假象2022财年0001634997P4Y111111111111111P3YP3YHttp://fasb.org/us-gaap/2022#RevenuesHttp://fasb.org/us-gaap/2022#RevenuesHttp://fasb.org/us-gaap/2022#RevenuesHttp://fasb.org/us-gaap/2022#RevenuesHttp://fasb.org/us-gaap/2022#RevenuesHttp://fasb.org/us-gaap/2022#Revenueshttp://fasb.org/us-gaap/2022#Revenues http://fasb.org/us-gaap/2022#UtilitiesOperatingExpensePurchasedPowerhttp://fasb.org/us-gaap/2022#Revenues http://fasb.org/us-gaap/2022#UtilitiesOperatingExpensePurchasedPowerhttp://fasb.org/us-gaap/2022#Revenues http://fasb.org/us-gaap/2022#UtilitiesOperatingExpensePurchasedPowerhttp://fasb.org/us-gaap/2022#Revenues http://fasb.org/us-gaap/2022#UtilitiesOperatingExpensePurchasedPowerhttp://fasb.org/us-gaap/2022#Revenues http://fasb.org/us-gaap/2022#UtilitiesOperatingExpensePurchasedPowerhttp://fasb.org/us-gaap/2022#Revenues http://fasb.org/us-gaap/2022#UtilitiesOperatingExpensePurchasedPowerhttp://fasb.org/us-gaap/2022#Revenues 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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, 2022

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：☒

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☐*☒

Avangrid，Inc.的总市值'非附属公司持有的有投票权和无投票权普通股，参考Avangrid，Inc.最后一个营业日普通股最后一次出售的价格计算。最近完成的第二财年（2022年6月30日）为美元3,262根据每股46.12美元的收盘价计算，价值100万美元。

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：386,637,276截至2023年2月21日，面值0.01美元的普通股已发行。

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2023年股东年度会议相关的委托书的指定部分已通过引用纳入第三部分，具体内容如下。

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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。						41
项目2.财产						41
项目3.法律诉讼						42
第4项矿山安全信息披露						42
关于我们的执行官员的信息						42
第II部						44
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。						44
项目6.保留						45
项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析						45
第7A项。关于市场风险的定量和定性披露						82
项目8.财务报表和补充数据						85
第九项会计和财务披露方面的变更和分歧。						176
第9A项。控制和程序。						176
项目9B。其他信息。						177
项目9C。关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露						177
第三部分						178
项目10.董事、行政人员和公司治理						178
第11项.行政人员薪酬						178
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。						178
第十三条某些关系和相关交易，以及董事的独立性。						178
项目14.首席会计师费用和服务						178
第IV部						179
项目15.证物和财务报表附表						179
项目16.表格10-K摘要						185
签名						186

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10-K表格中提及的“AVANGRID”、“公司”、“我们”、“我们的”和“我们”均指Avangrid，Inc.及其合并子公司。

2016年联合提案						NYSEG和RG & E以及其他一些签署方于2016年6月15日获得NYPAC批准的联合提案，即从2016年5月1日开始的电力和天然气服务三年费率计划。
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。
阿美族						自动计量基础设施
AOCI						累计其他综合收益
ARHI						Avangrid Renewables Holdings，Inc
ARP						另类收入计划
ASC						会计准则编撰
阿斯纳特						Asnat Realty，LLC
军团						美国陆军工程兵团
阿罗						资产报废债务
Avangrid						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
差价合约						差价合约
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》
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

1

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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》
燃气						Entor Gas，LLC
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
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》
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，将PMR与合并为合并子公司，PMR继续作为幸存的公司和AVANGrid的全资子公司。
合并协议						AVANGUID、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2022年1月3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。

2

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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
MPRP						缅因州电力可靠性计划
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
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
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
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

3

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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之间日期为2021年4月15日的有关物品的侧信协议
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
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；

•努力维持响应灵敏的ESG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款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；

•习惯业务和市场相关风险，包括保修限制和到期以及PPA到期或提前终止。

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

•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。

•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；

•有效实施和维护财务报告内部控制的能力;

•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；

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•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；

•气候变化、天气模式波动和极端天气事件的影响；

•我们完成拟议合并的能力(定义如下)、拟议合并的预期时间和条款、我们实现拟议合并的预期效益的能力以及我们管理拟议合并的风险的能力，例如与运营和维护大型输电网络、化石燃料和核电站相关的风险；

•灾难性或地缘政治事件，如新冠肺炎疫情，对商业和经济状况的影响，包括但不限于消费者支付行为和供应链延误的影响，以及从疫情或其他类似事件中恢复的速度；

•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。

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第一部分

 

 

第1项。业务

概述

AVANGRID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AVANGRID的价值观和原则中，环境、社会、治理和财务可持续性是推动我们业务战略的关键优先事项。

AVANGRID在24个州拥有约410亿美元的资产和业务，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9.2千兆瓦的电力装机容量，主要通过风能和太阳能发电，在美国22个州都有业务。AVANGRID支持联合国成员国批准的可持续发展目标的实现，连续第四年被伦理研究所评为2022年全球最具道德的公司之一，并被福布斯列为2022年最佳州雇主，并被Just Capital评为2022年最公正的100家公司之一，这是美国上市公司第三次年度最公正的排名。AVANGRID拥有约7600名员工。Iberdrola S.A.或Iberdrola公司(阿诺尼马社会报)根据全球能源行业领先者西班牙王国的法律成立，直接拥有AVANGRID普通股流通股的81.6%。AVANGRID的主要业务介绍如下。

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2022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，包括在传输率方面。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2022年12月31日，我们的风能、太阳能和热能装机容量合计为9,206兆瓦，包括可再生能源在联合项目中的份额，其中8,061兆瓦是风电装机容量。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2022年12月31日，约74%的产能与PPA签订了合同，平均期限约为10年，另外15%的产量进行了对冲。AVANGRID是三家公司之一

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基于截至2022年12月31日的装机容量，美国最大的风力运营商，并努力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。可再生能源的装机容量包括美国21个州的67个风力发电场和5个太阳能设施。

建议与Pnmr合并

2020年10月20日，AVANGRID、新墨西哥州公司PNM Resources，Inc.和新墨西哥州公司、AVANGRID的全资子公司NM Green Holdings，Inc.，或Merge Sub，签订了一项协议和合并计划，根据该协议，Merger Sub预计将与PNMR合并并并入PNMR，PNMR将作为AVANGRID或合并的直接全资子公司继续存在。根据合并协议，除(I)由AVANGRID、Merger Sub、PNMR或AVANGRID或PNMR的任何全资子公司拥有的已发行的PNMR普通股(将在合并完成时自动注销)和(Ii)由未投票赞成或书面同意合并的持有者持有的PNMR普通股股份(有权并已要求为该等股份的公允价值付款的持有人)外，在完成合并时，将转换已发行和已发行的PNMR普通股(不包括(I)由AVANGRID、Merger Sub、PNMR或AVANGRID或PNMR的任何全资子公司拥有的已发行PNMR普通股，该股份将在合并完成时自动注销)，有权获得50.30美元的现金或合并对价，或约43亿美元的总对价。关于合并，Iberdrola提供了Iberdrola资金承诺书，根据该承诺书，Iberdrola单方面同意向AVANGRID提供或安排向AVANGRID提供完成合并所需的资金，包括支付合并总对价。2021年4月15日，AVANGRID与Iberdrola签订了附函协议，其中规定了与资金承诺函或附函协议有关的某些条款和条件。附函协议规定，AVANGRID根据融资承诺函以债务形式提取的任何款项，应按相当于3个月伦敦银行间同业拆借利率(LIBOR)的利率加以360天年利率为基础计算的0.75%的年利率计息，自融资承诺函日期起，AVANGRID应向Iberdrola支付相当于融资承诺函中规定的未提取部分年利率0.12%的融资费。2021年2月12日，PNMR的股东批准了拟议中的合并。截至11月1日，合并已获得新墨西哥州公共监管委员会(NMPRC)以外的所有监管批准。2021年11月1日，NMPRC合并程序听证审查员在就此事进行公开听证和简报后，就PNMR、AVANGRID和NMPRC程序中的多名干预者就2021年6月联合合并申请的审议达成的经修订的规定协议发出了不利建议。2021年12月8日，NMPRC发布命令，驳回修改后的规定协议。2022年1月3日，AVANGRID和PNMR向新墨西哥州最高法院提交了对NMPRC 2021年12月8日决定的上诉通知。问题陈述于2022年2月2日提交，首席案情摘要于2022年4月7日提交。2022年6月14日，NMPRC提交了答辩书。2022年6月13日，参与合并程序的新能源经济提交了答辩简报。AVANGRID的回复简报于2022年8月5日提交。2022年2月24日，FCC批准延长与合并相关的运营许可证转让的批准，并于2022年8月9日进一步延长。2022年9月21日，新能源经济向NMPRC提交了一份证明理由的动议，指控AVANGRID和PNMR从事误导性的联合广告和赞助策略，并要求进行调查。AVANGRID于2022年10月11日提交了对提出理由的动议的答复。我们不能预测这一诉讼的结果。

此外，于2022年1月3日，AVANGRID、PNMR及Merge Sub订立合并协议修正案，据此，AVANGRID、PNMR及Merge Sub各自同意将完成合并的“结束日期”延至2023年4月20日。双方在修正案中承认，尚未获得NMPRC所需的监管批准，各方合理地确定，在2022年4月20日之前不会获得此类未完成的批准。鉴于这一悬而未决的批准，各方决定批准修正案。经修订后，在某些情况下，AVANGRID和PNMR可终止合并协议，包括如果合并未于2023年4月20日完成(如果完成合并前的所有条件(与获得监管批准相关的条件除外)均已满足或放弃，则AVANGRID和PNMR经双方同意可延长三个月)。在上述上诉待决期间，某些所需的监管批准和同意可能会过期，AVANGRID和PNMR将根据情况重新申请和/或申请延长此类批准。此外，完成合并须符合某些条件，包括订立协议，规定退出Four Corners发电厂的所有所有权权益，并提交所需的文件，以及某些其他惯常的完成条件。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。

有关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、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24。

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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，并命名为能源东方公司。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AVANGRID普通股18.5%的流通股，Iberdrola拥有剩余股份。

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；

•为康涅狄格州天然气客户提供服务的SCG；

•为康涅狄格州的天然气客户提供服务的压缩天然气;

•BGC，为马萨诸塞州西部的天然气客户提供服务;以及

•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2022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						$	3.9					916,521						15,412,000						271,623						55,590,000
RG & E						$	2.7					390,455						7,361,000						322,926						58,884,000
CMP						$	2.6					659,948						9,224,000						—						—
MNG						$	0.1					—						—						5,935						2,202,000
用户界面						$	2.0					343,957						4,873,000						—						—
SCG						$	0.7					—						—						208,010						36,031,000
天然气						$	0.6					—						—						184,678						36,799,000
BGC						$	0.1					—						—						40,750						10,219,000
总计						$	12.7					2,310,881						36,870,000						1,033,922						199,725,000

(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2022年12月31日的最佳估计计算得出的。

在过去的五年中，网络公司投资了89亿美元，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

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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)的集成和管理的灵活性。

纽约

2022年，NYSEG和RG&E拥有的九座水电站产生了约187,800兆瓦时的清洁水电，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26,000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。

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和魁北克水电联合提出的新英格兰清洁能源连接(NECEC)输电项目，在马萨诸塞州联邦83D清洁能源征求建议书中被马萨诸塞州电力公用事业公司和马萨诸塞州能源资源部(Doer)选中。拟议中的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。该项目预计总成本约为14亿美元，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。截至2022年12月31日，我们已在NECEC项目上投资了约5.85亿美元。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。

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费率基数

以下税率基准值是使用截至12月31日、2022年、2021年和2020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						2022						2021						2020
						(单位：百万)
NYSEG电气						$	3,181					$	2,776					$	2,408
NYSEG天然气						726						715						703
RG&E电气						2,082						1,911						1,566
RG&E燃气						597						553						492
纽约小计						6,586						5,955						5,169
化学机械抛光距离						1,120						1,014						982
CMP传输						1,520						1,493						1,448
MNG						82						87						77
缅因州小计						2,722						2,594						2,507
UI Dist						1,253						1,240						1,170
用户界面传输						730						699						662
SCG						673						602						588
天然气						559						515						524
康涅狄格州小计						3,215						3,056						2,944
BGC						135						128						124
总计						$	12,658					$	11,733					$	10,744

可再生能源

可再生能源业务总部位于俄勒冈州波特兰市和马萨诸塞州波士顿市，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，是美国可再生能源生产的领导者之一。装机容量。可再生能源的主要业务是陆上风能发电，截至2022年12月31日，该业务约占可再生能源总装机容量的95%。截至2022年12月31日的一年中，可再生能源通过风力发电生产了19，683，719兆瓦时的能源。截至2022年12月31日，可再生能源公司拥有25，584兆瓦（陆上19，645兆瓦，海上5，939兆瓦）的未来可再生能源项目管道，处于不同的开发阶段。

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随后在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。

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葡萄园风电1号有限责任公司正在开发，并已开始建设葡萄园风电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项目预计将为马萨诸塞州40多万户家庭和企业生产清洁能源，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，起始价为65美元/兆瓦时，每年递增2.5%，另外50%的项目的价格，起步价为74美元/兆瓦时，每年递增2.5%。

可再生能源公司正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，将通过与康涅狄格州配电公司的合同为康涅狄格州居民提供清洁、可靠的能源。该项目与康涅狄格州的配电公司签订了为期20年的PPA，包括UI，平均价格为79.83美元/兆瓦时，这是基于62.50美元的起始价，该起始价每年上涨2.5%。关于Park City Wind项目，可再生能源已同意进行善意谈判，以调整价格，如果该项目受益于项目盈利能力的任何改善，可以获得超过18%的投资税收抵免(ITCs)。这两个项目预计将在2024年至2026年投入使用，但需获得许可并进行合同谈判。在康涅狄格州，与EDC、州和监管官员以及其他利益相关者的讨论仍在进行中，讨论可能对公园城市风能PPA进行修正。

2021年12月，也将位于租赁区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与马萨诸塞州的配电公司签署了1200兆瓦的合同。该项目有20年的PPA，平均价格为76.06美元/兆瓦时，这是基于59.60美元的起始价，年增长率为2.5%。英联邦风能的许可预计将在2024年基本完成。2022年10月20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)之间合同的程序一个月，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，包括但不限于对合同的某些修订。这项动议于2022年11月4日被DPU驳回。在11月4日的命令中，DPU指示Federal Wind表明它是希望推进合同，还是提出驳回DPU诉讼的请求。2022年11月14日，Federal Wind回应了DPU的命令，表示虽然它坚信暂停程序符合各方的最佳利益，但如果DPU不支持暂停，那么适当的行动是DPU继续进行程序，以便各方能够继续进行讨论，以实现一个可融资和经济上可行的项目。2022年12月16日，在得出结论认为，正在进行的讨论不太可能产生一条可行的道路，允许项目根据合同向前推进后，Federal Wind向DPU提出了驳回动议，要求驳回DPU的程序，理由是合同没有也不能满足批准所需的法定标准。Federal Wind的动议进一步指出，未来的最佳途径是将合同产能包括在下一次马萨诸塞州海上风能招标中，Federal Wind致力于继续开发该项目，并将参与此次招标，为马萨诸塞州提供一个具有成本效益的定价、优越的完工时间表和特殊的发展机会。2022年12月30日，尽管Federal Wind提出了驳回的动议，DPU还是批准了这些合同。2023年1月19日，联邦风电公司就12月30日的DPU命令向马萨诸塞州最高司法法院提出上诉。

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。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。市场上的涡轮机供应商数量有限。截至2022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总共提供了占可再生能源风电装机容量70%的涡轮机。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以加快税收折旧，可再生能源与第三方投资者就其部分风能和太阳能发电场达成了“税收股权”融资结构。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。有关可再生能源风力发电属性的更多信息，请参阅“-属性-可再生能源”。

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此外，作为可再生能源产品组合的一部分，可再生能源运营着两个热力发电设施，截至2022年12月31日，总装机容量为636兆瓦。可再生能源公司与俄勒冈州克拉马斯瀑布市密切合作开发克拉马斯发电厂，目前装机容量为536兆瓦。克拉马斯工厂的运作方式是从单一的天然气燃料来源产生两种有用的能源--电力和工艺蒸汽。此外，可再生能源运营着一座高度灵活的100兆瓦克拉马斯调峰电厂，毗邻克拉马斯发电厂，为可再生能源的客户提供额外的能力，以满足他们夏季和冬季的高峰电力需求。

除了风能资产，可再生能源还运营着五个太阳能光伏设施，装机容量为324兆瓦。在截至2022年12月31日的一年中，太阳能光伏设施生产了超过317,580兆瓦时的可再生能源。2022年，太阳能发电占可再生能源总发电量的2.0%。

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。

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、费率、传输或

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州际商业、联锁员和董事职位的电力批发销售，以及公用事业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制定了11.14%的基本输电ROE，并为新英格兰地区输电组织(RTO)的参与提供了50个基点的输电设施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第二部分任何条款以及根据其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还规定对违反FPA第二部分的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，北美电气可靠性公司(NERC)已被FERC认证为北美电气可靠性组织，负责制定和监督适用于美国各地的电气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。

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案或多德-弗兰克法案，监控实物和期货能源大宗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。关于电力和天然气的实物购买和销售，聚集储存，

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对于这些能源商品的传输和交付，以及我们的一些运营子公司进行的任何相关交易或对冲交易，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，根据其成本收回向客户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。

由于纽约、缅因州、康涅狄格州和马萨诸塞州的公用事业行业重组，网络公司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供应。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，但大多数客户都得到了通过MPUC采购流程提供的基准标准报价服务。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。其中某些市场根据地理位置、输电限制和其他因素制定价格，称为区位边际价格，反映能源、容量或某些辅助服务的价值。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。

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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。网络在纽约、缅因州、康涅狄格州和马萨诸塞州的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。Network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，其传输线的选址受康涅狄格州选址委员会或CSC的管辖，以及州内天然气管道运营商的管道安全法规。

《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许可和批准可再生能源项目的允许声级进行建模和测量。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。

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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(超过3海里的州管辖范围)，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，如国家海洋和大气管理局的国家海洋渔业服务、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。

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。

对于克拉马斯工厂，可再生能源向美国环保局和俄勒冈州环境质量部(DEQ)提交年度温室气体报告。二氧化碳、CH4和NO2的排放量按单位二氧化碳当量报告。从2022年开始，俄勒冈州环保局要求对温室气体报告进行第三方核实。

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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。国家可以与UI讨论收回或资助超过3000万美元的任何成本的选项，例如通过公共资金或从第三方回收，但它不一定同意或支持任何回收或资助的手段。根据同意令，UI已启动其程序，以调查和补救英语站站点周围的环境状况。

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。AVANGRID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150%以上。

有关基础设施保护和网络安全措施的信息，请参阅本年度报告10-K表格第1项“物业”中的信息。

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。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)，Network的客户付款条款受到纽约州的监管，每个受监管的公用事业公司都必须向客户提供逾期余额的延期付款安排。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2022年12月31日，约74%的

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与PPA签订了产能合同，平均期限约为10年，并对另外15%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、电网连接能力和土地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2022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。

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下表列出了截至2022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						4,549						39,725						3,555						43,280
RG & E						纽约						156						1,116						8,746						3,381						12,127
CMP						缅因州						205						2,907						29,364						3,432						32,796
用户界面						康涅狄格州						28						138						8,321						1,309						9,629
总计												819						8,710						86,155						11,677						97,832

下表列出了截至2022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						8,486
RG & E						纽约						103						9,344
MNG						缅因州						2						231
SCG						康涅狄格州						—						2,513
天然气						康涅狄格州						—						2,215
BGC						马萨诸塞州						—						770
总计												126						23,559

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100，000 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2022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

30（Gamesa G114，2.10 MW）; 6（Gamesa G114，2.0 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

爱荷华州

巴顿

79（Gamesa，2.0 MW）

158

2009

MRO

飞云

29（GE，1.5 MW）

44

2003

MRO

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

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

73（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（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）

201

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 G87，2.0 MW）

100

2009

RFC

南板栗

22（Gamesa，2.0 MW）

44

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）

20

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

卡兰川

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

307

2019

特雷

21

---

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

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

84（三菱，2.4 MW）

202

2009

特雷

佩尼亚斯卡二世

83（三菱，2.4 MW）

199

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2022年12月31日由Renewables运营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）（3）

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

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)之前在MWAC上报道过。从2020年开始在MWDC报告。

基础设施保护和网络安全措施

我们有基于风险的安全措施，旨在保护我们的设施、资产和网络基础设施，如我们的输电和配电系统。

虽然我们没有遇到任何重大的安全漏洞，但物理安全入侵可能会导致盗窃、损坏、服务中断和关键运营信息的发布。除了物理安全入侵之外，网络入侵还可能导致盗窃、损坏、服务中断以及关键运营信息或机密客户信息的泄露。

为了管理这些运营风险，根据AVANGRID董事会批准的网络安全风险政策和企业安全政策，我们实施了网络和物理安全措施，并通过改善和扩大我们的物理和网络安全能力来保护关键资产，继续加强我们的安全态势。此外，AVANGRID董事会的审计委员会(前身为审计和合规委员会)负责监督物理和网络安全事项、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。公司安全部门与美国国土安全部(DHS)、网络安全和基础设施安全局(CISA)、国家安全委员会(NSC)、联邦调查局(FBI)和能源部保持着密切的关系，以确保及时传递威胁信息，以便了解情况并采取行动降低风险。

AVANGRID董事会任命了一名负责安全的高级官员(首席安全官)，并设立了专门的企业安全办公室，负责改善和协调整个公司的安全，该办公室定期向AVANGRID董事会审计委员会报告安全事项。我们采取了一项全面的全公司范围的物理和网络安全计划，该计划得到一个治理计划的支持，以管理、监督和协助我们履行与保护我们的网络、物理和信息资产有关的公司、法律和监管责任。

22

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然而，随着威胁的演变和日益复杂，我们无法确保可能不会发生潜在的安全漏洞，也无法量化此类事件的潜在影响。我们继续投资于技术、流程、安全措施和服务，以预测、发现、缓解和保护我们的资产，包括物理和网络资产。这些投资包括升级我们的网络基础设施资产、网络架构和物理安全措施，以及遵守新兴行业最佳实践和法规。见项目1A--风险因素下的风险因素“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”。

人力资本资源

在AVANGRID，我们渴望成为一家有才华和忠诚的人希望建立长期职业生涯的公司。

我们培养一种重视持续改进和寻求不同视角的文化。我们认可并奖励那些推动公司业绩并使我们为迎接未来的挑战和机遇做好准备的行为和想法。

我们劳动力的整体健康对我们来说很重要-从人身安全和财务保障，到多样性和包容性以及尊重的工作环境。我们投资于劳动力计划，帮助员工实现个人和职业成长，帮助员工建立彼此之间的联系，并满足员工及其家人的独特需求。

根据我们对员工的委员会，我们制定了几个与人力资本相关的目标，包括承诺性别平等，目标是到2030年让女性占我们高管职位的35%，到2030年我们的高级领导人中有50%是女性，到2030年将员工事故率降低40%。

截至2022年12月31日，我们雇佣了7579名员工，几乎所有人都是全职的。91.5%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2022财年，我们招聘和培训了1243名员工。

我们大约46.0%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。没有计划在2023年到期的工会合同。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2022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						7.6		%
非自愿离职占员工总数的百分比						1.1		%
退休占劳动力的百分比						4.8		%
总流动率占员工总数的百分比						13.5		%

多样性、公平性和包容性

多样性、公平性和包容性对我们未来的成功至关重要。我们努力建立和维持一支多元化的劳动力队伍，具有丰富的差异组合，具有包容性的工作场所，在那里我们每个人都感到受到重视和联系，并享受公平的增长和发展机会。

在这方面，我们将三个领域的举措列为优先事项：增加多样化的代表性，特别是在权威职位上；促进公平的增长和发展机会；以及建立社区和与他人联系的途径。

2022年，AVANGRID专注于建设包容性文化，利用我们的业务资源小组(BRG)发起了以下倡议：

•不同地点的社区志愿者倡议

•与高级领导层接触，讨论多样性意识和包容性领导实践

•建立招聘伙伴关系，以实现多元化渠道的扩展；以及

•激励高级领导层展示多样性、公平和包容性，或DE&I、外展、积极参与多样化的指导，以及在BRGS中的领导地位。

截至2022年12月31日，87%的AVANGRID员工在之前的24个月内完成了无意识偏见培训。

我们不断扩大的BRG社区为我们的员工提供了讨论相关问题和庆祝不同文化、种族和身份的社区。超过15%的员工参与了我们七个BRG中的一个。AVANGRID非洲裔美国人卓越理事会、AVANGRID亚裔太平洋裔美国人联盟、AVANGRID退伍军人、AVANGRID卓越所有能力和资源社区、西班牙裔组织

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领导力和意识，Pride@AVANGRID和女性能源。我们的金砖四国在2022年举办了50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2022年12月31日，我们劳动人口的大致细分如下：

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												23.6		%				3.9		%				16.5		%				42.6		%				5.0		%
印第安人或阿拉斯加原住民						0.5		%				0.3		%				0.3		%				0.8		%				0.4		%				0.5		%
亚洲人						3.2		%				5.0		%				2.4		%				1.6		%				2.3		%				8.4		%
黑人或非裔美国人						6.2		%				13.8		%				3.4		%				1.0		%				5.5		%				2.1		%
西班牙裔或拉丁裔						8.1		%				15.9		%				6.8		%				1.5		%				5.3		%				6.3		%
夏威夷原住民或其他太平洋岛民						0.1		%				0.0		%				0.0		%				0.0		%				0.1		%				0.8		%
两个或更多的比赛						1.6		%				1.7		%				1.4		%				1.4		%				1.5		%				2.4		%
白色						79.4		%				62.7		%				84.7		%				92.7		%				84.5		%				77.9		%
没有提供						0.8		%				0.5		%				1.0		%				1.0		%				0.5		%				1.6		%
高级领导层						全						CT						体量						我						纽约						或
所在州员工的百分比												29.8		%				8.3		%				15.3		%				19.2		%				17.1		%
印第安人或阿拉斯加原住民						—		%				—		%				—		%				—		%				—		%				—		%
亚洲人						2.7		%				4.0		%				—		%				1.9		%				1.5		%				1.7		%
黑人或非裔美国人						2.4		%				5.0		%				—		%				—		%				3.1		%				1.7		%
西班牙裔或拉丁裔						9.7		%				18.8		%				—		%				5.8		%				10.8		%				3.4		%
夏威夷原住民或其他太平洋岛民						—		%				—		%				—		%				—		%				—		%				—		%
两个或更多的比赛						2.4		%				2.0		%				—		%				3.8		%				1.5		%				1.7		%
白色						81.1		%				69.3		%				96.4		%				86.5		%				80.0		%				89.7		%
没有提供						1.8		%				1.0		%				3.6		%				1.9		%				3.1		%				1.7		%

所有员工						全						CT						体量						我						纽约						或
女性						27.5		%				30.1		%				28.9		%				29.8		%				27.6		%				26.6		%
男性						72.4		%				69.9		%				71.1		%				70.1		%				72.3		%				73.2		%
未申报						0.1		%				0.1		%				—		%				0.1		%				0.1		%				0.3		%

高级领导层						全						CT						体量						我						纽约						或
女性						30.1		%				33.7		%				25.0		%				34.6		%				27.7		%				31.0		%
男性						69.9		%				66.3		%				75.0		%				65.4		%				72.3		%				69.0		%
未申报						—		%				—		%				—		%				—		%				—		%				—		%

健康与安全

安全是AVANGRID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--以及每个人在支持安全工作场所中的作用--会建立员工的信心、动力和生产力。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计划外，我们还利用环境、健康和安全优秀奖和其他表彰计划来突出模范和积极主动的安全行为。2022年，在一年一度的EH和S峰会上，我们将“好渔获”计划提升为表彰五个“年度好渔获”，并启动了奖励计划，每月表彰两名安全行为突出的获奖者。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。在过去的一年里，我们还推出了领导力现场安全观察计划，旨在提高员工的敬业度，提高整个组织对现场条件的认识。2022年，员工和领导完成了超过1.7万次安全观察。除了每月的安全会议外，这些计划还致力于分享关键的安全更新，并促进学习和

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改善安全文化，同时培养经理和主管的关键技能，以促进所有员工的敬业度。AVANGRID还推出了《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。我们还完成了AVANGRID旨在加强安全性能的基本控制措施的推出，并专注于减少我们行业中最普遍的危险。对于我们的网络员工，我们启动了一项有近3,000名员工参加的强化“AlertDriving”培训计划，以促进安全并减少与公司相关的机动车事故。

真正的健康和安全文化还必须包括员工的福祉。更健康的员工因工业接触而受伤的风险更低，工作更安全，缺勤率更低。2022年，福祉规划继续高度重视支持员工的心理健康，提供了广泛的资源，包括定期心理健康网络研讨会、对人事经理的心理健康培训、全年定期健康和福祉内容、活动挑战，以及使用认知行为疗法的数字情绪健康计划。2022年，AVANGRID推出了在线焦虑管理程序Daylight和睡眠改善和疲劳管理应用Sleepio。此外，我们还在现场举办了几个“福利和福利博览会”，并扩大了我们的“精神健康倡导者”网络，使其包括大约80名员工。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。我们还扩大了现场预防和降低风险计划，包括有助于预防软组织和肌肉骨骼损伤的早期干预计划，以及现场流感疫苗接种诊所。

成长我们的才华

多样化的学习选项使我们的员工能够获得个人和专业发展--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、社区外展机会和学费援助。

2022年，我们为AVANGRID的所有新领导者完成并启动了领导力要素计划，重点是建设管理和领导技能。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，从人员的角度加强业务的可持续性，重点是多样化的代表性。我们扩展了我们的早期职业发展渠道，包括一个新的全球毕业生计划，以及我们的工程发展计划以及我们正在进行的实习计划，以继续培养需求旺盛的和新兴的技能。

最后，我们通过利用虚拟现实等新技术继续发展我们的技术培训计划，推出了一个跨职能的虚拟现实小镇，并将在未来几年继续得到加强。除了传统的课堂教学外，我们还利用我们的数字平台跟踪在职培训时间，以进一步促进知识保留和技能掌握。

总奖励和福利

我们的薪酬、健康和退休计划旨在吸引和留住合适的人员，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：长期关注直接薪酬总额。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。我们定期评估我们高管薪酬和福利计划的有效性和竞争力，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。

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2022年公司计划的一些示例包括：

•全面、高质量的健康、牙科、视力、生命和残疾计划

•慷慨的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

•教育和学费报销援助计划

•为儿童、年长家庭成员和有特殊需要的人提供补贴的后备照顾

•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、索赔导航、心理健康和财务健康以及教育计划、法律援助和宠物保险。

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。

有关AVANGRID的环境、社会和治理绩效以及可持续发展报告的信息也可在我们的网站www.avangrid.com上获得。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Twitter，作为重要公司信息的分发渠道。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Twitter账户@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。

Pnmr合并风险因素

目前尚不能保证拟议中的PNMR合并将于何时或是否完成。

拟议合并的完成取决于合并协议中规定的若干条件的满足或豁免，包括某些监管批准和其他惯常的完成条件。不能保证完成拟议合并的条件将得到满足或放弃，也不能保证其他事件不会干预以推迟或导致未能完成拟议合并。此外，AVANGRID及PNC均可在合并协议及修订所载的若干情况下单方面终止合并协议，而AVANGRID及PNC可随时同意终止合并协议，即使PNC的股东已批准建议合并及合并协议预期进行的其他交易。合并协议规定了某些惯常的终止权。如果我们在某些情况下终止合并协议，我们可能会产生重大成本(包括但不限于支付终止费和自付费用和开支)。

AVANGRID和PNMR可能无法获得、延长或重新申请完成拟议合并所需的监管批准。

除了合并协议中规定的其他条件外，完成拟议的合并还取决于收到各种州和美国联邦监管机构的批准，包括但不限于德克萨斯州公用事业委员会(PUCT)、新墨西哥州公共监管委员会(NMPRC)、联邦能源管理委员会(FERC)、联邦

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通信委员会，或FCC，美国外国投资委员会，或CFIUS，核管理委员会，或NRC，并根据1976年的哈特-斯科特-罗迪诺反托拉斯改进法案。AVANGRID和PNMR已经或将提交各种文件和意见书，并正在根据合并协议寻求所有必要的同意、命令和批准。此次合并已获得除国家发改委批准外的所有监管批准。在NMPRC命令驳回合并中经修订的规定协议的上诉待决期间，某些所需的监管批准和同意可能会到期，AVANGRID和PNMR将重新申请和/或申请延长该等批准(视情况而定)。这些同意、命令和批准可能会对AVANGRID和PNMR的部门、业务或资产施加条件或要求剥离，或可能会对合并后公司的业务行为施加要求、限制或成本或施加限制，如果该等同意、命令和批准需要较长的时间才能获得，则这种延长的时间段可能会增加发生对PNMR构成重大不利影响的事件的机会，从而可能允许AVANGRID有机会不完成拟议的合并。这种延长的时间还可能增加与AVANGRID或P核磁共振有关的其他不利影响发生的可能性，例如失去关键人员。

