限于，与供应商沟通以确保供应链不受受制裁材料的影响，并努力使来源多样化和能力规划，以帮助避免供应链中断。迄今为止，持续不断的非常事件，包括但不限于东欧和中东的冲突，尚未对我们的业务或财务业绩产生实质性影响；然而，鉴于地缘政治局势不断演变的性质，我们无法预测这些影响对我们的业务、业务结果或财务状况的影响程度。

我们正在关注美国商务部(DOC)的反规避请愿书，该请愿书声称，从越南、泰国、马来西亚和柬埔寨发货的太阳能电池板和电池规避了对中国太阳能电池板和电池征收的关税。请愿书呼吁对太阳能电池板征收反倾销税和反补贴税。2022年6月，总裁·拜登政府宣布对反规避调查导致的任何潜在关税实行24个月的关税豁免。2023年8月18日，DOC发布了最终裁决，得出结论，在被点名的国家运营的一些制造商在全国范围内规避了AD/CVD关税。可再生能源正在采取措施，旨在减轻其太阳能项目开发组合的潜在风险。到目前为止，这项调查还没有对可再生能源的运营或财务业绩产生实质性影响。尽管有24个月的关税豁免，但太阳能电池板供应链的相关长期影响仍存在不确定性，我们目前无法预测是否会对我们的业务、运营业绩或财务状况产生重大不利影响。

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2023年4月，众议院运输和基础设施委员会在该委员会通过的海岸警卫队授权法案中纳入了海上船员条款。该法案没有包括在众议院国防授权法案中--目前还没有明确的通过路径。如果通过，海岸警卫队的授权可能只允许外国船只在外大陆架上作业，前提是这些船只有美国船员或船只所在国家的船员。如果获得通过，这项立法可能会影响已批准项目的预期时间表和回报。到目前为止，这些法案对可再生能源的运营或财务表现没有重大影响；然而，鉴于最终立法决议的不确定性以及对我们离岸项目的相关影响，我们目前无法预测是否会对我们的业务、运营结果或财务状况产生重大不利影响。

市场上的风力涡轮机供应商数量有限。可再生能源最大的涡轮机供应商西门子-伽美莎(Siemens-Gamesa)和通用电气风电(GE Wind)就某些海上风力涡轮机卷入了一场知识产权纠纷，其中包括将用于葡萄园Wind 1项目的风力涡轮机。2022年7月，联邦地区法院批准了西门子-伽美莎的永久禁令请求，禁止GE Wind进口和销售侵权风力涡轮机，这使得葡萄园Wind 1项目的风力涡轮机不受此类禁令的影响。2023年4月1日，西门子-伽美莎和GE Wind宣布达成全球和解协议，解决争端。和解后，专利案件的法官通过一项日期为2023年4月3日的命令撤销了永久禁令。虽然这一纠纷对可再生能源的运营或涡轮机采购没有实质性影响，但我们继续关注与有限数量的涡轮机供应商的事态发展，这些供应商可能会对可再生能源的运营或涡轮机采购产生影响。

2023年4月，AvangridRenewables收到了美国鱼类和野生动物管理局的一封信，内容涉及据称发生在AvangrigeRenewables某些设施中的某些秃鹰和金鹰死亡事件，这些设施不在Eagle Take许可证范围内。AvangridRenewables已经回复了美国鱼类和野生动物管理局，提供了每个设施的相关鹰取食许可证申请和相关缓解活动的信息。我们无法预测这一初步调查的结果。

2023年6月30日，Avanggrid收到了加利福尼亚州弗雷斯诺港美国海关和边境保护局(CBP)的排除通知，拒绝大约220兆瓦的太阳能组件入境，用于该公司的烘焙和黎明太阳能项目。通知称，由于没有足够的文件证明商品不是在新疆维吾尔自治区全部或部分生产，或者不是由《维吾尔强迫劳动保护法》上的实体名单上的实体在货物被扣留的30天内生产的，这些模块被拒绝。2023年9月，Avangrate与Iberdrola的子公司Iberdrola Renovables Energia SAU或IRE以及太阳能电池板供应商签订了一份销售、假设和转让协议，将其在220兆瓦太阳能组件中的所有权利、所有权和权益转让给IRE。根据这项协议，当此类组件的所有权在交付到IRE的交付地点时(预计在2024年第一季度)转让给IRE时，Avanggrid将收到以前支付给太阳能供应商的此类组件金额的补偿。

有关更多信息，请参阅第1A项中的风险因素。10-K表格中的风险因素

业务成果摘要

我们的营业收入增加了3.86亿美元，从截至2022年12月31日的79.23亿美元增加到截至2023年12月31日的83.09亿美元。

网络业务收入增加的主要原因是纽约自2023年10月12日起上调费率。可再生能源收入的增长主要是由于有利的热力和电力交易，而这一时期的平均价格较高，主要是受到天气的推动。

可归因于Avangrate的净收入从截至2022年12月31日的年度的8.81亿美元减少到截至2023年12月31日的年度的7.86亿美元，减少了9500万美元。这一下降主要是由于2022年从可再生能源的离岸合资企业重组交易中确认的收益。

调整后的净收入(非GAAP财务指标)减少了9300万美元，从截至2022年12月31日的年度的9.01亿美元减少到截至2023年12月31日的8.08亿美元。这一下降主要是由于可再生能源减少了2.4亿美元，这是由2022年从离岸合资企业重组交易中确认的收益推动的，但被网络公司增加的9900万美元所抵消，这主要是由于纽约从2023年10月12日起提高利率，以及公司增加了4800万美元，主要是由于在此期间来自单一州税收变化的税收优惠。

有关非公认会计准则调整后的净收入与Avanggrid应占净收入的更多信息和对账，请参阅“-非公认会计准则财务衡量标准。”

见“-经营成果以进一步分析我们本年度的经营业绩。

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我们的财务状况和融资能力将取决于许多因素，包括我们子公司的收入和现金流水平、银行和资本市场的状况、经济状况、利率以及立法和监管的发展。

网络

输变电与天然气输配

Network的运营子公司是受监管的电力分配和传输以及天然气运输和分配公用事业，其结构和运营受到立法和监管的重大影响。FERC根据FPA监管这些受监管的公用事业公司的州际输电和批发销售电力，包括输电费率和输电资产的允许净资产收益率。此外，Network在纽约、缅因州、康涅狄格州和马萨诸塞州受监管的公用事业的分配率和允许的净资产收益率分别受到NYPSC、MPUC、Pura和DPU的监管。立法和实施立法的监管决定为网络公司的运营建立了一个框架。此外，影响网络公司财务业绩的其他因素是运营事项，如管理费用、无法收回资产和资本支出的能力，以及天气干扰、设备故障和环境法规。网络公司预计将继续在其配电和传输基础设施方面进行大量资本投资。

根据缅因州的法律，CMP通过向零售客户输送能源赚取收入，但禁止向他们出售电力。MP一般不与ISO-NE、新英格兰电力池或任何其他ISO或类似实体签订电力采购或销售协议。根据双边合同，CMP一般将其非公用事业发电机和其他PPA下的所有电力权利出售给不相关的第三方。如果MPUC不批准双边合同的条款，它可以指示CMP通过ISO-NE在现货市场上出售从这些合同中获得的电力权利。NYSEG和RG&E与NYISO进行电力购销交易，为选择直接从他们那里购买能源的客户提供充足的电力供应。客户也可以选择从其他能源供应公司购买能源。

根据康涅狄格州的法律，UI的零售电力客户可以选择他们的电力供应商，而UI仍然是他们的配电公司。在标准服务电价下，UI为那些没有选择零售电力供应商且最大需求低于500千瓦的客户购买电力，为那些没有资格获得标准服务且不选择向零售电力供应商购买发电服务的客户提供最后选择服务供应商的客户。电力的成本是通过对用户账单上的发电服务费进行“传递”。

对于2024年上半年和2024年下半年50%的全部标准服务负荷，UI都有批发供电协议。最后服务的供应商是按季度采购的，UI有一份2024年第一季度的批发电力供应协议。

有关网络的更多信息，包括我们受监管业务的全面概述，请参阅本报告第一部分第1项中题为“业务-网络”的部分。

收入

Network的运营收入主要来自以州公用事业委员会和FERC在其管辖范围内通过基本费率和成本回收递延机制制定的费率销售电力和天然气，包括调节实际收入或产生的成本与根据批准的电价提供的费率津贴之间的差额。成本回收递延机制根据FERC创建监管资产和负债，与美国公认的财务报告会计原则或美国公认会计原则一致。

纽约的监管延期包括电力和天然气供应成本、PPA、净工厂对账(仅向下)、收入脱钩、系统效益费用、RPS、能效计划，包括热泵、经济发展计划、收入分享机制、电动汽车计划成本、劳动力FTE、低收入计划、养老金成本、其他就业后福利成本、环境补救成本、主要风暴成本、配电植被管理成本(仅向下)、天然气研发、增量维护计划(仅向下)、管理审计顾问和实施成本、财产税、改革能源愿景或REV、计划、核电保险有限公司信用、信用卡和借记卡费用、债务成本、能源税、2017年税法、外生成本以及某些立法、会计、监管和税收相关行动。

缅因州的监管延期包括搁浅成本、配电收入脱钩、电力税监管资产、2017税法、环境补救、风暴储备会计、电热存储试点成本、标准报价保留费、AMI选择退出计划成本、AMI延期成本、AMI法律/健康诉讼成本、保护计划成本、需求

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侧管理成本、低收入项目成本、电力生命线项目成本、现成线路延伸成本、电动汽车试点项目成本以及输电规划和相关成本分配。

康涅狄格州的监管延期包括电力和天然气供应成本、PPA、收入脱钩、收益分享机制、系统福利费用、某些困难坏账支出、输电收入要求、天然气分销完整性管理计划成本、天然气系统扩展成本、某些公共政策成本、某些环境补救成本、重大风暴成本以及某些立法、会计、监管和税收相关行动。

马萨诸塞州的监管延期成本包括天然气供应成本、天然气供应相关坏账成本、环境补救成本、拖欠管理计划成本、天然气系统增强计划成本、能效计划成本、2017年税法和某些其他公共政策成本。

除MNG外，Network的每个受监管的公用事业费率计划都包含RDM，根据该RDM，定期将其实际能源交付收入与授权交付收入以及用于向客户退款或从客户收回(视情况而定)的应计差额连同利息进行比较。

NYSEG、RG&E和UI是能源输送公司，也作为最后的供应商提供能源供应。批发市场上设定的能源成本会转嫁给消费者。实际产生的能源成本和最初开具账单的能源成本之间的差额在一个过程中进行调节，该过程导致立即或推迟调整电价。这些程序适用于其他成本，这些成本在大多数情况下是特殊的，例如极端天气条件、环境因素、监管和会计变化的影响以及弱势客户的待遇，这些成本在关税过程中得到抵消。

根据与NYPSC和MPUC达成的协议或作出的决定，Networks的缅因州和纽约州受监管的公用事业公司都必须遵守与建立收入要求时假定的资本结构挂钩的最低股本比率要求。根据这些要求，NYSEG、RG&E、CMP和MNG中的每一家都必须将最低股本比率维持在其当前有效的利率计划或决定中的比率，该比率使用13个月的历史平均值来衡量。在每月的基础上，每一家公用事业公司必须将最低股本比率维持在不低于设定费率的股本比率300个基点的水平。最低股本比率要求的效果是，在不维持最低股本比率的情况下，限制可以支付的股息额，并在某些情况下要求Avangrid提供股本。对于CMP和MNG，禁止进行会导致股本降至最低水平以下的股本分配。对于NYSEG和RG&E，如果NYSEG、RG&E、一家国家公认的评级机构将Avangridor Iberdrola的评级下调至最低投资级，给予负面观察，或下调至非投资级。如果支付股息会导致普通股比率低于最近分配率中用于设定利率的股本百分比300个基点，则UI、SCG、CNG和BGC可能不会支付股息，该比率是按照截至最近一个季度末计算的13个月往绩平均值来衡量的。此外，如果公用事业公司的信用评级(由三大信用评级机构中的任何一家评级)降至投资级以下，或者如果公用事业公司的信用评级(由三大信用评级机构中的两家机构确定)降至最低投资级别，并且有负面观察或审查降级通知，则禁止UI、SCG、CNG和BGC向其母公司支付股息。我们认为，这些最低股本比率要求不会对我们的业绩、现金流或支付季度股息的能力构成任何重大风险。在正常过程中，网络公用事业公司管理其资本结构，以使最高回报水平与授权设定费率的股本水平一致，因此，遵守这些要求不会改变普通股本水平管理。受监管的公用事业子公司也被法规禁止向不受监管的附属公司放贷。

费率

2022年9月9日，UI提交了分销收入要求案，提出了从2023年9月1日至2026年8月31日的三年费率计划。这份文件是基于截至2021年12月31日的测试年度，从2023年9月1日(UI利率第1年)、2024年9月1日(UI利率第2年)和2025年9月1日(UI利率第3年)开始的利率年。UI要求Pura批准新的分销费率，以弥补UI费率第一年约9100万美元的收入需求增长，UI费率第二年约2000万美元的增量增长，UI费率第三年约1900万美元的增量增长，而根据UI目前的费率计划，否则将收回的总收入。UI的费率计划还包括几项措施，以缓和建议的费率更新对所有客户的影响，包括但不限于，费率统一建议，将拟议的总费率增加分散到三个费率年度，这将导致UI费率第一年的收入变化约5,400万美元。2023年8月25日，普拉发布了关于2023年9月1日开始的UI一年期费率计划的最终决定，规定在允许的9.1%的ROE的基础上增加2300万美元的费率，通过某些调整将ROE降至8.63%。最终决定确立了由50%的普通股和50%的债务组成的资本结构。最终决定的结果是

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与目前水平相比，基本分销率平均增加约6.6%，客户账单平均增加约2%。2023年9月18日，UI向康涅狄格州高等法院提起了对普拉最终裁决的上诉，原因是与递延资产、在役工厂和运营费用的处理有关的事实和法律错误。我们无法预测这件事的结果。

2023年4月24日，康涅狄格州总检察长、消费者律师办公室、康涅狄格州公用事业监管局教育、外联和执法办公室和康涅狄格州工业能源消费者提交请愿书，要求普拉为CNG举行一般费率听证会。2023年5月5日，CNG和SCG做出回应，表示愿意为两家公司提起一般费率诉讼。普拉于2023年5月21日同意了两家公司的提议。2023年9月29日，SCG和CNG提交了一份意向书，准备在2023年11月3日左右提起一般费率案件。

2023年11月3日，CNG和SCG提交了分销收入要求案，分别为两家公司提出了从2024年11月1日至2025年10月31日的一年期费率计划。这份申请是基于截至2022年12月31日的测试年度。 CNG要求Pura批准新的分销费率，以弥补约1,980万美元的收入需求增加，SCG要求批准新的分销费率，以弥补约4,060万美元的收入需求增加。CNG和SCG的费率计划还包括几项措施，以缓和拟议费率更新对所有客户的影响，包括采用低收入折扣率，并寻求维持其现有的收入脱钩和收益分享机制。

2022年6月24日，BGC向马萨诸塞州总检察长办公室(AGO)提交了和解协议，供DPU批准。和解协议是在BGC于2021年12月14日提交提交费率时间表的意向通知之后达成的。在这一申请之后，BGC和AGO就和解协议进行了谈判，而不是向DPU提起全面诉讼的利率案件。和解协议允许就BGC的收入要求以及BGC有权在2023年1月1日和2024年1月1日获得的各种阶梯增加进行商定的调整。它提供了在2024年1月1日之前将BGC的收入需求比当前费率(反映9.70%的净资产收益率和54.00%的股本比率以及其他阶段性调整)增加高达560万美元的机会。和解协议于2022年10月27日获得DPU的全面批准，新的费率于2023年1月1日生效。

2022年5月26日，NYSEG和RG&E向NYPSC提交了新的费率计划。利率备案是基于2021年测试年的财务结果，调整为2023年5月1日至2024年4月30日的利率年。NYSEG和RG&E申请了一年期利率计划，但表示有兴趣在案件悬而未决期间探索多年计划(这是纽约的惯例)。

2022年9月16日，NYPSC将新的关税和费率暂停到2023年4月21日，NYSEG和RG&E自愿同意在2023年10月18日之前暂停新的关税和费率，但须遵守一项完整条款。

在发现和和解谈判之后，NYSEG和RG&E于2023年6月14日向NYPSC提交了一份为期三年的费率计划的联合提案(2023年JP)和解协议。2023年7月，就和解举行了听证会。2023年JP规定了NYSEG和RG&E的电力和天然气服务的三年费率计划，从2023年5月1日开始，一直持续到2026年4月30日。就2023年JP而言，这三个利率年分别定义为截至2024年4月30日(纽约利率第1年)、2025年4月30日(纽约利率第2年)和2026年4月30日(纽约利率第3年)的12个月；2023年10月12日，NYPSC批准了JP 2023，从2023年5月1日开始，一直持续到2026年4月30日。新关税的生效日期为2023年11月1日，补充条款追溯至2023年5月1日。

经批准的2023年JP包括NYSEG和RG&E的电气和天然气业务交货率计划的三年统一。根据商定的收入分配和费率设计，实际账单影响因客户类别而异。NYSEG Electric、NYSEG Gas、RG&E Electric和RG&E Gas的允许普通股权益回报率为9.20%。每项业务的普通股权益比率为48.00%。

2023年JP还包括适用于每项业务的收益分享机制(ESM)，该机制根据赚取的ROE而有所不同，超过分享门槛的客户部分的收益将被递延，否则将用于减少NYSEG和RG&E各自的未偿还监管资产递延余额。此外，NYSEG和RG&E部分的50%将用于减少各自与风暴相关的未偿还监管资产延期余额，前提是存在此类余额。

如果NYSEG未能达到其年度SAIFI绩效指标，2023年JP将进一步加强配电植被管理，维持气体安全绩效指标，为客户服务质量的指定方面建立门槛绩效水平，并包括三项电气可靠性绩效指标(SAIFI、CAIDI和配电线路检查计划II级缺陷指标)，如果NYSEG未能达到其年度SAIFI绩效指标，则从2023年开始进行负收入调整(NRA)。

NYSEG和RG&E将继续执行RAM，以返还或收集先前费率计划中建立的剩余客户账单积分，并将继续以每类总收入为基础，继续实施电力收入脱钩机制。

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2023年的JP反映了NYSEG Electric和RG&E Electric Grand Storm分别收回了约3.71亿美元和5460万美元的递延成本。NYSEG剩余的超级风暴监管资产5,230万美元和2020年联合提案中非超级风暴监管资产9,660万美元将在七年内摊销。RG&E在2020年联合提案之前建立的剩余非超级风暴监管资产1,960万美元将在两年内摊销。NYSEG和RG&E的所有其他延迟风暴成本都将在10年内摊销。2023年JP在2023年JP期间逐步提高NYSEG和RG&E的主要风暴费率津贴，以更好地使NYSEG和RG&E的实际主要风暴成本与此类费率津贴保持一致，并支持NYSEG和RG&E的信用指标。

2023年JP包含符合、支持和促进CLCPA目标的条款，这些条款包括增加对能效项目的资金，在预期电气化增加的情况下加强电力系统，增加对电动热泵项目的资金，为提高电力和天然气的可靠性和弹性提供资金，鼓励非管道和非电线替代，以及更换容易泄漏的管道。2023年JP还包括支持6.34亿美元的资本投资，用于CLCPA第一阶段投资，预计将在三年费率计划之后投入使用。

在2020年2月19日发布的一项命令中，MPUC授权将CMP的分销收入要求增加1,700万美元，或约7.00%，基于9.25%的允许ROE和50.00%的股权比率。此次上调自2020年3月1日起生效。自2020年3月1日起，MPUC在2017年实施新的计费系统后，对与CMP客户服务表现相关的管理效率实施了1.00%的净资产收益率(ROE)(至8.25%)，该系统将在客户服务表现令人满意后取消。2021年9月，MP达到了所需的18个月滚动平均满意客户服务基准，并向MPUC提交了取消管理效率调整的请求，MPUC批准了该请求，自2022年2月18日起生效。

2022年8月11日，CMP提交了一份三年费率计划，每年对分销收入要求进行调整。2023年5月31日，CMP提交了一项解决此案所有问题的规定，规定如果年度收益超过CMP允许的ROE 0.01个基点，则ROE为9.35%，股权比率为50%，收益分成为50%。该规定还规定了一项为期两年的前瞻性利率计划，从2023年7月1日开始，每六个月增加四次同等数额的利率。接下来的三次上调将分别于2024年1月1日、2024年7月1日和2025年1月1日进行。每次增加的金额为1,675万美元。这些收入增长包括业务和维护费，但主要是由于《议定书》缔约方会议预计在该规定所涉期间发生的资本投资增加。该规定还对CMP设置了服务质量指标激励机制。这一激励是由一个惩罚机制提供的，该机制将对未能达到规定的服务质量指标目标的人处以每年最高880万美元的罚款。该规定于2023年6月6日由MPUC批准。

2016年5月17日，MPUC批准了MNG到2026年4月30日的十年费率计划。针对非奥古斯塔客户的结算结构包括在五年内实现34.60%的交付收入增长，允许的净资产收益率为9.55%，普通股权益比率为50.00%。针对奥古斯塔客户的结算结构包括一项为期十年的费率计划，向现有的奥古斯塔客户收取的费率等于非奥古斯塔客户的费率，外加为期五年的每年增加的附加费。新奥古斯塔客户的费率将基于替代燃料市场模式设定。在费率计划的第七年，MNG将提交奥古斯塔地区的服务成本申请，以确定是否应该继续费率计划。这项服务成本申报将不包括2012/2013年度工厂初始总投资的1500万美元，但该规定允许这些资产加速折旧。如果奥古斯塔地区的服务成本申报显示净资产收益率高于14.55%，则费率计划可能会停止，否则费率计划将继续。

CMP和UI的电力传输速率由FERC管理并由ISO-NE管理的电价确定。传输率每年根据FERC授权的公式设定，该公式允许回收直接和分配的输电运营和维护费用，包括资产投资的回报和回报。FERC目前提供的初始基本净资产收益率为10.57%，并根据年份、电压和其他因素适用于资产的额外激励措施。

2011年9月30日，马萨诸塞州总检察长、DPU、PURA、新汉普郡公用事业委员会、罗德岛州公用事业和运营商分部、佛蒙特州公共服务部、多家新英格兰消费者权益保护机构和输电电价客户根据联邦电力法第206和306条向FERC提出联合申诉，指控几家NETOS在计算ISO-新英格兰开放接入输电电价(OATT)下传输服务的公式费率时使用的11.14%的批准基本ROE不公平合理，并要求将基本ROE降低9.2%。CMP和UI是NETO，其资产和服务费率受OATT管辖，因此将受到所提交申诉产生的任何FERC命令的影响。

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2012年12月26日，随后费率期的第二起相关投诉被提交，要求将ROE降低至8.7%。2014年7月31日，针对随后的费率期提出了第三起相关投诉，要求将ROE降低至8.84%。2016年4月29日，在之前的投诉之后的费率期内提出了第四起投诉，要求基本ROE为8.61%，ROE上限为11.24%。

2018年10月16日，FERC发布了一项命令，指导简报，并提出了一种新的方法来计算NETO ROE，该方法包含在FERC存档的NETO传输公式速率中。我们无法预测诉讼的最终结果。

立法和监管的最新进展

新英格兰清洁能源连接

2018年，由CMP和魁北克水电联合竞标提出的新英格兰清洁能源连接(NECEC)输电项目，被马萨诸塞州配电公用事业(EDC)和马萨诸塞州联邦的实干家83D清洁能源征求建议书选中。NECEC输电项目包括一条145英里长的输电线路，连接加拿大魁北克和新英格兰的电网。该项目估计总建设成本约为15亿美元，将增加1200兆瓦的输电能力，向缅因州和新英格兰其他地区提供可靠的水力发电。

2018年6月13日，CMP与马萨诸塞州EDC和总部能源服务(美国)签订了输电服务协议(TSA)。或HQUS，该公司是魁北克水电公司的附属公司，负责管理NECEC输电项目的服务条款和收入回收。在签署技术和服务协议的同时，电力控制中心与总部质量控制中心签署了某些PPA，用于向电力控制中心出售电力和环境属性。2018年10月19日，FERC发布了一项命令，接受TSA自2018年10月20日起作为CMP费率表备案。2019年6月25日，马萨诸塞州DPU发布命令，批准NECEC项目长期PPA和EDC收回TSA费用。NextEra Energy Resources随后对这一命令提出上诉。2020年9月3日，马萨诸塞州最高司法法院驳回了NextEra Energy Resources对DPU命令的上诉。

NECEC项目需要MPUC颁发的公共便利和必要性证书(CPCN)。2019年5月3日，MPUC发布命令，批准CPCN参与NECEC项目。NextEra Energy Resources随后对这一命令提出上诉。2020年3月17日，缅因州法院驳回了NextEra Energy Resources对CPCN的上诉。

2021年1月4日，根据2020年11月3日的转让协议条款，CMP将NECEC项目转让给网络公司的全资子公司NECEC传输有限责任公司。

NECEC项目需要获得多个州和联邦机构的某些许可，包括环境许可，并获得美国能源部(DOE)的总统许可，授权在美国和加拿大之间的国际边境建设、运营、维护和连接电能传输设施。2020年1月8日，缅因州土地利用规划委员会(LUPC)为NECEC颁发了LUPC证书。缅因州环境保护部(MDEP)根据一项日期为2020年5月11日的命令，向NECEC授予了场地发展法、自然资源保护法和水质认证许可证。MDEP命令被某些干预者上诉。通过一项日期为2022年7月21日的命令，缅因州环境保护委员会(MBEP)驳回了对MDEP命令的上诉，以及MDEP于2020年12月4日批准将该项目的部分许可证转让给NECEC传输有限责任公司的命令的上诉。2022年8月，对MDEP命令提出上诉的干预者对MBEP命令提出上诉。其中一些干预者在2023年6月驳回了他们的挑战，尽管有一组人继续保持他们的挑战。这一上诉正在缅因州高等法院待决。此外，某些干预者对MDEP 2021年5月7日批准某些细微修改的命令提出上诉。2023年2月16日，MBEP驳回了上诉，确认了提交的MDEP命令。2023年3月，干预者向缅因州高等法院上诉，但随后于2023年6月驳回了这一质疑。

2020年11月6日，根据1899年《河流和港口法》第10条和《清洁水法》第404条，该项目获得了美国陆军工程兵团或陆军兵团的必要批准。缅因州地区法院目前正在审理一项要求宣告性和禁令救济的申诉，要求法院除其他外，腾出或还回三个环境团体提交的NECEC项目的第404条《清洁水法》许可证。我们不能预测这一诉讼的结果。

ISO-NE于2020年5月13日发布了NECEC的最终系统影响研究(SIS)，确定了允许NECEC与ISO-NE系统互联所需的升级。2020年7月9日，该项目获得了与该互联互通请求相关的正式I.3.9批准。CMP、NECEC传输有限责任公司和ISO-NE签署了互连协议。关于Seabrook核电站，或称Seabrook站所需的升级

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2023年1月1日，FERC发布了一项命令，部分批准了Avanggrid和NECEC传输有限责任公司对NextEra Energy Resources，LLC和NextEra Energy Seabrook，LLC或Seabrook的申诉，部分否认了Avanggrid和NECEC Transport LLC的申诉，并驳回了Seabrook要求发布声明命令的请愿书。除其他事项外，FERC根据Seabrook电站的大型发电机联网协议和良好的公用事业惯例，指示Seabrook更换Seabrook电站的断路器。此外，FERC认定Seabrook不应收回与断路器更换相关的机会或法律成本。NextEra要求重新考虑FERC的决定，该决定于2023年4月被驳回，并于2023年6月被FERC的进一步命令驳回。NextEra已就这一决定向美国华盛顿特区巡回上诉法院提起上诉，目前仍悬而未决。我们不能预测这一诉讼的结果。

2021年1月14日，美国能源部颁发了总统许可证，允许NECEC传输有限责任公司在美国和加拿大的国际边境建设、运营、维护和连接电力传输设施。2021年3月26日，挑战陆军军团许可证的原告向缅因州地区法院提出许可动议，以补充他们的申诉，增加对能源部与总统许可证有关的索赔。2021年4月20日，地区法院批准了原告修改诉状的动议。2021年4月22日，原告提交了修改后的起诉书，要求法院除其他外，腾出、撤销、还押或暂缓发放总统许可证。对总统许可证的这一挑战目前正在缅因州地区法院待决。我们不能预测这一诉讼的结果。

2021年11月2日，缅因州选民通过全民公决，批准了L.D.1295(I.B.1)(130 Legis.2021年)，“要求某些输电线路获得立法批准，要求某些输电线路和设施以及在公共预留土地上的其他项目获得立法批准，并禁止在上肯纳贝克地区建造某些输电线路的法案”(“倡议”)，根据其条款，该法案将追溯适用于NECEC项目。特别是，《倡议》(I)要求在缅因州修建任何高影响输电线路的立法批准，追溯到2020年，并以缅因州立法机构每一院当选议员三分之二的票数批准跨越或利用公共土地的线路所需的线路；(Ii)追溯至2020年，禁止在上肯纳贝克地区建造一条高影响的输电线路，以及(Iii)自2014年起，规定由公园和地政局(“BPL”)对用于输电线路和类似线性项目的公共预留土地进行租赁的缅因州立法机构选举产生的所有议员中三分之二的人投票表决。

2021年11月3日，Networks和NECEC传输有限责任公司提起诉讼，质疑该倡议的合宪性，并请求禁制令救济，阻止该倡议对NECEC传输项目的追溯执行。网络和NECEC传输有限责任公司也要求在诉讼悬而未决期间发布初步禁令，防止这种追溯执行，但最终被拒绝。该倡议于2021年12月19日生效。

2021年12月22日，Networks和NECEC传输有限责任公司提出动议，要求商业和消费者法院根据适用的上诉程序规则向缅因州法院报告其裁决，以提出中间上诉。商业和消费者法院批准了这项动议，因此将其决定送到法院复审。2022年8月30日，法院裁定，如果NECEC传输有限责任公司能够证明，在缅因州选民批准该倡议之前，它真诚地依赖MPUC授予的CPCN授权，参与了NECEC项目的实质性建设，那么某些倡议条款将侵犯宪法保护的既有权利。缅因州法院将此事发回商业和消费者法院进行审判，以确定这一问题。审判于2023年4月10日开始，2023年4月20日结束，当时陪审团一致裁定，NECEC真诚地建造了大量建筑。法院随后作出命令，称NECEC已获得继续开展该项目工作的既得权利，将该倡议追溯适用于NECEC项目将违反《缅因州宪法》。没有任何一方对这一决定提出上诉。

2021年11月23日，MDEP发布了一项命令，认定该倡议构成了一个变化的情况，有理由暂停NECEC项目的MDEP许可证。MDEP在其命令中规定，只要暂停这种MDEP许可证，所有施工都必须停止，但条件是该命令要求的某些活动的执行和完成。MDEP于2023年5月取消了这一命令。

2023年8月3日，NECEC恢复了有限的建设，并正在继续评估NECEC项目的施工时间表、相关的商业运营日期和项目总成本，包括施工成本增加、与第三方供应商就合同和某些变更单发生纠纷以及预期回报减少的潜在影响。截至2023年12月31日，我们已为NECEC项目资本化了约8.07亿美元，其中包括资本化的利息成本和与该项目相关的其他额外付款以及建设成本。

关于BPL对缅因州一小块公共土地授予的租约，以容纳NECEC的0.9英里路段，2022年11月29日，法院撤销了初审法院先前的裁决，推翻了BPL授予租约的决定。法院确认，BPL在授予租约时是在宪法和法定权力范围内行事的。

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此外，法院认为，该倡议中要求缅因州立法机构两院选出的所有议员的三分之二投票通过的部分，即BPL为输电线路和类似的线性项目保留的公共土地的租赁，追溯适用于NECEC的租约，违反了《美国宪法》和缅因州宪法的合同条款，因此，该租约不被该倡议废止。

在市政一级，该项目已获得多个市政批准，并将根据项目时间表争取任何剩余的市政批准。

缅因州政府举行权力公投

2023年11月，缅因州选民否决了一项由政府运营的权力公投，并批准了一项“无空白支票”公投，要求公民批准缅因州发行的超过10亿美元的债务，包括政府控制的实体没收投资者所有的公用事业公司资产所需的债务。

分布式发电需求带来的CMP系统升级

CMP已与分布式发电运营商和/或开发商签订了某些互连协议。由于对太阳能配电侧连接的需求增加，可能需要对电网和变电站进行某些重新配置，并进行系统升级，以防止潜在的安全问题。《议定书》正在分析必要升级的预期成本，以及分布式发电运营和/或开发商根据互联协议对这些成本的责任。虽然暂未有任何诉讼向积金局提出，但我们无法预测此事的结果或任何可能向积金局提出的诉讼。

新英格兰清洁能源征求建议书

2017年5月25日，UI与风能和太阳能开发商签订了六份为期20年的PPA，总计约32兆瓦。这些PPA源于三态清洁能源RFP，并根据PA 13-303签订，其中规定PPA的净成本可通过电价收回。PPA于2017年9月13日获得PPA批准。

2017年6月20日，UI与风能和太阳能发电开发商签订了22份为期20年、总计约72兆瓦的PPA。这些PPA源于Deepon Under PA 15-107 1(B)发布的RFP，该RFP规定PPA的净成本可通过电价收回。PPA于2017年9月7日获得Pura批准。其中一份合同于2017年10月24日终止，导致UI在本次招标中剩余21份合同，总计约70兆瓦。

2018年10月，UI从海上风能和燃料电池发电开发商那里获得了五个PPA，总计约50兆瓦。这些PPA源于Deepp发布的RFP，根据PA 17-144，该RFP规定PPA的净成本可通过电价收回。PPA于2018年10月25日提交Pura批准。2018年12月19日，普拉发布了最终决定，批准了五个PPA，并批准UI对所有客户使用不可绕过的联邦强制拥堵费，以收回PPA的净成本。

2018年12月28日，迪普向UI发出指令，要求与12个项目谈判并达成PPA，总计约1200万兆瓦时，这些项目是根据PA 17-3发布的零碳RFP而被选中的，其中规定PPA的净成本可通过电价收回。选定的项目之一是位于康涅狄格州沃特福德的米尔斯通核设施，该设施由Dominion Energy，Inc.所有。PPA with Dominion于2019年9月由Pura签署并批准。在其他11个项目中，1个退出，PPA和其他9个项目已于2019年11月由Pura执行和批准。最终项目的PPA于2020年8月获得批准。

根据《康涅狄格州海上风能采购法》，深度征求海上风能供应商的建议书，这些风能设施属于第I类可再生能源，总装机容量可达2,000兆瓦，并选定了加州大学附属公司葡萄园风电公司，通过其Park City Wind项目的开发提供804兆瓦的海上风能。2020年，联合利华与葡萄园风电达成海上风能PPA协议。与上文讨论的零碳PPA的情况类似，PPA的净成本可以通过电价收回。2023年10月13日，普拉批准终止UI及其附属公司之间关于开发Park City Wind项目的协议。

改革能源愿景

2014年4月，NYPSC启动了一项名为REV的程序，这是一项旨在改革纽约州能源行业和监管做法的广泛倡议。REV分为两个轨道，第一个轨道是市场设计和技术，第二个轨道是监管改革。REV及其相关程序已经并将继续提出监管

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旨在促进更有效地利用能源、更深入地普及风能和太阳能等可再生能源以及更广泛地部署微电网、现场电力供应和储存等分布式能源资源的变革。

NYPSC在2015年发布了一项第1轨道命令，承认公用事业公司作为配电系统平台提供商的角色，并要求公用事业公司提交初始配电系统实施计划，即DSIP，随后每两年更新一次。下一次计划的DSIP更新是2025年6月30日。

2016年5月发布了第二轨道命令，其中包括与潜在的收益调整机制(EAMS)、平台服务收入、创新费率设计以及数据利用和安全有关的指导。2020年11月19日，纽约PSC在批准两家公司2020年费率计划的命令中批准了EAM。2023年10月12日，NYPSC在批准两家公司2023年费率计划的命令中批准了对EAMS的修改。

2017年，NYPSC批准了从传统的净能源计量(NEM)向更基于价值的补偿方法(Value Stack)的过渡。从那时起，NYPSC已经发布了许多关于分布式能源资源事项的额外价值的命令。最近，NYPSC的工作人员发布了一份关于社区分布式发电计费(CDG Billing)和记入绩效指标和负收入调整(NRAS)的提案。NYPSC工作人员建议了六项CDG绩效指标和相关的NRA，这些指标将促进CDG计费流程的改进。目前，这一诉讼的结果尚不清楚。

与电动汽车或EV、集成能源数据资源或IEDR、平台和能量存储有关的其他REV相关订单摘要如下。

•NYPSC于2023年4月20日发布了一项命令，启动了推进中重型汽车基础设施建设的程序。联合公用事业公司向NYPSC提交了一份中型和重型试点计划的实施计划。联合公用事业公司正在等待NYPSC对实施计划的批准。

•2021年2月11日，NYPSC发布了实施综合能源数据资源平台的命令，NYSERDA被指定为该平台的计划赞助商。该命令为NYSEG和RG&E确定了第一阶段的综合成本上限为1200万美元，将被推迟，并在第一阶段完成后的下一次利率案件申请中收回。2024年1月19日，NYPSC发布了一项命令，批准了第二阶段的预算，将不超过合并成本上限的成本推迟到未来回收，方式与第一阶段相同。

•2020年7月16日发布了一项命令，批准了一项由客户资助的7亿美元的全州计划(NYSEG和RG&E的份额加起来约为1.18亿美元)，以加快电动汽车充电站的部署。

•2018年12月13日，NYPSC发布了一项命令，要求公用事业公司提交实施计划，详细说明部署合格存储系统的竞争性采购流程和成本回收。NYSEG和RG&E实际上征收了关税，以收取采购合格能源储存资产的成本。

税法诉讼

减税和就业法案显著改变了商业实体的联邦税收，其中包括在2017年12月31日之后的纳税年度实施联邦公司税率从35%降至21%。由于企业所得税税率降低导致累计递延所得税余额减少，导致以前和目前从公用事业客户收取的这些递延税款将退还给该等客户，通常通过降低未来税率。NYPSC、MPUC、Pura、DPU和FERC分别在纽约、缅因州、康涅狄格州、马萨诸塞州和FERC举行了诉讼程序，对于我们大多数受监管的公用事业公司，授权了偿还监管责任和追回监管资产的摊销期限，包括授权将相关利益返还给某些司法管辖区的差饷支付者。关于SCG，我们预计税法节省将被推迟，直到它们在未来的税率案件中反映在关税中，除非普拉另有决定。

电力税审计

此前，CMP、NYSEG和RG&E都安装了Power Tax软件来跟踪和衡量各自的递延税额。与这一变化相关，我们确定了由CMP、NYSEG和RG&E确认的递延税项所需的历史更新，并增加了我们的递延税项负债，并相应增加了监管资产，以反映Power Tax软件计算的最新金额。自2015年以来，NYPSC和MPUC在最近的分配率案件中接受了对该项目递延税款和相关监管资产的某些调整，导致截至2023年12月31日和2022年12月31日的监管资产余额分别约为1.3亿美元和1.37亿美元。

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CMP于2020年开始收回其监管资产。2017年，NYPSC开始对电力税收监管资产进行审计。2018年1月11日，NYPSC发布了一项命令，开始对NYSEG和RG&E以及其他某些纽约公用事业公司进行税务会计方面的运营审计。2023年9月，NYSEG和RG&E收到了NYPSC的最终审计报告，2023年10月，我们以评论和要求某些澄清的请求做出了回应。该报告包括主要旨在加强现有做法的建议。NYPSC审计过程已完成，委员会于2023年11月21日发布了最终审计报告，对记录的监管资产没有影响。

天气影响

电力和天然气的需求受到天气季节性差异的影响。纽约州、康涅狄格州和缅因州的电力需求在夏季增加，以满足冷负荷或冬季对供暖负荷的需求，而全州对天然气的需求在冬季增加，以满足供暖负荷。电力和天然气的市场价格反映了当时对这些产品的需求和它们的可获得性。网络公司的整体运营业绩不会因商品成本而波动，因为受监管的公用事业公司通常会收回与其费用重合的成本，或者推迟任何差额，以供未来恢复。从历史上看，当天气状况较温和时，网络销售的电力较少，而且可能还会受到冰雪风暴、飓风和其他自然灾害等恶劣天气的影响，这些天气可能会导致额外的成本或收入损失，而这些成本或收入可能无法从客户那里收回。然而，除MNG外，Networks的受监管公用事业公司已批准RDMS作为截至2023年12月31日期间的NYPSC、Pura和MPUC费率计划的一部分。RDM允许受监管的公用事业公司推迟到未来的复苏和预期收入的缺口，无论是由于天气、经济状况、保护或其他因素。

新一代可再生能源

根据康涅狄格州公共法案11-80，或PA，康涅狄格州电力公用事业公司必须签订长期合同，从位于客户场所的可再生发电机购买康涅狄格州I类可再生能源证书或REC。根据这一计划，UI需要在大约21年内签订总额约为2亿美元的合同。最初预计这些债务将在六年的邀请期内逐步落实，并在所有选定项目上线后达到每年约1360万美元的年度承诺额峰值。PA 17-144、PA 18-50和PA 19-35通过增加第七年、第八年、第九年和第十年，延长了该计划原来的六年征集期，并通过增加UI的额外承诺，提高了该计划的原始资金水平，最高可达6400万美元。UI预计将通过转售REC部分降低这些合同的成本。PA 11-80规定，这些合同的剩余成本(和任何利益)，包括因转售REC而产生的任何收益或损失，可通过电价向客户全额收回(或记入客户贷方)。

根据康涅狄格州法规，2017年1月，UI与康涅狄格州绿色银行签订了一项主协议，以15年期的方式采购康涅狄格州住宅太阳能装置生产的I类REC，最后一批确认于2022年执行。UI的合同义务是采购约255兆瓦的住宅太阳能装置产生的20%的可再生能源。康涅狄格州法规规定，这些合同的净成本(和任何收益)，包括因转售REC而产生的任何收益或损失，可以通过电价从客户那里完全收回(或记入客户贷方)。

2020年，根据《康涅狄格州海上风能采购法案》，联合利华与联合利华的附属公司Vineyard Wind签订了一项PPA，通过开发其Park City Wind项目提供804兆瓦的海上风能。与上文讨论的零碳PPA的情况类似，PPA的净成本可以通过电价收回。2023年10月2日，Park City Wind与康涅狄格州的每个EDC签订了第一修正案、终止协议和释放协议，规定有序终止Park City Wind PPA。2023年10月13日，普拉批准了终止协议。

根据缅因州法律，MPUC有权从符合条件的资源中定期征求建议，寻求长期能源、能力或区域经济共同体的供应。MPUC还被授权命令缅因州的输电和配电公用事业公司与从MPUC的竞争性招标过程中挑选出来的卖家签订合同。根据MPUC于2009年10月8日发出的命令，CMP于2010年3月31日与Evergreen Wind Power III，LLC签订了一份为期20年的协议，从Evergreen的60兆瓦罗林斯风力发电场购买容量和能源。根据罗林斯合同，CMP的采购义务约为每年700万美元。根据MPUC 2013年8月17日的命令，MP与缅因州木质颗粒发电公司签订了一份为期20年的固定费率协议，缅因州木质颗粒发电公司是一家7.1兆瓦的木质生物质热电联产设施。根据MPUC 2016年9月22日的命令，CMP与乔治斯河能源公司签订了一项为期20年的固定费率协议，乔治斯河能源公司是一家7.5兆瓦的木质生物质热电联产设施。根据MPUC 2017年8月3日的命令，CMP与Pittsfield Solar 9.9兆瓦光伏设施签订了一项为期20年的固定费率协议。根据MPUC于2017年12月18日发布的命令，CMP于2018年9月10日与Dirigo Solar，LLC签订了一项为期20年的协议，从CMP服务区域内的多个Dirigo太阳能设施购买产能和能源。随着更多的太阳能设施投入使用，根据Dirigo合同，CMP的采购义务将增加，最终达到每年约400万美元的水平。根据MPUC 2019年11月6日的命令，《议定书》与缅因州签订了一项为期20年的协议

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Aqua Ventus I GP LLC于2019年12月9日从缅因州Monhegan岛附近正在开发的离岸风力发电场购买产能和能源。一旦该设施开始商业运营，根据缅因州Aqua Ventus合同，CMP的采购义务将达到每年约1200万美元。根据缅因州法律，MPUC进行了两次竞争性招标程序，以从1A类资源中采购总计相当于该州2018年零售电力销售额的14%的能源或可再生能源，或1.715亿兆瓦时。在这14%的股份中，MPUC必须获得至少7%的股份，但不超过10%。在2020年12月核准的合同(第一批)中，《议定书》缔约方会议被勒令执行13份合同，其中6份已经终止。2021年10月，《议定书》缔约方会议与另外六个设施(第二档)签订了合同，其中一个已经终止。第一批和第二批合同的期限均为20年。根据MPUC的订单，CMP要么从ISO新英格兰市场的这些设施中出售购买的能源，要么通过定期将购买的产出拍卖给新英格兰地区市场的批发买家，或者通过出售给第三方的REC来销售。根据缅因州的法律，通过零售分配率的可调节部分，可以保证收回购电成本和实现的市场收入之间的任何差额。尽管MPUC根据缅因州的法律进行了多次征求建议书，并暂时接受了其他卖家的长期建议书，但这些选择尚未导致与CMP签订更多目前有效的合同。

用户界面内存进程

2022年9月17日，Pura发布了关于Pura对UI速率调整机制(RAM)的年度审查的最终决定。在最后决定中，Pura在收入脱钩机制(RDM)中列入了某些细目，导致不给予大约510万美元。2022年9月1日，UI向普拉提出复议动议，被驳回。UI向康涅狄格州高等法院提出的上诉于2022年10月31日提起。口头辩论于2024年1月3日进行。

2023年8月16日，普拉在UI的年度RAM中发布了最终决定，类似于2022年的决定，导致与RDM相关的不津贴和约680万美元的激励性薪酬。UI要求重新审议最终决定，以更正决定中使用的上一年传输收入要求编号，并将其更新为本年度。普拉于2023年9月25日批准了复议请求，并于2023年10月25日就该动议做出了决定。UI于2023年12月8日就此事向康涅狄格州高等法院提起行政上诉。2022年2月1日批准了一项暂停诉讼程序以等待2022年RAM上诉结果的动议。我们无法预测这些事情的结果。

用户界面中间利率

UI提交了一项申请，要求临时费率增加增加的基数收入，等待以下较早的情况：(A)UI费率案件的行政上诉得到解决；或(B)在随后的费率诉讼中发布最终费率裁决。普拉于2023年12月29日驳回了这项动议。UI于2024年2月9日对这一决定提出上诉。我们无法预测这件事的结果。

缅因州的公民倡议

2023年11月7日，缅因州选民批准了一项公民倡议或倡议，其中包括禁止“受外国政府影响的实体”在缅因州的候选人或公投活动中进行任何政治支出。该倡议将“受外国政府影响的实体”定义为外国政府直接或间接拥有至少5%权益的实体。2023年12月12日，CPC向美国缅因州地区地方法院提起诉讼，质疑该倡议的合宪性，并寻求禁止其执行。其他几位挑战者也提出了类似的宪法挑战。这些案件已合并，口头辩论将于2024年2月23日进行。我们无法预测这件事的结果。

Pura调查热带风暴伊萨亚斯和康涅狄格州风暴补偿立法的准备和应对

2020年8月6日，普拉打开了一份摘要，调查包括UI在内的康涅狄格州配电公司对热带风暴伊萨亚斯的准备和应对情况。2021年4月15日，普拉发布了一项最终裁决，认定UI“在准备和应对热带风暴伊萨亚斯时，总体上达到了可接受的表现标准”，但受裁决中指出的某些例外情况的限制，但下令在下一次利率案件中将UI的净资产收益率降低15个基点，以激励更好的表现，并表示可能会在诉讼的处罚阶段进行处罚。2021年6月11日，UI向康涅狄格州高等法院对普拉的决定提出上诉。

2021年5月6日，关于热带风暴伊萨亚斯的调查结果，Pura向UI发出了违规通知，原因是据称未能遵守紧急准备或在紧急情况下恢复服务的可接受表现标准和管理局的命令，以及违反事故报告要求。普拉评估的民事罚款总额约为200万美元。普拉就此事举行了听证会，并在2021年7月14日的一项命令中将民事罚款减少到约100万美元。UI对普拉的决定向康涅狄格州提起上诉

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高等法院。这一上诉和普拉就热带风暴伊萨亚斯的决定提出的上诉得到了巩固。在2022年10月的口头辩论之后，法院驳回了UI的上诉，并确认了Pura的全部决定。UI于2022年11月7日向康涅狄格州上诉法院提交了上诉通知。此事已于2023年12月11日听取了简报，并进行了口头辩论。我们无法预测这一诉讼的结果。

康涅狄格州拟议的基于绩效的监管

2023年3月17日，普拉发布了一份决定草案，提出了针对配电公司的绩效监管(PBR)监管框架。该决定草案确立了指导PBR发展的监管目标、基本考虑因素和优先结果等。PBR框架的目的是推动公用事业绩效的改善，以更好地服务于公众利益。其他重点领域包括建立公平的现代电网框架，以及为监管改革提供工具包。我们无法预测这一拟议法规的结果。

针对热带风暴伊萨亚斯的纽约州立法提案

已经提出了一项拟议的立法，将修订公共服务法，以增加潜在的处罚，并赋予NYPSC更大的自由裁量权，以评估违反公共服务法、法规或NYPSC命令的处罚。我们无法预测这项拟议立法的结果。

CMP管理审核中发现的管理问题汇总调查

如上所述，2020年2月19日，MPUC对CMP分销收入案发布了最终命令。作为这项命令的一部分，MPUC启动了对MP及其附属公司的管理审计，以评估MP目前的管理结构及其附属公司的管理和其他服务是否适当，是否符合缅因州客户的利益。管理审计于2020年7月由MPUC的顾问开始，独立审计师于2021年7月12日发布了最终报告。2021年9月28日，MPUC启动了一项汇总调查，以跟进管理审计报告。MPUC指示《议定书》缔约方会议提交一份计划，纳入管理审计的反馈意见。《议定书》缔约方会议提交了一份业绩改进计划，缔约方对该计划发表了意见。《议定书》缔约方会议于2022年1月6日提供了答复意见。2022年2月18日，MPUC启动了一项专门针对具体情况的后续调查，调查了CMP公司母公司层面关于收益、资本预算和规划的决策对CMP及其客户的影响。MPUC结束了调查，没有任何调查结果。

CMP风暴成本免赔额

2023年9月6日，缅因州公共辩护律师办公室(OPA)向MPUC发起了一项监管程序，挑战《议定书》的2022年增量风暴成本。 OPA声称，CMP在2022年的风暴恢复活动中轻率，保留了“过多”数量的外部风暴恢复人员来恢复电力服务，并要求从客户那里恢复约5360万美元的风暴相关费用。听证会定于2024年5月30日举行，MPUC的审议定于2024年第三季度举行。我们不能预测这一诉讼的结果。

逾期付款押金令

由于新冠肺炎疫情，纽约州此前于2020年3月20日发布了一项行政命令，其中包括暂停收回未账单费用，包括滞纳金和其他与客户不付款相关的费用，包括但不限于连接费和重联费。2022年6月17日，NYPSC发布了一项命令，授权NYSEG和RG&E从2022年7月1日开始征收附加费，以收回利率第一年的未账单费用，以及利率第二年和第三年的附加费/附加费抵免，条件是从2022年7月1日开始，因新冠肺炎大流行而导致的成本削减。

《纽约气候领导和社区保护法案》

2019年6月，纽约州立法机构通过了一项名为气候领导和社区保护法案(CLCPA)的新法律，该法案可能会对纽约州电力和天然气公用事业的运营产生重大影响。根据《气候行动计划》成立了气候行动理事会，该委员会将指导纽约州实现《气候行动计划》规定的积极的可再生能源和减排目标。2021年12月30日，气候行动理事会发布了一份范围计划草案，其中包括许多建议草案，旨在确保公平过渡到实现纽约的温室气体减排目标和可再生能源目标。范围划分计划草案有120天的公众评议期，气候行动理事会于2022年12月16日发布了最终范围划分计划，并于2022年12月19日获得气候行动理事会的批准。

2023年2月16日，根据加速可再生能源增长和社区利益的实施，NYPSC发布了一项命令，授权输电升级仅用于支持新的可再生能源(第二阶段)

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行动起来。该命令批准了北部公用事业公司提出的约44亿美元的输电升级计划，以帮助将3500兆瓦的清洁能源装机容量整合到电网中，其中NYSEG和RG&E获准的升级成本估计为22亿美元，包括与其他北部公用事业公司参与某些项目。

由NYSEG和RG&E提交并于2023年10月12日获得NYPSC批准的三年费率计划的联合提案(2023年JP)包含了与CLCPA目标一致、支持和促进CLCPA目标的条款，其中包括增加对能效项目的资金、在预期电气化增加的情况下加强电力系统以及增加对电动热泵项目的资金、为提高电力和天然气的可靠性和弹性提供资金、鼓励非管道和非电线替代方案以及更换容易泄漏的管道。

推动纽约能源项目

2023年6月20日，纽约运输公司与纽约电力局(NYPA)合作提出的一项提案被NYISO选为最具成本效益的项目，以回应长岛离岸风电出口公共政策输电项目的招标，该项目需要提供至少3,000兆瓦的输电能力，从长岛输电地区到另一家公用事业公司的输电基础设施。该项目名为Propel NY Energy Project，估计成本约为22亿美元，其中不包括尚未敲定的某些互联成本。Networks持有纽约Transco约20%的所有权权益。

客户欠款减少订单

2022年6月16日，纽约PSC发布命令，授权针对低收入客户的欠款减免计划，通过一次性票据信贷提供新冠肺炎相关救济，以消除2022年5月1日之前的应计欠款。目标拖欠的一部分将通过纽约州的直接捐款提供资金，其余部分将通过向所有客户收取附加费来获得。从2022年8月1日开始，RG&E的附加费回收将超过5年，NYSEG将超过3年。

2023年1月19日，NYPSC发布了一项后续命令，为2022年批准的第一阶段计划(低收入计划参与者)中没有获得信贷的客户提供账单减免。符合条件的住宅和小型企业客户有资格获得2022年5月1日之前服务账单的任何逾期余额，通过一次性账单抵免减少，最高抵免如下：

住宅

预测住宅信用合计

小企业

预测小型企业信贷总额

公司

(百万)

(百万)

NYSEG

最高1,000美元

$

16.9

最高1,250美元

$

1.4

RG & E

最高1,500美元

$

15.2

最高1,500美元

$

0.6

《降低通货膨胀法案》

2022年8月，《2022年通胀削减法案》(IRA)签署成为美国法律。爱尔兰共和军制定了一项新的企业替代最低税，即CAMT，对调整后的财务报表收入征收15%，对某些股票回购的价值征收1%的消费税。爱尔兰共和军还包含一些额外的条款，涉及对可再生能源生产、碳捕获和其他气候行动的投资的税收激励。CAMT和IRA的其他各种适用条款在2022年12月31日之后对本公司有效。CAMT的影响将取决于我们每年的事实，以及美国财政部的预期指导。该公司在2023年支付了3200万美元的CAMT，其中包括估计1.29亿美元的总初始债务；部分被9700万美元的税收抵免所抵消。该公司还建立了相当于1.29亿美元的无限活CAMT结转资产，将在未来几个时期用于抵消超过CAMT的常规所得税。

第二支柱

经济合作与发展组织(OECD)发布了两个支柱示范规则，要求被领养者缴纳15%的新全球最低税率，该规则将于2024年1月1日生效。在西班牙，财政部于2023年12月公布了关于第二支柱的立法草案，但最终规则仍不确定。美国尚未采纳第二支柱模式规则。因此，对Avangrate的适用性目前仅限于西班牙采用这些规则可能对Iberdrola及其子公司产生的间接影响。作为其财务报告的一部分，Iberdrola集团评估了支柱二的影响，并得出结论，预计示范规则的应用不会对股本产生重大影响。与这一评估一致，Avangrate目前不认为第二支柱会对其收益或现金流产生重大影响。

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可再生能源

可再生能源激励措施

可再生能源在一定程度上依赖于政府政策，这些政策支持公用事业规模的可再生能源，并提高在可再生能源运营或计划开发和运营可再生能源设施的地区开发和运营风能项目的经济可行性。

爱尔兰共和军延长并加强了太阳能和风能税收优惠。爱尔兰共和军还增加了某些现行的工资和学徒规则，要求项目获得全部信用价值，除非在2023年1月29日之前开工。爱尔兰共和军为符合国内内容和/或能源社区选址要求的合格项目提供其他信用增强。

2020年综合拨款法案为可再生所得税优惠措施提供了有利的延期。对于2020年和2021年开工建设并在2022年之前投入使用的项目，陆上和海上风能项目可以获得60%的PTC。此前，2019年《建立每个社区促进退休法案》将PTC和ITC针对风能设施的选项扩大到2020年开始建设并在2022年前投入使用的设施的全额信用的60%。

2020年前开始建设并在2022年前投入使用的太阳能项目可能会要求获得30%的ITC税。2020年和2021年开始建设并在2022年之前投入使用的太阳能项目，可能会要求获得26%的ITC税。

美国国税局(IRS)提供了连续性避风港指南，要求可再生项目在开工四年内完成。任何不符合这一要求的项目都将不属于安全港，并就开工日期接受美国国税局的审查。2020年，美国国税局允许2016年或2017年开工建设的项目再多一年(总共五年)完成建设。2020年12月下旬，美国国税局发布通知，要求联邦土地上有输电许可的陆上风电项目和海上风电项目在10年内完成建设。

葡萄园风1号联邦批准

2021年5月11日，美国海洋能源管理局(BOEM)发布了批准葡萄园风电1号的决定记录，这是一个806兆瓦的海上风电项目，是与CIP的合资企业。

2021年7月、2021年8月、2021年9月和2022年1月，针对联邦许可机构和相关官员提起诉讼，包括BOEM、美国鱼类和野生动植物管理局、NOAA渔业局、美国陆军工程兵部队和美国内政部，对拟议中的葡萄园风1项目的批准提出质疑。葡萄园风1号介入了这些诉讼，以支持联邦国防并保护其权利。在这些诉讼中提出的每一项驳回动议都获得了有利于联邦被告和葡萄园风1号的批准。这些诉讼都已被上诉。我们无法预测这些诉讼的结果。

德克萨斯州天气事件

2021年2月，德克萨斯州及其周边地区经历了前所未有的极端寒冷天气，导致该州数百万人受到停电影响。在此次活动期间，可再生能源安全地运营了我们的德克萨斯州风力发电设施，履行了我们在德克萨斯州的所有交付义务，并根据德克萨斯州能源可靠性委员会(ERCOT)当时制定的规则出售了多余的能源。如果ERCOT调整收到的付款，可能会对我们的运营结果产生不利影响。

关于德克萨斯天气事件，许多原告已经对发电机和天然气供应商提起了多起诉讼，包括德克萨斯州的某些可再生能源实体，根据各种法律理论，指控他们对事件造成的伤害和损害承担责任。原告在这起多地区诉讼中修改了许多请愿书，现在有100多起案件将可再生能源实体列为被告。其中四个合并案件已被指定为“领头羊”案件，并正在着手解决某些共同的事实和法律问题。2022年5月，可再生能源实体参与了一项更广泛的动议，要求所有发电机在它们被点名的领头羊案件中解散。这些动议在2022年10月11日进行了辩论。2023年1月27日，法院发布命令，部分批准和部分拒绝发电机的驳回动议。法院的命令驳回了原告的侵权干预和共谋指控，但允许所有其他指控继续进行。发电机随后向德克萨斯州上诉法院提交了曼达默斯请愿书，寻求对下级法院对动议的裁决进行复审。2023年12月14日，休斯顿上诉法院驳回了因德克萨斯州冬季事件而对德克萨斯州发电机提出的所有索赔，认为发电机被告(包括可再生能源实体)对零售客户没有法律责任，因此零售客户没有疏忽的诉讼理由。原告已对这一决定提出上诉。

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与纳瓦霍部落公用事业管理局建立伙伴关系

2023年3月，可再生能源公司和纳瓦霍部落公用事业管理局的全资子公司纳瓦霍部落公用事业管理局发电公司(NTUAG)签署了一份谅解备忘录，共同探索在位于新墨西哥州、犹他州和亚利桑那州部分地区的纳瓦霍民族保留地开发高达1千兆瓦的可再生能源发电的机会，包括太阳能、风能、氢气和备用电池存储。一旦建成，这将构成足够的发电量，通过向周边各州出口，为保留地和地区市场上的数十万户家庭和企业提供清洁能源。所有通过合作伙伴关系建造的项目都将是合资企业，NTUA至少保留51%的多数股权，以保留部落主权和控制权。

英联邦风能和公园城PPA

2022年10月，Federal Wind和Park City Wind宣布，他们将寻求重新谈判某些购电协议(PPA)的价格，以帮助缓解通胀、利率上升和供应链中断对项目的影响。在DPU批准联邦Wind PPA之后，向DPU提交了关于暂停审查PPA的程序和终止PPA的动议，并向马萨诸塞州最高司法法院上诉DPU的批准令，每个EDC向DPU提交了与Federal Wind商定的第一修正案、终止协议和豁免，规定有序终止PPA，撤回或驳回Federal Wind的上诉，并由Federal Wind向EDC支付4800万美元的终止付款，金额相当于2023年7月13日PPA中规定的开发期保证期。DPU于2023年8月2日批准了终止协议，Federal Wind申请驳回其对DPU批准令的上诉。

2023年10月2日，Park City Wind与康涅狄格州的每个EDC签订了第一修正案、终止协议和解除协议，规定有序终止Park City Wind PPA，并由Park City Wind向EDC支付约1600万美元的终止付款，这笔金额相当于PPA中规定的开发期保证金。2023年10月13日，普拉批准了终止协议。

经营成果

下表列出了所示每个期间按分部划分的财务信息。

						截至2023年12月31日的年度
						总计						网络						可再生能源						其他(1)
						(单位：百万)
营业收入						$	8,309					$	6,855					$	1,456					$	(2)
运营费用
购买的电力、天然气和使用的燃料						2,429						1,987						442						—
运营和维护						3,109						2,582						529						(2)
折旧及摊销						1,158						694						456						8
所得税以外的其他税种						683						596						74						13
总运营费用						7,379						5,859						1,501						19
营业收入						930						996						(45)						(21)
其他收入(费用)
其他收入(费用)						129						146						24						(41)
权益法投资的收益(亏损)						6						15						(9)						—
扣除资本化后的利息支出						(409)						(287)						(16)						(106)
所得税前收入						656						870						(46)						(168)
所得税支出(福利)						(9)						141						(67)						(83)
净收益(亏损)						665						729						21						(85)
非控股权益应占净亏损(收益)						121						(3)						124						—
归因于Avangrid，Inc.的净利润（损失）						$	786					$	726					$	145					$	(85)

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						截至2022年12月31日的年度
						总计						网络						可再生能源						其他(1)
						(单位：百万)
营业收入						$	7,923					$	6,782					$	1,141					$	—
运营费用
购买的电力、天然气和使用的燃料						2,456						2,295						161						—
运营和维护						2,872						2,338						526						8
折旧及摊销						1,085						660						424						1
所得税以外的其他税种						658						588						66						4
总运营费用						7,071						5,881						1,177						13
营业收入						852						901						(36)						(13)
其他收入(费用)
其他收入(费用)						30						33						10						(13)
权益法投资的收益(亏损)						262						11						251						—
扣除资本化后的利息支出						(303)						(220)						(16)						(67)
所得税前收入						841						725						209						(93)
所得税支出(福利)						20						94						(114)						40
净收益(亏损)						821						631						323						(133)
非控股权益应占净亏损(收益)						60						(3)						63						—
归因于Avangrid，Inc.的净利润（损失）						$	881					$	628					$	386					$	(133)

						截至2021年12月31日的年度
						总计						网络						可再生能源						其他(1)
						(单位：百万)
营业收入						$	6,974					$	5,754					$	1,220					$	—
运营费用
购买的电力、天然气和使用的燃料						1,719						1,489						230						—
运营和维护						2,706						2,198						495						13
折旧及摊销						1,014						616						397						1
所得税以外的其他税种						640						575						72						(7)
总运营费用						6,079						4,878						1,194						7
营业收入(亏损)						895						876						26						(7)
其他收入(费用)
其他(费用)收入						60						66						(4)						(2)
权益法投资的损失(收益)						7						12						(5)						—
扣除资本化后的利息支出						(298)						(217)						(1)						(80)
所得税前收入						664						737						16						(89)
所得税支出(福利)						21						98						(48)						(29)
净收益(亏损)						643						639						64						(60)
非控股权益应占净亏损(收益)						64						(3)						67						—
归因于Avangrid，Inc.的净利润（损失）						$	707					$	636					$	131					$	(60)

(1)其他金额为公司及部门间抵销。

各期业务成果的比较

营业收入从截至2022年12月31日的79.23亿美元增加到截至2023年12月31日的83.09亿美元，增加了3.86亿美元。

购买的电力、天然气和燃料使用量从截至2022年12月31日的24.56亿美元减少到截至2023年12月31日的24.29亿美元，减少了2700万美元。

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运营和维护增加了2.37亿美元，从截至2022年12月31日的28.72亿美元增加到截至2023年12月31日的31.09亿美元。

有关期间与期间比较的详细资料，将在以下分段级进行说明。

截至2023年12月31日的年度与截至2022年12月31日的年度比较

网络

截至2023年12月31日的年度的营业收入增加了7300万美元，从截至2022年12月31日的年度的67.82亿美元增加到68.55亿美元。电力和天然气收入增加了3.11亿美元，这主要是由于纽约从2023年10月12日起上调电费，但延期带来的400万美元的不利影响被抵消，推迟的主要原因是由于本期纽约电表安装计划的延迟导致净工厂对账的不利变化。由于损益表中有抵销的下列项目，电力和天然气收入发生了变化：由于同期大宗商品平均价格较低，购买的电力和天然气减少了3.08亿美元(抵消)，但摊销流量增加了7400万美元(抵消了运营费用)。

截至2023年12月31日的一年，所购买的电力、天然气和燃料减少了3.08亿美元，从截至2022年12月31日的22.95亿美元降至19.87亿美元。减少的主要原因是平均商品价格下降3.08亿美元，以及由于该期间气温较低，电力和燃气设备采购总体减少。

截至2023年12月31日的年度内，运营和维护增加了2.44亿美元，从截至2022年12月31日的23.38亿美元增加到25.82亿美元。这一增长是由于业务和公司成本增加了7400万美元，主要是由于员工人数增加而导致的人员支出增加了4600万美元，以及由于本期坏账拨备增加而导致的坏账支出增加了5000万美元。此外，流转摊销增加了7,400万美元(这在收入中被抵消)

可再生能源

截至2023年12月31日的一年，营业收入增加了3.15亿美元，从截至2022年12月31日的11.41亿美元增加到14.56亿美元。营业收入增加的主要原因是，由于天气原因，火力和电力的有利交易增加了1.23亿美元，主要由于天气原因，能源衍生产品交易的有利的MTM变化为2.74亿美元，出售资产的收入为600万美元，被本期平均价格下降导致的商业价格下降8300万美元以及生产减少500万美元所抵消，其中包括本期在役新资产和削减付款。

截至2023年12月31日的年度，所购买的电力、天然气和燃料增加了2.81亿美元，从截至2022年12月31日的年度的1.61亿美元增加到4.42亿美元。这一增长主要是由于同期市场价格变化导致2.53亿美元衍生品的不利MTM变化，以及由于天气原因导致本季度平均价格上升而导致电力和天然气购买量增加2800万美元。

截至2023年12月31日的年度运营和维护增加了300万美元，从截至2022年12月31日的年度的5.26亿美元增加到5.29亿美元。这一增长主要是由于与2022年同期相比，与离岸合同拨备相关的拨备增加了1600万美元，某些开发项目的注销和本期公司费用增加了500万美元，但由于2022年PJM市场天气事件导致的坏账拨备减少了2400万美元，抵消了本期坏账拨备的减少。

折旧、摊销和减值

截至2023年12月31日的年度的折旧、摊销和减值费用增加了7300万美元，从截至2022年12月31日的年度的10.85亿美元增加到11.58亿美元。这一增长主要是由当期网络和可再生能源工厂增加的6600万美元和其他700万美元推动的。

其他收入和(费用)及股权收益

截至2023年12月31日的年度的其他收入和(支出)及股权收益减少了1.57亿美元，从截至2022年12月31日的年度的2.92亿美元降至1.35亿美元。减少的主要原因是2.56亿美元的不利股权收益，这是由于2022年从可再生能源的离岸合资企业重组交易中确认的2.46亿美元的收益，但被养老金支出中非服务部分的8000万美元的有利变化所抵消。

60

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经修订的精算研究(部分在收入内抵消)和主要由NECEC项目推动的网络建设期间使用的资金津贴增加了1900万美元，于2023年恢复。

扣除资本化后的利息支出

截至2023年12月31日的一年的利息支出增加了1.06亿美元，从截至2022年12月31日的3.03亿美元增加到4.09亿美元。这一变化主要是由于本期间监管延期的账面费用增加了2700万美元，由于Networks的债务增加而增加了3200万美元，其他费用增加了1.1亿美元，这主要是由于商业票据和集团内贷款的未偿还余额增加以及本期公允价值对冲的不利变化，但被本期利率上升导致的6300万美元的资本化利息所抵消。

所得税费用

截至2023年12月31日止年度，包括联邦及州所得税在内的有效税率为(1.4%)%，低于联邦法定税率21%，主要是由于确认生产税抵免、税法超额递延税项摊销、州税收优惠、建筑期间使用的资金拨备的权益部分及其他与物业有关的项目流动，但部分被税项股权融资影响所抵销。截至2022年12月31日止年度的含联邦及州所得税的有效税率为2.4%，主要是由于确认生产税抵免所致。税法超额递延税项摊销、建设期间使用的资金津贴的股权部分，以及由于2022年8月颁布的《降低通货膨胀法案》而于2022年释放的联邦估值津贴，该法案将允许我们利用之前预计将到期的税收属性。

截至2022年12月31日的年度与截至2021年12月31日的年度比较

网络

截至2022年12月31日的一年，营业收入增加了10.28亿美元，从截至2021年12月31日的57.54亿美元增加到67.82亿美元。电力和天然气收入增加了1.16亿美元，主要是因为从2020年12月1日起纽约上调了电费，滞纳金增加了1000万美元，以及这一时期主要由销售使用税支付推动的其他各种延期支付了1600万美元。电力和天然气收入的变化是由于损益表中有抵销的下列项目造成的：在此期间，由于大宗商品平均价格上涨，购买的电力和购买的天然气增加了8.06亿美元(抵消了购买的电力)，由于冻结了2022年非工会员工的养老金福利应计和缴费抵免，推迟支付的养老金结算费增加了2500万美元(在其他收入中抵消)，通过摊销的流量增加了5500万美元(抵消了运营费用)。

截至2022年12月31日的一年，购买的电力、天然气和燃料增加了8.06亿美元，从截至2021年12月31日的14.89亿美元增加到22.95亿美元。这一增长主要是由于平均商品价格增加8.06亿美元，以及由于该期间气温较高而采购的电力和天然气机组总体增加。

截至2022年12月31日的年度内，运营和维护增加了1.4亿美元，从截至2021年12月31日的21.98亿美元增加到23.38亿美元。这一增长是由于业务成本增加了4100万美元，主要是由于纽约的坏账拨备增加了2700万美元的坏账支出，以及主要是由于这一时期的员工人数增加了1700万美元。此外，流转摊销增加了5500万美元(这在收入中被抵消)。

可再生能源

截至2022年12月31日的一年，营业收入减少了7900万美元，从截至2021年12月31日的12.2亿美元降至11.41亿美元。营业收入的下降主要是由于与2021年同期相比，商业价格下降了1.28亿美元，当时德克萨斯风暴期间的需求较高，2021年出售资产的1500万美元，以及为经济对冲目的进入的能源衍生品交易的500万美元的不利MTM变化，被同期平均价格上涨导致的有利的热力和电力交易的4200万美元抵消，PJM市场在天气事件期间需求增加导致的2400万美元的增长，以及生产的300万美元，包括在役的新资产和当期的削减付款。

截至2022年12月31日的一年，所购买的电力、天然气和燃料减少了6900万美元，从截至2021年12月31日的2.3亿美元降至1.61亿美元。减少的主要原因是，由于2022年的平均价格低于2021年，电力和天然气购买量减少了1100万美元，以及在此期间市场价格变化的推动下，衍生品的有利MTM变化达到5800万美元。

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截至2022年12月31日的年度运营和维护增加了3100万美元，从截至2021年12月31日的4.95亿美元增加到5.26亿美元。这一增长主要是由于2022年PJM市场天气事件期间拨备的坏账拨备增加了1,300万美元，与离岸合同拨备相关的拨备增加了2,400万美元，主要由于同期员工人数增加而导致的人员成本增加了1,300万美元，主要由于公司费用的增加导致其他运营成本增加了900万美元，以及2021年记录的清偿损失索赔导致了500万美元，但减少的3,300万美元被抵消，减少的主要原因是2021年同期某些开发项目的注销。

折旧、摊销和减值

截至2022年12月31日的年度的折旧、摊销和减值费用增加了7100万美元，从截至2021年12月31日的年度的10.14亿美元增加到10.85亿美元。这一增长是由本季度网络和可再生能源工厂增加的6500万美元推动的，以及2021年记录的递延收益摊销推动的600万美元增长。

其他收入和(费用)及股权收益

截至2022年12月31日的年度的其他收入和(支出)及股权收益增加了2.25亿美元，从截至2021年12月31日的年度的6700万美元增加到2.92亿美元。这一增长主要是由于2022年从可再生能源的离岸合资企业重组交易中确认的2.46亿美元收益，但被网络公司修订的精算研究推动的养老金支出非服务部分的2100万美元不利变化所抵消(这部分在收入中抵消)。

扣除资本化后的利息支出

截至2022年12月31日的年度的利息支出减少了500万美元，从截至2021年12月31日的年度的2.98亿美元减少到3.03亿美元。这一变化主要是由于Networks的利息支出增加了200万美元(债务增加带来的1100万美元的不利利息支出，被500万美元的有利账面费用和400万美元的有利监管摊销所抵消，这主要是由于2020年11月19日批准的纽约利率案的监管延期减少)和400万美元的其他利息支出增加，主要是由于商业票据未偿还余额的增加。

所得税费用

截至2022年12月31日的年度，包括联邦和州所得税在内的有效税率为2.4%，低于联邦法定税率21%，主要是由于确认了生产税抵免、税法超额递延税摊销、建筑期间使用的资金津贴的权益部分，以及2022年8月颁布的允许我们利用之前预计将到期的税收属性的联邦估值津贴的释放。截至2021年12月31日的年度的有效税率，包括联邦和州所得税，为3.2%，低于21%的联邦法定税率，主要是由于确认了生产税收抵免、税法超额递延税项摊销以及建设期间使用的资金拨备的股权部分。

非公认会计准则财务指标

为了补充我们根据美国公认会计原则提出的综合财务报表，我们将调整后的净收入和调整后的每股收益、调整后的EBITDA和调整后的EBITDA与税收抵免作为财务指标，而不是按照美国公认会计原则编制。我们使用的非GAAP财务指标特定于Avanggrid，其他公司的非GAAP财务指标可能不会以相同的方式计算。除了美国公认会计原则的衡量标准外，我们还使用这些非GAAP财务指标来建立运营预算和运营目标，以管理和监控我们的业务，评估我们的运营和财务业绩，并将这些业绩与前期和我们的竞争对手的业绩进行比较。我们认为，提出这种非GAAP财务衡量标准是有用的，因为这种衡量标准可以通过消除某些非现金费用的影响来分析和比较公司和行业之间的盈利能力。此外，我们提出非公认会计准则财务指标是因为我们认为它们和其他类似指标被某些投资者、证券分析师和其他相关方广泛用作业绩的补充衡量标准。

我们将调整后净收益定义为调整后的净收益，该净收益不包括衍生工具公允价值变化中按市值计价的收益、与新冠肺炎疫情相关的成本、与太平洋核磁共振合并和其他交易相关的成本、风电场供电加速折旧以及与离岸合同条款相关的成本。我们相信，调整后的净收入更有助于了解和评估实际和

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预计的财务业绩和贡献的Avangrid核心业务线，并更全面地比较和解释我们的结果。与调整后净收益最直接可比的美国公认会计准则是净收益。我们还将调整后每股收益或调整后每股收益定义为调整后净收益转换为每股收益金额。

我们将调整后的EBITDA定义为调整后的净收益，以完全剔除可归因于非控制权益、所得税费用(利益)、折旧和摊销、利息费用、扣除资本化、其他(收入)费用和(收益)权益法投资损失的净(亏损)收入的影响。我们进一步将具有税收抵免的调整后EBITDA定义为调整后EBITDA，再加上分配给税收股权投资者的留存生产税抵免(PTCs)和投资税收抵免(ITCs)以及PTCs的税前影响。与调整后的EBITDA和调整后的EBITDA加上税收抵免的调整后EBITDA相比，美国公认会计准则衡量标准最直接的可比性是净收益。

非GAAP财务指标的使用不应被孤立地考虑，也不应被视为替代或优于Avangrate的美国GAAP财务信息，投资者需要注意的是，非GAAP财务指标的效用有限，可能是Avangrid独有的，仅应被视为Avangrids美国GAAP财务指标的补充。非GAAP财务指标可能无法与其他公司的其他类似名称的指标相比较，作为分析工具存在局限性。

非GAAP财务指标不是根据美国GAAP衡量我们业绩的主要指标，不应被视为根据美国GAAP确定的营业收入、净收入或任何其他业绩指标的替代指标。

下表提供了分别在截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日的年度中，可归因于Avanggrid的净收入和非GAAP措施调整后的净收入、调整后的EBITDA和调整后的EBITDA与税收抵免之间的对账：

						截至2023年12月31日的年度
						总计						网络						可再生能源						企业 *
						(单位：百万)
归因于Avangrid，Inc.的净利润						$	786					$	726					$	145					$	(85)
调整：
按市场计价调整-可再生能源						(21)						—						(21)						—
合并和其他交易成本						11						1						6						3
离岸合同条款						40						—						40						—
重新供电加速折旧						1						—						1						—
调整的所得税影响（1）						(8)						—						(7)						(1)
调整后净收益(2)						$	808					$	727					$	163					$	(82)
可归因于非控股权益的净(亏损)收入						(121)						3						(124)						—
所得税(福利)费用						(1)						141						(60)						(82)
折旧及摊销						1,158						694						456						8
扣除资本化后的利息支出						409						287						16						106
其他(收入)支出						(129)						(146)						(24)						41
权益法投资的损失(收益)						(6)						(15)						9						—
调整后的EBITDA(3)						$	2,118					$	1,691					$	436					$	(9)
保留的PTC和ITT						162						—						162						—
分配给税收股权投资者的PTC						150						—						150						—
调整后EBITDA（含税收抵免）（3）						$	2,430					$	1,691					$	749					$	(9)

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						截至2022年12月31日的年度
						总计						网络						可再生能源						企业 *
						(单位：百万)
归因于Avangrid，Inc.的净利润						$	881					$	628					$	386					$	(133)
调整：
按市场计价调整-可再生能源						—						—						—						—
新冠肺炎的影响						—						—						—						—
合并和其他交易成本						4						—						—						4
离岸合同条款						24						—						24						—
重新供电加速折旧						—						—						—						—
调整的所得税影响（1）						(7)						—						(6)						(1)
调整后净收益(2)						$	901					$	628					$	403					$	(130)
可归因于非控股权益的净(亏损)收入						(60)						3						(63)						—
所得税(福利)费用						27						94						(108)						41
折旧及摊销						1,085						660						424						1
扣除资本化后的利息支出						303						220						16						67
其他(收入)支出						(30)						(33)						(10)						13
权益法投资的损失(收益)						(262)						(11)						(251)						—
调整后的EBITDA(3)						$	1,964					$	1,561					$	411					$	(8)
保留的PTC和ITT						162						—						162						—
分配给税收股权投资者的PTC						119						—						119						—
调整后EBITDA（含税收抵免）（3）						$	2,246					$	1,561					$	693					$	(8)

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						截至2021年12月31日的年度
						总计						网络						可再生能源						企业 *
						(单位：百万)
归因于Avangrid，Inc.的净利润（损失）						$	707					$	636					$	131					$	(60)
调整：
按市场计价调整-可再生能源						53						—						53						—
新冠肺炎的影响						34						34						—						—
合并和其他交易成本						12						—						—						12
离岸合同条款						—						—						—						—
重新供电加速折旧						—						—						—						—
调整的所得税影响（1）						(26)						(9)						(14)						(3)
调整后净收益(2)						$	780					$	661					$	170					$	(51)
可归因于非控股权益的净(亏损)收入						(64)						3						(67)						—
所得税(福利)费用						47						107						(34)						(26)
折旧及摊销						1,014						616						397						1
扣除资本化后的利息支出						298						217						1						80
其他(收入)支出						(60)						(66)						4						2
权益法投资的损失(收益)						(7)						(12)						5						—
调整后的EBITDA(3)						$	2,008					$	1,526					$	476					$	7
保留的PTC和ITT						175						—						175						—
分配给税收股权投资者的PTC						80						—						80						—
调整后EBITDA（含税收抵免）（3）						$	2,263					$	1,526					$	731					$	7

(1)调整的所得税影响：在截至2023年12月31日的一年中，MTM调整为600万美元，合并和其他交易成本为(300万美元)，离岸合同条款为(1100万美元)。在截至2022年12月31日的一年中，离岸合同条款为(600万美元)，合并和其他交易成本为(100万美元)。在截至2021年12月31日的财年，MTM调整收入为1,400万美元，新冠肺炎影响收入为900万美元，合并和其他交易成本为300万美元。

(2)调整后的净收入是一项非公认会计准则财务指标，在扣除可再生能源的MTM活动、与PNMR合并和其他交易相关的成本、风电场供电加速折旧、离岸合同拨备以及与新冠肺炎疫情相关的成本后列报。

(3)调整后的EBITDA是一种非GAAP财务衡量标准，其定义为调整后的净收益，以完全剔除可归因于非控制性权益、所得税支出(收益)、折旧和摊销、利息支出、扣除资本化、其他(收益)支出和权益法投资的(收益)损失的净(亏损)收入的影响。我们进一步将具有税收抵免的调整后EBITDA定义为调整后EBITDA，再加上保留的PTC和分配给税务股权投资者的ITC和PTC的税前影响。

*包括公司和其他非监管实体以及部门间抵销。

各期业务成果的比较

截至2023年12月31日的年度与截至2022年12月31日的年度比较

调整后净收益

调整后的净收入从截至2022年12月31日的9.01亿美元减少到截至2023年12月31日的8.08亿美元，减少了9300万美元。这一下降主要是由于可再生能源减少了2.4亿美元，这是由2022年从离岸合资企业重组交易中确认的收益推动的，但被网络公司增加的9900万美元所抵消，这主要是由于纽约从2023年10月12日起提高利率，以及公司增加了4800万美元，主要是由于在此期间来自单一州税收变化的税收优惠。

截至2022年12月31日的年度与截至2021年12月31日的年度比较

调整后净收益

调整后的净收入从截至2021年12月31日的7.8亿美元增加到截至2022年12月31日的9.01亿美元。这一增长主要是由于可再生能源业务增加了2.33亿美元，这是由于2022年从离岸合资企业重组交易中确认的收益，以及估值津贴和州税率变化带来的有利税收支出，这些支出主要被公司业务抵消，但被网络业务减少的3300万美元所抵消

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主要受业务成本上升及期内坏账支出影响，公司收入减少7,900万美元，主要是由于期内单一税率变动所带来的不利税项开支，而这些开支主要由可再生能源抵销。

下表将截至2023年12月31日、2022年12月、2021年12月31日和2021年12月的年度可归因于Avangrate的净收入与调整后净收入(非GAAP)以及归因于Avangrate的每股收益(EPS)分别进行了核对：

						截至十二月三十一日止的年度：
						2023						2022						2021
						(单位：百万)
网络						$	726					$	628					$	636
可再生能源						145						386						131
公司(1)						(85)						(133)						(60)
净收入						786						881						707
调整：
按市值计价调整--可再生能源(2)						(21)						—						53
新冠肺炎的影响(三)						—						—						34
合并和其他交易成本(4)						11						4						12
离岸合同条款(5)						40						24						—
重新供电带来的加速折旧(6)						1						—						—
调整对所得税的影响						(8)						(7)						(26)
调整后净利润（7）						$	808					$	901					$	780

						截至十二月三十一日止的年度：
						2023						2022						2021
网络						$	1.88					$	1.62					$	1.78
可再生能源						0.37						1.00						0.37
公司(1)						(0.22)						(0.34)						(0.17)
每股收益						2.03						2.28						1.97
调整：
按市值计价调整--可再生能源(2)						(0.06)						—						0.15
新冠肺炎的影响(三)						—						—						0.10
合并和其他交易成本(4)						0.03						0.01						0.03
离岸合同条款(5)						0.10						0.06						—
重新供电带来的加速折旧(6)						—						—						—
调整对所得税的影响						(0.02)						(0.02)						(0.07)
调整后每股收益（7）						$	2.09					$	2.33					$	2.18

(1)包括公司和其他不受监管实体以及分部间抵消。

(2)按市值计价盈利与可再生能源与电力和天然气相关的衍生工具公允价值变化对盈利的影响有关。

(3)代表与COVID-19大流行相关的成本，主要与坏账拨备有关。

(4)发生的合并前和其他交易成本。

(5)与离岸合同条款相关的费用。

(6)代表可再生能源风电场重新供电所产生的加速折旧金额。

(7)调整后净收益和调整后每股收益为非公认会计准则财务指标，在扣除可再生能源的MTM活动、与PNMR合并和其他交易相关的成本、风电场供电加速折旧、离岸合同拨备以及与新冠肺炎疫情相关的成本后列报。

流动性与资本资源

我们的运营、资本投资和业务发展需要大量的短期流动资金和长期资本资源。从历史上看，我们一直使用来自运营的现金，以及我们信贷安排和商业票据计划下的借款作为我们流动性的主要来源。我们的长期资本要求主要通过在投资级债务资本市场保留收益、发行股票和借款来满足。继续获得这些流动性和资本来源对我们至关重要。风险可能会由于我们无法控制的情况而增加，例如金融市场普遍中断和不利的经济状况。

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流动性

我们通过与我们的子公司和我们受监管的公用事业公司之间的一系列公平的公司间贷款安排，优化我们在美国境内的流动性，以便将盈余现金借给有流动性需求的子公司，但受监管的公用事业公司不得向不受监管的附属公司放贷。这些安排将整体短期融资成本降至最低，并使子公司的临时现金投资回报最大化。截至2023年12月31日，我们的现金及现金等价物为9100万美元，而2022年12月31日为6900万美元。我们有能力从承诺提供Avangrid信贷安排的贷款人那里借入至多35.75亿美元，如下所述。

阿凡格利德商业票据计划

Avanggrid有一个商业票据计划，限额为20亿美元，由Avangrigd信贷安排(如下所述)支持。截至2023年12月31日和2024年2月21日，分别有13.32亿美元和19.06亿美元的未偿还商业票据，扣除余额套现的折扣。t. 截至2023年12月31日，未偿还商业票据加权平均利率为5.65%。

阿凡格利德信贷安排

Avangrate及其子公司NYSEG、RG&E、CMP、UI、CNG、SCG和BGC都是联合借款人，它们与银行银团或Avangrige信贷安排有一项循环信贷安排，规定总借款总额最高可达35.75亿美元，该安排于2021年11月23日执行。

根据Avanggrid信贷安排的条款，每个联合借款人都有一个最高借款权利，或升华，可以定期调整，以满足特定的短期资本融资需求，但须遵守协议中包含的最高限额。2021年11月23日，已执行的Avangrid信贷安排将Avanggrid的最高升华金额从15亿美元提高到25亿美元。Avanggrid信贷机制包含的定价对Avangrate的综合温室气体排放强度很敏感。信贷安排还包含负面契约，包括将每个借款人的最高允许合并债务与合并总资本之比设定为0.65至1.00的契约。根据Avangrid信贷安排，每个借款人将支付取决于其信用评级的年度贷款费用。初始贷款手续费将从10个基点到22.5个基点不等。Avanggrid信贷安排的到期日为2026年11月22日。2023年7月17日，对Avanggrid信贷安排进行了修订和重述，除其他外，规定将基于LIBOR的利率替换为基于SOFR的利率，并删除与向新墨西哥州公共服务公司和德克萨斯-新墨西哥州电力公司提供信贷有关的规定。截至2023年12月31日和2024年2月21日，我们在这一信贷安排下没有未偿还的借款。

由于Avangrigd信贷安排也是Avanggrid商业票据计划的后盾，截至2023年12月31日和2024年2月21日，该安排下的可用总金额分别为22.33亿美元和16.56亿美元。

Iberdrola集团信贷安排

2023年6月18日，Avanggrid与Iberdrola的子公司Iberdrola Financiación，S.A.U的信贷安排到期。该设施的上限为5亿美元。2023年7月19日，我们将这一信贷安排的额度提高到7.5亿美元，到期日为2028年6月18日。根据Avangrate目前的穆迪和S对优先无担保长期债务的评级，Avanggrid为该贷款支付22.5个基点的季度融资费(年利率)。截至2023年12月31日和2024年2月21日，该信贷安排下的未偿还金额分别为0美元和1亿美元。

供应商融资安排

为了管理现金流和相关的流动资金，我们实施了供应商融资安排，根据该安排，某些供应商可以从银行提供商那里获得加快发票结算的速度。这是反向保理的一种形式，其目标是通过让集团供应商及早获得资金来为他们提供服务。该供应商融资计划允许参与供应商自愿选择将我们的付款义务出售给指定的第三方金融机构。我们与供应商达成协议的决定没有任何经济利益。我们对供应商的义务，包括到期金额和预定付款条件，不受供应商根据这些安排销售金额的决定的影响。自.起 在2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日，供应商融资安排项下的应付票据金额分别为0美元和1.71亿美元。在截至2023年12月31日的期间，根据该计划支付了1.75亿美元的确认发票。截至2022年12月31日，余额加权平均利率为5.48%。

集团现金池

我们与美国银行、北卡罗来纳州以及Iberdrola集团的某些成员签订了一项流动性协议。流动资金协议帮助Iberdrola集团进行高效的现金管理，并通过以下方式减少外部借款需求

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泳池参与者。协议各方，包括我们，可以在金融机构存入资金或从金融机构借入资金，前提是所有联营参与者存入或借入的资金净余额合计不低于零。截至2023年12月31日和2022年12月31日，余额均为0美元。任何存款金额都将反映在我们的综合资产负债表中的现金和现金等价物下，因为我们根据现金汇集协议存入的盈余资金是高流动性的短期投资。

表外安排

截至2023年12月31日，我们有大约21.88亿美元的备用信用证、担保债券、担保和赔偿未偿还，其中包括对我们自身业绩的担保。这些工具为Avangrate及其子公司的业务和贸易伙伴在其正常业务过程中提供财务保证。这些工具仅在Avangrate或其子公司未能履行合同义务时代表负债。因此，我们认为不太可能产生与这些工具相关的任何重大负债，因此，截至2023年12月31日，我们或我们的子公司都没有记录任何与这些工具有关的负债。

长期资本资源

我们希望通过使用我们的现金余额、信贷安排、运营现金、长期借款和新股本来满足我们的长期资本需求。我们拥有标准普尔、穆迪和惠誉的投资级评级，我们相信我们可以在投资级债务资本和/或银行市场上以具有竞争力的条件筹集资本。

我们在2023年发行的长期债务如下：

公司						发行日期						类型						金额(百万)						利率						成熟性
NYSEG						7/3/2023						免税债券						$	100					4.00%						2034
用户界面						10/2/2023						免税债券						$	64					4.50%						2033
NYSEG						8/8/2023						绿色144A债券						$	350					5.65%						2028
NYSEG						8/8/2023						绿色144A债券						$	400					5.85%						2033
RG & E						12/13/2023						绿色私人债券						$	100					5.62%						2028
RG & E						12/13/2023						绿色私人债券						$	25					5.89%						2034
RG & E						12/13/2023						绿色私人债券						$	50					5.99%						2036
RG & E						12/13/2023						绿色私人债券						$	75					6.22%						2053
CMP						12/13/2023						绿色私人债券						$	55					5.65%						2029
CMP						12/13/2023						绿色私人债券						$	70					6.04%						2038
用户界面						12/13/2023						绿色私人债券						$	156					6.09%						2034
用户界面						12/13/2023						绿色私人债券						$	34					6.29%						2038
天然气						12/13/2023						私募债券						$	36					6.20%						2032
天然气						12/13/2023						私募债券						$	19					6.49%						2038
SCG						12/13/2023						私募债券						$	30					6.04%						2034
SCG						12/13/2023						私募债券						$	30					6.24%						2038
公司						7/19/2023						集团内绿色贷款						$	800					5.45%						2033