合并协议要求AVANGRID和PNMR(其中包括)接受监管实体可能施加的条件、资产剥离、要求、限制、成本或限制，但须受合并协议中繁重的影响条款的约束。这些条件、资产剥离、要求、限制、成本或限制可能危及或延迟拟议合并的完成，减少拟议合并可能获得的利益，或导致放弃拟议合并。此外，不能保证将获得所需的同意、命令和批准，或将满足完成拟议合并所需的条件，即使获得所有该等同意、命令和批准并满足该等条件，也不能保证该等同意、命令和批准的条款、条件和时间。

拟议合并的悬而未决可能会对AVANGRID的业务、运营结果、财务状况、现金流或AVANGRID的普通股和债务证券的市值产生不利影响。

拟议合并的悬而未决可能会扰乱AVANGRID的业务，而拟议合并的时间和影响的不确定性可能会对AVANGRID或拟议合并后的合并公司产生不利影响。AVANGRID的员工在拟议的合并后可能会遇到有关其角色的不确定性，例如，员工可能会在拟议的合并完成之前或之后离职，原因是此类不确定性以及与协调困难或希望在拟议的合并后不再留任有关的问题；以及拟议的合并的悬而未决可能会对AVANGRID留住、招聘和激励关键人员的能力产生不利影响。此外，AVANGRID管理层的注意力可能集中于完成拟议的合并，包括获得监管部门的批准和其他与交易相关的考虑因素，并可能被转移到AVANGRID的日常业务运营上，与拟议的合并相关的事项可能需要投入本来可以用于可能对AVANGRID有利的其他机会的时间和资源。此外，合并协议要求AVANGRID在拟议的合并悬而未决期间，在采取某些特定行动之前，必须获得PNMR的同意。这些限制可能会阻止AVANGRID和PNMR在完成拟议的合并之前寻求其他有吸引力的商业机会和执行其某些商业战略。此外，拟议的合并可能会产生潜在的责任，包括由于与拟议的合并有关的未决和未来的股东诉讼。上述任何事项都可能对AVANGRID的业务产生不利影响，或损害AVANGRID的经营业绩、财务状况或现金流以及AVANGRID普通股和债务证券的市值。

AVANGRID将产生与拟议中的PNMR合并相关的大量交易费用和成本。

AVANGRID已招致并预期将招致与建议合并有关的额外重大非经常性开支，以取得与合并及完成合并协议所拟进行的交易有关的各项所需同意、命令及批准。因延迟取得NMPRC的批准而产生的额外意外成本，包括与NMPRC驳回合并中经修订的规定协议的命令的上诉、重新申请及延长若干批准及经修订的合并协议有关的开支，以及在建议合并完成后协调AVANGRID及PNC的业务过程中可能产生的开支。即使建议的合并没有完成，AVANGRID可能需要支付在建议的合并被放弃之日之前发生的与建议的合并相关的某些税前成本，例如法律、会计、财务咨询和备案费用。此外，继续推迟完成合并可能会对AVANGRID可能因拟议合并而获得的好处产生重大不利影响，并可能导致额外的税前交易成本、收入损失或与拟议合并的不确定性相关的其他影响。满足拟议合并的条件并完成合并可能需要比AVANGRID预期更长的时间，也可能比预期的成本更高。

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AVANGRID可能无法成功整合P核磁共振，AVANGRID可能无法经历拟议合并所寻求的增长。

AVANGRID和PNMR一直在运营，在拟议的合并完成之前，它们将继续独立运营。在拟议的合并完成后，与AVANGRID协调PNMR的运营和人员的某些方面将涉及复杂的运营、技术和与人员相关的挑战。这一过程将既耗时又昂贵，可能会扰乱两家公司中的一家或两家的业务，并可能减少从合并中寻求的增长机会。潜在的困难以及由此产生的成本和延误包括以下例子：

•管理一家较大的合并公司；

•协调公司和行政基础设施；

•协调信息技术、通信、行政和其他系统方面的意外问题；

•难以处理企业文化和管理理念中可能存在的差异；

•与拟议的合并或PNMR的业务有关的不可预见和意外的负债；以及

•信用评级的恶化。

虽然AVANGRID可拒绝完成建议合并，但如在建议合并完成前有重大不利影响(定义见合并协议)影响PNC，但若干类别的变更并不允许AVANGRID拒绝完成建议合并，即使该等变更会对PNC产生重大不利影响。如果出现不利变化，但AVANGRID仍必须完成拟议中的合并，AVANGRID普通股的市场价格可能会受到影响。不能保证，如果拟议的合并没有完成，这些风险将不会成为现实，也不会对AVANGRID的业务和财务业绩产生重大不利影响。

如果太平洋核磁共振公司未能成功执行其业务战略和目标，可能会对合并后公司的未来业绩产生重大不利影响，从而影响AVANGRID普通股和债务证券的市场价值。

合并的成功在一定程度上将取决于PNP能否成功执行其业务战略，包括以安全可靠的方式提供电力、最大限度地减少服务中断以及投资于其输电和配电基础设施以维护其系统、通过现代化电网服务于其不断增长的客户群以及支持能源生产。这些目标是资本密集型的，受到州和地方监管机构以及PNMR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。如果北控核磁共振不能实现这些目标，不能及时实现这些目标，或未能按照AVANGRID的预期执行，合并的预期收益可能无法完全实现或根本无法实现，合并可能对合并后公司的运营结果、财务状况和前景产生重大不利影响，从而影响AVANGRID普通股和债务证券的市值。

如果AVANGRID现有股东在预期或合并后大量出售其普通股，AVANGRID普通股的市值可能会下降，AVANGRID普通股和债务证券的市场价格可能会受到合并后影响AVANGRID普通股和债务证券市场价格的因素的影响，这些因素与合并前影响AVANGRID普通股和债务证券的市场价格的因素不同。

AVANGRID的现有股东可能不希望继续投资于合并后的公司，或可能希望减少他们在合并后公司的投资，原因可能包括对合并后的公司执行其业务战略、遵守机构投资指导方针或增加多元化的能力失去信心。如果在合并之前或之后大量出售AVANGRID普通股，其普通股的市场价格可能会下降。如果合并完成，与合并公司相关的风险可能会影响合并后公司的经营业绩以及AVANGRID普通股和债务证券的市场价格，其影响程度不同于合并前对经营业绩和市场价格的影响。此外，与目前影响AVANGRID运营结果的风险相比，合并后公司的运营结果可能会受到额外或不同风险的影响。上述任何事项都可能对合并后AVANGRID普通股和债务证券的市场价格产生重大不利影响。

PNMR合并可能不会对AVANGRID的经营业绩产生积极影响，和/或可能导致其每股收益和股息下降，从而可能对AVANGRID普通股和债务证券的市场价格产生负面影响。

AVANGRID预计，如果完成合并，将对其综合运营结果产生积极影响。这一预期是基于当前的市场状况，受到许多假设、估计、预测和其他不确定因素的影响，包括有关合并后公司经营结果的假设，以及为合并考虑提供资金所需的融资。这一预期还假设P核磁共振的表现将符合AVANGRID的预期，并且不能保证这种情况会发生。此外，AVANGRID可能会遇到额外的交易成本和成本来管理其在PNMR的投资，可能无法实现一些

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或合并中预期的任何利益，可能因合并而产生目前未知的负债，或可能受到影响初步估计的其他因素的影响。因此，不能保证合并将对AVANGRID的经营业绩产生积极影响，合并可能会对AVANGRID的经营业绩、财务状况和前景产生不利影响，并/或可能导致其每股收益和股息支付率下降，其中任何一项都可能对AVANGRID普通股和债务证券的市场价格产生重大不利影响。

AVANGRID可能会产生与PNMR合并相关的额外债务或发行额外的股本证券。因此，AVANGRID可能更难偿还或再融资债务或采取其他行动，AVANGRID可能需要挪用现金支付偿债资金，否则AVANGRID股东可能会进一步稀释。

AVANGRID可能产生重大额外债务或发行额外股本证券，为合并对价及相关交易成本提供资金。AVANGRID预计将通过出售其普通股和可能的其他股权证券为合并对价的全部或部分提供资金，如果无法做到这一点，为合并融资而可能产生的负债额和相关交易成本可能会增加，可能会大幅增加。如果AVANGRID需要获得比预期更多的债务融资来为合并对价和相关交易成本融资，无论是通过发行债务证券或根据承诺融资或其他方式借款，完成合并所需的监管批准可能会更加困难，合并后公司的信用评级和偿债能力可能会受到重大不利影响。这一额外债务导致AVANGRID的偿债义务增加，可能会对AVANGRID的运营结果、财务状况和前景产生重大不利影响。

AVANGRID的债务增加可能会：

•使AVANGRID在债务到期时支付或再融资变得更加困难和/或代价高昂，特别是在不利的经济和行业条件下，因为收入减少或成本增加可能导致业务现金流不足以按计划偿还债务；

•限制AVANGRID寻求其他战略机会或对其业务和所在行业的变化做出反应的灵活性，从而使AVANGRID相对于负债较少的竞争对手处于竞争劣势；

•要求AVANGRID的大部分可用现金用于偿还债务，从而减少了其现金用于营运资本、资本支出、开发项目、收购、股息支付和其他一般企业用途的可用资金，这可能会损害AVANGRID的增长前景及其普通股和债务证券的市场价格等；

•导致AVANGRID债务的信用评级下调，这可能限制AVANGRID借入额外资金的能力，提高其信贷安排下的利率和可能产生的任何新债务，并降低其未偿还债务证券和普通股的交易价格；

•使AVANGRID更难筹集资本以资助营运资金、进行资本支出、支付股息、推行战略举措或用于其他目的；

•如果AVANGRID目前或未来的借款利率上升，则利息支出会增加；以及

•要求AVANGRID在其债务工具下附加实质性不利的条款、条件或契诺。

根据AVANGRID及其附属公司目前及预期的经营业绩及财务状况，AVANGRID相信其营运现金流量连同借款所得款项、在资本市场发行债务证券、权益法投资分派、项目融资及股权出售(包括税务权益及合伙成立合营企业)将在综合基础上产生足够现金支付所有本金及利息，而该等款项在AVANGRID及其现有附属公司的现有信贷安排、契据及其他管理其未偿债务及为合并代价提供资金的债务项下应付。然而，AVANGRID的预期受到许多估计、假设和不确定性的影响，不能保证AVANGRID在到期时能够偿还或再融资此类借款和债务。中国北控及其子公司不会为AVANGRID的任何债务提供担保，也不会有任何义务以股息、贷款或其他形式提供资金，使AVANGRID及其其他子公司能够偿还所需的债务。因此，合并可能会大幅增加AVANGRID的偿债义务，但不能保证AVANGRID将从中国核磁共振或其任何子公司获得任何现金，以帮助AVANGRID偿还债务或满足其他现金需求。

合并将增加我们的商誉和其他无形资产。

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合并后，我们的综合财务报表中将有大量商誉和其他无形资产，这些资产可能会因我们未来业务或前景的不利变化而减值。任何商誉和其他无形资产的减值都可能对我们的综合经营业绩产生负面影响。

任何针对Pnmr和pnmr董事会成员提起的诉讼都可能导致在合并完成后支付损害赔偿金，或者阻止或推迟合并完成。

在与合并有关的问题上，PNMR的所谓股东已根据联邦证券法对PNMR和PNMR董事会成员提起诉讼，质疑PNMR委托书中披露的与合并有关的信息是否充分。

任何此类诉讼的结果都是不确定的。如果不批准解雇或无法达成和解，诉讼可能会阻止或推迟合并的完成，并导致AVANGRID的巨额成本，包括与赔偿PNMR董事和高级管理人员相关的任何成本。与合并有关的其他诉讼可能会针对PNMR或PNMR的董事和高级管理人员提起。在合并完成时，任何诉讼或索赔的抗辩或和解仍未解决，可能会对合并后公司的业务、财务状况、运营结果和现金流产生不利影响。

恶劣天气条件的影响，包括限电和限电，可能会对核磁共振产生负面影响。

PNMR拥有庞大的输电和配电设施网络。美国西南部地区和德克萨斯州的天气条件各不相同，可能会导致恶劣天气条件，如野火或恶劣的冬季天气事件，如过去两年在德克萨斯州发生的情况，或导致电力中断或电力中断，在P核磁共振的服务区域或附近。虽然PNMR可能会采取某些主动措施来降低恶劣天气条件、限电或限电所造成的风险，但此类风险始终存在，PNP可能要对因恶劣天气条件、限电或限电或由其输电和配电系统引起或据称造成的野火造成的损害负责。此外，野火可能会对PNMR的资产造成损害，可能导致失去对客户的服务，或使其难以提供足够数量的电力来满足客户需求。这些事件可能会对太平洋核磁共振公司产生不利影响，并可能对合并后公司的经营结果、财务状况和前景产生重大不利影响，从而影响AVANGRID公司普通股和债务证券的市场价值。

核电厂和化石燃料发电厂的退役、修复和恢复，以及相关煤矿的复垦，可能会超过P核磁共振的估计，以及P核磁共振从其差饷缴纳人那里收回的金额，这可能会对P核磁共振产生负面影响。

PNMR拥有一座核电站、两座燃煤电厂和几座天然气发电厂的权益，并有义务支付这些设施退役的费用份额。该公司还有义务支付向燃煤发电厂供应煤炭的煤矿的复垦成本。同样，其他所有者或参与者对他们在退役和回收义务中的份额负责，这些各方履行他们的义务对PNMR来说很重要。经NMPRC批准，PNMR向其客户收取的费率包括收回退役、补救、回收和恢复的某些成本的准备金。NMPRC对可能从客户那里收回的露天煤矿的最终复垦成本设定了上限。PNMR根据公认会计原则记录了其在退役和回收的法律义务中所占份额的估计负债。这些估计包括对未来事件的许多假设，本质上是不准确的。如果该等设施退役或回收为工厂提供服务的矿山的成本超过当前估计，或如果回收金额未获国家核电监察委员会批准回收，则可能会对北控核磁共振产生重大不利影响，并可能对合并后公司的经营业绩、财务状况及前景产生重大不利影响，从而影响AVANGRID普通股及债务证券的市值。

任何核电站或化石发电厂的退役成本都是巨大的。除完成出售其在Four Corners发电厂的权益(假设交易根据买卖协议于2024年12月31日完成)外，PNMR负责承担与其在帕罗维德核电站(PVNGS)、圣胡安发电站(SJGS)和四角发电厂(FCPP)的全部比例权益相关的所有退役义务，包括租赁终止期间和之后的租赁部分。推迟或终止出售PNMR在FCPP中的权益可能会对AVAGRID的可持续声誉产生负面影响。

PNMR设有信托基金和托管账户，旨在为退役PVNGS、SJGS和FCPP以及在预期寿命结束时为SJGS和FCPP提供服务的煤矿提供充足的财务资源。然而，由于资金和账户随着时间的推移而增长，以履行退役和回收责任，如果PVNGS、SJGS或FCPP机组在计划日期之前退役，或者煤矿比预期更早关闭，这些资金可能被证明是不足的，这可能对业务结果、财务状况产生重大不利影响。

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合并后公司的状况和前景，以及AVANGRID的普通股和债务证券的市值。

核设施的所有权和运营存在固有风险。

虽然PNP并不经营PVNGS，但PNMR间接拥有PVNGS 10.2%的不可分割权益，包括根据租约持有的1号和2号机组的权益。PVNGS受到环境、健康和金融风险的影响，包括但不限于获得足够的核燃料和水供应的能力、处置乏核燃料的能力、工厂的退役、确保设施免受可能的恐怖袭击，以及由于设备故障而发生的计划外停电。

根据联邦法律，NRC拥有广泛的权力，可以对核能发电设施的运营实施许可和与安全相关的要求。其他运营商的核设施发生的事件或对整个行业产生影响的事件可能会导致核管理委员会对包括PVNG在内的所有核发电设施提出额外的要求和规定。世界上任何地方的核设施发生重大事故，都可能导致核管理委员会限制或禁止任何国内核单位的运营或许可，并颁布可能需要大量资本支出和/或增加运营成本的新法规。

在不遵守其要求的情况下，NRC有权实施逐步增加的检查制度，最终可能导致单位关闭或民事处罚，或者两者兼而有之，具体取决于NRC对情况严重程度的评估，直到达到遵守为止。罚款、更严格的审查和/或实施计划以达到NRC要求而导致的成本增加，可能会对PNMR的财务状况、运营结果和现金流产生不利影响。尽管PNMR没有理由预计PVNGS会发生严重的核事故，但如果事故真的发生，可能会对PNMR产生重大不利影响，并可能对合并后公司的运营结果、财务状况和前景产生重大不利影响，从而影响AVANGRID普通股和债务证券的市场价值。

战略风险因素

AVANGRID的成功取决于我们战略目标的实现，这些目标可能是通过收购、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，其中包括收购、合资、处置和重组等。至于潜在的收购、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。我们也可能参与不同市场的其他公司或企业的合资企业，包括我们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。我们还继续评估可能不再帮助我们实现目标的资产和业务的潜在处置，或出售这些资产的股份，以实现AVANGRID的价值最大化。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AVANGRID所有部门的发展机会，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AVANGRID所有部门相关的更多发展投资机会，特别是在电力传输、可再生能源发电和发电资源互联方面的更多机会。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。风险包括监管审批程序、许可、新立法、公民公投或投票倡议、经济事件、外汇风险、环境和社区关切、负面宣传、设计和选址问题、获得所需通行权的困难、获得设备订单的困难、施工延误和成本超支，包括设备交付延误、原材料增加、恶劣天气、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。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，正在进行的法律诉讼、成本超支和建设延误的结果可能会对NECEC项目的成功以及我们的财务状况和前景产生不利影响。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

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无法利用安全港设备并将其货币化，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。导致风电项目不符合联邦PTCS或ITCS资格的延误可能导致的损失将大大超过支付给可再生能源的违约金金额。

AVANGRID可能会受到与拟议中的PNMR合并、NECEC输电项目、政府控制的电力计划以及其他事项相关或相关的负面宣传的重大不利影响。

与拟议中的合并、NECEC输电项目、政府控制的电力倡议以及其他事项相关的政治和公众情绪可能会不时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。应对这些调查和诉讼，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。处理任何不利的宣传、立法举措、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AVANGRID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AVANGRID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，以及回应和解决负面宣传的需求，可能会对AVANGRID的业务、财务状况、运营业绩和现金流以及AVANGRID普通股和债务证券的市场价值产生重大不利影响。

监管和立法风险因素

AVANGRID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。

AVANGRID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联邦能源管制委员会颁布的法规。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。例如，在缅因州，将影响电力和天然气公用事业所有权和运营的公民公投放在选票上的努力仍在继续，如果得到确认，可能会导致被迫剥离资产。

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AVANGRID产生负面影响。这些决定可能要求AVANGRID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。

AVANGRID受各种监管机构的管辖，包括但不限于FERC、NERC、CFTC、美国能源部和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并禁止收回他们认为过高或不谨慎产生的成本，并决定AVANGRID获准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AVANGRID及其子公司的管理和运营，这可能导致运营变化或对我们的财务状况产生不利影响。这种审计和审计后工作需要

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这可能会影响我们管理层和员工的注意力，并可能将他们的注意力从其他监管、运营或财务事务上转移开。

AVANGRID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。预计众议院议员将重新提出立法，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，维吾尔族强迫劳动保护法的实施导致美国海关和边境控制与保护局在中国的某些地区扣留了使用强迫劳动制造的产品的进口，到目前为止，这包括太阳能电池板，这导致太阳能电池板的交付显著延迟。根据这一授权，铝等其他产品可能会在未来面临拘留。这项立法可能会对太阳能项目的开发、建设活动和项目回报产生影响。

AVANGRID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，或无法通过基本利率、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。实际成本可能会因通货膨胀、供应链限制或其他因素而增加，并超过网络公司受监管公用事业的费率计划中为此类成本规定的水平。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、成本分摊和发电互联的政策，并可能要求大幅改变RTO和输电业主电价。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。

AVANGRID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，AVANGRID受到加强的FERC和CFTC法定权力的约束，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AVANGRID提出了报告要求。这些规定要求我们的运营子公司遵守我们与某些在商品期货交易委员会或美国证券交易委员会注册的实体签订的场外衍生品合同的某些保证金要求，这些要求要求我们提供以下方面的现金抵押品

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掉期交易，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的实物买卖、能源商品的实物交易以及任何相关的运输和/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，由于按市值计价的影响，Avangrate的衍生品合约的公允价值随着时间的推移而面临波动。

在天然气价格大幅上涨期间购买天然气的成本增加，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天然气的成本。根据监管机构批准的天然气成本回收定价机制，向客户收取的天然气价格中的天然气商品收费部分可以定期上调。如果购买天然气的成本增加，并且Networks受监管的天然气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，Networks可能会产生与更高的营运资本要求相关的成本增加和/或实现成本增加。此外，天然气采购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。

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AVANGRID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。任何减少或取消支持可再生能源的政府政策或其他机制，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，可再生能源在项目上的投资损失，以及项目回报减少。

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。

例如，2023年1月，众议院议员根据国会审议法案提出了一项决议，以逆转拜登于2022年6月发布的对中国征收与东南亚4个国家进口太阳能相关的新关税的行政两年禁令。此外，中国的代表已经发出信号，他们

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可能会实施晶圆出口禁令，以报复美国和其他地方从中国供应链剥离的努力。

运营、环境、社会和法律风险因素

AVANGRID受到许多环境法律、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的增加，并可能要求我们取消或推迟计划的项目，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。

AVANGRID受制于环境法律和法规，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。违反当前或未来的法律、规则、法规或其他标准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。

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。

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设施或信息技术系统为目标。在正常业务过程中，我们维护敏感的客户、员工、财务和系统运营信息，并根据各种法律要求保护这些信息。网络或物理安全入侵可能会导致我们的设施遭到破坏或失窃，并导致关键运营信息或机密客户或员工信息的泄露，这可能会对我们的运营和/或声誉造成不利影响，并可能导致巨额成本、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。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这种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。

对我们基础设施的物理攻击可能会干扰我们的正常业务运营，并影响我们控制输电和配电资产的能力。物理安全入侵可能会导致盗窃和关键运营信息的泄露，并可能导致巨额成本、罚款和诉讼。盗窃、破坏或损坏我们的设施和设备可能会对运营造成重大中断，并可能导致运营损失。

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，如新冠肺炎疫情，对经济、劳动力和金融市场的影响可能会对我们的业务产生不利影响。像大流行这样的事件对我们未来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、客户延迟付款和无法收回的账款，导致我们的成本增加；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；造成商誉或长期资产的减值，并影响我们开发、建造和运营设施的能力；导致我们无法满足现有信贷安排中的契约要求，包括关于负债与总资本之比的契约；导致我们的财务指标或商业环境恶化，影响我们的信用评级；导致某些开发项目的批准过程延迟，影响最终投资决定的时间和开工日期；导致员工流失、劳动力短缺和远程工作时间延长，这可能损害生产率、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，并以其他方式对我们的业务产生负面影响。

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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。

网络的运营能力以及电力和天然气传输、运输和分配系统的可用性对AVANGRID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联公用事业和/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。

AVANGRID的子公司并不拥有其项目所在的所有物业和其他地点，我们的权利可能从属于留置权持有人和承租人的权利，这可能会对他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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AVANGRID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。

Networks工厂的大多数员工都受到与各种工会的集体谈判协议的约束。工会活动，包括工会认证投票，可能会在非工会员工中发生。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减少或停电。是否有能力获得这样的替代劳动力，或者是否有能力以商业上合理的条件谈判未来的集体谈判协议，这一点还不确定。

技术和费率设计的进步可能会削弱或消除AVANGRID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，以使这些技术更有效率和成本效益。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维持响应性ESG计划的努力可能会影响业务运营和投资者情绪。

Avangrate在ESG中的声誉取决于公司在员工敬业度、社区关系、人权以及可能影响对公司ESG有效性的看法的领域采取的行动。Avangrate努力遵守监管机构、客户和第三方不断增加的ESG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应对气候变化的努力可能会增加运营成本。该公司在这方面相对于竞争对手的表现可能会影响投资者前景。

地缘政治不稳定可能加剧现有的风险因素。

最近由乌克兰冲突导致的地缘政治发展以及中国与美国之间日益紧张的关系可能会进一步加剧在截至2022年12月31日的财政年度的10-K表格中强调的风险因素，包括但不限于围绕通胀、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的风险。

商业和市场风险因素

由于自然事件的影响，AVANGRID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。

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，导致潜在的负费率调整或其他施加的惩罚。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。

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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可能会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还可能使设备、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。

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来管理此类活动的风险敞口。

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管理程序不一定有效，即使有效，也不能完全消除与这类活动相关的风险。

与我们普通股所有权相关的风险因素

Iberdrola对AVANGRID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AVANGRID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AVANGRID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、选择承销商以及由我们承担的费用和开支。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。AVANGRID已选择利用这些豁免，作为一家受控公司，不要求其董事会的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。

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。

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

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实施和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财务报告的准确性和完整性失去信心，我们普通股的市场价格下跌，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。

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。

AVANGRID及其子公司面临一般利率水平上升的风险，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，这些因素可能会增加资本成本或限制资本的可获得性。此外，AVANGRID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，并可能使某些潜力

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商机不划算。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AVANGRID履行其财务义务的能力。

此外，AVANGRID及其子公司的某些债务证券和衍生品合约使用LIBOR作为确定利率的基准。2021年3月，英国金融市场行为监管局宣布，2021年12月31日之后，对于一周和两个月期美元设置以及英镑、欧元、瑞士法郎和日元设置，所有LIBOR设置将立即停止由任何管理人提供或不再具有代表性，其余美元设置将在2023年6月30日之后立即停止提供。AVANGRID及其子公司参考LIBOR的现有债务证券和衍生品合约包含标准后备语言，旨在解决从LIBOR过渡的问题。然而，停止和取代LIBOR可能会对信贷和金融市场产生不可预测的影响。此外，这种潜在的终止和替换的性质的不确定性，包括任何基准可能不是LIBOR的经济等价物或无法获得与LIBOR类似的市场认可，可能会对我们债务证券的成本产生负面影响。

AVANGRID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。

AVANGRID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。AVANGRID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。

AVANGRID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。

AVANGRID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。

AVANGRID和我们的子公司可能会在竞争激烈的劳动力市场中失去关键人员或无法招聘和留住合格的员工，这可能会对我们的运营和财务状况产生不利影响。

AVANGRID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。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。

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。AVANGRID和Networks的主要办事处设在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设在俄勒冈州的波特兰和马萨诸塞州的波士顿。此外，AVANGRID及其子公司在美国各地设有各种行政办公室。AVANGRID租赁了其部分行政和当地办公室。

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下表按地点、类型、租赁或所有权和规模列出了截至2022年12月31日AVANGrid的主要物业：

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

租赁

215,832

缅因州波特兰

办公室

租赁

90,325

罗切斯特，纽约

办公室

租赁

116,472

俄勒冈州波特兰

办公室

租赁

43,634

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

截至2023年2月21日，AVANGRID所有高管的姓名和年龄以及每位高管过去五年的业务经历简介如下：

名字

年龄(1)

标题

佩德罗·阿扎格拉·布拉兹克斯

54

首席执行官

帕特里夏·C科斯格尔

57

高级副总裁-首席财务官

斯科特·M颤抖

43

高级副总裁--主控者

何塞·安东尼奥·米兰达·索托

51

可再生能源总裁兼首席执行官

R.斯科特·马奥尼

57

高级副总裁-总法律顾问兼公司秘书

凯瑟琳·斯坦皮恩

53

Networks总裁兼首席执行官

(1)截至2022年12月31日的年龄。

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AVANGRID首席执行官，并从2008年起担任Iberdrola首席开发官，直至被任命为AVANGRID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年起担任本公司董事会成员，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。

帕特里夏·C·科斯格尔。科斯格尔女士于2022年2月24日被任命为临时首席财务官，并于2022年6月2日晋升为高级副总裁-首席财务官。科斯格尔女士曾于2015年12月担任AVANGRID投资者和股东关系部副总裁，直至被任命为临时首席财务官。在此之前，科斯格尔女士从2011年5月至2015年12月被公司收购之前，一直担任联昌国际控股有限公司的副总裁兼财务主管。在加入UIL控股公司之前，Cosel女士曾在Everource Energy担任企业风险管理董事主管、助理财务主管和企业财务经理。科斯格尔女士获得了迪金森学院的经济学学士学位和爱荷华大学的经济学硕士学位。

斯科特·M·特林布尔。特林布尔先生于2018年5月1日被任命为AVANGRID财务总监，负责AVANGRID交易流程的执行和记录，同时满足强制性报告要求和纳税义务。特林布尔先生还担任AVANGRID子公司网络公司、可再生能源公司的董事

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和UIL。Tremble先生于2015年加入本公司，担任AVANGRID的全资附属公司Avanggrid Management Company，LLC的首席会计官，负责本公司的合并、财务报告、内部控制、技术会计和公司会计等领域的监督。2014-2015年间，他担任Cole Haan国际总监 有限责任公司。特伦布尔先生于2002年10月在普华永道开始了他的职业生涯，并担任过各种职务，包括最近担任的保险业务高级经理。特伦布尔先生拥有本特利大学会计学学士学位，是一名注册会计师。

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AVANGRID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-AVANGRID总法律顾问。2016年1月27日被任命为AVANGRID秘书，此前担任总裁副总法律顾问兼网络秘书。马奥尼先生曾于2007年1月至2012年6月担任AVANGRID的副总法律顾问兼首席FERC合规官，并于1996年10月至2007年1月担任AVANGRID子公司的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日被任命为网络公司的首席执行官兼首席执行官总裁。在加入AVANGRID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2023年2月21日，有登记在册的2,989名股东。

分红

AVANGRID预计将继续支付季度现金股息，尽管无法保证未来股息的数额，这取决于未来的收益、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

下面的折线图将AVANGRID普通股股东总回报的变化与S综合指数、S公用事业指数和S公用事业指数在2017年12月31日至2022年12月31日期间的回报进行了比较。

						2017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
Avangrid						$	100.00					$	102.52					$	164.50					$	142.64					$	156.48					$	102.66
标准普尔500指数						$	100.00					$	95.61					$	171.70					$	202.96					$	231.31					$	155.48
标准普尔电力公用事业指数						$	100.00					$	104.21					$	170.89					$	174.91					$	182.51					$	167.88
S公用事业指数						$	100.00					$	104.11					$	172.56					$	172.38					$	174.96					$	159.42

上述资料假设AVANGRID于2017年12月31日普通股及各指数的股份投资价值为100美元，包括此期间的股息再投资。所显示的变化不一定预示着未来的回报。

最近出售的未注册证券

没有。

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发行人回购股权证券

在截至2022年12月31日的第四季度，AVANGRID的普通股没有回购。

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

AVANGRID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AVANGRID的价值观和原则中，环境、社会、治理和财务可持续性是推动我们业务战略的关键优先事项。

AVANGRID在24个州拥有约410亿美元的资产和业务，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9.2千兆瓦的电力装机容量，主要通过风能和太阳能发电，在美国22个州都有业务。AVANGRID支持联合国成员国批准的可持续发展目标的实现，连续第四年被伦理研究所评为2022年全球最具道德的公司之一，并被福布斯列为2022年最佳州雇主，并被Just Capital评为2022年最公正的100家公司之一，这是美国上市公司第三次年度最公正的排名。AVANGRID拥有约7600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导者，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18.4%的流通股在纽约证券交易所(NYSE)公开交易。AVANGRID的主要业务介绍如下。

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2022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；

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•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。

截至2022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9,206兆瓦，包括可再生能源在联合项目中的份额，其中8,061兆瓦是风电装机容量。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2022年12月31日，约74%的产能与PPA签订了平均约10年的合同，另外15%的产量进行了对冲。AVANGRID是美国三大风电运营商之一，基于截至2022年12月31日的装机容量，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。可再生能源的装机容量包括美国21个州的67个风力发电场和5个太阳能设施。

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。我们无法预测这些事情的结果。

建议与Pnmr合并

2020年10月20日，AVANGRID、新墨西哥州公司PNM Resources，Inc.和新墨西哥州公司、AVANGRID的全资子公司NM Green Holdings，Inc.，或Merge Sub，签订了一项协议和合并计划，根据该协议，Merger Sub预计将与PNMR合并并并入PNMR，PNMR将作为AVANGRID或合并的直接全资子公司继续存在。PNMR是一家公共控股公司，在新墨西哥州和德克萨斯州拥有两家受监管的公用事业公司，提供电力和电力服务。PNMR的电力公司是新墨西哥州的公共服务公司和德克萨斯州-新墨西哥州电力公司。合并完成后，AVANGRID将扩大其地理和监管多样性，在六个州拥有10家受监管的电力和天然气公司，以帮助扩大我们在转变美国能源行业方面日益增长的领导地位。

根据合并协议，除(I)由AVANGRID、Merger Sub、PNMR或AVANGRID或PNMR的任何全资子公司拥有的已发行的PNMR普通股(将在合并完成时自动注销)和(Ii)由未投票赞成或书面同意合并的持有者持有的PNMR普通股股份(有权并已要求为该等股份的公允价值付款的持有人)外，在完成合并时，将转换已发行和已发行的PNMR普通股(不包括(I)由AVANGRID、Merger Sub、PNMR或AVANGRID或PNMR的任何全资子公司拥有的已发行PNMR普通股，该股份将在合并完成时自动注销)，有权获得50.30美元的现金或合并对价，或约43亿美元的总对价。关于合并，Iberdrola提供了Iberdrola资金承诺书，根据该承诺书，Iberdrola单方面同意向AVANGRID提供或安排向AVANGRID提供完成合并所需的资金，包括支付合并总对价。