截至2023年12月31日，Networks有77.91亿美元的债务，包括其当前部分，包括第一抵押债券、优先无担保票据、免税债券和各种其他形式的债务。监管命令要求Networks受监管的公用事业公司保持普通股权益与总资本的最低比率，该比率与建立收入要求时使用的资本结构挂钩。根据这些要求，NYSEG、RG&E、CMP和MNG中的每一家都必须将最低股本比率维持在其当前有效的利率计划或决定中的比率，该比率使用13个月的历史平均值来衡量。在每月的基础上，每一家公用事业公司必须将最低股本比率维持在不低于设定费率的股本比率300个基点的水平。如UI、SCG、CNG及BGC派发股息会导致其各自的普通股权益比率低于最近分派率中用以厘定利率的权益百分比300个基点，则限制派发股息，而该等权益百分比是以截至最近一个季度末的13个月往绩平均数计算。受监管的公用事业公司定期向Avangrate支付股息或接受其出资，以维持最低股本比率要求。它们各自独立地通过发行债券而产生债务

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投资级债务证券。截至2023年12月31日，网络受监管的公用事业公司遵守了这些监管命令。

截至2023年12月31日，我们在可再生能源部门有3900万美元的融资租赁负债，与太阳能发电设施的售后回租安排有关。可再生能源还通过与某些风电场项目相关的税收股权融资安排筹集资金。这些安排将项目的几乎所有应税收入和临时薪酬分配给纳税权益投资者，以及项目产生的一定比例的现金，以换取投资者的贡献。2022年4月29日，我们完成了一项TEF协议，从一家与隆德山太阳能发电场相关的税务股权投资者那里获得了1400万美元，该发电场在同一天实现了部分机械完工。2023年3月，我们从投资者那里获得了6100万美元的额外投资。隆德山由Solis Solar Power I，LLC(Solis I)所有。2023年11月，我们从与Aeolus VIII相关的税务股权投资者那里获得了1.24亿美元的额外资金。

截至2023年12月31日，公司有28.05亿美元的长期债务未偿还，包括当前部分。公司的长期债务主要包括6亿美元3.15%的票据于2024年到期，7.5亿美元3.20%的票据于2025年到期，7.5亿美元3.80%的票据于2029年到期，以及8亿美元的5.45%的集团内贷款于2033年到期。

在我们的信贷安排、长期借款、融资租赁和税务股权合作伙伴关系中，作为协议当事方的我们和我们的附属公司受到此类协议的标准契约的约束。积极契约将某些义务强加给借款人，而消极契约限制了借款人的某些活动。这些协议还界定了某些违约事件，包括但不限于不遵守在某些情况下可能自动或在其他情况下贷款人选择触发加速履行义务的公约。我们及其附属公司在2023年12月31日和整个2023年都遵守了所有此类公约。

集团内绿色贷款

2023年7月19日，我们与Iberdrola的关联公司Iberdrola Financiación，S.A.U签订了一项绿色定期贷款协议，本金总额为8亿美元，于2033年7月13日到期，利率为5.45%(集团内绿色贷款)。

资本要求

为未来的普通股股息支付提供资金

我们的股息支付资金是在我们整体运营和投资现金流以及我们的长期资金的背景下考虑的。如上所述，我们拥有循环信贷安排，为短期流动资金需求提供资金，我们相信，由于需要长期增长资本，我们将继续进入资本市场。考虑到目前的经济环境，管理层预计我们将继续拥有足够的流动资金和财务灵活性来满足我们的业务需求。

资本支出

受监管的公用事业公司在过去三年的资本支出如下：

						2023						2022						2021
						(单位：百万)
NYSEG						$	852					$	759					$	743
RG & E						410						374						394
化学物质化学物质 *						554						338						682
用户界面						264						226						186
SCG						111						101						86
天然气						74						66						63
BGC						32						22						17
MNG						2						3						4
公司						8						23						55
总计						$	2,307					$	1,912					$	2,230

* 包括NECEC Transmission LLC在NECEC项目中的资本支出。

Networks在2023年继续进行资本支出，以升级和扩大电力和天然气输配电基础设施。2023年，我们继续对缅因州、纽约州和康涅狄格州的多个项目进行资本投资，包括变电站现代化、风暴弹性计划电网自动化、新输电投资、极点

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更换计划、与改进系统运营、可靠性和弹性、老化基础设施的更换以及新的客户连接相关的项目。

可再生能源在以下年份的资本支出如下：

						2023						2022						2021
						(单位：百万)
风能和太阳能						$	477					$	662					$	928
热能						13						28						18
公司(1)						17						13						12
其他资本化成本（2）						256						83						106
资本支出总额						$	763					$	786					$	1,064

(1)包括信息技术、设施和安全（安全）。

(2)包括资本化的利息、劳动力和其他成本。

2023年，可再生能源的资本支出为4.77亿美元，用于建设True North Solar、Powell Creek Solar、Lund Hill Solar、贝克芬太阳能、蒙塔古太阳能、米德兰和其他风能和太阳能资产，资本支出为1300万美元，用于建设克拉马斯燃气热电联产设施或克拉马斯工厂，以及风能和太阳能资产产生的其他资本化成本。

基本工程项目

我们业务战略的一个重要部分涉及资本项目。网络公司计划从2024年到2028年总共投资约130亿美元，升级和扩大电力和天然气输配基础设施。在接下来的12个月里，Networks计划在缅因州投资4.13亿美元，包括配电线路检查维修计划、输电线路资产状况更换计划、变电站现代化计划、风暴恢复计划和电网自动化。NECEC计划在未来12个月投资6.44亿美元。NYSEG计划在未来12个月内投资10亿美元，包括先进计量基础设施项目、BES计划、配电线路检修计划、电网自动化计划、输电线路资产状况更换计划、CLCPA输电项目、风暴抗灾计划、Make Ready、杆柱更换计划以及配气管道和易泄漏主管道更换。RG&E计划在未来12个月内投资4.22亿美元，包括先进仪表基础设施项目、BES计划、韦伯斯特地区可靠性计划、电杆更换计划、电网自动化计划、风暴恢复计划、天然气输送管道和易泄漏主管道更换计划。UIL计划在未来12个月投资4.72亿美元，包括一些与改善系统运营、可靠性和弹性、更换老化的基础设施和新的客户连接有关的计划和项目。对于天然气运营，最值得注意的投资包括配气主管道更换、容易泄漏的更换、新客户的连接以及基础设施的改善。

我们预计将通过运营提供的现金和进入资本市场的机会为这些资本项目提供资金，包括子公司或控股公司层面的债务借款和必要时的股权发行。此外，如上所述，我们有循环信贷安排，为短期流动性需求提供资金。

现金流

我们的现金流取决于许多因素，包括总体经济状况、监管决定、天气、大宗商品价格走势以及运营费用和资本支出控制。

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以下是截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日止年度按活动划分的现金流量摘要：

						截至十二月三十一日止的年度：
						2023						2022						2021
						(单位：百万)
现金流
经营活动提供的净现金						$	919					$	1,035					$	1,561
用于投资活动的现金净额						(3,099)						(2,548)						(2,440)
融资活动提供的现金净额						2,202						108						889
现金、现金等价物和限制性现金净增(减)						$	22					$	(1,405)					$	10

经营活动

我们营运现金流入的主要来源是电力及天然气的输配收益，以及批发能源及能源相关产品及服务的销售收益。我们的主要运营现金流出是电力和天然气购买以及输电运营和维护费用，以及人员成本和其他与员工相关的支出。随着我们业务的扩大，我们对营运资金的要求也在增加。我们预计，随着业务的持续增长，我们的营运资本将会增长。

与截至2022年12月31日的年度相比，截至2023年12月31日的年度来自经营活动的现金减少了1.16亿美元，这主要是由于现金收取和现金支付的时间安排导致流动资产和负债净减少，以及在此期间支付的利息增加。

与截至2021年12月31日的年度相比，截至2022年12月31日的年度来自经营活动的现金减少了5.26亿美元，这主要是由于在此期间现金收取和支付的时间安排导致流动资产和负债净减少所致。

与截至2020年12月31日的年度相比，截至2021年12月31日的年度来自经营活动的现金增加了2.73亿美元，这主要是由于这一时期的营业收入增加。

投资活动

我们的投资活动主要集中于增强、自动化和加强我们的资产基础，以支持安全、可靠性和客户增长，以符合我们运营的监管市场，以及建设太阳能和风能资产。

2023年，用于投资活动的现金净额为30.99亿美元，其中主要包括29.72亿美元的资本支出和对离岸合资企业的2.87亿美元的资本贡献，但被1.12亿美元的建设援助捐款部分抵消。

2022年，用于投资活动的现金净额为25.48亿美元，主要包括25.19亿美元的资本支出和1.68亿美元的离岸合资企业重组交易付款，但被1.23亿美元的建设援助捐款部分抵消。

2021年，用于投资活动的现金净额为24.4亿美元，其中包括29.76亿美元的资本支出，但被2.22亿美元的其他投资和权益法投资、1.55亿美元的权益法投资分配、1.3亿美元的建筑援助捐款和2400万美元的出售资产收益部分抵销。

融资活动

我们的融资活动包括筹集股本，使用我们的信贷安排，以及由Avangrate和我们的受监管网络子公司发行或赎回的长期债务。

2023年，融资活动提供了22.02亿美元现金，主要反映了当期非流动债务和应付票据净增27.05亿美元以及非控股权益贡献2.03亿美元，但因分配给非控股权益1600万美元和派息6.81亿美元而被抵销。

2022年，融资活动提供了1.08亿美元的现金，主要反映了当期非流动债务和应付票据净增6.62亿美元以及非控股权益贡献1.47亿美元，但因分配给非控股权益1,000万美元和派息6.81亿美元而被抵销。

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2021年，融资活动提供了8.89亿美元的现金，主要反映了与股票发行相关的私募股权收益40亿美元，我们受监管子公司发行非流动债务的净收益8.33亿美元，以及主要与TEF相关的非控股权益贡献3.3亿美元，被包括联属公司在内的非流动债务净减少以及应付本期票据36亿美元、股息6.13亿美元和对非控股权益的分配1000万美元所抵消。

合同义务

截至2023年12月31日，我们的合同义务(不包括任何税收准备金)如下：

						总计						2024						2025						2026						2027						2028						此后
						(单位：百万)
租约(1)						$	436					$	51					$	25					$	26					$	29					$	35					$	271
地役权(2)						1,105						29						32						32						31						33						948
预计未来养老金福利计划缴款(3)						239						36						19						46						33						29						76
长期债务(包括本期债务)(4)						10,596						612						1,107						660						484						716						7,017
利息支付(5)						4,684						436						414						415						373						350						2,696
材料采购承诺(6)						1,909						1,484						214						84						52						18						57
合同债务总额						$	18,969					$	2,648					$	1,811					$	1,263					$	1,001					$	1,181					$	11,065

(1)代表与业务设施、办公楼租赁以及车辆和设备租赁有关的租赁合同。这些数额是我们预计要支付的费用中未调整的部分，因为与或有付款有关的数额主要与各自设施的发电有关。

(2)表示未归类为租约的地役权合同。

(3)符合条件的养恤金计划的缴费一般基于经修订的1974年《雇员退休收入保障法》和2006年《养恤金保护法》所要求的估计最低养恤金缴费，以及避免福利限制和处于危险状态所需的缴费以及与州监管机构达成的协议。这些数额是根据可能发生变化的假设作出的估计。

(4)请参阅“长期资本资源”中的债务偿还讨论。

(5)利息支付是根据2023年12月31日未偿还债务证券的最终到期日估计的，不反映预期的未来再融资、提前赎回或债务发行。浮动利率债务是根据截至2023年12月31日的利率估计的。

(6)代表电力、天然气和其他安排下的远期采购承诺，以及截至2023年12月31日尚未交付的订购材料和服务的合同义务。

关键会计政策和估算

我们根据美国公认会计原则编制了本文所提供的财务报表，其中包括Avangrate及其合并子公司的账目。我们在合并财务报表附注3中介绍了我们的重要会计政策。

在编制随附的财务报表时，我们的管理层作出了某些估计和假设，这些估计和假设会影响资产、负债、股东权益、收入和支出的报告金额及其披露。下列会计政策是管理层认为对合并财务报表特别重要的政策，需要使用估计、假设和判断来确定本质上不确定的事项。

受管制的公用事业会计

美国公认会计原则允许受监管实体对监管机构的行为进行会计确认。我们必须满足某些标准，才能应用这种监管会计处理，并记录监管资产和负债。在确定我们是否符合我们的运营标准时，我们的管理层会做出重大判断，其中包括：(I)确定向客户提供的服务的费率是否需要得到独立的第三方监管机构的批准；(Ii)确定受监管的费率是否旨在收回提供受监管服务的特定成本；(Iii)考虑相关的历史先例和监管机构最近的决定；以及(Iv)考虑到监管委员会的决定或立法变更可能与管理层早先做出的解释不同，并且此类变化的影响可能是重大的。我们的受监管子公司已延迟确认成本(监管资产)或已确认债务(监管负债)，如果该等成本或债务可能会在未来通过差饷厘定程序收回或免除。管理层定期审查我们的监管资产和负债，以确定我们是否需要根据当前监管环境和最近的利率命令对我们之前的结论进行调整。如果我们的受监管子公司或其部分资产或业务不再符合这些会计规则的应用标准，则不受监管的会计准则

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一般情况下，企业将变得适用，在不再符合这些标准的年度，将要求立即确认任何以前递延的成本。

养老金和其他退休后福利的会计处理

我们为相当数量的员工、前员工和退休人员提供养老金和其他退休后福利。我们根据退休福利会计规则对这些福利进行会计核算。在对我们的养老金和其他退休后福利计划或Avanggrid计划进行会计处理时，我们对福利义务的估值和计划资产的表现做出假设。主要假设包括贴现率、计划资产的预期长期回报率、医疗保健成本趋势率、死亡率假设、人口统计假设和其他因素。我们对我们的精算假设应用一致的估计技术，在适当的情况下，适用于我们运营子公司的Avangrate计划。我们用来制定Avangrate计划贴现率的估计技术是基于截至2023年12月31日的此类负债的结算，使用实际的高质量债券的假设投资组合，这些债券将产生结算负债所需的现金流。我们认为，对贴现率的这种估计准确地反映了计划债务的结算值，并产生了与预期支付给参与者的现金流密切匹配的现金流。我们用来制定计划资产长期回报率的估计方法是基于对计划资产在计划有效期内将赚取的长期回报率的预测，包括对投资策略、历史经验和对长期回报率的预期的考虑。

2023年用于核算合格养老金义务的加权平均贴现率为5.18%，比2022年增加233个基点。2023年合格养老金福利计划资产预期回报率为6.35%，较2022年上升2个基点。下表反映了与某些重大精算假设变化相关的估计敏感性（每个假设变化均与其他假设变化相互排除）：

												对2023年养老金支出增加（减少）的影响
						假设的变化						养老金福利						退休后福利
												(单位：百万)
折现率上升						50个基点						$	(12)					$	(1)
降低贴现率						50个基点						$	12					$	1
增加计划资产回报率						50个基点						$	(11)					$	—
计划资产回报率减少						50个基点						$	11					$	—

我们将未确认的先前服务成本和信用以及未确认的网络公司受监管公用事业的精算损益反映为监管资产或负债，如果这些项目很可能在未来期间通过制定差饷的过程收回。某些不符合条件的计划开支不能通过差饷厘定程序收回，我们在累计其他全面亏损中列报未确认的前期服务成本和贷项以及未确认的精算损益。

企业合并和资产收购

我们运用会计的收购法对企业合并进行核算。转让的收购对价为转让资产的公允价值、产生的负债(包括或有对价)和收购人发行的股权。我们以收购日的公允价值计量收购的可确认资产以及在企业合并中承担的负债和或有负债。对于估值需要重大假设和判断的重大交易，我们利用独立的第三方估值专家，并在记录交易之前审查他们的工作。

与企业合并(处置)不同，当收购(处置)的总资产的公允价值基本上全部集中于单一可识别资产或一组类似的可识别资产，或不符合业务定义时，我们将交易归类为资产收购(处置)。与企业合并类似，我们可能会利用第三方估值专家进行重大资产交易，这些交易需要在估值过程中做出重大判断。

商誉

商誉不摊销，但须在第四季度进行减值评估，或更频繁地发生事件或情况变化，使商誉分配至的报告单位的公允价值低于其账面价值。报告单位是一个经营部门或低于一个经营部门的一个水平，是我们测试商誉减值的水平。

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在评估商誉减值时，我们可以选择首先进行定性评估，以确定是否需要进行量化评估。如果我们根据定性因素确定报告单位的公允价值更有可能大于或不大于账面价值，则不需要进一步测试。如果我们绕过定性评估，或执行定性评估，但确定其公允价值很可能少于其账面价值，我们将进行量化测试，将报告单位的公允价值与其账面金额(包括商誉)进行比较。如果报告单位的账面金额超过其公允价值，我们将减值损失记录为商誉减值并计入运营费用，但确认的损失不会超过分配给报告单位的商誉总额。2023年，我们对网络报告单位进行了定性评估，对可再生能源报告单位进行了定量评估。

我们的定性评估包括评估可能影响我们报告单位公允价值的关键事件和情况，以及其他因素。评估的事件和情况包括宏观经济状况、行业、监管和市场考虑因素、成本因素及其对收益和现金流的影响、与相关前期预测结果和实际结果相比的整体财务业绩、其他相关实体具体事件以及影响报告单位的事件。

我们的量化评估采用收益法下的贴现现金流模型，并包括关键假设，主要是预测现金流的贴现率和内部估计。我们使用的贴现率是根据市场参与者假设制定的，该假设考虑了各自报告单位现金流的风险和性质，以及市场参与者将其资本投资于我们的报告单位所需的回报率。我们使用一系列折现率和对长期现金流的一系列假设来检验我们的量化减值测试结论的合理性。

长期资产减值准备

当事件或环境变化显示账面值可能无法收回时，我们会评估物业、厂房及设备及其他长期资产的减值。如果存在减值指标，则基于长期资产或资产组的现金流与其他资产和负债的现金流基本无关的最低水平的未贴现现金流分析，进行可恢复性测试。如果资产的账面金额超过与该资产相关的未贴现的未来现金流量净额，则需要确认减值损失。应确认的减值损失是指长期资产的账面价值超过该资产公允价值的金额。

我们采用公允价值计量会计框架中规定的收益方法来确定长期资产的公允价值。我们制定的基本假设与市场参与者对我们资产退出价格的看法一致。我们使用基于现值技术原理的内部贴现现金流或DCF估值模型，根据收益法估计长期资产的公允价值。贴现现金流模型通过以适当的市场贴现率贴现Avangrate的现金流预测来估计公允价值。管理层在评估贴现现金流模型中使用的贴现率时，以及在制定现金流预测时选择几个输入假设时，会运用大量的判断。例如，我们的预测敏感于包括增长率、行业需求、通胀、电力价格和大宗商品价格等宏观经济因素的输入假设。这些投入假设中的许多依赖于其他经济假设，这些假设通常来自具有固有局限性的统计经济模型，如估计差异。此外，有几个输入假设是基于通常不会重现的历史趋势。包括对我们现金流最重要的重大不可观察的投入的投入假设是基于对宏观经济因素的预期，这些因素可能是不稳定的。使用一套不同的投入假设可能会产生截然不同的现金流预测。

长期资产的公允价值对与我们的现金流预测相关的输入假设和市场贴现率都很敏感。此外，对长期增长和最终价值的估计往往对公允价值的确定至关重要。作为减值评估过程的一部分，管理层分析公允价值对各种基本假设的敏感性。随着公允价值和账面价值之间的差距缩小，审查的水平也会提高。这些假设的任何变化都可能导致管理层对潜在减值得出不同的结论，这可能是重大的。我们的减值评估本质上涉及不可控事件的不确定性，这些事件可能对预期的未来经济和运营状况产生积极或负面影响。

所得税

Avanggrid提交合并的联邦所得税申报单和各种州所得税申报单，其中一些是根据要求或允许的单一报税表。

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我们的所得税支出和相关的资产负债表金额涉及管理层的判断和估计的使用。递延所得税资产和负债额、流动和非流动应计项目以及不确定税务头寸的确定涉及对税务机关确认收入和扣除的时间和可能性的判断和估计。在作出这些判断时，我们考虑到正在进行的任何所得税审查的状况、税务问题的历史解决方案、税务机关在与其他纳税人类似问题上的立场等标准。由于税收问题的实际解决、财务状况的预测以及税收法律法规的变化，我们的实际所得税可能与估计的金额不同。

我们的税务头寸在被确认用于财务报告之前，会在一个更有可能的确认门槛下进行评估。“更有可能”这个词的意思是超过50%的可能性。我们使用判断来确定税收头寸何时达到这一门槛。

我们对递延税项资产变现能力的评估涉及判断和估计，包括预测的应税收入的影响以及在税项属性到期前利用税项属性的税务筹划策略。

新会计准则

有关影响Avangrate的新会计声明的讨论，请参阅本年度报告Form 10-K中包含的我们合并财务报表的附注3。

第7A项。关于市场风险的定量和定性披露。

我们面临着与大宗商品价格、利率和股票价格不利变化相关的风险。以下所述影响我们财务报表的金融工具和头寸主要出于交易以外的目的持有。市场风险是指假设商品价格、利率或股票价格在未来一年可能发生变动而导致的公允价值潜在损失。管理层制定了风险管理政策，以监测和管理此类市场风险以及信贷风险。

商品价格风险

可再生能源面临着许多能源市场风险敞口，包括固定价格、基准(包括地点和时间)和热价风险。

长期供应合同减少了我们对市场波动的敞口。我们拥有已指定的电力商品购销合同(实物合同)，并符合有关衍生工具和套期保值活动的会计要求的正常购进和正常销售豁免。有关衍生金融工具和套期保值活动的进一步资料，载于本年报10-K表格内的综合财务报表附注11和12。

可再生能源商业风电设施受到价格风险的影响，这种风险通过固定价格的电力交易和天然气交易进行对冲。我们的联合循环发电厂受到热价风险的影响，这是通过固定价格的电力和固定价格的天然气和基础头寸来对冲的。这些措施减轻了我们的大宗商品价格敞口，但并不能完全消除这种风险。一些长期对冲不符合对冲会计的要求。这在年度损益账户中引入了一些MTM波动性。

可再生能源使用蒙特卡洛模拟风险值(VaR)技术来衡量和控制其承担的风险水平。VaR是一种统计技术，用于在给定的时间范围和特定的置信度范围内衡量和量化投资组合中的风险水平。VaR主要由三个变量组成：测量的潜在损失量、不超过潜在损失量的概率和投资组合的持有期。

可再生能源在一天的持有期内使用95%的概率水平，这表明它可以95%的信心，一天的损失不会超过这个值。2023年的平均VaR为1140万美元，而2022年的平均VaR为1360万美元。

如上所述，VaR是一种统计技术，并不是对可再生能源可能产生的最大损失的保证。

由于能源批发市场的波动，网络还面临着大宗商品价格风险。网络通过一系列监管机制来管理这种风险，例如将电力和天然气的市场价格转嫁给客户，以及通过全面的风险管理程序。这些措施减轻了我们的大宗商品价格敞口，但并不能完全消除这种风险。电网还使用被认为适当的实物和金融电力合同来管理电力商品价格的波动，以便为客户提供价格稳定。它还使用天然气期货和远期来管理天然气大宗商品价格的波动，以提供价格稳定

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顾客。它包括这些合同的成本或收益，包括在出售相关电力时购买电力或天然气的费用。

由于网络公司商品合同的所有收益或损失最终都将转嫁给零售客户，因此不对网络公司进行敏感性分析。有关衍生金融工具及敏感度分析的进一步资料，载于本年度报告Form 10-K所载的综合财务报表附注11及12。

利率风险

截至2023年12月31日，未偿债务总额为119.28亿美元，其中20.82亿美元为浮动利率。这一利率每变动25个基点，每年将导致大约300万美元的利息、支出或收入波动。截至2023年12月31日，我们长期债务的估计公允价值为102.66亿美元，而账面价值为105.96亿美元。

Avangrate不时使用金融衍生工具来改变其固定和浮动利率债务余额，或为预期未来的固定利率发行而对冲固定利率。有关我们利率衍生金融工具的进一步资料，请参阅本年报10-K表格所载综合财务报表附注12。

信用风险

这种风险被定义为第三方不履行其合同义务，从而为Avangrid造成损失的风险。网络公司面临着无法支付客户账单的风险。根据最佳做法并遵守适用的国家法规和内嵌的关税机制，制定了标准的债务追回程序，以管理无法收回的费用。我们的信用部门根据董事会批准的指导方针，建立和管理其交易对手信用额度。我们已经制定了一系列无担保信用门槛，这些门槛取决于交易对手或交易对手担保人的适用信用评级。通过与多个交易对手签订合同，并根据交易对手违约风险，将对单个交易对手或交易对手家族的风险敞口限制在明确定义的限额内，以减轻信用风险。在交易对手层面，我们采用特定的资格准则来确定每个潜在交易对手的适当限额，并在适当的情况下补充净额结算和抵押品协议，包括保证金、担保、信用证和现金保证金。

可再生能源通过其能源管理业务也面临信用风险。交易对手信用风险由独立于能源管理职能的信用部门通过既定的信用政策进行管理。根据既定标准对潜在客户和现有客户进行资信审查。 信用额度是根据董事会批准的指导方针设定的，交易对手不符合最低标准，提供各种信用增强，如现金预付款、信用证、现金和其他抵押品和担保。 于适当情况下，主要净额结算协议用于抵销与同一交易对手衍生工具所产生的现金及非现金收益及亏损。 应收账款和其他金融工具主要与能源、公用事业和金融服务相关的公司以及美国的市政、合作社和其他贸易公司签订，尽管与高信用质量的商业和工业客户签订的长期电力销售(PPA)的比例越来越大。

根据我们的保单和可再生能源管理中与信用风险相关的风险敞口，我们预计交易对手不履行义务不会对我们的财务报表产生重大不利影响。截至2023年12月31日，我们约97%的能源管理交易对手信用风险敞口与具有投资级信用评级的公司相关。

国库管理(包括流动性风险)

我们通过与我们的子公司和受监管公用事业公司之间的一系列公平的公司间借贷安排来优化我们的流动性，以规定将盈余现金借给有流动性需求的子公司，但受监管公用事业公司不得向不受监管的关联公司放贷的限制。这些安排将整体短期融资成本降至最低，并使子公司的临时现金投资回报最大化。我们有能力通过一个20亿美元的商业票据计划向第三方借款，即支持商业票据计划的35.75亿美元的Avangrid信贷安排，以及从Iberdrola Group信贷安排的7.5亿美元。有关详情，请参阅本年度报告中题为“--流动资金和资本资源--流动资金资源”的表格10-K。

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网络

电网受监管的公用事业公司独立为其运营提供资金，除非在情况允许的情况下，它们以短期方式向Avangrate和彼此借款，以将短期融资成本降至最低，并使临时现金投资获得最大回报。监管令禁止受监管的公用事业公司向不受监管的附属公司放贷。每个网络的受监管的公用事业公司都独立地进入投资级债务资本市场进行长期融资，并且每个公司都是本年度报告Form 10-K的“-流动性和资本资源-流动性资源”中所述的Avangrigd信贷工具的借款人。

根据监管命令，网络受监管的公用事业必须遵守某些信用质量维护措施，包括最低股本比率，这些措施与建立收入要求时假定的股本水平挂钩。这些公司通过宣布股息或在必要时由Avanggrid出资将其股本比率维持在或高于最低水平。

可再生能源

可再生能源历来通过股权出资、建设期间的公司间贷款、税收股权合作伙伴关系以及较小程度的售后回租安排来筹集资金。截至2023年12月31日，其融资租赁的未偿还余额为3900万美元。

可再生能源是与Avanggrid，Inc.达成的现金池协议的一方。所有可再生能源的收入都集中在Avanggrid，Inc.，所有可再生能源的支出都来自AvangridInc.。可再生能源的净现金盈余或赤字被记录为公司间应收账款或应付账款，这些余额通过股息或资本贡献定期减少为零。2023年3月，可再生能源向Avangrigd，Inc.记录了4.53亿美元的净非现金股息，以清零2023年1月之前积累的主要账户余额。

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项目8.财务报表和补充数据

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独立注册会计师事务所报告

致股东和董事会

Avangrid，Inc.：

对合并财务报表的几点看法

我们审计了AvangridInc.及其子公司(本公司)截至2023年12月31日和2022年12月31日的合并资产负债表，截至2023年12月31日的三年期间各年度的相关综合收益表、全面收益表、权益变动表和现金流量表，以及相关附注和财务报表附表一(统称为合并财务报表)。我们认为，综合财务报表在所有重要方面都公平地反映了公司截至2023年12月31日和2022年12月31日的财务状况，以及截至2023年12月31日的三年期间每年的经营结果和现金流量，符合美国公认会计原则。

我们还根据美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准，根据特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的《内部控制-综合框架(2013)》中确立的标准，对公司截至2023年12月31日的财务报告内部控制进行了审计，我们2024年2月22日的报告对公司财务报告内部控制的有效性发表了无保留意见。

意见基础

这些合并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这些合并财务报表发表意见。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。这些准则要求我们计划和执行审计，以获得关于合并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合并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关于合并财务报表中的金额和披露的证据。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，以及评价合并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向审计委员会传达或要求传达给审计委员会的当期综合财务报表审计所产生的事项：(1)涉及对综合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综合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来就关键审计事项或与其相关的账目或披露提供单独的意见。

可再生能源报告单位商誉账面价值减值评估

如合并财务报表附注3(G)和附注7所述，截至2023年12月31日的商誉余额为31.19亿美元，其中3.72亿美元与可再生能源报告股有关。本公司每年进行商誉减值测试，或在发生事件或情况变化时更频繁地进行商誉减值测试，而该等事件或情况可能会令报告单位的公允价值低于其账面值。

由于本公司为确定可再生能源报告单元的公允价值而作出的某些估计和假设，我们将评估可再生能源报告单元的商誉账面价值的减值确认为一项重要的审计事项。因此，需要更高程度的审计师判断力来评估本公司对可再生能源报告部门公允价值的估计中使用的某些假设。具体地说，该公司确定用于制定收入预测的预测发电量和预测市场价格，以及确定贴现率，需要审计师做出主观和具有挑战性的判断。

以下是我们为解决这一关键审计问题而执行的主要程序。我们评估了公司商誉减值评估过程中某些内部控制的设计和运行效果，包括与确定预测发电量、预测市场价格和用于以下方面的贴现率相关的控制

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估计可再生能源报告单位的公允价值。为了评估公司预测收入的能力，我们将可再生能源报告部门的历史收入预测与实际收入进行了比较。我们将可再生能源报告部门的预测发电量与历史发电量进行了比较。我们还通过与行业分析师发布的第三方发布的报告进行比较，对预测的发电量和预测的市场价格进行了评估。此外，我们聘请了具有专业技能和知识的估值专业人员，他们通过使用可比较实体的公开市场数据独立制定贴现率，并将其与公司的贴现率进行比较，帮助测试选定的贴现率。

对监管资产和负债的评估

如综合财务报表附注3(C)及附注6所述，本公司根据财务会计准则委员会会计准则编撰专题980，受规管营运(ASC专题980)对其受规管营运进行会计处理。根据ASC主题980的要求，受利率管制的企业的财务报表反映了监管机构的行动。本公司将可能在未来电价和天然气费率中收回的已发生和应计成本资本化为监管资产。此外，退还以前收取的收入或将从客户收取的收入用于未来成本的义务被记录为监管负债。该公司受监管的公用事业公司受到复杂而全面的联邦、州和地方法规和立法的约束，包括州公用事业委员会和联邦能源管理委员会颁布的法规。

我们已将监管资产和负债的评估确定为一项重要的审计事项。这是由于在评估每个相关法域的监管资产和负债时所需的审计努力程度。

以下是我们为解决这一关键审计问题而执行的主要程序。我们评估了针对公司监管会计流程的某些内部控制的设计和运行效果，包括与公司在每个司法管辖区应用ASC主题980相关的控制，以及公司对监管资产和负债的计算和审查。我们选择了监管资产和负债，并通过评估各自监管机构发布的相关命令、法规、裁决、备忘录、文件或出版物，评估了公司在相关司法管辖区适用ASC主题980的情况。我们选择了监管资产和负债活动的样本，并使用相关监管委员会批准的方法，重新计算了活动，并将计算中使用的数据与本公司的基础账簿和记录达成一致。我们将公司计算的金额与合并财务报表中记录的金额进行了比较。

/S/毕马威会计师事务所

自2017年以来，我们一直担任本公司的审计师。

纽约，纽约

2024年2月22日

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独立注册会计师事务所报告

致股东和董事会

Avangrid，Inc.：

财务报告内部控制之我见

我们根据特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的《内部控制-综合框架(2013)》中确立的标准，对AvangridInc.及其子公司(本公司)截至2023年12月31日的财务报告内部控制进行了审计。我们认为，根据特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的《内部控制-综合框架(2013)》中确立的标准，截至2023年12月31日，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。

我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准审计了本公司截至2023年12月31日和2022年12月31日的综合资产负债表，截至2023年12月31日的三年期间各年度的相关综合收益表、全面收益表、权益变动表和现金流量表，以及相关附注和财务报表附表一(统称为综合财务报表)，我们于2024年2月22日的报告对该等综合财务报表表达了无保留意见。

意见基础

本公司管理层负责维持有效的财务报告内部控制，并对财务报告内部控制的有效性进行评估，包括在随附的《财务报告内部控制管理报告》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。我们对财务报告的内部控制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，以及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。我们的审计还包括执行我们认为在这种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/毕马威会计师事务所

纽约，纽约

2024年2月22日

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Avangrid公司和子公司

合并损益表

截至十二月三十一日止的年度，						2023						2022						2021
（百万，股数和每股数据除外）
营业收入						$	8,309					$	7,923					$	6,974
运营费用
购买的电力、天然气和使用的燃料						2,429						2,456						1,719
运营和维护						3,109						2,872						2,706
折旧及摊销						1,158						1,085						1,014
所得税以外的税款，净额						683						658						640
总运营费用						7,379						7,071						6,079
营业收入						930						852						895
其他收入和(支出)
其他收入						129						30						60
权益法投资收益						6						262						7
扣除资本化后的利息支出						(409)						(303)						(298)
所得税前收入						656						841						664
所得税(福利)费用						(9)						20						21
净收入						665						821						643
非控股权益应占净亏损						121						60						64
归因于Avangrid，Inc.的净利润						$	786					$	881					$	707
每股普通股收益，基本：						$	2.03					$	2.28					$	1.97
每股普通股收益，稀释后：						$	2.03					$	2.27					$	1.97
加权平均已发行普通股数量：
基本信息						386,810,088						386,727,246						358,086,621
稀释						387,164,874						387,215,785						358,578,608

随附的附注是我们合并财务报表的组成部分。

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Avangrid公司和子公司

综合全面收益表

截至十二月三十一日止的年度，						2023						2022						2021
(百万)
净收入						$	665					$	821					$	643
其他全面收入
固定福利计划的收益，扣除所得税美元0, $3及$0，分别						—						14						2
养老金成本摊销，扣除所得税美元0, $1和$(1），分别						(1)						4						(8)
权益法投资的未实现收益（损失），扣除所得税美元1, $6和$(3)，分别						5						22						(9)
年内符合现金流量对冲资格的衍生品未实现收益（损失），扣除所得税美元6, $0和$(44)，分别						17						(1)						(159)
现金流对冲损失重新分类为净收入，扣除所得税美元48, $19和$(3)，分别						134						54						12
其他全面收益(亏损)						155						93						(162)
综合收益						820						914						481
非控股权益应占净亏损						121						60						64
Avangrid，Inc.的综合收入						$	941					$	974					$	545

随附的附注是我们合并财务报表的组成部分。

83

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Avangrid公司和子公司

合并资产负债表

截至12月31日，						2023						2022
(百万)
资产
流动资产
现金和现金等价物						$	91					$	69
应收账款和未开票收入净额						1,588						1,737
联属公司应收账款						11						5
联属公司的应收票据						4						3
衍生资产						68						60
储存中的燃料和天然气						185						268
材料和用品						310						235
预付款和其他流动资产						429						386
监管资产						718						447
流动资产总额						3,404						3,210
财产、厂房和设备总计（美元2,643及$2,707分别与VIE相关)						32,857						30,994
经营性租赁使用权资产						195						159
权益法投资						718						437
其他投资						46						49
监管资产						2,811						2,321
其他资产
商誉						3,119						3,119
无形资产						284						281
衍生资产						162						140
其他						393						413
其他资产总额						3,958						3,953
总资产						$	43,989					$	41,123

随附的附注是我们合并财务报表的组成部分。

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Avangrid公司和子公司

合并资产负债表

截至12月31日，						2023						2022
（数百万，共享信息除外）
负债
流动负债
债务的当期部分						$	612					$	412
应付票据						1,347						566
应付附属公司的票据						13						2
应计利息						104						66
应付账款和应计负债						1,924						2,007
应付联属公司的帐款						—						39
应付股息						170						170
应计税金						66						61
经营租赁负债						16						13
衍生负债						64						133
其他流动负债						662						593
监管责任						261						354
流动负债总额						5,239						4,416
监管责任						2,694						2,915
其他非流动负债
递延所得税						2,451						2,234
递延收入						996						1,062
退休金和其他退休后						554						491
经营租赁负债						199						161
衍生负债						111						164
资产报废债务						306						273
环境修复成本						254						279
其他						525						563
其他非流动负债总额						5,396						5,227
非流动债务						9,184						8,215
附属公司的非流动债务						800						8
非流动负债总额						18,074						16,365
总负债						23,313						20,781
承付款和或有事项						—						—
权益
股东权益：
普通股，$.01面值，500,000,000授权股份，387,872,787和387,734,757已发行股份；386,770,915和386,628,586分别发行流通股						4						3
额外实收资本						17,701						17,694
库存股						(47)						(47)
留存收益						2,015						1,910
累计其他综合损失						(25)						(180)
股东权益总额						19,648						19,380
非控制性权益						1,028						962
总股本						20,676						20,342
负债和权益总额						$	43,989					$	41,123

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随附的附注是我们合并财务报表的组成部分。

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Avangrid公司和子公司

合并现金流量表

截至十二月三十一日止的年度，						2023						2022						2021
(百万)
经营活动现金流
净收入						$	665					$	821					$	643
将净收入与业务活动提供的现金净额进行调整
折旧及摊销						1,158						1,085						1,014
吸积费用						15						14						12
监管资产/负债摊销和持有成本						(39)						(65)						(72)
养老金成本						(13)						11						52
权益法投资收益						(6)						(262)						(7)
权益法投资收益分配						28						23						17
按市值计价的衍生品合约的未实现（收益）损失						(21)						—						86
撤资和财产处置损失						5						2						24
递延税金						44						18						11
其他非现金项目						(87)						(48)						(82)
经营性资产和负债变动情况：
流动资产						(162)						(837)						(275)
非流动资产						(401)						(123)						(45)
流动负债						(147)						385						286
非流动负债						(120)						11						(103)
经营活动提供的净现金						919						1,035						1,561
投资活动产生的现金流
资本支出						(2,972)						(2,519)						(2,976)
协助建造工程的贡献						112						123						130
出售财产、厂房和设备所得收益						65						31						24
（向）附属公司的收据						—						(3)						5
权益法投资的现金分配						4						18						155
其他投资和权益法投资，净值						(308)						(198)						222
用于投资活动的现金净额						(3,099)						(2,548)						(2,440)
融资活动产生的现金流
非流动债务发行						1,515						791						833
与附属公司发行非流动债务						800						—						—
偿还非流动债务						(378)						(365)						(304)
偿还关联公司的非流动债务						—						—						(3,000)
其他短期债务的收款（偿还），净额						768						236						(306)
偿还融资租赁						(6)						(9)						(6)
普通股回购						—						—						(33)
普通股发行						(3)						(1)						3,998
对非控股权益的分配						(16)						(10)						(10)
非控制性权益的贡献						203						147						330
已支付的股息						(681)						(681)						(613)
融资活动提供的现金净额						2,202						108						889
现金、现金等价物和限制性现金净增(减)						22						(1,405)						10
年初现金、现金等价物和限制性现金						72						1,477						1,467
现金、现金等价物和受限现金，年终						$	94					$	72					$	1,477
补充现金流信息
为利息支付的现金，扣除资本化金额						$	338					$	273					$	279
所得税支付的现金（退款），扣除转移的税收抵免（注16）						$	(40)					$	15					$	2

随附的附注是我们合并财务报表的组成部分。

87

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Avangrid公司和子公司

合并权益变动表

						Avangrid公司股东
（百万，股数除外）						股数（*）						普通股						额外实收资本						库存股						留存收益						累计其他综合收益（亏损）						股东权益总额						非控制性权益						总股本
余额，2020年12月31日						309,077,300						$	3					$	13,665					$	(14)					$	1,666					$	(111)					$	15,209					$	617					$	15,826
净收入						—						—						—						—						707						—						707						(64)						643
其他全面亏损，扣除税款美元（51)						—						—						—						—						—						(162)						(162)						—						(162)
综合收益																																																						481
宣布的股息，$1.76/共享						—						—						—						—						(647)						—						(647)						—						(647)
释放信托持有的普通股						301,239						—						—						—						—						—						—						—						—
普通股发行						77,883,713						—						3,998						—						—						—						3,998						—						3,998
普通股回购						(694,148)						—						—						(33)						—						—						(33)						—						(33)
基于股票的薪酬						—						—						16						—						—						—						16						—						16
对非控股权益的分配						—						—						—						—						—						—						—						(10)						(10)
非控制性权益的贡献						—						—						—						—						(12)						—						(12)						342						330
余额，2021年12月31日						386,568,104						3						17,679						(47)						1,714						(273)						19,076						885						19,961
净收入						—						—						—						—						881						—						881						(60)						821
其他全面收益（扣除税项）29						—						—						—						—						—						93						93						—						93
综合收益																																																						914
宣布的股息，$1.76/共享						—						—						—						—						(681)						—						(681)						—						(681)
释放信托持有的普通股						4,355						—						—						—						—						—						—						—						—
普通股发行						56,127						—						(1)						—						—						—						(1)						—						(1)
普通股回购						—						—						—						—						—						—						—						—						—
基于股票的薪酬						—						—						16						—						—						—						16						—						16
对非控股权益的分配						—						—						—						—						—						—						—						(10)						(10)
非控制性权益的贡献						—						—						—						—						(4)						—						(4)						147						143
余额，2022年12月31日						386,628,586						3						17,694						(47)						1,910						(180)						19,380						962						20,342
净收入						—						—						—						—						786						—						786						(121)						665
其他全面收益（扣除税项）55						—						—						—						—						—						155						155						—						155
综合收益																																																						820
宣布的股息，$1.76/共享						—						—						—						—						(681)						—						(681)						—						(681)
释放信托持有的普通股						4,299						—						—						—						—						—						—						—						—
普通股发行						138,030						1						(4)						—						—						—						(3)						—						(3)
基于股票的薪酬						—						—						11						—						—						—						11						—						11
对非控股权益的分配						—						—						—						—						—						—						—						(16)						(16)
非控制性权益的贡献						—						—						—						—						—						—						—						203						203
余额，2023年12月31日						386,770,915						$	4					$	17,701					$	(47)					$	2,015					$	(25)					$	19,648					$	1,028					$	20,676

(*) 股票金额的面值为美元.01

随附的附注是我们合并财务报表的组成部分。

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Avangrid公司和子公司

合并财务报表附注

 

注1。业务背景和性质

Avangrate，Inc.是一家能源服务控股公司，通过其主要子公司AvangridNetworks，Inc.(网络)从事受监管的能源传输和分配业务，并通过其主要子公司AvangridRenewables Holding，Inc.(ARHI)从事可再生能源发电业务。ARHI反过来持有包括AvangridRenewables，LLC(Renewables)在内的子公司。Iberdrola，S.A.(Iberdrola)是一家根据西班牙王国法律成立的公司，拥有81.6阿凡格力已发行普通股的%。剩余的流通股由不同的股东拥有，大约有14.7在纽约证券交易所(NYSE)公开交易的Avangrid流通股的百分比。

终止实质性最终协议

2023年12月31日，Avanggrid向新墨西哥州PNM Resources，Inc.发出通知，终止先前宣布的合并协议和计划(经2022年1月3日的合并协议修正案、2023年4月12日的合并协议修正案2和2023年6月19日的合并协议修正案3修订)，据此，新墨西哥州的全资子公司NM Green Holdings，Inc.同意与PNM Resources，Inc.合并并并入PNM Resources(合并子公司)，Pnmr作为Avangrate的直接全资子公司在合并中幸存下来。对合并协议的描述包括在Avangrate于2020年10月21日、2022年1月3日、2023年4月12日和2023年6月20日提交的当前8-K表格报告中，并通过引用并入本文。

除其他事项外，合并的条件是收到某些所需的监管批准，包括新墨西哥州公共管理委员会(NMPRC)的批准，并规定如果合并在纽约市时间2023年12月31日(结束日期)下午5：00之前仍未完成，合并协议可由Avangrid或PNMR终止。由于截至截止日期仍未收到NMPRC的必要批准，因此未能在截止日期前满足完成合并的条件，因此Avangrate行使了终止合并协议的权利。任何一方均未因终止合并协议而招致终止罚款。融资承诺书及相关附函协议于合并协议终止时自动终止。

鉴于合并协议的终止，Avanggrid于2024年1月8日提出动议，要求撤回其及其子公司新墨西哥州公共服务公司(PNM)就新墨西哥州公共服务公司(NMPRC)2021年12月8日的命令向新墨西哥州最高法院提交的上诉，该命令驳回了新墨西哥州公共服务公司(PNM)、新墨西哥州公共服务公司(PNM)和NMPRC程序中关于考虑联合合并申请的若干干预者达成的经修订的规定协议。

注2.陈述的基础

随附的合并财务报表是根据美国公认会计原则编制的，并在合并的基础上列报，因此包括Avangrate及其合并子公司、Networks和ARHI的账目。在列报的所有期间，所有公司间交易和账户都已在合并中注销。

注3.重要会计政策摘要、新会计公告和估计数的使用

重大会计政策

我们认为以下政策对于理解编制我们的合并财务报表所涉及的判断最为重要：

(a) 合并原则

在消除公司间交易后，我们合并我们拥有控股权的实体。我们使用权益会计方法对普通股投资进行核算，在这些投资中，我们有能力施加重大影响，但不能控制。

(b) 收入确认

当我们将承诺的商品或服务的控制权转让给我们的客户时，我们确认收入，金额反映了我们预期有权换取这些商品或服务的对价。有关更多详细信息，请参阅注4。

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(c) 监管会计

我们根据适用于受监管营运实体的权威指引对受监管公用事业的营运进行会计处理，该指引符合以下标准：(I)费率由独立的第三方监管机构制定或批准；(Ii)费率旨在收回实体提供受监管服务或产品的特定成本；及(Iii)合理预期费率应设定在可收回实体成本并可向客户收取的水平。监管资产主要是指由于未来可能通过监管利率从客户手中收回而递延的已发生成本。监管负债是指：(I)因可能通过未来的监管利率将此类金额返还给客户而被推迟的成本或应计信用的超额回收；或(Ii)在批准的监管计划的支出之前开具账单。

我们摊销监管资产和负债，并在我们的综合损益表中确认与客户费率中包括的收回或退款一致的相关费用或收入。我们相信，我们目前记录的监管资产和负债很可能会在未来的利率中收回或结算。

(d) 企业合并和资产收购(处置)

我们运用会计的收购法对企业合并进行核算。转让的收购对价为转让资产的公允价值、产生的负债(包括或有对价)和收购人发行的股权。我们以收购日的公允价值计量收购的可确认资产以及在企业合并中承担的负债和或有负债。我们将转让的代价超过所收购的可识别净资产的公允价值的部分记录为商誉。我们确认在确定调整金额的报告期内确认的与企业合并相关的暂定金额的调整。对于业务合并，我们在发生时计入与收购相关的成本。

与企业合并(处置)不同，当收购(处置)的总资产的公允价值基本上全部集中于单一可识别资产或一组类似的可识别资产，或不符合业务定义时，我们将交易归类为资产收购(处置)。对于资产收购，我们将收购相关成本资本化，作为收购资产和承担的负债成本的一部分。

(e) 非控制性权益

非控股权益代表我们的净收益(亏损)、综合收益(亏损)和净资产中不可分配给我们的部分，并根据我们的所有权百分比计算。对于经济分配不是基于所有权比例的持股，我们使用资产负债表导向的假设账面价值清算(HLBV)方法，以反映实质性的利润分享安排。

根据HLBV法，我们在综合资产负债表和综合损益表中报告的“非控制性权益”和“可归因于非控制性权益的净收益(亏损)”金额代表假设我们将按照美国公认会计原则确定的记录金额清算项目净资产并将这些金额分配给投资者的假设非控制性权益将在每个资产负债表报告日根据每个控股公司所有权协议的清算条款获得的金额。在计入持股与第三方之间的任何资本交易后，我们在损益表和全面收益表中将非控制性权益确定为合并资产负债表中非控制性权益的差额，在开始时或在非控制性权益开始时(如适用)以及在每个报告期结束时。我们在合并资产负债表中将所持股份中的非控股权益余额作为权益的一个组成部分进行报告。

(f) 权益法投资

我们使用权益法对不符合合并标准的合资企业和其他股权投资进行会计处理。我们反映在合并损益表中按照权益法确认的收益(亏损)为“权益法投资收益(亏损)”。我们确认从权益法投资获得的股息是投资账面金额的减少，而不是股息收入。当权益法被投资人执行采用现金流对冲会计处理的衍生品交易时，我们在综合资产负债表中确认我们在保监处的份额。我们评估并记录我们在收益中的权益法投资的减值，因为我们认为价值下降不是暂时的。

(g) 商誉和其他无形资产

商誉是指在企业合并中收购的其他资产产生的未来经济利益，这些资产没有单独确认和单独确认。商誉最初按成本计量，即转让代价、任何非控制权益的公允价值和收购日期的合计超出被收购方任何以前持有的股权的公允价值，超过收购的可确认资产净值和承担的负债的公允价值。

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商誉不摊销，但须在第四季度进行减值评估，或更频繁地发生事件或情况变化，使商誉分配至的报告单位的公允价值低于其账面价值。报告单位是一个经营部门或低于一个经营部门的一个水平，是我们测试商誉减值的水平。在评估商誉减值时，我们可以选择首先进行定性评估，以确定是否需要进行量化评估。如果我们根据定性因素确定报告单位的公允价值更有可能大于或不大于账面价值，则不需要进一步测试。如果我们绕过定性评估，或执行定性评估，但确定其公允价值很可能少于其账面价值，我们将进行量化测试，将报告单位的公允价值与其账面金额(包括商誉)进行比较。如果报告单位的账面金额超过其公允价值，我们将减值损失记录为商誉减值并计入运营费用，但确认的损失不会超过分配给报告单位的商誉总额。

单独收购的无形资产在初始确认时按成本计量。在企业合并中收购的无形资产的成本是其在收购之日的公允价值。在初始确认后，无形资产按成本减去任何累计摊销和减值损失列账。无形资产的使用寿命被评估为有限的或不确定的。

具有有限寿命的无形资产在有用的经济寿命内以直线方式摊销，其范围为四至四十年，并在有迹象表明无形资产可能减值时进行减值评估。使用年限有限的无形资产的摊销费用在我们的合并损益表中确认在费用类别中，这与无形资产的功能一致。

(h) 财产、厂房和设备

我们按历史成本核算财产、厂房和设备。如果我们被要求拆除设施或对其所在地点进行翻新，我们将拆除或翻新的估计成本记录为资产报废债务(ARO)，并在资产的账面价值中增加同等金额。

我们的各种设施的开发和建设是分阶段进行的。我们在早期开发活动中支出项目成本。一旦我们实现了某些发展里程碑，并且我们有可能从项目中获得未来的经济利益，我们就会将直接参与项目的人员的工资和工资以及工程、许可证、许可证、风能测量和保险成本资本化。我们定期审查在建的开发项目是否有任何减损迹象。

当资产可供使用时，我们将资产从“在建工程”转移到“财产、厂房和设备”。

我们通过大量完工，在建设期内将风力涡轮机及相关设备成本、其他项目建设成本和与项目相关的利息成本资本化。我们在项目实现商业运营的日期记录ARO。

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我们在直线基础上折旧使用中的厂房和设备的成本，减去任何估计的剩余价值。主要资产类别在下列估计使用年限内折旧：

主修班

资产类别

预计使用寿命(年)

种

联合循环电厂

35-75

水电站

45-90

风力发电站

结构构件

25-40

旋转部件

25-30

太阳能发电站

30

传输和运输设施

10-80

配电设施

4-80

装备

常规仪表和测量装置

10-85

计算机软件

1-25

其他

建筑物

10-75

运营办公室

4-70

根据每家运营公司使用中的可折旧财产组的平均使用寿命(包括估计的拆迁成本)，网络使用直线法确定折旧费用。Networks按公用事业厂退役或以其他方式处置的原始成本计入累计折旧。网络的综合折旧率为2.82023年和2022年平均折旧财产的百分比。

我们收取维修和少量更换的运营费用，并对更新和改进进行资本化，包括某些间接成本。

建设期间使用的资金拨备(AFUDC)适用于网络公司应用监管会计的实体，它是一个非现金项目，代表了用于资助建设项目的允许资本成本，包括股本回报率(ROE)。我们将AFUDC中可归因于借入资金的部分记录为利息支出的减少，其余部分记录为其他收入。

(i) 租契

我们在一开始就确定一项安排是否为租赁。我们将一项租赁归类为融资租赁，前提是该租赁符合任何一项指定标准，即在租赁期结束时将标的资产的所有权转移给我们。如果租赁不符合上述任何标准，我们将其归类为经营性租赁。在我们的综合资产负债表中，对于经营租赁，我们包括：“经营租赁使用权(ROU)资产”和“经营租赁负债(流动和非流动)”；对于融资租赁，我们包括：“其他资产”中的融资租赁ROU资产以及“其他流动负债”和“其他负债”中的负债。

ROU资产代表我们在租赁期内使用标的资产的权利，租赁负债代表我们支付租赁产生的租赁款项的义务。我们根据租赁期内租赁付款的现值在安排开始时确认租赁回报率资产和负债。我们的大多数租赁不提供隐含利率，因此我们使用基于租赁开始日可用信息的递增借款利率来确定未来付款的现值。租赁ROU资产还包括在生效日期或之前支付的任何租赁付款，减去收到的任何租赁奖励，并包括发生的初始直接成本。我们不在资产负债表上记录初始期限为12个月或以下的所有标的资产类别的租赁，我们按租赁期的直线原则确认该等租赁的租赁费用。我们包括取决于ROU资产中的指数或比率的可变租赁付款，以及基于开始日期的指数或比率或修改的租赁负债计量。我们不包括不依赖于ROU资产和租赁负债计量中的指数或比率的可变租赁付款。租赁期包括在合理确定我们将行使该选择权时延长或终止租约的选择权。我们确认租赁(租金)费用，以直线方式支付租赁期内的经营租金，或对于我们受监管的公司，我们确认其费率计划下有资格收回的金额，如实际支付的金额。我们在租赁期限内按直线摊销融资租赁ROU资产，并根据未偿还租赁负债确认利息支出。

我们与租赁和非租赁组成部分签订了租赁协议，并将租赁组成部分和相关的非租赁组成部分一起作为一个单一的租赁组成部分，对所有类别的标的资产进行核算。

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(j) 长期资产减值准备

当事件或环境变化显示账面值可能无法收回时，我们会评估物业、厂房及设备及其他长期资产的减值。减值评估基于长期资产或资产组的现金流量与其他资产和负债的现金流量基本无关的最低水平的未贴现现金流量分析。如果资产的账面金额超过与该资产相关的未贴现的未来现金流量净额，我们必须确认减值损失。对于可再生能源部门，房地产、厂房和设备以市场枢纽为基础进行分组-在这种基础上，我们的收入相互依存。对可再生能源开发项目(例如，在达到商业运营日期之前)在项目层面上进行减值分析。

应确认的减值损失是指长期资产的账面价值超过该资产公允价值的金额。根据资产的不同，公允价值可以通过使用贴现现金流(DCF)模型来确定，该模型的假设与市场参与者对资产退出价格的看法一致。

(k) 公允价值计量

公允价值是指截至计量日期在市场参与者之间有序交易中出售一项资产或转移一项负债所收到的价格。公允价值计量的基础是假设出售资产或转移负债的交易发生在资产或负债的主要市场，或在没有主要市场的情况下，发生在资产或负债的最有利市场。

资产或负债的公允价值是使用市场参与者在为资产或负债定价时使用的假设来衡量的，前提是市场参与者的行为符合其经济最佳利益。非金融资产的公允价值计量考虑了市场参与者根据其最高和最佳用途使用该资产或通过将其出售给将根据其最高和最佳用途使用该资产的另一市场参与者产生经济利益的能力。

我们使用在有关情况下适用且有足够数据以计量公允价值的估值技术，从而最大限度地使用相关可观察到的投入，并最大限度地减少使用不可观察到的投入。在综合财务报表中计量或披露公允价值的所有资产和负债均根据截至计量日期的资产或负债估值的透明度在公允价值层次中进行分类。

公允价值层次结构的三个投入级别如下：

•第1级-对估值方法的投入是指活跃市场中相同资产或负债的报价(未调整)。

•第二级--估值方法的投入包括活跃市场中类似资产和负债的报价，以及在基本上整个合同期限内可直接或间接观察到的资产或负债的投入。

•第三级-对估值方法的一项或多项输入无法观察到或无法与市场数据进行证实。

公允价值层次结构内的分类基于对公允价值计量有重要意义的最低投入水平。某些投资不属于公允价值层次结构。这些投资是根据相关投资的公允价值计量的，但可能不会随时按该公允价值赎回。

(l) 公允价值易于确定的股权投资

我们以公允价值计量股权投资，公允价值变动在净收益中报告。

(m) 衍生品和对冲会计

衍生工具在我们的综合资产负债表上按其公允价值确认，但若干电力商品购买及容量及能源销售合约(实物合约)除外，该等合约符合并根据正常购买及正常销售例外情况选择。根据衍生品和对冲的会计准则，要成为衍生品，协议需要有名义和基础，只需要很少的初始净投资或不需要初始净投资，并且可以进行净结算。除非符合特定的对冲会计准则，否则我们在收益中确认衍生工具合同的公允价值的变化。

某些对特定现金流进行对冲的衍生品符合条件并被指定用于对冲会计，被归类为现金流对冲。我们将衍生工具的损益报告为其他全面收益(OCI)的一部分，并在相关交易发生时将金额重新归类为收益，我们在同一收益表行项目中列示，作为对冲项目的收益影响。用来对冲负债(即债务)的某些利率衍生品

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符合条件并被指定进行对冲会计的被归类为公允价值对冲。被指定为公允价值对冲的利率衍生工具的公允价值变动以及相关对冲风险(即债务)公允价值的抵销变动计入利息支出。对于所有指定和合格套期保值，我们根据衍生工具和套期保值会计准则保存套期保值和有效性测试的正式文件。如果我们确定衍生品不再是一种高度有效的对冲工具，我们将前瞻性地停止对冲会计。对于预测交易的现金流套期保值，我们估计预测交易的未来现金流，并评估此类交易发生的可能性和时机。如果我们确定预测的交易很可能不会发生，我们会立即在收益中确认之前在保监处记录的对冲收益和损失。

根据适用的会计准则，可再生能源将天然气和电力的某些买卖合同归类为衍生品。可再生能源也可能从未被指定为现金流对冲的某些合同中获利或亏损，包括为自营交易目的签订的合同，它通常将这些合同归类为衍生品收入。

条件的变化或发生不可预见的事件可能需要终止对冲会计，或可能影响将保监处现金流量对冲的收益或损失重新分类为收益的时间。对于我们受监管的业务，我们记录电力和天然气对冲合约衍生资产或负债的公允价值变化，以抵消监管资产或监管负债。

我们抵销衍生工具确认的公允价值金额，以及根据主要净额结算安排与同一交易对手签订的衍生工具产生的收回现金抵押品权利或退还现金抵押品的责任确认的公允价值金额。

(n) 现金和现金等价物

现金和现金等价物包括现金、银行账户和其他高流动性的短期投资。我们将所有到期日在三个月或以下的高流动性投资视为现金等价物，并包括那些“现金和现金等价物”投资。受限现金是指为特定目的或作为与第三方协议的一部分而合法拨备的现金。受限现金包括在我们合并资产负债表上的“其他非流动资产”中。我们在综合资产负债表上将超过存款资金的未付支票的账面透支归类为“应付账款和应计负债”。我们在合并现金流量表的经营活动部分报告账面透支的变化。

(o) 应收贸易账款和未开单收入，扣除信贷损失准备后的净额

我们根据向客户开具账单的金额记录贸易应收账款，并根据对向客户提供的能源或服务的估计来记录未开单收入。与我们的发电和输送电能及相关环境属性、来源和营销、天然气储存、枢纽服务和能源管理相关的批发活动相关的某些贸易应收账款和应付款项必须遵守与交易对手的总净额结算协议，根据该协议，吾等有合法权利抵销余额，并以净额结算。我们在综合资产负债表中按净额列报受此类协议约束的应收账款和应付款项。

应收贸易账款包括延期付款安排(DPA)项下的到期金额。DPA允许通过协商双方都能接受的付款条件，在较长的一段时间内分期支付账户余额，通常不计利息，一般超过一年。根据州监管委员会的要求，受影响的公用事业公司一般必须继续为无法全额支付账户余额的客户提供服务，如果客户(I)支付余额的合理部分；(Ii)同意分期付款；以及(Iii)同意在30天内支付未来的账单，直到DPA全额支付。未能在DPA上付款会导致DPA项下应收账款的全额到期。这些账户是正常运营周期的一部分，我们将其归类为短期账户。

我们通过使用历史平均损失百分比来预测未来损失，以及为已知的信用问题或历史平均计算中未考虑的特定项目建立特定的信用损失准备，从而建立我们的信用损失准备，包括未开单收入(也称为合同资产)。我们考虑是否需要调整历史损失率，以反映应收贸易账款合约期内的各种经济指标(例如本地生产总值、个人收入、消费物价指数、失业率)，以反映当前情况和预期变化的影响。当我们用尽合理的催收努力时，我们会注销金额。

(p) 可变利息实体

当一个实体的风险股权投资总额不足以使该实体在没有额外从属财务支持的情况下为其活动提供资金，或其股权投资者作为一个整体缺乏控制财务权益的特征时，该实体被视为可变利益实体(VIE)。报告公司被要求合并VIE作为其主要

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受益人既有权指导VIE的活动，对VIE的经济表现产生最重大的影响，又有义务承担VIE的损失或有权从VIE获得可能对VIE产生重大影响的利益。每当发生会计准则定义的复议事件时，我们都会评估一家实体是否为VIE(见附注20)。

我们已经进行了几笔结构性机构合伙投资交易，这些交易为我们的某些风电场引入了外部投资者，以换取现金。在分析了这些交易的经济实质之后，我们将安排开始时收到的对价归类为我们综合资产负债表上的非控制性权益。随后，我们使用HLBV方法将收益分配给非控股权益，并考虑到向税务股权投资者提供的现金和税收优惠。

(q) 债券、债券和银行借款

我们将债券、债券和银行借款记录为与借款收益相等的负债。我们将收益与已发行负债面值之间的差额视为贴现或溢价，并在票据有效期内将这些金额合并为利息、支出或收入。我们推迟与发行债务工具相关的增量成本，并在与债务贴现或溢价相同的期间摊销这些成本。我们在综合资产负债表上列报扣除未摊销折价、溢价和债务发行成本后的债券、债券和银行借款。

(r) 库存

库存包括储存中的燃料和天然气以及材料和用品。通过我们的天然气业务，我们拥有储存在第三方拥有的地下储存设施中的天然气，我们将其记录为库存。我们按照注入时的市场购买成本对注入仓库的库存进行定价，对从仓库中提取的工作气体按加权平均储存成本定价。我们不断监测天然气价值的加权平均成本，以确保其保持在成本和可变现净值之间的较低水平。我们在合并资产负债表上报告库存，以支持“储存中的燃料和天然气”中的天然气运营。

我们还有材料和用品库存，用于建造新设施和维修现有设施。这些库存以成本和可变现净值中的较低者入账和提取，并在我们的合并资产负债表中“材料和用品”中报告。

此外，产生或购买并持有以待售的独立可再生能源信用额度以成本或可变现净值中的较低者记录，并在我们的合并资产负债表中“材料和用品”中报告。

(s) 政府拨款

我们不受监管的子公司将与递延收入中的可折旧资产相关的政府赠款记录在递延收入中，随后将其摊销至收益，以抵消相关资产使用年限内的折旧和摊销费用。我们的受监管附属公司根据规定的FERC会计，将政府赠款记录为对相关公用事业工厂的减值，将通过利率基数收回。

在核算与运营和维护成本相关的政府补助金时，我们在产生费用的期间，在我们的综合损益表中确认应收金额作为费用的抵销。

(t递延收入

除了政府拨款外，我们偶尔会在交易产生的履约义务之前收到交易的付款。我们的政策是推迟在我们的综合资产负债表上支付此类款项，并在满足收入确认标准时将其摊销到收益中。

(u) 资产报废债务

我们在发生ARO和有条件ARO的期间记录负债的公允价值，通过增加相关长期资产的账面价值来资本化成本。ARO与我们的长期资产有关，主要包括与石棉、多氯联苯污染设备、天然气管道、铸铁燃气总管和发电设施的移除或退役有关的义务。我们定期调整负债，以反映随着时间推移对原始估计未贴现现金流量的时间或金额的修订。负债在每个期间增加到其现值，资本化成本在相关资产的使用年限内折旧。在和解时，我们将按照记录的金额清偿债务，或者产生收益或亏损。我们受监管的公用事业公司推迟了利率回收和折旧费用之间的任何时间差异，以及作为监管资产或监管负债的增值。

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术语有条件ARO是指实体执行资产报废活动的法律义务，在该活动中，结算的时间或方法取决于可能在或可能不在该实体控制范围内的未来事件。如果一个实体有足够的信息来合理估计有条件ARO的负债的公允价值，它必须在发生负债时确认该负债。

我们记录了风能、太阳能发电场和热力设施退役的ARO。预计搬迁费用是根据工程估计数计算的，工程估计数根据相关的通货膨胀和贴现率因素每年更新。

我们受监管的公用事业公司符合有关受监管运营的会计要求，我们认识到在费率中收取的搬运成本与实际发生的成本之间的差额应承担监管责任。我们将这些归类为应计拆迁债务。

(v) 环境修复责任

在记录我们对环境补救费用的责任时，对场地的责任金额是最好的估计，如果可以确定；否则，它是基于最低责任或范围的较低端，如果有估计的损失范围。我们在未贴现的基础上记录我们的环境负债。

(w) 离职后和其他雇员福利

我们赞助覆盖合格员工的固定福利养老金计划。我们还通过各种退休后计划为符合条件的退休人员提供医疗保健和人寿保险福利。

我们每年评估我们的精算假设，并根据市场状况和其他因素考虑变化。我们所有合格的固定收益计划的资金都是由独立精算师根据管理层提出的精算假设计算得出的。

我们对固定收益养老金或其他退休后计划进行核算，确认资金过剩或资金不足的计划状态的资产或负债。对于养老金计划，资产或负债是该计划资产的公允价值与预计福利义务之间的差额。对于任何其他退休后福利计划，资产或负债是该计划资产的公允价值与累积的退休后福利债务之间的差额。我们的公用事业业务一般将所有未确认的先前服务成本和信贷以及未确认的精算损益反映为监管资产，而不是其他全面收入，因为管理层认为这些项目很可能会通过制定差饷的过程收回。如果计划符合结算或削减标准，如果这些成本可能从差饷缴纳人手中收回，我们将确认监管资产或负债。某些不符合条件的计划开支不能通过差饷厘定程序收回，我们在累计其他全面亏损中列报未确认的前期服务成本和贷项以及未确认的精算损益。我们的福利计划使用12月31日的衡量日期。

我们在预期领取福利的参与者的平均剩余服务期内，以直线方式摊销养老金和其他退休后福利计划的先前服务费用。与养恤金和其他退休后福利计划有关的未确认精算损益在平均剩余服务期或10数年，考虑监管机构对我们网络子公司的任何要求。我们的政策是使用资产的市场相关价值来计算计划资产的预期回报。该值是通过确认实际收益与预期收益之间的差额来确定的五年制句号。

(x) 所得税

我们采用资产负债法来核算所得税。递延税项资产及负债反映根据制定的税法，资产及负债的计税基础与其财务报告金额之间的暂时性差异所产生的预期未来税务后果。根据美国受监管行业公认会计原则，我们的某些受监管子公司已经建立了监管资产和负债，用于向客户追回或退还净收入要求，以支付与某些暂时性差异相关的未来税收支出或利益。我们在赚取时推迟投资税收抵免(ITC)，并在相关资产的估计寿命内摊销它们。当转移发生时，我们还确认实体内转移除库存以外的资产的所得税后果。

递延税项资产和负债是根据截至资产负债表日颁布的法律，按资产或负债变现或清偿期间的预期税率计量。与保险公司组成部分相关的递延所得税资产和负债的变化直接计入或贷记保险公司。在确定所得税拨备和评估纳税状况时，需要做出重大判断。我们的税务头寸在被确认用于财务报告之前，会在一个更有可能的确认门槛下进行评估。当我们很可能无法实现全部或部分税收优惠时，我们会记录估值津贴，以减少递延税项资产。我们考虑到这种影响

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在确定是否需要为递延税额计提估值免税额时，应考虑公司替代性最低税额制度。递延税项资产和负债在我们的综合资产负债表中计入净值并归类为非流动资产。

我们在合并财务报表中的“所得税以外的税种”和“应计税额”中记录了计算为基于收入的税种或基于资本的税种中的较高者的州特许经营税的超额部分。

在纳税申报单上采取或预期采取的立场，包括决定将某些收入或交易从纳税申报单中剔除，当税务立场很可能仅基于其技术价值而得以维持时，在财务报表中确认。未在财务报表中确认的纳税申报头寸的金额被披露为未确认的税收优惠。税收优惠假设的变化也可能影响利息支出或利息收入，并可能导致确认税收处罚。我们的政策是在我们的综合损益表中确认与未确认的税收优惠相关的利息和罚款，计入“利息支出，扣除资本”。除非预期在一年内支付，否则不确定的纳税状况已被归类为非流动纳税。

适用于我们的可再生能源设施的联邦生产税收抵免(PTC)不属于税收股权融资安排的一部分，被确认为递延所得税支出的减少以及递延所得税负债的相应减少。根据可转让性规则，PTC的后续销售目前确认为抵销递延税项，销售价格与PTC账面价值之间的任何差额调整为递延所得税支出。

我们的所得税支出、递延税项资产和负债以及未确认税收优惠的负债反映了管理层对估计的当前和未来要支付的税款的最佳评估。在确定财务报表的综合所得税部分时，需要做出重大的判断和估计。

(y) 基于股票的薪酬

股票薪酬是指授予员工股票奖励的相关成本。我们根据发生时反映没收的奖励的估计公允价值来核算基于股票的支付交易。这些费用的确认期限从适用的服务开始日期或授予日期开始，并在整个必要的服务期内持续，或直到员工成为符合退休资格的员工(如果较早)。 

采用新的会计公告

(A)改进可报告分部披露

2023年11月，FASB发布指导意见，要求对可报告部门进行增量披露。这些递增要求包括披露定期提供给首席运营决策者的重大费用和其他细分项目，包括对其构成的说明。其他分部项目类别是分部收入减去重大分部费用与每个报告的分部损益指标之间的差额。指导意见澄清，如果CODM审查一个分部的总损益的多个衡量标准，该实体在某些条件下可以在分部脚注中报告多个衡量标准；然而，如果只报告一个衡量标准，则应该是最符合美国公认会计准则的那个。该指南要求披露被确定为CODM的个人或团体的头衔和职位。最后，中期报告要求披露所有年度信息。我们于2024年1月1日根据本指南采纳了新的披露要求。

已发布但尚未采用的会计公告

以下是尚未采用的新会计声明，我们已经或正在评估这些声明，以确定它们对我们合并财务报表的影响。

(A)改进所得税披露

2023年12月，FASB发布了加强所得税披露的指导意见。该标准要求公共商业实体在2024年12月15日之后的年度期间采用该标准。 允许及早领养。两项主要改进涉及年度有效税率对账和已支付所得税披露的分类。对于税率调节，它需要使用百分比和具体类别(例如，州和地方所得税扣除联邦所得税影响、外国税收影响、税法变化的影响、税收抵免、估值免税额变化、不可纳税或不可扣除项目以及未确认税收优惠的变化)，以表格形式进一步细分信息。对于已缴纳的所得税，需要按司法管辖区(例如，联邦、州和外国)进行分类。我们预计新的指导方针不会对我们的综合经营业绩、财务状况和现金流产生实质性影响。

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估计和假设的使用

根据美国公认会计原则编制我们的合并财务报表时，需要使用影响资产和负债报告金额、在合并财务报表日期披露或有资产和负债以及报告期内报告的收入和费用金额的估计和假设。重大估计和假设用于但不限于：(1)信贷损失和未开单收入准备金；(2)资产减值准备，包括商誉和正在开发的项目；(3)股权工具投资；(4)资产折旧寿命；(5)所得税估值免税额；(6)不确定的纳税状况；(7)专业、工人赔偿和综合一般保险责任风险准备金；(8)应急和诉讼准备金；(9)公允价值计量；(10)收益分享机制；(11)环境修复负债；(12)ARO；(13)养老金和其他退休后员工福利；(14)从HLBV(假设的账面价值清算)会计中获得的非控制性利息余额。未来的事件及其影响不能确切地预测；因此，我们的会计估计需要进行判断。随着新事件的发生、获得更多经验、获得更多信息以及我们经营环境的变化，我们在编制合并财务报表时使用的会计估计将发生变化。我们不断评估和更新我们的假设和估计，并可能在必要时聘请外部专家协助我们的评估。实际结果可能与他们的估计不同。

工会集体谈判协议

我们有大约45.8%的员工受集体谈判协议覆盖。将在来年到期的协议适用于大约24.1%的员工。

注4.收入

当我们履行了与客户的合同条款下的义务时，我们确认收入，这通常发生在承诺的商品或服务的控制权转移到客户手中时。我们将收入衡量为我们预期提供这些商品或服务所获得的对价金额。与客户签订的合同可能包括多项履约义务。对于这类合同，我们根据其相对独立的销售价格将收入分配给每个履约义务。我们通常根据向客户收取的价格来确定独立的销售价格。某些收入不在FASB发布的ASC主题606，与客户的合同收入(ASC 606)的范围内，如租赁收入、衍生品收入、与客户合同以外的其他收入以及其他合同权利或义务，我们根据适用的会计准则对这些收入进行会计处理。我们不包括代表第三方收取的收入金额，包括从客户那里收取并汇给政府当局的任何此类税收。我们没有任何重要的付款条件，因为我们在销售点或之后不久收到付款。

以下按可报告分部介绍了我们从中产生收入的主要活动。有关我们的可报告部门的更多详细信息，请参阅附注24。

网段

Networks的收入主要来自以电费为基础向纽约、康涅狄格州、缅因州和马萨诸塞州的客户销售电力和天然气服务，但没有明确的合同条款。对于此类收入，我们确认的收入是从交付给客户的商品中获得的收入。其他主要收入来源是电力传输和电力和天然气的批发销售。

基于关税的销售受到相应的国家监管机构的约束，这些监管机构通过制定费率的过程来确定价格和其他服务条款。适用的关税是根据提供服务的成本计算的。公用事业公司批准的基本费率旨在收回其允许的运营成本，包括能源成本、财务成本和股本成本，后者反映了我们的资本比率和合理的股本回报率。我们传统上通过对使用量应用批准的基本费率来向客户开具发票。缅因州法律禁止该公用事业公司向客户提供电力商品。在纽约、康涅狄格州和马萨诸塞州，客户可以选择直接从公用事业公司或从其他供应商那里获得电力或天然气商品。对于从其他供应商获得商品的客户，公用事业公司充当代理并提供该供应商提供的电力或天然气。在这些情况下，收入仅用于提供商品交付服务。网络实体根据当月未计费的天数、这些天数期间的估计发电量和该月每类客户的估计平均价格来计算已赚取但尚未计费的收入。实际和估计的未开单收入之间的差异并不重要。

输电收入来自其他人使用公用事业公司的输电系统传输电力，并受FERC规定的价格和其他服务条款的约束。电力的长期批发销售是基于单独的双边合同。短期电力批发销售一般以市场价格为基础，由新英格兰独立系统运营商(ISO-NE)和纽约独立系统管理

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运营商(NYISO)或PJM InterConnection，L.L.C.(PJM)，视情况而定。天然气的批发销售通常是通过与特定客户签订合同，以市场价格为基础的短期销售。

所有安排中的履行义务都是随着时间的推移而履行的，因为客户在网络公司交付或销售电力或天然气或提供交付或传输服务时同时接收和消费利益。我们根据监管机构批准的关税和交付或传输的数量记录所有此类销售的收入，这与我们有权开具发票的金额相对应。在任何安排中，都不存在获得合同的实质性初始增量成本。如果网络在合同开始时预期承诺的货物或服务交付与客户付款之间的时间将是一年或者更少。对于纽约和康涅狄格州的公用事业公司，Networks在每个资产负债表日期评估其DPA是否存在重要的融资组成部分，但没有因此进行重大调整。

某些网络实体记录的收入来自替代收入计划(ARP)，这不是ASC 606的收入。这样的项目代表着公用事业公司与其监管机构之间的合同。网络ARP包括收入脱钩机制(RDM)、其他费率制定机制、年度收入需求调节和其他需求侧管理计划。网络实体只确认和记录“原始”ARP收入的初始确认(当满足监管规定的确认条件时)。当他们随后将这些金额计入向客户开具账单的公用事业服务价格时，他们将这些金额记录为相关监管资产或负债的收回。当他们欠客户与ARP相关的金额时，他们会按季度评估这些金额，并将其计入向客户开出的公用事业服务价格中，并且不会减少ARP收入。

网络还有各种其他收入来源，包括账单、收费、其他行政费用、杂费账单、公用事业财产租金和杂项收入。它将此类收入归类为ASC 606的其他收入，只要它们与租赁、衍生品或ARP的创收活动无关。

可再生能源细分市场

可再生能源的收入主要来自出售其可再生风能、太阳能和热能发电来源的能源、输电、容量和其他相关费用。对于这类收入，我们将确认来自交付的商品和提供的服务的收入。可再生能源已经捆绑了电力购买协议，包括电力、输电、容量和/或可再生能源信用(REC)。相关的合同一般是长期的，没有规定的合同金额，也就是说，客户有权获得单位产量的全部或一定比例。可再生能源还分拆了电能和装机容量、可再生能源和天然气的销售，这些销售的期限通常不到一年。几乎所有电力和天然气捆绑和非捆绑安排中的履约义务都会随着时间的推移而得到履行，我们根据向客户开出的实际交付能源的发票金额来记录收入。独立REC的履约义务是在某个时间点履行的，我们在交付REC时履行履约义务时记录收入。在任何安排中都没有重要的融资因素。当我们预计与客户签订合同的增量成本的收益超过一年时，我们会确认这些成本的资产。

根据适用的会计准则，可再生能源将某些电力销售合同归类为衍生品。可再生能源也有能源交易业务的收入，它通常将这些业务归类为衍生品收入。然而，未被归类为衍生品的交易合同属于ASC 606的范围，具有交付能源(电力、天然气)和结算在我们确认收入的时间点上满足的合同的履行义务。可再生能源还有其他ASC 606收入，我们根据向客户开出的发票金额确认。

某些客户可能会获得现金积分，我们将其作为可变对价考虑。可再生能源根据预期提供给客户的金额估计这些金额，并减少已确认的收入。我们认为，我们对可变对价的估计不会有重大变化。

其他

其他不代表部门，包括杂项公司收入和部门间抵销。

合同成本、合同责任与实际权宜之计

我们拥有开发成功费用的合同资产，这笔费用是我们在2018年太阳能发电场资产开发期间支付的，并将按比例摊销为15年购电协议(PPA)的有效期，预计将于2024年4月开始商业运营。合同资产总额为$9截至2023年12月31日和2022年12月31日，我们的资产净值均为100万美元，并在我们的合并资产负债表中以“其他非流动资产”的形式列示。

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我们对输电阻塞合同(TCC)拍卖的收入负有合同责任，我们在拍卖期间开始时收到付款，并按比例每月摊销到适用拍卖期间的收入中。拍卖期从六个月至两年。TCC合同负债总额为#美元18百万美元和美元33截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日，分别为100万欧元，并在我们综合资产负债表的“其他流动负债”中列示。我们认出了$45百万，$33百万美元和美元22分别为截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日止年度与合同负债相关的收入。

当摊销期限为一年或一年以下时，我们采用实际权宜之计，将费用作为已发生的成本来获得合同。我们将获得合同所发生的成本记录在运营费用中，包括摊销资本化成本。

截至2023年12月31日、2022年和2021年的年度，按主要来源分列的我们可报告部门的收入如下：

						截至2023年12月31日的年度
						网络						可再生能源						其他(B)						总计
(百万)
受监管的操作--电力						$	4,962					$	—					$	—					$	4,962
受监管的运营-天然气						1,617						—						—						1,617
不受监管的运营-风能						—						817						—						817
不受监管的运营-太阳能						—						46						—						46
不受监管的操作-热力						—						180						—						180
其他(A)						76						(52)						(2)						22
与客户签订合同的收入						6,655						991						(2)						7,644
租赁收入						9						—						—						9
衍生品收入						—						450						—						450
替代收入计划						137						—						—						137
其他收入						54						15						—						69
总营业收入						$	6,855					$	1,456					$	(2)					$	8,309

						截至2022年12月31日的年度
						网络						可再生能源						其他(B)						总计
(百万)
受监管的操作--电力						$	4,610					$	—					$	—					$	4,610
受监管的运营-天然气						1,931						—						—						1,931
不受监管的运营-风能						—						947						—						947
不受监管的运营-太阳能						—						36						—						36
不受监管的操作-热力						—						96						—						96
其他(A)						117						48						—						165
与客户签订合同的收入						6,658						1,127						—						7,785
租赁收入						8						—						—						8
衍生品收入						—						4						—						4
替代收入计划						68						—						—						68
其他收入						48						10						—						58
总营业收入						$	6,782					$	1,141					$	—					$	7,923

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						截至2021年12月31日的年度
						网络						可再生能源						其他(B)						总计
(百万)
受监管的操作--电力						$	4,015					$	—					$	—					$	4,015
受监管的运营-天然气						1,516						—						—						1,516
不受监管的运营-风能						—						1,028						—						1028
不受监管的运营-太阳能						—						20						—						20
不受监管的操作-热力						—						63						—						63
其他(A)						67						84						—						151
与客户签订合同的收入						5,598						1,195						—						6,793
租赁收入						7						—						—						7
衍生品收入						—						3						—						3
替代收入计划						115						—						—						115
其他收入						34						22						—						56
总营业收入						$	5,754					$	1,220					$	—					$	6,974

(a)主要包括某些月内交易活动、计费、收款和管理费用、发票计费和其他杂项收入。

(b)不代表一个片段。包括公司和分部间抵消。

截至2023年和2022年12月31日，与客户合同相关的应收账款余额约为美元1,4411000万美元和300万美元1,622 分别为百万美元，其中未开票收入为美元4261000万美元和300万美元541 百万，计入我们合并资产负债表的“应收账款和未开票收入，净额”中。

截至2023年12月31日，分配给未履行（或部分未履行）的履行义务的交易价格总额如下：

截至2023年12月31日						2024						2025						2026						2027						2028						此后						总计
(百万)
预计将在已签订的多年零售能源销售合同中确认收入						$	1					$	—					$	—					$	—					$	—					$	—					$	1
预计收入将在多年可再生能源信用销售合同上确认						69						67						34						13						1						2						186
预计收入将在多年产能和无碳能源销售合同中确认						89						28						10						7						5						54						193
总营业收入						$	159					$	95					$	44					$	20					$	6					$	56					$	380

对于在我们有权开具发票的金额中确认收入的合同，我们不会披露有关剩余履行义务的信息(例如，基于使用的定价条款)。

注5.行业监管

电力和天然气分配-缅因州、纽约州、康涅狄格州和马萨诸塞州

每个网络公司的八受监管的公用事业公司必须遵守形式不同但在所有情况下都符合以下概述的基本框架的监管程序。一般来说，关税审查涵盖不同的年份，并规定合理的净资产收益率、保护和自动调整所产生的特殊成本和效率激励措施。在纽约，网络公司受监管的公用事业的分配率和允许的净资产收益率受纽约公共服务委员会(NYPSC)、缅因州公用事业委员会(MPUC)、康涅狄格州公用事业监管局(Pura)和马萨诸塞州公用事业部(DPU)的监管。

网络公司的收入基本上是受监管的，是基于根据各监管机构制定的行政程序制定的关税。适用于网络公司的费率由不同州的监管委员会批准，并基于提供服务的成本。每家网络公司的收入将足以支付其运营成本，包括能源成本、融资成本和股本成本，其中最后一项反映了我们的资本比率和合理的净资产收益率。

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在纽约和新英格兰批发市场发生的能源成本会转嫁给消费者。预算中的能源成本与公用事业公司实际发生的能源成本之间的差额通过适用补偿程序来抵消，这些补偿程序导致立即或推迟调整电价。这些程序适用于其他成本，这些成本在大多数情况下是特殊的，如极端天气条件、环境因素、监管和会计变化的影响，以及脆弱客户的待遇，这些成本在关税过程中得到抵消。任何允许公用事业公司超过目标回报的纽约州和康涅狄格州收入，通常是由于成本效益好于预期而产生的，通常由公用事业公司及其客户分享，从而导致未来的电费下调。

NYSEG和RG&E费率计划、缅因州配电费率计划及相关程序、联邦能源管理委员会(FERC)输电权益回报(ROE)案、康涅狄格州费率计划、根据加速可再生能源增长和社区福利法案进行的输电规划程序、气候领导和社区保护法(CLCPA)、天然气规划令、改革能源愿景(REV)、纽约的风暴程序以及税法是目前影响网络的一些最重要的具体监管程序。

CMP分配率情况

在2020年2月19日发布的一项命令中，MPUC授权将CMP的分销收入要求增加#美元。171000万，或大约7.00%，基于允许的ROE9.25%和a50.00%股权比率。此次上调自2020年3月1日起生效。由2020年3月1日起，临市局亦实施一项1.00净资产收益率降低百分比(至8.25%)，用于在2017年实施新的计费系统后与CMP的客户服务业绩相关的管理效率，该系统将在证明客户服务业绩令人满意后取消。2021年9月，《议定书》缔约方会议18-月份所需的滚动平均满意客户服务基准，并向MPUC提交了取消管理效率调整的请求，MPUC批准了该请求，自2022年2月18日起生效。

2022年8月11日，CMP提交了一份三年费率计划，每年对分销收入要求进行调整。2023年5月31日，《议定书》提出了一项解决案件中所有问题的规定，规定了9.35%ROE，50%股权比率，以及50年度收益超过以下项的收益分成百分比100CMP允许的净资产收益率的基点。该规定还规定了一项为期两年的前瞻性利率计划，从2023年7月1日开始，每六个月增加四次同等数额的利率。接下来的三次上调将分别于2024年1月1日、2024年7月1日和2025年1月1日进行。每次增加的金额为$16.751000万美元。这些收入增长包括业务和维护费，但主要是由于《议定书》缔约方会议预计在该规定所涉期间发生的资本投资增加。该规定还对CMP设置了服务质量指标激励机制。这一激励是由一种惩罚机制提供的，该机制将征收最高$8.8每年因未能达到指定的服务质量指标目标而获得600万欧元的补偿。

没有任何党派反对这一规定，2023年6月6日，MPUC完全批准了这一规定。

NYSEG和RG&E费率计划

2020年联合提案

2020年11月19日，NYPSC批准了NYSEG和RG&E的新的三年费率计划(2020联合提案)，并对这两项电力业务的费率上调进行了修改。新关税的生效日期为2020年12月1日，补充条款将追溯到2020年4月17日。拟议的费率有助于这些公司过渡到更清洁的能源未来，同时允许采取重要举措，如为客户提供新冠肺炎救济，以及为植被管理、硬化/复原力和应急准备提供额外资金。利率计划继续使用RAM，旨在返还或收集某些已定义的对账收入和成本，具有新的折旧率，并为每项业务继续现有的RDM。2020年联合提案将交付收入建立在8.80净资产收益率%和48.00%权益比率；然而，对于建议的ESM，权益比率是实际权益比率的较低者或50.00%.

2023年联合提案

2022年5月26日，NYSEG和RG&E向NYPSC提交了新的费率计划。利率备案是基于2021年测试年的财务结果，调整为2023年5月1日至2024年4月30日的利率年。NYSEG和RG&E申请了一年期利率计划，但表示有兴趣在案件悬而未决期间探索多年计划(这是纽约的惯例)。

2022年9月16日，NYPSC将新的关税和费率暂停到2023年4月21日，NYSEG和RG&E自愿同意在2023年10月18日之前暂停新的关税和费率，但须遵守一项完整条款。

在发现和和解谈判之后，NYSEG和RG&E于2023年6月14日向NYPSC提交了一份为期三年的费率计划的联合提案(2023年JP)和解协议。2023年7月，就和解举行了听证会。2023年JP规定了NYSEG和RG&E的电力和天然气服务的三年费率计划，从2023年5月1日开始，一直持续到

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2026年4月30日。就2023年JP而言，这三个利率年分别定义为截至2024年4月30日(纽约利率第1年)、2025年4月30日(纽约利率第2年)和2026年4月30日(纽约利率第3年)的12个月；2023年10月12日，NYPSC批准了JP 2023，从2023年5月1日开始，一直持续到2026年4月30日。新关税的生效日期为2023年11月1日，补充条款追溯至2023年5月1日。

经批准的2023年JP包括NYSEG和RG&E的电气和天然气业务交货率计划的三年统一。根据商定的收入分配和费率设计，实际账单影响因客户类别而异。NYSEG Electric、NYSEG Gas、RG&E Electric和RG&E Gas的允许普通股权益回报率为9.20%。每项业务的普通股权益比率为48.00%.