2021年4月15日，AVANGRID与Iberdrola签订了附函协议，其中规定了与资金承诺函(附函协议)相关的某些条款和条件。附函协议规定，AVANGRID根据融资承诺函以债务形式提取的任何款项应按3个月伦敦银行同业拆借利率加0.75%的年利率计息，以360天年利率计算，自融资承诺函日期起，我们将向Iberdrola支付相当于融资承诺函所载融资承诺未提取部分年利率0.12%的融资费。

2021年2月12日，PNMR的股东批准了拟议中的合并。截至11月1日，此次合并已获得国家发改委以外的所有监管部门的批准。2021年11月1日，在对此事进行公开听证和简报后，国家保监会合并程序听证审查员就

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修订了PNMR、AVANGRID和NMPRC程序中的几个干预者于2021年6月就审议联合合并申请达成的规定协议。2021年12月8日，NMPRC发布命令，驳回修改后的规定协议。2022年1月3日，AVANGRID和PNMR向新墨西哥州最高法院提交了对NMPRC 2021年12月8日决定的上诉通知。问题陈述于2022年2月2日提交，首席案情摘要于2022年4月7日提交。2022年6月14日，NMPRC提交了答辩书。2022年6月13日，参与合并程序的新能源经济提交了答辩简报。AVANGRID的回复简报于2022年8月5日提交。2022年2月24日，FCC批准延长与合并相关的运营许可证转让的批准，并于2022年8月9日进一步延长。2022年9月21日，新能源经济向NMPRC提交了一份证明理由的动议，指控AVANGRID和PNMR从事误导性的联合广告和赞助策略，并要求进行调查。AVANGRID于2022年10月11日提交了对提出理由的动议的答复。我们不能预测这一诉讼的结果。

此外，于2022年1月3日，AVANGRID、PNMR及Merge Sub订立了一项对合并协议的修订，根据该修订，Avangird、PNMR及Merge Sub各自同意将完成合并的“结束日期”延长至2023年4月20日。双方在修正案中承认，尚未获得新墨西哥州公共监管委员会(NMPRC)所需的监管批准，双方合理地确定，在2022年4月20日之前不会获得此类悬而未决的批准。鉴于这一悬而未决的批准，各方决定批准修正案。经修订后，在某些情况下，包括在2023年4月20日前合并仍未完成的情况下，Avangrate和PNMR可终止合并协议(如果完成合并前的所有条件，除获得监管部门批准的条件外，均已满足或放弃)，Avangrate和PNMR经双方同意可延长三个月。在上述上诉待决期间，某些所需的监管批准和同意可能会过期，AVANGRID和PNMR将根据情况重新申请和/或申请延长此类批准。我们不能预测未决批准的这一程序的结果。

合并协议包含PNMR、AVANGRID和Merge Sub的陈述、担保和契诺，这是此类交易的惯例。此外，除其他事项外，合并协议还包含一项公约，要求PNP在交易完成前签订协议(Four Corners剥离协议)，规定退出Four Corners发电厂的所有所有权权益，并提交所需的文件，所有这些都是为了使这种退出的结束日期不晚于2024年12月31日。

合并协议(经修订)规定若干惯常终止权利，包括任何一方在合并未于2023年4月20日或之前完成时终止合并协议的权利(如果完成合并的所有条件(与获得监管批准有关的条件除外)已得到满足或放弃，Avangrid和PNMR经双方同意可延长三个月)。合并协议进一步规定，于若干特定情况下终止合并协议时(包括若AVANGRID因PNC董事会的建议改变而终止合并协议，或若PNC终止合并协议以接受更高级的建议(定义见合并协议))，则PNC将须向AVANGRID支付1.3亿美元的终止费。此外，合并协议规定，(I)倘若任何一方因未能履行监管结束条件而终止合并协议，而该未能履行是由于AVANGRID违反其监管契诺所致，或(Ii)AVANGRID未能在所有结束条件已获满足时完成结束，而根据合并协议其有其他义务如此做，则在上述任何一种情况下，AVANGRID将须于终止合并协议时向PNRID支付1.84亿美元的终止费，作为唯一及独家补救。在涉及违反合并协议的某些特定情况下终止合并协议时，PNMR或AVANGRID将被要求偿还另一方合理和有据可查的费用和开支，最高可达1,000万美元(该金额将计入任何适用终止费的支付并与之抵销)。

关于合并，Iberdrola向AVANGRID提供了一份承诺函(Iberdrola Funding承诺函)，根据该承诺书，Iberdrola单方面同意向AVANGRID提供或安排向AVANGRID提供完成合并所需的资金，总额最高约为43亿美元，包括支付合并总对价。

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

新冠肺炎疫情已造成全球经济混乱，金融市场和美国经济出现波动。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融资成本增加，以及全球经济状况导致的其他干扰，包括新冠肺炎大流行和下文所述的俄罗斯和乌克兰冲突。例如，我们最近宣布，Federal Wind和Park City Wind将寻求重新-

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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。在康涅狄格州，与EDC、州和监管官员以及其他利益攸关方就可能对PPA进行的修正案的讨论仍在进行中。虽然我们尚未经历对我们的业务、运营业绩或财务状况的实质性不利影响，但考虑到新冠肺炎爆发的范围和持续时间、全球经济趋势及其对我们业务的潜在影响，我们目前无法预测未来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。

2022年2月，俄罗斯入侵乌克兰，导致美国、加拿大、欧盟等国对俄罗斯实施经济制裁。我们继续监测这场冲突的更广泛的经济影响，其中可能包括进一步的制裁、供应链的不稳定以及俄罗斯政府可能采取的报复行动。我们正在采取措施，旨在减轻这场持续冲突的潜在风险，包括但不限于，与供应商沟通，以确保供应链不受制裁材料的影响，努力使来源多样化，并进行能力规划，以帮助避免供应链中断。到目前为止，冲突尚未对我们的业务或财务业绩产生实质性影响；然而，鉴于冲突的演变性质，我们无法预测这些影响的程度，对我们的业务、业务结果或财务状况的影响。

我们还在关注美国商务部(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和电池征收反倾销税和反补贴税，并可能追溯到申请之日。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。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，但围绕DOC的最终解决方案以及对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、运营结果或财务状况产生实质性不利影响。

2022年3月，美国众议院通过了《2022年海岸警卫队授权法案》和7月中旬通过的《国防授权法案》。如果通过，这些法案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。

市场上的涡轮机供应商数量有限。可再生能源最大的风力涡轮机供应商西门子-伽美莎和GE Wind正就某些海上风力涡轮机卷入知识产权纠纷，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。到目前为止，这对可再生能源的运营或涡轮机采购没有实质性的影响；然而，我们正在关注这一争端，我们无法预测是否会对我们的业务、运营结果或财务状况造成实质性的不利影响。

欲了解更多信息，请参阅标题为“新冠肺炎的爆发及其对商业和经济状况的影响可能对我们的业务、经营业绩或财务状况产生负面影响”下的风险因素。在第1A项中。10-K表格中的风险因素

业务成果摘要

我们的营业收入增长了14%，从截至2021年12月31日的69.74亿美元增长到截至2022年12月31日的79.23亿美元。

网络业务收入增加的主要原因是纽约自2020年12月1日起上调费率。可再生能源收入下降的主要原因是，与2021年同期相比，主要由需求下降推动的商业价格下降，当时德克萨斯州天气事件期间的需求较高。

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AVANGRID的净收入从截至2021年12月31日的年度的7.07亿美元增加到截至2022年12月31日的年度的8.81亿美元，增幅为25%，这主要是由于本期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)增长了16%，从截至2021年12月31日的年度的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增加了2.33亿美元，主要是由于当期从离岸合资企业重组交易中确认的收益以及主要由公司抵销的估值津贴和国家税率变化带来的有利税费支出，被当期主要由业务成本上升和无法收回的费用导致的网络减少3300万美元所抵消，公司减少7900万美元主要是由于期内单一利率变化带来的不利税费支出，这些减税主要被可再生能源抵消。

有关非GAAP调整后净收入与AVANGRID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。

我们的财务状况和融资能力将取决于许多因素，包括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”。

2023年上半年、2023年下半年的70%和2024年上半年的20%的批发供电协议适用于UI的全部标准服务负载。最后服务的供应商是按季度采购的，UI正在自行管理2023年第一季度的最后服务，并已签订了2023年第二季度的批发供电协议。

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。

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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、电力税收监管资产、2017税法、环境补救、风暴储备会计、电热存储试点成本、标准报价保留期成本、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、需求侧管理成本、低收入计划成本、电力生命线计划成本、现成线路延长成本、电动汽车试点计划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、AVANGRID或Iberdrola被国家公认的评级机构下调至最低投资级，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。我们相信，这些最低股本比率要求不会对我们的

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业绩、现金流或支付季度股息的能力。在正常过程中，Networks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的股本水平管理。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

2016年12月，普拉批准了UI为期三年的新分销费率时间表，该时间表于2017年1月1日生效，其中包括规定每年电费增加和基于50.00%股权比率的9.10%的ROE，继续UI的现有ESM，根据该ESM，UI及其客户按50/50的基础分享一个日历年度内高于允许ROE的所有分销收益，继续现有的脱钩机制，并批准继续请求的风暴准备金。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提起分销收入要求案。UI的备案文件提出了一项从2023年9月1日至2026年8月31日的三年费率计划。申请是基于截至2021年12月31日的测试年度，从2023年9月1日开始的利率年，或UI利率年1,2024年9月1日，或UI利率年，2025年9月1日。UI要求Pura批准新的分销费率，以恢复UI费率第一年约1.02亿美元、UI费率第二年增加约1,700万美元和UI费率第三年增加约1,700万美元的收入要求，而根据UI当前费率计划，否则将收回总收入。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5400万美元。其他各方于2022年12月13日提交了直接证词，UI于2023年1月6日提交了反驳证词。此案的诉讼预计需要大约一年的时间，新的税率预计将在2023年9月左右生效。我们无法预测这件事的结果。

2017年12月，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(最明显的是累积的困难递延余额和某些累积的递延所得税)，以及基于9.25%的ROE和大约52.00%的股本水平的关税增加。ESM欠客户的任何美元将首先用于和解协议中定义的任何环境监管资产余额(如果当时存在)，或者如果该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12月，普拉批准了自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上调一次。新关税延续了RDM和DIMP机制、ESM和基于9.30%的ROE和2019年54.00%的股权比率的关税上调，2020年和2021年分别为54.50%和55.00%。

2022年10月27日，DPU批准了BGC的新分配率。分配率的提高是基于9.70%的净资产收益率和54.00%的普通股比率。新税率于2023年1月1日生效。

2016年6月15日，NYPSC批准了NYSEG和RG&E的2016年联合提案，该提案提出了一项为期三年的电力和天然气服务费率计划，该计划平衡了签字方的不同利益，包括但不限于保持公司的信用质量和减轻对客户的费率影响。2016年的联合提案反映了许多客户的好处，包括：加快了两家公司易发生天然气泄漏的主要更换计划，并增加了对电动植被管理的资金，以提供持续安全可靠的服务。2016年联合提案最后一年的交付率增长可概括如下：

																		2018年5月1日
																														费率上调						递送率提高
实用程序																														(百万)						%
NYSEG电气																														$	30					4.10		%
NYSEG天然气																														$	15					7.30		%
RG&E电气																														$	26					5.70		%
RG&E燃气																														$	10					5.20		%

NYSEG Electric、NYSEG Gas、RG&E Electric和RG&E Gas的允许普通股权益回报率为9.00%。每家公司的股本比率为48.00%；然而，为计算收益分享，股本比率被设定为实际最高可达50.00%。高于允许水平的任何收益中的客户份额随着ROE的增加而增加

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增长，在利率三年(2018年5月1日至2019年4月30日)，客户获得的收益分别为50.00%、75.00%和90.00%，ROE分别超过9.75%、10.25%和10.75%。费率计划还包括实施费率调整机制(RAM)，旨在退还或收取某些确定的对账收入和成本、新的折旧率以及为每项业务延续现有的RDM。2016年的联合提案反映了NYSEG电气风暴递延成本约2.62亿美元的回收，其中1.23亿美元将在10年内摊销，其余1.39亿美元将在5年内摊销。该提案还继续为符合条件的重大风暴项目计提准备金(NYSEG电气每年2600万美元，RG&E电气每年300万美元)。在符合条件的分区恢复服务所产生的增量维护费用将计入主要风暴储备，前提是它们达到一定的门槛。

2020年6月22日，NYSEG和RG&E向NYPSC提交了一份新的三年费率计划的联合提案(“2020联合提案”)。2020年11月19日，NYPSC批准了2020年的联合提案，对两家电力企业的费率上调进行了修改。考虑到新冠肺炎目前对经济环境的影响，做出这些修改是为了将整体法案影响限制在每年2.00%或以下的水平。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。新费率有助于促进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基于8.80%的净资产收益率和48.00%的股本比率；然而，对于拟议的ESM，股本比率是实际股本比率或50.00%中的较低者。下表汇总了所有四种业务的已批准发货率增长和发货率百分比，包括费率均等化和不包括能源效率(这是一种传递)。利率两年和三年分别从2021年5月1日和2022年5月1日开始。

						第1年												第2年												第三年
						费率上调						递送率提高						费率上调						递送率提高						费率上调						递送率提高
实用程序						(百万)						%						(百万)						%						(百万)						%
NYSEG电气						$	34					4.6		%				$	46					5.9		%				$	36					4.2		%
NYSEG天然气						$	—					—		%				$	2					0.8		%				$	3					1.6		%
RG&E电气						$	17					3.8		%				$	14					3.2		%				$	16					3.3		%
RG&E燃气						$	—					—		%				$	—					—		%				$	2					1.3		%

2022年5月26日，NYSEG和RG & E向NYPAC提交了新的费率计划。利率申报基于调整至2023年5月1日至2024年4月30日利率年度的2021年测试年财务结果。由于这些费率备案于2022年5月26日提交，假设批准期约为11个月，新费率的生效日期将为2023年5月1日。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期计划（这是纽约的惯例）。2022年8月12日，NYSEG和RG & E更新了诉讼时间表中要求的利率计划文件。在他们的文件中，要求对以下收入进行变更：

请求的收入更改
						2022年5月26日						2022年8月12日						差异化
实用程序						(百万)						(百万)						(百万)
NYSEG电气						$	274					$	274					$	—
NYSEG天然气						$	43					$	30					$	(13)
RG&E电气						$	94					$	93					$	(1)
RG&E燃气						$	38					$	32					$	(6)

2022年9月16日，NYPSC暂停新的关税和费率，直至2023年4月21日。2022年10月19日，根据行政法法官2022年7月1日对时间表和政党地位的裁决，NYSEG和RG&E自愿同意将最长暂停期延长60天至2023年6月20日，但须遵守一项完整条款。2022年12月21日，NYSEG和RG&E自愿同意将最长暂停期限进一步延长60天，推迟至2023年8月19日，但须遵守补充条款。在此期间，双方进行了多方费率案件和解谈判。我们不能预测这一诉讼的结果。

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。MPUC还强制降低1.00%的净资产收益率(至8.25%)，以提高相关的管理效率

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在2017年实施新的计费系统后，CMP的客户服务表现受到了影响。管理效率调整将继续有效，直至从2020年3月1日开始的18个月滚动平均期间内，在4项指定服务质量指标上显示出令人满意的客户服务表现为止。MP达到了所有四项质量指标所需的滚动平均基准，自2022年2月18日起，MPUC批准了CMP的请求，取消了管理效率调整和CMP的会计命令，使其能够将从2021年9月1日起不进行调整而实际上会损失的收入推迟到未来恢复。

2022年2月19日MPUC的命令为人员增加、植被管理计划和风暴恢复成本提供了额外资金，同时保留了2014年规定中实施的风暴成本回收的基本分级结构，并保留了2014年实施的RDM。该命令拒绝了《议定书》缔约方会议关于提高与其附属公司提供的服务相关的较高费用的费率的请求，并下令启动一项管理审计，以评估《议定书》委员会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。管理审核于2020年7月由临市局的顾问展开，并于2021年7月由临市局的顾问发表报告。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。在这方面，调查还将审查监管方法和结构，包括制定差饷和业绩机制。我们无法预测这次调查的结果。

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。在提交的文件中，CMP将三个利率年设置为2023年5月10日至2024年5月9日，或利率年1；2024年5月10日至2025年5月9日，或利率年2；以及2025年5月10日至2026年5月9日，或利率年3。请求利率年收入要求分别增加4,800万美元、2,800万美元和2,300万美元。收入要求调整是基于截至2021年12月31日的测试年度。提案中每个费率年所要求的收入变化取决于四个调整机制：(1)年度审查工厂新增项目，在支出不足的情况下进行潜在的向下调整；(2)针对某些增量电杆更换、宽带工作、电动汽车工作、储能项目和计量系统升级的资本调整机制；(3)对称通胀调整；以及(4)与税基修复扣除相关的利益协调。其他各方于2022年12月2日在本诉讼中提交了直接证词，《议定书》缔约方会议于2023年2月7日提交了反驳证词。新利率预计将在2023年8月左右生效。我们无法预测这件事的结果。

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，包括Pura、康涅狄格州总检察长和康涅狄格州消费者律师办公室在内的几个新英格兰政府实体向FERC提交了一份针对ISO-NE和几个新英格兰传输所有者(包括CMP和UI)的联合申诉，声称NetOS在计算ISO-NE开放接入传输关税(OATT)下传输服务的公式费率时使用的当前批准的基本ROE为11.14%是不公正和合理的，并要求从2011年10月1日开始的15个月内减少基本ROE并向客户退款(申诉I)，2012年12月27日(申诉II)，2014年7月31日(申诉三)和2016年4月29日(申诉四)。

在各种中间听证会、命令和上诉裁决之后，2018年10月16日，FERC发布了一项命令，指示简报并提出一种新的方法来计算Netos在FERC备案的传输公式速率中包含的Netos ROE，即2018年10月的命令。FERC建议使用这种新的方法来解决新英格兰州消费者权益倡导者提出的投诉I、II、III和IV。

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2018年10月命令中提出的ROE方法不仅考虑了FERC命令中对法院撤销的申诉所采用的两步贴现现金流(DCF)分析。它使用四种财务分析(即贴现现金流、资本资产定价模型或CAPM、预期收益分析和风险溢价分析)来产生一系列回报，以缩小合理范围，以评估投诉人是否履行了证明公用事业公司现有ROE不公平和不合理的初始责任。建议的净资产收益率方法确定了9.60%至10.99%的公平合理净资产收益率范围，并建议公平合理的基本净资产收益率为10.41%，新的净资产收益率上限为13.08%。根据2018年10月的命令，Netos夫妇于2019年1月11日在所有四起投诉中提交了关于拟议方法的初步简报，并于2019年3月8日答复了初步简报。2019年11月21日，FERC就两起质疑中大陆独立系统运营商(MISO变速器所有者)基本股本回报率的投诉做出裁决。这些裁决为建立基本股本回报率建立了一个基于DCF和CAPM同等权重的新的合理性区域。这导致了9.88%的基本股本回报率作为合理区间的中点。2020年5月21日，FERC发布了一项裁决，其中调整了确定MISO输电所有者净资产收益率的方法，导致净资产收益率从9.88%提高到10.02%，除了利用FPA第206条下的DCF模型和资本-资产定价模型外，还利用风险溢价模型，并将合理区域计算为相等的三分位数，而不是使用四分位数方法。2020年11月19日，FERC发布了一项命令，解决了在重审2020年5月21日命令时提出的论点，对其风险溢价模型分析中包括的一些案例输入的某些印刷错误进行了微小调整。然而，这些细微的调整并未影响案件的结果，保留了2020年5月21日法令确立的10.02%的净资产收益率。2021年1月，影响MISO变速器所有者基地ROE的这些命令的各方向哥伦比亚特区巡回上诉法院请愿，要求对其进行审查。Neto‘s于2021年3月17日提交了一份支持味增变速箱所有者的Amici Curia Brief。2022年8月9日，法院撤销了MISO ROE命令，并将案件发回FERC进行进一步诉讼。特别是，法院发现，FERC在最初(并强烈地)拒绝了风险溢价模型后，未能为其纳入风险溢价模型提供合理的解释，因此其制定新的净资产收益率设定方法是武断和反复无常的。我们无法预测这些诉讼的结果或时间，包括MISO变速器所有者的ROE诉讼在为我们的四项未决投诉确立先例方面可能产生的潜在影响，或者MISO ROE诉讼是否会在发布关于我们未决投诉的命令之前继续进行。

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。该项目预计总成本约为14亿美元，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日批准部分

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将该项目的许可证转让给NECEC传输有限责任公司。2022年8月，对MDEP命令提出上诉的干预者对MBEP命令提出上诉。他们的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。

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。

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Seabrook站所需的升级，2023年2月1日，FERC发布了一项命令，部分批准了AVANGRID和NECEC Transport LLC对NextEra Energy Resources LLC和NextEra Energy Seabrook，LLC或Seabrook的申诉，部分否认了AVANGRID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实践，指示Seabrook更换Seabrook电站的断路器。此外，FERC已确定Seabrook不应收回与断路器更换相关的机会或法律成本。如果双方在实施断路器更换的协议方面存在其他争议，FERC指出，双方可以提交一份未执行的协议。

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)要求从2020年起，在缅因州修建任何高影响输电线路的立法批准，须经缅因州立法机构所有议员三分之二投票通过，才能通过跨越或利用公共土地的此类线路；(Ii)自2020年起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，规定由公园和土地局(“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时，缅因州立法机构选出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发布初步禁令，防止在诉讼悬而未决期间追溯执行。

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。除非法院批准网络和NECEC传输有限责任公司的初步禁令，并允许在对该倡议的法律挑战的最终结果之前继续建设NECEC项目，或者如果法院没有批准初步禁令，直到最终处置有利于网络和NECEC传输有限责任公司的法律挑战，否则MDEP下令的暂停将继续有效。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。

2021年12月16日，缅因州商业和消费者法院驳回了网络和NECEC传输有限责任公司要求临时禁止将该倡议适用于NECEC传输项目的请求。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。2021年12月28日，商业和消费者法院批准了这项动议，从而将其决定送往法院复审。

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2022年8月30日，法院裁定，倡议条款要求在缅因州任何地方建造任何高影响输电线路并禁止在上肯纳贝克地区建设高影响输电线路，如果NECEC传输有限责任公司能够证明它在缅因州选民批准该倡议之前真诚地依赖MPUC授予的CPCN下的授权，参与了NECEC项目的实质性建设，则将侵犯NECEC受宪法保护的既得权利。缅因州法院将既得权利分析发回给商业和消费者法院，并就如何进行分析提供指导。

2022年10月21日，商业和消费者拒绝了所有者对其2021年12月16日命令的重新考虑请求，该命令拒绝了所有者的初步禁令请求，拒绝发布初步禁令，允许在针对该倡议的诉讼进行期间恢复NECEC的建设。

倡议挑战中的审判目前预计将于2023年4月进行。

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。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中三分之二投票通过BPL租赁公共保留土地用于输电线路和类似线性项目的部分，追溯适用于国家电力公司的租约，违反了《美国宪法》和缅因州宪法的合同条款，因此，该倡议没有宣布该租约无效。

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。

NECEC项目于2021年1月开工建设，2021年11月停工。在NECEC传输有限责任公司对该倡议提出挑战的结果出来之前，建设仍处于停顿状态。MDEP许可证、倡议和悬而未决的挑战的暂停可能会对NECEC项目产生不利影响，包括项目建设成本增加、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等影响。该公司正在评估NECEC项目的建设时间表，该项目将于2025年8月商业运营。截至2022年12月31日，我们已为NECEC项目筹集了约5.85亿美元。正在进行的法律程序的结果可能对NECEC项目的成功产生不利影响，表明账面金额可能无法收回。我们无法预测这些诉讼的结果和这种评估的结果(如果有的话)。

缅因州政府举行权力公投

2020年9月18日，向缅因州国务卿提交了一份请求，要求启动将政府运营的权力公投放在选票上的进程。支持者没有在2022年1月提交签名，2022年1月是将公投放在2022年11月投票的最后期限，但他们发表声明称，他们打算继续收集足够的签名，以便在大选中提交全民公投。2022年10月31日，政府运营权力的支持者向缅因州国务卿提交了公民倡议签名。国务卿证实，提倡者提交的签名超过了2023年11月将全民投票放在选票上所需的签名。随后，国务卿公布了2023年11月选举的最终投票语言。此外，“无空白支票”公民倡议的支持者向缅因州国务卿提交了签名。这次公投将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。向缅因州高等法院提交了一份对机构最终行动进行复审的请愿书，对部长关于“无空白支票”公民倡议的签字决定提出质疑。我们无法预测这起诉讼或任何公民倡议的结果。

2022年2月，缅因州议会提出了一项法案，L.D.1959，一项确保输电和配电公用事业责任的法案。该法案对缅因州大型电力公用事业公司(包括CMP)提出了额外的缅因州PUC要求，以确保客户服务和可靠性。该法案对表现不佳的公司进行了处罚，为举报公用事业公司违法或不当行为的举报人增加了更多保护，授权临时市政委员会审计公用事业公司的财务信息，要求公用事业公司提交应对气候变化对其基础设施影响的定期计划，并启动剥离程序，如果大型电力公司未能达到确定的标准，则须遵守宪法保护的正当程序和公正赔偿。该法案经修订后，于2022年4月在缅因州立法机构获得通过，并成为法律。

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

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以及分布式发电运营和/或开发商在互连协议下对此类成本的责任。我们无法预测此事的结果，包括MPUC可能面临的任何诉讼。

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。与上面讨论的零碳PPA的情况类似，PPA的净成本可以通过电价收回。

改革能源愿景

2014年，NYPSC启动了REV程序，其目标是提高电力系统的效率和可靠性，鼓励可再生能源，支持分布式能源，并赋予客户选择的权利。在这一过程中，NYPSC正在研究建立一个分布式系统平台来管理和协调DER，并为客户提供市场数据和工具来管理他们的能源使用。NYPSC还在研究如何修改其监管做法，以激励公用事业做法，以促进REV目标。REV分为两个轨道，第一轨道是市场设计和技术，第二轨道是监管改革。REV建议进行监管改革，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DER，如微电网、现场电力供应和存储。轨道2与轨道1并行进行，审查了当前监管、电价、市场设计和激励结构的变化，以更好地使公用事业利益与实现NYPSC的政策目标保持一致。我们的纽约公用事业公司正在解决各自费率案件中的相关监管问题。2016年发布了第二轨道命令，其中包括与收益调整机制(EAMS)的潜力、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。2016年，NYSEG和RG&E提交了一份在系统效率、能源效率、互联和清洁空气领域实施EAMS的提案。EAM反映在2020年批准的费率计划中。

2016年，NYSEG和RG&E提交了初始DSIP，其中包括有关可能部署自动计量基础设施(AMI)的信息。NYSEG和RG&E单独提交了一份与全面部署AMI相关的成本回收请愿书。2017年3月，NYPSC发布了三个独立的REV相关命令。这三个订单涉及：1)修改电力公用事业公司拟议的互联EAM框架；2)进一步的DSIP要求，包括在2018年年中之前提交更新的DSIP计划，并在2018年年底之前在NYSEG实施两个储能项目；以及3)净能源计量过渡，包括实施VDER第一阶段。NYSEG和RG&E于2018年7月31日和2020年6月30日提交了DSIP计划的半年更新，与从纽约公共服务部收到的指导一致。下一次DISP更新计划在2022年6月进行。截至2018年底，NYSEG和RG&E都部署了两个储能项目，与2017年3月NYPSC的订单要求一致。在……里面

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2018年12月，NYPSC工作人员提交了待机和回购服务费率设计、未来价值堆叠补偿和容量价值补偿白皮书。纽约商品期货交易委员会于2019年5月16日对白皮书中提出的提案做出了裁决。NYSEG和RG&E于2019年9月24日向NYPSC提交了拟议的备用和回购利率。欧盟委员会的最终命令预计将于2022年发布。NYPSC还于2019年12月12日发布了关于高容量要素资源价值堆栈补偿的命令，修改了价值堆栈补偿框架中某些高容量要素DER的待遇。根据2019年12月12日的命令，修改于2020年2月1日生效。2020年3月19日，欧盟委员会发布了一项关于Value Stack补偿的额外命令。该命令指示国家电网、NYSEG和RGE从关闭的部分重新分配容量，这些部分的可用容量因VDER补偿命令发布后被取消的项目而剩余，并将该容量分配给新的社区信用部分，补偿价格为每千瓦时2美分。未来六个月，当获得市场过渡信贷(MTC)或社区信贷分配的项目被取消时，公用事业公司还必须继续将产能重新分配给这一新部分。根据2020年3月19日命令的新规定于2020年5月1日生效。2020年7月16日，欧盟委员会发布命令，设立净计量后续关税。该订单继续第一阶段NEM，适用于2022年1月1日之后互联的所有符合条件的750 kW以下的大众市场和商业项目，并为现场DER实施适度的客户福利贡献(CBC)，以解决某些公共福利计划的成本回收问题。在2022年1月1日之后安装互联的DER的客户，将根据DER的铭牌评级按月收取每千瓦的费用。关税草案允许执行欧盟委员会的命令，并于2020年11月1日提交了拟议的CBC计算。欧盟委员会于2021年8月13日发布了最终命令，对新的大众市场净电表客户实施CBC，自2022年1月1日起生效。

2020年5月14日，发改委发布命令，延长和扩大分布式太阳能激励措施。除了授权延长NY-Sun计划并为其提供额外资金外，委员会还修改了与NY-Sun计划和VDER政策相关的某些计划规则。作为有序修改的一部分，欧盟委员会指示拥有VDER电费的电力公用事业公司为远程积分计划添加费率语言，该计划将允许符合Value Stack条件的发电资源将它们收到的发电积分分配到注入公用事业系统的多个单独地点的非住宅客户的公用事业账单中。欧盟委员会命令公用事业公司提交实施与远程积分计划相关的修改的关税许可，该计划将于2020年11月1日生效。考虑到计划变化的复杂性，公用事业公司向委员会请愿，要求延期。关税于2021年8月16日提交，2021年9月1日生效。

2018年4月24日，欧盟委员会提起诉讼，考虑公用事业公司在提供基础设施和费率设计方面的作用，以鼓励采用电动汽车和扩大电动汽车供应设备。该委员会于2019年2月2日发布了建立直流快速充电器激励计划的命令，随后于2019年7月12日和2020年3月3日明确了命令。DPS工作人员于2020年1月13日发布了一份白皮书，提出了一项现成的基础设施计划，预算估计为5.82亿美元。2020年7月16日发布了一项诉讼命令，批准了一项由客户资助的全州范围内的7亿美元计划(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，以努力增加电动汽车的数量。

2021年2月11日，委员会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。该平台的开发将是一个迭代过程，目前分为两个阶段。公用事业公司将通过与项目经理(待定)建立的流程向平台传输数据。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。2021年4月15日，委员会发布了一项通过数据访问框架并建立进一步程序的命令(“DAF命令”)。DAF订单建立了一个集中化的数据访问认证流程。2021年5月14日，一个利益攸关方(特派团：数据联盟)提交了关于DAF命令的重新听证请愿书，理由是对审计要求的担忧。纽约公用事业公司还联合提交了一份请愿书，要求在2021年5月17日重新审理委员会关于取消某些数据请求费用的指令。欧盟委员会于2021年11月18日发布命令，拒绝了这两项重审请求。

纽约州公共服务部对2018年3月冬季风暴的准备和应对进行的调查

2018年3月，在两场严重的冬季风暴影响了纽约100多万电力公用事业客户(包括约52万NYSEG和RG&E客户)之后，NYDPS开始全面调查纽约主要电力公用事业公司对这些事件的准备和应对。2018年春季，调查范围扩大到包括2018年纽约春季的其他风暴事件。

2019年4月18日，NYDPS工作人员发布了一份调查结果报告或2018年工作人员报告。2018年工作人员报告确定了94项建议，建议在公用事业紧急情况下实施纠正行动

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应对计划，或称ERPS。该报告还发现了包括NYSEG和RG&E在内的几家公用事业公司的潜在违规行为。

同样在2019年4月18日，NYPSC发布了一项命令，针对包括NYSEG和RG&E在内的纽约所有主要电力公用事业公司提起诉讼并提出理由。该命令指示包括NYSEG和RG&E在内的公用事业公司提出理由，说明NYPSC不应对明显未能遵循NYPSC批准和授权的各自ERP进行民事和/或行政处罚的原因。NYPSC还指示公用事业公司在30天内处理NYPSC是否应全部或部分授权、拒绝或修改2018年工作人员报告中所载的94项建议。2019年5月20日，NYSEG和RG&E就2018年工作人员报告中包含的建议回应了命令中显示原因的部分。2019年12月17日向委员会提交了一份请愿书，要求委员会批准一项联合解决协议。2020年2月6日，欧盟委员会批准了联合和解协议，该协议允许两家公司避免诉讼，并规定两家公司支付1050万美元的罚款(NYSEG支付900万美元，RG&E支付150万美元)。作为NYSEG Electric和RG&E Electric三年期费率计划的一部分，达成的和解协议规定，通过建立将在NYSEG Electric和RG&E Electric的费率计划的三年期限内摊销的监管责任，将这些罚款用作费率调节器。

纽约州公共服务委员会关于绿灯杆附件的起因命令

2020年11月20日，NYPSC发布了一项命令，就RG&E、Greenlight Networks，Inc.或Greenlight、Frontier Communications或Frontier涉嫌违反NYPSC 2004年8月6日通过的关于极地连接的政策声明的命令或2004年的极地命令提起诉讼并提出原因或显示原因命令。 在展览原因令中详细描述的涉嫌违规行为源于绿光资本在RG&E和Frontier的服务区域内安装未经授权和不符合标准的通信附件。显示原因令指示RG&E在30天内提出理由，说明NYPSC不应对超过11,000起涉嫌违反2004年极点命令的行为提起审慎诉讼或民事诉讼，要求获得禁令救济。根据纽约州公共服务法第25-a条，每一项被指控的违规行为都可能被处以最高10万美元的罚款，如果可以证明违规者未能“合理地遵守”法规或NYPSC命令。