2023 JP还包括适用于每项业务的收益分享机制(ESM)，该机制根据所赚取的ROE而有所不同100超过分享门槛的客户部分收益的百分比将用于减少NYSEG和RG&E各自的未偿还监管资产延期余额，否则将为客户的利益递延。此外,50NYSEG和RG&E部分的%将用于减少各自与风暴相关的未偿还监管资产延期余额，只要存在此类余额。

如果NYSEG未能达到其年度SAIFI绩效指标，2023年JP将进一步加强配电植被管理，维持气体安全绩效指标，为客户服务质量的指定方面建立门槛绩效水平，并包括三项电气可靠性绩效指标(SAIFI、CAIDI和配电线路检查计划II级缺陷指标)，如果NYSEG未能达到其年度SAIFI绩效指标，则从2023年开始进行负收入调整(NRA)。

NYSEG和RG&E将继续执行RAM，以返还或收集先前费率计划中建立的剩余客户账单积分，并将继续以每类总收入为基础，继续实施电力收入脱钩机制。

2023年JP反映了NYSEG Electric和RG&E Electric重大风暴成本约为#美元的延迟收回3711000万美元和300万美元54.6分别为2.5亿美元和2.5亿美元。NYSEG剩余的超级风暴监管资产美元52.31000万美元和非超级风暴监管资产96.62020年联合提案中的400万美元正在摊销七年了。RG&E剩余的非超级风暴监管资产为$19.6在2020年联合提案之前建立的100万美元正在摊销两年。NYSEG和RG&E的所有其他延迟风暴成本正在摊销10好几年了。2023年JP在2023年JP期间逐步提高NYSEG和RG&E的主要风暴费率津贴，以更好地使NYSEG和RG&E的实际主要风暴成本与此类费率津贴保持一致，并支持NYSEG和RG&E的信用指标。

2023年JP包含符合、支持和促进CLCPA目标的条款，这些条款包括增加对能效项目的资金，在预期电气化增加的情况下加强电力系统，增加对电动热泵项目的资金，为提高电力和天然气的可靠性和弹性提供资金，鼓励非管道和非电线替代，以及更换容易泄漏的管道。2023年的JP还包括对美元的支持634CLCPA第一阶段投资的1.8亿美元资本投资预计将在三年费率计划之后投入使用。

UI、CNG、SCG和BGC费率计划

根据康涅狄格州的法律，联合照明公司(UI)的零售电力客户可以选择他们的电力供应商，而UI仍然是他们的配电公司。在标准服务电价下，UI为那些没有选择零售电力供应商且最大需求低于500千瓦的客户购买电力，为那些没有资格获得标准服务且不选择向零售电力供应商购买发电服务的客户提供最后选择服务供应商的客户。电力的成本是通过账单上的发电服务费向这些客户传递的。

UI已为2024年上半年的整个标准服务负载签订了批发供电协议，并502024年下半年的%。最后服务的供应商是按季度采购的，UI有一份2024年第一季度的批发电力供应协议。

2016年，PURA批准了新的用户界面分配费率计划三年，2017年1月1日生效，其中规定了年度关税增加和净资产收益率为9.10%，基于50.00%股权比率，继续UI的现有ESM，根据该ESM，UI及其客户在50/50在一个日历年内所有分配收益超过允许净资产收益率，继续现有的脱钩机制，并批准继续申请的风暴准备金。ESM欠客户的任何美元将继续首先用于任何风暴监管资产余额(如果当时存在)，或者如果不存在此类风暴监管资产余额，则通过票据信用退还给客户。

2022年9月9日，UI提交了分销收入要求案，提出了从2023年9月1日至2026年8月31日的三年费率计划。这份文件是基于截至2021年12月31日的测试年度，从2023年9月1日(UI利率第1年)、2024年9月1日(UI利率第2年)和2025年9月1日(UI利率第3年)开始的利率年。

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UI要求Pura批准新的分配率，以弥补收入需求增加的约#美元91第一年的用户界面费率为100万美元，增量增长约为5美元20第2年的用户界面费率为100万美元，增量增长约为19第三年的UI费率为美元，而根据UI当前的费率计划，总收入将被收回。UI的费率计划还包括几项措施，以缓和拟议费率更新对所有客户的影响，包括但不限于，费率均等化建议，将拟议的总费率增加分散到三个费率年度，这将导致UI费率第一年的收入变化约为$541000万美元。2023年7月21日，普拉发布了一项拟议的最终决定(决定草案)，规定8.8%ROE，50%的股权比率，以及一年期利率计划。2023年8月7日，UI对决定草案提出了例外情况。2023年8月25日，普拉发布了关于UI一年期利率计划的最终决定，从2023年9月1日开始，规定加息$23基于允许的净资产收益率为9.1这一比例降至8.63%通过一定的调整。最终决定建立了一个资本结构，包括50普通股权益百分比和50债务百分比。最终决定导致基本分配率平均增加约6.6%，客户账单平均增加约2%与目前的水平相比。2023年9月18日，UI向康涅狄格州高等法院提起了对普拉最终裁决的上诉，原因是与递延资产、在役工厂和运营费用的处理有关的事实和法律错误。我们无法预测这件事的结果。

2017年，普拉批准了SCG的新关税，从2018年1月1日起生效，为期三年的费率计划每年都会增加。新关税还包括RDM和分销诚信管理计划(DIMP)机制、ESM、某些监管负债的摊销(最明显的是累计困难递延余额和某些累计递延所得税)，以及基于ROE的关税上调。9.25%和大约52.00%股权比率。ESM应支付给客户的任何美元将首先用于和解协议(如果当时存在)中定义的任何环境监管资产余额，或如果该等环境监管资产余额不存在，则通过票据信贷退还给客户。

2018年，普拉批准了从2019年1月1日起生效的CNG新关税，为期三年的费率计划每年都会增加。新关税延续了RDM和DIMP机制。ESM和关税上调是基于ROE为9.30%，股本比率为 54.002019年，54.502020年和55.002021年。

2023年4月24日，康涅狄格州总检察长、消费者律师办公室、康涅狄格州公用事业监管局教育、外联和执行办公室和康涅狄格州工业能源消费者提交请愿书，要求普拉为CNG举行一般费率听证会。2023年5月5日，CNG和SCG做出回应，表示愿意在2023年11月1日之前为每家公司提起一般费率诉讼。普拉于2023年5月21日同意了两家公司的提议。2023年9月29日，SCG和CNG提交了一份意向书，准备在2023年11月3日左右提起一般费率案件。

2023年11月3日，CNG和SCG提交了分销收入要求案，分别为两家公司提出了从2024年11月1日至2025年10月31日的一年期费率计划。这份申请是基于截至2022年12月31日的测试年度。 CNG要求Pura批准新的分销率，以弥补收入要求增加的约$19.82000万美元，SCG要求批准新的分发率，以弥补收入需求增加的约$40.61000万美元。CNG和SCG的费率计划还包括几项措施，以缓和拟议费率更新对所有客户的影响，包括采用低收入折扣率，并寻求维持其现有的收入脱钩和收益分享机制。

2022年6月24日，BGC向马萨诸塞州总检察长办公室(AGO)提交了和解协议，供DPU批准。和解协议是在BGC于2021年12月14日提交提交费率时间表的意向通知之后达成的。在这一申请之后，BGC和AGO就和解协议进行了谈判，而不是向DPU提起全面诉讼的利率案件。和解协议允许就BGC的收入要求以及BGC有权在2023年1月1日和2024年1月1日获得的各种阶梯增加进行商定的调整。和解协议规定，除非在2022年11月1日之前得到DPU的全部批准，否则该协议无效。它提供了将BGC的收入要求增加高达$5.6比当前利率高出100万欧元(反映出9.70%ROE和a54.00%股权比率以及其他逐步调整)，至2024年1月1日。和解协议于2022年10月27日获得DPU的全面批准，新的费率于2023年1月1日生效。

雷夫

2014年4月，NYPSC启动了一项名为REV的程序，这是一项旨在改革纽约州能源行业和监管做法的广泛倡议。REV分为两个轨道，第一个轨道是市场设计和技术，第二个轨道是监管改革。REV及其相关程序已经并将继续提出监管改革，旨在促进更有效地利用能源，更深入地渗透风能和太阳能等可再生能源，并更广泛地部署分布式能源，如微电网、现场电力供应和存储。

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NYPSC在2015年发布了一项第1轨道命令，承认公用事业公司作为配电系统平台提供商的角色，并要求公用事业公司提交初始配电系统实施计划(DSIP)，随后每两年更新一次。下一次计划的DSIP更新是2025年6月30日。

2016年5月发布了第2轨命令，其中包括与收益调整机制潜力、平台服务收入、创新费率设计以及数据利用和安全有关的指导意见。欧盟委员会于2020年11月19日在批准两家公司2020年费率计划的命令中批准了EAM。2023年10月12日，欧盟委员会在批准两家公司2023年费率计划的命令中批准了对EAMS的修改。

2017年，NYPSC批准了从传统的净能源计量(NEM)向更基于价值的补偿DER的方法(Value Stack)的过渡。自那时以来，委员会已就分布式能源事项的额外价值发布了一些命令。最近，NYPSC工作人员发布了一份关于社区分布式发电(CDG)计费和计入绩效指标和负收入调整(NRA)的提案。NYPSC工作人员建议六CDG绩效指标和相关的NRA，这将促进CDG计费流程的改进。目前，这一诉讼的结果尚不清楚。

与电动汽车(EV)、综合能源数据资源(IEDR)平台和能源储存有关的其他REV相关订单摘要如下。

•NYPSC于2023年4月20日发布了一项命令，启动了推进中重型汽车基础设施建设的程序。联合公用事业公司向NYPSC提交了一份中型和重型试点计划的实施计划。联合公用事业公司正在等待NYPSC对实施计划的批准。

•2021年2月11日，NYPSC发布了实施综合能源数据资源平台的命令，NYSERDA被指定为该平台的计划赞助商。该订单规定的综合成本上限为#美元。12第一阶段NYSEG和RG&E的100万美元，将推迟并在第一阶段完成后的下一次利率申请中收回。2024年1月19日，NYPSC发布了一项命令，批准第二阶段预算，将不超过合并成本上限的成本推迟到未来回收，方式与第一阶段相同。

•2020年7月16日发布了一项命令，批准了一项700100万个全州计划(NYSEG和RG&E的份额加起来约为118(亿美元)由客户出资，以加快电动汽车充电站的部署。

•2018年12月13日，NYPSC发布了一项命令，要求公用事业公司提交实施计划，详细说明部署合格存储系统的竞争性采购流程和成本回收。NYSEG和RG&E实际上征收了关税，以收取采购合格能源储存资产的成本。

减税和就业法案

2017年12月22日，2017年《减税和就业法案》(《税法》)签署成为法律。税法显著改变了企业实体的联邦税收，其中包括在2017年12月31日之后的纳税年度内实施联邦公司税率从3.35%降至2.21%。由于企业所得税税率降低导致累计递延所得税余额减少，导致以前和目前从公用事业客户收取的这些递延税款将退还给该等客户，通常通过降低未来税率。NYPSC、MPUC、Pura、DPU和FERC分别在纽约、缅因州、康涅狄格州、马萨诸塞州和FERC举行了诉讼程序，对于我们大多数受监管的公用事业公司，授权了返还监管债务和追回监管资产的摊销期限，包括授权将相关利益返还给某些司法管辖区的差饷支付者。关于SCG，我们预计税法节省将被推迟，直到它们在未来的税率案件中反映在关税中，除非普拉另有决定。

电力税审计

此前，CMP、NYSEG和RG&E都安装了Power Tax软件来跟踪和衡量各自的递延税额。与这一变化相关，我们确定了由CMP、NYSEG和RG&E确认的递延税项所需的历史更新，并增加了我们的递延税项负债，并相应增加了监管资产，以反映Power Tax软件计算的最新金额。自2015年以来，NYPSC和MPUC在最近的分配率案件中接受了对该项目递延税款和相关监管资产的某些调整，导致监管资产余额约为#美元1301000万美元和300万美元137分别为2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日。

2017年，NYPSC和MPUC开始对电力税务监管资产进行审计。2018年1月11日，NYPSC发布了一项命令，开始对NYSEG和RG&E以及其他某些纽约公用事业公司进行税务会计方面的运营审计。NYPSC的审计过程已经完成，NYPSC于2023年11月21日发布了最终审计报告，对记录的监管资产没有影响。2018年1月，MPUC发布了电力税务审计报告

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关于《议定书》/《公约》缔约方会议，要求《议定书》/《议定书》缔约方会议为监管资产的期初余额提供支持。2019年12月17日，CMP向MPUC提交了一份规定，规定收回电税监管资产，并调整2017年7月1日至2019年6月30日期间的账面成本价值。MPUC于2020年1月21日批准了这一规定，允许CMP在接下来的一年开始征收电力税收监管资产32.5从2020年7月开始的几年。

受监管子公司的最低股本要求

我们在缅因州和纽约州受监管的公用事业子公司(NYSEG、RG&E、CMP和MNG)都必须遵守与建立收入要求时假定的资本结构挂钩的最低股本比率要求。根据这些要求，NYSEG、RG&E、CMP和MNG中的每一家必须将最低股本比率保持在其当前有效的利率计划或决定中使用拖尾利率衡量的比率13个月平均水平。在每月的基础上，每一家公用事业公司必须保持不低于300比用于设定利率的股本比率低一个基点。最低股本比率要求具有限制可能支付的股息数额的效果，并在某些情况下可能要求母公司缴纳股本。此外，如果一家国家公认的评级机构将NYSEG、RG&E、Avangridor或Iberdrola的信用评级下调至最低投资级，并给予负面观察，或将其降级至非投资级，则NYSEG和RG&E的股权分配将被禁止，这种分配将导致13个月的平均普通股权益低于收益分享机制(ESM)使用的最高股本比率。监管规定禁止这些受监管的公用事业子公司向不受监管的关联公司放贷。这些受监管的公用事业子公司还同意在某些借款协议中提出最低股本比率要求。但这些要求低于监管要求。

根据与相关公用事业委员会达成的协议，如果支付股息会导致普通股比率低于300低于权益百分比的基点，用于在最近的分配率过程中设定利率，使用拖尾13个月截至最近一个季度末计算的平均值。此外，如果公用事业公司的信用评级(由三大信用评级机构中的任何一家评级)降至投资级以下，或者如果公用事业公司的信用评级(由三大信用评级机构中的两家机构确定)降至最低投资级别，并且有负面观察或审查降级通知，则禁止UI、SCG、CNG和BGC向其母公司支付股息。

我们的净资产限制在大约$6,860截至2023年12月31日的最低股本要求相关的百万美元。

我们全资拥有的不受监管的子公司的资本流动不受限制。

新一代可再生能源

根据康涅狄格州公共法案(PA)11-80，康涅狄格州电力公用事业公司必须签订长期合同，从位于客户场所的可再生发电机购买康涅狄格州I类REC。根据该方案，用户界面最初需要签订总额约为#美元的合同。200百万美元的承诺，超过大约21年句号。最初预计这些义务将在一年多的时间内逐步实施六年制邀请期和高峰，年度承诺额约为#美元。14在所有选定的项目上线后，每年可获得100万美元的资金。PA 17-144、PA 18-50和PA 19-35通过增加第七年、第八年、第九年和第十年延长了原计划的六年征集期，并增加了该计划的原始资金水平，加起来为64按用户界面列出的额外承付款为百万美元。在购买时，UI将REC作为库存入账。UI预计将通过转售REC部分降低这些合同的成本。PA 11-80规定，这些合同的剩余成本(和任何利益)，包括因转售REC而产生的任何收益或损失，可通过电价向客户全额收回(或记入客户贷方)。

2018年10月，UI进入五PPA总计约为50根据规定PPA净成本的州法律，海上风能和燃料电池发电开发商提供的兆瓦可通过电价收回。2018年12月19日，普拉批准了PPA，并批准UI对所有客户使用不可绕过的联邦强制拥堵费，以收回PPA的净成本。

2019年，用户界面进入PPA，11项目，总数约为12百万千瓦时，根据州法律规定，PPA的净成本可以通过电价收回。用户界面已终止八在2022年和2023年，以及剩余的三这些2019年采购的现有合同项目是与Millstone核能、Seabrook核能和Revine Wind签订的。

2020年，根据《康涅狄格州近海风能采购法》，联合利华与联合利华的附属公司Vineyard Wind签订了一项PPA，以提供804通过其公园城市风能项目的开发，近海风能的发电量将达到100兆瓦。与上文讨论的零碳PPA的情况类似，PPA的净成本可以通过电价收回。2023年10月13日，普拉批准终止UI及其附属公司之间关于开发Park City Wind项目的协议。

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根据缅因州法律，MPUC有权从符合条件的资源中定期征求建议，寻求长期能源、能力或区域经济共同体的供应。MPUC还被授权命令缅因州的输电和配电公用事业公司与从MPUC的竞争性招标过程中挑选出来的卖家签订合同。根据MPUC 2009年10月8日的命令，《议定书》签订了一项20年期2010年3月31日与长荣风电III，LLC达成协议，从长荣的60兆瓦(MW)罗林斯风力发电场。根据罗林斯合同，CMP的采购义务约为#美元。7每年百万美元。根据MPUC 2013年8月17日的命令，《议定书》签订了一项20年期与缅因州木球公司达成的固定费率协议7.1兆瓦木质生物质热电联产设施。根据MPUC 2016年9月22日的命令，《议定书》签订了一项20年期与乔治斯河能源公司达成的固定费率协议7.5兆瓦木质生物质热电联产设施。根据MPUC 2017年8月3日的命令，《议定书》签订了一项20年期与匹兹菲尔德太阳能公司达成固定费率协议9.9兆瓦光伏设施。根据MPUC 2017年12月18日的命令，《议定书》签订了一项20年期2018年9月10日，与Dirigo Solar，LLC达成协议，从CMP服务区域内的多个Dirigo太阳能设施购买产能和能源。随着更多的太阳能设施投产，根据Dirigo合同，CMP的采购义务将增加，最终达到约#美元的水平。4每年百万美元。根据MPUC于2019年11月6日发布的命令，《议定书》签订了一项20年期2019年12月9日，与缅因州Aqua Ventus I GP LLC达成协议，从缅因州Monhegan岛附近正在开发的离岸风力发电场购买产能和能源。根据缅因州Aqua Ventus合同，CMP的购买义务约为#美元。12一旦该设施开始商业运营，每年将达到100万美元。根据缅因州的法律，MPUC进行了二竞争性招标程序，以从第1A类资源采购总计相当于14占该州2018历年零售电力销售额的百分比，或1.715300万兆瓦时。其中之一14%总计，MPUC必须至少获得7%，但不超过10%。根据2020年12月核准的合同(第一批)，《议定书》缔约方会议被勒令执行13其中的合同六已经被终止了。2021年10月，《议定书》与六其他设施(第2批)，其中一项已终止。第一批和第二批合约中的每一份都是20-年期限。根据MPUC的订单，CMP要么从ISO新英格兰市场的这些设施中出售购买的能源，要么通过定期将购买的产出拍卖给新英格兰地区市场的批发买家，或者通过出售给第三方的REC来销售。根据缅因州的法律，通过零售分配率的可调节部分，可以保证收回购电成本和实现的市场收入之间的任何差额。尽管MPUC根据缅因州的法律进行了多次征求建议书，并暂时接受了其他卖家的长期建议书，但这些选择尚未导致与CMP签订更多目前有效的合同。

康涅狄格州能源立法

2020年10月7日，康涅狄格州州长签署了一项能源法案，其中包括指示Pura修改康涅狄格州的费率制定结构，对每家配电公司采用基于绩效的费率，增加对应急准备失误的最高民事处罚，并规定在风暴停电超过96小时后对客户进行某些处罚和补偿，并延长费率案件的时间表。

根据这项立法，2020年10月30日，普拉重新启动了与新税率设计和审查有关的议程，扩大了审议范围，以考虑(A)实施临时税率降低；(B)低收入税率；以及(C)经济发展速度。另外，UI原定于2021年3月8日提交年度RAM申请，以批准其RAM费率组成部分的对账：发电服务费、可通过的联邦强制拥塞成本、系统福利费、传输调整费和RDM。

2021年3月9日，UI与CT总检察长办公室、CT消费者律师办公室、Depe和Pura的教育、外联和执行办公室达成和解协议，并提交动议批准和解协议，该协议解决了两个案卷中的问题。

在一项日期为2021年6月23日的命令中，普拉批准了经修订的和解协议的全部内容，并由各方执行。和解协议包括UI提供的一笔$51000万美元，并为客户提供$50100万美元，同时允许用户界面收取$521000万的RAM，在整个22-截至2023年4月的一个月期间，还包括冻结至2023年4月的分配基本费率。

根据这项立法，普拉打开了一份议程，以考虑在客户断电超过30天的紧急事件中执行相关的客户赔偿和补偿条款96连续几个小时。2021年6月30日，普拉发布了一项最终决定，执行立法授权，创建一项计划，根据该计划，住宅客户将获得25之后停电的每一天96工作时间，并获得$的报销250为了变质的食物和药品。该决定强调，与该计划相关的任何费用都不能从客户那里收回。2023年6月29日，康涅狄格州州长签署了SB7成为法律，其中包括1级风暴事件不受豁免的条款。我们将在下一立法年度继续审查该方案的要求。

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Pura调查热带风暴伊萨亚斯和康涅狄格州风暴补偿立法的准备和应对

2020年8月6日，普拉打开了一份摘要，调查包括UI在内的康涅狄格州配电公司对热带风暴伊萨亚斯的准备和应对情况。在听证和提交证词之后，普拉于2021年4月15日发布了一项最终裁决，认定UI在准备和应对热带风暴伊萨亚斯时总体上达到了可接受的表现标准，但受裁决中指出的某些例外情况的限制，但下令15-在下一个利率案件中将UI的ROE降低基点，以激励更好的业绩，并表示可能会在诉讼的处罚阶段进行处罚。2021年6月11日，UI向康涅狄格州高等法院提起了对普拉决定的上诉。

2021年5月6日，关于热带风暴伊萨亚斯的调查结果，Pura向UI发出了违规通知，原因是据称未能遵守紧急准备或在紧急情况下恢复服务的可接受表现标准和管理局的命令，以及违反事故报告要求。普拉评估的民事罚款总额约为#美元。21000万美元。普拉就此事举行了听证会，并在2021年7月14日的一项命令中将民事罚款减少到约美元。11000万美元。UI向康涅狄格州高等法院提起了对普拉决定的上诉。这一上诉和普拉就热带风暴伊萨亚斯的决定提出的上诉得到了巩固。在2022年10月的口头辩论之后，法院驳回了UI的上诉，并确认了Pura的全部决定。UI于2022年11月7日向康涅狄格州上诉法院提交了上诉通知。此事已作简报，并于2023年12月11日进行口头辩论。我们不能预测这一诉讼的结果。

注6.监管资产和负债

根据有关受监管业务的会计要求，我们的公用事业公司将可能在未来电力和天然气费率中收回的已发生和应计成本资本化为监管资产。我们对是否可能恢复的评估是基于是否存在监管命令，这些命令允许在特定时期内收回某些成本，或者允许对某些成本进行对账或延期。当成本没有在特定的监管命令中处理时，我们使用监管先例来确定是否有可能收回成本。我们的运营公用事业公司还将退还以前收取的收入或将从客户那里收取的收入用于未来成本的义务记录为监管责任。未列入费率基数或应计账面成本的主要项目是符合条件的养恤金和其他退休后福利的监管资产，反映了未确认的精算损益；债务溢价；环境补救费用，主要是抵消未来支出的应计负债；无资金来源的未来所得税，这是对记录的无资金来源的未来递延所得税负债的抵消；资产报废债务；对冲损失；以及差额合同。这些物品的净额总额约为#美元。1,249百万美元。

下表所列的监管资产和监管负债是各种监管命令的结果，这些监管命令允许推迟和/或对特定费用进行对账。当通过特定订单允许或要求在来年收回或退款时，或当与特定监管资产或监管负债相关的利率受到年度自动调整时，监管资产和监管负债被归类为流动资产和监管负债。

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截至2023年12月31日和2022年12月31日的监管资产包括：

截至2013年12月31日，						2023						2022
(百万)
养恤金和其他退休后福利						$	445					$	365
养老金和其他退休后福利费用推迟						58						93
风暴成本						868						671
费率调整机制						24						41
收入脱钩机制						86						52
差价合约						38						56
困难计划						23						33
延期购买天然气						16						56
环境修复成本						240						248
债务溢价						58						64
重新取得债务的未摊销损失						17						19
无准备金的未来所得税						578						492
联邦税收折旧正常化调整						130						137
资产报废债务						19						20
延期电表更换费用						59						55
COVID-19成本回收和滞纳金附加费						12						17
低收入拖欠减免						55						31
超额发电服务费						52						24
系统扩展						22						21
不可绕过的收费						103						14
对冲损失						34						13
率变平等化						60						—
分布式能源的价值						49						36
无法收回的准备金						104						—
纽约补足条款						96						—
其他						283						210
监管总资产						3,529						2,768
减：当前部分						718						447
非流动监管资产总额						$	2,811					$	2,321

“养恤金和其他退休后福利”是指养恤金和其他退休后计划的精算损失，当这些计划摊销并在未来的养恤金支出中确认时，这些损失将反映在客户费率中。

“养老金和其他退休后福利成本递延”包括养老金和其他退休后福利的实际支出与我们某些受监管公用事业的费率拨备之间的差额。这一余额的一部分通过当前利率摊销，其余部分将通过未来的利率案例在未来期间退还。

CMP、NYSEG、RG&E和UI的“风暴成本”是基于对服务恢复的常规成本估计的费率允许的。这些公司还被允许在满足某些严重程度和持续时间标准的情况下，推迟大风暴造成的异常高水平的服务恢复成本。这一余额的一部分通过当前利率摊销，其余部分将通过未来的利率案例确定。

“费率调整机制”代表在NYPSC批准联合提案后，为NYSEG和RG&E退还或收取某些确定的协调收入和成本的临时费率变化。一旦触发，RAM将在每年7月1日按费率实施，以便在12个月内退货或取回。

“收入脱钩机制”是指为使公用事业公司的利润与其交付/商品销售分离而建立的机制。

“差价合约”是指递延差价衍生合约的未实现损益。

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合同。余额根据对相关衍生品进行的季度市场分析而波动。不赚取回报的金额完全由相应的衍生品资产/负债抵消。

“困难计划”是指困难客户的账户被推迟到未来恢复的程度，超过了费率的数额。

“延期购买天然气”是指实际天然气成本与以费率收取的天然气成本之间的差额。

“环境补救成本”包括已经发生并有资格在未来收回客户费率的支出。目前，环境成本是通过准备金机制收回的，根据这一机制，预计支出包括在费率中，任何差异都被记录为监管资产或监管负债。摊销期限将在今后的诉讼中确定，并将取决于补救费用的支出时间。它还包括被记录为环境负债的费用的预期未来回收率，因为这些费用将在发生时收回。由于尚未为与未来支出相关的监管资产支出资金，因此它不会计入账面成本，也不包括在费率基数内。

“债务溢价”指为抵销于收购日对UIL非流动债务的监管部分所作的公允价值调整而记录的监管资产。这笔款项将摊销为相关未偿还债务工具剩余期限的利息支出。

“重新获得的债务的未摊销损失”是指债务重新获得的递延损失，这些递延损失将在重新获得的债务的剩余原始摊销期间收回。

“无资金支持的未来所得税”是指未收回的联邦和州所得税，主要由会计处理过程中的监管流量产生，是对记录的无资金支持的未来递延所得税负债的抵消。某些与工厂相关的时间差异的所得税优惠或费用，如搬运成本，会立即流向客户或从客户那里收取。这一数额正在摊销，因为与导致延期的临时差额有关的数额将在费率中收回。这些款项是在一段时间内收取的46多年来，NYPSC的工作人员已按要求启动了对未来无资金来源的所得税和其他税务资产的审计，以核实余额。

“联邦税收折旧正常化调整”是指根据美国国税局正常化规则要求记录的递延所得税支出的差额和包括在2011年以后的费率年度服务成本中的递延所得税支出金额的收入需求影响。纽约的恢复期为25年至35年，而《议定书》的恢复期为32.5从2020年开始的几年。

“资产报废债务”是指确认与我们的ARO相关的成本的时间上的差异，以及通过差饷收取此类金额的差异。这笔金额将按相关基础负债的折旧和增加额摊销。

“延期更换电表费用”是指已更换或计划更换为AMI电表的报废电表账面价值的延期。这笔款项将在相关报废仪表的初始折旧期内摊销。

“新冠肺炎成本回收和逾期付款附加费”代表：a)根据普拉于2020年4月29日发布的命令，在康涅狄格州延迟支付新冠肺炎相关成本，要求公用事业公司跟踪新冠肺炎相关费用和损失的收入，并创建监管资产；以及b)根据纽约商品期货交易委员会于2022年6月17日发布的命令，批准从2022年7月1日起延迟支付和附加费/超信用机制，以追回/退还递延余额。

“低收入欠款宽恕”是指纽约州根据纽约商品期货交易委员会于2022年6月16日发布的命令，批准对低收入客户的账单信用延期，并在RG&E和NYSEG的五年和三年内向所有客户追回监管资产。附加费从2022年8月1日开始征收。

“超额发电服务费”是指未来从客户那里收回或返还给客户的与发电相关的递延成本或收入。这一数额根据从差饷收取的收入和实际发生的成本之间的时间差异而波动。

“系统扩展”是指与扩展天然气系统和将客户转换为天然气有关的费用，不在系统扩展率的覆盖范围内。

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“不可绕过的费用”代表联邦政府规定的不可绕过的拥堵成本或未来从客户那里收回或返还给客户的收入。这一数额根据从差饷收取的收入和实际发生的成本之间的时间差异而波动。

“套期保值损失”代表电力和天然气套期保值合约的递延公允价值损失。

“费率变化均等化”调整纽约递送费率在三年计划中的增长，以避免不必要的客户费率激增和抵消下降。这一余额的一部分通过当前费率摊销，其余部分将在未来通过未来费率案例退还。

“分布式能源的价值”代表了补偿分布式能源(如太阳能)产生的能量的机制。

“坏账准备”包括被记录为坏账的成本的预期未来回收率，因为这些成本将在发生时收回。由于尚未为与未来无法收回费用相关的监管资产支出资金，它不应计账面成本，也不包括在费率基数内。它还包括实际坏账费用和坏账费用之间的差异，包括在未来有资格收回客户费率的费率中。摊销期限将在未来的诉讼中确定。

“纽约全额拨备”是指在22-E-0317等人批准的利率年1率下，NYSEG/RGE本应收到的用于收回收入的监管资产。联合提案自2023年5月1日起生效。余额将通过单独声明的补偿整体率收回，自2022年11月1日起生效6-30月份。

“其他”包括需要核对的各种项目，包括植被管理和系统福利收费。

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截至2023年和2022年12月31日的监管负债包括：

截至2013年12月31日，						2023						2022
(百万)
能源效率组合标准						$	15					$	30
天然气供应费和递延天然气成本						8						15
养老金和其他退休后福利费用推迟						89						117
递延所得税奖金折旧的持有成本						3						9
递延所得税的持有成本-混合服务263（a）						2						3
2017年税法						1,190						1,232
应计搬迁义务						1,139						1,178
积极的效益调整						9						16
递延财产税						21						17
净工厂对账						23						11
债务率调节						18						32
费率退款- FERC ROE程序						39						36
输电拥堵合同						26						31
与合并相关的利率抵免						8						10
累计递延投资税收抵免						21						22
资产报废债务						19						18
米德尔敦/诺沃克本地传输网络服务集合						16						17
非公司保证金分享信用						34						27
非旁路收费						9						76
输电收入对账机制						57						75
其他						209						297
监管总负债						2,955						3,269
减：当前部分						261						354
非流动监管负债总额						$	2,694					$	2,915

“能源效率组合标准”是指能源效率方案在超过费率的范围内推迟到未来恢复的成本。 这一余额的一部分通过当前利率摊销，其余部分将通过未来的利率案例在未来期间退还。

“供气费用和递延天然气成本”反映了天然气采购、运输和储存的实际成本。供气对账是通过将实际供气费用与每月的供气成本回收率进行比较来确定的。上一汇率年度余额从下一个日历年度开始收集/退还给客户。

“养老金和其他退休后福利成本递延”包括养老金和其他退休后福利的实际费用之间的差额，以及我们某些受监管的公用事业的费率拨备金额。这一余额的一部分通过当前利率摊销，其余部分将通过未来的利率案例在未来期间退还。

“递延所得税红利折旧的入账成本”指因税法改变而允许红利折旧而产生的累积递延所得税增加的入账成本收益。这一余额的一部分通过当前利率摊销，其余部分将通过未来的利率案例在未来期间退还。

“递延所得税的账面成本--混合服务263(A)”代表第263(A)条规定的累计递延所得税增加的账面成本收益。这一余额的一部分通过当前利率摊销，其余部分将通过未来的利率案例在未来期间退还。

《2017税法》代表了美国联邦政府2017年12月22日颁布的税法对递延所得税余额重新计量的影响。根据税法的规定，由于企业所得税税率从35%降至21%，累计递延所得税余额将减少，这将导致以前和当前从公用事业客户收取的这些递延税款可退还给该等客户，通常通过降低未来税率。NYPSC、MPUC、Pura、DPU和FERC在纽约分别举行了程序，

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缅因州、康涅狄格州、马萨诸塞州和联邦能源管制委员会，以及我们大多数受监管的公用事业公司，分别授权了偿还监管责任和收回监管资产的摊销期限，包括授权将相关利益返还给某些司法管辖区的差饷支付者。

“应计转移债务”是指记录的资产转移费用与按费率收取的这些费用之间的差额。摊销期限取决于标的资产的资产转移成本和公用事业厂的寿命。

“积极的利益调整”源于Iberdrola 2008年收购Avangrate(前身为Energy East Corporation)。这正被用来缓和利率的上升。这一余额的一部分通过当前利率摊销，其余部分将通过未来的利率案例在未来期间退还。

“递延物业税”是指可向客户收回的物业税实际支出与差饷拨备金额之间的差额。. 这一余额的一部分通过当前利率摊销，其余部分将通过未来的利率案例在未来期间退还。

“净设备对账”是指对实际的电力和天然气网络设备和账面折旧进行对账，使之符合2020年联合提案中规定的目标。这一余额的一部分通过当前利率摊销，其余部分将通过未来的利率案例在未来期间退还。

“债务利率对账”是指对与利率案中确定的债务工具有关的成本进行过多/过少的收取。成本将包括利息、佣金和手续费，而不是包括在利率中的金额。

“利率退款-FERC净资产收益率程序”是指与FERC程序相关的准备金，其基本股本回报率(ROE)反映在ISO New England，Inc.的S(ISO-NE)开放接入传输电价(OATT)中。更多详情见附注14。

“输电阻塞合同”指的是RG&E的9英里2核电站输电阻塞合同的延期。余额的一部分通过当前费率摊销，其余部分将在未来一段时间内通过未来费率案例退还。

“与合并相关的利率抵免”源于对UIL的收购。这正被用来缓和利率的上升。在截至2023年12月31日和2022年12月31日的两年中，2数以百万计的利率抵免适用于客户账单。

“资产报废债务”是指确认与我们的ARO相关的成本的时间和通过差饷收取此类金额的时间上的差异。这笔金额将按相关基础负债的折旧和增加额摊销。.

“米德尔敦/诺沃克本地传输网络服务费”是对米德尔敦/诺沃克传输线建设期间使用的资金的补贴，这些资金将在项目的使用年限内摊销。

“非公司利润分享额度”是指为天然气扩建项目预留的可中断和系统外销售收入的一部分。

“其他”包括需要对账或通过费率退还的各种项目，如服务质量指标。

注7.商誉与无形资产

截至2023年12月31日和2022年12月31日，按可报告部门划分的商誉包括：

截至12月31日，						2023						2022
(百万)
网络						$	2,747					$	2,747
可再生能源						372						372
总计						$	3,119					$	3,119

于2023年期间，网络及可再生能源报告分部之商誉总额及累计亏损并无变动。

商誉减值评估

出于减值测试的目的，我们的报告单位与运营部门相同，但网络部门除外，它包括三报告单位，缅因州、纽约州和伊利诺伊州。缅因州报告单位的商誉为#美元。325百万美元来自购买

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2000年由能源东方公司进行的化学机械加工。对纽约报告单位的商誉为#美元654100万美元，主要来自Energy East在2002年收购RG&E。对UIL报告单位的商誉为#美元1,7682015年收购UIL的100万美元。

截至10月1日，我们在第四季度进行年度减值测试。我们的定性评估包括评估可能影响我们报告单位公允价值的关键事件和情况，以及其他因素。评估的事件和情况包括宏观经济状况、行业、监管和市场考虑因素、成本因素及其对收益和现金流的影响、与相关前期预测结果和实际结果相比的整体财务业绩、其他相关实体具体事件和影响报告单位的事件。

我们的量化评估采用收益法下的贴现现金流模型，并包括关键假设，主要是预测现金流的贴现率和内部估计。我们使用的贴现率是根据市场参与者假设制定的，该假设考虑了各自报告单位现金流的风险和性质，以及市场参与者将其资本投资于我们的报告单位所需的回报率。我们使用一系列折现率和对长期现金流的一系列假设来检验我们的量化减值测试结论的合理性。

2023年，我们对网络报告单位进行了定性评估，对可再生能源报告单位进行了定量评估。我们有不是由于我们的减值测试，2023年和2022年的商誉减值。

无形资产

无形资产包括在企业收购中获得的资产，以及从外部第三方和关联公司获得和开发的无形资产。以下是截至2023年12月31日和2022年12月31日的无形资产摘要：

截至2023年12月31日						总账面金额						累计摊销						账面净额
(百万)
风的发展						$	587					$	(325)					$	262
其他						48						(26)						22
无形资产总额						$	635					$	(351)					$	284

截至2022年12月31日						总账面金额						累计摊销						账面净额
(百万)
风的发展						$	590					$	(313)					$	277
其他						22						(18)						4
无形资产总额						$	612					$	(331)					$	281

风电开发成本（未来“管道”开发成本除外）根据投入使用后相关资产的寿命以直线法摊销。摊销费用为美元151000万，$141000万美元和300万美元13 截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度分别为百万。我们相信我们未来的现金流将支持我们无形资产的可回收性。

我们预计2023年12月31日之后五年的摊销费用如下：

截至十二月三十一日止的年度：						金额
(百万)
2024						$	15
2025						$	14
2026						$	14
2027						$	13
2028						$	12

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注8.物业、厂房及设备

截至2023年12月31日，财产、厂房和设备包括：

截至2023年12月31日						受监管						不受监管						总计
(百万)
发电、配电、输电等						$	19,729					$	14,620					$	34,349
天然气运输、分销等						5,751						14						5,765
其他共同经营财产						—						341						341
在役财产、厂房和设备总数						25,480						14,975						40,455
累计折旧总额						(6,742)						(5,737)						(12,479)
在役财产、厂房和设备净总数						18,738						9,238						27,976
正在进行的建筑工程						2,902						1,979						4,881
财产、厂房和设备合计						$	21,640					$	11,217					$	32,857

截至2022年12月31日，财产、厂房和设备包括：

截至2022年12月31日						受监管						不受监管						总计
(百万)
发电、配电、输电等						$	18,634					$	14,096					$	32,730
天然气运输、分销等						5,392						14						5,406
其他共同经营财产						—						317						317
在役财产、厂房和设备总数						24,026						14,427						38,453
累计折旧总额						(6,277)						(5,265)						(11,542)
在役财产、厂房和设备净总数						17,749						9,162						26,911
正在进行的建筑工程						2,225						1,858						4,083
财产、厂房和设备合计						$	19,974					$	11,020					$	30,994

资本化利息成本为美元1151000万，$531000万美元和300万美元33 截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度分别为百万。不动产、厂房和设备增加的应计负债为美元6531000万，$4811000万美元和300万美元297 于二零二三年、二零二二年及二零二一年十二月三十一日，本集团分别为人民币100，000，000元及人民币100，000，000元。

我们减损或注销了美元的金额61000万，$111000万美元和300万美元20 由于重新评估我们各个在建可再生能源开发项目的经济可行性，截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度分别增加了100万美元。

截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度的折旧费用为美元1,1431000万，$1,0711000万美元和300万美元1,001分别为2.5亿美元和2.5亿美元。

注9.资产报废债务

ARO旨在支付我们承诺在运营设施中进行的拆除和修复工作的费用。

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截至2023年和2022年12月31日止年度ARO账面值的对账包括：

(百万)
截至2021年12月31日						$	253
年内结算的负债						(1)
年内产生的负债						13
吸积费用						14
估计现金流量的修订（a）						(6)
截至2022年12月31日						$	273
年内结算的负债						(1)
年内产生的负债						12
吸积费用						15
估计现金流量的修订（a）						7
截至2023年12月31日						$	306

(a)代表我们对与我们的可再生能源设施相关的退休活动所需的预期现金流估计的增加（减少）。

一些风力发电设施限制了现金以结算ARO。截至2023年12月31日和2022年12月31日，与ARO相关的限制现金均为美元3万这些金额已计入我们综合资产负债表的“其他资产”中。增长费用计入我们综合收益表的“运营和维护”中。

我们的ARO尚未确认其负债，因为由于结算日期不确定，公允价值无法合理估计，包括因结构缺陷或退役而拆除水电站大坝;地役权、通行权或特许经营权终止后拆除财产;以及放弃某些类型天然气总管的成本。

注10.债务

截至2023年和2022年12月31日的长期债务包括：

截至12月31日，												2023												2022
						到期日：						余额						利率						余额						利率
(百万)
第一抵押贷款债券-固定（a）						2025-2053						$	3,316					1.85%-8.00%						$	2,882					1.85%-8.00%
无担保的污染控制笔记-已修复						2024-2034						545						1.40%-4.00%						545						1.40%-4.00%
集团内绿色贷款						2033						800						5.45%						—
其他各种非流动债务-固定						2024-2052						5,988						1.95%-6.66%						5,276						1.95%-6.66%
未摊销债务发行成本和贴现												(53)												(76)
总债务，包括与附属公司的债务												10,596												8,627
减：一年内到期的债务，计入流动负债												612												412
非流动债务总额，包括附属公司												$	9,984											$	8,215

(a)第一笔抵押贷款债券已抵押几乎所有相应公用事业公司的服务性物业的抵押品，价值约为美元8,906百万美元。

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2023年长期债务发行

公司						发行日期						类型						金额(百万)						利率						成熟性
NYSEG						7/3/2023						免税债券						$	100					4.00%						2034
用户界面						10/2/2023						免税债券						$	64					4.50%						2033
NYSEG						8/8/2023						绿色144A债券						$	350					5.65%						2028
NYSEG						8/8/2023						绿色144A债券						$	400					5.85%						2033
RG & E						12/13/2023						绿色私人债券						$	100					5.62%						2028
RG & E						12/13/2023						绿色私人债券						$	25					5.89%						2034
RG & E						12/13/2023						绿色私人债券						$	50					5.99%						2036
RG & E						12/13/2023						绿色私人债券						$	75					6.22%						2053
CMP						12/13/2023						绿色私人债券						$	55					5.65%						2029
CMP						12/13/2023						绿色私人债券						$	70					6.04%						2038
用户界面						12/13/2023						绿色私人债券						$	156					6.09%						2034
用户界面						12/13/2023						绿色私人债券						$	34					6.29%						2038
天然气						12/13/2023						私募债券						$	36					6.20%						2032
天然气						12/13/2023						私募债券						$	19					6.49%						2038
SCG						12/13/2023						私募债券						$	30					6.04%						2034
SCG						12/13/2023						私募债券						$	30					6.24%						2038
公司						7/19/2023						集团内绿色贷款						$	800					5.45%						2033

未来五年到期的长期债务，包括偿债基金债务，包括：

2024						2025						2026						2027						2028						总计
(百万)
$	612					$	1,107					$	660					$	484					$	716					$	3,579

我们在我们的第三方债务协议中向贷款人制定了某些标准契约，在某些协议中，包括关于负债与总资本比率的契约。如果违反现有信贷安排或管理我们其他债务的协议中的任何约定，将导致违约。某些违约事件可能会触发自动加速。其他违约事件可以由借款人在规定的期限内补救，也可以由贷款人免除，如果不补救或免除，贷款人有权加速。截至2023年12月31日、2023年和2022年以及整个2023年和2022年，我们和我们的任何子公司都没有违反契约或任何可能触发提前赎回我们债务的义务。

债务公允价值

截至2023年12月31日、2023年12月和2022年12月31日，包括集团内绿色贷款在内的长期债务的估计公允价值为1美元。10,266百万美元和美元7,991分别为100万美元。在大多数情况下，估计公允价值是通过按市场利率对未来现金流量进行贴现来确定的。用来进行这些计算的利率曲线考虑了与电力行业相关的风险和借款人在每种情况下的信用评级。债务的公允价值被认为是公允价值等级中的第二级。

集团内绿色贷款

2023年7月19日，我们与Iberdrola的子公司Iberdrola Financiación，S.A.U签订了一项绿色定期贷款协议，本金总额为$800亿美元将于2033年7月13日到期，利率为5.45%(集团内绿色贷款)。

短期债务

阿凡格利德有一美元1,347百万美元和美元566截至2023年12月31日和2022年12月31日的应付票据分别为百万美元。

Avangrate有一个商业票据计划，限额为$。210亿美元，由下文描述的Avangrid信贷安排支持。截至2023年12月31日和2022年12月31日，商业票据计划下的应付票据金额为#美元。1,332百万美元和美元397百万美元，分别扣除余额套现的折扣净额截至2023年12月31日，未偿还商业票据的加权平均利率为5.65%.

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阿凡格利德信贷安排

Avangrate及其子公司NYSEG、RG&E、CMP、UI、CNG、SCG和BGC都是联合借款人，它们都与银行银团或Avangrige信贷安排有循环信贷安排，规定最高借款金额为#美元。3,575总计100万美元，于2021年11月23日执行。

根据Avanggrid信贷安排的条款，每个联合借款人都有一个最高借款权利，或升华，可以定期调整，以满足特定的短期资本融资需求，但须遵守协议中包含的最高限额。2021年11月23日，已执行的Avangrid信贷安排将Avanggrid的最高升华金额从1美元提高到1美元1,5002000万美元至2000万美元2,5001000万美元。Avanggrid信贷机制包含的定价对Avangrate的综合温室气体排放强度很敏感。信贷安排还包含负面契约，包括一项将允许的最高综合债务与综合总资本的比率设定为0.65至1.00，每个借款人。根据Avangrid信贷安排，每个借款人将支付取决于其信用评级的年度贷款费用。最初的手续费从10至22.5基点。Avanggrid信贷安排的到期日为2026年11月22日。2023年7月17日，对Avanggrid信贷安排进行了修订和重述，除其他外，规定将基于LIBOR的利率替换为基于SOFR的利率，并删除与向新墨西哥州公共服务公司和德克萨斯-新墨西哥州电力公司提供信贷有关的规定。截至2023年12月31日和2022年12月31日，我们都不是在这项信贷安排下未偿还的借款。

由于Avanggrid信贷安排也是Avangrid商业票据计划的后盾，截至2023年12月31日，该安排下的可用总金额为#美元。2,233百万美元。

Iberdrola集团信贷安排

2023年6月18日，Avanggrid与Iberdrola的子公司Iberdrola Financiación，S.A.U的信贷安排到期。该设施的限额为#美元。5001000万美元。2023年7月19日，我们将这一信贷安排的额度提高了1美元7502000万美元，到期日为2028年6月18日。阿凡格利德支付季度设施费用22.5该安排的基点(年利率)基于Avanggrid目前的穆迪和S对优先无担保长期债务的评级。截至2023年12月31日和2022年12月31日，都有不是这项信贷安排下的未偿还金额。

供应商融资安排

我们经营供应商融资安排。在2021年期间，我们与一些供应商安排了付款期限的延长，根据供应商融资安排，这些供应商可以选择由金融机构提前付款。由于与这些安排有关的利息成本，余额归类为“应付票据“在我们的综合资产负债表上。余额与资本支出有关，因此被视为非现金活动。截至 2023年12月31日和2022年12月31日，供应商融资安排项下的应付票据金额为#美元。0及$171百万，分别。截至二零二三年十二月三十一日止年度，美元41000万张发票得到确认，金额为1美元。175根据该计划，已支付了1.8亿张确认发票。截至2022年12月31日，余额加权平均利率为5.48%.