RG&E、绿光科技和Frontier分别提交了通知，要求就指控的违规行为启动和解谈判，并延长对Show Case Order提交回复的最后期限。NYPSC批准了延期请求，启动了和解讨论。2021年8月12日左右，NYPSC批准了NYDPS和RG&E达成的和解协议，其中包括RG&E支付的300万美元，这笔钱将用于支持纽约州针对服务不足地区的宽带计划。如果RG&E不能在2021年12月31日或之前解决由Greenlight的杆子连接造成的某些已确定的安全违规行为，和解金额可能会增加到最高500万美元。我们已满足和解协议的所有合规要求，并于2022年1月12日向NYPSC提交了最终合规声明。

CMP客户帐单分类操作

2018年8月16日，代表所有CMP客户向坎伯兰县高级法院提起修改后的集体诉讼，指控CMP的新计费软件和计量系统向客户不当收取过高费用。原告主张基于不当得利、违约以及欺诈性和故意失实陈述的索赔，并要求损害赔偿、惩罚性赔偿、律师费和费用。CMP和该公司将此案转移到联邦法院，并于2019年9月30日提交了驳回动议。2019年11月22日，经双方同意，MP和本公司撤回了在不妨碍的情况下驳回诉讼的动议，原告获准在2020年1月31日或之前提出修订后的申诉，以便MPUC结束对CMP的计量、计费和客户通信做法的调查。2020年1月31日，原告提出了他们的第三次修改后的诉状。2020年2月28日，CMP和本公司提出动议，驳回原告的第三次无偏见修正申诉，或暂停诉讼，等待原告用尽行政补救措施。原告对驳回和MP的动议提出了异议，公司提出了答辩。驳回动议的口头辩论于2020年9月8日举行。2020年11月25日，法院驳回了《议定书》缔约方会议关于在不妨碍诉讼的情况下暂停诉讼或驳回诉讼的动议。2021年2月1日，CMP和本公司提交了动议，要求驳回除违约索赔以外的所有索赔，根据规则，违约索赔不能通过本动议驳回。原告于2021年3月9日提出异议，《议定书》于2021年3月29日提出答辩。驳回动议的口头辩论于2021年5月20日举行。2021年8月6日，法院就驳回动议作出裁决，批准驳回针对本公司的所有指控和针对CMP的所有指控，但某些欺诈指控除外。2021年8月27日，《议定书》缔约方会议提交了对关于违约和欺诈索赔的第三次修正申诉的答复。此后，双方当事人开始了证据开示。

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2022年6月下旬，原告律师通知被告，原告的牵头律师事务所即将解散，并将退出律师职务，正在确定一家新的牵头律师事务所。原告要求将所有最后期限延长四个月，但遭到被告的反对。法院将所有最后期限推迟到2022年8月1日。2022年7月26日，法院发布了一项新的时间表命令，其中设定了2022年11月21日为原告提交等级认证动议的最后期限，以及2023年4月28日为完成证据开示的最后期限。

2022年9月2日，原告通知CMP和本公司，他们无法确定新的牵头律师事务所，他们打算驳回集体指控，并打算继续进行个人索赔。2022年9月30日，法院批准了一项同意动议，将阶级指控从起诉书中剔除，使诉讼现在只涉及五名被点名的原告的个人索赔。2022年10月21日，双方当事人提出了驳回所有剩余索赔的规定，不构成偏见，法院结束了诉讼日程。

税法诉讼

税法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，导致截至2022年12月31日和2021年12月31日的监管资产余额分别约为1.37亿美元和1.42亿美元。

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。NYPSC的审计报告预计将于2023年完成。

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2022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。第11-80条规定，剩余费用(和

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这些合同的任何利益，包括因转售REC而产生的任何收益或损失，均可通过电价向客户全数追回(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第一类REC，最后一批将不迟于2022年开始。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(或记入客户的贷方)。

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于2019年11月6日发布的命令，CMP于2019年12月9日与缅因州Aqua Ventus I GP LLC签订了一项为期20年的协议，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。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%。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份合同。2021年10月，《议定书》缔约方会议与6个额外设施签订了合同(第2档)。第一批和第二批债券的期限各为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品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。

热带风暴伊萨亚斯准备和应对的PURA调查

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。在听证和提交证词后，普拉于2021年4月15日发布了最终裁决，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”，但该裁决中指出的某些例外情况除外，但命令将UI在下一次利率案件中的净资产收益率(ROE)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提起上诉。

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。这一上诉和普拉关于热带风暴伊萨亚斯的决定的上诉合并在一起。2022年10月17日，法院驳回了UI的上诉，并确认了普拉的全部决定。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。我们不能预测这一诉讼的结果。

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。

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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日提交其年度费率调整机制(RAM)，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、系统福利费用、传输调整费和收入脱钩机制。

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出资500万美元，并为客户提供5000万美元的费率抵免，同时允许UI在截至2023年4月的22个月内收取5200万美元的RAM，还包括冻结分销基本费率至2023年4月。

此外，根据这项立法，PURA打开了一个议程，以考虑在客户连续断电超过96小时的紧急事件中执行相关的客户赔偿和补偿条款。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，住宅客户在96小时后每天断电将获得25美元，还将获得250美元的变质食品和药品补偿。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。

纽约警察局对热带风暴伊萨亚斯的准备和应对情况的调查

2020年8月，在热带风暴伊萨亚斯之后，纽约警察局开始全面调查纽约主要电力公司对这一事件的准备和反应。此外，2020年8月20日，纽约州参众两院举行联合听证会，审查各公用事业公司在热带风暴伊萨亚斯过后的应对措施。2020年12月31日，NYSEG和NYDPS的工作人员就NYSEG涉嫌违反其应急计划的三项行为达成和解协议，根据该协议，NYSEG同意支付约150万美元的罚款。纽约商品期货交易委员会于2021年1月21日批准了和解协议。

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。在这方面，调查还将审查监管方法和结构，包括制定差饷和业绩机制。我们无法预测这次调查的结果。

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。

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《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，NYPSC发布了一项命令，授权根据《加速可再生能源增长和社区福利法案》的实施，仅为支持新的可再生能源而进行输电升级(第二阶段)。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。

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)在美国签署成为法律。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》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提供税收优惠。CAMT和爱尔兰共和军的其他各项规定将在2022年12月31日之后的一段时间内有效。鉴于立法对我们特定事实和情况的适用性的复杂性和不确定性，我们继续分析爱尔兰共和军的条款，同时等待财政部的监管指导。

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年的《为每个社区设立退休增强法案》延长了PTC

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对于2020年开始建设并在2022年前投入使用的设施，ITC将风能设施的选择提高到全额抵免的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，要求联邦土地上的陆上风电项目和海上风电项目在10年内完成建设，这些项目都有输电许可的要求。

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。我们无法预测这些诉讼的结果。

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)

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						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						895						876						26						(7)
其他收入(费用)
其他收入(费用)						60						66						(4)						(2)
权益法投资的收益(亏损)						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)

						截至2020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						$	6,320					$	5,188					$	1,132					$	—
运营费用
购买的电力、天然气和使用的燃料						1,379						1,125						254						—
运营和维护						2,466						2,038						429						(1)
折旧及摊销						987						592						394						1
所得税以外的其他税种						619						556						71						(8)
总运营费用						5,451						4,311						1,148						(8)
营业收入(亏损)						869						877						(16)						8
其他收入(费用)
其他(费用)收入						18						15						15						(12)
权益法投资的损失(收益)						(3)						10						(13)						—
扣除资本化后的利息支出						(316)						(234)						(7)						(75)
所得税前收入						568						668						(21)						(79)
所得税支出(福利)						29						120						(80)						(11)
净收益(亏损)						539						548						59						(68)
非控股权益应占净亏损(收益)						42						(2)						44						—
归因于Avangrid，Inc.的净利润（损失）						$	581					$	546					$	103					$	(68)

(1)其他金额为公司及部门间抵销。

各期业务成果的比较

营业收入增长了14%，从截至2021年12月31日的69.74亿美元增长到截至2022年12月31日的79.23亿美元。

购买的电力、天然气和燃料使用量增长了43%，从截至2021年12月31日的年度的17.19亿美元增加到截至2022年12月31日的24.56亿美元。

65

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运营和维护增加了6%，从截至2021年12月31日的年度的27.06亿美元增加到截至2022年12月31日的28.72亿美元。

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，增幅为18%，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，主要是由于从2020年12月1日起纽约的电费上调，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有利的1600万美元的各种延期。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年的养老金福利应计项目和非工会员工的缴费抵免，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日的年度，所购买的电力、天然气和燃料增加了8.06亿美元，增幅为54%，从截至2021年12月31日的年度的14.89亿美元增至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日的一年中，运营和维护增加了1.4亿美元，增幅为6%，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，增加了2700万美元的坏账支出，主要是由于纽约的坏账拨备增加了，而人事支出增加了1700万美元，主要是由于同期员工人数增加。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7,900万美元，降幅为6%，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，由于PJM市场天气事件期间需求增加而增加了2400万美元，以及来自生产的300万美元，包括当期在役的新资产和削减付款。

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，降幅为30%，从截至2021年12月31日的年度的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。

截至2022年12月31日的一年，运营和维护增加了3,100万美元，或6%，从截至2021年12月31日的4.95亿美元增加到5.26亿美元。增加的主要原因是，主要由2022年PJM市场天气事件期间的拨备推动的坏账拨备增加了1,300万美元，与离岸合同拨备相关的增加了2,400万美元，主要由同期员工人数增加推动的人员成本增加了1,300万美元，主要由公司费用增加推动的其他运营成本增加了900万美元，2021年记录的清偿损失索赔导致的500万美元被主要由2021年同期某些开发项目的注销所抵消的减少3,300万美元所抵消。

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，增幅为7%，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。

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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，或336%，从截至2021年12月31日的年度的6700万美元增至2.92亿美元。这一增长主要是由于当期从可再生能源公司的离岸合资企业重组交易中确认的2.46亿美元收益，但被由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日的一年，利息支出增加了500万美元，增幅为2%，从截至2021年12月31日的2.98亿美元增加到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日的一年，包括联邦和州所得税在内的实际税率为2.4%，低于联邦法定税率21%，这主要是由于确认了与风力发电相关的生产税收抵免，税法产生的超额递延税摊销的影响，建设期间使用的资金津贴的权益部分，以及2022年8月颁布的通胀削减法案释放了我们的联邦估值津贴，该法案将允许我们利用之前预计将到期的税收属性。有效税率，包括联邦和州所得税，截至2021年12月31日止年度的税额为3.2%，低于21%的联邦法定税率，主要是由于确认了与风力生产相关的生产税收抵免、税法所导致的超额递延税项摊销的影响以及建设期间使用的资金拨备的股权部分。

截至2021年12月31日的年度与截至2020年12月31日的年度比较

网络

截至2021年12月31日的一年，营业收入增加了5.66亿美元，增幅不到1%，从截至2020年12月31日的51.88亿美元增加到57.54亿美元。电力和天然气收入增加了1.25亿美元，主要是由于2020年11月19日批准的纽约州费率计划以及缅因州的提价，在此期间纽约和康涅狄格州(康涅狄格州，这包括在收入脱钩机制中)新冠肺炎延期带来的有利影响，以及输电带来的1,100万美元的有利影响。这些被负面收入调整带来的800万美元的不利影响和100万美元的其他减少所抵消。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：购买的电力和天然气增加3.64亿美元(在购买的电力中抵销)，直通摊销增加1.09亿美元(在运营费用中抵销)，但直通摊销减少5400万美元(所得税支出抵销3200万美元，其他收入抵销2100万美元)。

截至2021年12月31日的一年，所购买的电力、天然气和燃料增加了3.64亿美元，增幅为32%，从截至2020年12月31日的一年的11.25亿美元增至14.89亿美元。这一增长主要是由于平均商品价格增加3.64亿美元，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。

在截至2021年12月31日的年度内，运营和维护增加了1.6亿美元，或8%，从截至2020年12月31日的年度的20.38亿美元增加到21.98亿美元。这一增长是由3400万美元的人员支出增加推动的，主要是由于员工人数增加、1000万美元的业务成本增加、400万美元的坏账费用增加和300万美元的其他不利因素。此外，流转摊销增加了1.09亿美元(这在收入中被抵消)。

可再生能源

截至2021年12月31日的一年，营业收入增加了8800万美元，从截至2020年12月31日的11.32亿美元增加到12.2亿美元，增幅为8%。营业收入的增长主要是由于2021年第一季度德克萨斯风暴期间需求增加导致商户价格上涨1.59亿美元、同期平均价格上涨推动有利的热力和电力交易5800万美元、削减付款2300万美元以及出售资产1500万美元，但能源衍生品交易的不利MTM变化1.32亿美元抵消了这一增长。

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为经济对冲目的而进入，由于本期风力发电产量减少997千兆瓦时而减少3,500万美元。

截至2021年12月31日的一年，所购买的电力、天然气和燃料减少了2,400万美元，降幅为9%，从截至2020年12月31日的一年的2.54亿美元降至2.3亿美元。这一减少主要是由于期内市场价格变化对衍生品带来的4300万美元的有利MTM变化，但被同期平均价格上涨导致的电力和热力购买增加2100万美元所抵消。

截至2021年12月31日的一年，运营和维护增加了6600万美元，即15%，从截至2020年12月31日的4.29亿美元增加到4.95亿美元。这一增长主要是由于坏账拨备增加了600万美元，主要是由于2021年第一季度德克萨斯风暴期间的拨备，新场地导致的土地租金增加了1600万美元，主要是由于新产能导致的人员成本增加导致的1900万美元的增加，由于某些开发项目的注销和当期的伤亡损失，增加了4000万美元，但减少的1500万美元被主要由结算期间的违约性损害索赔所抵消。

折旧、摊销和减值

截至2021年12月31日止年度的折旧、摊销及减值支出增加2,700万美元或3%，较截至2020年12月31日止年度的9.87亿美元增至10.14亿美元。这一增长是由同期网络和可再生能源工厂增加的4200万美元推动的，但被2020年同期记录的风力发电场重新供电加速折旧导致的900万美元减少和递延收益摊销导致的600万美元的减少所抵消。

其他收入和(费用)及股权收益

截至2021年12月31日的年度的其他收入和(支出)及股权收益增加了5,200万美元，增幅为347%，较截至2020年12月31日的年度的1,500万美元增加至6,700万美元。这一变化主要是由于在建设期间使用的股本基金津贴增加了3100万美元，在网络公司修订的精算研究的推动下，养老金支出的非服务部分发生了2400万美元的有利变化(这在收入中被部分抵消)，以及同期1000万美元的有利股本收益，被1100万美元的不利账面费用和200万美元的其他减少所抵消。

扣除资本化后的利息支出

截至2021年12月31日的年度的利息支出减少了1800万美元，降幅为6%，从截至2020年12月31日的3.16亿美元降至2.98亿美元。这一变化主要是由于Networks的利息支出减少了2,300万美元(1,600万美元的有利账面费用和1,200万美元的有利监管摊销，主要是因为2020年11月19日批准的纽约利率案的监管延期减少，被债务增加带来的不利的500万美元利息支出抵消)，但由于债务增加而导致的其他利息支出增加了500万美元。

所得税费用

截至2021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3.2%，低于联邦法定税率21%，这主要是由于确认了与风力生产相关的生产税收抵免，税法产生的超额递延税摊销的影响，以及建设期间使用的资金津贴的股权部分。截至2020年12月31日的年度，包括联邦和州所得税的有效税率为5.1%，低于联邦法定税率21%。主要由于确认了与风力生产相关的生产税收抵免，以及税法产生的超额递延税项摊销的影响。

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财务指标是AVANGRID专用的，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措施是因为我们认为它们和其他类似的

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衡量标准被某些投资者、证券分析师和其他有关方面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经调整后的净收益，其中不包括重组费用、衍生工具公允价值变动按市值计价的收益、风力发电场重新供电产生的加速折旧、与PNP合并相关的成本、法律和解、离岸合同条款以及与新冠肺炎疫情相关的成本。我们相信，调整后的净收入更有助于了解和评估AVANGRID核心业务的实际和预期财务业绩和贡献，并更全面地比较和解释我们的业绩。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，或作为AVANGRID美国GAAP财务信息的替代或更好的使用，投资者应注意，非GAAP财务指标的有效性有限，可能是AVANGRID独有的，仅应被视为AVANGRID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。

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下表提供了AVANGRID的净收入与非GAAP措施调整后净收入、调整后EBITDA和调整后EBITDA以及截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的年度的调整后EBITDA和税收抵免之间的对账：

						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						—						—						—						—
离岸合同条款						24						—						24						—
新冠肺炎的影响						—						—						—						—
合并成本						4						—						—						4
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						$	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						—						—
合并成本						12						—						—						12
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

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						截至2020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）						$	581					$	546					$	103					$	(67)
调整：
按市场计价调整-可再生能源						5						—						5						—
重组费用						6						5						1						—
重新供电加速折旧						9						—						9						—
新冠肺炎的影响						29						26						1						2
合并成本						6						—						—						6
法律和解-天然气储存						5						—						—						5
调整的所得税影响（1）						(16)						(8)						(4)						(3)
调整后净收益(2)						$	625					$	568					$	115					$	(58)
可归因于非控股权益的净(亏损)收入						(42)						2						(44)						—
所得税(福利)费用						45						128						(76)						(8)
折旧及摊销						978						592						385						1
扣除资本化后的利息支出						316						234						7						75
其他(收入)支出						(18)						(15)						(15)						12
权益法投资的损失(收益)						3						(10)						13						—
调整后的EBITDA(3)						$	1,907					$	1,499					$	385					$	23
保留的PTC和ITT						153						—						153						—
分配给税收股权投资者的PTC						63						—						63						—
调整后EBITDA（含税收抵免）（3）						$	2,123					$	1,499					$	601					$	23

(1)调整的所得税影响：在截至2022年12月31日的一年中，(6)美元来自离岸合同条款，(100万)美元来自合并成本。在截至2021年12月31日的一年中，MTM调整收入为1,400万美元，新冠肺炎影响收入为900万美元，合并成本为300万美元。截至2020年12月31日的财年，MTM调整收入为(100万美元)，加速折旧为(200万美元)，重组费用为(200万美元)，新冠肺炎影响为(800万美元)，合法结算储气费为(100万美元)，合并成本为(200万美元)。

(2)调整后的净收入是一项非公认会计准则财务指标，在扣除重组费用、风力发电场的加速折旧、可再生能源的MTM活动、与太平洋核磁共振公司合并相关的成本、法律和解、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

调整后净收益从截至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，增幅为16%。这一增长主要是由于可再生能源增加了2.33亿美元，主要是由于当期从离岸合资企业重组交易中确认的收益以及主要由公司抵销的估值津贴和国家税率变化带来的有利税费支出，被当期主要由业务成本上升和无法收回的费用导致的网络减少3300万美元所抵消，公司减少7900万美元主要是由于期内单一利率变化带来的不利税费支出，这些减税主要被可再生能源抵消。

72

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截至二零二一年十二月三十一日止年度与截至二零二零年十二月三十一日止年度比较

调整后净收益

调整后净收益增加1.55亿美元，或25%，从截至2020年12月31日的年度的6.25亿美元增加到截至2021年12月31日的年度的7.8亿美元。这一增长主要是由于网络业务增加了9300万美元，主要是由于纽约于2020年11月19日批准了一项新的费率计划，可再生能源增加了5500万美元，主要是由于德克萨斯州天气事件导致的商户定价上涨，以及公司业务增加了700万美元，主要是由于该期间优惠的税收支出。

下表将AVANGRID的净收入与调整后的净收入(非GAAP)以及AVANGRID的每股收益(EPS)分别与截至2022年、2022年、2021年和2020年12月31日的年度调整后的EPS(非GAAP)进行了核对：

						截至十二月三十一日止的年度：
						2022						2021						2020
						(单位：百万)
网络						$	628					$	636					$	546
可再生能源						386						131						103
公司(1)						(133)						(60)						(67)
净收入						881						707						581
调整：
按市值计价调整--可再生能源(2)						—						53						5
离岸合同条款（3）						24						—						—
重组费用（4）						—						—						6
重新供电加速折旧（5）						—						—						9
COVID-19的影响（6）						—						34						29
合并成本（7）						4						12						6
法律和解-天然气储存（8）						—						—						5
调整对所得税的影响						(7)						(26)						(16)
调整后净利润（9）						$	901					$	780					$	625

						截至十二月三十一日止的年度：
						2022						2021						2020
网络						$	1.62					$	1.78					$	1.76
可再生能源						1.00						0.37						0.33
公司(1)						(0.34)						(0.17)						(0.22)
每股收益						2.28						1.97						1.88
调整：
按市值计价调整--可再生能源(2)						—						0.15						0.02
离岸合同条款（3）						0.06						—						—
重组费用（4）						—						—						0.02
重新供电加速折旧（5）						—						—						0.03
COVID-19的影响（6）						—						0.10						0.09
合并成本（7）						0.01						0.03						0.02
法律和解-天然气储存（8）						—						—						0.01
调整对所得税的影响						(0.02)						(0.07)						(0.05)
调整后每股收益（9）						$	2.33					$	2.18					$	2.02

(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)与离岸合同条款相关的费用。

(4)重组和遣散费相关费用涉及重组行动产生的成本，涉及最初有针对性的自愿裁员，以及我们腾出租赁计划中的相关成本（主要是网络部门）以及实施降低成本和实现可持续增长的举措的成本。

(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。

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(6)代表与COVID-19大流行相关的成本，主要与坏账拨备有关。

(7)发生的合并前成本。

(8)在与AVANGUID净利润的对账中删除了天然气活动的影响。

(9)调整后的净利润和调整后的每股收益是非GAAP财务指标，并在排除重组费用、风电场再供电产生的加速折旧、MtM可再生能源活动、与PMR合并相关的成本、法律和解、离岸合同条款和与COVID-19大流行相关的成本后列报。

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。

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2022年12月31日，我们的现金及现金等价物为6900万美元，而2021年12月31日为14.74亿美元。我们有能力从承诺为AVANGRID信贷安排的贷款人那里借入最多35.75亿美元，从Iberdrola Group信贷安排借入5亿美元，每一笔贷款如下所述。

AVANGRID商业票据计划

AVANGRID有一个商业票据计划，限额为20亿美元，由AVANGRID信贷安排(如下所述)支持。截至2022年12月31日和2023年2月21日，分别有3.97亿美元和11.15亿美元的未偿还商业票据，扣除余额套现的折扣。t. 截至2022年12月31日，未偿还商业票据加权平均利率为4.66%。

AVANGRID信贷安排

AVANGRID及其子公司NYSEG、RG&E、CMP、UI、CNG、SCG和BGC都是联合借款人，与银行银团或AVANGRID信贷安排有循环信贷安排，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。该协议包含贷款人的承诺，该承诺于2022年4月20日到期，即在PNM和TNMP作为AVANGRID信贷安排的借款人加入后，将最高借款增加到40亿美元。

根据AVANGRID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，执行AVANGRID信贷安排将AVANGRID的最高升华金额从15亿美元提高到25亿美元。AVANGRID信用贷款包含对AVANGRID综合温室气体排放强度敏感的定价。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，每个借款人将根据其信用评级支付每年的贷款费用。初始贷款手续费将从10个基点到22.5个基点不等。AVANGRID信贷安排的到期日为2026年11月22日。截至2022年12月31日，我们在这一信贷安排下没有未偿还的借款。

由于AVANGRID信贷安排也是AVANGRID商业票据计划的后盾，截至2022年12月31日和2023年2月21日，该安排下的可用总金额分别为31.78亿美元和24.24亿美元。

Iberdrola集团信贷安排

AVANGRID与Iberdrola集团的一家公司Iberdrola Financiacion，S.A.U有一项信贷安排。该贷款额度为5亿美元，2023年6月18日到期。AVANGRID每年支付10.5个基点的贷款手续费。截至2022年12月31日和2023年2月21日，该信贷安排下没有未偿还的金额。

74

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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 截至2022年12月31日和2021年12月31日，供应商融资安排项下的应付票据金额分别为1.71亿美元和1.61亿美元。截至2022年、2021年和2021年12月31日，余额加权平均利率分别为5.48%和0.82%。

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集团进行有效的现金管理，并减少了资金池参与者对外部借款的需求。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2022年12月31日和2021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2022年12月31日，我们有大约47.26亿美元的备用信用证、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AVANGRID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AVANGRID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2022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2022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
用户界面						1/31/2022						无担保票据						$	150					2.25%						2032
NYSEG						4/6/2022						免税债券						$	67					4.00%						2028
NYSEG						12/15/2022						无担保票据						$	150					4.62%						2032
NYSEG						12/15/2022						无担保票据						$	125					4.96%						2052
RG & E						12/15/2022						第一抵押债券						$	125					4.86%						2052
CMP						12/15/2022						绿色优先抵押债券						$	75					4.37%						2032
CMP						12/15/2022						绿色优先抵押债券						$	50					4.76%						2052
用户界面						12/15/2022						无担保票据						$	50					4.62%						2032

截至2022年12月31日，Networks有66.51亿美元的债务，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。如果派发股息会导致各自的普通股比率低于股本百分比300个基点，则限制UI、SCG、CNG和BGC支付股息

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用于设置最近分配费率过程中的费率，使用截至最近一个季度末计算的13个月历史平均值进行衡量。受监管的公用事业公司定期向AVANGRID支付股息或接受AVANGRID的出资，以维持最低股本比率要求。它们各自通过发行投资级债务证券独立产生债务。截至2022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2022年12月31日，我们在可再生能源部门有4100万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。预计在项目商业运营后不久，我们的投资者将进行进一步投资，预计2023年投资金额为5800万美元。隆德山由Solis Solar Power I，LLC(Solis I)所有。2022年6月，我们从一家税务股权投资者那里获得了额外的1.09亿美元，用于在Aeolus Wind Power VIII，LLC(Aeolus VIII)下增加Golden Hill风力发电场。蒙塔古太阳能同时被贡献给风神八号，蒙塔古太阳能项目达到商业运营后，我们的投资者预计未来将投资8700万美元，预计在2023年第二季度。

截至2022年12月31日，公司有19.76亿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2024年到期的债券，7.5亿美元3.20%的2025年到期的债券和7.5亿美元3.80%的2029年到期的债券。

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2022年12月31日和整个2022年都遵守了所有此类公约。

Iberdrola贷款

2020年12月14日，AVANGRID与Iberdrola签订了一项集团内贷款协议，向AVANGRID提供本金总额为30亿美元的无担保次级贷款(Iberdrola贷款)。Iberdrola的贷款已用附注1--背景和业务性质所述发行普通股的收益偿还。

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。

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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：

						2022						2021						2020
						(单位：百万)
NYSEG						$	759					$	743					$	689
RG & E						374						394						387
化学物质化学物质 *						338						682						389
用户界面						226						186						204
SCG						101						86						88
天然气						66						63						60
BGC						22						17						17
MNG						3						4						3
公司						23						55						23
总计						$	1,912					$	2,230					$	1,860

*2021年，包括NECEC传输有限责任公司在NECEC项目中的资本支出。

网络公司在2022年继续进行资本支出，以升级和扩大电力和天然气输配基础设施。2022年，我们继续在缅因州、纽约州和康涅狄格州的多个项目上进行资本投资，包括变电站现代化、电网自动化、新的输电投资、电杆更换计划、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相关的项目。2021年，我们继续在缅因州的一些项目上进行资本投资，包括NECEC、变电站现代化和新的输电投资。NYSEG和RG&E继续在一系列项目上进行资本投资，包括电网自动化项目、杆件更换计划、配电线路项目、宾厄姆顿地区亮线项目或BES计划。

可再生能源在以下年份的资本支出如下：

						2022						2021						2020
						(单位：百万)
风能和太阳能						$	662					$	928					$	822
热能						28						18						8
公司(1)						13						12						15
其他资本化成本（2）						83						106						39
资本支出总额						$	786					$	1,064					$	884

(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。

2022年，可再生能源用于建设伦德希尔太阳能、贝克芬太阳能、蒙塔古太阳能、拉乔亚、金山、米德兰、黎明太阳能和其他风能和太阳能资产的资本支出为6.62亿美元，克拉马斯燃气热电联产设施或克拉马斯工厂的资本支出为2800万美元。

2021年，可再生能源在建设伦德希尔太阳能、贝克芬太阳能、蒙塔古太阳能、拉乔亚、金山、米德兰和其他风能和太阳能资产方面的资本支出为9.28亿美元，在克拉马斯工厂的资本支出为1800万美元。

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2023年到2027年总共投资约109亿美元，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7.64亿美元，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。东电计划在未来12个月内投资1,700万美元，主要用于输电结构的战略性重建。NECEC计划在未来12个月投资4.61亿美元。NYSEG计划在未来12个月内投资6.64亿美元，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、风暴恢复计划、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个月投资3.27亿美元，包括先进仪表基础设施项目、BES计划、韦伯斯特地区

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可靠性计划、电杆更换计划、电网自动化计划、风暴恢复计划、气体分配管道和易泄漏的主要更换计划。UIL计划在未来12个月投资5.35亿美元，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。

可再生能源计划从2023年到2027年总共投资至少约74亿美元，并至少增加约1,990兆瓦的陆上和海上发电能力。

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。

以下为截至2022年、2022年、2021年和2020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：
						2022						2021						2020
						(单位：百万)
现金流
经营活动提供的净现金						$	1,035					$	1,561					$	1,288
用于投资活动的现金净额						(2,548)						(2,440)						(2,858)
融资活动提供的现金净额						108						889						2,853
现金、现金等价物和限制性现金净(减)增						$	(1,405)					$	10					$	1,283

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。

截至2020年12月31日止年度的经营活动现金较截至2019年12月31日止年度减少3亿美元，主要原因为营运及维护开支增加，包括风暴及其他活动所带来的开支增加，2020年联合建议书的审批时间延迟，以及网络公司新冠肺炎导致的应收账款逾期增加。

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。

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，由2.22亿美元的其他投资和权益法投资以及1.55亿美元的分配部分抵销

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从权益法投资中收到1.3亿美元的建设援助捐款和出售资产所得的2400万美元。

2020年，用于投资活动的现金净额为28.58亿美元，其中包括27.81亿美元的资本支出以及3.7亿美元的其他投资和权益法投资，但被4800万美元的建设援助捐款和2.38亿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AVANGRID和我们受监管的网络子公司发行或赎回的长期债务。

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。

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。

于2020年，融资活动使用现金28.53亿美元，主要反映AVANGRID及我们的受监管附属公司发行非流动债务，所得款项净额13.67亿美元，收到Iberdrola贷款30亿美元及来自非控股权益(主要与TEF有关)的税项股权融资贡献3.12亿美元，但因非流动债务及应付本期票据净减少12.64亿美元、向非控股权益分派500万美元、支付资本租赁付款900万美元及派息5.45亿美元而被抵销。

合同义务

截至2022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						2023						2024						2025						2026						2027						此后
						(单位：百万)
租约(1)						$	495					$	25					$	44					$	22					$	23					$	25					$	356
地役权(2)						1,068						29						30						31						30						28						920
预计未来养老金福利计划缴款(3)						357						10						51						18						42						40						196
长期债务(包括本期债务)(4)						8,635						412						612						1,107						660						484						5,360
利息支付(5)						3,266						312						302						260						243						217						1,932
材料采购承诺(6)						1,455						1,037						170						81						56						38						73
合同债务总额						$	15,276					$	1,825					$	1,209					$	1,519					$	1,054					$	832					$	8,837

(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)合格养恤金计划的缴费一般基于经修订的1974年《雇员退休收入敏感性法》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2022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2022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2022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提供的财务报表，其中包括AVANGRID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。

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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，则不受监管的业务的会计准则将普遍适用，并将要求在不再符合该等标准的年度立即确认任何以前的递延成本。

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AVANGRID计划进行会计核算时，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。我们在适当的情况下，对我们的精算假设在我们运营子公司的AVANGRID计划中应用一致的估计技术。我们用于制定AVANGRID计划贴现率的估计技术是基于截至2022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。

2022年用于核算合格养老金债务的加权平均贴现率为2.85%，比2021年提高了51个基点。2022年符合条件的养老金福利的计划资产预期回报率为6.33%，较2021年下降0.97个基点。下表反映了与某些重要精算假设的变化有关的估计敏感度(每个假设的变化与其他假设的变化相互排斥)：

												对2022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						$	(17)					$	(2)
降低贴现率						50个基点						$	17					$	2
增加计划资产回报率						50个基点						$	(15)					$	(1)
计划资产回报率减少						50个基点						$	15					$	1

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。

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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需要在估值过程中做出重大判断的重大资产交易。

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。

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。2022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。贴现现金流模型以适当的市场贴现率对AVANGRID的现金流预测进行贴现，从而估计公允价值。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。我们的预测的输入假设的示例

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敏感地包括增长率、行业需求、通胀、电力价格和大宗商品价格等宏观经济因素。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

AVANGRID提交合并的联邦所得税申报单和各种州所得税申报单，其中一些根据要求或允许是统一的。

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机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、税务当局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AVANGRID的新会计声明的讨论，请参阅本年度报告Form 10-K中的合并财务报表附注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。

可再生能源商业风电设施受到价格风险的影响，这是通过固定价格的电力交易进行对冲的。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。

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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。2022年的平均VaR为1360万美元，而2021年的平均VaR为1130万美元。

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，以向客户提供价格稳定。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2022年12月31日，未偿债务总额为90.24亿美元，其中11.46亿美元为浮动利率。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2022年12月31日，我们长期债务的估计公允价值为79.91亿美元，而账面价值为86.27亿美元。

AVANGRID不时使用金融衍生工具改变其固定及浮动利率债务余额，或为预期未来发行固定利率而对冲固定利率。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。截至2022年12月31日，有一份利率衍生品合约未平仓。

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。

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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2022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，其中357.5万美元的AVANGRID信贷安排支持商业票据计划，还有5亿美元来自Iberdrola集团的信贷安排。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。

网络

电网受监管的公用事业公司独立为其运营提供资金，除非它们以短期方式向AVANGRID借款，并在情况允许的情况下相互借款，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。每家网络公司的受监管公用事业公司都独立进入投资级债务资本市场进行长期融资，每一家公司都是AVANGRID信贷工具下的借款人，在本10-K表格年度报告的“-流动性和资本资源-流动性资源”中描述了这一点。

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AVANGRID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2022年12月31日，其融资租赁的未偿还余额为4100万美元。

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。2022年3月，可再生能源向Avangrigd，Inc.记录了5.68亿美元的净非现金股息，将2022年1月之前主要积累的账户余额清零。

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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2022年12月31日和2021年12月31日的合并资产负债表，截至2022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1(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2022年12月31日和2021年12月31日的财务状况，以及截至2022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2022年12月31日的财务报告内部控制进行了审计，我们2023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2022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。我们对公司商誉减值评估程序的某些内部控制的设计进行了评估，并测试了其运行效果，包括

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与确定用于估计可再生能源报告单位公允价值的预测发电量、预测市场价格和贴现率有关的控制。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。

清算分配的公允价值

如综合财务报表附注22所述，本公司于2022年1月10日重组及有效解散葡萄园风电合资公司。作为解散的一部分，该公司和哥本哈根基础设施伙伴公司(CIP)各自获得了以前在合资企业内持有的某些法人实体和租赁区的全部所有权。该公司收到了按公允价值记录的非现金清算分配，并向CIP支付了约1.68亿美元的增量付款。在截至2022年12月31日的一年中，该公司确认了2.46亿美元的税前收益，这是由于其在租赁和相关开发活动中收购的权益的公允价值增加所致。

我们将清算分配的公允价值评估确定为一项重要的审计事项。在评估本公司估计清算分配的公允价值时所使用的某些假设，特别是本公司对用于制定收入预测的预测发电量和贴现率的确定，需要主观的核数师判断。

以下是我们为解决这一关键审计问题而执行的主要程序。我们对设计进行了评估，并测试了与公司确定清算分配的公允价值相关的某些内部控制的运行有效性，包括与确定预测发电量和贴现率相关的控制。为了评估预测的发电量，我们将该公司的预测发电量与行业分析师发布的第三方报告进行了比较。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公司的公开市场数据，将选定的折扣率与独立开发的折扣率范围进行比较，帮助测试选定的折扣率。

/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

2023年2月22日

87

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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2022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2022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2022年12月31日和2021年12月31日的综合资产负债表，截至2022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2023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

2023年2月22日

88

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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，						2022						2021						2020
（百万，股数和每股数据除外）
营业收入						$	7,923					$	6,974					$	6,320
运营费用
购买的电力、天然气和使用的燃料						2,456						1,719						1,379
运营和维护						2,872						2,706						2,466
折旧及摊销						1,085						1,014						987
所得税以外的税款，净额						658						640						619
总运营费用						7,071						6,079						5,451
营业收入						852						895						869
其他收入和(支出)
其他收入(费用)						30						60						18
权益法投资的收益(亏损)						262						7						(3)
扣除资本化后的利息支出						(303)						(298)						(316)
所得税前收入						841						664						568
所得税费用						20						21						29
净收入						821						643						539
非控股权益应占净亏损						60						64						42
归因于Avangrid，Inc.的净利润						$	881					$	707					$	581
每股普通股收益，基本：						$	2.28					$	1.97					$	1.88
每股普通股收益，稀释后：						$	2.27					$	1.97					$	1.88
加权平均已发行普通股数量：
基本信息						386,727,246						358,086,621						309,494,939
稀释						387,215,785						358,578,608						309,559,387

随附的附注是我们合并财务报表的组成部分。

89

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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，						2022						2021						2020
(百万)
净收入						$	821					$	643					$	539
其他全面收入
固定福利计划的收益，扣除所得税美元3, $0及$0，分别						14						2						—
养老金成本摊销，扣除所得税美元1, $(1)及$3，分别						4						(8)						(13)
权益法投资的未实现收益（损失），扣除所得税美元6, $(3)及$0，分别						22						(9)						—
年内符合现金流对冲资格的衍生品未实现亏损，扣除所得税美元0, $(44)和$(7)，分别						(1)						(159)						(22)
现金流量对冲损失（收益）重新分类为净收入，扣除所得税美元19, $(3)及$2，分别						54						12						19
其他全面收益(亏损)						93						(162)						(16)
综合收益						914						481						523
非控股权益应占净亏损						60						64						42
Avangrid，Inc.的综合收入						$	974					$	545					$	565

随附的附注是我们合并财务报表的组成部分。

90

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Avangrid公司和子公司

合并资产负债表

截至12月31日，						2022						2021
(百万)
资产
流动资产
现金和现金等价物						$	69					$	1,474
应收账款和未开票收入净额						1,737						1,269
联属公司应收账款						5						11
联属公司的应收票据						3						—
衍生资产						60						35
储存中的燃料和天然气						268						139
材料和用品						235						204
预付款和其他流动资产						386						245
监管资产						447						400
流动资产总额						3,210						3,777
财产、厂房和设备总计（美元2,707及$1,959分别与VIE相关)						30,994						28,866
经营性租赁使用权资产						159						148
权益法投资						437						560
其他投资						49						61
监管资产						2,321						2,247
其他资产
商誉						3,119						3,119
无形资产						281						293
衍生资产						140						59
其他						413						374
其他资产总额						3,953						3,845
总资产						$	41,123					$	39,504

随附的附注是我们合并财务报表的组成部分。

91

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Avangrid公司和子公司

合并资产负债表

截至12月31日，						2022						2021
（数百万，共享信息除外）
负债
流动负债
债务的当期部分						$	412					$	372
应付票据						566						159
应付附属公司的票据						2						2
应计利息						66						69
应付账款和应计负债						2,007						1,586
应付联属公司的帐款						39						61
应付股息						170						170
应计税金						61						43
经营租赁负债						13						12
衍生负债						133						64
其他流动负债						593						484
监管责任						354						307
流动负债总额						4,416						3,329
监管责任						2,915						3,022
其他非流动负债
递延所得税						2,234						2,016
递延收入						1,062						1,130
退休金和其他退休后						491						684
经营租赁负债						161						149
衍生负债						164						160
资产报废债务						273						253
环境修复成本						279						298
其他						563						580
其他非流动负债总额						5,227						5,270
非流动债务						8,215						7,922
附属公司的非流动债务						8						—
非流动负债总额						16,365						16,214
总负债						20,781						19,543
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，387,734,757和387,678,630已发行股份；386,628,586和386,568,104分别发行流通股						3						3
额外实收资本						17,694						17,679
库存股						(47)						(47)
留存收益						1,910						1,714
累计其他综合损失						(180)						(273)
股东权益总额						19,380						19,076
非控制性权益						962						885
总股本						20,342						19,961
负债和权益总额						$	41,123					$	39,504

92

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随附的附注是我们合并财务报表的组成部分。

93

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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，						2022						2021						2020
(百万)
经营活动现金流
净收入						$	821					$	643					$	539
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						1,085						1,014						987
吸积费用						14						12						11
监管资产/负债摊销和持有成本						(65)						(72)						(13)
养老金成本						11						52						82
权益法投资收益						(262)						(7)						3
权益法投资收益分配						23						17						19
按市值计价的衍生品合约的未实现损失						—						86						5
撤资和处置财产的损失（收益）						2						24						(10)
递延税金						18						11						17
其他非现金项目						(48)						(82)						(83)
经营性资产和负债变动情况：
流动资产						(837)						(275)						(173)
非流动资产						(123)						(45)						(170)
流动负债						385						286						160
非流动负债						11						(103)						(86)
经营活动提供的净现金						1,035						1,561						1,288
投资活动产生的现金流
资本支出						(2,519)						(2,976)						(2,781)
协助建造工程的贡献						123						130						48
出售权益法和其他投资的收益						—						—						238
出售财产、厂房和设备所得收益						31						24						7
（向）附属公司的收据						(3)						5						(3)
权益法投资的现金分配						18						155						3
其他投资和权益法投资，净值						(198)						222						(370)
用于投资活动的现金净额						(2,548)						(2,440)						(2,858)
融资活动产生的现金流
非流动债务发行						791						833						1,367
与附属公司发行非流动债务						—						—						3,000
偿还非流动债务						(365)						(304)						(1,011)
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						236						(306)						(253)
偿还融资租赁						(9)						(6)						(9)
普通股回购						—						(33)						(2)
普通股发行						(1)						3,998						(1)
对非控股权益的分配						(10)						(10)						(5)
非控制性权益的贡献						147						330						312
已支付的股息						(681)						(613)						(545)
融资活动提供的现金净额						108						889						2,853
现金、现金等价物和限制性现金净(减)增						(1,405)						10						1,283
年初现金、现金等价物和限制性现金						1,477						1,467						184
现金、现金等价物和受限现金，年终						$	72					$	1,477					$	1,467
补充现金流信息
为利息支付的现金，扣除资本化金额						$	273					$	279					$	278
缴纳所得税的现金						$	15					$	2					$	8

随附的附注是我们合并财务报表的组成部分。

94

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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，2019年12月31日						309,005,272						$	3					$	13,660					$	(12)					$	1,634					$	(95)					$	15,190					$	349					$	15,539
采用会计准则						—						—						—						—						(1)						—						(1)						—						(1)
净收入						—						—						—						—						581						—						581						(42)						539
其他全面亏损，扣除税款美元（2)						—						—						—						—						—						(16)						(16)						—						(16)
综合收益																																																						523
宣布的股息，$1.76/共享						—						—						—						—						(545)						—						(545)						—						(545)
释放信托持有的普通股						72,028						—						—						—						—						—						—						—						—
普通股发行						42,777						—						(1)						—						—						—						(1)						—						(1)
普通股回购						(42,777)						—						—						(2)						—						—						(2)						—						(2)
基于股票的薪酬						—						—						6						—						—						—						6						—						6
对非控股权益的分配						—						—						—						—						—						—						—						(5)						(5)
非控制性权益的贡献						—						—						—						—						(3)						—						(3)						315						312
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)
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

(*) 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。

95

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AVANGRID公司及其子公司

合并财务报表附注

 

注1。业务背景和性质

Avangrate，Inc.(AVANGRID，WE或本公司)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81.6AVANGRID已发行普通股的百分比。剩余的流通股由不同的股东拥有，大约18.4AVANGRID的流通股有30%在纽约证券交易所(NYSE)公开交易。

建议与Pnmr合并

2020年10月20日，AVANGRID、新墨西哥州的PNM Resources，Inc.和AVANGRID(Merger Sub)的全资子公司新墨西哥州的NM Green Holdings，Inc.签订了一项合并协议和计划(合并协议)，根据该协议，Merger Sub预计将与PNMR合并并并入PNMR，PNMR将作为AVANGRID(合并)的直接全资子公司继续存在。根据合并协议，除(I)由AVANGRID、Merger Sub、PNMR或AVANGRID或PNMR的任何全资附属公司所拥有的已发行及已发行的PNMR普通股(PNMR普通股)(除(I)由AVANGRID、Merger Sub、PNMR或AVANGRID或PNMR的任何全资附属公司拥有，并将在合并完成时自动注销)及(Ii)由未投票赞成或书面同意合并的持有人所持有的PNMR普通股(有权并已要求支付该等股份的公允价值的持有人)外，在合并完成时，将转换已发行及流通股(PNMR普通股)。有权获得$50.30现金(合并对价)。

完成合并(完成)取决于某些常规成交条件的满足或放弃，包括但不限于，有权就合并协议投票的PNMR普通股至少多数已发行股份的持有者批准合并协议，对PNMR没有任何重大不利影响，获得某些必要的监管批准(包括德克萨斯州公用事业委员会(PUCT)、新墨西哥州公共管理委员会(NMPRC)、联邦能源管理委员会(FERC)、联邦通信委员会(FCC)、美国外国投资委员会(CFIUS)的批准，核管理委员会(NRC)和1976年哈特-斯科特-罗迪诺反垄断改进法案(HSR)下的批准)，四角资产剥离协议(定义如下)完全有效，正在提交所有适用的监管备案文件，以及不超过15%的已发行普通股有效行使持不同政见者的权利。2021年2月12日，PNMR的股东批准了拟议中的合并。截至2021年11月1日，此次合并已获得国家发改委以外的所有监管部门批准。2021年11月1日，在就此事进行公开听证和简报后，NMPRC合并程序的听证审查员就PNMR的子公司新墨西哥州公共服务公司(PNM)、AVANGRID和NMPRC程序中的多个干预者就考虑联合合并申请达成的经修订的规定协议发出了不利建议。2021年12月8日，NMPRC发布命令，驳回修改后的规定协议。2022年1月3日，AVANGRID和PNM向新墨西哥州最高法院提交了对NMPRC 2021年12月8日决定的上诉通知。问题陈述于2022年2月2日提交，首席案情摘要于2022年4月7日提交。2022年6月14日，NMPRC提交了答辩书。2022年6月13日，参与合并程序的新能源经济提交了答辩简报。AVANGRID的回复简报于2022年8月5日提交。2022年2月24日，FCC批准延长与合并相关的运营许可证转让的批准，并于2022年8月9日进一步延长。2022年5月20日，NRC发布了一项命令，将其批准的有效性延长至2023年5月25日。2022年9月21日，新能源经济向NMPRC提起诉讼，指控AVANGRID和PNM从事误导性的联合广告和赞助战略，并要求进行调查。AVANGRID和PNM于2022年10月11日提交了对该动议的答复，以提出理由。2022年12月14日，国家计委发布命令，驳回该动议。

此外，于二零二二年一月三日，AVANGRID、PNMR及Merge Sub订立合并协议修正案(下称“修订”)，据此，AVANGRID、PNMR及Merge Sub各自同意将完成合并的“结束日期”延展至2023年4月20日。双方在修正案中承认，尚未获得NMPRC所需的监管批准，各方合理地确定，在2022年4月20日之前不会获得此类未完成的批准。鉴于这一悬而未决的批准，各方决定批准修正案。经修订后，在某些情况下，AVANGRID和PNMR可终止合并协议，包括如果合并未在2023年4月20日之前完成(受三个月由AVANGRID和P核磁共振在双方同意下延期，如果所有条件到结案，但与获得

96

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监管批准，已得到满足或放弃)。在上述上诉待决期间，某些所需的监管批准和同意可能会过期，AVANGRID和PNMR将根据情况重新申请和/或申请延长此类批准。例如，AVANGRID和PNMR正在根据HSR准备新的申请。我们无法预测这些重新申请或延长此类批准的请求的结果。

合并协议包含PNMR、AVANGRID和Merge Sub的陈述、担保和契诺，这是此类交易的惯例。此外，除其他事项外，合并协议还包含一项公约，要求PNP在交易完成前签订协议(Four Corners剥离协议)，规定退出Four Corners发电厂的所有所有权权益，并提交所需的文件，所有这些都是为了使这种退出的结束日期不晚于2024年12月31日。

合并协议(经修订)规定若干惯常的终止权利，包括任何一方在合并未于2023年4月20日或之前完成时终止合并协议的权利(须受三个月如果除获得监管批准的条件外的所有条件都已满足或放弃，则AVANGRID和PNMR经双方同意延长交易期限)。合并协议还规定，在某些特定情况下终止合并协议时(包括如果AVANGRID因PNC董事会的建议改变而终止合并协议，或如果PNC终止合并协议以接受更好的提议(定义见合并协议))，PNC将被要求向AVANGRID支付#美元的终止费。130百万美元。此外，合并协议规定：(I)如果合并协议的任何一方由于监管结束条件的失败而终止合并协议，并且该失败是由于AVANGRID违反其监管契约所致，或者(Ii)AVANGRID在所有结束条件已经满足时未能完成关闭，并且根据合并协议它有义务这样做，则在任何一种情况下，在合并协议终止时，AVANGRID将被要求向PNMR支付#美元的终止费184百万美元作为唯一和唯一的补救措施。在涉及违反合并协议的某些特定情况下终止合并协议时，PNMR或AVANGRID将被要求偿还另一方合理和有文件记录的费用和开支，最高可达$10百万美元(这笔金额将贷记任何适用的终止费的支付并与之抵销)。

关于合并，Iberdrola已向AVANGRID提供了一份承诺书(Iberdrola资金承诺函)，根据该承诺书，Iberdrola单方面同意向AVANGRID提供或安排向AVANGRID提供完成合并所需的资金，总额最高可达约$4,3002000万美元，包括支付合并总对价。

2021年4月15日，AVANGRID与Iberdrola签订了附函协议，其中规定了与Iberdrola资金承诺函(附函协议)相关的某些条款和条件。附函协议规定，公司根据融资承诺书以债务形式提取的任何款项，应按相当于3个月伦敦银行同业拆借利率加的利率计息。0.75每年按360天的实际天数计算，从资金承诺书的日期开始，AVANGRID应向Iberdrola支付相当于0.12资金承诺书中规定的资金承诺中未支取部分的年利率。

2021年5月18日，我们发布了77,821,012的普通股股份二私人配售。收购Iberdrola63,424,125股份和海德成员有限责任公司，特拉华州有限责任公司，卡塔尔投资局的全资子公司，购买14,396,887我们普通股的股份，面值$0.01每股，按买入价$51.40每股，这是截至2021年5月11日我们普通股在纽约证券交易所的收盘价。私募收益约为美元4,000 万$3,000 其中100万美元的收益用于偿还Iberdrola贷款。私募影响后，Iberdrola保留了 81.6AVANGRID的%所有权权益。

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，并以合并为基础呈列，因此包括AVANGRID及其合并子公司Networks和ARHI的账目。所有公司间交易和账目均已在所列所有期间的合并中消除。

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：

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(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。

(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核算。我们在合并利润表中将根据权益法确认的收益（损失）反映为“权益法投资的收益（损失）”。“我们将从权益法投资中获得的股息视为投资公允价值的减少，而不是股息收入。当权益法被投资公司执行衍生品时

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对于采用现金流对冲会计处理的交易，我们在综合资产负债表中确认我们在OCI中所占的份额。我们评估并记录权益法收益投资的损失，因为我们认为非暂时性的价值下降。

(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。

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

25-40

太阳能发电站

30

传输和运输设施

41-80

配电设施

4-80

装备

常规仪表和测量装置

7-85

计算机软件

3-37

其他

建筑物

30-82

运营办公室

3-75

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2.8占2022年和2021年平均可折旧房产的百分比。

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。

(j) 长期资产减值准备

当事件或情况变化表明其公允价值可能无法收回时，我们会评估不动产、厂房和设备以及其他长期资产的是否存在损失。减损评估基于长期资产或资产组的现金流在很大程度上独立于现金的最低水平的未贴现现金流分析

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其他资产和负债的流动。如果资产的账面值超过与该资产相关的未贴现未来净现金流量，我们需要确认损失。

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。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。这些投资是根据标的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e.

(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。

某些衍生品对符合条件并被指定进行对冲会计的特定现金流进行对冲，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。某些利率衍生工具对符合条件并被指定用于对冲会计的负债(即债务)进行对冲，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，我们估计了预测交易的未来现金流，并评估了

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此类交易的发生和时间。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。

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，据此，我们有法律权利抵销余额，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。公用事业公司一般必须继续为无法全数支付账户结余的客户提供服务，条件是：(I)支付余额的合理部分；(Ii)同意分期支付余额；以及(Iii)同意在30天内支付未来的账单，直至全部支付DPA为止。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。由于新冠肺炎，UIL公司的监管机构要求他们向客户提供2022年6月30日之前的24个月还款计划。

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)。当报告公司既有权指导VIE的活动对VIE的经济表现产生最大影响，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时，报告公司必须将VIE合并为其主要受益人。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。

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(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，我们有时还会在交易产生的履约义务之前从交易中获得收入。我们的政策是将这些收入推迟到我们的综合资产负债表中，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。

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。

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(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，我们将确认监管负债资产。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。我们考虑了公司替代性最低税额制度的影响，以确定是否需要为递延税项设立估值免税额。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。与未确认的税收优惠相关的利息和罚款在我们的综合收益表中记录在“利息支出，扣除资本”和“其他收入和(费用)”中。

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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。我们的政策是将不确定税收头寸的利息和罚金确认为综合收益表中利息支出的一个组成部分。

适用于我们的可再生能源设施的联邦生产税收抵免不属于税收股权融资安排的一部分，被确认为所得税支出的减少以及递延所得税负债的相应减少。

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)促进参考汇率改革对财务报告的影响，并随后澄清范围

2020年3月，FASB发布了修正案，承认从停止伦敦银行间同业拆借利率(LIBOR)开始，参考利率改革对财务报告的影响。该指南为合同修改、套期保值关系和其他参考LIBOR的交易提供了可选的权宜之计和例外，但须满足某些标准。我们采用的参考汇率改革并没有对我们的综合经营业绩、财务状况和现金流产生重大影响。

(B)商业实体披露政府援助情况

2021年11月，FASB发布了指导意见，要求一个实体通过类比应用赠款或捐款会计模式，提供有关政府援助接收和核算的某些年度披露。由于指引仅作披露，故对综合财务业绩并无影响。

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)供应商财务计划义务的披露

2022年9月，FASB发布了对供应商融资计划的新披露要求。这些要求包括计划的关键条款、会计期间结束时仍未偿还的债务数额、这些债务在资产负债表中列报的说明以及这些债务在年度期间的前滚。该指导意见对2023年开始的披露有效，包括过渡期，但前滚信息除外，该信息在2024年开始的年度期间有效。我们在2023年1月1日采纳该指南不会对我们的披露产生实质性影响。

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)包括商誉在内的资产减值；(3)股权工具投资；(4)资产折旧寿命；(5)所得税估值免税额；(6)不确定的税收头寸；(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)环境补救责任；(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。

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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46.0%的员工受集体谈判协议覆盖。确实有不是计划于2023年到期的工会合同。

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ASC 606的范围内，例如租赁收入、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该等收入进行会计处理。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)和纽约独立系统运营商(NYISO)或PJM InterConnection L.L.C.(PJM)(视情况适用)管理。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、年度收入需求对账和其他需求方

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管理课程。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。在任何其他安排中，都不存在获得合同的重大初始增量成本或重要的融资要素。

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

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。我们拥有开发成功费用的合同资产，我们在2018年太阳能资产开发期间支付了这笔费用，并将按比例摊销至15年购电协议(PPA)的有效期，预计将于2022年12月商业运营后开始。合同资产总额为$9截至2022年12月31日和2021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。

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33百万美元和美元16于2022年和2021年12月31日分别为百万，并在我们综合资产负债表的“其他流动负债”中呈列。我们认出了美元33百万，$22百万美元和美元21截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度与合同负债相关的收入分别为百万美元。

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。

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截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度，我们可报告分部按主要来源细分的收入如下：

						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

						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						—						1028						—						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						1195						—						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

						截至2020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						$	3,642					$	—					$	—					$	3,642
受监管的运营-天然气						1,311						—						—						1,311
不受监管的运营-风能						—						822						—						822
不受监管的运营-太阳能						—						19						—						19
不受监管的操作-热力						—						39						—						39
其他(A)						58						101						—						159
与客户签订合同的收入						5,011						981						—						5,992
租赁收入						6						—						—						6
衍生品收入						—						136						—						136
替代收入计划						157						—						—						157
其他收入						14						15						—						29
总营业收入						$	5,188					$	1,132					$	—					$	6,320

(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

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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2022年和2021年12月31日，与客户合同相关的应收账款余额约为美元1,6221000万美元和300万美元1,220 分别为百万美元，其中未开票收入为美元5411000万美元和300万美元405 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2022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2022年12月31日						2023						2024						2025						2026						2027						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					$	—					$	—					$	—					$	—					$	2
预计收入将在多年可再生能源信用销售合同上确认						46						45						17						5						1						2						116
预计收入将在多年产能和无碳能源销售合同中确认						81						34						12						10						7						60						204
总营业收入						$	128					$	80					$	29					$	15					$	8					$	62					$	322

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。

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和相关程序、联邦能源管理委员会(FERC)输电权益报酬率(ROE)案、康涅狄格州费率计划、改革能源愿景(REV)、纽约的风暴诉讼程序和税法是目前影响网络公司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，

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《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。

该命令为人员配备增加、植被管理计划和风暴恢复成本提供了额外资金，同时保留了2014年规定中实施的风暴成本恢复的基本分级结构。MPUC命令还保留了2014年实施的RDM。该命令拒绝了《议定书》缔约方会议关于提高与其附属公司提供的服务相关的较高费用的费率的请求，并下令启动一项管理审计，以评估《议定书》委员会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。管理审核于2020年7月由临市局的顾问展开，并于2021年7月由临市局的顾问发表报告。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。在这方面，调查还将审查监管方法和结构，包括制定差饷和业绩机制。我们无法预测这次调查的结果。

根据MPUC规则第120章，2022年5月26日，CMP提交了一份不具约束力的意向通知，要求在以下日期或之后提起分配率案件六十天从这封信发出之日起。在通知中，CMP表示打算提出一项三年费率计划，其中包括一项多年资本投资计划，为提高可靠性和弹性所需的投资提供资金，以及继续改善客户体验和经济高效地推进清洁能源转型。议定书“的通知估计收入变化在#美元之间。45至$50在费率计划的第一年增加100,000,000美元，随后增加约100,000美元25至$30第二年1000万美元和$20至$25在第三年就达到了100万美元。我们无法预测这件事的结果。

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。《议定书》缔约方会议在其备案文件中将三个利率年定为2023年5月10日至2024年5月9日(“利率年1”)；2024年5月10日至2025年5月9日(“利率年2”)；以及2025年5月10日至2026年5月9日(“利率年3”)。申请的评税年度收入要求增幅为$481000万，$281000万美元和300万美元23分别为2.5亿美元和2.5亿美元。收入要求调整是基于截至2021年12月31日的测试年度。提案中每个费率年所要求的收入变化取决于四个调整机制：(1)年度审查工厂新增项目，在支出不足的情况下进行潜在的向下调整；(2)针对某些增量电杆更换、宽带工作、电动汽车工作、能源储存项目和计量系统升级的资本调整机制；(3)对称通胀调整；以及(4)与税基修复扣除相关的利益协调。其他各方于2022年12月2日在本诉讼中提交了直接证词，《议定书》缔约方会议于2023年2月7日提交了反驳证词。新利率预计将在2023年8月左右生效。我们无法预测这件事的结果。

NYSEG和RG&E费率计划

2016年联合提案

2016年6月15日，NYPSC批准了NYSEG和RG&E的2016年联合提案，该提案提出了一项为期三年的电力和天然气服务费率计划，该计划平衡了签字方的不同利益，包括但不限于保持公司的信用质量和减轻对客户的费率影响。2016年的联合提案反映了许多客户的好处，包括：加快了两家公司易发生天然气泄漏的主要更换计划，并增加了对电动植被管理的资金，以提供持续安全可靠的服务。2016年联合提案最后一年的交付率增长可概括如下：

																		2018年5月1日
																														费率上调						递送率提高
实用程序																														(百万)						%
NYSEG电气																														$	30					4.10		%
NYSEG天然气																														$	15					7.30		%
RG&E电气																														$	26					5.70		%
RG&E燃气																														$	10					5.20		%

NYSEG Electric、NYSEG Gas、RG & E Electric和RG & E Gas的普通股允许回报率为 9.00%.每家公司的股权比率为 48%;然而，股权比例设定为实际最高至 50%用于收益分成计算目的。随着ROE的提高，超过允许水平的盈利中的客户份额也增加，客户获得 50%, 75%和90第三年（2018年5月1日至2019年4月30日）以上收益百分比 9.75%, 10.25%和10.75% ROE分别。费率计划还包括实施费率调整机制（RAM），旨在返还或收取某些定义的协调收入和成本、新折旧率以及继续执行现有的RCM

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业务2016年联合提案反映了收回延期的NYSEG电力风暴成本约为美元262100万美元，其中123百万正在摊销 十年和剩余的$139百万正在摊销 五年该提案还继续对符合条件的主要风暴进行准备金核算(#美元26NYSEG电气每年100万美元，3每年为RG&E电气公司提供100万美元)。在符合条件的分区恢复服务所产生的增量维护费用将计入主要风暴储备，前提是它们达到一定的门槛。

2016年联合提案保留了NYSEG和RG&E目前的电力可靠性绩效指标(以及未能达到既定性能水平的相关潜在负收入调整)，其中包括系统平均中断频率指数(SAIFI)和客户平均中断持续时间指数(CAIDI)。2016年联合提案还修改了这些公司的某些天然气安全绩效措施，包括与更换易泄漏的管道、积压泄漏管理、应急响应和防止损害有关的措施。该提案为客户服务质量的指定方面建立了门槛绩效水平，并继续并扩大了NYSEG和RG&E的账单减少和欠款豁免低收入计划，增加了资金水平。2016年联合提案规定在伊萨卡地区实施NYSEG的能源智能社区(ESC)项目，该项目是实施和部署改革能源愿景(REV)倡议的试验台。ESC项目得到了NYSEG为伊萨卡地区电路客户计划的配电自动化升级和先进计量基础设施(AMI)实施的支持。此外，两家公司还在实施提案中描述的无线替代项目。其他与REV有关的增量成本和费用已计入随机存取存储器，但在其他地方没有提供成本回收。根据该提案，RAM适用于所有客户，并用于退还或收取RAM合格的延期和成本，包括：(1)物业税；(2)重大风暴延期余额；(3)易发生气体泄漏的管道更换；(4)其他回收机制不涵盖的REV成本和费用；以及(5)NYSEG电线杆附件收入。由于超过了某些资格门槛，RG&E于2018年7月实施了RAM。

2016年联合提案规定部分或全部调节某些费用，包括但不限于：养老金和其他退休后福利；财产税；可变利率债务和新的固定利率债务；天然气研发；环境补救成本；重大风暴；核电保险有限信用；经济发展；以及低收入计划。2016年联合提案还包括仅向下的净工厂对账。此外，2016年的联合提案包括仅向下调节电力分配和天然气植被管理、管道完整性和增量维护的成本。2016年联合提案规定，NYSEG和RG&E继续以每类总收入为基础进行电力RDM，以每客户收入为基础进行天然气RDM。

2020年联合提案

2020年11月19日，NYPSC批准了NYSEG&RG&E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%. 下表汇总了所有四种业务的已批准发货率增长和发货率百分比，包括费率均等化和不包括能源效率(这是一种传递)。利率两年和三年分别从2021年5月1日和2022年5月1日开始。

						第1年												第2年												第三年
						费率上调						递送率提高						费率上调						递送率提高						费率上调						递送率提高
实用程序						(百万)						%						(百万)						%						(百万)						%
NYSEG电气						$	34					4.6		%				$	46					5.9		%				$	36					4.2		%
NYSEG天然气						$	—					—		%				$	2					0.8		%				$	3					1.6		%
RG&E电气						$	17					3.8		%				$	14					3.2		%				$	16					3.3		%
RG&E燃气						$	—					—		%				$	—					—		%				$	2					1.3		%

2022年5月26日，NYSEG和RG & E向NYPAC提交了新的费率计划。利率申报基于调整至2023年5月1日至2024年4月30日利率年度的2021年测试年财务结果。由于这些费率备案于2022年5月26日提交，即新费率的生效日期，假设大约 11个月批准期限为2023年5月1日。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期计划（照原样

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纽约的习俗）。2022年8月12日，NYSEG和RG & E更新了诉讼时间表中要求的利率计划文件。 在他们的文件中，要求对以下收入进行变更：

请求的收入更改
						2022年5月26日						2022年8月12日						差异化
实用程序						(百万)						(百万)						(百万)
NYSEG电气						$	274					$	274					$	—
NYSEG天然气						$	43					$	30					$	(13)
RG&E电气						$	94					$	93					$	(1)
RG&E燃气						$	38					$	32					$	(6)

2022年9月16日，NYPSC暂停新的关税和费率，直至2023年4月21日。2022年10月19日，根据行政法法官2022年7月1日关于时间表和政党地位的裁决，NYSEG和RG&E自愿同意60天将最长暂停期限延长至2023年6月20日，但须遵守补充条款。2022年12月21日，NYSEG和RG&E自愿同意进一步60天最长暂停期延长至2023年8月19日，但须有补充条款。在此期间，双方进行了多方费率案件和解谈判。我们不能预测这一诉讼的结果。

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为其2023年上半年的整个标准服务负载制定了批发供电协议，702023年下半年的%，以及202024年上半年的%。最后服务的供应商是按季度采购的，UI正在自行管理2023年第一季度的最后服务，并已签订了2023年第二季度的批发供电协议。