注11.金融工具公允价值及公允价值计量

我们利用市场法估值技术确定与网络公司活动相关的衍生资产和负债以及非流动股权投资的公允价值：

•我们的股权和其他投资由拉比信托基金组成。我们的拉比信托包括某些递延补偿计划和非限定养老金计划义务，包括股权和其他投资。拉比信托基金主要投资于股票证券、固定收益和货币市场基金。某些拉比信托也投资于信托或公司拥有的人寿保险单。我们使用相同资产在活跃市场的可观察、未经调整的报价来衡量我们的拉比信托投资组合的公允价值，并包括在级别1中的衡量。我们基于持有资产的各种基金在活跃市场的报价来衡量补充退休福利人寿保险信托的公允价值，并包括在级别2中的衡量。

•NYSEG和RG&E签订了电力衍生品合约，以对冲履行其电力负荷义务所需的预期购买量。他们使用衍生品合约对冲电力负荷义务，衍生品合约是根据NYISO发布的基于地点的边际定价结算的。NYSEG和RG&E对冲大约70其电力负荷义务的百分比使用存在活跃市场的NYISO地点的合同。用于评估公司未平仓电力衍生合约的远期市场价格基于活跃市场对相同资产或负债的报价，无需进行调整，因此我们将公允价值计量计入第1级。

•NYSEG和RG&E签订天然气衍生品合约，以对冲它们履行天然气装载义务所需的预期购买量。NYSEG和RG&E对冲高达约55他们预测冬季的百分比

118

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通过使用金融交易和仓储提款来满足需求。用于评估未平仓天然气衍生品合约价值的远期市场价格是纽约商品交易所(NYMEX)活跃交易的相同衍生品合约的基于交易所的价格。我们将公允价值计量纳入第一级，因为我们使用活跃市场的报价。

•UI进入CDD，根据基于概率的预期现金流分析按市值计价，预期现金流分析以无风险利率贴现，并使用信用违约掉期利率对非履行风险进行调整。我们将这些合同的公允价值计量列入第3级(见附注12，进一步讨论CfDS)。

我们利用市场法估值技术确定与可再生能源活动相关的衍生资产和负债的公允价值。交易所交易，如纽约商品交易所(NYMEX)期货合约，以活跃市场上相同产品的报价为基础，不作任何调整，计入公允价值级别1。交割期为两年在活跃市场交易，并根据相同或类似产品的可观察市场数据进行估值或从中得出价值的交易，如纽约商品交易所场外外汇掉期交易，以及固定价格实物交易、基础交易和指数交易包括在公允价值第二级。交割期超过两年或具有不可观察到的输入或无法与相同或类似产品的市场数据证实的输入被计入公允价值级别3。无法观察到的输入包括机组或有合同的模型量、到2032年5月的外推电力曲线，以及加州电力出口的时间表假设，以涵盖内华达州的实物电力销售。这一类别的估值是基于我们对市场参与者在为资产或负债定价时将使用的假设的判断，因为市场数据有限。

我们根据其输入是可观察到的模型来确定我们的利率衍生工具的公允价值，例如SOFR、远期利率曲线或其他相关基准。我们将这些合约的公允价值计量计入第2级(有关利率合约的进一步讨论，请参阅附注12)。

我们根据当前汇率与套期保值开始时的汇率比较来确定我们的外币兑换衍生工具的公允价值。我们将这些合同的公允价值计量计入第二级。

现金及现金等价物、限制性现金、应收账款、应付账款、应付票据、租赁债务和应计利息的账面价值接近公允价值。

受限现金是$3截至2023年12月31日和2022年12月31日，分别为100万欧元，并计入我们合并资产负债表上的“其他资产”。

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截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日按公允价值计量的金融工具包括：

截至2023年12月31日						1级						2级						3级						编织成网						总计
(百万)
公允价值易于确定的股权和其他投资						$	29					$	16					$	—					$	—					$	45
衍生资产
衍生金融工具-权力						$	15					$	42					$	114					$	(69)					$	102
衍生金融工具-天然气						—						17						—						(12)						5
差价合约						—						—						1						—						1
衍生金融工具-其他						—						122						—						—						122
总计						$	15					$	181					$	115					$	(81)					$	230
衍生负债
衍生金融工具-权力						$	(37)					$	(101)					$	(40)					$	135					$	(43)
衍生金融工具-天然气						(12)						(26)						—						37						(1)
差价合约						—						—						(39)						—						(39)
衍生金融工具-其他						—						(92)						—						—						(92)
总计						$	(49)					$	(219)					$	(79)					$	172					$	(175)

截至2022年12月31日						1级						2级						3级						编织成网						总计
(百万)
公允价值易于确定的股权和其他投资						$	35					$	13					$	—					$	—					$	48
衍生资产
衍生金融工具-权力						$	37					$	55					$	165					$	(177)					$	80
衍生金融工具-天然气						1						47						—						(45)						3
差价合约						—						—						1						—						1
衍生金融工具-其他						—						116						—						—						116
总计						$	38					$	218					$	166					$	(222)					$	200
衍生负债
衍生金融工具-权力						$	(46)					$	(350)					$	(93)					$	364					$	(125)
衍生金融工具-天然气						(4)						(26)						—						30						—
差价合约						—						—						(57)						—						(57)
衍生金融工具-其他						—						(115)						—						—						(115)
总计						$	(50)					$	(491)					$	(150)					$	394					$	(297)

120

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截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度基于第三级输入数据的金融工具公允价值变化对账包括：

(百万)						2023						2022						2021
截至1月1日的公允价值，						$	16					$	(69)					$	13
计入营业收入的年度收益						10						108						21
计入营业收入的年度亏损						(22)						(30)						(34)
计入营业收入的本期损益总额						(12)						78						(13)
在OCI中确认的收益						7						2						2
在保监处确认的损失						(8)						(57)						(52)
OCI中确认的总损益						(1)						(55)						(50)
监管资产和负债中确认的净变化						18						17						13
购买						90						10						(17)
聚落						(87)						8						(13)
调出第3级(A)						12						27						(2)
截至12月31日的公允价值，						$	36					$	16					$	(69)
（亏损）因报告日仍持有的金融工具相关未实现收益变化而计入营业收入的年度收益						$	(12)					$	78					$	(13)

(a)转出第3级是市场数据可观察性增强的结果。

第3级公平值计量

下表说明了截至2023年12月31日，我们的第3级衍生品公允价值计量中使用的不可观察输入数据的重要来源，以及分类为第3级衍生品的交易的价格变异性。

索引						平均						麦克斯。						敏。
NYMEX（$/MMBtu）						$	4.44					$	9.86					$	1.99
Aeco（美元/MMBtu）						$	3.11					$	10.80					$	1.00
Ameren（美元/MWh）						$	53.73					$	225.62					$	20.92
COR（美元/兆瓦时）						$	81.30					$	400.10					$	10.85
COMED(美元/兆瓦时)						$	48.92					$	222.49					$	16.77
ERCOT S中心(美元/兆瓦时)						$	50.77					$	320.63					$	16.85
年中加元(美元/兆瓦时)						$	78.47					$	400.10					$	7.85
AEP-代顿枢纽(美元/兆瓦时)						$	54.53					$	229.75					$	22.50
PJM W-Hub(美元/兆瓦时)						$	57.22					$	227.60					$	21.61

我们的3级估值主要包括用于平衡西北风力机队服务的Hydro PPA、交货期延长至2032年5月的电力互换、对冲中西部和德克萨斯州风力发电场的电力掉期以及内华达州的实物电力销售协议。

我们考虑了关于3级天然气和电力头寸的计量不确定性，以应对估值投入的变化。鉴于第3级交易的性质，估值的主要投入是交货期超过的交易的天然气或电力的市场价格。两年。固定价格电力互换是未来发电的经济套期保值，电价下降导致未实现收益，电价上涨导致未实现损失。水电PPA是西北地区的多头容量/能源头寸，提供平衡服务，包括导致未实现收益的电价上涨和导致未实现亏损的电价下降。天然气掉期是联合循环天然气厂购买燃料的经济对冲，天然气价格上涨导致未实现收益，天然气价格下降导致未实现亏损。由于所有交易都是对标的头寸的经济对冲，这些交易的公允价值的任何变化都将被标的商品的预期购买/销售价格的变化所抵消。

在评估交易时采用的分析基础设施的两个要素是用于计算市场价值的价格曲线和单位或有协议的模型量。我们维护和记录授权的交易点和相关的远期价格曲线，并开发和记录用于各种产品估值的模型。

121

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交易的估值部分基于远期价格和估计成交量。我们维护并记录这些曲线及其派生的描述。用于评估交易的远期价格曲线适用于交易的整个持续时间。

信用违约互换的公允价值(见附注12)的厘定依据是基于概率的预期现金流分析(按无风险利率(视何者适用而定)贴现)，以及使用信用违约掉期利率对不良表现风险的调整。需要某些管理假设，包括在合同期限内制定定价。我们相信，这种方法对与Cfd相关的未来贴现现金流的金额提供了最合理的估计。此外，我们按季度进行分析，以确保衍生品的公允价值与各种公允价值模型投入的变化(如有)保持一致。违约风险、贴现率或合同期限定价的重大孤立变化将导致信用违约掉期的公允价值出现反向变化。有关财务报告准则第3级公允价值计量的其他量化资料如下：

						范围在
无法观察到的输入						2023年12月31日
不履行义务的风险						0.42% - 0.52%
贴现率						3.84% - 4.01%
远期电价(每千瓦-月10美元)						$2.00 - $2.61

注12.衍生工具与套期保值

我们的运营和融资活动面临某些风险，这些风险通过使用衍生工具进行管理。根据有关衍生工具和对冲活动的会计要求，所有衍生工具在我们的综合资产负债表上以公允价值确认为资产或负债。

122

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(a)网络的活动

下表分别列出了Networks截至2023年和2022年12月31日的衍生品头寸，包括受主净结算协议约束的头寸以及净衍生品头寸在我们综合资产负债表上的位置：

截至2023年12月31日						流动资产						非流动资产						流动负债						非流动负债
(百万)
未被指定为对冲工具
衍生资产						$	13					$	3					$	12					$	3
衍生负债						(12)						(3)						(57)						(32)
						1						—						(45)						(29)
指定为对冲工具
衍生资产						—						—						—						—
衍生负债						—						—						—						—
						—						—						—						—
抵消现金抵押品前的衍生品总额						1						—						(45)						(29)
应收现金抵押品						—						—						27						7
资产负债表中列出的衍生品总额						$	1					$	—					$	(18)					$	(22)

截至2022年12月31日						流动资产						非流动资产						流动负债						非流动负债
(百万)
未被指定为对冲工具
衍生资产						$	30					$	8					$	30					$	7
衍生负债						(30)						(7)						(58)						(50)
						—						1						(28)						(43)
指定为对冲工具
衍生资产						—						—						—						—
衍生负债						—						—						—						—
						—						—						—						—
抵消现金抵押品前的衍生品总额						—						1						(28)						(43)
应收现金抵押品						—						—						11						2
资产负债表中列出的衍生品总额						$	—					$	1					$	(17)					$	(41)

截至2023年12月31日和2022年12月31日，与Networks活动相关的未偿还衍生工具的名义净成交量分别包括：

截至12月31日，						2023						2022
(百万)
批发购电合同（MWh）						5.6						5.7
天然气采购合同（Dth）						10.7						9.6

未被指定为对冲工具的衍生工具

NYSEG和RG&E有一项电力大宗商品费用，通过费率将电价的成本转嫁给市场。我们使用实物和金融电力合同来管理电力商品价格的波动，以便为客户提供价格稳定。我们将这些合同的成本或收益计入出售相关电力时购买电力的费用中。我们根据有关受监管业务的会计要求，记录对衍生资产和/或负债的电力对冲合约的公允价值变动，并与监管资产和/或监管负债相抵销。

NYSEG和RG&E购买了天然气调整条款，允许我们通过费率恢复购买的天然气市场价格的任何变化，大大消除了我们对天然气价格风险的敞口。NYSEG和RG&E使用天然气期货和远期来管理天然气大宗商品价格的波动，为客户提供价格稳定。我们将天然气期货和远期的成本或收益计入商品成本，当相关销售承诺履行时，商品成本将转嫁给客户。我们记录了天然气对冲合约对衍生资产的公允价值变化。

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及/或根据受监管业务的会计要求抵销监管资产及/或监管负债。

截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日，在监管负债和资产中确认的电力对冲合同和天然气对冲合同的金额，以及从监管资产和负债重新分类为截至2021年12月31日、2023年、2022年和2021年的年度收入的金额如下：

(百万)						亏损或收益在监管资产/负债中确认												亏损(收益)的地点从监管资产/负债重新归类为收益						将监管资产/负债中的亏损(收益)重新分类为收益
自.起																								截至2013年12月31日的年度，
2023年12月31日						电						天然气						2023						电						天然气
监管资产						$	22					$	12					购买的电力、天然气和使用的燃料						$	102					$	15
监管责任						$	—					$	—
2022年12月31日																		2022
监管资产						$	9					$	4					购买的电力、天然气和使用的燃料						$	(127)					$	(16)
监管责任						$	—					$	—
																		2021
																		购买的电力、天然气和使用的燃料						$	(23)					$	(11)

根据普拉的命令，UI和康涅狄格州的另一家电力公司CL&P各自执行了二具有一定增量容量资源的长期CFD，每个增量容量资源指定一个容量数量和反映远期市场价格与合同价格之间差额的月度结算。每份合同的成本或收益将由客户支付或分配给客户，并受UI和CL&P之间的成本分担协议的约束，根据该协议，大约20%的成本或收益由用户界面客户承担或分配，大约80%由CL&P客户承担或分配给客户。

Pura已确定，与这些Cfd相关的成本将由UI和CL&P通过电价完全收回，而UI已推迟确认成本(监管资产)或债务(监管负债)，包括持有成本。对于CL&P签署的CFD，UI记录其近似值20根据上文所述的费用分摊协定分摊的部分。截至2023年12月31日，UI已记录总衍生品资产为$1百万(美元)0其中与UI在CL&P签署的CfD中的份额有关)，这是一项监管资产，金额为$38百万美元，衍生负债总额为#美元39百万(美元)38其中100万美元与UI在CfD中由CL&P签署的部分有关)和#美元的监管责任0截至2022年12月31日，UI已录得总衍生品资产为$1百万(美元)0其中与UI在CL&P签署的CfD中的份额有关)，这是一项监管资产，金额为$56百万美元，衍生负债总额为#美元57百万(美元)55其中100万美元与UI在CfD中由CL&P签署的部分有关)和#美元的监管责任0.

截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度，这些衍生品公允价值调整的未实现损益分别记录在监管资产中：

						截至2013年12月31日的年度，
						2023						2022						2021
(百万)
衍生资产						$	—					$	(1)					$	—
衍生负债						$	18					$	18					$	13

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指定为对冲工具的衍生工具

截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度，现金流对冲关系中的衍生品对OCI和收入的影响分别包括：

截至十二月三十一日止的年度：						衍生品在OCI中确认的（损失）收益（a）						损失地点从累计OCI重新分类至收入						亏损（收益）从累计OCI重新分类至收入						每份利润表的总额
(百万)
2023
利率合约						$	—					利息支出						$	4					$	409
商品合同						—						购买的电力、天然气和使用的燃料						—						2,429
总计						$	—											$	4
2022
利率合约						$	—					利息支出						$	4					$	303
商品合同						2						购买的电力、天然气和使用的燃料						(3)						2,456
外币兑换合约						—												—
总计						$	2											$	1
2021
利率合约						$	—					利息支出						$	4					$	298
商品合同						2						购买的电力、天然气和使用的燃料						(1)						1,719
外币兑换合约						(5)												—
总计						$	(3)											$	3

(a)累计OCI的变化按税前报告。

2019年6月20日，Networks签订了一份远期合同，以对冲约美元的外币兑换风险100截至2023年6月的预计资本支出为百万美元。被指定并符合现金流量对冲资格的远期外币合同已于2021年12月结算。的净亏损5 外汇衍生品的累计OCI将在基础资本支出的使用寿命内重新分类为收益。

与之前结算的远期启动掉期和累计摊销相关的累计OCI净损失为美元39百万美元和美元43截至2023年12月31日和2022年12月31日，分别为百万。我们记录了美元4截至2023年、2022年和2021年12月31日止各年，与停止现金流对冲相关的衍生品净损失分别为百万美元。我们将摊销约美元42024年终止的现金流对冲有数百万美元。

(B)可再生能源活动

可再生能源销售固定价格的天然气和远期电力，为我们的可再生能源业务对冲商品价格下跌对我们的商用风电资产的影响。可再生能源还购买固定价格的天然气和基础掉期，并在远期市场销售固定价格的电力，以对冲我们的商业热能资产的火花扩散或发热率，并达成收费安排，出售其热力发电设施的输出。

可再生能源拥有自营交易业务，除了基差互换外，还进行固定价格的电力和天然气远期交易。其目的是对美国大宗商品市场的固定价格大宗商品和基准波动性进行投机。

可再生能源将定期指定衍生品合约作为其热能和风能投资组合的现金流对冲。公允价值变动计入保监处。对于热能运营，可再生能源将定期指定固定价格的NYMEX天然气合同和天然气基差互换，以对冲其位于俄勒冈州克拉马斯的克拉马斯工厂的燃料需求。可再生能源还将在美国市场的不同地点指定固定价格的电力掉期，以对冲其克拉马斯设施和各种风力发电场未来的电力销售。

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截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日，与可再生能源活动相关的未偿还衍生工具的名义净额分别包括：

截至12月31日，						2023						2022
(兆瓦时/潜伏期(百万))
批发购电合同						1						2
电力批发销售合同						6						7
天然气和其他燃料采购合同						21						15
财权合同						4						6
基差互换-购买						24						22
基差互换-销售						1						—

截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日，与可再生能源活动相关的衍生品合同的公允价值包括：

截至12月31日，						2023						2022
(百万)
批发购电合同						$	29					$	149
电力批发销售合同						14						(200)
天然气和其他燃料采购合同						4						2
财权合同						17						8
总计						$	64					$	(41)

2021年5月27日，可再生能源公司签订了一项远期利率互换协议，名义总金额为$935100万美元，以对冲预期浮动利率债券的发行。远期利率互换被指定为现金流对冲。作为附注22中所述的葡萄园风1号的财务结清的一部分，这一对冲对贷款机构进行了更新，名义价值改为#美元。956百万美元。截至2023年12月31日和2022年12月31日，利率互换的公允价值为美元。122百万美元和美元116百万美元，分别作为非流动资产。利率互换的收益或亏损被报告为累积保费的一个组成部分，并将重新分类为发生债务相关利息支出的一个或多个期间的收益。

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下表显示了可再生能源截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的衍生品头寸，包括受主净额结算协议约束的头寸以及净衍生品头寸在我们综合资产负债表上的位置：

截至2023年12月31日						流动资产						非流动资产						流动负债						非流动负债
(百万)
未被指定为对冲工具
衍生资产						$	53					$	52					$	53					$	1
衍生负债						—						(3)						(73)						(4)
						53						49						(20)						(3)
指定为对冲工具
衍生资产						15						113						7						1
衍生负债						(1)						—						(47)						(37)
						14						113						(40)						(36)
抵消现金抵押品前的衍生品总额						67						162						(60)						(39)
应收现金抵押品						—						—						43						13
资产负债表中列出的衍生品总额						$	67					$	162					$	(17)					$	(26)

截至2022年12月31日						流动资产						非流动资产						流动负债						非流动负债
(百万)
未被指定为对冲工具
衍生资产						$	121					$	63					$	79					$	4
衍生负债						(61)						(40)						(103)						(7)
						60						23						(24)						(3)
指定为对冲工具
衍生资产						—						116						—						1
衍生负债						—						—						(168)						(89)
						—						116						(168)						(88)
抵消现金抵押品前的衍生品总额						60						139						(192)						(91)
应收现金抵押品						—						—						105						54
资产负债表中列出的衍生品总额						$	60					$	139					$	(87)					$	(37)

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未被指定为对冲工具的衍生工具

截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度，与可再生能源活动相关的交易和非交易衍生品的影响包括：

						截至2023年12月31日的年度
						交易						非交易						损益表总额
(百万)
营业收入
批发购电合同						$	(8)					$	(5)
电力批发销售合同						71						67
财权合同						(5)						41
金融和天然气合同						—						10
计入营业收入的总收益						$	58					$	113					$	8,309
购买的电力、天然气和使用的燃料
批发购电合同						$	—					$	(109)
金融和天然气合同						—						(41)
总损失包括购买电力、天然气和使用的燃料						$	—					$	(150)					$	2,429
总收益（损失）						$	58					$	(37)

						截至2022年12月31日的年度
						交易						非交易						损益表总额
(百万)
营业收入
批发购电合同						$	9					$	6
电力批发销售合同						1						(63)
财权合同						1						(52)
金融和天然气合同						1						(6)
计入营业收入的收益（亏损）总额						$	12					$	(115)					$	7,923
购买的电力、天然气和使用的燃料
批发购电合同						$	—					$	98
金融和天然气合同						—						5
总收益包含在购买电力、天然气和使用的燃料中						$	—					$	103					$	2,456
总收益（损失）						$	12					$	(12)

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						截至2021年12月31日的年度
						交易						非交易						损益表总额
(百万)
营业收入
批发购电合同						$	1					$	(1)
电力批发销售合同						(2)						(33)
财权合同						4						(42)
金融和天然气合同						(1)						(25)
计入营业收入的收益（亏损）总额						$	2					$	(101)					$	6,974
购买的电力、天然气和使用的燃料
批发购电合同						$	—					$	32
金融和天然气合同						—						12
总收益包含在购买电力、天然气和使用的燃料中						$	—					$	44					$	1,719
总收益（损失）						$	2					$	(57)

指定为对冲工具的衍生工具

截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度现金流对冲关系中的衍生品对累计OCI和收入的影响包括：

截至十二月三十一日止的年度，						衍生品在OCI中确认的收益（损失）（a）						亏损（收益）地点从累计OCI重新分类至收入						亏损（收益）从累计OCI重新分类至收入						每份利润表的总额
(百万)
2023
利率合约						$	122					利息支出						$	—					$	409
商品合同						$	17					营业收入						$	169					$	8,309
总计						$	139											$	169
2022
利率合约						$	116					利息支出						$	—					$	303
商品合同						$	(178)					营业收入						$	59					$	7,923
						$	(62)											$	59
2021
利率合约						$	(58)					利息支出						$	—					$	298
商品合同						$	(142)					营业收入						$	(3)					$	6,974
						$	(200)											$	(3)

(a)保监处的变动是在税前基础上报告的。

在被对冲的交易影响收益的期间或当被套期保值的预测交易很可能不会发生时，金额从累积的保证金重新分类为收入。尽管未来价格会发生变化，但约为1美元41截至2023年12月31日，累计保单中包括的100万亏损预计将在未来12个月内重新归类为收益。在截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的年度，我们记录了与停产现金流对冲相关的无形衍生品净亏损。

(C)企业活动

Avangrate不时使用金融衍生工具来改变其固定和浮动利率债务余额，或为预期未来的固定利率发行而对冲固定利率。

与先前结算的利率合约有关的累计保单净亏损为$29百万美元和美元38分别截至2023年、2023年和2022年12月31日。我们摊销成收入$。9百万美元的损失与已结算利率有关

129

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截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日的每一年的合约。我们将摊销大约$92024年利率合约净亏损的100万美元。

现金流对冲关系中的衍生品对截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日止年度累积保监局的影响包括：

截至2013年12月31日的年度，						(损失)在保监处确认的衍生工具(A)						从累积保单重新分类为收入的亏损地点						将累积保单的亏损重新分类为收入						每份利润表的总额
(百万)
2023
利率合约						$	—					利息支出						$	9					$	409
2022
利率合约						$	—					利息支出						$	9					$	303
2021
利率合约						$	—					利息支出						$	9					$	298

(a)保监处的变动是在税前基础上报告的。保监处的累积金额正在重新归类为在2025年和2029年结束的基础债务到期期内的收益。

2021年7月15日，公司签订了一项利率互换协议，以对冲公允价值$750在我们的综合资产负债表上，现有债务中有1.7亿美元包括在“非流动债务”中。利率互换被指定为公允价值对冲。利率互换的公允价值变动和标的债务公允价值的抵销变动被列为“利息支出”的组成部分。

截至2023年12月31日及截至2022年12月31日的年度，对我们综合财务报表的影响如下：

						套期保值公允价值						损益表中确认的(收益)的位置						损益表确认的损失						年初至今每个损益表的合计
(百万)						截至2023年12月31日												截至2023年12月31日的年度
流动负债						$	(26)					利息支出						$	31					$	409
非流动负债						$	(63)
						对对冲债务的累积影响
流动债务						$	—
非流动债务						$	89

						套期保值公允价值						损益表中确认的(收益)的位置						（收益）在利润表中确认						年初至今每个损益表的合计
(百万)						截至2022年12月31日												截至2022年12月31日的年度
流动负债						$	(29)					利息支出						$	6					$	303
非流动负债						$	(86)
						对对冲债务的累积影响
流动债务						$	29
非流动债务						$	86

(D)交易对手信用风险管理

由于交易对手信用违约，NYSEG和RG&E面临与交易对手在对冲合约上的表现相关的风险。我们根据穆迪或标准普尔提供的交易对手或交易对手担保人的信用评级，制定了适用的无担保信用门槛矩阵。当我们对交易对手的风险敞口超过无担保信用门槛时，交易对手被要求提供额外的抵押品，否则我们将不再与交易对手进行交易，直到风险敞口降至无担保信用门槛以下。

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UI的批发供电协议包含违约条款，其中包括在UI的优先债务信用评级降至投资级以下的情况下所需的履约保证，包括某些抵押品义务。如果在2023年12月31日发生这样的事件，UI将不得不发布总计约$46一百万美元的抵押品。

我们有与各种单一对手方签订的多份合同形式的各种主要净额结算安排，这些合同遵守合同协议，规定通过一次付款对所有合同进行净额结算。这些安排减少了我们在任何单一合同违约或终止的情况下对交易对手的风险敞口。就财务报表列报而言，吾等根据总净额结算安排，将衍生工具确认的公允价值金额及确认的收回权利或退还与同一交易对手签订的衍生工具所产生的现金抵押品的公允价值金额互相抵销。总净额结算安排下尚未抵销衍生工具净头寸的现金抵押品金额为#美元。63百万美元和美元97分别截至2023年、2023年和2022年12月31日。衍生工具结算及抵押品付款计入综合现金流量表经营活动的“经营资产及负债变动”部分。

我们的某些衍生工具包含条款，要求我们维持各主要信用评级机构对我们债务的投资级信用评级。如果我们的债务降至投资级以下，我们将违反这些规定，衍生品工具的交易对手可以要求立即付款，或要求立即和持续地对净负债头寸中的衍生品工具进行全额隔夜抵押。截至2023年12月31日，所有具有信用风险相关或有特征且处于负债状态的衍生工具的公允价值合计为$34100万美元，我们已经为其提供了抵押品。

注13.租契

我们有办公大楼、设施、车辆和某些设备的运营租赁。我们的融资租赁主要涉及发电和某些建筑物、车辆和设备。我们的某些租赁协议包括根据通货膨胀定期调整的租金支付，或基于其他定期投入措施。我们的租约不包含任何重大剩余价值担保或重大限制性契诺。我们的租约剩余的租约条款为1年份至50几年，其中一些可能包括延长租约长达40几年，其中一些可能包括终止的选项。如果我们合理地确定我们将行使选择权，我们将在租赁期内考虑延长或终止选择权。

截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日终了年度的租赁费构成如下：

截至2013年12月31日的年度，						2023						2022						2021
(百万)
租赁费
融资租赁成本
使用权资产摊销						$	11					$	12					$	8
租赁负债利息						3						3						3
融资租赁总成本						14						15						11
经营租赁成本						18						20						14
短期租赁成本						8						6						4
可变租赁成本						3						3						4
总租赁成本						$	43					$	44					$	33

131

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截至2023年和2022年12月31日的资产负债表和其他信息如下：

截至2013年12月31日，						2023						2022
（百万，租期和折扣率除外）
经营租约
经营性租赁使用权资产						$	195					$	159
经营租赁负债，流动						16						13
长期经营租赁负债						199						161
经营租赁负债总额						$	215					$	174
融资租赁
其他资产						$	132					$	143
其他流动负债						28						7
其他非流动负债						53						80
融资租赁负债总额						$	81					$	87
加权平均剩余租期（年）
融资租赁						5.6						6.4
经营租约						20.8						16.9
加权平均贴现率
融资租赁						3.39		%				3.46		%
经营租约						4.19		%				3.69		%

截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度，与租赁相关的补充现金流信息如下：

截至2013年12月31日的年度，						2023						2022						2021
(百万)
为计量租赁负债所包括的金额支付的现金：
来自经营租赁的经营现金流						$	16					$	14					$	16
融资租赁的营运现金流						$	3					$	1					$	3
融资租赁产生的现金流						$	6					$	9					$	6
以租赁义务换取的使用权资产：
融资租赁						$	—					$	(1)					$	—
经营租约						$	55					$	25					$	10

132

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截至2023年12月31日，租赁负债到期日如下：

						融资租赁						经营租约
(百万)
截至十二月三十一日止的年度：
2024						$	30					$	21
2025						8						17
2026						9						17
2027						10						19
2028						19						16
此后						14						257
租赁付款总额						90						346
减去：推定利息						(9)						(131)
总计						$	81					215

可再生能源公司在太阳能发电设施上有售后回租安排(作为卖方和承租人)。未偿融资租赁负债(包括其当前部分)为#美元。39百万美元和美元412023年12月31日和2022年12月31日分别为100万。2013年，可再生能源将发电设施出售给一个由买家组成的财团(简称“信托”)，同时与信托签订了一项协议，获得使用该设施的权利，最高可达15年内提供提前买断选项10。在2022年期间，可再生能源选择不行使提前买断选择权，并前瞻性地调整了租赁的会计，其中包含租赁期结束时按公允价值计算的买断选择权。出售发电设施的收益已递延，并将摊销为年度折旧费用。25年设施的寿命。

我们的大多数租约没有在租约中提供隐含利率；因此，我们使用基于开始日期可获得的信息的递增借款利率来确定租赁付款的现值。

注14.承付款和或有负债

我们是各种法律纠纷的当事人，这些纠纷是我们正常业务活动的一部分。我们评估我们对这些事项的风险敞口，并在可能发生和可以合理估计损失的情况下记录估计的或有损失。我们不计提与或有损失相关的法律费用的应计费用。

变速箱-ROE投诉-CMP和用户界面

2011年9月30日，马萨诸塞州总检察长、DPU、PURA、新汉普郡公用事业委员会、罗德岛州公用事业和运营商分部、佛蒙特州公共服务部、许多新英格兰消费者权益倡导机构和输电电价客户根据联邦电力法第206和306条向FERC联合提出申诉，声称批准的基本ROE为11.14NETOS在计算ISO-新英格兰开放接入传输资费(OATT)下传输服务的公式费率时使用的%是不公正和合理的，并寻求降低9.2%。CMP和UI是NETO，其资产和服务费率受OATT管辖，因此将受到所提交申诉产生的任何FERC命令的影响。

2012年12月26日，针对随后的费率期间提出了第二项相关投诉，要求将净资产收益率降至8.7%。2014年7月31日，针对随后的费率期间提出了第三项相关投诉，要求将净资产收益率降至8.84%。2016年4月29日，在之前的投诉要求基本净资产收益率为8.61%和ROE上限为BE11.24%.

2018年10月16日，FERC发布了一项命令，指导简报，并提出了一种新的方法来计算NETO ROE，该方法包含在FERC存档的NETO传输公式速率中。我们无法预测诉讼的最终结果。

客服发票纠纷

2021年5月4日，耐克美国公司(Nike)与可再生能源公司的一家子公司签订了虚拟PPA协议，买家耐克美国公司(Nike)发出通知，表示不同意某些发票中包含的和解金额。购买力平价协定规定，双方根据规定的枢纽价格，根据项目的计量产出，按月结算。分歧涉及用于结算计算的适当枢纽价格，最明显的是在2021年2月的冬季风暴URI期间。耐克已要求对发票进行调整，使应付金额增加约美元。311000万美元。可再生能源公司回应称，发票已根据PPA的规定进行了适当的计算，耐克无权获得任何进一步的付款。2023年6月16日，耐克对该公司和可再生能源的某些子公司提起诉讼，声称

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违反合同，并要求超过$311百万美元的发票调整、费用和利息。该公司提交了驳回申诉的动议，俄勒冈州马尔特诺马县巡回法院在口头辩论后于2023年10月25日驳回了这一动议。此案目前正在进行中，预计将于2024年10月14日开始审判。我们无法预测这件事的结果。

英联邦风能和公园城PPA

2022年10月，Federal Wind和Park City Wind宣布，他们将寻求重新谈判某些购电协议(PPA)的价格，以帮助缓解通胀、利率上升和供应链中断对项目的影响。

2022年10月21日，Federal Wind向DPU提交了一项动议，要求DPU暂停审查Federal Wind与马萨诸塞州配电公司(EDC)之间的购电协议的程序一个月，以便为Federal Wind、EDC、州和监管官员以及其他利益相关者提供机会，评估Federal Wind目前面临的经济挑战，并评估使该项目恢复经济可行性的措施，包括但不限于对购电协议(PPA)的某些修订。2022年12月，Federal Wind提交了一项动议，反对DPU批准PPA，并要求驳回诉讼。2022年12月30日，DPU发布了一项命令，驳回了Federal Wind的动议，批准了PPA。2023年1月30日，联邦风电公司就DPU 12月30日的命令向马萨诸塞州最高司法法院提出上诉。2023年7月13日，每个EDC向DPU提交了与Federal Wind达成的第一修正案、终止协议和释放协议，规定有序终止PPA，撤回Federal Wind的上诉，并由Federal Wind支付$48向EDC支付100万美元的终止付款，这一金额相当于PPA中规定的与正在上诉的监管批准有关的开发期保证金。DPU于2023年8月2日批准了终止协议，Federal Wind驳回了其对DPU 12月30日命令的上诉。

2023年10月2日，Park City Wind与康涅狄格州的每个EDC签订了第一修正案、终止协议和释放协议，规定有序终止Park City Wind PPA并由Park City Wind支付约$16向EDC支付100万美元的终止付款，这一金额相当于PPA中规定的开发期保证金。2023年10月13日，普拉批准了终止协议。

电力、燃气及其他安排

电力和燃气供应安排-网络

NYSEG和RG&E是客户的最后选择。因此，这两家公司从NYISO购买实物能源和容量。根据NYPSC 2008年2月26日发布的命令，NYSEG和RG&E必须代表非按需付费客户进行对冲。我们从NYISO以外的各方购买的实物电力容量必须遵守对电力容量的对冲要求。这些公司签订金融掉期协议，以遵守对实物电能购买的对冲要求。其他购买来自一些独立发电商(IPP)和纽约电力局，是来自多年前签订的合同，当时公司根据合同进行采购，作为其供应组合的一部分，以满足其负荷要求。最近的IPP采购必须遵守公司的公用事业监管政策法案(PURPA)的购买义务。

NYSEG、RG&E、SCG、CNG、BGC和MNG(统称为受监管的天然气公司)通过向各种生产商和供应商购买、从天然气储存中撤出、产能合同以及冬季高峰供应和资源来满足其天然气供应需求。受监管的天然气公司经营着不同的天然气供应、稳定的运输能力、天然气储存和峰值资源组合。每一家受监管的天然气公司发生的实际天然气成本都通过国家监管的购买天然气调整机制转嫁给客户，这取决于监管审查。

受监管的天然气公司根据季节性、月度或中期供应合同，以市价购买大部分天然气供应，其余部分在现货市场购买。受监管的天然气公司根据购买量和地点使其供应来源多样化，主要在美国墨西哥湾地区、阿巴拉契亚地区和加拿大的不同地点购买天然气。

受监管的天然气公司根据长期合同在州际管道上获得稳定的运输能力，并利用这种能力将购买的天然气供应和从储存中撤出的天然气输送到当地的分配系统。

受监管的天然气公司通过长期合同获得固定的地下天然气存储能力，并在夏季向存储设施填充天然气，然后在冬季提取。

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冬季调峰资源主要连接到当地的配电系统，并由受监管的天然气公司拥有或签约购买，每一家公司都是一家当地配电公司。每家受监管的天然气公司都拥有或有权使用直接连接到其分配系统的液化天然气设施中储存的天然气。

其他安排包括财产、厂房和设备、已订购但截至2023年12月31日尚未交付的材料和服务的合同义务。

电力、天然气和其他安排-可再生能源

天然气采购承诺包括为Klamath Cogen和调峰天然气发电机提供燃料的确定运输能力。电力采购承诺包括以下内容：(I)固定每月容量付款的长期确定输电协议，允许从风能和热能发电来源向各种客户输送电力，(Ii)a95.6兆瓦(平均)三年制(I)购买水电容量及能源，为每月定期付款(自2022年开始至2024年到期)的西北风电资产提供平衡服务；(Iii)购买固定价格能源，以支付巩固及塑造承诺；及(Iv)购买固定价格REC，以供应商户REC销售。电力销售承诺包括：(I)冬季容量销售150至2042年，(Ii)固定价格，至2024年的固定容量水力发电销售，(Iii)固定价格，至2024年的Klamath Cogen设施的固定容量电力销售，(Iv)至2024年的固定容量收费的Klamath高峰设施的季节性收费安排，(V)固定价格，固定容量的可再生能源信用销售，(V)商业风电设施的固定价格，可再生能源信用销售，(Vi)向各种ISO销售商业风电场容量，及(Vii)辅助服务的销售(例如调节和频率响应，发电机失衡等)。来自可再生能源平衡管理局的第三方。

于2020年6月，可再生能源公司签订了一项在留欧支付与以下项目有关的税金(试点)协议二与新墨西哥州托兰斯县的项目。该协议要求在2049年之前向托兰斯县支付试点款项。与以下项目相关的试点支付总额二2023年的项目为$11000万美元。

可再生能源也有地役权合同，这些合同列在采购项下的下表中。

截至2023年12月31日，电力、天然气和其他安排下的远期采购和销售承诺包括：

年																								购买																		销售额
																								(百万)
2024																								$	1,513																	$	285
2025																								246																		161
2026																								116																		58
2027																								83																		34
2028																								51																		6
此后																								1,005																		56
总计																								$	3,014																	$	600

对第三方的担保承诺

截至2023年12月31日，我们大约有911未偿还的备用信用证、担保债券、担保和赔偿金额达1.8亿美元。除上述金额外，吾等亦提供与可再生能源承诺向葡萄园风电出资有关的担保，以及如附注22所述对葡萄园风电税项股权投资者的赔偿。这些工具在正常业务过程中为Avangrate、其子公司和权益法被投资人的业务和贸易伙伴提供财务保证。只有在Avangrate或其子公司未能履行合同义务的情况下，这些工具才代表负债。因此，我们认为不太可能产生与这些工具相关的任何重大负债，因此，截至2023年12月31日，我们或我们的子公司都没有记录任何与这些工具有关的负债。

NECEC承诺

2021年1月4日，CMP将NECEC项目移交给网络公司的全资子公司NECEC传输有限责任公司。除其他事项外，NECEC传输有限责任公司和/或CMP承诺约为902000万美元的未来付款，用于支持缅因州的各种项目，其中约10截至2023年底，支付了1.8亿美元。

注15.环境责任

环境法律、法规和合规项目有时可能需要改变我们的运营和设施，并可能增加电力和天然气服务的成本。我们不计提与或有损失相关的预计产生的法律费用的应计费用。

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废弃地

环境保护局和各州环境机构已通知我们，我们是可能负有责任的各方之一，可能需要承担补救某些危险物质的费用。二十四岁废物场，不包括过去生产天然气的场地。 十六的二十四岁地点已列入纽约州非活性危险废物处置场登记处; 二地点被纳入缅因州的非受控地点计划;和 一该地点已列入马萨诸塞州非优先确认处置地点列表。其余站点未包含在任何注册列表中。最后， 五的二十四岁网站也被列入国家优先事项列表。对于某些网站，任何责任可能是共同和单独的。

我们已记录的估计负债为美元6百万美元与以下相关六的二十四岁网站.我们已支付与剩余相关的补救费用 十八网站，预计不会招致额外的责任。此外，我们还记录了一笔估计负债#美元。10与另一个人相关的百万人十我们认为我们可能会产生补救和/或监控费用的站点，尽管我们没有被通知我们是潜在的责任方之一，或者我们受到国家资源保护和恢复法案计划的监管。补救这些地点的最终成本可能远远超过应计金额。截至2023年12月31日，我们估计修复这些地点的成本从1美元到1美元不等15百万至美元22影响估计补救金额的因素包括选定的补救行动计划、场地污染的程度和清理费用的分配。

人造气体工厂

我们有一个计划来调查并执行必要的补救措施五十三过去生产天然气的地点(人造天然气工厂，或MGPS)。六这些地点包括在纽约州登记处，三十九岁地块包括在纽约州环境保护部(NYSDEC)的多地块同意令中；二有NYSDEC个别同意书的地点；二棕地清理计划下的网站和二这些地点包括在缅因州环保部的计划(无在自愿响应行动计划、棕地清理计划和非受控地点计划中)。其余的网站不包括在正式的计划中。我们已经与各种环境机构签订了同意令，以进行调查，并在必要时进行补救四十一个的五十三网站。

截至2023年12月31日，我们对与调查和补救相关的所有费用的估计五十三网站的价格从$122百万至美元218百万美元。我们的估计可能会根据现场调查的事实和情况、所需补救行动的变化、与补救替代方案相关的技术变化以及现行法律和法规的变化而发生重大变化。

我们康涅狄格州和马萨诸塞州监管的某些天然气公司拥有或以前拥有MGPS历史上运营的物业。MGP的运营导致这些物业的土壤和地下水受到石油碳氢化合物、苯和金属等的污染，其监管和清理受联邦资源保护和回收法案以及其他联邦和州法规和条例的监管。每家公司都拥有或曾经拥有因与MGP相关的活动而受到污染的一个或多个此类财产的所有权权益。根据现行法规，清理这类场地需要州政府的参与，有时还需要联邦、监管机构的参与和批准，然后才能开始清理。在某些情况下，对这种污染进行了评估、表征和补救。在其他情况下，已经对遗址进行了评估和表征，但尚未进行补救。最后，在其中一些地点，污染范围尚未完全确定；截至2023年12月31日，不是与这些网站有关的负债已被记录，目前无法合理估计任何损失金额。在过去，这些公司已获得通过费率从客户那里收回与MGP相关的补救费用的批准，并将寻求收回其所有MGP站点正在进行的与MGP相关的补救费用的费率。

截至2023年12月31日和2022年12月31日，与我们在康涅狄格州的MGP站点相关的负债为$112其中补救费用可能很高，并将由普拉审查这些费用是否可以按费率收回。

截至2023年12月31日、2023年12月和2022年12月31日，我们记录的在上述所有已知的非活动MGP站点和其他站点调查和执行补救的总负债为$250百万美元和美元289分别为100万美元。我们记录了相应的监管资产，扣除保险回收和从FirstEnergy收取的金额，如下所述，因为我们预计将在费率中收回净成本。我们的环境责任应计项目是在未贴现的基础上记录的，预计将支付到2058年。

FirstEnergy

NYSEG和RG&E分别根据《综合环境响应、赔偿和责任法案》起诉FirstEnergy，要求其追回上述讨论中包括的某些前MGP地点的环境清理费用。2011年，

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地区法院发布了一项有利于NYSEG的裁决和命令，并在上诉中得到维持，要求FirstEnergy向NYSEG支付过去和未来的清理费用十六有争议的地点。2008年，地区法院发布了一项有利于RG&E的裁决和命令，要求FirstEnergy支付RG&E过去和未来的清理费用二存在争议的MGP站点。FirstEnergy仍有责任支付MGP场地清理费用的很大一部分。基于截至以下日期的预测2023年12月31日，FirstEnergy欠NYSEG&RG&E的清理费用份额估计约为$81000万美元和300万美元6分别为2.5亿美元和2.5亿美元。这些数额被视为或有资产，既没有记录为应收款项，也没有记录为环境准备金的减少额。如果适用，任何恢复都将流向NYSEG和RG&E客户。

英文站

2016年8月4日，迪普发布了部分同意令(同意令)，要求UI调查和补救2000年UI出售给昆尼皮亚克能源公司的纽黑文(英格兰站)Mill River上的一个前发电场地周边的某些环境条件。根据同意令，在调查和补救费用低于$的范围内30100万美元，UI将向康涅狄格州汇款此类成本与美元之间的差额301000万美元。UI必须遵守同意令的条款，但可以寻求收回超过$的成本302000万美元，与国家协商。工业和信息化部继续调查和补救现场的环境状况。2023年和2024年，迪普向UI发出了一系列信件，要求提供补救计划和安全的详细信息，UI已对此做出回应。

2024年1月25日，迪普发布了一份宣告性裁决通知，以确定为减轻现场污染和对工业/商业用途的影响所必需的高入住率标准。…部分同意令(B)(1)(E)(4)节所述的“建筑物内”。2024年1月29日，迪普向UI送达了一份传票和申诉，要求康涅狄格州高等法院解除禁令并执行同意令。

截至2023年12月31日和2022年12月31日，与英语站相关的预留金额为$191000万美元。自成立以来，我们已记录了$35300万美元的准备金，随着时间的推移，这笔准备金已被现金支付所抵消。我们无法预测这些诉讼的结果。

Eagle Tings查询

2023年4月，AvangridRenewables收到了美国鱼类和野生动物管理局的一封信，内容涉及据称发生在AvangrigeRenewables某些设施中的某些秃鹰和金鹰死亡事件，这些设施不在Eagle Take许可证范围内。AvangridRenewables已经回复了美国鱼类和野生动物管理局，提供了每个设施的相关鹰取食许可证申请和相关缓解活动的信息。我们无法预测这一初步调查的结果。