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提起分销收入要求案。UI的备案文件提出了一项从2023年9月1日至2026年8月31日的三年费率计划。申请是基于截至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批准新的分销率，以弥补收入要求增加的约$102第1年的用户界面费率为100万美元，增量约为$17第2年的用户界面费率为100万美元，增量约为1美元17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。其他各方于2022年12月13日提交了直接证词，UI于2023年1月6日提交了反驳证词。此案的诉讼预计需要大约一年的时间，新的税率预计将在2023年9月左右生效。我们无法预测这件事的结果。

2017年，普拉批准了南康涅狄格州天然气公司(SCG)自2018年1月1日起的新关税，为期三年的费率计划每年上调。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%和约 52.00%股权水平。ESM欠客户的任何美元将首先用于和解协议中定义的任何环境监管资产余额(如果当时存在)，或者如果该环境监管资产余额不存在，则通过票据信贷退还给客户。

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2018年12月，普拉批准了康涅狄格州天然气公司(CNG)自2019年1月1日起的新关税，为期三年的费率计划每年上调。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。

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(DER)，如微电网、现场电力供应和能源储存。

REV还旨在促进更多地使用先进的能源管理产品，以增强需求弹性和效率。这一倡议的第一条途径涉及一个合作进程，以审查配电公用事业在实现基于市场的DER部署方面的作用，以促进负荷管理和更高的系统效率，包括降低高峰负荷。NYSEG正在与其他纽约公用事业公司一起参与这一倡议。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，并要求这些公用事业公司在2016年6月30日之前提交初始配电系统实施计划(DSIP)，随后每两年更新一次。这些公司提交了初始DSIP，其中还包括有关可能在其整个服务领域部署自动计量基础设施(AMI)的信息。2016年12月，两家公司向NYPSC提交了一份请愿书，要求批准收回与全面部署AMI相关的成本。与这份请愿书相关的合作始于2017年第一季度，于2017年第二季度暂停，随后在2018年第一季度恢复，然后进一步暂停，并被纳入两家公司2019年5月20日的利率备案文件。两家公司还于2018年7月31日提交了第一次DSIP半年度更新，并于2020年6月30日提交了下一次半年度更新。

NYPSC还启动了与REV相关的其他各种程序，每个程序都有自己的时间表。这些程序包括清洁能源标准、DER和净能源计量的价值、需求响应关税和社区选择汇总。作为清洁能源标准程序的一部分，所有电力公用事业公司被勒令从2017年开始向纽约州能源研究和发展局(NYSERDA)支付REC和零排放信用额度。

REV计划的第二条轨道也在进行中，通过NYPSC员工白皮书审查程序，正在审查当前监管、电价、市场设计和激励结构的潜在变化，以更好地将公用事业利益与实现纽约州和NYPSC的政策目标保持一致。纽约公用事业公司也将在各自的费率案例中解决相关的监管问题。2016年5月发布了第二轨道命令，其中包括与潜在收益调整机制(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。两家公司于2016年12月提交了一份在系统效率、能源效率、互联和清洁空气领域实施EAMS的提案。2017年，审查这些公司请愿书的合作程序被暂停。批准的2020年联合提案包括EAMS。

2017年3月，NYPSC发布了三单独的REV相关订单。这些订单为NYSEG和RG&E创造了一系列备案要求，从2017年3月开始，一直持续到2018年底。三订单涉及：1)修改电力公用事业公司拟议的互联EAM框架；2)进一步的DSIP要求，包括在2018年中之前提交更新的DSIP计划并实施二到2018年年底，每个公司的能源储存项目；以及3)净能源计量过渡，包括实施DER价值的第一阶段。2017年9月，NYPSC发布了另一项与DER价值相关的命令，要求提交资费备案，改变标准互联要求，并规划实施自动化合并计费。截至2018年底，NYSEG和RG&E都部署了两个储能项目，与2017年3月NYPSC的订单要求一致。2018年12月，NYPSC工作人员提交了待机回购服务费率设计、未来价值堆叠补偿和容量价值补偿白皮书。纽约商品期货交易委员会于5月16日对白皮书中提出的提案做出了裁决，

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2019年。NYSEG和RG&E于2019年9月向NYPSC提交了拟议的备用和回购利率。2020年11月25日，DPS工作人员与NYSERDA联合发布了一份白皮书，根据电力公用事业公司2019年9月23日的文件，就备用和回购利率提出进一步建议。对白皮书中建议的评论截止日期为2021年2月22日，回复意见截止日期为2021年3月8日。欧盟委员会的最终命令预计将于2022年发布。

2019年4月18日，NYPSC发布了关于未来价值堆栈补偿和容量价值补偿的命令。该命令为NYSEG和RGE地区的某些CDG项目设立了新的社区信用，以取代市场过渡信用，并扩大了额定交流容量为750千瓦或更低的项目第一阶段净计量的资格。这些变化于2019年6月1日起生效。NYPSC还于2019年12月12日发布了关于高容量要素资源价值堆栈补偿的命令，修改了价值堆栈补偿框架中对某些高容量要素DER的处理。根据2019年12月12日的命令，修改于2020年2月1日生效。2020年3月19日，欧盟委员会发布了一项关于Value Stack补偿的额外命令。该命令指示国家电网、NYSEG和RGE从关闭的部分重新分配容量，这些部分的可用容量因VDER补偿命令发布后被取消的项目而剩余，并将该容量分配给新的社区信用部分，补偿价格为每千瓦时2美分。未来六个月，当获得市场过渡信贷(MTC)或社区信贷分配的项目被取消时，公用事业公司还必须继续将产能重新分配给这一新部分。根据2020年3月19日的命令，新的规定于2020年5月1日生效。

2020年5月14日，发改委发布命令，延长和扩大分布式太阳能激励措施。除了授权延长NY-Sun计划并为其提供额外资金外，委员会还修改了与NY-Sun计划和VDER政策相关的某些计划规则。作为有序修改的一部分，欧盟委员会指示拥有VDER电费的电力公用事业公司为远程积分计划添加费率语言，该计划将允许符合Value Stack条件的发电资源将它们收到的发电积分分配到注入公用事业系统的多个单独地点的非住宅客户的公用事业账单中。欧盟委员会命令公用事业公司提交实施与远程积分计划相关的修改的关税许可，该计划将于2020年11月1日生效。鉴于该计划变化的复杂性，公用事业公司已向委员会请愿，要求延期。关税于2021年8月16日提交，2021年9月1日生效。

2020年7月16日，欧盟委员会发布命令，设立净计量后续关税。该订单继续第一阶段NEM，适用于2022年1月1日之后互联的所有符合条件的750 kW以下的大众市场和商业项目，并为现场DER实施适度的客户福利贡献(CBC)，以解决某些公共福利计划的成本回收问题。在2022年1月1日之后安装互联的DER的客户，将根据DER的铭牌评级按月收取每千瓦的费用。关税草案允许执行欧盟委员会的命令，并于2020年11月1日提交了拟议的CBC计算。欧盟委员会于2021年8月13日发布了最终命令，对新的大众市场净电表客户实施CBC，自2022年1月1日起生效。

2018年4月24日，NYPSC提起诉讼，考虑公用事业公司在提供基础设施和费率设计方面的作用，以鼓励电动汽车和电动汽车供应设备的扩张。欧盟委员会于2019年2月2日发布命令，建立直流快速充电器激励计划，随后在2019年7月12日和2020年3月3日发布的命令中做出了澄清。2020年7月16日，纽约PSC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)。这个现成计划将由纽约州的投资者所有的公用事业公司提供资金，并创建一个成本分担计划，激励公用事业公司和充电站开发商在将为消费者提供最大利益的地方选址电动汽车充电基础设施。

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。关于这一变化，我们确定了《议定书》/《议定书》缔约方会议确认的递延税项所需的历史更新，

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并增加我们的递延税项负债，以及监管资产的相应增加，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1371000万美元和300万美元142分别为2022年12月31日、2022年12月31日和2021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的审计报告预计将于2023年完成。2018年1月，MPUC发布了关于CMP的电力税务审计报告，该报告表明审计师无法核实用于计算电力税务监管资产的资产“收购价值”。审计报告要求《议定书》必须为监管资产的期初余额提供支持，否则将无法收回资产价值，约为#美元。111000万美元，不包括运输成本。《议定书》在其费率立案中对审计报告作出了回应，提供了额外的购置价值支持，因此要求完全追回电力税监管资产。MPUC工作人员对《议定书》缔约方会议对这一问题的价值表示关切。MPUC让一家外部公司对CMP的申请和收购价值进行了审计，审计师发现CMP的信息是合理的。2019年9月，《议定书》缔约方会议提交了一份回应审计报告的报告，并解决了MPUC工作人员的关切。2019年12月17日，CMP向MPUC提交了一份规定，规定收回电力税收监管资产，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、AVANGRID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$6,241截至2022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)。

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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12百万兆瓦时，根据州法律，该法律规定PPA的净成本可以通过电价收回。

2020年，根据康涅狄格州海上风电能源采购法案，UI与UI的附属公司Vineyard Wind签订了PPA，以提供 804通过开发帕克城风电项目来增加兆瓦的海上风电。与上面讨论的零碳PPA的情况类似，PPA的净成本可以通过电价收回。

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。根据2017年12月18日的MPUC命令，CMA签署了一项 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100万美元。根据缅因州法律，MPUC进行了两次竞争性招标程序，从1A类资源采购的能源或REC总量相当于该州2018年零售电力销售的14%，即171.5万兆瓦时。在这14%的总数中，MPUC必须至少获得7%，但不超过10%。通过2020年12月批准的合同（第1批），CMP被勒令执行13份合同。2021年10月，CPC与另外6家工厂（第2批）执行了合同。第1批和第2批都适用于 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。

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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向客户收回。该公司正在审查该计划的要求并评估下一步。

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。1 万UI就Pura的决定向康涅狄格州高等法院提出上诉。这项上诉和Pura对热带风暴伊萨亚斯待审案件的决定的上诉已合并。2022年10月11日进行了口头辩论，2022年10月17日，法院驳回了UI的上诉，并维持了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。我们无法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。977百万美元。

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2022年和2021年12月31日的监管资产包括：

截至2013年12月31日，						2022						2021
(百万)
养恤金和其他退休后福利						$	365					$	545
养老金和其他退休后福利费用推迟						93						95
风暴成本						671						448
费率调整机制						41						68
收入脱钩机制						52						68
输电收入对账机制						11						15
差价合约						56						73
困难计划						33						24
工厂退役						1						2
延期购买天然气						56						52
延期传输费用						—						13
环境修复成本						248						256
债务溢价						64						71
重新取得债务的未摊销损失						19						23
无准备金的未来所得税						492						424
联邦税收折旧正常化调整						137						142
资产报废债务						20						20
延期电表更换费用						55						46
COVID-19成本回收和滞纳金附加费						17						21
低收入拖欠减免						31						—
超额发电服务费						24						6
系统扩展						21						12
不可绕过的收费						14						10
其他						247						213
监管总资产						2,768						2,647
减：当前部分						447						400
非流动监管资产总额						$	2,321					$	2,247

“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。

“输电收入调节机制”反映了费率年度实际成本与用于设定费率的成本的差异。该机制包含年度传输真值（ATU），该值在随后的6月至5月期间恢复。

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“差异合同”代表差异衍生品合同未实现损益的延期。余额根据对相关衍生品进行的季度市场分析而波动。这些不赚取回报的金额将由相应的衍生资产/负债完全抵消。

“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。

“工厂退役”指与关闭化石工厂设施相关的退役和拆除费用- Beebe & Russell。

“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。

“延期传输费用”代表延期传输收入或费用，并根据实际收入和收入要求波动。

“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。

“低收入拖欠豁免”代表纽约州根据NYPAC于2022年6月16日发布的命令推迟的票据抵免，该命令批准推迟低收入客户的票据抵免，并在五年内从所有客户收回监管资产RG & E和三年内从所有客户收回监管资产纽约证券交易所。附加费将于2022年8月1日开始。

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“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。

“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。

“其他”包括后期摊销延期以及需要调节的各种项目，包括对冲损失和递延财产税。

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截至2022年和2021年12月31日的监管负债包括：

截至2013年12月31日，						2022						2021
(百万)
能源效率组合标准						$	30					$	45
天然气供应费和递延天然气成本						15						7
养老金和其他退休后福利费用推迟						117						73
递延所得税奖金折旧的持有成本						9						23
递延所得税的持有成本-混合服务263（a）						3						7
2017年税法						1,232						1,327
率变平等化						25						99
收入脱钩机制						13						13
应计搬迁义务						1,178						1,192
资产出售收益账户						—						2
经济发展						20						26
积极的效益调整						16						22
理论储备流量通过影响						3						6
递延财产税						17						22
净工厂对账						11						16
债务率调节						32						49
费率退款- FERC ROE程序						36						35
输电拥堵合同						31						23
与合并相关的利率抵免						10						12
累计递延投资税收抵免						22						24
资产报废债务						18						18
收入分成条款						13						13
米德尔敦/诺沃克本地传输网络服务集合						17						17
低收入计划						18						25
非公司保证金分享信用						27						15
2018年纽约冬季风暴解决方案						1						5
对冲收益						—						19
非旁路收费						76						11
输电收入对账机制						75						9
其他						204						174
监管总负债						3,269						3,329
减：当前部分						354						307
非流动监管负债总额						$	2,915					$	3,022

“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。按当前利率计算的摊销期限为三年并于2020年开始。

“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。

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“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。按当前利率计算的摊销期限为三年并于2020年开始。

“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。按当前利率计算的摊销期限为三年并于2020年开始。

《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。

“费率变化平等化”调整了整个三年计划中纽约送货率的增加，以避免不必要的高峰和客户费率的下降。 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。按当前利率计算的摊销期限为五年并于2020年开始。

“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。

“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。

“资产出售收益账户”是指出售某些资产的净收益，这些资产将用于未来客户的利益。按当前利率计算的摊销期限为三年对于NYSEG和两年针对RG&E，并于2020年开始。

“经济发展”代表经济发展计划，使NYSEG和RG&E能够通过在其服务区域内吸引、扩大和保留业务来促进经济发展。如果分配给NYSEG和RG&E的实际经济发展支出水平在任何费率年度与费率规定的水平不同，差额将退还给客户。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。按当前利率计算的摊销期限为三年并于2020年开始。

Iberdrola 2008年收购AVANGRID(前身为Energy East Corporation)后产生了“积极的利益调整”。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。按当前利率计算的摊销期限为三至五年并于2020年开始。

“通过影响的理论准备金流动”代表了与超额折旧准备金摊销有关的适用的联邦和州通过影响流动的比率津贴的差额。它还代表了差额的保值成本。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。按当前利率计算的摊销期限为三至五年并于2020年开始。

“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。按当前利率计算的摊销期限为五年并于2020年开始。

“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。按当前利率计算的摊销期限为五年并于2020年开始。

“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。

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“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。按当前利率计算的摊销期限为五年并于2020年开始。

“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2022年12月31日和2021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。.

“收益分享规定”是指超过收益分享门槛的年度收益。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。

“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。

“低收入计划”代表为恢复而批准的各种困难和支付计划。

“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。

“纽约2018年冬季风暴和解协议”代表了在对纽约主要公用事业公司应对2018年3月风暴的准备和应对措施进行全面调查后与NYPAC达成的和解金额。余额在摊销期内通过现行利率摊销 三年，从2020年开始。

“对冲收益”指电力和天然气对冲合同的递延公允价值收益。

“其他”包括通过费率摊销的搬迁成本和需要对账的各种项目。

注7.商誉与无形资产

截至2022年和2021年12月31日，按可报告分部划分的善意包括：

截至12月31日，						2022						2021
(百万)
网络						$	2,747					$	2,747
可再生能源						372						372
总计						$	3,119					$	3,119

2022年，网络和可再生能源可报告分部的总金额和累计善意损失没有变化。

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。3252000年，Energy East公司购买了CMP，收入为100万美元。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由

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市场参与者假设，考虑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。

2022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，2022年和2021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。以下为截至2022年和2021年12月31日的无形资产摘要：

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

截至2021年12月31日						总账面金额						累计摊销						账面净额
(百万)
风的发展						$	592					$	(301)					$	291
其他						18						(16)						2
无形资产总额						$	610					$	(317)					$	293

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141000万，$131000万美元和300万美元14 截至2022年、2021年和2020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2022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)
2023						$	14
2024						$	14
2025						$	14
2026						$	13
2027						$	13

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注8.物业、厂房及设备

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

截至2021年12月31日，财产、厂房和设备包括：

截至2021年12月31日						受监管						不受监管						总计
(百万)
发电、配电、输电等						$	17,392					$	13,446					$	30,838
天然气运输、分销等						5,032						13						5,045
其他共同经营财产						—						286						286
在役财产、厂房和设备总数						22,424						13,745						36,169
累计折旧总额						(5,806)						(4,783)						(10,589)
在役财产、厂房和设备净总数						16,618						8,962						25,580
正在进行的建筑工程						2,064						1,222						3,286
财产、厂房和设备合计						$	18,682					$	10,184					$	28,866

资本化利息成本为美元531000万，$331000万美元和300万美元51 截至2022年、2021年和2020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4811000万，$2971000万美元和300万美元285截至2022年、2021年和2020年12月31日，分别为百万。

我们减损或注销了美元的金额111000万，$201000万美元和300万美元7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2022年、2021年和2020年12月31日止年度分别增加了100万美元。

截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度的折旧费用为美元1,0711000万，$1,0011000万美元和300万美元973分别为100万美元。

2021年11月，缅因州选民通过全民投票，批准了L.D.1295(I.B.1)(第130条法律)。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，该法案实际上禁止建设NECEC项目。随后，在2021年11月，Networks和NECEC传输有限责任公司提起诉讼，质疑该倡议的合宪性。于2021年12月31日，我们确定了减值指标，并使用估计的未贴现的预期项目现金流进行了可恢复性测试，并与我们的估计项目成本进行了比较，确定不需要减值损失。2022年8月，缅因州法院裁定，倡议条款要求在缅因州任何地方建设任何高影响输电线路并禁止在上肯纳贝克地区建设高影响输电线路，如果NECEC传输有限责任公司能够证明它在真诚信赖的情况下参与了该项目的大量建设，则将侵犯NECEC受宪法保护的既得权利。此案被发回缅因州商业和消费者法院进行进一步的诉讼，目前正在进行中。这一正在进行的法律诉讼的结果可能会对NECEC项目的成功产生不利影响，表明账面金额可能无法收回。2022年11月29日，缅因州法院撤销了初审法院先前的裁决，推翻了公共土地局(BPL)的决定，即批准对缅因州一小块公共土地的租赁，以容纳NECEC 0.9英里的路段。缅因州法院证实，BPL在授予租约时是在宪法和法定权力范围内行事的，该倡议没有使租约无效。由于2022年出现了这些积极的事态发展，没有发现任何减损指标。截至2022年12月31日和2021年12月31日，我们已经资本化了大约美元585百万美元和美元546分别用于NECEC项目的100万美元。

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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。

对截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度ARO账面金额的对账包括：

(百万)
截至2020年12月31日						$	210
年内结算的负债						(2)
年内产生的负债						7
吸积费用						12
估计现金流量的修订（a）						26
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

(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2022年和2021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2022年和2021年12月31日的长期债务包括：

截至12月31日，												2022												2021
						到期日：						余额						利率						余额						利率
(百万)
第一抵押贷款债券-固定（a）						2025-2052						$	2,882					1.85%-8.00%						$	2,759					1.85%-8.00%
无担保的污染控制笔记-已修复						2023-2029						545						1.40%-4.00%						478						1.40%-4.00%
其他各种非流动债务-固定						2023-2052						5,276						1.95%-6.66%						5,110						1.95%-6.66%
未摊销债务发行成本和贴现												(76)												(53)
债务总额												8,627												8,294
减：一年内到期的债务，计入流动负债												412												372
非流动债务总额												$	8,215											$	7,922

(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8,331百万美元。

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2022年长期债务发行

公司						发行日期						类型						金额(百万)						利率						成熟性
用户界面						1/31/2022						无担保票据						$	150					2.25%						2032
NYSEG						4/6/2022						免税债券						$	67					4.00%						2028
NYSEG						12/15/2022						无担保票据						$	150					4.62%						2032
NYSEG						12/15/2022						无担保票据						$	125					4.96%						2052
RG & E						12/15/2022						第一抵押债券						$	125					4.86%						2052
CMP						12/15/2022						绿色优先抵押债券						$	75					4.37%						2032
CMP						12/15/2022						绿色优先抵押债券						$	50					4.76%						2052
用户界面						12/15/2022						无担保票据						$	50					4.62%						2032

未来五年到期的长期债务，包括偿债基金债务，包括：

2023						2024						2025						2026						2027						总计
(百万)
$	412					$	612					$	1,107					$	660					$	484					$	3,275

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2022年12月31日和2021年12月31日，以及整个2022年和2021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2022年和2021年12月31日，长期债务的估计公允价值为美元。7,991百万美元和美元9,155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。

Iberdrola贷款

2020年12月14日，AVANGRID和Iberdrola签订了一项集团内部贷款协议，向AVANGRID提供本金总额为#美元的无担保次级贷款3,000百万美元(Iberdrola贷款)。Iberdrola的贷款用附注1所述发行普通股的收益偿还。

短期债务

AVANGRID有$566百万美元和美元159截至2022年12月31日和2021年12月31日的应付票据分别为百万美元。

AVANGRID有一个商业票据计划，限额为$210亿美元，由AVANGRID信贷安排支持，如下所述。截至2022年和2021年12月31日，商业票据计划下的应付票据金额为1美元。397百万美元和美元0，分别列示余额表的折扣净额。截至2022年12月31日，未偿还商业票据的加权平均利率为4.66%.

AVANGRID信贷安排

AVANGRID及其子公司NYSEG、RG&E、CMP、UI、CNG、SCG和BGC都是联合借款人，与银行银团或AVANGRID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。该协议包含贷款人的承诺，该承诺于2022年4月20日到期，将最高借款增加到#美元。4,000在PNM和TNMP作为AVANGRID信贷机制下的借款人加入后，将获得100万欧元的贷款。

根据AVANGRID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，执行的AVANGRID信贷安排将AVANGRID的最高升华金额从$1,5002000万美元至2000万美元2,5001000万美元。AVANGRID信用贷款包含对AVANGRID综合温室气体排放强度敏感的定价。信贷安排还包含负面契约，

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包括将允许的最高合并债务与合并总资本的比率设置为0.65至1.00，每个借款人。根据AVANGRID信贷安排，每个借款人将根据其信用评级支付每年的贷款费用。最初的手续费从10至22.5基点。AVANGRID信贷安排的到期日为2026年11月22日。截至2022年和2021年12月31日，我们都有不是在这项信贷安排下未偿还的借款。

由于AVANGRID信贷安排也是AVANGRID商业票据计划的后盾，截至2022年12月31日，该安排下的可用总金额为$3,178百万美元。

Iberdrola集团信贷安排

AVANGRID与Iberdrola集团的一家公司Iberdrola Financiacion，S.A.U有一项信贷安排。该设施的限额为$。500100万美元，2023年6月18日到期。AVANGRID支付10.5该贷款利率每年增长1个基点。截至2022年12月31日和2021年12月31日，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。由于与这些安排相关的利息成本，余额在我们的综合资产负债表上被归类为“应付票据”。余额与资本支出有关，因此被视为非现金活动。自.起 2022年12月31日和2021年12月31日，供应商融资安排项下的应付票据金额为#美元171百万美元和美元161分别为100万美元。截至2022年、2022年和2021年12月31日，余额加权平均利率为5.48%和0.82%。

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不合格的养老金计划义务，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通过使用金融交易和仓储取款，占其预测冬季需求的30%。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在洲际交易所(ICE)活跃交易的相同衍生品合约的交易所价格。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。

•NYSEG、RG&E和CMP可能会签订燃料衍生品合约，以对冲其车队车辆的无铅和柴油需求。使用的是基于交易所的远期市场价格，但由于远期价格增加了不可观察的基数调整，我们将这些合约的公允价值计量计入第三级。

•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，没有任何调整，包括在公平交易中

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价值级别1.交货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无法观察到的投入或无法与相同或类似产品的市场数据佐证的投入计入公允价值水平3。不可观察到的投入包括收费安排的历史波动性和相关性以及某些电力互换的外推值。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。

我们根据一个模型来确定利率衍生工具的公允价值，该模型的输入是可观察的，例如伦敦银行间同业拆借利率(LIBOR)、有担保隔夜融资利率(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2022年12月31日和2021年12月31日，分别为100万欧元，并计入我们合并资产负债表的“其他资产”。

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截至2022年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日按公允价值计量的金融工具包括：

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)

截至2021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						$	45					$	15					$	—					$	—					$	60
衍生资产
衍生金融工具-权力						$	31					$	39					$	85					$	(78)					$	77
衍生金融工具-天然气						4						34						9						(32)						15
差价合约						—						—						2						—						2
总计						$	35					$	73					$	96					$	(110)					$	94
衍生负债
衍生金融工具-权力						$	(16)					$	(137)					$	(90)					$	176					$	(67)
衍生金融工具-天然气						(1)						(22)						—						18						(5)
差价合约						—						—						(75)						—						(75)
衍生金融工具-其他						—						(77)						—						—						(77)
总计						$	(17)					$	(236)					$	(165)					$	194					$	(224)

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截至2022年、2021年和2020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)						2022						2021						2020
截至1月1日的公允价值，						$	(69)					$	13					$	25
计入营业收入的年度收益						108						21						8
计入营业收入的年度亏损						(30)						(34)						(2)
计入营业收入的本期损益总额						78						(13)						6
在OCI中确认的收益						2						2						1
在保监处确认的损失						(57)						(52)						(3)
OCI中确认的总损益						(55)						(50)						(2)
监管资产和负债中确认的净变化						17						13						6
购买						10						(17)						(2)
聚落						8						(13)						(15)
调出第3级(A)						27						(2)						(5)
截至12月31日的公允价值，						$	16					$	(69)					$	13
与报告日仍持有的金融工具相关的未实现收益变化计入营业收入的年度收益						$	78					$	(13)					$	6

(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2022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）						$	4.18					$	9.86					$	2.27
Aeco（美元/MMBtu）						$	3.05					$	10.80					$	1.53
Ameren（美元/MWh）						$	46.29					$	225.62					$	18.01
COR（美元/兆瓦时）						$	58.96					$	400.10					$	9.15
COMED(美元/兆瓦时)						$	42.57					$	222.49					$	14.98
ERCOT N-Hub(美元/兆瓦时)						$	46.94					$	324.49					$	13.66
ERCOT S中心(美元/兆瓦时)						$	45.44					$	320.63					$	13.88
印第安纳州枢纽电力(美元/兆瓦时)						$	49.02					$	230.14					$	20.74
年中加元(美元/兆瓦时)						$	55.72					$	400.10					$	5.15
明尼苏达州枢纽电力公司(美元/兆瓦时)						$	39.75					$	183.54					$	15.23
Noil和Hub(美元/兆瓦时)						$	42.22					$	222.18					$	14.64
PJM W-Hub(美元/兆瓦时)						$	48.80					$	227.60					$	17.78

我们的3级估值主要包括NYMEX天然气和固定价格电力掉期，交割期分别延长至2024年和2032年。天然气掉期被用来对冲未签约的风能头寸。电力互换被用来对冲西部和中西部未签约的风力发电。

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，对估值的唯一重大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亏损。天然气互换是非合同发电的经济对冲，天然气价格下降导致未实现收益，天然气价格上涨导致未实现亏损。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。

131

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用于评估交易价值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模型本身。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。

交易的估值部分基于远期价格、相关性和波动率曲线。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						2022年12月31日
不履行义务的风险						0.84% - 0.89%
贴现率						3.99% - 4.22%
远期电价(每千瓦-月10美元)						$2.00 - $3.80

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。

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(a)网络的活动

下表分别列出了Networks截至2022年和2021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2021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						$	29					$	7					$	12					$	4
衍生负债						(12)						(4)						(27)						(64)
						17						3						(15)						(60)
指定为对冲工具
衍生资产						—						—						—						—
衍生负债						—						—						(1)						—
						—						—						(1)						—
抵消现金抵押品前的衍生品总额						17						3						(16)						(60)
应收现金抵押品						—						—						—						—
资产负债表中列出的衍生品总额						$	17					$	3					$	(16)					$	(60)

截至2022年12月31日和2021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，						2022						2021
(百万)
批发购电合同（MWh）						5.7						5.7
天然气采购合同（Dth）						9.6						9.4
船队燃料采购合同(加仑)						—						2.0

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包括在商品成本中，当

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履行了相关的销售承诺。我们记录天然气对冲合约对衍生资产及/或负债的公允价值变动，并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2022年12月31日、2022年12月31日和2021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归类为截至2022年、2022年和2020年12月31日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，
2022年12月31日						电						天然气						2022						电						天然气
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年12月31日																		2021
监管资产						$	—					$	—					购买的电力、天然气和使用的燃料						$	(23)					$	(11)
监管责任						$	(16)					$	(3)
																		2020
																		购买的电力、天然气和使用的燃料						$	55					$	4

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根据上述成本分摊协议的%部分。截至2022年12月31日，UI已记录衍生资产总额为美元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2021年12月31日，UI已记录衍生资产总额为美元2百万(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$73百万美元，衍生负债总额为#美元75百万(美元)72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、2021年和2020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，
						2022						2021						2020
(百万)
衍生资产						$	(1)					$	—					$	—
衍生负债						$	18					$	13					$	6

某些外币兑换合约不被指定为对冲工具。截至2020年12月31日止年度，我们录得收益为美元4百万，与我们未指定为对冲工具的外币合同相关，计入我们综合利润表的“其他收入”中。

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指定为对冲工具的衍生工具

截至2022年、2021年和2020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)
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
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
2020
利率合约						$	—					利息支出						$	4					$	316
商品合同						(1)						购买的电力、天然气和使用的燃料						1						1,379
外币兑换合约						1												—
总计						$	—											$	5

(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43百万美元和美元47截至2022年12月31日和2021年12月31日，分别为百万。我们记录了美元4截至2022年、2021年和2020年12月31日各年度，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42023年终止的现金流对冲有000万美元。

(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2022年12月31日和2021年12月31日，与Renewables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，						2022						2021
(兆瓦时/潜伏期(百万))
批发购电合同						2						4
电力批发销售合同						7						10
天然气和其他燃料采购合同						15						20
财权合同						6						9
基差互换-购买						22						30

截至2022年12月31日和2021年12月31日，与Renewables活动相关的衍生品合同的公允价值分别包括：

截至12月31日，						2022						2021
(百万)
批发购电合同						$	149					$	36
电力批发销售合同						(200)						(77)
天然气和其他燃料采购合同						2						6
财权合同						8						35
总计						$	(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$935100万美元，以对冲预期浮动利率债券的发行。远期利率互换被指定为现金流对冲。作为附注22中所述的葡萄园风1号的财务结清的一部分，这一对冲对贷款机构进行了更新，名义价值改为#美元。956万截至2022年和2021年12月31日，利率互换公允价值为美元116百万美元和$(58）分别作为非流动资产和非流动负债。利率掉期的损益报告为累计OCI的一部分，并将在债务相关利息费用产生期间重新分类为盈利。

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下表分别列出了Renewables截至2022年和2021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)
应付现金抵押品						—						—						105						54
资产负债表中列出的衍生品总额						$	60					$	139					$	(87)					$	(37)

截至2021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						$	29					$	70					$	52					$	9
衍生负债						(11)						(14)						(65)						(11)
						18						56						(13)						(2)
指定为对冲工具
衍生资产						—						—						5						6
衍生负债						—						—						(67)						(142)
						—						—						(62)						(136)
抵消现金抵押品前的衍生品总额						18						56						(75)						(138)
应收现金抵押品（应付）						—						—						27						57
资产负债表中列出的衍生品总额						$	18					$	56					$	(48)					$	(81)

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未被指定为对冲工具的衍生工具

截至2022年、2021年和2020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)
计入营业收入的总亏损						$	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)

						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)
计入营业收入的总（亏损）收益						$	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
全损						$	2					$	(57)

138

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						截至2020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)					$	—
电力批发销售合同						(1)						6
财权合同						2						—
金融和天然气合同						—						(13)
计入营业收入的总（亏损）收益						$	—					$	(7)					$	6,320
购买的电力、天然气和使用的燃料
批发购电合同						$	—					$	(4)
金融和天然气合同						—						6
总收益包含在购买电力、天然气和使用的燃料中						$	—					$	2					$	1,379
总（损失）收益						$	—					$	(5)

指定为对冲工具的衍生工具

截至2022年、2021年和2020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)
2022
利率合约						$	116					利息支出						$	—					$	303
商品合同						$	(178)					营业收入						$	59					$	7,923
总计						$	(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)
2020
商品合同						$	1					营业收入						$	6					$	6,320

(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169截至2022年12月31日，累计OCI中包含的百万亏损预计将在未来12个月内重新分类为盈利。截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度，我们记录了与终止现金流对冲相关的衍生品净损失金额不重大。

(C)企业活动

AVANGRID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，或在未来固定利率发行的预期中对冲固定利率。

与先前结算的利率合约有关的累计保单净亏损为$38百万美元和美元48截至2022年12月31日和2021年12月31日，分别为百万。我们摊销为收入美元9百万，$9百万美元和美元8分别与截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度的已结算利率合同相关的损失百万美元。我们将摊销约美元92023年利率合约净亏损的百万美元。

139

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截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度现金流对冲关系中的衍生品对累计OCI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)
2022
利率合约						$	—					利息支出						$	9					$	303
2021
利率合约						$	—					利息支出						$	9					$	298
2020
利率合约						$	(27)					利息支出						$	8					$	316

(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2022年和2021年12月31日止年度对我们的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

						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2021年12月31日												截至2021年12月31日的年度
流动资产						$	—					利息支出						$	(3)					$	298
非流动负债						$	(19)
						对对冲债务的累积影响
流动债务						$	—
非流动债务						$	19

(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。

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。

140

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如果在2022年12月31日发生这样的事件，UI将不得不发布总计约$37一百万美元的抵押品。

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。97百万美元和美元67分别截至2022年和2021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2022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$13100万美元，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62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2022年、2021年和2020年12月31日止年度的租赁成本组成如下：

截至2013年12月31日的年度，						2022						2021						2020
(百万)
租赁费
融资租赁成本
使用权资产摊销						$	12					$	8					$	17
租赁负债利息						3						3						4
融资租赁总成本						15						11						21
经营租赁成本						20						14						16
短期租赁成本						6						4						3
可变租赁成本						3						4						—
总租赁成本						$	44					$	33					$	40

141

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截至2022年和2021年12月31日的资产负债表及其他信息如下：

截至2013年12月31日，						2022						2021
（百万，租期和折扣率除外）
经营租约
经营性租赁使用权资产						$	159					$	148
经营租赁负债，流动						13						12
长期经营租赁负债						161						149
经营租赁负债总额						$	174					$	161
融资租赁
其他资产						$	143					$	156
其他流动负债						7						4
其他非流动负债						80						91
融资租赁负债总额						$	87					$	95
加权平均剩余租期（年）
融资租赁						6.4						7.3
经营租约						16.9						20.5
加权平均贴现率
融资租赁						3.46		%				3.49		%
经营租约						3.69		%				3.06		%

截至2022年、2021年和2020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，						2022						2021						2020
(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						$	14					$	16					$	13
融资租赁的营运现金流						$	1					$	3					$	3
融资租赁产生的现金流						$	9					$	6					$	9
以租赁义务换取的使用权资产：
融资租赁						$	(1)					$	—					$	46
经营租约						$	25					$	10					$	94

142

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截至2022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：
2023						$	9					$	16
2024						30						14
2025						8						14
2026						9						14
2027						10						16
此后						33						183
租赁付款总额						99						257
减去：推定利息						(12)						(83)
总计						$	87					174

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。41百万美元和美元452022年12月31日和2021年12月31日分别为百万。2013年，Renewables将发电设施出售给一个买家财团（简称“信托”），并同时与信托就该设施的使用权达成了一项协议。 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：针对几家NETO提出联合申诉，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%不公平和合理，并寻求降低基本ROE并向客户退款15-从2011年10月1日(申诉一)、2012年12月27日(申诉二)、2014年7月31日(申诉三)和2016年4月29日(申诉四)开始的一个月退款期限。

2014年10月16日，FERC在诉状I中发布了决定，将基准净资产收益率定为。10.57%，最大总ROE为11.742011年10月至2012年12月期间以及预期从2014年10月16日起的%(基本加激励净资产收益率)。2015年3月3日，FERC维持其决定，并进一步澄清：11.74ROE上限将适用于特定项目，而不是变速器所有者的总平均变速器回报。申诉被合并，行政法法官于2016年3月22日发布了初步裁决。初步裁决确定，(1)15个月退款期限在投诉二中，基本净资产收益率应为9.59%，净资产收益率上限(基本净资产收益率加激励性净资产收益率)应为10.42%和(2)用于15个月在投诉III和预期中的退款期限，基本ROE应为10.90%，净资产收益率上限应为12.19%。诉状二和诉状三中的初步决定是行政法法官向FERC委员提出的建议。

根据FERC在投诉一中2015年3月3日的决定，为投诉一、投诉二和投诉三预留退款。投诉一向客户提供退款。与投诉二和投诉三相关的议定书和用户界面总储备金为$。28百万美元和美元8截至2022年12月31日，这一数字分别为100万美元，自2021年12月31日以来一直没有变化，只是计入了账面成本。如果FERC最终通过，FERC行政法法官的初步决定的影响将是额外的投诉II和III的总储备金#17100万美元，这是根据这些诉讼程序目前可用的信息得出的。

143

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在各种中间听证会、命令和上诉裁决之后，2018年10月16日，FERC发布了一项命令，指示简报并提出一种新的方法来计算Netos在FERC备案的传输公式速率中包含的Netos ROE(2018年10月命令)。

根据2018年10月的命令，Netos夫妇提交了关于拟议方法的初步简报四2019年1月11日投诉，并于2019年3月8日回复初步简报。

2019年11月21日，FERC发布了关于二对中大陆独立系统运营商或MISO变速器所有者的基本股本回报率提出质疑的投诉。这些裁决为建立基本股本回报率建立了一个基于DCF和CAPM同等权重的新的合理性区域。这导致了基本股本回报率为9.88%作为合理区间的中点。各方都要求对这一决定进行重审，这一决定得到了批准。2020年5月21日，FERC发布了一项裁决，其中调整了确定MISO变速器所有者的ROE的方法，导致ROE从9.88%至10.02根据《财务行动法》第206条的规定，除了贴现现金流模型和资本资产定价模型之外，还使用了风险溢价模型或RPM，并将合理区间计算为相等的三分之一，而不是使用四分位数方法。2021年1月，影响MISO变速器所有者基地ROE的这些命令的各方向哥伦比亚特区巡回上诉法院请愿，要求对其进行审查。2021年3月17日，Neto提交了一份支持味增变速箱所有者的Amici Curia Brief。2022年8月9日，哥伦比亚特区巡回法院撤销了FERC的命令，并将此事发回FERC。哥伦比亚特区巡回法院认为，FERC在最初有力地拒绝了RPM之后，未能为其重新引入RPM的决定提供合理的解释，而且由于FERC以武断和反复无常的方式采用了其模型的很大一部分，该模型产生的新净资产收益率不能成立。我们无法预测MISO变速箱所有者的ROE程序在为内图悬而未决的案件建立先例方面可能产生的潜在影响四投诉。

2021年4月15日，FERC发布了一份《拟议规则制定补充通知》(Supplemental NOPR)，提议取消对加入区域输电组织三年后加入区域输电组织的公用事业公司50个基点的净资产收益率激励。NETOS于2021年6月25日提交了反对补充NOPR的初步意见，并于2021年7月26日提交了答复意见。如果50个基点的ROE激励加法器的消除成为最终结果，我们估计我们将有大约$3每年减少100万美元的收入。我们不能预测这一诉讼的结果。

加州能源危机诉讼

二2001年，加州机构向作为卖方的可再生能源公司作为卖方向作为买方的加州水利部提出申诉，称PPA的条款和条件是不公正和不合理的。FERC驳回了可再生能源公司的诉讼；然而，第九巡回上诉法院推翻了FERC驳回可再生能源公司诉讼的决定。

2007年5月3日，可再生能源与其他两方一起向美国最高法院提交了调取移审令的请愿书。在2008年6月27日的一项命令中，最高法院批准了可再生能源公司的移送申请，撤销了上诉法院的判决，并根据最高法院在类似案件中的裁决将案件发回上诉法院进一步审议。根据最高法院的命令，2008年12月4日，第九巡回上诉法院撤销了其先前的意见，将申诉程序发回FERC，以便根据最高法院的裁决进行进一步的程序。2014年，FERC指派了一名行政法法官进行证据听证。在发现后，FERC的审判工作人员建议驳回对可再生能源的投诉。

2015年11月和12月初，FERC的一名行政法法官举行了听证会。行政法法官于2016年4月12日发布了一项初步的拟议裁决。拟议的裁决没有发现任何证据表明可再生能源从事了任何非法的市场行为，可以证明可再生能源PPA是不公平和不合理的。然而，拟议的裁决确实得出结论，PPA的价格给客户带来了过重的负担，金额为$259在听证会上提出并得到FERC审判人员同意的可再生能源的立场是，可再生能源适当地签订了双边购电合同，并遵守了所有适用的法律标准和要求。双方已向FERC提交了关于行政法法官拟议裁决的例外情况的简报。2018年4月，可再生能源要求，基于近两年由于推迟了初步拟议裁决和最高法院的先例，联邦司法审查委员会迅速作出了最后裁决。2021年6月17日，FERC发布了一项命令，建立有限还款，将案件发回行政法法官，要求其就可再生能源以外的一方的行为对其长期合同的影响进行更多详细的调查结果和法律分析。该命令没有涉及任何其他调查结果，包括与可再生能源有关的所有调查结果，这些调查结果仍悬而未决。2021年7月9日，可再生能源提交动议，要求FERC尽快就可再生能源长期合同做出最终裁决，而不是等待行政法法官的裁决。2022年6月23日，行政法法官向FERC发布了关于此事另一方的补充调查结果和分析。这些都没有涉及可再生能源公司的任何索赔。整个案件现已全部发回FERC。我们不能预测这一诉讼的结果。

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客服发票纠纷

2021年5月4日，一名买方与可再生能源的一家子公司签订了虚拟购买力平价协议，通知买方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。买方要求对发票进行调整，使应付金额增加约#美元。291000万美元。可再生能源公司书面答复说，发票是按照《可再生能源协定》的规定适当计算的。各方定于2023年3月对此事进行调解，以达成一项可能的解决方案。我们无法预测这件事的结果。

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和BGC(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。

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2022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)三年制购买水电容量和能源，为每月固定付款(从2022年开始，2024年到期)的西北风电资产提供平衡服务；以及(三)a五年制购买52兆瓦(平均)水电容量和能源，为每月固定付款(从2019年开始，2023年到期)的西北风电资产提供平衡服务。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年的固定容量水能销售；(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克拉马斯调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商业风电设施；(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、发电机不平衡等)。来自可再生能源平衡管理局的第三方。

145

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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二2022年的项目为$11000万美元。

可再生能源也有地役权合同，见下表。

截至2022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)
2023																								$	1,066																	$	321
2024																								200																		137
2025																								112																		43
2026																								86																		28
2027																								66																		22
此后																								993																		61
总计																								$	2,523																	$	612

对第三方的担保承诺

截至2022年12月31日，我们大约有一美元707百万份备用信用证、保证金、担保和赔偿未完成G.除了上述金额之外，我们还提供了与Renewables向Vineyard Wind提供股权的承诺相关的担保（如附注22所述）。这些工具在正常业务过程中为AVANGUIDE、其子公司和权益法投资对象的业务和贸易伙伴提供财务保证。这些工具仅代表AVANGRID或其子公司未能履行合同义务的负债。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2022年12月31日，我们和我们的子公司都没有就这些工具记录任何负债。

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9 截至2021年底已支付100万美元。2021年12月，NECEC项目建设停止后，剩余的未来付款被暂停。

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。

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; 四地点被纳入缅因州的非受控地点计划; 零该网站已包含在布朗菲尔德收件箱计划中， 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， 六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7百万美元与以下相关七的二十四岁网站.我们已支付与剩余相关的补救费用 十七网站，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。9与另一个人相关的百万人十二我们认为可能会产生补救和/或监控成本的地点，尽管我们尚未被告知我们是潜在责任方之一或我们受到《国家资源保护和恢复法》计划的监管。修复这些地点的最终成本可能远高于应计金额。截至2022年12月31日，我们对这些地点补救的成本估计为美元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。

146

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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)。六网站包含在纽约州登记处， 一该网站被纳入缅因州的非受控网站计划。其余站点未包含在任何注册列表中。我们已与多个环境机构达成同意令，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2022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$160百万至美元260百万美元。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2022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2022年和2021年12月31日，与我们在康涅狄格州的MGP站点相关的负债为$112百万美元和美元113它们的补救费用可能很高，并将由普拉审查这些费用是否可以按费率收回。

截至2022年12月31日和2021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$289百万美元和美元303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，预计将在2138年支付。

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，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支付过去和未来在十六有争议的地点。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2022年12月31日，FirstEnergy欠NYSEG&RG&E的清理费用份额估计约为$101000万美元和300万美元7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

2012年1月，长荣电力(Evergreen Power)和阿斯纳特房地产有限责任公司(Asnat Realty LLC，Asnat)向康涅狄格州联邦地区法院提起诉讼，涉及英格兰发电站的环境修复。2014年，这一诉讼被搁置，等待深庭对有关英语站网站的其他诉讼做出裁决。2016年12月，法院在行政上关闭了卷宗，但不妨碍任何一方提出重新开庭的动议。这一索赔在2022年4月被有偏见地驳回，原因是双方就下文提到的州索赔达成了和解协议。

2013年12月，长荣电力和Asnat提起了与英格兰站网站相关的诉讼。2018年4月16日，原告提交了一份修改后的起诉书，指控UIL和UI欺诈和不当得利，并将前UIL官员添加为指控欺诈的被告。2019年2月21日，法院批准了我们的动议，对除针对UI不当得利的指控外的所有指控进行罢工。

147

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原告对法院的罢工决定提出上诉，上诉法院于2021年5月4日确认了这一决定。原告向康涅狄格州最高法院提出上诉，但被驳回，只剩下对UI不当得利的索赔。2022年4月，UI与长荣电力和Asnat就剩余索赔达成和解协议，诉讼被撤回。

2013年4月8日，迪普向UI、Evergreen Power、Asnat等发布了一项行政命令，命令各方采取与调查和补救英语站现场相关的行动。这一程序被搁置，Deepe和UI根据下文所述的同意令继续进行补救程序。状态报告定期向Deep.提交。

2016年8月4日，迪普发布了部分同意令(同意令)，根据其条款和条件，要求UI调查和补救英语站站点周边内的某些环境状况。根据同意令，只要这次调查和补救的费用低于$30百万美元，UI将向康涅狄格州汇款此类费用与美元之间的差额30用于康涅狄格州州长、康涅狄格州总检察长和迪普专员酌情决定的公共目的。UI有义务遵守同意令的条款，即使遵守的成本超过$30百万美元。根据同意令的条款，该州将与UI讨论收回或资助任何超过$1的成本的选项。30例如，通过公共资金或从第三方收回资金等方式，可获得数百万美元的资金；然而，它不一定同意或支持任何回收或筹资手段。根据同意令，UI已继续调查和补救英语站场地周围的环境状况。

截至2022年12月31日和2021年12月31日，与英语站相关的预留金额为$191000万美元和300万美元22分别为2.5亿美元和2.5亿美元。自成立以来，我们已经记录了$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。我们无法预测这件事的结果。

注16.所得税

2022年8月，《2022年通胀削减法案》(简称《爱尔兰共和军》)在美国签署成为法律。爱尔兰共和军制定了一项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和爱尔兰共和军的其他各项规定将在2022年12月31日之后的一段时间内有效。根据初步指引，公司目前预计将于2023年开始实施CAMT，但预计不会对我们的收益、财务状况或现金流产生实质性影响，因为公司可以利用税收属性来减少整体现金税影响。鉴于立法对我们特定事实和情况的适用性的复杂性和不确定性，我们继续分析爱尔兰共和军的条款，同时等待财政部的监管指导。

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)。这些数额受这些订单条款的制约，同时满足阿拉伯国家联盟和区域协调小组方法的正常化要求。

截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的年度，计入费用的当期和递延税款包括：

截至十二月三十一日止的年度，						2022						2021						2020
(百万)
当前
联邦制						$	—					$	6					$	3
状态						2						4						9
计入费用的当期税费						2						10						12
延期
联邦制						67						49						67
状态						49						72						38
计入费用的递延税金						116						121						105
生产税抵免						(97)						(109)						(87)
投资税收抵免						(1)						(1)						(1)
所得税总支出						$	20					$	21					$	29

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截至2022年、2021年和2020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，						2022						2021						2020
(百万)
按联邦法定税率计算的税费						$	176					$	140					$	119
折旧和摊销未正常化						(20)						(19)						(13)
投资税收抵免摊销						(1)						(1)						(1)
纳税申报相关调整						2						—						1
生产税抵免						(97)						(109)						(87)
税收股权融资安排						13						14						1
扣除联邦福利后的州税支出						40						61						37
超额ADIT摊销						(66)						(65)						(42)
估值免税额						(35)						21						12
其他，净额						8						(21)						2
所得税总支出						$	20					$	21					$	29

截至2022年和2021年12月31日的递延所得税资产和负债包括：

截至12月31日，						2022						2021
(百万)
递延所得税负债（资产）
物业相关						$	4,504					$	4,257
无准备金的未来所得税						129						104
联邦和州税收抵免						(942)						(844)
联邦和州NOL						(1,086)						(998)
合资企业/合作伙伴关系						210						188
免税补助收入						(270)						(292)
养恤金和其他退休后福利						(11)						1
税法-监管重新衡量税						(328)						(352)
估值免税额						87						110
其他						(80)						(158)
递延所得税负债						$	2,213					$	2,016
递延税项资产						$	2,717					$	2,644
递延税项负债						4,930						4,660
累计递延所得税净负债						$	2,213					$	2,016

截至2022年12月31日，我们的联邦税收净运营亏损总额为$3.9亿美元，联邦PTC和ITC，联邦研发税收抵免和其他联邦抵免924百万美元，州税影响净运营损失为美元346多个司法管辖区的百万美元和其他州税收抵免美元147100万美元可用于结转和减少未来的所得税负债。联邦净营业亏损将于2028年开始到期，而联邦税收抵免将于2023年开始到期。更重大的州净营业亏损将于2024年开始到期。

当一项税收优惠的全部或部分很可能无法实现时，计入估值准备以减少递延税项资产。截至2022年和2021年12月31日的递延税项资产估值免税额为#美元。87百万美元和美元110分别为100万美元。这一美元231000万美元的变化包括一美元37与联邦税收抵免结转有关的减少100万美元12与国家净营业亏损和税收抵免结转有关的增加100万美元和1美元2与联邦净营业亏损有关的增加了100万美元。这一美元87截至2022年12月31日的余额为百万美元，其中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#841000万美元。

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对截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的年度的未确认所得税优惠的对账包括：

截至十二月三十一日止的年度，						2022						2021						2020
(百万)
期初余额						$	127					$	127					$	148
与前几年相关的税收头寸增加						2						3						11
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)						(3)						(32)
期末余额						$	127					$	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2022年、2022年、2021年和2020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$107未确认税收优惠总额的100万美元将影响实际税率。

据估计，在2022年12月31日至31日的12个月内，预计不会有未确认的税收优惠导致净增或净减。

AVANGRID及其子公司在没有ARHI的情况下，已在1998至2009年的联邦纳税年度进行了审计。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2022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。

注17.退休后和类似的债务

AVANGRID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。

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合格的退休福利计划

截至2022年12月31日和2021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，						2022						2021						2022						2021
(百万)
福利义务的变更
福利义务自1月1日起，						$	3,487					$	3,819					$	408					$	452
服务成本						27						40						2						3
利息成本						111						87						10						10
图则修订						1						2						—						—
精算损失(收益)						(716)						(184)						(103)						(23)
削减/解决方案						(274)						(38)						—						—
已支付的福利						(184)						(239)						(33)						(34)
福利义务截至12月31日，						2,452						3,487						284						408
计划资产变动
截至1月1日的计划资产公允价值，						3,079						3,092						127						167
计划资产的实际回报率						(584)						237						(22)						15
雇主供款						22						27						17						12
聚落						(182)						(38)						—						—
已支付的福利						(184)						(239)						(33)						(67)
截至12月31日的计划资产公允价值，						2,151						3,079						89						127
截至12月31日的资金状况，						$	(301)					$	(408)					$	(195)					$	(281)

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 分别为百万。养老金福利义务减少了美元2741000万美元，来自定居点($182(百万美元)和削减($92 百万）。 和解金是在养老金计划指导方针范围内由选择退休的计划参与者自行决定的一次性付款。削减开支的原因是公司决定冻结Networks非工会员工的养老金应计和缴款抵免，并将其退休福利过渡到401（k）计划。

2021年，养老金福利义务精算收益为美元184 百万，主要是由于美元205 100万人因贴现率提高而受益。2021年没有与退休后福利义务相关的重大损益。

截至2022年和2021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，						2022						2021						2022						2021
(百万)
流动负债						$	—					$	—					$	(5)					$	(5)
非流动负债						(301)						(408)						(190)						(276)
总计						$	(301)					$	(408)					$	(195)					$	(281)

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。

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截至2022年和2021年12月31日止年度，确认为Networks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，						2022						2021						2022						2021
(百万)
净亏损(收益)						$	181					$	271					$	(91)					$	(18)
前期服务成本(积分)						$	7					$	10					$	(1)					$	(1)

截至2022年和2021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，						2022						2021						2022						2021
(百万)
净亏损(收益)						$	12					$	16					$	(6)					$	(5)

截至2022年和2021年12月31日，所有合格计划的预计福利义务（PBO）超过了养老金计划资产的公允价值。截至2022年12月31日，我们所有合格计划的累计福利义务（ASO）超过了养老金计划资产的公允价值，截至2021年12月31日，除一项计划外的所有计划的累计福利义务（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，						2022						2021
(百万)
预计福利义务						$	2,452					$	3,487
计划资产的公允价值						$	2,151					$	3,079
						ABO超出计划资产
截至12月31日，						2022						2021
(百万)
累积利益义务						$	2,429					$	1,790
计划资产的公允价值						$	2,151					$	1,536

截至2022年和2021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。

152

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截至2022年、2021年和2020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，						2022						2021						2020						2022						2021						2020
(百万)
净定期福利成本：
服务成本						$	26					$	39					$	46					$	2					$	3					$	3
利息成本						109						86						106						10						10						13
计划资产的预期回报						(162)						(199)						(198)						(6)						(7)						(8)
摊销先前服务费用(收益)						1						2						1						(1)						(5)						(9)
净亏损摊销						49						115						124						(4)						2						2
结算费						17						6												—						—
削减费用						(32)						—						—						—						—						—
定期收益净成本						8						49						79						1						3						1
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)						—						(18)						—						—						—
结算费						(17)						(6)						—						—						—						—
净亏损(收益)						33						(218)						46						(75)						(31)						11
净亏损摊销						(49)						(115)						(124)						4						(2)						(2)
本年度前期服务成本(积分)						1						2						7						—						1						—
摊销先前服务(成本)收益						(1)						(2)						(1)						1						5						9
其他变更总数						(92)						(339)						(90)						(70)						(27)						18
确认共计						$	(84)					$	(290)					$	(11)					$	(69)					$	(24)					$	19

截至2022年、2021年和2020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，						2022						2021						2020						2022						2021						2020
(百万)
净定期福利成本：
服务成本						$	1					$	1					$	1					$	—					$	—					$	—
利息成本						2						1						1						—						—						—
计划资产的预期回报						(2)						(2)						(2)						—						—						—
净亏损(收益)摊销						1						2						2						(1)						(1)						(1)
结算/削减费用						1						1						1						—						—						—
定期收益净成本						3						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)						—
净亏损(收益)						(1)						(3)						1						(1)						1						—
净(损)利摊销						(1)						(2)						(2)						1						1						1
摊销先前服务费用						—						—						—						—						—						—
其他变更总数						(3)						(6)						(1)						(1)						1						1
确认共计						$	—					$	(3)					$	2					$	(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。

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用于确定截至2022年和2021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，						2022						2021						2022						2021
贴现率						5.18		%				2.85		%				5.12		%				2.66		%
补偿增值率						2.99		%				3.53		%				3.00		%				3.50		%
利息贷记利率						2.87		%				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。

用于确定截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度净定期福利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，						2022						2021						2020						2022						2021						2020
贴现率						2.85		%				2.34		%				3.01		%				2.66		%				2.19		%				2.99		%
计划资产的预期长期回报						6.33		%				7.30		%				7.30		%				4.66		%				4.05		%				5.09		%
补偿增值率						3.53		%				3.52		%				3.66		%				3.50		%				3.50		%				3.48		%

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。

用于确定截至2022年和2021年12月31日福利义务的假设医疗保健成本趋势费率包括：

截至12月31日，

2022

2021

假设明年的医疗成本趋势比率

5.00%/6.50%

5.00%/7.00%

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

2029 / 2025

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$0及$92023年期间，我们的养老金和其他退休后福利计划分别获得100万美元。

预计未来的福利支付

截至2022年12月31日的预期福利支付包括：

(百万)						养老金福利						退休后福利
2023						$	233					$	28
2024						$	218					$	27
2025						$	215					$	26
2026						$	211					$	25
2027						$	206					$	24
2028 - 2032						$	938					$	108

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。44百万美元和美元63分别为2022年12月31日和2021年12月31日。

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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25%-60%和负债对冲资产的范围为40%-75%。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。

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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

截至2021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2021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						$	69					$	20					$	49					$	—
美国政府证券						298						298						—						—
普通股						138						138						—						—
注册投资公司						276						276						—						—
公司债券						837						—						837						—
优先股						1						1						—						—
共同集体信托						862						—						862						—
其他，主要是年金、固定收益						51						—						51						—
						$	2,532					$	733					$	1,799					$	—
以资产净值计量的其他投资						547
总计						$	3,079

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。

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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58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。

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

截至2021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2021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						$	5					$	—					$	5					$	—
美国政府证券						1						1						—						—
注册投资公司						101						101						—						—
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						9						—						9						—
						$	125					$	103					$	22					$	—
以资产净值计量的其他投资						2
总计						$	127

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。

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•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2022年和2021年12月31日，养老金和退休后福利计划股票证券均不包括任何Iberdrola普通股。

固定缴款计划

我们还为所有符合条件的AVANGrid员工制定了固定缴款计划，定义为401（k）。根据服务年限、年龄和养老金计划关闭/冻结日期，有各种匹配公式。截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度，我们向这些计划的年度捐款为美元68百万，$58百万美元和美元49分别为100万美元。

注18.权益

截至2022年和2021年12月31日，我们有108,188和112,543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。截至2022年和2021年12月31日止年度，我们发布了 56,127和77,883,713分别发行普通股股份并发行 4,355和301,239分别以信托方式持有的普通股，每股面值为美元0.01.有关我们2021年5月股票发行的信息，请参阅注1。

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的相对所有权百分比维持在约 81.5%.股票回购计划可随时在通知后暂停或终止。2022年，有 不是根据股票回购计划进行回购。截至2022年12月31日，共有 997,983股票已在公开市场上回购，所有这些股票均被列为AVANGrid库藏股。截至2022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。

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累积OCI（损失）

截至2022年、2021年和2020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2019年12月31日						2020年变革						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
(百万)
固定福利计划的损失（收益），扣除所得税费用美元02020年，$02021年和$32022年						$	(12)					$	—					$	(12)					$	2					$	(10)					$	14					$	4
养老金成本摊销，扣除所得税费用（福利）美元32020年，美元（1）2021年和美元12022年						(7)						(13)						(20)						(8)						(28)						4						(24)
权益法投资的未实现（损失）收益，扣除所得税（福利）费用美元02020年，美元（3）2021年和美元62022年（a）						$	—					$	—					$	—					$	(9)					$	(9)					$	22					$	13
符合现金流量对冲资格的衍生品的未实现（损失）收益：
期内符合现金流对冲资格的衍生品未实现亏损，扣除所得税利益净额为美元(7)2020年，$(44）2021年和美元02022年						(13)						(22)						(35)						(159)						(194)						(1)						(195)
重新分类为现金流量套期保值损失(收益)净收益，扣除所得税费用(收益)净额#美元22020年，美元（3）2021年和美元192022年(B)						(63)						19						(44)						12						(32)						54						22
作为现金流套期保值的衍生品亏损						(76)						(3)						(79)						(147)						(226)						53						(173)
累计其他综合损失						$	(95)					$	(16)					$	(111)					$	(162)					$	(273)					$	93					$	(180)

(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AVANGRID的净收入除以我们已发行普通股的加权平均股数。在截至2021年和2020年12月31日的年度内，虽然我们确实有稀释的证券，但这些证券并没有导致我们对截至2021年和2020年12月31日的年度的每股收益计算发生变化。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。

AVANGRID截至2022年、2021年和2020年12月31日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，						2022						2021						2020
（百万，股数和每股数据除外）
分子：
AVANGRID的净收入						$	881					$	707					$	581
分母：
加权平均流通股数--基本						386,727,246						358,086,621						309,494,939
加权平均流通股数--稀释						387,215,785						358,578,608						309,559,387
AVANGRID的每股收益
基本每股普通股收益						$	2.28					$	1.97					$	1.88
稀释后每股普通股收益						$	2.27					$	1.97					$	1.88

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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。合并的VIE由税收股权融资安排(TEF)和合伙企业组成，投资者在这些合伙企业中持有非控股权，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的会员权益在我们的综合资产负债表上反映为非控股权益，基于HLBV模型进行估值。来自TEF的收益在我们的综合损益表中的非控制性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。

2022年4月29日，我们完成了一项TEF协议，收到了14来自与Lund Hill太阳能发电场相关的税务股权投资者的100万美元，该发电场于同一天部分机械完工。预计在该项目商业运营后不久，我们的投资者将进一步投资，估计金额为#美元。581000万，预计在2023年。隆德山由Solis Solar Power I，LLC(Solis I)所有。

2022年6月，我们又收到了一笔109来自税务股权投资者的100,000美元，用于在Aeolus Wind Power VIII，LLC(Aeolus VIII)下增加Golden Hill风力发电场。同时，蒙塔古太阳能公司被捐献给风神八号，我们的投资者未来的投资估计为$87蒙塔古太阳能项目达到商业运营后，预计将有100万美元，预计在2023年第二季度。

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。截至2021年12月31日，VIE的资产和负债总额约为美元。2,039百万美元和美元119分别为100万美元。在2022年12月31日和2021年12月31日，VIE的资产和负债主要由财产、厂房和设备组成。

风力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力发电场相关的结构性机构合伙投资交易。根据该等架构，吾等出资若干风能资产，与现有风电场及于相关交易时投入运作的风电场有关，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。

合作一般涉及在投资者和保荐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，直到投资者收回其投资并实现累计的年度税后回报。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。

截至2022年12月31日，El Cabo Wind，LLC(El Cabo)、Patriot Wind Farm LLC(Patriot)、Aeolus Wind Power VII、LLC(Aeolus VII)、Aeolus VIII和Solis I是我们的合并VIE。

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。

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注21.赠款、政府奖励和递延收入

截至2022年12月31日和2021年12月31日，在递延收入中记录的政府赠款的变化包括：

(百万)						政府拨款--可再生能源						其他递延收入						总计
截至2020年12月31日						$	1,190					$	14					$	1,204
处置						—						—						—
在收入中确认						(65)						(9)						(74)
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

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2022年12月31日和2021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2020年12月31日						$	67					$	67
处置						—						—
在收入中确认						(4)						(4)
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

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2022年12月31日和2021年12月31日的每笔赠款的条款和条件。

注22。权益法投资

2020年12月16日，可再生能源公司出售了85位于南达科他州(塔坦卡)的一个风力发电场的%所有权权益给WEC基础设施，总代价为$2382000万美元，不包括关闭费用，并确认收益为#美元12300万美元，扣除税金后的净额。税前收益为$161000万美元计入我们综合损益表中的“其他收入(费用)”。我们在塔坦卡的留存投资为$241000万美元的估值基于企业价值为2981000万美元，并适用保留的经济利益的有效百分比7.97%，这是从贴现现金流模型派生出来的，该模型类似于附注7所述的商誉模型。净收益包括$41000万美元与重新计量我们在塔坦卡的留存投资有关。这笔交易被计入出售资产，并导致失去控制权。留用的15%所有权权益计入权益法投资。截至2022年12月31日和2021年12月31日，我们Tatanka投资的账面价值为$23百万美元。

2019年12月13日，可再生能源转让了50向Axium出售位于亚利桑那州(波塞冬)的一个风力发电场和一个太阳能项目的%所有权权益，总代价为$112100万美元，不包括结账费用，确认收益为#美元96百万美元，扣除税收后的净额。这笔交易被计入出售一家企业，并导致失去控制权。留用的50%所有权权益计入权益法投资。截至2022年和2021年12月31日，我们海神投资的账面价值为$87百万美元和美元96分别为100万美元。

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2018年12月，可再生能源销售80我们的全资子公司Coyote Ridge Wind，LLC(Coyote Ridge)的%，包括几乎所有相关的税收优惠，以换取$144总收益的百万美元842019年收到100万美元，以完成交易。我们负责剩下的部分20按权益会计法计算的会员权益百分比。截至2022年12月31日和2021年12月31日，我们Coyote Ridge投资的账面价值为$15百万美元。

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2022年和2021年12月31日，Flat Rock I的持有金额为美元90百万美元和美元93分别为百万美元，《Flat Rock II》为美元42百万美元和美元44分别为100万美元。

截至2022年12月31日，可再生能源公司持有 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英亩，均位于玛莎葡萄园岛东南部。随后，501租赁区于2021年被细分，创建了534租赁区。2021年9月15日，Vineyard Wind完成了Vineyard Wind 1项目的建设融资。除其他项目外，Vineyard Wind 1项目已转移到一家单独的合资企业Vineyard Wind 1。重组交易后，Vineyard 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 百万美元，原因是其在租赁和相关开发活动中收购权益的市值增加超过其公允价值。该收益分类为简明综合收益表中的权益法投资收益。

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。

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。截至2022年12月31日、2022年和2021年12月31日，可再生能源在2022年解散的葡萄园风和葡萄园风1号的投资账面价值为美元。9百万美元和美元141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2022年和2021年12月31日，我们GenConn投资的账面价值为$94百万美元和美元99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和橙色公司以及罗克兰公用事业公司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，以实现纽约能源骇维金属加工倡议的目标，该倡议提议安装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600百万美元加上互联互通成本。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2022年和2021年12月31日，我们在纽约Transco投资的账面价值为$77百万美元和美元49分别为100万美元。