注16.所得税

2022年8月，《2022年降低通货膨胀法案》(IRA)签署成为美国法律。爱尔兰共和军制定了新的公司替代最低税(CAMT)，对调整后的财务报表收入征收15%，对某些股票回购的价值征收1%的消费税。爱尔兰共和军还包含几项额外的条款，涉及对可再生能源生产、碳捕获和其他气候行动的投资的税收激励。CAMT和爱尔兰共和军的其他各项规定从2022年12月31日起生效。该公司支付了$322023年CAMT的10万美元，其中包括估计的1292000万美元的初始债务总额；由#美元部分抵消97税收抵免使用率为3.8亿。该公司还设立了相当于美元的1292000万，无限活着的CAMT结转资产总额，将在未来期间可用来抵消超过CAMT的常规所得税。

自2020年初以来，为了回应在我们大多数(但不是所有)运营司法管辖区收到的监管命令，我们开始向客户退还2017年税法中受保护和不受保护的超额累计递延所得税(ADIT)。这些数额取决于这些订单的条款，同时满足平均费率假设法(ARAM)和南乔治亚州反向(RSG)方法的正常化要求。

截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日止年度的当期和递延费用税包括：

137

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截至十二月三十一日止的年度，						2023						2022						2021
(百万)
当前
联邦制						$	36					$	—					$	6
状态						(1)						2						4
计入费用的当期税费						35						2						10
延期
联邦制						62						67						49
状态						(8)						49						72
计入费用的递延税金						54						116						121
生产税抵免						(97)						(97)						(109)
投资税收抵免						(1)						(1)						(1)
所得税(福利)费用总额						$	(9)					$	20					$	21

截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度，收入表中的税收费用与按21%法定联邦税率计算的税收费用之间的差异包括：

截至十二月三十一日止的年度，						2023						2022						2021
(百万)
按联邦法定税率计算的税费						$	138					$	176					$	140
折旧和摊销未正常化						(27)						(20)						(19)
投资税收抵免摊销						(1)						(1)						(1)
纳税申报相关调整						(4)						2						—
生产税抵免						(97)						(97)						(109)
税收股权融资安排						26						13						14
州税（福利）费用，扣除联邦影响						(7)						40						61
超额ADIT摊销						(35)						(66)						(65)
估值免税额						—						(35)						21
其他，净额						(2)						8						(21)
所得税(福利)费用总额						$	(9)					$	20					$	21

截至2023年和2022年12月31日的递延所得税资产和负债包括：

截至12月31日，						2023						2022
(百万)
递延所得税负债（资产）
物业相关						$	4,650					$	4,504
无准备金的未来所得税						141						129
联邦和州税收抵免						(986)						(942)
联邦和州NOL						(1,308)						(1,086)
合资企业/合作伙伴关系						244						210
免税补助收入						(250)						(270)
税法-监管重新衡量税						(317)						(328)
估值免税额						82						87
其他						180						(91)
递延所得税负债						$	2,436					$	2,213
递延税项资产						$	2,861					$	2,717
递延税项负债						5,297						4,930
累计递延所得税净负债						$	2,436					$	2,213

138

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截至2023年12月31日，我们的联邦税毛净运营亏损为美元4.710亿美元、联邦PTC和ICT、研发和其他联邦信贷美元948百万美元，州税影响净运营损失为美元401多个司法管辖区的百万美元和其他州税收抵免美元145百万美元可用于结转和减少未来所得税负债。联邦净运营亏损将于2028年开始到期，而联邦税收抵免将于2024年开始到期。更重大的州净运营亏损将于2024年开始到期。

当全部或部分税收优惠更有可能无法实现时，记录估值免税额是为了减少递延所得税资产。截至2023年和2022年12月31日的递延所得税资产估值拨备为美元82百万美元和美元87分别为100万美元。这一美元5百万美元的减少与国家净运营亏损和税收抵免结转有关。这一美元82截至2023年12月31日的百万美元余额包括联邦净营业亏损和税收抵免结转估值津贴$31000万美元和州净营业亏损和州税收抵免结转估值津贴#791000万美元。

截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日终了年度的未确认所得税优惠对账包括：

截至十二月三十一日止的年度，						2023						2022						2021
(百万)
期初余额						$	127					$	127					$	127
与前几年相关的税收头寸增加						7						2						3
与本年度有关的税务职位增加						—						2						—
与前几年相关的税务头寸减少						(4)						(4)						(3)
期末余额						$	130					$	127					$	127

未确认所得税优惠是指在所得税申报单上持有但尚未在合并财务报表中确认的所得税头寸。所得税不确定性会计指引规定，税务状况的财务影响应初步确认，假设该状况将经过审计，且税务机关完全了解所有相关信息，则该状况很可能基于技术上的优点在审查后得以维持。

在截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日的几年里，利息和税款罚款的应计项目并不重要。如果已识别，则$109未确认税收优惠总额的100万美元将影响实际税率。在接下来的12个月内，Avanggrid可能会解决$83上诉中的各种州不确定性，其中全部金额如果得到承认，将降低实际税率。在未来12个月内，由于不确定的税收优惠变化，无法估计对Avangrate收益的影响范围。

Avangrate及其子公司在没有ARHI的情况下，在1998至2009年的联邦纳税年度都接受了审计。这些审计的结果，扣除已提供的准备金，无关紧要。2010年及以后的纳税年度可以进行潜在的联邦调整。所有在没有ARHI的情况下提交的纽约州申报单都将在2011年前关闭，缅因州的申报单将在2015年前关闭。

ARHI提交的截至2004年3月31日至2009年12月31日期间的所有联邦纳税申报单都已关闭进行调整。纽约州的所有合并申报单都将关闭，以便在2011年前进行调整。一般来说，我们提交申请的各个州的调整期至少与联邦时期一样长。

截至2023年12月31日，UIL将接受2014年至2015年短期联邦纳税申报单的审计。UIL在2015年结束的短期内是开放的，并接受康涅狄格州的审计。

2023年，阿凡格丽德执行了一项协议，根据2022年《通胀降低法案》的可转让性条款，转让2023年产生的生产税收抵免。阿凡格里德收到了#美元的现金。812023年12月31日止年度的税收抵免转让金。

注17.退休后和类似的义务

Avangrate及其子公司发起了多项退休福利计划。 这些计划包括符合条件的固定收益养老金计划、补充的不符合条件的养老金计划、固定缴费计划以及为符合条件的员工和退休人员提供的其他退休后福利计划。 资格和福利根据每个计划的设计而有所不同。例如，某些福利基于服务年限和最终平均薪酬，而其他福利可能使用现金余额公式，该公式使用年薪酬的百分比来计算福利。

139

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合格的退休福利计划

截至2023年12月31日、2023年12月和2022年12月31日，我们的义务和资金状况包括：

						养老金福利												退休后福利
截至12月31日，						2023						2022						2023						2022
(百万)
福利义务的变更
福利义务自1月1日起，						$	2,452					$	3,487					$	284					$	408
服务成本						6						27						1						2
利息成本						121						111						14						10
图则修订						—						1						—						—
精算损失(收益)						131						(716)						36						(103)
削减/解决方案						(2)						(274)						—						—
已支付的福利						(208)						(184)						(34)						(33)
福利义务截至12月31日，						2,500						2,452						301						284
计划资产变动
截至1月1日的计划资产公允价值，						2,151						3,079						89						127
计划资产的实际回报率						204						(584)						12						(22)
雇主供款						14						22						16						17
聚落						(2)						(182)						—						—
已支付的福利						(208)						(184)						(34)						(33)
截至12月31日的计划资产公允价值，						2,159						2,151						83						89
截至12月31日的资金状况，						$	(341)					$	(301)					$	(218)					$	(195)

2023年，养老金和退休后福利义务的精算损失分别为美元1311000万美元和300万美元36 百万美元，主要是由于贴现率下降美元造成的损失1121000万美元和300万美元12分别为2.5亿美元和2.5亿美元。

2022年，养老金和退休后福利义务的精算收益分别为美元7161000万美元和300万美元103 百万美元，主要是由于贴现率增加带来的收益6441000万美元和300万美元70分别为2.5亿美元和2.5亿美元。养恤金福利债务减少了#美元。2741000万美元，来自定居点($182(百万美元)和削减($92(亿美元)。这些和解是在养老金计划指导方针内一次性支付的，由选择退休的计划参与者酌情决定。削减的原因是公司决定冻结Networks非工会员工的养老金福利应计和缴费抵免，并将他们的退休福利过渡到401(K)计划。

截至2023年12月31日、2023年12月和2022年12月31日，我们合并资产负债表上确认的资金状况金额包括：

						养老金福利												退休后福利
截至12月31日，						2023						2022						2023						2022
(百万)
流动负债						$	—					$	—					$	(5)					$	(5)
非流动负债						(341)						(301)						(213)						(190)
总计						$	(341)					$	(301)					$	(218)					$	(195)

我们已确定，根据关于固定收益养老金和其他退休后计划的会计要求，网络公司的受监管运营公司被允许作为监管资产或监管负债项目递延，否则将被记录在累积保监处。

140

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截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度，确认为网络公司监管资产或监管负债组成部分的金额包括：

						养老金福利												退休后福利
截至十二月三十一日止的年度，						2023						2022						2023						2022
(百万)
净亏损(收益)						$	251					$	181					$	(52)					$	(91)
前期服务成本(积分)						$	6					$	7					$	(1)					$	(1)

截至2023年和2022年12月31日止年度，OCI确认的ARHI金额包括：

						养老金福利												退休后福利
截至十二月三十一日止的年度，						2023						2022						2023						2022
(百万)
净亏损(收益)						$	11					$	12					$	(4)					$	(6)

截至2023年和2022年12月31日，所有合格计划的预计福利义务（PBO）和累积福利义务（ASO）超过了养老金计划资产的公允价值。 资金不足合格计划的PBO和ASO总额以及计划资产的公允价值包括： 

						超出计划资产的PBO
截至12月31日，						2023						2022
(百万)
预计福利义务						$	2,500					$	2,452
计划资产的公允价值						$	2,159					$	2,151
						ABO超出计划资产
截至12月31日，						2023						2022
(百万)
累积利益义务						$	2,479					$	2,429
计划资产的公允价值						$	2,159					$	2,151

截至2023年和2022年12月31日，所有合格计划的累计退休后福利义务均超过计划资产的公允价值。

141

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截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度，Networks的净定期福利成本以及在收入和监管资产和负债中确认的计划资产和福利义务的其他变化的组成部分包括：

						养老金福利																		退休后福利
截至12月31日止年度，						2023						2022						2021						2023						2022						2021
(百万)
净定期福利成本：
服务成本						$	5					$	26					$	39					$	1					$	2					$	3
利息成本						119						109						86						14						10						10
计划资产的预期回报						(143)						(162)						(199)						(5)						(6)						(7)
摊销先前服务费用(收益)						1						1						2						—						(1)						(5)
净亏损摊销						3						49						115						(12)						(4)						2
结算费						—						17						6						—						—						—
削减费用						—						(32)						—						—						—						—
定期收益净成本						(15)						8						49						(2)						1						3
在监管资产和监管负债中确认的计划资产和福利义务的其他变化：
削减开支						—						(59)						—						—						—						—
结算费						—						(17)						(6)						—						—						—
净亏损(收益)						73						33						(218)						26						(75)						(31)
净亏损摊销						(3)						(49)						(115)						12						4						(2)
本年度前期服务成本(积分)						—						1						2						—						—						1
摊销先前服务(成本)收益						(1)						(1)						(2)						—						1						5
其他变更总数						69						(92)						(339)						38						(70)						(27)
确认共计						$	54					$	(84)					$	(290)					$	36					$	(69)					$	(24)

截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度，ARHI的净定期福利成本以及在收入和OCI中确认的计划资产和福利义务的其他变化的组成部分包括：

						养老金福利																		退休后福利
截至12月31日止年度，						2023						2022						2021						2023						2022						2021
(百万)
净定期福利成本：
服务成本						$	1					$	1					$	1					$	—					$	—					$	—
利息成本						2						2						1						—						—						—
计划资产的预期回报						(2)						(2)						(2)						—						—						—
净亏损(收益)摊销						—						1						2						(1)						(1)						(1)
结算/削减费用						1						1						1						—						—						—
定期收益净成本						2						3						3						(1)						(1)						(1)
OCI中确认的计划资产和福利义务的其他变化：
结算费						(1)						(1)						(1)						(1)						(1)						(1)
净亏损(收益)						—						(1)						(3)						1						(1)						1
净(损)利摊销						—						(1)						(2)						1						1						1
摊销先前服务费用						—						—						—						—						—						—
其他变更总数						(1)						(3)						(6)						1						(1)						1
确认共计						$	1					$	—					$	(3)					$	—					$	(2)					$	—

退休后福利的定期净成本是为退休人员及其合格受抚养人提供保健福利的费用。我们将服务成本部分计入扣除资本化部分的其他运营费用，并将除服务成本部分以外的净定期收益成本部分计入其他费用。

142

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用于确定截至2023年12月31日、2023年和2022年12月31日的福利义务的加权平均假设包括：

						养老金福利												退休后福利
截至12月31日，						2023						2022						2023						2022
贴现率						4.69		%				5.18		%				4.66		%				5.12		%
补偿增值率						2.60		%				2.99		%				3.00		%				3.00		%
利息贷记利率						3.37		%				2.87		%				不适用						不适用

贴现率是福利债务目前可以有效清偿的比率。我们通过开发从高等级不可赎回债券投资组合中得出的收益率曲线来确定贴现率，这些债券的收益率与我们的福利义务的预期现金流的持续时间密切匹配。

用于确定我们截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度定期福利净成本的加权平均假设包括：

						养老金福利																		退休后福利
截至十二月三十一日止的年度，						2023						2022						2021						2023						2022						2021
贴现率						5.18		%				2.85		%				2.34		%				5.12		%				2.66		%				2.19		%
计划资产的预期长期回报						6.35		%				6.33		%				7.30		%				5.61		%				4.66		%				4.05		%
补偿增值率						2.99		%				3.53		%				3.52		%				3.00		%				3.50		%				3.50		%

我们基于对主要资产类别的长期历史回报、目标资产配置以及下文讨论的计划资产再平衡的影响的审查，制定了计划资产的预期长期回报率假设。我们的分析考虑了当前资本市场状况和预期状况。NYSEG、RG&E和UIL摊销未确认的精算损益十年从它们按照NYPSC、PURA和DPU的要求发生的时间起。我们的其他公司使用标准的摊销方法，根据该方法，超过较大的预计福利义务或市场相关价值的10%的金额将在计划参与者退休前的平均剩余服务期内摊销。

截至2022年12月31日、2023年和2022年用于确定福利义务的假定医疗费用趋势比率包括：

截至12月31日，

2023

2022

假设明年的医疗成本趋势比率

6.20%/8.60%

5.00%/6.50%

假定成本趋势率下降的比率(最终趋势率)

4.50%

4.50%

利率达到最终趋势利率的年份

2032 / 2028

2029 / 2025

投稿

我们根据不低于适用法规要求的最低金额的资金政策进行年度缴费。我们预计将贡献$281000万美元和300万美元8在2024年期间，分别为我们的养老金和其他退休后福利计划提供100万美元。

预计未来的福利支付

截至2023年12月31日的预期福利付款包括：

(百万)						养老金福利						退休后福利						《联邦医疗保险法案》补贴收据
2024						$	235					$	28					$	—
2025						$	221					$	28					$	—
2026						$	216					$	27					$	—
2027						$	210					$	26					$	—
2028						$	204					$	25					$	—
2029 - 2033						$	918					$	109					$	2

不合格的退休福利计划

我们还为某些现任员工、前员工和前董事提供各种无资金支持的养老金计划。这些计划的总负债包括在我们综合资产负债表上的其他流动负债和其他非流动负债中，负债总额为#美元。41百万美元和美元44分别在2023年、2023年和2022年12月31日达到100万。

143

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计划资产

我们的养老金计划资产整合在一大师信托公司。合并的总信托提供了统一的投资经理阵容和将收入和支出分配给每个计划的有效、成本效益高的手段。我们的主要投资目标是拥有多元化的资产配置政策，在达到或超过我们的预期预期回报的同时，减轻风险和波动性，以确保当前和未来的福利义务获得足够的资金。在每个资产类别内实现进一步多元化和降低风险的方法是：避免过度集中于某些市场，利用具有独特技能和专业知识的组合或被动和主动投资经理，系统地配置到各种资产类别，并提供对不同类别的股票、固定收益和另类投资市场的广泛敞口。

Network和ARHI制定了目标资产分配政策，允许其养老金计划资产在由寻求回报的投资和债务对冲/固定收益投资组成的大类资产类别内。2020年，实施了一项精简的投资政策，使目标拨款与每项具体计划的估计供资状况相一致。寻求回报的资产范围从15%-70%和负债对冲资产的范围为30%-85%。寻求回报的资产包括对国内、国际和新兴市场股票、房地产、全球资产配置策略和对冲基金的投资。负债对冲投资通常包括长期公司债券、年金合同、长期国库券和机会性固定收益投资。目标范围内的系统性再平衡增加了投资的年化回报将得到提高的可能性，同时实现了较低的总体风险，如果任何资产类别漂移到指定范围之外的话。

144

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截至2023年12月31日，按资产类别划分的养老金计划资产的公允价值包括：

截至2023年12月31日												公允价值计量
(百万)						总计						1级						2级						3级
资产类别
现金和现金等价物						$	63					$	—					$	63					$	—
美国政府证券						295						295						—						—
普通股						58						58						—						—
注册投资公司						106						106						—						—
公司债券						746						—						746						—
共同集体信托						708						—						708						—
其他，主要是年金、固定收益						6						—						6						—
						$	1,982					$	459					$	1,523					$	—
以资产净值计量的其他投资						177
总计						$	2,159

截至2022年12月31日，按资产类别划分的养老金计划资产的公允价值包括：

截至2022年12月31日												公允价值计量
(百万)						总计						1级						2级						3级
资产类别
现金和现金等价物						$	51					$	—					$	51					$	—
美国政府证券						252						252						—						—
普通股						57						57						—						—
注册投资公司						104						104						—						—
公司债券						708						—						708						—
优先股						1						1						—						—
共同集体信托						472						—						472						—
其他，主要是年金、固定收益						33						—						33						—
						$	1,678					$	414					$	1,264					$	—
以资产净值计量的其他投资						473
总计						$	2,151

估值技术

我们对我们的养老金计划资产的估值如下：

•现金和现金等价物--第1级：按成本计算，外加接近公允价值的应计利息。第2级：与其他投资相关的自营现金，基于信用评级相似的发行人目前可获得的可比证券收益率。

•美国政府证券-以证券交易活跃市场报告的收盘价计算。

•普通股-以个人投资交易活跃市场报告的收盘价计算。

•公司债券-基于信用评级相似的发行人目前可获得的可比证券收益率。

•优先股--以交易个人投资的活跃市场报告的收盘价计算。

•普通集体信托/注册投资公司--第1级：按交易个人投资的活跃市场报告的收盘价计算。第二级：公允价值主要来自标的证券在活跃市场的报价。由于这些基金的股票只提供给有限的一群投资者，因此它们不被认为是在活跃的市场中交易的。

•其他投资，主要是年金和固定收益-基于信用评级相似的发行人目前可获得的可比证券的收益率。

145

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•以资产净值(NAV)衡量的其他投资-向有限一部分投资者提供的基金份额和另类投资，如私募股权和房地产导向型投资、合伙/合资企业和对冲基金，使用资产净值作为实际权宜之计进行估值。

我们的退休后计划资产与一在多个自愿雇员受益人协会(VEBA)和401(H)安排中的受托人。这些资产被投资于各种资产类别，以实现足够的多元化和降低风险。我们的VEBA资产通过利用多个机构共同基金和货币市场基金实现这一点，这些基金提供对证券市场不同细分市场的敞口。401(H)资产与它们所关联的养老金资产一起投资，并共享相同的资产分配政策。大致62退休后福利计划资产的%投资于不缴纳所得税的VEBA和401(H)安排，其余投资于缴纳所得税的安排。

2020年，对网络和ARHI实施了精简的投资政策，使目标分配保持一致。股票的范围从49%-69%和固定收益资产范围从 31-51%.股票投资多元化，涵盖美国和非美国股票、投资风格和市值范围。固定收益投资主要投资于美国债券，也可能包括一些非美国债券。我们主要通过多元化来最大限度地减少巨额损失的风险，但也通过季度投资组合审查来监控和管理其他方面的风险。如果任何资产类别偏离指定范围，目标范围内的系统性再平衡可以增加增加预计预期回报的可能性，同时降低风险。

146

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截至2023年12月31日，按资产类别划分的其他退休后计划资产的公允价值包括：

截至2023年12月31日												公允价值计量
(百万)						总计						1级						2级						3级
资产类别
现金和现金等价物						$	2					$	—					$	2					$	—
美国政府证券						1						1						—						—
普通股						1						1						—						—
注册投资公司						61						61						—						—
公司债券						3						—						3						—
共同集体信托						5						—						5						—
其他，主要是年金、固定收益						8						—						8						—
						$	81					$	63					$	18					$	—
以资产净值计量的其他投资						2
总计						$	83

截至2022年12月31日，按资产类别划分的其他退休后计划资产的公允价值包括：

截至2022年12月31日												公允价值计量
(百万)						总计						1级						2级						3级
资产类别
现金和现金等价物						$	2					$	—					$	2					$	—
美国政府证券						1						1						—						—
注册投资公司						69						69						—						—
公司债券						3						—						3						—
共同集体信托						4						—						4						—
其他，主要是年金、固定收益						8						—						8						—
						$	87					$	70					$	17					$	—
以资产净值计量的其他投资						2
总计						$	89

估值技术

我们对退休后计划资产的估值如下：

•现金和现金等价物--第1级：按成本计算，外加接近公允价值的应计利息。第2级：与其他投资相关的自营现金，基于信用评级相似的发行人目前可获得的可比证券收益率。

•美国政府证券-以证券交易活跃市场报告的收盘价计算。

•普通股和注册投资公司-以个人投资交易活跃市场报告的收盘价计算。

•公司债券-基于信用评级相似的发行人目前可获得的可比证券收益率。

•普通集合信托-公允价值主要来自标的证券活跃市场的报价。由于这些基金的股票只提供给有限的一群投资者，因此它们不被认为是在活跃的市场中交易的。

•其他投资，主要是年金和固定收益-基于信用评级相似的发行人目前可获得的可比证券的收益率。

•以资产净值(NAV)衡量的其他投资-向有限一部分投资者提供的基金份额和另类投资，如私募股权和房地产导向型投资、合伙/合资企业和对冲基金，使用资产净值作为实际权宜之计进行估值。

截至2023年12月31日和2022年12月31日，养老金和退休后福利计划股权证券不包括任何Iberdrola普通股。

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固定缴款计划

我们还为所有符合条件的艾凡格丽员工制定了缴费计划，定义为401(K)S。根据服务年限、年龄和养老金计划关闭/冻结日期的不同，有各种匹配公式。在截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日的年度中，我们对这些计划的年度缴款为84百万，$68百万美元和美元58分别为100万美元。

注18.权益

截至2023年12月31日和2022年12月，我们有103,889和108,188分别以信托形式持有的普通股和不是已发行的可转换优先股。在截至2023年和2022年12月31日的年度内，我们发布了138,030和56,127分别发行普通股股份并发行 4,299和4,355分别以信托方式持有的普通股，每股面值为美元0.01.

我们与摩根大通证券有限责任公司维持回购协议。(JPM)根据该规定，JPM将不时代表Avangrid收购Avangrid的普通股股份。股票回购计划的目的是让Avangrid将Iberdrola的相对持股比例维持在约 81.5%.股票回购计划可随时在通知后暂停或终止。2023年，有 不是根据股票回购计划进行回购。截至2023年12月31日，共有 997,983股票已在公开市场上回购，所有这些股票均计入Avangrid库藏股。截至2023年12月31日，所有回购的总成本（包括佣金）为美元47百万美元。

累积OCI（损失）

截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度的累计OCI（亏损）包括：

累计其他综合收益(亏损)						截至2020年12月31日						2021年变化						截至2021年12月31日						2022年的变化						截至2022年12月31日						2023年的变化						截至2023年12月31日
(百万)
固定福利计划的损失（收益），扣除所得税费用美元02021年，$32022年和$02023年												$	2											$	14											$	—
养老金成本摊销，扣除所得税（福利）费用美元（1)2021年，$12022年和$02023年												(8)												4												(1)
养老金计划净收益（损失）						$	(32)					$	(6)					$	(38)					$	18					$	(20)					$	(1)					$	(21)
权益法投资的未实现（损失）收益，扣除所得税（福利）费用美元（3)2021年，$62022年和$12023年（a）						$	—					$	(9)					$	(9)					$	22					$	13					$	5					$	18
符合现金流对冲资格的衍生品期内未实现亏损，扣除所得税（福利）费用美元（44)2021年，$02022年和$62023年						(35)						(159)						(194)						(1)						(195)						17						(178)
重新分类为现金流对冲损失（收益）净收入，扣除所得税（福利）费用美元（3)2021年，$192022年和$482023年(B)						(44)						12						(32)						54						22						134						156
作为现金流套期保值的衍生品亏损						(79)						(147)						(226)						53						(173)						151						(22)
累计其他综合损失						$	(111)					$	(162)					$	(273)					$	93					$	(180)					$	155					$	(25)

(a)外币和利率合约。

(b)重新分类反映在综合损益表中扣除资本化项目后的营业费用和利息费用。

注19.每股收益

每股基本收益的计算方法是将Avangrate的净收入除以我们已发行普通股的加权平均股数。在截至2023年12月31日和2021年12月31日的年度内，虽然我们确实有证券

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尽管这些证券具有稀释作用，但并未导致我们在截至2023年12月31日和2021年12月31日的年度中计算的每股收益发生变化。稀释证券包括业绩单位和受限单位，确实导致我们在截至2022年12月31日的年度中计算的每股收益发生了变化。

截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度，Avangrate的基本每股收益和稀释后每股收益的计算分别包括：

截至十二月三十一日止的年度，						2023						2022						2021
（百万，股数和每股数据除外）
分子：
可归因于Avangrige的净收入						$	786					$	881					$	707
分母：
加权平均流通股数--基本						386,810,088						386,727,246						358,086,621
加权平均流通股数--稀释						387,164,874						387,215,785						358,578,608
可归因于Avangrige的每股收益
基本每股普通股收益						$	2.03					$	2.28					$	1.97
稀释后每股普通股收益						$	2.03					$	2.27					$	1.97

注20。可变利息实体

我们参与某些符合VIE资格的伙伴关系安排。这些安排包括税收股权融资安排(TEF)和合伙企业，投资者在这些合伙企业中持有非控制性权益，但没有实质性的退出权或参与权。

出售TEF的会员权益意味着出售被视为出售非金融资产的结构中的股权。在出售非金融资产的情况下，我们出售给第三方投资者的TEF中的会员权益在我们基于HLBV模型估值的浓缩综合资产负债表上反映为非控股权益。来自TEF的收益在我们的简明综合损益表中非控股权益的净收入中确认。我们根据是这些VIE的主要受益者来合并拥有TEF的实体。

2021年9月9日，我们以$出售了风光风电VII，LLC(Aeolus VII)的额外TEF权益1311000万美元。这一美元8收到的金额与美元之间的差额为100万美元139确认的100万非控股权益被记录为对股权的调整，因为交易没有导致控制权的变化。

2021年11月4日，我们以#美元的价格出售了TEF在风电VIII(Aeolus VIII)的权益。1991000万美元，其中8在2022年8月10日满足某些条件之前，100万美元以第三方托管的形式持有。这两个风电场是名为Aeolus Wind Power VIII，LLC(Aeolus VIII)的公司投资组合中的第一个。

2022年4月29日，我们完成了一项TEF协议，收到了14来自一家与一家太阳能设施相关的税务股权投资者的100万美元。该太阳能设施是Solis Solar Power I，LLC(Solis)公司投资组合中的第一家。

2022年6月15日，我们完成了与风神八号有关的一项TEF协议，获得了初步资金#109来自一位税务股权投资者的100万美元。两个新建的设施，一个风力发电场和一个太阳能设施，成为风神八号的一部分。

2023年3月31日，我们收到了第二笔资金61来自一家税务股权投资者的100万美元与Solis I相关。

2023年11月21日，我们收到了第二笔资金124来自一家税务股权投资者的与Aeolus VIII相关的100万美元。

截至2023年12月31日，VIE的资产和负债总额约为美元。2,741百万美元和美元174分别为100万美元。

截至2022年12月31日，VIE的资产和负债总额约为美元。2,853百万美元和美元424分别为100万美元。在2023年12月31日和2022年12月31日，VIE的资产和负债主要由财产、厂房和设备组成。

风能和太阳能发电在美国受到某些优惠的税收待遇。为了将税收优惠货币化，我们签订了与某些风能和太阳能发电场相关的结构性机构合伙投资交易。根据该等架构，吾等出资若干风能/太阳能资产，涉及相关交易进行时投入运作的现有风力发电场及风力发电场/太阳能设施，而其他各方则投资于有限责任控股公司的股份权益。作为其投资的对价，第三方要么预付现金，要么随着时间的推移预付现金和付款的组合。我们保留一类会员权益以及日常运营和管理控制权，这取决于投资者对某些重大决策的批准。第三方投资者没有获得任何资产的留置权，也没有向我们追索预付现金的权利。

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合作关系一般涉及在投资者和发起人之间不成比例地分配风电场发电产生的利润或亏损、现金分配和税收优惠，直至投资者收回投资并实现目标累计年税后回报。一旦实现了这一目标回报，公司和第三方投资者之间的利润或亏损、现金分配和应税收入或亏损的相对分享就会发生变化，此后赞助商通常会获得更高的百分比。我们还拥有认购期权，可在目标回报实现后的规定时间内获得第三方投资者的会员权益。

我们的El Cabo、Patriot、Aeolus VII、Aeolus VIII和Solis I权益不受投资者任何权利的约束，这些权利可能会限制我们访问或使用资产或结算与该权益相关的任何现有负债的能力。

有关我们未合并的VIE的信息，请参阅附注22-权益法投资。

注21.赠款、政府奖励和递延收入

截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日，在递延收入中记录的政府赠款变化包括：

(百万)						政府拨款--可再生能源						其他递延收入						总计
截至2021年12月31日						$	1,125					$	5					$	1,130
处置						—						—						—
在收入中确认						(65)						(3)						(68)
截至2022年12月31日						1,060						2						1,062
处置						—						—						—
在收入中确认						(65)						(1)						(66)
截至2023年12月31日						$	995					$	1					$	996

在递延收入中，我们根据2009年《美国复苏和再投资法案》第1603条对我们收到的赠款进行分类，根据该条款，美国财政部(DOT)为符合条件的各方提供了申请特定能源财产赠款的选项，以代替我们为大多数符合条件的房产申请的税收抵免。递延收入已在赠款金额中入账，并在赠款适用的相关财产的估计使用年限内采用直线法摊销折旧费用。我们为账面确认递延税项净资产，并在非应课税赠款收入递延所得税负债(见附注16-所得税)内确认与该财产有关的所得税基础差额。

截至2023年12月31日和2022年12月31日，记录为减少相关公用事业厂的政府赠款的变化包括：

(百万)						政府拨款--网络						总计
截至2021年12月31日						$	63					$	63
处置						—						—
在收入中确认						(4)						(4)
截至2022年12月31日						59						59
处置						—						—
在收入中确认						(5)						(5)
截至2023年12月31日						$	54					$	54

我们必须遵守适用于每笔资助的某些条款和条件，如果发生资助条款和条件中规定的取消资格事件，我们必须向政府退还资助资金。我们相信，我们遵守了截至2023年12月31日和2022年12月31日的每笔赠款的条款和条件。

注22。权益法投资

可再生能源搁置15拥有位于南达科他州(塔坦卡)的风力发电场的%所有权权益。对Tatanka的投资作为股权投资入账。截至2023年12月31日和2022年12月31日，我们Tatanka投资的账面价值为$22百万美元和美元23分别为2.5亿美元和2.5亿美元。

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可再生能源搁置50位于亚利桑那州（海神）的风电场和太阳能项目的%所有权权益。对波塞冬的投资计入股权投资。截至2023年12月31日和2022年12月31日，我们海神投资的公允价值为美元77百万美元和美元87分别为100万美元。

可再生能源搁置20Coyote Ridge Wind，LLC（Coyote Ridge）的%权益。对Coyote Ridge的投资计入股权投资。截至2023年12月31日和2022年12月31日，我们Coyote Ridge投资的公允价值为美元16百万美元和美元15分别为2.5亿美元和2.5亿美元。

可再生能源已经 二50与Horizon Wind Energy，LLC成立-50家合资企业，该公司拥有并运营位于纽约州北部的Flat Rock Windpower LLC（Flat Rock I）和Flat Rock Wind Power II LLC（Flat Rock II）风电场。Flat Rock我有一个 231MW容量和Flat Rock II具有 91兆瓦容量。我们采用权益会计法对Flat Rock合资企业进行会计处理。截至2023年12月31日和2022年12月31日，Flat Rock I的持有金额为美元81百万美元和美元90分别为百万美元，《Flat Rock II》为美元38百万美元和美元42分别为100万美元。

可再生能源拥有 50在与哥本哈根基础设施合作伙伴(CIP)的合资企业葡萄园风1，LLC(葡萄园风1)中拥有%的间接所有权权益。在2022年1月10日进行重组交易(重组交易)之前，可再生能源举行了50持有以下权利的葡萄园风能有限责任公司的%所有权权益二来自美国海洋能源管理局(BOEM)开发海上风力发电的地役权，租赁区501，其中包括166,886522英亩和租赁区，其中包括132,370两处都位于玛莎葡萄园岛东南部。租赁区501在2021年被细分，创建了租赁区534。2021年9月15日，葡萄园风1号项目完成建设融资。在其他项目中，葡萄园Wind 1项目被转移到一家独立的合资企业，葡萄园Wind 1。在重组交易之后，葡萄园Wind 1仍然是50-50合资公司，并保留开发租赁区501的权利，葡萄园风能实际上被解散，可再生能源获得租赁区534的权利，CIP获得租赁区522的权利作为清算分派。在考虑清算分配时，可再生能源还增加了大约#美元的付款。1681000万美元给CIP。因此，可再生能源公司确认了#美元的税前收益2461000万美元，税后收益为1美元181这是由于其于租赁及相关发展活动中所取得权益的公允价值高于其账面价值所致。收益在截至2022年12月31日的年度简明综合损益表中归类为权益法投资收益。

在葡萄园Wind 1项目建设融资结束的同时，可再生能源与某些银行签订了一项信贷协议，以提供未来最高约#美元的定期贷款和信用证。1.2在葡萄园风1号项目建设贷款到期时，为其部分葡萄园风1号项目的成本提供资金。任何定期贷款都将在2031年10月15日之前到期，但必须遵守某些延期条款。可再生能源还订立了股权出资协议，根据该协议，可再生能源同意(其中包括)根据信贷协议作出若干股权出资，以资助开发及建设葡萄园Wind 1项目的若干成本。此外，我们还出具了高达$的担保。8272,000,000美元用于可再生能源根据股权出资协议的股权出资。作为葡萄园Wind 1财务收盘的一部分，$1522021年，可再生能源公司为葡萄园风1号项目提供的1.8亿美元捐款已返还。

2023年10月24日，葡萄园风1号完成了一项TEF协议，根据该协议，葡萄园风1号预计将获得约1美元1.2根据每月达到或即将达到机械完工的涡轮机数量，分期从税收股权投资者那里获得100亿美元，直到整个项目达到商业运营日期。截至2023年12月31日，葡萄园风1号获得了初始资金$85来自税务股权投资者的1.6亿美元。剩余的$1.1预计2024年将收到1000亿美元。与自TEF协议结束以来收到的股权分期付款一起，我们发布了一份关于我们在投资者贡献中的共同份额的赔偿。截至2023年12月31日，我们的总赔偿金额为$43百万美元。

葡萄园Wind 1被认为是VIE，因为如果没有所有者或第三方的额外支持，它就无法为自己的活动提供资金。可再生能源不是该实体的主要受益者，因为它不拥有控股权，因此我们不合并该实体。在2023年期间，可再生能源的出资额为287截至2022年12月31日、2023年和2022年，可再生能源对2022年解散的葡萄园风和葡萄园风1的投资账面价值为$297百万美元和美元9分别为100万美元。

网络是一项50-与运营业务的GenConn的Clearway Energy，Inc.成立50家合资企业二康涅狄格州最大的发电厂。对GenConn的投资作为股权投资入账。截至2023年12月31日和2022年12月31日，我们GenConn投资的账面价值为$90百万美元和美元94分别为100万美元。

网络持有一个近似值20纽约运输公司的%所有权权益。通过纽约交易公司，网络公司已经与中央哈德逊天然气和电力公司、联合爱迪生公司、国家电网、plc和Orange以及Rockland Utilities，Inc.建立了合作伙伴关系，以开发相互连接的传输线和变电站组合，以满足

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纽约能源骇维金属加工倡议的目标，该倡议提议安装最多3,200建设新的发电和输电能力，以便向纽约州北部输送更多电力。2019年4月8日，纽约Transco被NYISO选为交流输电公共政策项目B段的开发商。在选定的项目中，纽约能源解决方案(NYES)用简化的现代化技术取代了位于哈德逊河谷上中段的近80年的输电资产，以使纽约州北部剩余的清洁能源资源能够实现该州的能源目标。项目总成本为美元600万加互联互通成本。纽约Transco的费率、条款和条件需要得到FERC的监管批准。对纽约运输公司的投资作为股权投资入账。截至2023年12月31日和2022年12月31日，我们在纽约Transco投资的账面价值为$97百万美元和美元77分别为100万美元。

除上述披露外，我们的合资企业均无任何或有负债或资本承诺。从权益法投资收到的分配，不包括上文披露的葡萄园Wind 1财务收盘部分的资本返还，总额为#美元37百万，$41百万美元和美元21截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日止年度的利润分别为100万欧元，分别在综合现金流量表的经营和投资部分反映为收益分配或资本回报。此外，在截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度内，我们收到了11百万，$12百万美元和美元11来自我们权益法投资的百万份REC分配。截至2023年12月31日，有美元9 我们的权益法投资产生的未分配收益为百万美元。与权益法投资相关的资本化利息成本为美元2百万，$0及$6截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度分别为100万美元。

注23。 其他财务报表项目

其他收入(费用)

截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度的其他收入（费用）包括：

截至十二月三十一日止的年度，						2023						2022						2021
(百万)
施工期间使用的资金拨备						82						63						88
监管资产的持有成本						17						16						17
净定期福利成本的非服务部分						22						(58)						(37)
其他						8						9						(8)
其他收入总额						$	129					$	30					$	60

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应收账款和未开票收入净额

截至2023年和2022年12月31日的应收账款和未开票收入净额包括：

截至12月31日，						2023						2022
(百万)
应收贸易账款和未开账单收入						$	1,749					$	1,892
信贷损失准备						(161)						(155)
应收账款和未开票收入总额，净额						$	1,588					$	1,737

截至2023年和2022年12月31日的信用损失拨备变化包括：

(百万)
截至2020年12月31日						$	108
本期准备金						110
因无法收回而注销						(67)
截至2021年12月31日						$	151
本期准备金						110
因无法收回而注销						(106)
截至2022年12月31日						$	155
本期准备金						137
因无法收回而注销						(131)
截至2023年12月31日						$	161

DPA应收账款余额为美元110百万美元和美元102截至2023年12月31日和2022年12月31日，分别为百万。截至2023年12月31日和2022年12月31日，我们的DPA信用损失拨备为美元44百万美元和美元42分别为100万美元。

预付款和其他流动资产

截至2023年和2022年12月31日的预付款和其他流动资产包括：

截至12月31日，						2023						2022
(百万)
预缴其他税金						$	142					$	136
经纪人保证金和抵押品账户						165						164
其他抵押存款						32						12
预付费用						74						68
其他						16						6
总计						$	429					$	386

其他流动负债

截至2023年和2022年12月31日的其他流动负债包括：

截至12月31日，						2023						2022
(百万)
收到的预付款						$	236					$	271
应计薪金						184						153
短期环境规定						40						54
收到的抵押存款						128						68
退休金和其他退休后						6						5
融资租赁						28						7
其他						40						35
总计						$	662					$	593

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处置

2021年5月13日，可再生能源出售100其拥有的股权的%二位于内华达州的太阳能项目收购Primergy火锅控股有限责任公司，总对价为美元351000万美元，并确认收益为$11300万美元，扣除税金后的净额。税前收益为$151000万美元计入我们综合损益表中的“营业收入”。总对价包括可再生能源根据某些监管和项目开发里程碑的实现而可能获得的可变对价。这笔交易被计入资产出售。

注24.细分市场信息

我们的分部报告结构使用我们的管理报告结构作为其基础，以反映Avangrate如何在内部管理业务并按业务类型进行组织。我们根据以下情况报告我们的财务业绩二可报告的细分市场：

•网络：包括所有能源传输和分配活动、源自纽约和缅因州的任何其他受监管活动以及源自康涅狄格州和马萨诸塞州的受监管电力分配、电力传输和气体分配活动。网络可报告细分市场包括九费率调整的运营部门。这些运营部门通常以类似的方式提供相同的服务，拥有相同类型的客户，具有类似的长期经济特征，并受到类似的监管要求，从而允许这些业务聚合为一可报告的部分。

•可再生能源：与可再生能源有关的活动，主要是风能发电和与此类活动有关的交易。

首席运营决策者根据分部调整后的净收入评估分部业绩，净收入定义为扣除衍生工具公允价值变化后按市值计价的收益、与新冠肺炎大流行相关的成本、与太平洋核磁共振合并和其他交易相关的成本、风电场供电的加速折旧以及与离岸合同条款相关的成本。

产品和服务在可报告部门和关联公司之间按成本价销售。附表中列示的分部收入、费用和资产包括在我们的合并财务报表中注销的所有公司间交易。请参阅附注4--收入，了解按部门划分的收入的更详细信息。

截至2023年12月31日及截至2023年12月31日的年度的部门信息包括：

截至2023年12月31日止的年度						网络						可再生能源						其他(A)						阿凡格利德合并
(百万)
收入--外部						$	6,850					$	1,456					$	3					$	8,309
收入-部门间						5						—						(5)						—
折旧及摊销						694						456						8						1,158
营业收入						996						(45)						(21)						930
权益法投资的收益(亏损)						15						(9)						—						6
扣除资本化后的利息支出						287						16						106						409
所得税支出(福利)						141						(67)						(83)						(9)
资本支出						2,192						768						12						2,972
调整后净收益						727						163						(82)						808
截至2023年12月31日
财产、厂房和设备						21,692						11,153						12						32,857
权益法投资						186						532						—						718
总资产						$	30,413					$	14,538					$	(962)					$	43,989

(a)包括公司和分部间抵消。

154

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截至2022年12月31日止年度的分部信息包括：

截至2022年12月31日止的年度						网络						可再生能源						其他(A)						阿凡格利德合并
(百万)
收入--外部						$	6,781					$	1,141					$	1					$	7,923
收入-部门间						1						—						(1)						—
折旧及摊销						660						424						1						1,085
营业收入						901						(36)						(13)						852
权益法投资的收益(亏损)						11						251						—						262
扣除资本化后的利息支出						220						16						67						303
所得税支出(福利)						94						(114)						40						20
资本支出						1,803						708						8						2,519
调整后净收益						628						403						(130)						901
截至2022年12月31日
财产、厂房和设备						20,027						10,950						17						30,994
权益法投资						171						266						—						437
总资产						$	28,069					$	13,553					$	(499)					$	41,123

(a)包括公司和分部间抵消。

截至2021年12月31日止年度的分部信息包括：

截至2021年12月31日止的年度						网络						可再生能源						其他(A)						阿凡格利德合并
(百万)
收入--外部						$	5,753					$	1,220					$	1					$	6,974
收入-部门间						1						—						(1)						—
折旧及摊销						616						397						1						1,014
营业收入						876						26						(7)						895
权益法投资的收益(亏损)						12						(5)						—						7
扣除资本化后的利息支出						217						1						80						298
所得税支出(福利)						98						(48)						(29)						21
资本支出						2,294						680						2						2,976
调整后净收益						$	661					$	170					$	(51)					$	780

(a)包括公司和分部间抵消。

截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度调整后净利润与Avangrid应占净利润的对账如下：

截至十二月三十一日止的年度，						2023						2022						2021
(百万)
Avangrid，Inc.的调整后净利润						$	808					$	901					$	780
调整：
按市场计价调整-可再生能源（1）						21						—						(53)
COVID-19的影响（2）						—						—						(34)
合并和其他交易成本（3）						(11)						(4)						(12)
离岸合同条款（4）						(40)						(24)						—
重新供电加速折旧（5）						(1)						—						—
调整对所得税的影响						8						7						26
归因于Avangrid，Inc.的净利润						$	786					$	881					$	707

(1)按市值计价盈利与可再生能源与电力和天然气相关的衍生工具公允价值变化对盈利的影响有关。

(2)代表与COVID-19大流行相关的成本，主要与坏账拨备有关。

155

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(3)发生的合并前和其他交易成本。

(4)与离岸合同条款相关的费用。

(5)代表可再生能源风电场重新供电所产生的加速折旧金额。

注25。关联方交易

我们从事的关联方交易通常按成本计费，并根据适用的州和联邦委员会法规。

截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度的关联方交易分别包括：

截至十二月三十一日止的年度，						2023												2022												2021
(百万)						销售到						之采购额						销售到						之采购额						销售到						之采购额
伊伯德罗拉，SA						$	2					$	(45)					$	1					$	(46)					$	—					$	(52)
Iberdrola Renovables Energia，SL						$	—					$	(8)					$	1					$	(5)					$	—					$	(10)
Iberdrola Financial，SAU						$	—					$	(36)					$	—					$	(12)					$	—					$	(9)
葡萄园风1						$	12					$	—					$	7					$	—					$	14					$	—
伊伯德罗拉解决方案						$	—					$	—					$	—					$	—					$	7					$	(39)
其他						$	—					$	(2)					$	1					$	(3)					$	2					$	(3)

截至2023年12月31日和2022年12月31日的关联方余额分别包括：

截至12月31日，						2023												2022
(百万)						欠款人						欠…的						欠款人						欠…的
伊伯德罗拉，SA						$	1					$	—					$	1					$	(29)
Iberdrola Renovables Energía，S.L.						$	4					$	—					$	—					$	—
Iberdrola Financial，SAU						$	—					$	(799)					$	—					$	(9)
葡萄园风1						$	6					$	(8)					$	3					$	(8)
伊伯德罗拉解决方案						$	—					$	(6)					$	—					$	(2)
其他						$	4					$	—					$	4					$	(1)

与我们的大股东Iberdrola的交易主要涉及提供和分配公司服务和管理费。所有可以特别分配的费用，在可能的范围内，都直接计入接受此类服务的公司。当Iberdrola公司服务提供给两家或更多Avanggrid公司时，直接收费后剩余的任何成本都使用商定的成本分配方法进行分配，旨在分配此类成本。我们认为，采用的分配方式是合理的。有关Iberdrola集团内部绿色贷款的讨论，请参见附注10。

作为Iberdrola集团的一部分，Avanggrid优化了其流动性状况，并与一家金融机构以及Iberdrola集团的某些成员签署了流动性协议。在满足Avanggrid及其子公司的流动性要求后，剩余的现金盈余可存入金融机构。存款，或信贷余额，作为流动性协议其他各方的借方余额的抵押品。2023年12月31日和2022年12月31日的余额均为美元。0.

2023年6月18日，Avanggrid与Iberdrola的子公司Iberdrola Financiación，S.A.U的信贷安排到期。该设施的限额为#美元。5001000万美元。2023年7月19日，我们将这一信贷安排的额度提高了1美元7502000万美元，到期日为2028年6月18日。阿凡格利德支付季度设施费用22.5该安排的基点(年利率)基于Avanggrid目前的穆迪和S对优先无担保长期债务的评级。截至2023年12月31日和2022年12月31日，都有不是这项信贷安排下的未偿还金额。

我们与Iberdrola Solutions，LLC签订了一份双边应付款票据协议，其应付票据余额为#美元。61000万美元和300万美元2截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日。

有关与我们的权益法被投资人进行交易的更多信息，请参阅附注22-权益法投资。

没有为任何关联方应收款或应付款提供或收到任何担保。这些余额是无担保的，通常以现金结算。对正常的商业交易不收取利息，但对未偿还贷款余额收取利息。曾经有过不是对任何关联余额进行减值或拨备。

156

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注26。基于股票的薪酬

AvangridInc.修订和重新修订的综合激励计划(本计划)规定，除其他外，发行绩效股票单位(PSU)、限制性股票单位(RSU)和幻影股票单位(幻影股票)。截至2023年12月31日，股票薪酬计划授权的股份总数为2,500,000.

绩效股票单位

2020年2月，总数为208,268根据与2016至2019年计划有关的某些业绩指标的完成情况，核准参与者根据与2016至2019年计划有关的某些业绩指标赚取的PSU在适用税项前支付，并应于三等额分期付款，扣除适用税后的净额。2022年3月，46,737根据这项计划，发行普通股是为了支付第三笔也是最后一笔分期付款。

在2021年至2022年期间，1,336,787PSU和215,235向Avanggrid的某些官员和员工发放了PSU，并根据2022年业绩期间的某些业绩和基于市场的指标衡量业绩。PSU的付款方式为三扣除适用税后，2023年、2024年和2025年的等额分期付款。

在授予日，PSU的公允价值为$36.22每股。PSU的公允价值是使用估值技术来预测未来可能的股票价格，应用Avangrid和行业公司的加权平均历史股价波动性，在授予日等于零息美国国库券收益率的无风险利率，以及根据最近的季度股息支付和截至授予日的股票价格计算的相应股息收益率的减少量来确定的。费用在必要的服务期内以直线方式确认，约为四年以预期成绩为基础。

2023年3月，总共有677,752在适用税前，根据2021年至2022年业绩期间某些业绩和基于市场的指标，核准由参与者赚取PSU，并应于#年支付三扣除适用税后，2023年、2024年和2025年的等额分期付款。其余未归属的PSU被没收。第一笔分期付款于2023年6月支付，125,657普通股于2023年7月发行，以支付这笔分期付款。

在2023年，1,067,500Avanggrid的某些高管获得了PSU，业绩是根据2023年至2025年业绩期间的某些业绩和基于市场的指标衡量的。PSU将于#年支付三扣除适用税后，2026年、2027年和2028年的等额分期付款。

在授予日，PSU的公允价值为$25.69每股。PSU的公允价值是使用估值技术来预测未来可能的股票价格，应用Avangrid和行业公司的加权平均历史股价波动性，在授予日等于零息美国国库券收益率的无风险利率，以及根据最近的季度股息支付和截至授予日的股票价格计算的相应股息收益率的减少量来确定的。费用在必要的服务期内以直线方式确认，约为五年以预期成绩为基础。

限售股单位

2018年10月，根据AvangridInc.综合激励计划8,000将限制性股票单位(RSU)授予了Avangrid的一名军官。RSU完全归属于一2020年12月分期付款。授予日的公允价值是根据#美元的价格确定的。47.59每股。2021年3月，这笔RSU赠款在扣除适用税后通过以下方式结清5,953普通股。

2020年8月， 5,000向阿凡格里德的一名军官发放了RSU。RSU归于三2021年、2022年和2023年的等额分期付款，前提是受赠人在适用的归属日期之前继续受雇于Avanggrid。授予日的公允价值是根据#美元的价格确定的。48.99每股。2021年2月，RSU赠款的第一期款项通过发放1,697普通股。2021年10月，这笔RSU赠款被取消，剩余的未授予RSU被没收。

2021年3月，5,000向阿凡格里德的一名军官发放了RSU。RSU全部归属于一在2023年3月分期付款，条件是受让人在适用的归属日期之前继续受雇于Avanggrid。授予日的公允价值是根据#美元的价格确定的。48.83每股。RSU的赠款于2023年3月结清，扣除适用的税收后，通过以下方式3,642普通股。

2021年6月，17,500阿凡格利德的一名军官被授予了RSU，并立即获得了授权。授予日的公允价值是根据#美元的价格确定的。53.59每股。RSU的赠款在扣除适用税金后通过以下方式解决9,390普通股。

157

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2022年1月，17,500阿凡格利德的一名军官被授予了RSU，并立即获得了授权。授予日的公允价值是根据#美元的价格确定的。48.16每股。RSU的赠款在扣除适用税金后通过以下方式解决9,390普通股。

2022年6月，25,000向阿凡格里德的一名军官发放了RSU。RSU归于二2023年和2024年的等额分期付款，前提是受赠人在适用的归属日期之前继续受雇于Avanggrid。授予日的公允价值是根据#美元的价格确定的。47.64每股。这笔RSU赠款的第一期款项于2023年1月结清，扣除适用税后，通过发放8,690普通股。这笔RSU赠款的第二期已于2024年1月结清，扣除适用税后，通过发放9,034普通股。

虚拟共享单位

2020年3月，167,060幻影的股票被授予了某些Avangrid高管和员工。这些奖项将授予三在2020年、2021年和2022年以等额分期付款结算，现金金额将等于幻影股份数量乘以Avanggrid普通股在各自归属日期的收盘价，但须继续受雇。这些赔偿的负债是根据Avangrid普通股在每个报告日至结算日的收盘价来衡量的。2022年3月，$2根据这项计划，支付了100万美元来解决第三期也是最后一期。

2022年2月，9,000幻影的股票被授予了某些Avangrid高管和员工。这些奖项归于四在2022-2024年等额分期付款，在继续受雇的情况下，将以等于幻影股票数量乘以Avangrid普通股在各自归属日期的收盘价的现金金额结算。这些赔偿的负债是根据Avangrid普通股在每个报告日至结算日的收盘价来衡量的。2022年8月，$0.1支付了100万美元来支付第一笔分期付款，并在2023年2月和8月支付了总计$0.2根据这项计划，支付了1.6亿美元来解决第二和第三期付款。

2023年2月，81,000幻影的股票被授予了某些Avangrid高管和员工。这些奖项归于三在2024年、2025年和2026年等额分期付款，在继续受雇的情况下，将以等于幻影股票数量乘以Avangrid普通股在各自归属日期的收盘价的现金金额结算。这些赔偿的负债是根据Avangrid普通股在每个报告日至结算日的收盘价来衡量的。

截至2023年12月31日和2022年12月31日，影子股份单位的总负债为美元。2百万美元和美元0，分别计入其他流动负债和非流动负债。

包括在截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的综合损益表的“运营和维护”中的股票薪酬支出总额为#美元。14百万，$15百万美元和美元18分别为100万美元。截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日止各年度的股票薪酬安排所确认的所得税优惠总额为4百万，$4百万美元和美元5分别为100万美元。

以下是截至2023年12月31日Avanggrid的未归属PSU和RSU的状态以及截至2023年12月31日的财年期间的变化：

						PSU和RSU数量						加权平均授出日期公允价值
非既得余额-2022年12月31日						1,084,951						$	36.55
授与						1,068,326						$	29.30
被没收						(449,876)						$	35.30
既得						(244,110)						$	37.43
非既得余额-2023年12月31日						1,459,291						$	31.54

截至2023年12月31日，未归属的PSE、RSU和幻影股份的未确认成本总额为美元27万确认NSO、RSU和幻影股份成本的加权平均期大约为 5.2好几年了。

年内授予的PSU和RSU的加权平均授予日期公允价值为美元29.30截至2023年12月31日止年度的每股收益。

注27.后续事件

2024年2月15日，Avangrid董事会宣布季度股息为美元0.44每股其普通股。该股息于2024年4月1日支付给2024年3月1日营业结束时登记在册的股东。

158

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附表一-母公司财务报表

AVANGrid，Inc.（PARST）

牧场的浓缩财务信息

损益表

截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度

截至十二月三十一日止的年度，						2023						2022						2021
(百万)
营业收入						$	—					$	—					$	—
运营费用
运营费用						9						11						19
所得税以外的其他税种						7						(1)						(11)
总运营费用						16						10						8
营业(亏损)收入						(16)						(10)						(8)
其他收入
其他收入						127						49						22
子公司权益收益						837						999						756
利息支出						(248)						(117)						(93)
所得税前收入						700						921						677
所得税(福利)费用						(86)						40						(30)
净收入						$	786					$	881					$	707

请参阅附表I的随附注释。

159

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附表一-母公司财务报表

AVANGrid，Inc.（PARST）

牧场的浓缩财务信息

全面收益表

截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度

截至十二月三十一日止的年度，						2023						2022						2021
(百万)
净收入						$	786					$	881					$	707
子公司其他全面收益(亏损)						155						93						(162)
综合收益						$	941					$	974					$	545

请参阅附表I的随附注释。

160

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附表一-母公司财务报表

AVANGrid，Inc.（PARST）

牧场的浓缩财务信息

资产负债表

截至2023年和2022年12月31日

截至12月31日，						2023						2022
(百万)
资产
流动资产
现金和现金等价物						$	11					$	28
应收附属公司账款						416						190
子公司应收票据						1,912						1,440
预付款和其他流动资产						47						17
流动资产总额						2,386						1,675
对子公司的投资						22,244						20,588
其他资产
递延所得税						452						358
其他						3						3
其他资产总额						455						361
总资产						$	25,085					$	22,624
负债
流动负债
债务的当期部分						$	600					$	—
应付票据						1,331						396
应付给子公司的票据						977						557
应付账款和应计负债						1						7
应付给子公司的账款						2						3
应计利息						9						9
应计利息子公司						48						9
应付股息						170						170
其他流动负债						30						30
流动负债总额						3,168						1,181
衍生负债						63						86
非流动债务						1,406						1,977
与附属公司的非流动债务						800						—
非流动负债总额						2,269						2,063
总负债						5,437						3,244
权益
股东权益：
普通股						4						3
额外实收资本						17,701						17,694
库存股						(47)						(47)
留存收益						2,015						1,910
累计其他综合损失						(25)						(180)
总股本						19,648						19,380
负债和权益总额						$	25,085					$	22,624

请参阅附表I的随附注释。

161

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附表一-母公司财务报表

AVANGrid，Inc.（PARST）

牧场的浓缩财务信息

现金流量表

截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度

截至十二月三十一日止的年度，						2023						2022						2021
(百万)
经营活动中使用的现金净额						$	(298)					$	(742)					$	(397)
投资活动产生的现金流
子公司应收票据						(116)						(14)						130
对子公司的投资						(1,263)						(1,020)						(1,026)
子公司投资的资本回报						595						664						1,122
其他投资						—						—						300
投资活动提供的现金净额(用于)						(784)						(370)						526
融资活动产生的现金流
应付子公司短期票据收款（偿还），净额						14						1						(186)
短期应付票据收款（偿还）						935						397						(309)
与关联公司的非流动债务的收益（偿还）						800						—						(3,000)
普通股回购						—						—						(33)
普通股发行						(3)						(1)						3,998
已支付的股息						(681)						(681)						(613)
由融资活动提供(用于)的现金净额						1,065						(284)						(143)
现金及现金等价物净减少						(17)						(1,396)						(14)
现金和现金等价物，年初						28						1,424						1,438
现金和现金等价物，年终						$	11					$	28					$	1,424

补充现金流信息
支付利息的现金						$	181					$	86					$	74
缴纳(退还)所得税的现金						$	21					$	(33)					$	(15)

请参阅附表I的随附注释。

注1.请注意陈述的基础

Avanggrid，Inc.(Avangrid.)是一家控股公司，我们几乎所有的业务都通过我们的子公司进行。因此，我们的现金流和履行义务的能力在很大程度上取决于我们子公司的收益，以及它们以股息、贷款或垫款或偿还贷款和垫款的形式向我们分配或以其他方式向我们支付收益的情况。我们的简明财务报表和相关脚注是根据S-X法规210.12-04的规定编制的。我们的简明财务报表应与Avangrid及其子公司(AvangridGroup)的合并财务报表及其附注一起阅读。

Avangrate间接或直接拥有我们重要子公司的所有所有权权益。Avanggrid依靠我们子公司的股息或贷款为我们的主要股东提供股息资金。

艾凡格丽的重要会计政策与艾凡格丽集团的会计政策是一致的。就这些简明财务报表而言，Avangrate的全资和多数股权子公司是根据我们在子公司净资产中所占的比例进行记录的。

Avanggrid提交一份合并的联邦所得税申报单，其中包括我们所有子公司的应纳税所得额或亏损。每家附属公司均被视为综合集团的成员，并分别厘定其当期及递延税项，并根据Avangrate与我们成员之间的税项分摊协议，每年直接与Avangrate结算其目前的税项或利益。

162

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终止实质性最终协议

2023年12月31日，Avanggrid向新墨西哥州PNM Resources，Inc.发出通知，终止先前宣布的合并协议和计划(经2022年1月3日的合并协议修正案、2023年4月12日的合并协议修正案2和2023年6月19日的合并协议修正案3修订)，据此，新墨西哥州的全资子公司NM Green Holdings，Inc.同意与PNM Resources，Inc.合并并并入PNM Resources(合并子公司)，Pnmr作为Avangrate的直接全资子公司在合并中幸存下来。对合并协议的描述包括在Avangrate于2020年10月21日、2022年1月3日、2023年4月12日和2023年6月20日提交的当前8-K表格报告中，并通过引用并入本文。

除其他事项外，合并的条件是收到某些所需的监管批准，包括新墨西哥州公共管理委员会(NMPRC)的批准，并规定如果合并在纽约市时间2023年12月31日(结束日期)下午5：00之前仍未完成，合并协议可由Avangrid或PNMR终止。由于截至截止日期仍未收到NMPRC的必要批准，因此未能在截止日期前满足完成合并的条件，因此Avangrate行使了终止合并协议的权利。任何一方均未因终止合并协议而招致终止罚款。融资承诺书及相关附函协议于合并协议终止时自动终止。

鉴于合并协议的终止，Avanggrid于2024年1月8日提出动议，要求撤回其及其子公司新墨西哥州公共服务公司(PNM)就新墨西哥州公共服务公司(NMPRC)2021年12月8日的命令向新墨西哥州最高法院提交的上诉，该命令驳回了新墨西哥州公共服务公司(PNM)、新墨西哥州公共服务公司(PNM)和NMPRC程序中关于考虑联合合并申请的若干干预者达成的经修订的规定协议。

注2.普通股

截至2023年12月31日，Avangrid股本包括500,000,000授权的普通股股份， 387,872,787已发行及已发行股份386,770,915流通股，81.6其中%的股份由Iberdrola拥有，每个股份的面值为#美元。0.01，普通股总价值为美元4百万美元和额外支付的资本美元17,701万截至2022年12月31日，Avangrid股本包括 500,000,000授权的普通股股份， 387,734,757已发行及已发行股份386,628,586流通股，81.6其中%由Iberdrola拥有，每张面值为美元0.01，普通股资本总价值为美元3百万美元和额外支付的美元17,694万截至2023年和2022年12月31日，我们已 103,889和108,188分别以信托形式持有的普通股和不是已发行的可转换优先股。在截至2023年和2022年12月31日的年度内，我们发布了138,030和56,127分别发行普通股股份并发行 4,299和4,355分别以信托方式持有的普通股，每股面值为美元0.01.

我们与摩根大通证券有限责任公司维持回购协议。(JPM)根据该规定，JPM将不时代表Avangrid收购Avangrid的普通股股份。股票回购计划的目的是让Avangrid将Iberdrola的目标相对持股比例维持在 81.5%.股票回购计划可随时在通知后暂停或终止。2023年，有 不是根据股票回购计划进行回购。截至2023年12月31日，共有 997,983股票已在公开市场上回购，所有这些股票均计入Avangrid库藏股。截至2023年12月31日，所有回购的总成本（包括佣金）为美元47百万美元。

2024年2月15日，Avangrid董事会宣布季度股息为美元0.44每股其普通股。该股息于2024年4月1日支付给2024年3月1日营业结束时登记在册的股东。

注3。--长期债务

2017年，Avangrid发行了美元6002,000,000美元的本金总额3.15% 2024年到期的票据。

2019年5月16日，Avangrid发行美元7502,000,000美元的本金总额3.80% 2029年到期的票据。发行收益用于全部或部分为一个或多个符合条件的可再生能源发电设施融资和/或再融资。价格折扣和发行相关费用后的发行净收益为美元7431000万美元。

2020年4月9日，Avangrid发行美元750 2025年到期的无担保票据本金总额为百万美元，固定利率为 3.20%.价格折扣和发行相关费用后的发行净收益为美元7441000万美元。

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2020年12月14日，Avangrid和Iberdrola达成集团内部贷款协议，为Avangrid提供本金总额为美元的无担保次级贷款3,000 百万（Iberdrola贷款）。Iberdrola贷款于2021年用普通股发行的收益偿还 二私募。

2023年7月19日，我们与Iberdrola Financiación，SAU签订了绿色期限贷款协议本金总额为美元800亿美元将于2033年7月13日到期，利率为5.45%(集团内绿色贷款)。

说明4. 子公司支付的现金股息

子公司支付的现金股息如下：

截至十二月三十一日止的年度，						2023						2022						2021
(百万)
Avangrid Networks						$	595					$	645					$	970
Avangrid可再生能源						$	—					$	19					$	152

截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度，Avangrid向Networks注资了美元931百万，$986百万美元和美元1,011分别为100万美元。

2023年和2022年，Avangrid录得净非现金贡献和股息为美元122百万美元和美元473其子公司的应收票据和应付票据的账户余额分别为零。

第九项。与会计师在会计和财务披露方面的变更和分歧。

没有。

第9A项。控制和程序。

信息披露控制和程序的评估

我们的管理层在首席执行官(CEO)和首席财务官(CFO)的参与下，评估了截至本年度报告10-K表格所涵盖期间结束时，我们的披露控制和程序(如修订后的1934年证券交易法或交易法下的规则13a-15(E)和15d-15(E)所界定的)的有效性。基于这样的评估，我们的首席执行官和首席财务官得出的结论是，截至该日期，我们的披露控制和程序有效，可以合理地保证，公司根据交易所法案提交或提交的报告中要求披露的信息已(I)在美国证券交易委员会规则和表格中指定的时间段内记录、处理、汇总和报告，(Ii)积累并传达给公司管理层，包括其首席执行官和首席财务官，以便及时就所需披露做出决定。

关于财务报告内部控制的管理报告

根据《交易法》第13a-15(F)和15d-15(F)条的规定，Avangrate的管理层负责建立和维持对财务报告的充分内部控制。Avangrate的财务报告内部控制系统旨在为财务报告的可靠性提供合理保证，并根据美国公认会计原则为外部目的编制财务报表。Avangrate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、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录有关；

2.根据美国公认会计原则，提供必要的交易记录，以便编制财务报表，并确保公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；以及

3.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获得、使用或处置公司资产的行为。

由于固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。因此，即使是那些被确定为有效的系统，也只能在编制和列报财务报表方面提供合理的保证。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，或者对政策或程序的遵守程度可能会恶化。

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艾凡格丽管理层评估了截至2023年12月31日艾凡格丽对财务报告的内部控制的有效性。在进行这项评估时，管理层使用了特雷德韦委员会赞助组织委员会(2013年框架)(“COSO”)在“内部控制--综合框架”中提出的标准。基于这一评估，管理层确定我们对财务报告的内部控制自2023年12月31日起有效。

审计本10-K表所列财务报表的独立注册会计师事务所毕马威有限责任公司已发布了关于本公司财务报告内部控制有效性的报告，该报告见于本10-K表第二部分第8项。

内部控制的变化

在截至2023年12月31日的季度内，根据交易所法案规则13a-15(D)和15d-15(D)所要求的评估，我们对财务报告的内部控制没有发生重大影响或合理地可能对我们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。

内幕交易安排

在截至2023年12月31日的季度内，董事或公司高管通过、修改或已终止“规则10b5-1交易安排”或“非规则10b5-1交易安排”，每个术语在S-K条例第408(A)项中定义。

项目9C。披露妨碍检查的外国司法管辖区。

不适用。

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第三部分 

第10项。董事、高管和公司治理。

有关本公司行政人员的资料，请参阅本年度报告表格10-K的第I部分。本项目需要的其他信息是通过参考我们为2024年股东年会提交的委托书纳入的，该委托书将在截至2023年12月31日的财政年度的120天内提交给美国证券交易委员会。

Avanggrid拥有适用于所有员工、高级管理人员和董事的商业行为和道德准则，包括Avangrate的首席执行官、首席财务官、首席会计官、董事和其他高级财务官。该准则旨在为员工、管理层和董事会提供关于遵守法律的指导，并促进道德行为。如果需要，对该法规的任何修改或对其要求的任何豁免都将在该公司的网站www.avangrid.com上披露。

第11项。高管薪酬。

本项目所要求的信息是参考我们提交给美国证券交易委员会的2024年年度股东大会委托书纳入的，该年度股东大会将在截至2023年12月31日的财政年度的120天内提交。

第12项。若干实益拥有人的担保所有权及管理层及相关股东事宜。

本项目所要求的信息是参考我们提交给美国证券交易委员会的2024年年度股东大会委托书纳入的，该年度股东大会将在截至2023年12月31日的财政年度的120天内提交。

第13项。某些关系和相关交易，以及董事的独立性。

本项目所要求的信息是参考我们提交给美国证券交易委员会的2024年年度股东大会委托书纳入的，该年度股东大会将在截至2023年12月31日的财政年度的120天内提交。

第14项。首席会计师费用及服务费。

我们的独立注册会计师事务所是毕马威会计师事务所, 纽约州纽约市，审计师事务所ID：185

本项目所要求的信息是参考我们提交给美国证券交易委员会的2024年年度股东大会委托书纳入的，该年度股东大会将在截至2023年12月31日的财政年度的120天内提交。

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第IV部

 

 

第15项。展品和财务报表明细表。

A)本年度报告的表格10-K包括下列文件：

1.财务报表--我们的合并财务报表列于第二部分第8项“财务报表和补充数据”下。

2.财务报表明细表--我们的财务报表明细表载于第二部分第8项“财务报表和补充数据”。

3.物证--下列文书和文件作为物证列入本报告。

展品编号						展品说明
2.1						协议和合并计划，日期为2015年2月25日，由Avangrid，Inc.(前Iberdrola USA，Inc.)、Green Merger Sub，Inc.和UIL Holdings Corporation(通过引用作为附件2.1包含在我们于2015年7月17日提交给美国证券交易委员会的S-4表格注册声明中的委托书/招股说明书附件A而合并)。
2.2						PNM Resources，I Inc.，AvangridInc.和NM Green Holdings，Inc.之间的合并协议和计划，日期为2020年10月20日(通过引用附件2.1并入本文，以形成2020年10月21日提交给美国证券交易委员会的8-K文件)。
2.3						PNM Resources，Inc.、AvangridInc.和NM Green Holdings，Inc.之间的合并协议修正案，日期为2022年1月3日(通过引用附件2.1并入本文，以形成2022年1月3日提交给美国证券交易委员会的8-K文件)。
2.4						PNM Resources，Inc.、AvangridInc.和NM Green Holdings，Inc.之间的合并协议第二修正案，日期为2023年4月12日(通过引用附件99.1并入本文，以于2023年4月12日向美国证券交易委员会提交8-K文件)。
2.5						PNM Resources，Inc.和NM Green Holdings，Inc.之间的合并协议第三修正案，日期为2023年6月19日(通过引用附件99.1并入本文，以形成2023年6月20日提交给美国证券交易委员会的8-K文件)。
3.1						Avanggrid，Inc.的公司注册证书(在此通过引用附件3.2合并到2015年12月18日提交给证券交易委员会的Form 8-K)。
3.2						Avangrigd，Inc.修订和重新制定的章程(通过参考Avangrid2023年6月6日提交给美国证券交易委员会的委托书附件B并入本文)。
4.1						普通股证书样本(2015年10月21日向美国证券交易委员会提交的S-4/A表格，参照附件4.1并入本文)。
4.2						高级契约，日期为2010年10月7日，由UIL控股公司和纽约梅隆银行作为受托人(通过参考UIL控股公司于2010年10月7日提交给美国证券交易委员会的最新8-K表格报告的附件4.1而合并)。
4.3						第一补充契约，日期为2010年10月7日，由UIL控股公司和纽约梅隆银行作为受托人(通过参考UIL控股公司于2010年10月7日提交给美国证券交易委员会的最新8-K表格报告的附件4.2而合并)。
4.4						第二补充公司，日期为2015年12月16日，由UIL控股公司、Green Merger Sub，Inc.和纽约梅隆银行作为受托人(通过参考2015年12月18日提交给美国证券交易委员会的8-K表格4.2合并在此)。

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展品编号						展品说明
4.5						第三补充契约，日期为2016年12月19日，由AvangridInc.、UIL Holdings Corporation和纽约梅隆银行作为受托人(通过参考AVANGRID于2017年3月10日提交给美国证券交易委员会的截至2016年12月31日的财年10-K表格年度报告附件4.5而合并)。
4.6						本公司与作为受托人的纽约梅隆银行之间的契约，日期为2017年11月21日(本文通过参考2017年11月21日提交给美国证券交易委员会的附件4.1至Form 8-K而合并)。
4.7						第一补充契约，日期为2017年11月21日，由公司和作为受托人的纽约梅隆银行(Bank Of New York Mellon)作为受托人(在此通过参考附件4.2合并而于2017年11月21日提交给美国证券交易委员会的8-K表格)。
4.8						代表这些票据的全球票据格式(通过参考2017年11月21日提交给美国证券交易委员会的附件4.3至Form 8-K并入本文)。
4.9						第二补充契约，日期为2019年5月16日，由Avangrid，Inc.和纽约梅隆银行作为受托人(通过参考2019年5月16日提交给美国证券交易委员会的表4.2将其合并为Form 8-K)。
4.10						第三补充契约，日期为2020年4月9日，由公司和作为受托人的纽约梅隆银行(Bank Of New York Mellon)作为受托人(在此通过引用附件4.2合并为2020年4月9日提交给美国证券交易委员会的8-K表格)。
4.11						代表这些票据的全球票据形式(包括在本公司和作为受托人的纽约梅隆银行于2020年4月9日签署的第三份补充契约中，并通过引用Avangrate于2020年4月9日提交给美国证券交易委员会的当前8-K表格报告的附件4.2并入本文)。
4.12						根据1934年《证券交易法》第12节注册的艾万格丽德公司S证券简介(本文通过参考艾凡格丽公司于2020年3月2日提交给美国证券交易委员会的截至2019年12月31日的财政年度Form 10-K年度报告的附件4.9并入本文)。
4.13						股份购买协议，于2021年5月12日生效，由Iberdrola S.A.和Avangrate，Inc.(通过参考Avangrid2021年7月30日提交给美国证券交易委员会的截至2021年6月30日的Form 10-Q季度报告的附件4.1并入本文)。
4.14						股份购买协议，于2021年5月12日生效，由海德成员有限责任公司和Avanggrid，Inc.(通过参考Avangrid2021年7月30日提交给美国证券交易委员会的截至2021年6月30日的Form 10-Q季度报告的附件4.2合并而成)。
10.1						股东协议，日期为2015年12月16日，由Avangrid，Inc.和Iberdrola，S.A.签订(通过参考2015年12月18日提交给美国证券交易委员会的附件4.1将其合并为Form 8-K)。
10.2						为Iberdrola及其集团公司提供企业服务的框架协议和2015年7月16日的接受声明(通过参考2015年7月17日提交给美国证券交易委员会的附件10.28并入本文以形成S-4)。
10.3						作为发行方的Avanggrid，Inc.与多家交易商之间的商业票据交易商协议表(通过参考Avangrid2016年8月4日提交给美国证券交易委员会的截至2016年6月30日的10-Q季度报告的附件10.2而并入本文)。
10.4						替代协议，日期为2016年12月19日，由UIL控股公司和Avanggrid，Inc.(通过参考Avangrid2017年3月10日提交给美国证券交易委员会的截至2016年12月31日的财政年度Form 10-K年度报告的附件10.45合并而成)。

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展品编号						展品说明
10.5						修订和重新启动了Avangrate，Inc.综合激励计划(通过参考Avanggrid于2017年5月5日提交给美国证券交易委员会的截至2017年3月31日的季度报告Form 10-Q的附件10.1并入本文)。†
10.6						客户流动资金协议，日期为2017年12月1日，由AvangridInc.、美国银行、National Association、Iberdrola，S.A.、Iberdrola墨西哥公司、S.A.de C.V.和苏格兰电力有限公司签署(本文通过参考Avangrid截至2018年3月26日提交给美国证券交易委员会的财年Form 10-K年度报告的附件10.37而并入)。
10.7						承销协议，由AvangridInc.、BBVA Securities Inc.、BNP Paribas Securities Corp.、Citigroup Global Markets Inc.和Wells Fargo Securities，LLC签署，日期为2017年11月16日(本文通过引用附件1.1合并为Form 8-K，于2017年11月21日提交给美国证券交易委员会)。
10.8						缅因州中部电力公司和NSTAR电气公司于2018年6月13日签订的输电服务协议(d/b/a Everource)(通过参考Avangrid2018年8月2日提交给美国证券交易委员会的10-Q表格截至2018年6月30日的季度报告的附件10.2并入本文)。
10.9						缅因州中部电力公司、马萨诸塞州电力公司(d/b/a国家电网)和南塔基特电力公司(d/b/a国家电网)之间于2018年6月13日签订的输电服务协议(通过引用Avanggrid截至2018年6月30日的10-Q表格季度报告的附件10.3并入本文)。
10.10						缅因州中部电力公司和Fitchburg Gas&Electric Light Company(d/b/a Unitil)于2018年6月13日签订的输电服务协议(通过参考Avangrid2018年8月2日提交给证券交易委员会的10-Q表格截至2018年6月30日的季度报告的附件10.4而并入本文)。
10.11						缅因州中部电力公司与总部能源服务公司(美国)于2018年6月13日签署的输电服务协议公司(在此引用Avanggrid于2018年8月2日提交给美国证券交易委员会的截至2018年6月30日的Form 10-Q季度报告的附件10.5)。
10.12						缅因州中部电力公司与总部能源服务公司(美国)于2018年6月13日签署的输电服务协议公司(在此引用Avanggrid于2018年8月2日提交给美国证券交易委员会的截至2018年6月30日的Form 10-Q季度报告的附件10.6)。
10.13						缅因州中部电力公司与总部能源服务公司(美国)于2018年6月13日签署的输电服务协议Inc.(在此引用Avanggrid于2018年8月2日提交给美国证券交易委员会的截至2018年6月30日的Form 10-Q季度报告的附件10.7)。
10.14						缅因州中部电力公司与总部能源服务公司(美国)于2018年6月13日签署的输电服务协议公司(在此引用Avanggrid于2018年8月2日提交给美国证券交易委员会的截至2018年6月30日的Form 10-Q季度报告的附件10.8)。
10.15						道格拉斯·K·斯图弗与Avanggrid Management Company，LLC之间于2018年7月8日生效的雇佣协议(合并于此，参考Avangrate于2018年7月20日提交给美国证券交易委员会的当前8-K表格报告的附件10.1)。†
10.16						缅因州中部电力公司和NSTAR电气公司之间于2018年10月9日签署的输电服务协议第一修正案(d/b/a Everource)(通过参考2018年10月15日提交给美国证券交易委员会的附件10.1以8-K形式合并于此)。

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展品编号						展品说明
10.17						缅因州中央电力公司、马萨诸塞州电力公司(d/b/a国家电网)和南塔基特电力公司(d/b/a国家电网)于2018年10月9日签署和之间的输电服务协议第一修正案(通过引用附件10.2并入本文，以形成于2018年10月15日提交给美国证券交易委员会的8-K表格)。
10.18						缅因州中部电力公司与费奇堡天然气和电灯公司之间于2018年10月9日签署的输电服务协议第一修正案(d/b/a Unitil)(通过参考2018年10月15日提交给美国证券交易委员会的附件10.3以8-K形式合并于此)。
10.19						承销协议，日期为2019年5月14日，由Avanggrid，Inc.、法国农业信贷证券(美国)公司、MUFG Securities America Inc.、Citigroup Global Markets Inc.和Wells Fargo Securities，LLC签署(通过引用附件1.1并入本文，以形成2019年5月16日提交给美国证券交易委员会的8-K表格)。
10.20						Avangrid，Inc.、几家贷款人、瑞穗银行有限公司和丰业银行于2019年12月31日签署的定期贷款信贷协议(通过引用附件10.1合并于2020年1月7日提交给美国证券交易委员会的Form 8-K)。
10.21						承销协议，日期为2020年4月7日，由Avanggrid，Inc.和BBVA Securities Inc.、BNP Paribas Securities Corp.、BofA Securities，Inc.和MUFG Securities America Inc.作为其中指定的几家承销商的代表签署和签订(本文通过参考附件1.1并入，以2020年4月9日提交给美国证券交易委员会的Form 8-K为参考)。
10.22						对输电服务协议的第二修正案以及缅因州中部电力公司和NSTAR电气公司之间于2020年6月25日的转让同意书(d/b/a Everource)(通过参考Avangrid2020年7月31日提交给证券交易委员会的10-Q表格季度报告的附件10.4并入本文)。
10.23						对输电服务协议的第二次修订以及缅因州中部电力公司、马萨诸塞州电力公司(d/b/a国家电网)和南塔基特电力公司(d/b/a国家电网)之间于2020年6月25日的转让同意书，在此合并，以参考Avangrate于2020年7月31日提交给美国证券交易委员会的10-Q表格季度报告的附件10.5)。
10.24						对输电服务协议的第二次修订以及缅因州中部电力公司与Fitchburg Gas and Electric Light Company之间于2020年6月25日达成的转让同意书(d/b/a Unitil)(通过参考Avangrid2020年7月31日提交给美国证券交易委员会的10-Q表格季度报告的附件10.6并入本文)。
10.25						缅因州中部电力公司和总部能源服务(美国)于2020年6月25日签署的输电服务协议第二修正案和转让同意书公司(在此引用Avanggrid于2020年7月31日提交给证券交易委员会的截至2020年6月30日的Form 10-Q季度报告的附件10.7)。
10.26						缅因州中部电力公司和总部能源服务(美国)于2020年6月25日签署的输电服务协议第二修正案和转让同意书Inc. (在此引用Avanggrid于2020年7月31日提交给美国证券交易委员会的截至2020年6月30日的季度报告Form 10-Q的附件10.8)。
10.27						缅因州中部电力公司和总部能源服务(美国)于2020年6月25日签署的输电服务协议第二修正案和转让同意书公司(在此引用Avanggrid于2020年7月31日提交给美国证券交易委员会的截至2020年6月30日的Form 10-Q季度报告的附件10.9)。
10.28						缅因州中部电力公司和总部能源服务(美国)于2020年6月25日签署的输电服务协议第二修正案和转让同意书公司(在此引用Avanggrid于2020年7月31日提交给证券交易委员会的截至2020年6月30日的Form 10-Q季度报告的附件10.10)。

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展品编号						展品说明
10.29						Avanggrid，Inc.和Iberdrola，S.A.于2020年12月14日签署的集团内贷款协议(本文通过引用附件10.1并入，以形成于2020年12月18日提交给美国证券交易委员会的8-K表格)。
10.30						Avanggrid Management Company，LLC之间的雇佣协议，日期为2021年3月15日。和Catherine S.Stempien(在此引用Avangrid2023年2月22日提交给证券交易委员会的截至2022年12月31日的10-K表格年度报告的第10.42号附件)。†
10.31						Avanggrid，Inc.和Iberdrola，S.A.于2021年4月15日签署的附函协议(通过参考Avanggrid于2021年4月16日提交给美国证券交易委员会的8-K表格当前报告的附件10.1而并入本文)。
10.32						Avanggrid Management Company，LLC之间于2021年6月13日签订的雇佣协议。和R斯科特·马奥尼(通过参考2021年7月16日提交给美国证券交易委员会的Avangrid8-K表格当前报告的附件10.1并入本文)。†
10.33						重组协议，日期为2021年9月15日，由CI-II Park Holding LLC、CI III Park Holding LLC、CI IV Master Devco LLC、AvangridRenewables、LLC和Vineyard Wind LLC达成。(在此引用Avanggrid于2021年9月21日提交给证券交易委员会的8-K表格当前报告的附件10.1)。
10.34						截至2021年11月23日，AvangridInc.、纽约州电力和天然气公司、罗切斯特天然气和电力公司、缅因州中部电力公司、联合照明公司、康涅狄格州天然气公司、南康涅狄格州天然气公司、伯克希尔天然气公司和若干贷款人之间的循环信贷协议，作为行政代理的瑞穗银行有限公司、Banco Bilbao Vizcaya阿根廷银行、S.A.纽约分行和Santander Bank，N.A.作为美国银行，N.A.和JPMorgan Chase Bank，N.A.，N.A.的联合文件代理。作为联合辛迪加代理，Banco Bilbao Vizcaya阿根廷银行纽约分行作为可持续发展代理，瑞穗银行、美国银行证券公司、摩根大通银行、三菱UFG银行、西班牙对外银行证券公司和桑坦德银行作为联合牵头安排人和联合簿记管理人(在此合并，参考Avangrid于2021年11月24日提交给美国证券交易委员会的8-K表格当前报告的附件10.1)。
10.35						幻影奖励协议表(结合于此，参考2022年4月29日提交给证券交易委员会的Avanggrid截至2022年3月31日的Form 10-Q季度报告的附件10.1)。†
10.36						Avanggrid Management Company，LLC和Pedro Azagra Blázquez之间的雇佣协议，日期为2022年6月1日(结合于此，参考Avangrid2022年7月27日提交给证券交易委员会的截至2022年6月30日的Form 10-Q季度报告的附件10.1)。†
10.37						Avanggrid Management Company，LLC和Patricia Cosel之间的雇佣协议，日期为2022年6月29日(结合于此，参考Avangrid2022年7月27日提交给证券交易委员会的截至2022年6月30日的10-Q表格季度报告的附件10.2)。†
10.38						限制性股票奖励协议表格(在此引用Avanggrid公司于2023年2月22日向证券交易委员会提交的截至2022年12月31日的10-K表格年度报告的附件10.51)。†
10.39						Avanggrid Renewables，LLC和Jose Antonio Miranda Soto之间的雇佣协议，日期为2021年10月12日(结合于此，参考Avangrid2023年4月26日提交给证券交易委员会的截至2023年3月31日的Form 10-Q季度报告的附件10.1)。†

171

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展品编号						展品说明
10.40						修订和重新制定的高管可变薪酬计划(在此并入参考Avangrid2023年4月26日提交给证券交易委员会的截至2023年3月31日的Form 10-Q季度报告的附件10.2)。†
10.41						日期为2023年7月18日的Justin Lagse和AvangridManagement Company，LLC之间的邀请函(本文通过引用附件10.1并入，形成2023年7月21日提交给美国证券交易委员会的8-K/A表格)。
10.42						日期为2023年7月17日的循环信贷协议第2号修正案，截至2021年11月21日，AvangridInc.、纽约州电力公司、罗切斯特天然气公司、缅因州中部电力公司、联合照明公司、康涅狄格州天然气公司、南康涅狄格州天然气公司、伯克希尔天然气公司、几家贷款人、瑞穗银行作为行政代理、MUFG银行、Banco Bilbao Vizcaya阿根廷银行、S.A.纽约分行和Santander Bank，N.A.作为共同文件代理，作为联合辛迪加代理的N.A.和JPMorgan Chase Bank，作为可持续发展代理的Banco Bilbao Vizcaya阿根廷银行纽约分行，以及作为联合牵头安排人和联合簿记管理人的瑞穗银行有限公司、美国银行证券公司、摩根大通银行、三菱UFG银行、西班牙对外银行证券公司和桑坦德银行(在此引用附件10.1以形成2023年7月21日提交给证券交易委员会的8-K表格)。
10.43						集团内部绿色贷款协议，日期为2023年7月19日，由Avanggrid，Inc.和Iberdrola Financiación，S.A.U签订(本文通过引用附件10.2并入，以形成2023年7月21日提交给美国证券交易委员会的8-K表格)。
10.44						Avanggrid，Inc.和Iberdrola Financiación，S.A.U于2023年7月19日签署的集团内信贷协议(通过引用附件10.3并入本文，以形成2023年7月21日提交给美国证券交易委员会的8-K表格)。
10.45						Avanggrid，Inc.和Iberdrola Financiación，S.A.U之间于2023年6月30日发出的白金承诺函的附函(通过参考2023年7月21日提交给美国证券交易委员会的附件10.4以Form 8-K形式合并)。
10.46						商业票据发行和支付代理协议日期为2022年9月13日，发行人为AvangridInc.，发行和支付代理为Deutsche Bank Trust Company America。*
10.47						股权出资协议，日期为2023年10月24日，由葡萄园风投赞助商合伙公司1 LLC、摩根大通银行和美国银行签署*
10.48						业绩份额单位奖励协议书格式。†*
10.49						《担保第二修正案》，于2023年10月24日在Avanggrid，Inc.和U.S.Bank Trust Company，N.A.之间签署*
10.50						担保协议，日期为2023年12月13日，由Avangrid，Inc.签发，受益人为美国银行、摩根大通银行和富国银行*
21.1						注册人的重要子公司。*
23.1						Avangrid，Inc.的独立注册会计师事务所KPMG LLP的同意 *
31.1						根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第302条通过的规则13 a-14（a）和15 d-14（a）的首席执行官认证。*
31.2						根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第302条通过的规则13 a-14（a）和15 d-14（a）的首席财务官认证。*

172

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展品编号						展品说明
32						首席执行官和首席财务官认证根据美国法典18第1350条，根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第906条通过。*
97.1						根据根据17 CFR 240.10D-1采用的纽约证券交易所上市标准的要求，与追回错误判给的赔偿有关的政策。ð *
101.INS						内联XBRL实例文档-实例文档不显示在交互数据文件中，因为其XBRL标记嵌入在内联XBRL文档中。
101.SCH						内联XBRL分类扩展架构文档。*
101.CAL						内联XBRL分类扩展计算链接库文档。*
101.DEF						内联XBRL分类扩展定义Linkbase文档。*
101.LAB						内联XBRL分类扩展标签Linkbase文档。*
101.PRE						内联XBRL分类扩展演示文稿Linkbase文档。*
104						该公司截至2023年12月31日的年度10-K表格年度报告的封面页，格式为Inline BEP，包含在附件101中。

*			现提交本局。

†			补偿计划或协议。

上述附件列表不包括定义Avangrid，Inc.某些长期债务持有人权利的工具。及其子公司，其中根据该工具授权发行的证券总额不超过Avangrid，Inc.总资产的百分之十（10%）。及其子公司合并;和Avangrid，Inc.特此同意应要求向SEC提供每份此类文书的副本。

第16项。表格10-K摘要。

没有。

173

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签名

根据1934年《证券交易法》第13或15(D)节的要求，注册人已正式授权下列签署人代表其签署本报告。

Avangrid，Inc.

日期：

2024年2月22日

发信人：

/s/佩德罗·阿扎格拉·巴斯克斯

佩德罗·阿扎格拉·布拉兹克斯

董事和首席执行官

根据1934年《证券交易法》的要求，本报告已由以下人员以登记人的身份在指定日期签署。

签名

标题

日期

/s/佩德罗·阿扎格拉·巴斯克斯

董事和首席执行官 (首席行政主任)

2024年2月22日

佩德罗·阿扎格拉·布拉兹克斯

/s/贾斯汀·B. Lagasse

高级副总裁-首席财务官兼财务总监 （首席财务官和首席会计官）

2024年2月22日

贾斯汀·B Lagasse

/s/伊格纳西奥·S.加兰

董事会主席

2024年2月22日

伊格纳西奥·S·加拉恩

/s/ John E. Baldacci

董事

2024年2月22日

John E. Baldacci

/s/丹尼尔·阿尔凯恩·洛佩斯

董事

2024年2月22日

丹尼尔·阿尔凯恩·洛佩斯

/s/罗伯特·达菲

董事

2024年2月22日

罗伯特·达菲

/s/特蕾莎·赫伯特

董事

2024年2月22日

特蕾莎·赫伯特

/s/帕特里夏·雅各布斯

董事

2024年2月22日

帕特里夏·雅各布斯

/s/约翰·L.勒西

董事

2024年2月22日

John L.勒西

/s/圣地亚哥·马丁内斯·加里多

董事

2024年2月22日

圣地亚哥·马丁内斯·加里多

/s/何塞·桑兹无敌舰队

董事

2024年2月22日

何塞·S？阿尔马达

/s/艾伦·D.所罗门蒙

董事

2024年2月22日

艾伦·D所罗门蒙

/s/卡米尔·约瑟夫·瓦拉克

董事

2024年2月22日

卡米尔·约瑟夫·瓦拉克

/s/奥古斯丁·德尔加多·马丁

董事

2024年2月22日

奥古斯丁·德尔加多·马丁

/s/玛丽亚·法蒂玛·巴涅斯·加西亚

董事

2024年2月22日

玛丽亚·法蒂玛·巴涅斯·加西亚

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