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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41百万，$21百万美元和美元22截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度分别为百万，分别在合并现金流量表的运营和投资部分反映为盈利分配或资本回报。此外，截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度，我们收到了美元12百万，$11百万美元和美元14来自我们权益法投资的百万份REC分配。截至2022年12月31日，有美元10 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0, $6百万美元和美元8截至2022年、2022年、2021年和2020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2022年、2021年和2020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，						2022						2021						2020
(百万)
出售资产收益（a）						$	—					$	—					$	20
施工期间使用的资金拨备						63						88						56
监管资产的持有成本						16						17						28
净定期福利成本的非服务部分						(58)						(37)						(62)
其他						9						(8)						(24)
其他收入(费用)合计						$	30					$	60					$	18

(a)2020年包括一美元16 Tatanka出售收益百万美元（见注22）。

应收账款和未开票收入净额

截至2022年和2021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，						2022						2021
(百万)
应收贸易账款和未开账单收入						$	1,892					$	1,420
信贷损失准备						(155)						(151)
应收账款和未开票收入总额，净额						$	1,737					$	1,269

截至2022年和2021年12月31日的信用损失拨备变化包括：

(百万)
截至2019年12月31日						$	69
本期准备金						83
因无法收回而注销						(44)
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

DPA应收账款余额为美元102百万美元和美元108截至2022年12月31日和2021年12月31日，分别为百万。截至2022年和2021年12月31日，我们的DPA信用损失拨备为美元67百万美元和美元68分别为100万美元。

163

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预付款和其他流动资产

截至2022年和2021年12月31日的预付款和其他流动资产包括：

截至12月31日，						2022						2021
(百万)
预缴其他税金						$	136					$	95
经纪人保证金和抵押品账户						164						87
其他抵押存款						12						4
预付费用						68						58
其他						6						1
总计						$	386					$	245

其他流动负债

截至2022年和2021年12月31日的其他流动负债包括：

截至12月31日，						2022						2021
(百万)
收到的预付款						$	271					$	204
应计薪金						153						127
短期环境规定						54						52
收到的抵押存款						68						58
退休金和其他退休后						5						5
融资租赁						7						4
其他						35						34
总计						$	593					$	484

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基础，以反映AVANGRID如何内部管理业务并按业务类型组织。我们根据以下内容报告财务业绩 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净利润评估分部业绩，分部调整后净利润定义为为排除重组费用而调整后的净利润、衍生工具公允价值变化产生的按市值计价收益、风电场重新供电产生的加速折旧、与PMR合并相关的成本，法律和解，与COVID-19大流行相关的离岸合同条款和成本。

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。

164

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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)						AVANGRID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)						AVANGRID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
截至2021年12月31日
财产、厂房和设备						18,737						10,118						11						28,866
权益法投资						148						412						—						560
总资产						$	26,126					$	12,578					$	800					$	39,504

(a)包括公司和分部间抵消。

165

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截至2020年12月31日止年度的分部信息包括：

截至2020年12月31日止年度						网络						可再生能源						其他(A)						AVANGRID合并
(百万)
收入--外部						$	5,187					$	1,132					$	1					$	6,320
收入-部门间						1						—						(1)						—
折旧及摊销						592						394						1						987
营业收入						877						(16)						8						869
权益法投资的收益(亏损)						10						(13)						—						(3)
扣除资本化后的利息支出						234						7						75						316
所得税支出(福利)						120						(80)						(11)						29
资本支出						1,838						943						—						2,781
调整后净收益						$	568					$	115					$	(58)					$	625

(a)包括公司和分部间抵消。

截至2022年、2021年和2020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，						2022						2021						2020
(百万)
Avangrid，Inc.的调整后净利润						$	901					$	780					$	625
调整：
按市场计价调整-可再生能源（1）						—						(53)						(5)
离岸合同条款（2）						(24)						—						—
重组费用（3）						—						—						(6)
重新供电加速折旧（4）						—						—						(9)
COVID-19的影响（5）						—						(34)						(29)
合并成本（6）						(4)						(12)						(6)
法律和解-天然气储存（7）						—						—						(5)
调整对所得税的影响						7						26						16
归因于Avangrid，Inc.的净利润						$	881					$	707					$	581

(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)与离岸合同条款相关的费用。

(3)重组和遣散费相关费用与实施降低成本和实现可持续增长的举措的成本有关。

(4)代表为可再生能源风电场重新供电而产生的加速折旧金额。

(5)代表与COVID-19大流行相关的成本，主要与坏账拨备有关。

(6)发生的合并前成本。

(7)在与AVANGUID净利润的对账中删除了天然气活动的影响。

166

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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2022年、2021年和2020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，						2022												2021												2020
(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						$	1					$	(46)					$	—					$	(52)					$	1					$	(43)
Iberdrola Renovables Energia，SL						$	1					$	(5)					$	—					$	(10)					$	—					$	(9)
Iberdrola Financiación，SA						$	—					$	(12)					$	—					$	(9)					$	—					$	(7)
Vineyard Wind						$	7					$	—					$	14					$	—					$	9					$	—
伊伯德罗拉解决方案						$	—					$	—					$	7					$	(39)					$	2					$	—
其他						$	1					$	(3)					$	2					$	(3)					$	—					$	—

除了上述收益表项目外，我们还从Siemens-Gamesa购买了风电场涡轮机，Iberdrola在该公司拥有一个 8.1%的所有权权益，直到Iberdrola于2020年2月出售其权益。出售后，涡轮机购买不再被视为关联方交易。Siemens-Gamesa被视为关联方时交易的资本化金额为美元11在截至2020年12月31日的一年中，该公司的利润为3.8亿美元。

截至2022年12月31日和2021年12月31日的关联方余额分别包括：

截至12月31日，						2022												2021
(百万)						欠款人						欠…的						欠款人						欠…的
伊伯德罗拉，SA						$	1					$	(29)					$	3					$	(43)
伊伯德罗拉金融						$	—					$	(9)					$	—					$	(9)
Vineyard Wind						$	3					$	(8)					$	8					$	(8)
伊伯德罗拉解决方案						$	—					$	(2)					$	—					$	(2)
其他						$	4					$	(1)					$	—					$	(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。在向AVANGRID的两家或更多公司提供Iberdrola公司服务的情况下，直接费用后的任何剩余成本都将使用商定的成本分配方法进行分配，以分配此类成本。我们认为，采用的分配方式是合理的。有关Iberdrola贷款的讨论，请参见附注10。

作为Iberdrola集团的一部分，AVANGRID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AVANGRID及其子公司的流动性要求后，剩余的现金盈余可以存入金融机构。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。2022年12月31日和2021年12月31日的余额均为美元。0.

AVANGRID与Iberdrola集团的一家公司Iberdrola Financiacion，S.A.U有一项信贷安排。该设施的限额为$。500100万美元，2023年6月18日到期。AVANGRID支付以下费用：10.5该贷款利率每年增长1个基点。截至2022年12月31日和2021年12月31日，不是这项信贷安排下的未偿还金额。

我们与Iberdrola Solutions，LLC有一份双边付款票据协议，该公司的应付票据余额为#美元。2截至2022年12月31日和2021年12月31日，均为1.2亿美元。可再生能源与Iberdrola Solutions签订了财务远期电力合同，以对冲可再生能源在德克萨斯州的商业风能敞口，这些合同于2021年达成协议。

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。

167

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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2022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

2016年间，1,298,683AVANGRID的某些官员和员工被授予绩效股票单位(PSU)。2017、2018和2019年，增加了85,759, 75,350和3,881根据该计划，AVANGRID的高级管理人员和员工分别获得了PSU，业绩是根据2016至2019年期间的某些业绩和基于市场的指标衡量的。

在授予日，PSU的公允价值为$31.80每股，按直线计算，在大约七年了以预期成绩为基础。PSU的公允价值是使用估值技术来预测未来可能的股价，采用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。

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。其余未归属的PSU被没收。2020年5月，42,777发行普通股是为了支付第一笔分期付款和2,605最初核准的多用途单位总数中的多用途单位被没收。2021年3月，45,611发行普通股是为了支付第二期分期付款。最后一笔款项将于2022年支付。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AVANGRID的某些官员和员工授予PSU，根据2021年至2022年业绩期间的某些业绩和基于市场的指标衡量业绩。PSU将于#年支付三扣除适用税后，2023年、2024年和2025年的等额分期付款。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价，采用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。

限售股单位

2018年6月和10月，根据AvangridInc.综合激励计划二限制性股票单位(RSU)奖励60,000和8,000分别向AVANGRID的某些军官发放了RSU。RSU完全归属于一每个奖项分别在2020年6月和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。50.402018年6月奖项的每股收益和$47.592018年10月奖项的每股收益。2020年6月，60,000RSU加上在归属期间应计的股息等价物，结算金额为#美元。31.2亿美元现金。2021年3月，扣除适用税金后，2018年10月RSU赠款通过以下方式结清5,953普通股。

2020年8月， 5,000向AVANGRID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AVANGRID。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，5,000RSU授予了AVANGRID的一名官员。RSU全面投入 一于2023年3月分期付款，前提是承授人在适用的归属日期内继续受雇于AVANGRID。授予日期的公允价值是根据美元的价格确定的48.83每股。

2021年6月，17,500RSU已授予AVANGRID的一名高管，并立即归属。授予日期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。

168

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2022年1月，17,500RSU已授予AVANGRID的一名高管，并立即归属。授予日期的公允价值是根据价格确定的 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AVANGRID的一名军官发放了RSU。RSU归于二2023年和2024年同等分期付款，前提是承授人在适用的归属日期内继续受雇于AVANGRID。授予日期的公允价值是根据美元的价格确定的47.64每股该RSU补助金的第一期已于2023年1月通过发行 8,690普通股。

虚拟共享单位

2020年3月，167,060幻影的股票被授予了AVANGRID的某些高管和员工。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，现金金额等于幻影股份数量乘以AVANGRID普通股在各自归属日期的收盘价，但须继续受雇。这些奖励的负债是根据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AVANGRID的某些高管和员工。这些奖项归于三在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。这些奖励的负债是根据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根据这项计划，支付了100万美元来支付第一笔分期付款。

2023年2月16日，81,000幻影的股票被授予了AVANGRID的某些高管和员工。这些奖励将在2024年、2025年和2026年分三次等额授予，并将以现金金额结算，金额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，但须继续受雇。

截至2022年和2021年12月31日，总负债为美元。0及$2分别计入其他流动负债和非流动负债。

包括在截至2022年、2022年、2021年和2020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。15百万，$18百万美元和美元14分别为百万。截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度，股票薪酬安排确认的所得税福利总额为美元4百万，$5百万美元和美元4分别为100万美元。

截至2022年12月31日，AVANGRID未归属的NSO和RSU的状态以及截至2022年12月31日财年的变化摘要如下：

						PSU和RSU数量						加权平均授出日期公允价值
非既得余额-2021年12月31日						1,323,328						$	36.05
授与						258,168						$	38.16
被没收						(412,776)						$	36.21
既得						(83,770)						$	45.91
非既得余额-2022年12月31日						1,084,951						$	36.55

截至2022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10万确认NSO、RSU和幻影股份成本的加权平均期大约为 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38.16截至2022年12月31日止年度的每股收益。

注27.后续事件

2023年2月16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2023年4月3日支付给2023年3月1日营业结束时登记在册的股东。

169

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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2022年、2021年和2020年12月31日的年度

截至十二月三十一日止的年度，						2022						2021						2020
(百万)
营业收入						$	—					$	—					$	—
运营费用
运营费用						11						19						10
所得税以外的其他税种						(1)						(11)						(11)
总运营费用						10						8						(1)
营业(亏损)收入						(10)						(8)						1
其他收入
其他收入						49						22						35
子公司权益收益						999						756						641
利息支出						(117)						(93)						(109)
所得税前收入						921						677						568
所得税支出(福利)						40						(30)						(13)
净收入						$	881					$	707					$	581

请参阅附表I的随附注释。

170

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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2022年、2021年和2020年12月31日的年度

截至十二月三十一日止的年度，						2022						2021						2020
(百万)
净收入						$	881					$	707					$	581
子公司其他全面收益(亏损)						93						(162)						(16)
综合收益						$	974					$	545					$	565

请参阅附表I的随附注释。

171

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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2022年和2021年12月31日

截至12月31日，						2022						2021
(百万)
资产
流动资产
现金和现金等价物						$	28					$	1,424
应收附属公司账款						190						128
子公司应收票据						1,440						1,475
预付款和其他流动资产						17						52
流动资产总额						1,675						3,079
对子公司的投资						20,588						18,500
其他资产
递延所得税						358						413
其他						3						3
其他资产总额						361						416
总资产						$	22,624					$	21,995
负债
流动负债
应付票据						396						—
应付给子公司的票据						557						643
应付账款和应计负债						7						3
应付给子公司的账款						3						9
应计利息						9						9
应计利息子公司						9						1
应付股息						170						170
其他流动负债						30						—
流动负债总额						1,181						835
衍生负债						86						19
非流动债务						1,977						2,065
非流动负债总额						2,063						2,084
总负债						3,244						2,919
权益
股东权益：
普通股						3						3
额外实收资本						17,694						17,679
库存股						(47)						(47)
留存收益						1,910						1,714
累计其他综合损失						(180)						(273)
总股本						19,380						19,076
负债和权益总额						$	22,624					$	21,995

请参阅附表I的随附注释。

172

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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2022年、2021年和2020年12月31日的年度

截至十二月三十一日止的年度，						2022						2021						2020
(百万)
经营活动中使用的现金净额						$	(742)					$	(397)					$	(142)
投资活动产生的现金流
子公司应收票据						(14)						130						(73)
对子公司的投资						(1,020)						(1,026)						(591)
子公司投资的资本回报						664						1,122						419
其他投资						—						300						(300)
投资活动提供的现金净额(用于)						(370)						526						(545)
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						1						(186)						(14)
短期应付票据收款（偿还）						397						(309)						(253)
非流动债务收益						—						—						744
（还款）与关联公司的非流动债务的收益						—						(3,000)						3,000
偿还非流动债务						—						—						(950)
普通股回购						—						(33)						(2)
普通股发行						(1)						3,998						(1)
已支付的股息						(681)						(613)						(545)
融资活动提供的现金净额(用于)						(284)						(143)						1,979
现金及现金等价物净(减)增						(1,396)						(14)						1,292
现金和现金等价物，年初						1,424						1,438						146
现金和现金等价物，年终						$	28					$	1,424					$	1,438

补充现金流信息
支付利息的现金						$	86					$	74					$	111
缴纳(退还)所得税的现金						$	(33)					$	(15)					$	65

请参阅附表I的随附注释。

注1.请注意陈述的基础

AvangRid，Inc.(AVANGRID)是一家控股公司，我们通过子公司开展几乎所有的业务。我们几乎所有的合并资产都由子公司持有。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(AVANGRID集团)的综合财务报表及其附注一起阅读。

AVANGRID间接或直接拥有我们重要子公司的所有所有权权益。AVANGRID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。

AVANGRID的重要会计政策与AVANGRID集团的政策一致。就这些简明财务报表而言，AVANGRID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。

AVANGRID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。每家子公司均被视为合并集团的成员，并分别确定其当期和递延税项

173

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并根据AVANGRID与我们的会员之间的税收分享协议，每年直接与AVANGRID解决其当前的纳税义务或利益。

建议与Pnmr合并

2020年10月20日，AVANGRID、新墨西哥州的PNM Resources，Inc.和AVANGRID(Merger Sub)的全资子公司新墨西哥州的NM Green Holdings，Inc.签订了一项合并协议和计划(合并协议)，根据该协议，Merger Sub预计将与PNMR合并并并入PNMR，PNMR将作为AVANGRID(合并)的直接全资子公司继续存在。根据合并协议，除(I)由AVANGRID、Merger Sub、PNMR或AVANGRID或PNMR的任何全资附属公司所拥有的已发行及已发行的PNMR普通股(PNMR普通股)(除(I)由AVANGRID、Merger Sub、PNMR或AVANGRID或PNMR的任何全资附属公司拥有，并将在合并完成时自动注销)及(Ii)由未投票赞成或书面同意合并的持有人所持有的PNMR普通股(有权并已要求支付该等股份的公允价值的持有人)外，在合并完成时，将转换已发行及流通股(PNMR普通股)。有权获得$50.30现金(合并对价)。

完成合并(完成)取决于某些常规成交条件的满足或放弃，包括但不限于，有权就合并协议投票的PNMR普通股至少多数已发行股份的持有者批准合并协议，对PNMR没有任何重大不利影响，获得某些必要的监管批准(包括德克萨斯州公用事业委员会(PUCT)、新墨西哥州公共管理委员会(NMPRC)、联邦能源管理委员会(FERC)、联邦通信委员会(FCC)、美国外国投资委员会(CFIUS)的批准，核管理委员会(NRC)和根据1976年哈特-斯科特-罗迪诺反垄断改进法案获得批准)，四角剥离协议(定义如下)完全有效，所有与之相关的适用监管备案正在进行，以及不超过15%的已发行普通股有效行使持不同政见者的权利。2021年2月12日，PNMR的股东批准了拟议中的合并。截至11月1日，此次合并已获得国家发改委以外的所有监管部门的批准。2021年11月1日，NMPRC合并程序听证审查员在就此事进行公开听证和简报后，就PNMR、AVANGRID和NMPRC程序中的多名干预者就2021年6月联合合并申请的审议达成的经修订的规定协议发出了不利建议。2021年12月8日，NMPRC发布命令，驳回修改后的规定协议。2022年1月3日，AVANGRID和PNMR向新墨西哥州最高法院提交了对NMPRC 2021年12月8日决定的上诉通知。在本上诉悬而未决期间，某些所需的监管批准和同意可能会过期，AVANGRID和PNMR将重新申请和/或根据具体情况申请延长此类批准。

此外，于2022年1月3日，Avangrate、PNMR及Merge Sub订立了一项合并协议修正案(下称“修订”)，据此，Avangrate、PNMR及Merge Sub各自同意将完成合并的“结束日期”延展至2023年4月20日。双方在修正案中承认，尚未获得NMPRC所需的监管批准，各方合理地确定，在2022年4月20日之前不会获得此类未完成的批准。鉴于这一悬而未决的批准，各方决定批准修正案。经修订后，在某些情况下，包括在2023年4月20日之前未完成合并的情况下，Avangrid和PNMR均可终止合并协议(受三个月如果除获得监管部门批准的条件外，关闭前的所有条件都已满足或放弃，则Avangrid和PNMR经双方同意延长期限)。在上述上诉待决期间，某些所需的监管批准和同意可能会过期，AVANGRID和PNMR将根据情况重新申请和/或申请延长此类批准。例如，AVANGRID和PNMR正在根据HSR准备新的申请。我们无法预测这些重新申请或延长此类批准的请求的结果。

合并协议包含PNMR、AVANGRID和Merge Sub的陈述、担保和契诺，这是此类交易的惯例。此外，除其他事项外，合并协议还包含一项公约，要求PNP在交易完成前签订协议(Four Corners剥离协议)，规定退出Four Corners发电厂的所有所有权权益，并提交所需的文件，所有这些都是为了使这种退出的结束日期不晚于2024年12月31日。

合并协议规定了某些惯常的终止权，包括任何一方在合并未于2023年4月20日或之前完成的情况下终止合并协议的权利(受三个月如果除与获得监管批准有关的条件外，关闭前的所有条件都已满足或放弃，则任何一方均可延期)。合并协议还规定，在某些特定情况下终止合并协议时(包括如果AVANGRID因PNC董事会的建议改变而终止合并协议，或如果PNC终止合并协议以接受更好的提议(定义见合并协议))，PNC将被要求向AVANGRID支付#美元的终止费。1301000万美元。

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此外，合并协议规定：(I)如果合并协议的任何一方由于监管结束条件的失败而终止合并协议，并且该失败是由于AVANGRID违反其监管契约所致，或者(Ii)AVANGRID在所有结束条件已经满足时未能完成关闭，并且根据合并协议它有义务这样做，则在任何一种情况下，在合并协议终止时，AVANGRID将被要求向PNMR支付#美元的终止费184300万美元作为唯一和唯一的补救措施。在涉及违反合并协议的某些特定情况下终止合并协议时，PNMR或AVANGRID将被要求偿还另一方合理和有文件记录的费用和开支，最高可达$102000万美元(这笔金额将贷记任何适用的终止费的支付，并与之抵销)。

关于合并，Iberdrola已向AVANGRID提供了一份承诺函(Iberdrola资金承诺函)，根据该承诺书，Iberdrola已单方面同意向AVANGRID提供或安排向AVANGRID提供完成合并所需的资金，包括支付合并总对价。

2021年4月15日，AVANGRID与Iberdrola签订了附函协议，其中规定了与Iberdrola资金承诺函(附函协议)相关的某些条款和条件。附函协议规定，公司根据融资承诺书以债务形式提取的任何款项，应按相当于3个月伦敦银行同业拆借利率加的利率计息。0.75每年按360天的实际天数计算，从资金承诺书的日期开始，我们将向Iberdrola支付相当于0.12资金承诺书中规定的资金承诺中未支取部分的年利率。

2021年5月18日，我们发布了77,821,012的普通股股份二私人配售。收购Iberdrola63,424,125股份和海德成员有限责任公司，特拉华州有限责任公司，卡塔尔投资局的全资子公司，购买14,396,887我们普通股的股份，面值$0.01每股，按买入价$51.40每股，这是我们普通股在纽约证券交易所的收盘价，截至2021年5月11日。私募所得款项为$4,000 万$3,000 其中100万美元的收益用于偿还Iberdrola贷款。私募影响后，Iberdrola保留了 81.5AVANGRID的%所有权权益。

注2.普通股

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%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3百万美元和额外支付的资本美元17,694万截至2021年12月31日，AVANGRID股本包括 500,000,000授权的普通股股份， 387,678,630已发行及已发行股份386,568,104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17,679万截至2022年和2021年12月31日，我们已 108,188和112,543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。截至2022年和2021年12月31日止年度，我们发布了 56,127和77,883,713分别发行普通股股份并发行 4,355和301,239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)，据此，摩根大通将不时代表AVANGRID收购AVANGRID的普通股。股票回购计划的目的是允许AVANGRID将Iberdrola的目标相对所有权百分比维持在81.5%.股票回购计划可随时在通知后暂停或终止。2022年，有 不是根据股票回购计划进行回购。截至2022年12月31日，共有 997,983股票已在公开市场上回购，所有这些股票均被列为AVANGrid库藏股。截至2022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。

2023年2月16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2023年4月3日支付给2023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$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。

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2020年4月9日，AVANGRID发行$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。

2020年12月14日，AVANGRID和Iberdrola签订了一项集团内部贷款协议，向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贷款已于2021年用注释1所述普通股发行的收益偿还。

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，						2022						2021						2020
(百万)
AVANGRID网络						$	645					$	970					$	419
AVANGRID可再生能源						$	19					$	152					$	—

在截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度，AVANGRID向Networks提供的资本金为$986百万，$1,011百万美元和美元590分别为100万美元。

在2022年至2021年期间，AVANGRID录得净非现金贡献和股息#美元473百万美元和美元674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，可以提供合理的保证，即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

AVANGRID的管理层负责按照《交易法》第13a-15(F)和15d-15(F)条的规定，建立和维持对财务报告的充分内部控制。AVANGRID的财务报告内部控制系统旨在为财务报告的可靠性和根据美国公认会计原则编制外部财务报表提供合理保证。AVANGRID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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AVANGRID管理层评估了截至2022年12月31日AVANGRID财务报告内部控制的有效性。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2022年12月31日起有效。

我们的独立注册会计师事务所毕马威会计师事务所已经发布了一份关于公司财务报告内部控制的审计报告，该报告见于本10-K表格第二部分第8项。

内部控制的变化

在截至2022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。

没有。

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2023年股东年会提交的委托书纳入的，该委托书将在截至2022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。

AVANGRID有一套适用于所有员工的商业行为和道德准则，包括AVANGRID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指导，以确保遵守法律并促进道德行为。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。

本项目所需信息参考我们提交给美国证券交易委员会的2023年年度股东大会委托书，在截至2022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。

本项目所需信息参考我们提交给美国证券交易委员会的2023年年度股东大会委托书，在截至2022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。

本项目所需信息参考我们提交给美国证券交易委员会的2023年年度股东大会委托书，在截至2022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

本项目所需信息参考我们提交给美国证券交易委员会的2023年年度股东大会委托书，在截至2022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)。
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						Avangrid，Inc.修订和重述的章程（参考AVANGRID于2017年8月1日向美国证券交易委员会提交的截至2017年6月30日的季度10-Q表格季度报告的附件3.1纳入本文）。
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)。
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)。

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展品编号						展品说明
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						代表票据的全球票据格式（包含在公司与纽约梅隆银行（作为受托人）于2020年4月9日签订的第三份补充契约中，并参考AVANGRID于2020年4月9日向SEC提交的当前8-K表格的报告附件4.2纳入本文）。
4.12						根据1934年《证券交易法》第12节注册的S证券公司简介(在此合并参考AVANGRID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)。
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AVANGRID于2021年7月30日提交给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						海德成员有限责任公司与AvangridInc.之间的股份购买协议，于2021年5月12日生效(在此引用AVANGRID于2021年7月30日提交给证券交易委员会的截至2021年6月30日的Form 10-Q季度报告附件4.2)。
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						服务协议，日期为2014年1月1日，由Iberdrola USA，Inc.管理公司和Avangrid，Inc.(前身为Iberdrola USA，Inc.)签订(2015年7月17日向美国证券交易委员会提交的S-4表格，通过引用表10.2并入本文)。
10.3						2010年10月1日，Iberdrola USA Networks，Inc.(前身为Iberdrola USA，Inc.)罗伯特·Daniel·肯普签订的雇佣协议和Iberdrola USA Management Corporation(在此引用附件10.23以形成2015年9月9日提交给美国证券交易委员会的S-4/A)。†
10.4						罗伯特·Daniel·肯普与Avangrid，Inc.于2014年1月16日签订的服务合同(2015年9月9日提交给美国证券交易委员会的S-4/A表格，通过引用附件10.24并入本文)。†
10.5						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)。
10.6						Iberdrola Renewables，LLC和Gamesa Wind US，LLC于2014年12月28日签订的设备供应协议(通过引用附件10.29并入本文，形成于2015年11月6日提交给美国证券交易委员会的S-4/A)。

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展品编号						展品说明
10.7						罗伯特·Daniel·肯普与Iberdrola USA Management Corporation(前身为Energy East Management Corporation)于2009年9月25日签署的协议和新闻稿(本文通过引用附件10.31并入，形成S-4/A于2015年9月9日提交给美国证券交易委员会)。†
10.8						Avanggrid，Inc.(前身为Iberdrola USA，Inc.)之间的赔偿协议格式及其董事和高级管理人员(在此引用附件10.32合并为S-4/A，于2015年10月21日提交给美国证券交易委员会)。†
10.90						商业票据/存单发行和支付代理协议日期为2016年5月13日，发行人为AvangridInc.，美国银行为发行和支付代理(本文引用AVANGRID于2016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Form 10-Q季度报告的附件10.1)。
10.10						作为发行商的Avangrate，Inc.与多家交易商之间的商业票据交易商协议表(通过参考AVANGRID于2016年8月4日提交给证券交易委员会的截至2016年6月30日的Form 10-Q季度报告的附件10.2而并入本文)。
10.11						替代协议，日期为2016年12月19日，由UIL控股公司和Avangrigd，Inc.(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日的财政年度Form 10-K年度报告的附件10.45合并而成)。
10.12						修订和重新启动了Avangrate，Inc.综合激励计划(通过参考AVANGRID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)。†
10.13						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(在此并入，参考AVANGRID于2018年3月26日提交给美国证券交易委员会的截至2017年12月31日的财政年度Form 10-K年度报告的附件10.37)。
10.14						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)。
10.15						Avangrid Renewables Holdings，Inc.和CCI U.S.Asset Holdings LLC于2018年1月31日签订的购买协议(本文引用AVANGRID于2018年5月3日提交给美国证券交易委员会的Form 10-Q季度报告的附件10.1)。
10.16						缅因州中部电力公司和NSTAR电力公司于2018年6月13日签订的输电服务协议(d/b/a Everource)(通过参考AVANGRID于2018年8月2日提交给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10.2而并入本文)。
10.17						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)于2018年6月13日签署的输电服务协议(通过参考AVANGRID于2018年8月2日提交给美国证券交易委员会的10-Q表格季度报告附件10.3而并入本文)。
10.18						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AVANGRID于2018年8月2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10.4而并入本文)。

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展品编号						展品说明
10.19						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AVANGRID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10-Q表格季度报告的附件10.5)。
10.20						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AVANGRID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10-Q表格季度报告的附件10.6)。
10.21						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AVANGRID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10-Q表格季度报告的附件10.7)。
10.22						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AVANGRID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10-Q表格季度报告的附件10.8)。
10.23						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AVANGRID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)。†
10.24						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)。
10.25						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)。
10.26						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)。
10.27						修订和重新制定的高管可变薪酬计划(在此通过引用附件10.1并入，以形成2022年6月6日提交给美国证券交易委员会的8-K文件)。†
10.28						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)。
10.29						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)。
10.30						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)。
10.31						Avangrigd管理公司和丹尼斯·V·阿里奥拉之间的雇佣协议，日期为2020年6月11日(在此合并，参考AVANGRID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10.1)。†

182

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展品编号						展品说明
10.32						循环信贷协议，日期为2020年6月29日，由AvangridInc.、几个贷款方、瑞穗银行(Mizuho Bank，Ltd.)作为行政代理，以及丰业银行银行和毕尔巴鄂比兹卡亚银行阿根廷分行(Banco Bilbao Vizcaya阿根廷分行)作为联合银团代理(本文通过参考AVANGRID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10.2而合并)。
10.33						对循环信贷协议的第2号修正案，日期为2020年6月29日，由AvangridInc.、纽约州电力和天然气公司、Rochester Gas and Electric Corporation、Central Maine Power Company、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、Berkshire Gas公司、几家银行和其他金融机构或实体不时签署，作为行政代理的摩根大通银行和作为辛迪加代理的美国银行，作为共同文件代理的MUFG银行和Santander Bank，N.A.和Banco Bilbao Vizcaya，阿根廷银行S.A.纽约分公司，作为可持续发展剂(通过引用AVANGRID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10.3)，
10.34						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)(通过引用AVANGRID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10.4并入本文)。
10.35						对输电服务协议的第二次修订以及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)和楠塔基特电力公司(d/b/a国家电网)之间于2020年6月25日的转让同意书(通过引用AVANGRID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并入本文)。
10.36						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日的转让同意书(d/b/a Unitil)(通过参考AVANGRID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10.6并入本文)。
10.37						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AVANGRID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10-Q表格季度报告的附件10.7)。
10.38						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. (通过引用AVANGRID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并入本文)。
10.39						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AVANGRID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)。
10.40						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AVANGRID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10.10)。
10.41						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)。
10.42						Avanggrid Management Company，LLC之间的雇佣协议，日期为2021年3月15日。和凯瑟琳·S·斯坦宾。†*

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展品编号						展品说明
10.43						Avanggrid，Inc.和Iberdrola，S.A.于2021年4月15日签署的附函协议(在此引用AVANGRID于2021年4月16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)。
10.44						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(在此引用AVANGRID于2021年7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)。†
10.45						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AVANGRID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)。
10.46						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(在此并入，通过参考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)。
10.47						幻影奖励协议表(通过引用AVANGRID于2022年4月29日提交给证券交易委员会的截至2022年3月31日的Form 10-Q季度报告的附件10.1纳入本文)。†
10.48						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AVANGRID于2022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)。†
10.49						Avangrid Management Company，LLC和Patricia Cosgel之间的日期为2022年6月29日的雇佣协议（参考AVANGRID截至2022年6月30日的季度10-Q表格季度报告的附件10.2，于2022年7月27日向美国证券交易委员会提交）。†
10.50						Avangrid Management Company，LLC和Dennis V. Arriola于2022年9月8日签订了分居协议和解除协议（参考AVANGRID截至2022年9月30日季度的10-Q表格季度报告的附件10.1纳入本文，于2022年10月26日向美国证券交易委员会提交）。†
10.51						限制性股票单位奖励协议的形式。√ *
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。*

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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。*
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2022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。

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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：

2023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)

2023年2月22日

佩德罗·阿扎格拉·布拉兹克斯

/s/帕特里夏·C.科斯格尔

首席财务官 (首席财务官)

2023年2月22日

帕特里夏·C科斯格尔

/s/ Scott M.颤抖

控制器 (首席会计主任)

2023年2月22日

斯科特·M颤抖

/s/伊格纳西奥·S.加兰

董事会主席

2023年2月22日

伊格纳西奥·S·加拉恩

/s/ John E. Baldacci

董事

2023年2月22日

John E. Baldacci

/s/丹尼尔·阿尔凯恩·洛佩斯

董事

2023年2月22日

丹尼尔·阿尔凯恩·洛佩斯

/s/罗伯特·达菲

董事

2023年2月22日

罗伯特·达菲

/s/特蕾莎·赫伯特

董事

2023年2月22日

特蕾莎·赫伯特

/s/帕特里夏·雅各布斯

董事

2023年2月22日

帕特里夏·雅各布斯

/s/约翰·L.勒西

董事

2023年2月22日

John L.勒西

/s/圣地亚哥·马丁内斯·加里多

董事

2023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

2023年2月22日

何塞·S？阿尔马达

/s/艾伦·D.所罗门蒙

董事

2023年2月22日

艾伦·D所罗门蒙

/s/卡米尔·约瑟夫·瓦拉克

董事

2023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

2023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

2023年2月22日

玛丽亚·法蒂玛·巴涅斯·加西亚

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